| dc.description.abstract | Tilstedeværelsen av fornybare energikilder, spesielt vindkraft, øker raskt i kraftsystemet. Bruk av vindturbiner medfører også utfordringer, da rotasjonshastigheten til store vindturbiner reguleres for å oppnå maksimal effektutvinning fra vinden. Hastighetsreguleringen forårsaker frakobling mellom den mekaniske rotasjonen til vindturbinen og den elektriske frekvensen til kraftsystemet. Frakoblingen fører til at økende implementering av vindkraft i kraftsystemet reduserer systemets treghetsmoment og svekker frekvensstabiliteten. En populær løsning på treghetsreduksjonen er syntetiske treghetsregulatorer. Dette er en manipulasjonsteknikk i effektreferansen til vindturbinen. Regulatoren forårsaker raske og potensielt betydelige effektendringer. Referansemanipulasjonen er gjennom en derivator proporsjonal med endringen i frekvens og gjennom rotasjonshastigheten proporsjonal med kinetisk energi lagret i vindturbinens rotasjon. Regulatoren får vindturbinen til å gi en effekt ved frekvensendringer som ligner på responsen til en synkrongenerator, som motvirker frekvensendringer. Det forventes å finne flere og flere av disse syntetiske treghetsregulatorene i kraftsystemet i tiden som kommer. Raske, referansebaserte kraftelektronikk-omformere vil påvirke kraftsystemets stabilitet. Denne masteroppgaven undersøker hvordan DFIG-vindturbiner med frekvenskontrollere, inkludert syntetiske treghetsregulatorer, påvirker kraftsystemets småsignal-stabilitet.
Vindturbinteknologien i fokus er type 3, dobbelmatet induksjonsgenerator. ''Kundur’s two-area system'' brukes til analysen, der en av synkrongeneratorene byttes til vindkraft. Et testsystem er utviklet i DIgSILENT PowerFactory, hvor vindturbinmodellen er utviklet fra DFIG vindturbinmalen, hentet fra DIgSILENT-biblioteket. En komplett frekvenskontroller er designet, bestående av syntetisk treghet- og primærkontroll. Omfattende modellverifisering er utført ved å rekonstruere modellen i programvaren Matlab Simulink. Til tross for enkelte modelleringsforskjeller i programvarene, oppnås en høy grad av korrespondanse mellom egenverdiprofilene. Dette bidrar til å verifisere kraftsystem- og vindturbinmodelleringen.
Flere følsomhetsanalyser utføres for vindkraft uten frekvenskontroll og synkron-generering. Dette brukes til å undersøke roten av egenverdibevegelsen til de ulike syntetiske treghetsregulator-analysene, samt gi bedre forståelse rundt DFIG-vindturbiners påvirkning på systemets stabilitet. Uten frekvenskontroll svekker vindturbinene småsignal-stabiliteten, spesielt dempingen av mellomområde-modusen, forårsaket av DFIG-kontrollsystemet. Ved å inkludere frekvenskontrolleren i vindturbinene forbedres småsignal-stabiliteten, og den svekkede påvirkningen på mellomområde-modusen reverseres. Vindturbinene både skaper og påvirker små oscillerende egenverdier, spesielt ved bruk av syntetiske treghetsregulatorer. Derivatoren i treghetsregulatoren har en høy påvirkning på egenverdiene i systemet. En reduserende tidskonstant i derivatoren vil bedre etterligne formen til treghetsbidraget fra en synkrongenerator, men også etterligne økende synkrongenerator-treghet mot systemets egenverdier. Derfor kan en syntetisk treghetsregulator med de riktige parameterne påvirke systemets egenverdier med ønsket treghet, og samtidig gi frekvensstøtte gjennom et treghetsbidrag i samsvar med den lagrede kinetiske energien i vindturbinens rotasjon. | |
| dc.description.abstract | The presence of renewable energy sources, in particular wind power, is rapidly increasing in the power system. The rotational speed of large wind turbines is regulated to obtain maximum power extraction from the wind. This speed regulation causes a decoupling between the mechanical rotation of the wind turbine and the electrical frequency of the power system. Because of this decoupling, implementing wind power to the power system reduce the system inertia and impairs the frequency stability. A popular solution to the inertia decrease is the synthetic inertia controller. This is a power reference manipulation technique in the wind turbine controls, causing fast and potentially significant power changes. The reference manipulation is, through a derivator, proportional to the change in frequency and the kinetic energy stored in the wind turbine rotation. This control makes the wind turbine provide an inertial power similar to a synchronous generator, counteracting frequency changes. It is expected that these synthetic inertia controllers will gain presence in the power system in the near future. Fast, reference-based power electronic converters will impact the power system stability. Therefore, this thesis examines how DFIG wind turbines with frequency service controls, including synthetic inertia controllers, affect the power system's small-signal stability.
The wind turbine technology considered is the type 3 doubly-fed induction generator. Kundur's two-area system is used for the analysis, where one of the synchronous generators is replaced with an aggregated wind turbine model. A test system is developed in DIgSILENT PowerFactory, where the wind turbine model is developed from the DFIG wind turbine template in the DIgSILENT library. Complete frequency service controls are designed, including a generic synthetic inertia controller. Comprehensive model verification is performed by reconstructing the test network in a second software, Matlab Simulink. Despite some modeling differences in the two software, a strong correspondence is obtained between the eigenvalue profiles, verifying the power system and wind turbine modeling.
Various sensitivity analyses are performed for wind power without frequency controls and synchronous generation. This is used to investigate the root of the eigenvalue movement obtained for the synthetic inertia controller's sensitivity analyses and better understand the DFIG wind turbines' impact on system stability. Without frequency controls, the wind turbines impair the small-signal stability, particularly the inter-area mode damping, motivated by the DFIG control system. However, including frequency controls in the wind turbines, the small-signal stability is enhanced, including reversing the impairing impact on the inter-area mode. The wind turbines will also create and excite small oscillatory eigenvalues, especially when using synthetic inertia controls. From the analysis of the dominant power system eigenvalues, the synthetic inertia derivator is a powerful system state. A decreasing derivator time constant better replicates the shape of the inertial contribution from a synchronous generator but also replicates increasing synchronous generator inertia towards the system eigenvalues. Therefore, by appropriate synthetic inertia derivator parameters, the wind turbine can impact the system eigenvalues with the desired generator inertia, and at the same time, provide frequency support through an inertial contribution in accordance with the stored kinetic energy in the wind turbine rotation. | |
