Stability Enhancement of Inverter-dominated power systems with virtual inertia control
Stabilité des systèmes électriques à fort taux de production basée sur des convertisseurs statiques incluant un contrôle d'inertie virtuelle
Résumé
The electric power system has been traditionally energised by synchronous machines like steam turbines, hydro turbines, and diesel engines. These rotating machines inherently contribute to the system resilience by providing rotational inertia.The presence of an adequate inertia in the system provides the liberty of allowing a control delay for the governor-input valve controls to respond to the frequency deviation. With the displacement of synchronous machines by converter-connected sources, the reduction of inherent system inertia is evident. However, there is also a counterpoised observation that the required amount of inertia in the transformed power system is reduced, given the faster response of the converter-based DERs. Therefore, we resort to synthetic inertia to improve the resilience of a low-inertia grid.In this context, this thesis explores questions such as: What is the adequate synthetic inertia/frequency response capability for a stable power system? How can we quantify the flexibility required to provide this adequate inertia? Does synthetic inertia greater than the adequate level necessarily indicate a higher stability margin? How different is the effect of distributed synthetic inertia on the oscillatory stability compared to synchronous inertia?Firstly, the aspects of flexibility and methods to characterize them for an adequate synthetic inertia and fast-frequency response are addressed. A generalized virtual storage flexibility model has been proposed to quantify the heterogeneous bidirectional flexibilities and their combination to provide a certain level of synthetic inertia. As an illustration, a hybrid energy storage system has been sized to provide synthetic inertia and fast-frequency response for a standard power network.The subsequent chapters discuss synthetic inertia and fast-frequency control actuated by PV systems with hybrid energy storage. In this thesis, inverter control has been explored with a complete DC-side model takes into account the effects of PV intermittency, unlike most research works on inverter control that assume a sufficiently large DC source/sink. Synthetic inertia controllers are categorized as grid-following and grid-forming topologies, which significantly affect their impact on system stability. Conventionally, the inertia and damping parameters are tuned and fixed over a scheduled time slot based on the available flexibility. It has been identified that a higher inertia is required on the occurrence of a disturbance to limit the rate of frequency deviation and a higher damping is required for a faster settling time. Therefore, for each of the control topologies, a rule-based real-time inertia tuner has been proposed to optimize the frequency deviation, its rate, and the settling time. The algorithm has been improved through a model predictive control with a rate-based linearization. The rate-based linearization extends the model validity to the transient zones. For systems with multiple grid-formers and multiple frequency responsive units, a distributed optimization problem has been formulated and solved to collectively tune the inertia and damping parameters which are constrained by the available flexibilities.The efficacy of distributed grid-forming and grid-following synthetic inertia in replacing their synchronous counterpart in a microgrid has been compared. Microgrid regulation in grid-connected and islanded modes have been studied by modelling the DERs with discussed control strategies. The impact of the two types of synthetic inertia controls on the small signal stability of the system are examined by modal analysis and bifurcation plots to derive the conditions for oscillatory stability in a microgrid with distributed synthetic inertia reserves. The effectiveness of the proposed control strategies in restoring the frequency stability of low-inertia systems has been validated by power hardware-in-the-loop experimentation.
Le système électrique est traditionnellement alimenté par des machines tournantes synchrones. Ces machines tournantes contribuent intrinsèquement à la résilience du système en fournissant une inertie rotative. La présence d'une inertie adéquate donne donc la liberté de laisser un temps aux commandes de la soupape d'entrée du régulateur pour répondre à la variation de la fréquence.Avec le remplacement graduel des machines synchrones par de la production renouvelable décentralisée (PED), intermittente et connectée à travers des convertisseurs statiques, la réduction de l'inertie inhérente au système est évidente. Cependant, d’un autre côté, la quantité d'inertie requise dans ce système électrique en évolution est réduite, du fait de la réponse plus rapide des PED commandées par convertisseur. Ainsi, nous devons recourir à l'inertie synthétique pour améliorer la résilience du système avec une plus faible inertie.Dans ce contexte, cette thèse explore des questions telles que: Quelle est la capacité adéquate d'inertie synthétique et/ou de la réponse en fréquence pour un système électrique (tendant vers le 100% renouvelable via des convertisseurs) stable? Comment quantifier la flexibilité nécessaire pour fournir cette inertie adéquate? Une inertie synthétique supérieure au niveau adéquat indique-t-elle nécessairement une marge de stabilité plus élevée? Dans quelle mesure l'effet de l'inertie synthétique décentralisée est-il différent de celui de l'inertie synchrone sur la stabilité oscillatoire?Premièrement, les aspects de la flexibilité et les méthodes pour les caractériser pour une inertie synthétique adéquate et une réponse en fréquence rapide sont abordés. Un modèle de stockage virtuel a été proposé afin de quantifier les flexibilités hétérogènes bidirectionnelles et leur combinaison pour fournir un certain niveau d'inertie synthétique.Par la suite, l'émulation d'inertie synthétique et le contrôle de fréquence rapide actionné par PV avec stockage d'énergie hybride ont été explorés. Dans cette thèse, le contrôle de l'onduleur a été étudié avec un modèle complet de composants prenant en compte les effets de l'intermittence de production, contrairement à la plupart des travaux de recherche sur le contrôle de l'onduleur qui supposent un stockage DC suffisamment grand.Les contrôleurs d'inertie synthétique sont classés comme des topologies d'inertie synthétique "grid-following" et "grid-forming", ce qui affecte considérablement leur impact sur la stabilité du système. Classiquement, les paramètres d'inertie et d'amortissement sont réglés et fixés sur une tranche de temps planifiée en fonction de la flexibilité disponible. Il a été observé qu'une inertie plus élevée est requise lors de l'apparition d'une perturbation pour limiter le taux de déviation de la fréquence et un amortissement plus élevé est requis pour un temps de stabilisation plus rapide. Par conséquent, pour chacune des topologies de contrôle, un émulateur d'inertie en temps réel basé sur des règles a été proposé pour optimiser l'écart de fréquence, sa vitesse et le temps de stabilisation. Pour les systèmes avec plusieurs "grid-formers" et plusieurs unités sensibles aux fréquences, un problème d'optimisation décentralisée a été formulé et résolu pour régler collectivement les paramètres d'inertie et d'amortissement qui sont limités par les flexibilités disponibles.L'efficacité de l'inertie synthétique "grid-forming" et "grid-following" décentralisée en remplacement de leur homologue synchrone dans le micro-réseau a été comparée. La régulation des micro-réseaux en mode connectés au réseau et insulaires a été étudiée en modélisant les PED avec des stratégies de contrôle discutées. L'efficacité des stratégies de contrôle proposées pour restaurer la stabilité en fréquence des systèmes à faible inertie a été validée par l'expérimentation power hardware-in-the-loop.
Origine : Version validée par le jury (STAR)