Modelling of An Offshore Wind Farm for Multi-Frequency Stability Analysis

Abstract

I denne masteroppgaven er det blitt utviklet to funksjonelle simuleringsmodeller som likner svært på modellene CIGREs arbeidsgruppe C4.49 Multi-frequency stability of converter-based modern power systems har designet. Den økende kompleksiteten i den elektriske kraftsystemet de siste årene har vist seg å introdusere nye utfordringer knyttet til fler-frekvens stabilitet i form av interaksjoner og resonans mellom passive komponenter i nettet og kontrollsystemet til omformere. C4.49 er etablert for å beskrive fenomenet og forklare tilgjengelige metoder for analyser, samt gi en felles forståelse av modellering, analyse, evaluering og metoder for redusere problemet. Formålet med denne masteroppgaven er å komme med et bidrag til C4.49 i forbindelse med modelleringen.

Systemene, som er designet for å illustrere problemet, representerer nett som er dominert av kraftelektronikk hvor både generatorer og laster er koblet sammen via omformere. Systemdesignet foreslått av C4.49 er ikke begrenset til én bestemt type genererende enhet. Likevel, er det for denne masteroppgaven blitt bestemt å betrakte de strømgenererende enhetene som vindturbiner. Det første systemet består kun av en enkelt genererende enhet koblet til en ideell spenningskilde, mens det andre systemet er bygget opp av to omformerkonfigurasjoner som er koblet til kraftnettet. De to omformerkonfigurasjoner i det andre systemet representerer i denne masteren en samling av 58 vindturbiner. For å gjøre modellen så realistisk som mulig er det blitt benyttet parameterdata fra vindkraftverket HORNSEA Project ONE. Designet av omformernes kontrollsystem er utledet basert på metoder fra litteraturen og er blitt grundig forklart.

Modelleringsprosessen avdekket en utfordring med den oppskalerte representasjonen av en enkelt vindturbin, gitt den valgte kontrollstrategien. Problemet, som introduserte en enorm mengde harmonisk støy for systemet, er antatt å ha sin opprinnelse i en økt differanse mellom energilagringskapasiteten til filterinduktansen og filterkondensatoren. Problemet ble løst ved å justere spenningsnivået på DC-siden av omformeren. Undersøkelser indikerte at grunnen til den vellykkede justeringen av DC-spenningen skyldtes en tilstrekkelig regulering av en ukontrollert effektflyt mellom de to sidene av omformeren på grunn av den store filterkapasitansen. Den ekvivalente representasjonen av den samlede filterimpedansen er riktig sett fra nettet. Likevel forventes ikke problemet å oppstå i virkeligheten ettersom vindkraftverk i realiteten består av mange enkeltstående enheter med et mye lavere forhold mellom induktansen og kapasitansen. Funnene betraktes som en svakhet ved modellen som det er verdt å diskutere videre.

En frekvensskanning av omformerne under ulike driftsforhold viste en signifikant og lite forutsigbar variasjon i impedansen for frekvenser under 200 Hz. Impedansen var i denne regionen følsom for alle de ulike driftsforholdene som ble testet.

In this master thesis, two functional simulation models that resemble the benchmark systems recently suggested by CIGRE's working group C4.49 Multi-frequency stability of converter-based modern power systems have been developed. The increasing complexity of the electrical infrastructure over the last years has turned out to introduce new challenges related to multi-frequency stability in terms of interactions and resonances between physical components in the grid and the converter control. C4.49 is established to describe the phenomenon and explain available methods for analyses, in addition to provide a common understanding on modelling, analysis, evaluation, and mitigation methods. The scope of this master thesis is to make a contribution to C4.49 related to the modelling.

The benchmark systems represent power electronic dominated grids where both power generators and loads are interfaced by power electronic converters. The system design suggested by C4.49 is not limited to a certain type of power source. However, it has been chosen for this thesis to treat the generating units in the benchmark systems as wind turbines. The first system consists solely of a single generating unit connected to an ideal voltage source, while the second system is built up of two converter configurations connected to the grid. The two converter configurations in the second system are in this thesis representing a cluster of 58 wind turbines. To make the model as realistic as possible, parameter data from the Hornsea Project ONE wind power plant has been used. The design of the converters' control system is derived from a methodology-based approach and has been explained thoroughly.

The modelling process revealed a challenge with the up-scaled representation of a single wind turbine with the chosen control strategy. The trouble, which introduced a tremendous amount of harmonic distortion to the system, is believed to originate from an increased difference in the energy storage capability of the filter inductors and filter capacitor. The problem was solved by adjusting the voltage level on the DC side of the converter. Investigation indicated that the reason for the successful adjustment of the DC voltage was a sufficient regulation of an uncontrolled power flow between the two converter sides due to the large filter capacitance. Seen from the grid, the representation of the filter impedance is adequate. However, the problem is not expected to be present in real-life applications as the wind farm in reality consists of many separate units with a much lower ratio between the inductance and capacitance. The finding is considered as a weakness with the model which is worth being highlighted and discussed.

A frequency sweep of the converter model under different operating conditions showed a significant and hardly predictable variation in the impedance magnitude for frequencies below 200 Hz. In this region, the impedance was susceptible to all the various operating conditions applied.