Toward the New Grid Code: Implications of the Fault Ride-Through

Abstract

Norge har en lang historie innen vannkraft og den går helt tilbake til 1800-tallet, og har vært den primære kilden for produksjon av elektrisk energi siden. I de siste årene har det vært en økt utnyttelse av fornybar energi. Fault ride-through-kravet ble først krevd til vindkraftgeneratorer, og ble senere krevd for synkrone generatorer. Utnyttelsen av vindkraft har økt de siste årene i Norge, men vannkraft er fortsatt den største kilden til elektrisk energi.

Fault ride-through-kravet har blitt implementert i mange synkrone generatorer over verden. Kravet blir beksrevet av en spenningsprofil som generatoren må holde seg innnenfor uten å miste synkronisme. I Norge ble kravet først beskrevet i FIKS 2012, og senere i 2019 ble det publisert et høringsutkast av Statnett med en forbedret spenningsprofil, og lettere feilklareringstid. Både FIKS 2012 og høringsutkastet NVF 2020 vil bli presentert i avhandlingen. NVF 2020 vil bli benyttet i simuleringene.

Det er vanlig å leie inn en konsulent som tester generatorens fault ride-through-egenskap ved å sette på en spenningsprofil på generatoren. Denne avhandlingen vill vise den faktiske spenningsprofilen under en tre-fase feil ved å endre dens avnstand til høyspent siden av transformatoren. Avhandligen er tenkt som et detaljert underliggende dokument for å analysere fault ride-through egenskapene.

Modellen av systemet med den synkrone generatoren er gjort i MATLAB Simulink. En symmetrisk tre-fasefeil er satt på en linje hvor feilens avstand er dynamisk endret. Den kritiske feilklareringstiden og spenningsprofilen er presentert og beskrevet. Det er utført totalt seks scenarioer. Det er brukt en kortslutningsytelse på 20 [p.u], 10 [p.u] og 6,67 [p.u], hvor hver av de er simulert med en reaktiv effekt på null og maks. Den reaktive effekten er målt på høyspenningssiden av transformatoren som er tilkoblet generatoren.

Det som ble observert i resultatene er at driftsforholdet til generatoren før feilen har stor innvirkning på fault ride-through-egenskapene. En endring i reaktiv effekt fra null til maks bedret den kritiske feilklareringstiden til generatorene, og det kritiske feilavstanden er nærmere terminalene.

Norway's history in hydropower goes as far back as the 1800s and since has hydro been the main source of electrical power production. In the past years, there has been an increased utilization of renewable energy sources. The fault ride-through requirement was first implemented to wind power generators and has later become a requirement for synchronous generators. In Norway, the utilization of wind power has grown the past years, but hydropower is still the largest in electrical power production.

The fault ride-through requirement has been implemented to many synchronous generators worldwide, where the requirement is described as a voltage profile the synchronous generator should stay within without losing synchronism. In Norway, the fault ride-through requirement was first described in FIKS 2012. Later in 2019, a draft was published by Statnett suggesting a new, improved voltage-time profile, with easier fault clearing time. Both FIKS 2012 and the draft NVF 2020 will be described in the thesis, NVF 2020 will be used in the simulations.

Usually a consultant is hired to test the generators fault ride-though capability by putting a voltage profile on the generator. This thesis will show how the actual voltage profile is during a three-phase fault, by changing its distance from the high voltage side of the transformer. The thesis is intended as a detailed support document to aid the fault ride-through analysis.

The model is created in MATLAB Simulink where the critical clearing time and the voltage profile at each distance is presented and describe. A total of six cases is chosen. A short-circuit power of 20 [p.u], 10 [p.u], and 6,67 [p.u] is used, where each of them is simulated with a reactive power at zero and maximum. The reactive power is measured on the HV-side of the step-up transformer connected to the synchronous generator.

What is observed in the result is that the synchronous machines pre-fault operation conditions have a significant effect on the fault ride-through capability. A change in reactive power from zero to maximum improved the critical fault clearing time of the synchronous generator, and the critical fault distance was closer to the terminals.