Fundamental Control Performance Limitations for Interarea Oscillation Damping and Frequency Stability

• With the transition towards renewable energy and the deregulation of the electricity markets, the power system is changing. Growing electricity demand and more intermittent power production increase the need for transfer capacity. Lower inertia levels due to a higher share of renewables increase the need for fast frequency reserves (FFR). In this thesis, we study fundamental control limitations for improving the damping of interarea oscillations and frequency stability.The first part of the thesis considers the damping of oscillatory interarea modes. These system-wide modes involve power oscillating between groups of generators and are sometimes hard to control due to their scale and complexity. We consider limitations of decentralized control schemes based on local measurements, as well as centralized control schemes with limitations associated to actuator dynamics and network topology. It is shown that the stability of asynchronous grids can be improved by modulating the active power of a single interconnecting high-voltage direct current (HVDC) link. One challenge with modulating HVDC active power is that the interaction between interarea modes of the two grids may have a negative impact on system stability. By studying the controllability Gramian, we show that it is possible to improve the damping in both grids as long as the frequencies of their interarea modes are not too close. It is demonstrated how the controllability, and therefore the achievable damping, deteriorates as the frequency difference becomes small. With a modal frequency difference of 5%, the damping can be improved by around 2 percentage points whereas a modal frequency difference of 20% allows for around 8 percentage points damping improvement. The results are validated by simulating two HVDC-interconnected 32-bus power system models. We also consider the coordinated control of two and more HVDC links. For some network configurations, it is shown that the interaction between troublesome interarea modes can be avoided. The second part considers the coordination of frequency containment reserves (FCR) in low-inertia power systems. A case study is performed in a 5-machine model of the Nordic synchronous grid. We consider a low-inertia test case where FCR are provided by hydro power. The non-minimum phase characteristic of the waterways limits the achievable bandwidth of the FCR control. It is shown that a consequence of this is that hydro-FCR fails at keeping the frequency nadir above the 49.0 Hz safety limit following the loss of a HVDC link that imports 1400 MW. To improve the dynamic frequency stability, FFR from wind power is considered. For this, a new wind turbine model is developed. The turbine is controlled at variable-speed, enabling FFR by temporarily borrowing energy from the rotating turbine. The nonlinear wind turbine dynamics are linearized to facilitate a control design that coordinate FFR from the wind with slow FCR from hydropower. Complementary wind resources with a total rating of 2000 MW, operating at 70–90% rated wind speeds, is shown to be more than enough to fulfill the frequency stability requirements. The nadir is kept above 49.0 Hz without the need to install battery storage or to waste wind energy by curtailing the wind turbines.

• Övergången till förnybar energi och avregleringen av elmarknaden leder till förändringar i elnätet. En växande efterfrågan på el och en mer väderberoende och osäker produktion ökar behovet av överföringskapacitet. En minskning av rotationsenergin till följd av en högre andel förnyelsebar elproduktion medför även ett ökat behov av snabba frekvensreserver, fast frequency reserves (FFR). I denna avhandling så studeras fundamentala begränsningar för att med återkoppling dämpa interareapendlingar och förbättra frekvensstabiliteten. Den första delen av avhandlingen undersöker fundamentala prestandabegränsningar för dämpningen av interareapendlingar. Dessa systemövergripande pendlingar involverar grupper av generatorer som svänger i förhållande till varandra. Interareapendlingar är ibland svåra att styra på grund av deras skala och komplexitet. Vi studerar begränsningar vid återkoppling från lokala mätsignaler, samt för centraliserade regulatorstrukturer med begränsningar kopplade till ställdonsdynamik och elsystemets topologi. Det visas hur stabiliteten hos två olika synkrona nät sammankopplade med högspänd likström, high-voltage direct current (HVDC), kan förbättras genom att modulera den aktiva effekten hos en enda HVDC-länk. En utmaning med aktiv effektmodulering är att växelverkan mellan interareapendlingar hos de två näten kan ha en negativ inverkan på systemets stabilitet. Genom att studera styrbarhetsgramianen visar vi att det alltid är möjligt att förbättra dämpningen i båda näten så länge som frekvenserna hos deras interareapendlingar inte ligger för nära varandra. Det visas hur styrbarheten, och därmed de möjliga dämpningsförbättringarna, försämras då frekvensskillnaden blir liten. Då frekvensskillnad är 5% så kan dämpningen förbättras med cirka 2 procentenheter medan en frekvensskillnad på 20% möjliggör cirka 8 procentenheters förbättring av dämpningen i båda näten. Resultaten valideras i en detaljerad simuleringsstudie av två elnät (vardera med 32 noder) sammankopplade med en HVDC-länk. Utöver detta undersöks även koordinerad styrning av två och fler länkar. För vissa elnätstopologier visas det att växelverkan mellan besvärliga interareapendlingar kan undvikas.I avhandlingens andra del undersöks koordinering av frekvenshållningsreserver, frequency containment reserves (FCR), i kraftsystem med låg rotationsenergi. En fallstudie genomförs i en modell av det nordiska kraftsystemet bestående av 5 maskiner. Vi undersöker ett scenario med låg rotationsenergi där FCR tillhandahålls från vattenkraft. Vattenvägarnas icke-minfasegenskaper medför en bandbreddsbegränsning. En konsekvens av detta är att FCR baserad på enbart vattenkraft misslyckas med att hålla frekvensen över det tillåtna gränsvärdet 49,0 Hz efter bortfallet av en HVDC-länk som importerar 1400 MW. För att förbättra frekvenssvaret undersöks möjligheten att tillhandahålla FFR från vindkraft. För detta ändamål så utvecklas en ny vindkraftverksmodell. Turbinen styrs med variabelt varvtal och tillåter FFR genom att tillfälligt låna energi från turbinen. Vindkraftverket linjäriseras för att möjliggöra en koordinering med långsam FCR från den befintliga vattenkraften. Kompletterande vindresurser med totalt 2000 MW märkeffekt (vid 70–90% av nominell vindhastighet) visar sig vara mer än tillräckligt för att uppnå frekvenskraven. Frekvensen hålls över 49,0 Hz utan att behöva installera batterilager eller begränsa vindkraftens produktion och spilla energi från vinden.

Ämnesord

TEKNIK OCH TEKNOLOGIER  -- Elektroteknik och elektronik -- Reglerteknik (hsv//swe)

ENGINEERING AND TECHNOLOGY  -- Electrical Engineering, Electronic Engineering, Information Engineering -- Control Engineering (hsv//eng)

Nyckelord

Power system control

HVDC transmission control

interarea oscillations

power oscillation damping

small-signal stability

fundamental control limitations

frequency stability

hydro power

wind power

non-minimum phase

zero dynamics

eigenvalue analysis

Electrical Engineering

Elektro- och systemteknik

Publikations- och innehållstyp

vet (ämneskategori)

dok (ämneskategori)