Zeni, Lorenzo

Denne rapport giver et overblik over udfordringer og løsninger i forbindelse med integration af offshore vindkraftværker, som er tilsluttet el-nettet på land gennem ene jævnstrømsforbindelse med moderne spændingsstyrede konvertere (Voltage-Source Converter – High Voltage Direct Current, VSC-HVDC). Rapporten omhandler (i) principper for styring af offshore vekselstrømssystemet bag konverteren, (ii) systemydelser til el-systemet som kan leveres af vindkraftværket og (iii) koordineret styring af en klynge af vindkraftværker med henblik på samlet leverance af systemydelser. Rapporten indledes med en kort introduktion, som indeholder motivation for PhD studiet, beskrivelse af det aktuelle udviklingsniveau og en formulering af formålet med PhD studiet. Resten af rapporten er opdelt i følgende tre hovedafsnit:Styringsprincipper for offshore vekselstrømssystemetStyringen af offshore vekselstrømssystemet bag konverteren afhænger helt og holdent af effektelektronikken, især hvis der anvendes type 4 vindmøller (dvs. møller med fuldskala frekvensomformere). To forskellige standard styringsstrategier for offshore konverteren undersøges og sammenlignes. Begge styringsstrategier er baseret på standard metoder, som er beskrevet i litteraturen. Den første styringsstrategi er en integreret strøm – spænding metode, som er baseret på vektorkontrol. Den anden styringsstrategi er baseret på direkte spændingsstyring suppleret med aktiv dæmpning.Indledningsvis undersøges de to styringsstrategier under tomgangsdrift, dvs. offshore konverter uden tilslutning af vindkraftværket. Denne undersøgelse tyder på at den anden styringsstrategi er den bedst egnede. Derefter gives anbefalinger for forbedring af den første styringsstrategi.Derefter undersøges de to styringsstrategier med vindkraftværket tilsluttet offshore konverteren. Den undersøgelse viser at den anden styringsstrategi er mere robust over for styringsparametre end den første styringsstrategi. Det kan være fordelagtigt fordi det giver flere frihedsgrader for design af andre elementer i systemet. På den anden side kan det være begrænsende fordi der omvendt ikke er særlig gode muligheder for forbedringer af den anden styringsstrategi.Denne begrænsning bekræftes af studier af et mere kompleks scenarie hvor der tilsluttes flere HVDC konvertere, som derfor skal koordinere styringen af systemet. For dette scenarie synes den første styringsstrategi umiddelbart at være bedst egnet såfremt den implementeres med passende statik til fordeling af såvel aktiv som reaktiv effekt mellem konverterne. Omvendt er den anden styringsstrategi lettere at tilpasse forskellige scenarier. Derfor er det nødvendigt med yderligere undersøgelser for at kunne konkludere på hvilken strategi som er bedst egnet.Systemydelser til el-nettet på landDen første ydelse som undersøges er bidraget til styring af vekselstrømsspændingen i tilslutningspunktet for den landbaserede HVDC station. Her er der lagt vægt på at undersøge tilslutning til svage net og på spændingsstabilitet med lange tidshorisonter. Vedrørende tilslutning til svage net anvendes sammenhængen mellem reaktiv effekt og spænding til at illustrere specielle egenskaber så som ulineariteter i konverternes langvarende bidrag til kortslutningseffekten samt vigtigheden af at anvende spændingsstyring. Vedrørende spændingsstabilitet fokuserer undersøgelserne på strømbegrænsningen i konverteren når der opereres tæt på spændingsstabilitetsgrænsen. I den forbindelse illustreres fordelene ved at prioritere reaktiv effekt frem for aktiv effekt, og de implikationer som det har på driften af vindkraftværket diskuteres.Derefter undersøges aktiv styring af effektbalancen. Aktiv effektstyring sammenkæder frekvensreguleringen i vekselstrømssystemet med spændingsstyring i jævnstrømssystemet. I den forbindelse sammenlignes to forskellige styringsstrategier, hvor den første kræver et kommunikationssystem, mens den anden ikke gør. Den første strategi er baseret på at frekvensen af vekselspændingen på land måles og kommunikeres til offshore vindkraftværkets styringssystem, mens den anden strategi spejler frekvensen på land i jævnstrømsspændingen, som efterfølgende spejles i frekvensen offshore. Den kommunikationsbaserede løsning er sandsynligvis bedst i de fleste tilfælde. Desuden diskuteres andre begrænsninger i vindkraftværket, herunder hvorvidt vindkraftværket er egnet til at deltage i styringen af jævnstrømsspændingen.Dæmpning af resonanssvingninger i elsystemet er den sidste service som undersøges. Dæmpningen kan enten baseres på aktiv effekt eller reaktiv effekt. Det konkluderes af undersøgelsen at den mest robuste løsning er at anvende aktiv effekt til at dæmpe svingningerne, først og fremmest pga. påvirkningen fra hurtige spændingsregulatorer. Desuden giver disse studier en bedre forståelse af hvilke informationer der skal udveksles mellem fabrikanter, operatører og netselskaber. Blandt disse informationer er (i) følsomheden af synkrongeneratorer over for injektion af aktiv og reaktiv effekt, (ii) karakteristiske egenskaber af spændingsreguleringen nær konverterstationen og (iii) begrænsninger i vindkraftværket så som styrings- og kommunikationsforsinkelser, mekaniske resonanser og begrænsede reguleringshastigheder.Klyngestyring af vindkraftværkerTil sidst undersøges koordineret styring af klynger af vindkraftværker af væsentligt forskellige typer. Først belyses muligheden for at koordinere og synkronisere reguleringen af den aktive effekt fra de involverede vindkraftværker. Der er anvendt eksperimenter til validering af dele af en sådan koordination, hvilket også øger værdien af tidligere simuleringsresultater. Det anvendte testudstyr har desuden gjort det muligt direkte at underbygge tidligere anbefalinger, primært vedrørende dæmpning af resonanssvingninger.This report presents an overview of challenges and solutions for the integration into the power system of offshore wind power plants (WPPs) connected to onshore grids through a voltage-source converter based high voltage direct current (VSC-HVDC) transmission system. Aspects that are touched upon are (i) principles for the control of offshore alternating current (AC) networks behind offshore VSC-HVDC converters, (ii) power system services that could be featured by VSC-HVDC connected WPPs and (iii) clustering of multiple WPPs to co-ordinately provide desired control actions. After a brief introduction to justify the study, describe the state-of-art and formulate the project’s objectives, the report is essentially divided into three parts, as follows. Control principles of offshore AC networks The control of offshore AC networks relies purely on power electronics, especially if Type 4 wind turbine generators (WTGs) are used. Assuming the WTGs are controlled in a “standard” way (based on established literature), two state-of-art control strategies for the offshore HVDC converter are compared in different operational scenarios: (Option 1) nested voltage-current control scheme based on vector control and (Option 2) direct AC voltage control with addition of active damping. The design of controllers at no-load is discussed, after which Option 2 appears superior. Recommendations for enhanced performance with Option 1 are given. Further analysis is performed when a WPP is connected to the network, highlighting the fact that Option 2’s performance is less dependent on the control parameters than Option 1’s. This could be an advantage, since it may allow for independent design of other elements in the network. On the other hand, it may be disadvantageous, since small room for performance improvement is left. The latter point is somehow confirmed by scenarios where multiple HVDC converters are sharing the control of the network. In this situation, Option 1 with proper active and reactive power droop loops appears superior at a first glance. However, Option 2 seems more easily adaptable to different scenarios. Anyhow, a more complete assessment is necessary for a final conclusion on the absolutely best control scheme. Power system services First among the power system services under focus is the control of the AC voltage at the onshore HVDC station. In particular, interesting results are derived in terms of AC voltage control for connection to weak AC networks as well as of long-term voltage stability. New illustrative diagrams in the reactive power – AC voltage plane are drawn for connection to weak grids, shedding light on some peculiarities such as the non-linearity of the continuous short circuit power contribution from the HVDC station and the importance of using AC voltage control when connecting to weak grids. In terms of long-term voltage stability, the focus is on the HVDC converter behaviour when reaching its current limitation while the network approaches its voltage stability limit. The benefits of not prioritising active power during current-limited operation are demonstrated on a simple system and the possible implications on the control of a WPP potentially connected behind the HVDC converter are discussed. Active power balance control is the second service being analysed in this report. In AC-DC grids, this is linked to the control of AC frequency and DC voltage. The two control services are treated one by one. Since the former has already widely been discussed in literature, focus is on formulating recommendations for real-life implementation of the service, by comparing a communication-based scheme with a communication-less one on a point-to-point VSC-HVDC connection of WPP. For most of the cases, use of communication may be considered the best solution. Other inherent limitations that are observed in WPPs are discussed. DC voltage control is briefly analysed from the standpoint of WPPs, once again taking into account their realistic limitations and their implications for the other players in the control of the DC network. Power oscillation damping (POD) is the last service within the scope of this report. Aspects related to its implementation are analysed. In particular, a deeper assessment of the robustness of POD with active and reactive power is made, emphasising the better performance of active power based POD as opposed to reactive power, mainly due to the presence of voltage regulators. Furthermore, a better understanding of which information should be exchanged between manufacturers, utilities and transmission system operators is gained. Crucial information is for example (i) the active power and voltage sensitivity of synchronous generators to injection of active and reactive power from the HVDC converter, (ii) the voltage regulation characteristics of the network in the vicinity of the HVDC station and (iii) limiting characteristics of WPPs such as inherent control and communication delays, presence of mechanical resonances at the same frequency as POD and active power ramp-rate limitations. Clustering of wind power plants The proof of concept of clustering significantly different WPPs is conducted in the last part of the report, demonstrating the possibility of implementing coordinated and synchronised active power control. An experimental validation is used to corroborate part of the results, which also provides support for the validity of some of the simulation results provided earlier. Furthermore, the characteristics of the test devices allow supporting some of the recommendations that are proposed earlier in the report, predominantly with regard to the implementation of POD

Online Research Database In Technology

Power system integration of VSC-HVDC connected offshore wind power plants

http://orbit.dtu.dk/ws/files/116284450/Power_system_integration.pdf

Power system integration of VSC-HVDC connected offshore wind power plants

Abstract

Similar works

Full text

Available Versions

Online Research Database In Technology