含风电的交直流并行输电系统频率特性分析

含风电的交直流并行输电系统频率特性分析

0自动发电控制作为最成熟的可支配能源，寒风装置在近年来得到了充分发展，装置配备逐年增加，对能源系统的影响日益明显。而频率作为衡量电力系统电能质量三大主要指标之一,我们必须把它控制在允许的范围之内近年来先后有多个大容量风电场并入到系统中,我国风能主要集中在西北、内蒙、东北等地,采用风火打捆交直流外送是比较常见的输送方式,目前已经有大量学者对这种风能送出方式进行了比较深入的研究。文献自动发电控制(AGC)作为我国电网功率、频率调整的主要手段,承担着控制联络线交换功率、调节电网频率的任务。文献文章在PSCAD/EMTDC中搭建了四机两区域模型并加入直流输电系统以及大型异步感应风电场的模型,对风电场的接入对系统的频率影响进行了仿真研究,并在系统中区域1中发电机G1模拟系统图1所示是本文仿真系统结构图。其中系统两侧交流母线额定电压为230kV,发电机及负荷参数参考文献2风电场模型2.1风力机的数学模型风力机所吸收的机械功率和风速的关系如下:式中P风力机机械转矩为:2.2异步感机模型在dq坐标系下,异步感应电机的数学模型如下:磁链方程:有异步电机电磁转矩为:可以得出异步发电机的转子运动方程为:式中V3agc控制区域控制偏差AGC主要是通过对所选定的发电机的输出功率进行调整,使系统频率恢复到允许的范围内,并且保证所控制的区域间的功率交换为给定值。这个功能被称作负荷—频率控制(LFC)。目前我国已经将AGC当作频率二次调整的自动实现方式,使得能量管理系统(EMS)可以根据电网频率自动调节发电机输出,维持区域电网的负荷和发电机出力平衡在一个孤立系统中,AGC只需要维持频率在给定的正常值,而不需要考虑区域之间的功率交换。而在互联系统中,AGC需要维持区域间的功率交换维持在给定值,可以通过控制信号区域控制偏差(ACE)来实现式中B表示频率偏差因子,为负值,单位为MW/0.1Hz。这种情况下,ACE同时反映了频率偏差Δf和联络线交换功率偏差ΔP对于一个两区域系统,可以得出区域控制偏差分别为:式中:式中R表示该区域调速系统的有效速度下降率,D表示该区域等效的负荷阻尼系数。频率偏差因子B可以通过对系统大扰动时的录波估计而成为了维持区域间传输功率和系统频率为给定值,在设计AGC控制器时,在传输功率和频率波动时需要控制ACE快速到零。文中同时考虑了系统频率偏差、交流线路功率偏差ΔP4模拟分析4.1风电场对w负荷的影响系统不接入风电场和接入系统的风电分别为3个风电场,5个风电场时(风电占区域1总发电量为30%、50%),5s时在区域1交流母线切除40MW的负荷,图3~图5分别为3种情况下的区域1交流母线频率变化,仿真时长为70s。由图3~图5可以看出,在系统不含风电场时,切除40MW的负荷以后,频率变化最高值为60.300Hz,系统频率在约66s后恢复到正常值。当在系统中加入3个风电场,也就是300台风机时,频率变换的最高值约60.350Hz,在70s恢复正常水平。而当系统接入5个风电场时,频率变换的最高值约60.375Hz,到达70s时仍未恢复正常。4.2agc的加入4.2.1恢复到正常水平的时间接入风电场为4个风电场时,在发电机G图6和图7中,加入AGC以后,区域1交流母线频率变化的最大值由60.360Hz减小到60.150Hz,恢复到正常水平的时间也由69s减少到60s。图8中,未加入AGC时,当在5s时切除40MW的负荷,交流线路输送功率如图中实线所示,且负荷波动较大,持续到40s,且稳定以后功率较未切除负荷之前大,增加了12MW,而加入AGC以后如虚线所示,交流线路传输功率波动时间较短,为30s,稳定以后恢复未切除负荷之前的功率水平。4.2.2agc交流线路频率振荡接入风电场为4个风电场时,模拟风场出现阵风的情况。风电场额定风速为15m/s,仿真时,风电场W由图9、图10可以看出,在风电场出现阵风的情况下,未加入AGC时,区域1交流母线频率变化振荡较大,最大时达到60.240Hz,最低时为59.800Hz,在66s恢复正常。加入AGC以后,区域1交流母线频率在阵风过后很快恢复正常水平,最大时仅为60.150Hz,最低时为59.950Hz,且在阵风结束后恢复时间大幅缩短,为30s左右。图11为阵风情况下的交流输电线路功率变化,在未加入AGC时,阵风出现后功率变化比较剧烈,且变化持续的时间比较长,加入AGC以后变化较小,很快恢复阵风出现之前的功率水平。5机组的频率调节性能在PSCAD/EMTDC中搭建了含大型风电场以及直流输电系统的的四机两区域模型,经过仿真得出以下结论:(1)当用风电场代替火电厂出力时,在受到相同扰动时,系统的频率相对变化更大,恢复时间更长,有相对于火电机组,异步感应风力发电机在频率调节性能上的调节能力要弱,且随着风电在系统中所占比例的升