CN117833378A - 一种无avc主站的风电场电压控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种无AVC主站的风电场电压控制方法，该方法包括根据风电场无功和并网点电压变化量的关系，建立独立运行的风电场AVC模型；基于独立运行的风电场AVC模型，构建变步长扰动观测方法，从而缩短并网点电压进入死区的时间，改善电压调节速度；根据各场站间的电压无功耦合关系，构建无功功率总出力约束，从而在保证调节速度的基础上改善无功不均衡现象，本发明通过变步长扰动观测方法使得无AVC主站的风电场站的并网点电压调节速度得到有效提升，能有效提高风电接入区域电压稳定性；在无功总量约束下能有效改善各风电场的无功出力不均衡，减少了风电场无功调节能力的浪费。

Description

一种无AVC主站的风电场电压控制方法

技术领域

本发明涉及风电场电压控制技术领域，特别是涉及一种无AVC主站的风电场电压控制方法。

背景技术

随着我国风电规模迅速增长，大规模的风电接入***会对电网的电压稳定性产生影响，当风电集群中各风电场电气距离较近时，场站间调节交叉影响显著，竞争调节、无序调节可能引发电压剧烈波动，从而影响整个风电接入区域的电压稳定，另外由于风电场调压方式繁多，各种调压设备动作特性各异，使得风电集群中出现的无功功率不均衡问题受到了广泛关注，针对风电集群中无协控站的运行场景，场站间信息难以互通，亟需提出一种无AVC主站的风电场电压控制方法在提升风电场并网点电压调节速度的基础上，使各风电场站无功出力更加均衡，为此，本文基于独立运行的风电场AVC模型，提出一种变步长扰动观测方法，从而提高电压调节速度，使各风电场并网点电压更快进入死区，且在无功功率总出力约束下，能有效改善风电集群中的无功出力不均衡现象。

发明内容

本发明提供一种无AVC主站的风电场电压控制方法，可以有效解决上述背景技术中提出的问题，首先，根据风电场站无功和并网点电压变化量的关系，建立独立运行的风电场AVC模型；其次，基于独立运行的风电场AVC模型，构建变步长扰动观测方法，从而缩短并网点电压进入死区的时间，改善电压调节速度；最后，根据各场站间的电压无功耦合关系，构建无功功率总出力约束，从而在保证调节速度的基础上改善无功不均衡现象。

为实现上述目的，本发明提供如下技术方案：一种无AVC主站的风电场电压控制方法，包括以下步骤：

步骤1：根据风电场站无功和并网点电压变化量的关系，建立独立运行的风电场AVC模型；

步骤2：基于独立运行的风电场AVC模型，构建变步长扰动观测方法，从而缩短并网点电压进入死区的时间，改善电压调节速度；

步骤3：根据各场站间的电压无功耦合关系，构建无功功率总出力约束，从而在保证调节速度的基础上改善无功不均衡现象。

根据上述技术方案，所述步骤1：根据风电场站无功和并网点电压变化量的关系，建立独立运行的风电场AVC模型：

独立运行的风电场AVC模型中，上级调度部门下发电压指令至各风电场站，各场站根据电压差和电压无功灵敏度计算无功功率差额，从而调整风电场内部的无功源出力，使得风电场并网点电压进入目标电压死区；

各场站观测初始电压并获取电压指令和电压无功灵敏度，即可计算无功补偿量ΔQ(n)，关系式可表示为：

式中，ΔU(n)为n*T时刻风电场并网点电压与目标电压的差值；U(n)为n*T时刻风电场并网点电压；T为风电场站的无功调节周期；n为风电场无功调节控制周期数；

各风电场站进行电压调节时，AVC子站将计算的无功功率出力ΔQ(n)按照分发比例K(n)下发无功扰动指令ΔQ₁(n)至无功源，关系式可表示为：

ΔQ₁(n)＝K(n)*ΔQ(n) (2)

当控制周期n＝1时，由式(1)可根据初始电压和电压无功灵敏度计算无功功率初始缺额ΔQ(1)；再由式(2)可根据初始分发比例计算第一次的无功扰动指令ΔQ₁(1)。

根据上述技术方案，所述步骤2：基于独立运行的风电场AVC模型，构建变步长扰动观测方法，从而缩短并网点电压进入死区的时间，改善电压调节速度；

在风电场电压控制过程中，变步长扰动观测法按照先扰动后观测的方式进行，扰动量为自身风电场的无功出力，观测量为风电场并网点电压实际值；每个控制周期进行一次扰动和一次观测，每次扰动引起的电压变化，需要在下一个控制周期的扰动前才能进行观测；假设自身风电场站无功调节周期为T，其他风电场的无功调节周期为T'(T＜T'＜3T)；

在n*T时刻进行无功扰动后，观测(n+1)*T时刻风电场并网点电压U(n+1)，可以通过公式(3)计算n*T—(n+1)*T时间内的电压变化量ΔU(n)；

ΔU(n)＝U(n+1)-U(n) (3)

由于自身场站产生的无功出力已知，可通过对自身场站无功出力引起的电压变化量和实际电压变化量进行比较来判断其他场站是否在n*T—(n+1)*T时间内有无功出力，从而判断出其他风电场的无功调节周期；

先将其他风电场的无功调节周期T'分为两种情况，如公式(4)所示：

可算得其它场站的无功出力引起的电压变化量ΔU_T'(n)，计算公式可表示为：

ΔU_T'(n)＝ΔU(n)-ΔQ₁(n)*S₁₁ (5)

若ΔU_T'(n)＞0，则其它风电场的无功调节周期为T＜T'＜2T；若ΔU_T'(n)≈0，则其它风电场的无功调节周期2T≤T'＜3T；

1、当其它风电场的无功调节周期为T＜T'＜2T时：

可通过估计法计算其它风电场站在第n个控制周期内的无功出力，根据电压变化量和近似的电压无功灵敏度计算出其它场站无功出力估计值ΔQ_m(n)，公式可表示为：

式中，S1m是场站间的电压无功灵敏度，这里使其近似于S11；

在第n个控制周期内，自身风电场无功调节量ΔQ1(n)和其它风电场无功调节量ΔQm(n)在电压变化上的关系式可表示为：

ΔU(n)＝ΔU_T(n)+ΔU_T'(n)

＝S₁₁*ΔQ₁(n)+S_1m*ΔQ_m(n)

≈S₁₁*{ΔQ₁(n)+ΔQ_m(n)} (7)

式中，ΔU(n)是第n个控制周期内并网点电压总变化量；ΔU_T(n)是第n个控制周期内自身场站无功出力引起的电压变化量；ΔU_T'(n)是第n个控制周期内其它场站无功出力引起的电压变化量；S11是自身场站电压无功灵敏度；S1m为场站间的电压无功灵敏度，这里使其近似于S11；

因为无功出力大小对应着电压变化量的大小，自身场站无功出力引起的电压变化关系为：

式中，是第n个控制周期内自身场站无功出力占所有风电场总出力的比值，同时也是自身场站无功出力引起电压变化量占电压总变化量的比值；

同时，其它风电场出力ΔQm(n)越大，会使得自身场站下一周期无功调节量大幅减少，而为使电压调节速度更快，即风电场并网点电压更快进入死区，需在下一周期增大自身无功出力比例，这时考虑其它场站无功出力影响因数λ₁，使得能够按照其它场站无功出力引起的电压变化量占比对分发比例进行修正，从而改变下一控制周期的调节步长，以达到改善并网点电压调节速度的目的；

λ₁表达式为：

因此下一控制周期的分发比例计算公式可表示为：

2、当其它风电场的无功调节周期2T≤T'＜3T时：

因为其它风电场的无功调节周期为2T≤T'＜3T，即在控制周期为n+1时才进行补偿，所以需要再进行一次扰动-观测过程才能评估其它场站的无功出力情况；

首先，由式(1)计算得(n+1)*T时刻场站的无功出力ΔQ(n+1)；再由式(2)可计算得(n+1)*T时刻场站按照分发比例K(n)下发的扰动指令ΔQ1(n+1)；

观测(n+2)*T时刻并网点电压U(n+2),可得控制周期为n+1时该场站和其它场站无功出力引起的电压变化量ΔU(n+1)可表示为：

ΔU(n+1)＝U(n+2)-U(n+1) (11)

计算其它场站的无功出力引起的电压变化量ΔU_T'(n+1)，关系式可表示为：

ΔU_T'(n+1)＝ΔU(n+1)-ΔQ₁(n+1)*S₁₁ (12)

计算(n+1)*T时刻其它风电场站的无功出力估计值ΔQ_m(n+1)：

在(n+1)*T时刻，自身场站和其它场站同时产生无功出力时，自身场站无功调节量ΔQ1(n+1)和其它风电场无功调节量ΔQm(n+1)在电压变化上的关系式可表示为：

因为无功出力大小对应着电压变化量的大小，自身场站无功出力引起的电压变化关系为：

式中，是第n+1个控制周期内自身场站无功出力占所有风电场总出力的比值，同时也是自身场站无功出力引起电压变化量占电压总变化量的比值；

同理，考虑其它场站无功出力影响因数λ₂，λ₂表达式为：

因此下一控制周期的分发比例计算公式可表示为：

整理式(10)和式(17)得，分发比例计算公式可表示为：

根据以上扰动观测法的控制原理可得，每进行一次其它场站的无功出力估计，便会使风电场无功分发比例更新一次，从而通过改变无功调节步长，缩短并网点电压进入死区的时间，改善电压调节速度。

根据上述技术方案，所述步骤3：根据各场站间的电压无功耦合关系，构建无功功率总出力约束，从而在保证调节速度的基础上改善无功不均衡现象：

在同一风电集群中，i个并列运行风电场之间的电压耦合关系可表示为：

式中，Sii为各风电场站自身电压无功灵敏度；Sij(i≠j)为各风电场站之间的电压无功灵敏度；S为电压无功灵敏度矩阵；

当风电集群中各风电场站并列运行时，各风电场接入同一汇集母线，上式中的电压无功灵敏度矩阵S的对角线元素可认定为相等，有功出力变化对于计算电压无功灵敏度影响很小，因此即使风功率波动性较大，电压无功灵敏度可视为恒定值；另外各风电场站并列运行时，各场站之间存在电压强耦合，使得电压无功灵敏度矩阵S的非对角线元素近似等于对角线元素；基于上述条件，可对风电场站无功总出力进行约束，约束关系可表示为：

式中，为该风电场累计无功出力；ΔQ(1)为风电场在初始电压状态下计算的无功补偿量。

与现有技术相比，本发明的有益效果：

本发明提供的一种基于无AVC主站的风电场电压控制方法，首先根据风电场站无功和并网点电压变化量的关系，建立独立运行的风电场AVC模型，提出无功不均衡评估标准；其次，基于独立运行的风电场AVC模型，构建变步长扰动观测方法，从而缩短并网点电压进入死区的时间，改善电压调节速度；最后根据各场站间的电压无功耦合关系和无功不均衡评估标准，构建无功功率总出力约束，从而在保证调节速度的基础上改善无功不均衡现象。

为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

附图说明

附图用来提供对本发明的进一步理解，并且构成说明书的一部分，与本发明的实施例一起用于解释本发明，并不构成对本发明的限制。在附图中：

图1是本发明实施例一种无AVC主站的风电场电压控制方法的流程示意图；

图2是本发明实施例一种无AVC主站的风电场AVC子站控制结构的示意图；

图3是本发明实施例采用的变步长扰动观测方法的执行架构示意图；

图4是本发明实施例一种无AVC主站的变步长扰动观测电压控制方法流程示意图；

图5是本发明实施例一种无AVC主站的风电场电压控制方法的AVC子站控制结构示意图。

具体实施方式

以下结合附图对本发明的优选实施例进行说明，应当理解，此处所描述的优选实施例仅用于说明和解释本发明，并不用于限定本发明。

实施例：本发明提供技术方案，如图1所示，本发明实施例提供了一种无AVC主站的风电场电压控制方法，包括步骤：

S1、根据风电场站无功和并网点电压变化量的关系，建立独立运行的风电场AVC模型；

如图2所示，本实施例提供了独立运行的风电场AVC模型，对于无AVC主站的风电集群，上级调度部门下发电压指令至各风电场站，各场站根据电压差和电压无功灵敏度计算无功功率差额，从而调整风电场内部的无功源出力，使得风电场并网点电压进入目标电压死区。

各场站观测初始电压并获取电压指令和电压无功灵敏度，即可计算无功补偿量ΔQ(n)，关系式可表示为：

式中，ΔU(n)为n*T时刻风电场并网点电压与目标电压的差值；U(n)为n*T时刻风电场并网点电压；T为风电场站的无功调节周期；n为风电场无功调节控制周期数；

各风电场站进行电压调节时，AVC子站将计算的无功功率出力ΔQ(n)按照分发比例K(n)下发无功扰动指令ΔQ₁(n)至无功源，关系式可表示为：

ΔQ₁(n)＝K(n)*ΔQ(n) (2)

当控制周期n＝1时，由式(1)可根据初始电压和电压无功灵敏度计算无功功率初始缺额ΔQ(1)；再由式(2)可根据初始分发比例计算第一次的无功扰动指令ΔQ₁(1)。

S2、基于独立运行的风电场AVC模型，构建变步长扰动观测方法，从而缩短并网点电压进入死区的时间，改善电压调节速度；

变步长扰动观测法的执行架构如图3所示，其中第一次观测是为获取风电场初始电压信息，后续一直按照先扰动后观测的方式进行，扰动量为自身风电场的无功出力ΔQ，观测量为风电场并网点电压实际值U；每个控制周期进行一次扰动和一次观测，每次扰动引起的电压变化，需要在下一个控制周期的扰动前才能进行观测；假设自身风电场站无功调节周期为T，其他风电场的无功调节周期为T'(T＜T'＜3T)。

变步长扰动观测法流程图如图4所示，在n*T时刻进行无功扰动后，观测(n+1)*T时刻风电场并网点电压U(n+1)，可以通过公式(3)计算n*T—(n+1)*T时间内的电压变化量ΔU(n)；

ΔU(n)＝U(n+1)-U(n) (3)

由于自身场站产生的无功出力已知，可通过对自身场站无功出力引起的电压变化量和实际电压变化量进行比较来判断其他场站是否在n*T—(n+1)*T时间内有无功出力，从而判断出其他风电场的无功调节周期。

先将其他风电场的无功调节周期T'分为两种情况，如公式(4)所示：

可算得其它场站的无功出力引起的电压变化量ΔU_T'(n)，计算公式可表示为：

ΔU_T'(n)＝ΔU(n)-ΔQ₁(n)*S₁₁ (5)

若ΔU_T'(n)＞0，则其它风电场的无功调节周期为T＜T'＜2T；若ΔU_T'(n)≈0，则其它风电场的无功调节周期2T≤T'＜3T。

当其它风电场的无功调节周期为T＜T'＜2T时：

可通过估计法计算其它风电场站在第n个控制周期内的无功出力，根据电压变化量和近似的电压无功灵敏度计算出其它场站无功出力估计值ΔQ_m(n)，公式可表示为：

式中，S1m是场站间的电压无功灵敏度，这里使其近似于S11；

在第n个控制周期内，自身风电场无功调节量ΔQ1(n)和其它风电场无功调节量ΔQm(n)在电压变化上的关系式可表示为：

ΔU(n)＝ΔU_T(n)+ΔU_T'(n)

＝S₁₁*ΔQ₁(n)+S_1m*ΔQ_m(n)

≈S₁₁*{ΔQ₁(n)+ΔQ_m(n)} (7)

式中，ΔU(n)是第n个控制周期内并网点电压总变化量；ΔU_T(n)是第n个控制周期内自身场站无功出力引起的电压变化量；ΔU_T'(n)是第n个控制周期内其它场站无功出力引起的电压变化量；S11是自身场站电压无功灵敏度；S1m为场站间的电压无功灵敏度，这里使其近似于S11；

因为无功出力大小对应着电压变化量的大小，自身场站无功出力引起的电压变化关系为：

式中，是第n个控制周期内自身场站无功出力占所有风电场总出力的比值，同时也是自身场站无功出力引起电压变化量占电压总变化量的比值；

同时，其它风电场出力ΔQm(n)越大，会使得自身场站下一周期无功调节量大幅减少，而为使电压调节速度更快，即风电场并网点电压更快进入死区，需在下一周期增大自身无功出力比例，这时考虑其它场站无功出力影响因数λ₁，使得能够按照其它场站无功出力引起的电压变化量占比对分发比例进行修正，从而改变下一控制周期的调节步长，以达到改善并网点电压调节速度的目的。

λ₁表达式为：

因此下一控制周期的分发比例计算公式可表示为：

当其它风电场的无功调节周期2T≤T'＜3T时：

因为其它风电场的无功调节周期为2T≤T'＜3T，即在控制周期为n+1时才进行补偿，所以需要再进行一次扰动-观测过程才能评估其它场站的无功出力情况。

首先，由式(1)计算得(n+1)*T时刻场站的无功出力ΔQ(n+1)；再由式(2)可计算得(n+1)*T时刻场站按照分发比例K(n)下发的扰动指令ΔQ1(n+1)。

观测(n+2)*T时刻并网点电压U(n+2),可得控制周期为n+1时该场站和其它场站无功出力引起的电压变化量ΔU(n+1)可表示为：

ΔU(n+1)＝U(n+2)-U(n+1) (11)

计算其它场站的无功出力引起的电压变化量ΔU_T'(n+1)，关系式可表示为：

ΔU_T'(n+1)＝ΔU(n+1)-ΔQ₁(n+1)*S₁₁ (12)

计算(n+1)*T时刻其它风电场站的无功出力估计值ΔQ_m(n+1)：

在(n+1)*T时刻，自身场站和其它场站同时产生无功出力时，自身场站无功调节量ΔQ1(n+1)和其它风电场无功调节量ΔQm(n+1)在电压变化上的关系式可表示为：

ΔU(n+1)＝ΔU_T(n+1)+ΔU_T'(n+1)

＝S₁₁*ΔQ₁(n+1)+S_1m*ΔQ_m(n+1)

≈S₁₁*{ΔQ₁(n+1)+ΔQ_m(n+1)} (14)

因为无功出力大小对应着电压变化量的大小，自身场站无功出力引起的电压变化关系为：

式中，是第n+1个控制周期内自身场站无功出力占所有风电场总出力的比值，同时也是自身场站无功出力引起电压变化量占电压总变化量的比值；

同理，考虑其它场站无功出力影响因数λ₂，λ₂表达式为：

因此下一控制周期的分发比例计算公式可表示为：

整理式(10)和式(17)得，分发比例计算公式可表示为：

S3、根据各场站间的电压无功耦合关系，构建无功功率总出力约束，从而在保证调节速度的基础上改善无功不均衡现象：

具体地，在同一风电集群中，i个并列运行风电场之间的电压耦合关系可表示为：

式中，Sii为各风电场站自身电压无功灵敏度；Sij(i≠j)为各风电场站之间的电压无功灵敏度；S为电压无功灵敏度矩阵；

具体地，风电场站无功总出力约束关系可表示为：

式中，为风电场累计无功出力；ΔQ(1)为风电场在初始电压状态下计算的无功补偿量；

如图5所示是无AVC主站的风电场电压控制方法的AVC子站控制结构示意图，基于独立运行的风电场AVC模型，变步长扰动观测方法能提高无功调节速度，使各风电场并网点电压更快进入死区；在无功功率总出力约束下，能有效改善风电集群中的无功出力不均衡现象。

最后应说明的是：以上所述仅为本发明的优选实例而已，并不用于限制本发明，尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，对于本领域的技术人员来说，其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (4)

1.一种无AVC主站的风电场电压控制方法，其特征在于，包括以下步骤：

步骤1：根据风电场站无功和并网点电压变化量的关系，建立独立运行的风电场AVC模型；

步骤2：基于独立运行的风电场AVC模型，构建变步长扰动观测方法，从而缩短并网点电压进入死区的时间，改善电压调节速度；

步骤3：根据各场站间的电压无功耦合关系，构建无功功率总出力约束，从而在保证调节速度的基础上改善无功不均衡现象。

2.根据权利要求1所述的一种无AVC主站的风电场电压控制方法，其特征在于，所述步骤1：根据风电场站无功和并网点电压变化量的关系，建立独立运行的风电场AVC模型：

独立运行的风电场AVC模型中，上级调度部门下发电压指令至各风电场站，各场站根据电压差和电压无功灵敏度计算无功功率差额，从而调整风电场内部的无功源出力，使得风电场并网点电压进入目标电压死区；

各场站观测初始电压并获取电压指令和电压无功灵敏度，即可计算无功补偿量ΔQ(n)，关系式可表示为：

式中，ΔU(n)为n*T时刻风电场并网点电压与目标电压的差值；U(n)为n*T时刻风电场并网点电压；T为风电场站的无功调节周期；n为风电场无功调节控制周期数；

各风电场站进行电压调节时，AVC子站将计算的无功功率出力ΔQ(n)按照分发比例K(n)下发无功扰动指令ΔQ₁(n)至无功源，关系式可表示为：

ΔQ₁(n)＝K(n)*ΔQ(n) (2)

当控制周期n＝1时，由式(1)可根据初始电压和电压无功灵敏度计算无功功率初始缺额ΔQ(1)；再由式(2)可根据初始分发比例计算第一次的无功扰动指令ΔQ₁(1)。

3.根据权利要求1所述的一种无AVC主站的风电场电压控制方法，其特征在于，所述步骤2：基于独立运行的风电场AVC模型，构建变步长扰动观测方法，从而缩短并网点电压进入死区的时间，改善电压调节速度；

在风电场电压控制过程中，变步长扰动观测法按照先扰动后观测的方式进行，扰动量为自身风电场的无功出力，观测量为风电场并网点电压实际值；每个控制周期进行一次扰动和一次观测，每次扰动引起的电压变化，需要在下一个控制周期的扰动前才能进行观测；假设自身风电场站无功调节周期为T，其他风电场的无功调节周期为T'(T＜T'＜3T)；

在n*T时刻进行无功扰动后，观测(n+1)*T时刻风电场并网点电压U(n+1)，可以通过公式(3)计算n*T—(n+1)*T时间内的电压变化量ΔU(n)；

ΔU(n)＝U(n+1)-U(n) (3)

由于自身场站产生的无功出力已知，可通过对自身场站无功出力引起的电压变化量和实际电压变化量进行比较来判断其他场站是否在n*T—(n+1)*T时间内有无功出力，从而判断出其他风电场的无功调节周期；

先将其他风电场的无功调节周期T'分为两种情况，如公式(4)所示：

可算得其它场站的无功出力引起的电压变化量ΔU_T'(n)，计算公式可表示为：

ΔU_T'(n)＝ΔU(n)-ΔQ₁(n)*S₁₁ (5)

若ΔU_T'(n)＞0，则其它风电场的无功调节周期为T＜T'＜2T；若ΔU_T'(n)≈0，则其它风电场的无功调节周期2T≤T'＜3T；

1、当其它风电场的无功调节周期为T＜T'＜2T时：

可通过估计法计算其它风电场站在第n个控制周期内的无功出力，根据电压变化量和近似的电压无功灵敏度计算出其它场站无功出力估计值ΔQ_m(n)，公式可表示为：

式中，S1m是场站间的电压无功灵敏度，这里使其近似于S11；

在第n个控制周期内，自身风电场无功调节量ΔQ1(n)和其它风电场无功调节量ΔQm(n)在电压变化上的关系式可表示为：

ΔU(n)＝ΔU_T(n)+ΔU_T'(n)

＝S₁₁*ΔQ₁(n)+S_1m*ΔQ_m(n)

≈S₁₁*{ΔQ₁(n)+ΔQ_m(n)}(7)

式中，ΔU(n)是第n个控制周期内并网点电压总变化量；ΔU_T(n)是第n个控制周期内自身场站无功出力引起的电压变化量；ΔU_T'(n)是第n个控制周期内其它场站无功出力引起的电压变化量；S11是自身场站电压无功灵敏度；S1m为场站间的电压无功灵敏度，这里使其近似于S11；

因为无功出力大小对应着电压变化量的大小，自身场站无功出力引起的电压变化关系为：

式中，是第n个控制周期内自身场站无功出力占所有风电场总出力的比值，同时也是自身场站无功出力引起电压变化量占电压总变化量的比值；

同时，其它风电场出力ΔQm(n)越大，会使得自身场站下一周期无功调节量大幅减少，而为使电压调节速度更快，即风电场并网点电压更快进入死区，需在下一周期增大自身无功出力比例，这时考虑其它场站无功出力影响因数λ₁，使得能够按照其它场站无功出力引起的电压变化量占比对分发比例进行修正，从而改变下一控制周期的调节步长，以达到改善并网点电压调节速度的目的；

λ₁表达式为：

因此下一控制周期的分发比例计算公式可表示为：

2、当其它风电场的无功调节周期2T≤T'＜3T时：

因为其它风电场的无功调节周期为2T≤T'＜3T，即在控制周期为n+1时才进行补偿，所以需要再进行一次扰动-观测过程才能评估其它场站的无功出力情况；

首先，由式(1)计算得(n+1)*T时刻场站的无功出力ΔQ(n+1)；再由式(2)可计算得(n+1)*T时刻场站按照分发比例K(n)下发的扰动指令ΔQ1(n+1)；

观测(n+2)*T时刻并网点电压U(n+2),可得控制周期为n+1时该场站和其它场站无功出力引起的电压变化量ΔU(n+1)可表示为：

ΔU(n+1)＝U(n+2)-U(n+1) (11)

计算其它场站的无功出力引起的电压变化量ΔU_T'(n+1)，关系式可表示为：

ΔU_T'(n+1)＝ΔU(n+1)-ΔQ₁(n+1)*S₁₁ (12)

计算(n+1)*T时刻其它风电场站的无功出力估计值ΔQ_m(n+1)：

在(n+1)*T时刻，自身场站和其它场站同时产生无功出力时，自身场站无功调节量ΔQ1(n+1)和其它风电场无功调节量ΔQm(n+1)在电压变化上的关系式可表示为：

ΔU(n+1)＝ΔU_T(n+1)+ΔU_T'(n+1)

＝S₁₁*ΔQ₁(n+1)+S_1m*ΔQ_m(n+1)

≈S₁₁*{ΔQ₁(n+1)+ΔQ_m(n+1)}(14)

因为无功出力大小对应着电压变化量的大小，自身场站无功出力引起的电压变化关系为：

式中，是第n+1个控制周期内自身场站无功出力占所有风电场总出力的比值，同时也是自身场站无功出力引起电压变化量占电压总变化量的比值；

同理，考虑其它场站无功出力影响因数λ₂，λ₂表达式为：

因此下一控制周期的分发比例计算公式可表示为：

整理式(10)和式(17)得，分发比例计算公式可表示为：

根据以上扰动观测法的控制原理可得，每进行一次其它场站的无功出力估计，便会使风电场无功分发比例更新一次，从而通过改变无功调节步长，缩短并网点电压进入死区的时间，改善电压调节速度。

4.根据权利要求1所述的一种无AVC主站的风电场电压控制方法，其特征在于，所述步骤3：根据各场站间的电压无功耦合关系，构建无功功率总出力约束，从而在保证调节速度的基础上改善无功不均衡现象：

在同一风电集群中，i个并列运行风电场之间的电压耦合关系可表示为：

式中，Sii为各风电场站自身电压无功灵敏度；Sij(i≠j)为各风电场站之间的电压无功灵敏度；S为电压无功灵敏度矩阵；

当风电集群中各风电场站并列运行时，各风电场接入同一汇集母线，上式中的电压无功灵敏度矩阵S的对角线元素可认定为相等，有功出力变化对于计算电压无功灵敏度影响很小，因此即使风功率波动性较大，电压无功灵敏度可视为恒定值；另外各风电场站并列运行时，各场站之间存在电压强耦合，使得电压无功灵敏度矩阵S的非对角线元素近似等于对角线元素；基于上述条件，可对风电场站无功总出力进行约束，约束关系可表示为：

式中，为该风电场累计无功出力；ΔQ(1)为风电场在初始电压状态下计算的无功补偿量。/>