三、爱尔兰电力系统模型.ppt

三、爱尔兰电力系统模型,随着风力发电的增加，一些有关稳定和储能的问题出现在风电高渗透率的爱尔兰电力系统。 这不仅仅需要对电压稳定性影响的研究，而且还要为安全系统操作而增加的储存要求的需求进行研究： 1. 机组组合的计划表的改变来处理风的不确定性和管理它的多变性； 2. 改进频率控制和管理的方法； 3. 增加容量值计算的准确性。,爱尔兰系统对于电力系统的研究是一个优秀的测试系统，尤其是涉及风力发电部分。系统的小尺寸和孤岛的性质对于电压和频率的研究提供了更为显著的响应，这些研究又为未来更大的电力系统的特性提供了宝贵的见解。 在这次分析中使用的模型是一个全岛模型，这意味着，这个系统包含北爱尔兰电力系统，同时也包括爱尔兰电力系统。,这两个同步的系统是在不同的电压等级情况下互相将风电并在一起；北爱尔兰是在33千伏的水平下将风电并网而爱尔兰则是在20千伏的情况下并网的。输电系统的电压等级为110千伏及其以上，配电系统的电压等级为110千伏以下的所有电压等级。总共有2188MW的风电机组安装在岛上，其中，有1930MW的双反馈异步发电机，有258MW的定速鼠笼式感应电机。,.最坏运行情况的确定,在爱尔兰和北爱尔兰电力系统中，两种传统上被纳入功率潮流研究的负载情况 ： 夏季晚间用电低谷（SNV） SNV(夏季晚间用电低谷)指的是最小的负载和发电机运行点。这种情况下，系统最容易受到影响会导致低电压崩溃，一般发生在夏季的七、八月份的晚间。 冬季用电高峰 (WP) WP（冬季用电高峰）是负载和发电机运行的最高点，此时输电系统受到最大的压力。WP（冬季用电高峰）发生在12月到1月之间，较冷的冬季的傍晚。,一个时序数据的分析 1. 每隔15分钟采集的风电输出和负荷的数据 2. 2004年至2008年间从全国的一些风电场采集而来的。风电场的数量从2004年的7个，增加到2008年的74个。 应该指出的是，用于这些模拟的时序数据是基于风电场的输出，而不是特定区域风电的输出。而且，这些实际电厂中的风能的数据包括几个特征，如果只使用风速这一个数据的话，那么其他的一些特征，比如电厂的拓扑结构和风机的聚集性可能会丢失。这些特征还可以实现用于这些仿真中的系统的风力发电水平线性增长过程。,每年，负载的数据都要以2.6%的增速进行调整，以迎合2013年负载的水平。对于每一个数据点，瞬时的风电的渗透率，即由风电所提供的负荷总量，进行计算并在表1中相应的系统中可以看到。,如表1中所见，最坏情况运行点每年都在变化，并不包含各自年份中的SNV（夏季晚间用电低谷）或者WP(冬季用电高峰)。表1表明分析几年内的电力系统是为了确定何时开展这项研究。每年的最坏情况运行点随着季节的变化而移动的，与传统的负载形式的没有多少相关性。这项研究将关注2006年10月31日的那个点，因为这个最坏情况运行点是在2004年与2008年之间的。表1还包括了自2006年的WP（冬季用电高峰）负荷和渗透率。从表中可以看到，10月31日风电的渗透率明显高于同一年的WP（冬季用电）的2.4%的瞬时渗透率。,每一年的瞬时风电渗透率的概率密度函数是可以计算的，如表2。 图 2 2004年至2008年瞬时风电渗透率的概率密度函数,表2显示了5年的数据也有相似的分布，从风电的最大渗透率来说，研究中2006年10月31日这个点是最坏情况运行点。本文所采用的方法是围绕一个点进行模拟，而不是把若干年的数据结合成一条简单的概率时间序列。 仿真期间，还有很多风电渗透率较高的，例如，2005年的1月1日，仿真包含很多高于79%渗透率的系统的极端运行点。2006年10月31日附近的负载方案与传统意义上的给定年份的WP（冬季用电高峰）最坏情况进行比较。本文就提出了一个合适的传统静态技术的比较和方法。,.爱尔兰电力系统电压控制的实现,DFIG(双馈感应发电机)有两种主要的控制策略：机端电压控制和定功率因数控制。在这篇文章中，将有4个时间序列功率流的仿真。每一种控制策略都有两个负载方案；2006年10月31日和2006年的WP（冬季用电高峰），并应用于2013年的爱尔兰电力系统。4个仿真的风电渗透率水平和负载方案都可以在表2中看到。,表2中可以看出，尽管WP（冬季用电高峰）具有较高的风电渗透率的平均水平，但是当时系统中负载的需要也更大。结果，在WP（冬季用电高峰）方案中，风电贡献了较小的比例。这说明了对于检测高渗透率风电系统的时候，需要确定一个合适的负载方案。,在所有的4个例子中，输电网电压控制全部由装有DFIG(双馈感应电机)的、容量大于35MW的风电场完成的。根据爱尔兰输电系统的建议和实际情况，35MW的风电场被认为已经足够大了， 有足够的无功补偿来控制110kV的母线电压。这些风电场是在功率因数为0.90.95之间运行，提供11.50MVAr到16.95MVAr的无功功率。35MW以下的风电场在110kV电压等级下没有所需的无功功率的容量来提供足够的控制。在测试系统中，DFIG（双馈感应电机）能够提供973.90MW对输电网进行控制。,风电场建模如下：涡轮机都被聚集在较低的电压下，0.4kv，集电母线。然后集电母线通过变压器和配网电压等级的母线相连，ROI(爱尔兰)的母线电压为20kV，NI(北爱尔兰)为33Kv.然后在通过另一个变压器与输电系统相连，电压等级从配电网水平提高到110kV输电网的等级。风电场与系统相连的简要方式可以从图3中看出。,图3 爱尔兰全岛由变压器连接的风电场的电力系统的单线图,在全部例子中，容量大于35MW的风电场控制终端110kV母线的总线电压。然而，当配网一级的控制实施的时候，20kV的总线就成为了终端控制总线。随着接有风电场的输电网的运行，在所有4个例子中，定速的电机在功率因数为0.95（感性）的状态下运行。这样，有258.44WM的风电是没有被控制的。,控制在剩下的、容量小于35MW的、具有DFIG(双馈感应电机)的风电场之间变化。在例A和C中，没有电压控制实施，装有DFIG(双馈感应电机)的风电场在功率因数的0.95的感性条件下运行。在例B和D中，DFIG（双反馈感应电机）在20kV或者33kV的配电网总线，利用电压控制特性，运用终端电压控制。4个例子的，由DFIG(双馈感应电机)风机控制策略的配电网可以在表3中看到。,.机组组合和经济调度,为了达到负载和发电机在TSPF(时间序列功率流)每一个时间间隔的平衡，机组组合和经济调度是必须的。使用WILMAR计划工具，随着相应的关于负荷和风电的时间序列数据，一个机组组合计划表被创建起来。机组组合计划表决定了机组的具体的使用时间。 发电和负荷在15分钟的时间间隔内的平衡需要一个经济调度。可以使用PSS/E中的自动经济调度应用来完成。对于系统中每一个传统单元的热率曲线都可以写进经济调度应用当中，并以单元机组组合计划表（由每一时间间隔内的负荷和发电平衡所提供）为基础。,.数据的记录和分析,4组为期两周的模拟，进行了总数为5376（44241