Μοντελοποίηση και Έλεγχος Πολυτερματικού Δικτύου HVDC για Συμβατότητα με τις Απαιτήσεις Κωδίκων Συστήματος

Abstract

Η τεχνολογία μεταφοράς μεγάλων ποσοτήτων ενέργειας σε μακρινές αποστάσεις με συνδέσμους υψηλής τάσης συνεχούς ρεύματος [High Voltage Direct Current] αποτελεί ήδη διαδεδομένη εναλλακτική έναντι της AC μεταφοράς, λόγω της μείωσης κόστους και απωλειών που επιτρέπει. H τεχνολογία σήμερα χρησιμοποιείται για τη σύνδεση θαλάσσιων αιολικών πάρκων με το δίκτυο μέσω μεμονωμένων DC γραμμών. Το επόμενο βήμα είναι η δημιουργία διασυνδέσεων με περισσότερους από δύο μετατροπείς (πολυτερματική τοπολογία), αφού κάτι τέτοιο θα επέτρεπε περαιτέρω μείωση του κόστους και των απωλειών. Παρόλα αυτά, σε μια τέτοια τοπολογία εγείρονται σημαντικές προκλήσεις όσον αφορά τον έλεγχο της DC τάσης και της ισχύος, αλλά και τη συμβατότητα με τους Κώδικες Συστήματος στο σημείο σύνδεσης με το ηπειρωτικό δίκτυο. Αρχικά γίνεται μια επισκόπηση της τεχνολογίας HVDC, των διάφορων εκδοχών της και των μελλοντικών τάσεων, καθώς και μια εισαγωγή στην έννοια της πολυτερματικής τοπολογίας. Επίσης, περιγράφεται συνοπτικά η κατάσταση και το ανεμολογικό προφίλ του Αιγαίου πελάγους. Ακολουθεί η λεπτομερής ανάλυση του μοντέλου του αιολικού πάρκου που θα χρησιμοποιηθεί, δομικό συστατικό του οποίου είναι η πολυπολική γεννήτρια μονίμων μαγνητών με διάφορα υποσυστήματα ελέγχου, μετατροπέα πλήρους ισχύος και ικανότητες fault ride-through. Στη συνέχεια παρουσιάζεται αναλυτικά το μοντέλο του μετατροπέα πηγής τάσης. Έπειτα από μια υπενθύμιση εννοιών όπως τα πλαίσια αναφοράς Clarke και Park, εξετάζεται ενδελεχώς το σύστημα ελέγχου του μετατροπέα με έμφαση στον εσωτερικό και εξωτερικό βρόχο ελέγχου ρευμάτων αλλά και πιθανές παραλλαγές. Ακολούθως παρουσιάζεται το πρώτο σκέλος των καθεαυτό ζητούμενων της εργασίας, δηλαδή οι στρατηγικές ελέγχου ενός πολυτερματικού δικτύου. Πέρα από το θεωρητικό υπόβαθρο της κάθε στρατηγικής, περιγράφονται τα στοιχεία του δικτύου και εξάγονται οι εξισώσεις ροής φορτίου. Στην περίπτωση του στατισμού πραγματοποιείται ανάλυση ευαισθησίας για να διαπιστωθεί η επίδραση των παραμέτρων στατισμού στο διαμοιρασμό ισχύος. Στο δεύτερο σκέλος της εργασίας, αρχικά γίνεται μια εισαγωγή στις βασικές απαιτήσεις του γερμανικού κώδικα συστήματος για offshore διασυνδέσεις. Δίνεται έμφαση στη συμπεριφορά του δικτύου κατά τη διάρκεια σφαλμάτων στο ηπειρωτικό δίκτυο, όπου οι ηπειρωτικοί μετατροπείς πρέπει να μειώσουν την εγχεόμενη ισχύ ευθέως ή εμμέσως. Για να μην προκληθεί DC υπέρταση, οι νησιωτικοί μετατροπείς πρέπει να ανιχνεύσουν το σφάλμα και να δράσουν κατάλληλα ώστε τα αιολικά πάρκα να μειώσουν την παραγόμενη ισχύ. Δεδομένου ότι δεν υπάρχει επικοινωνία μεταξύ των μετατροπέων, ως ένδειξη λαμβάνεται η αυξημένη DC τάση ενώ στη συνέχεια οι μετατροπείς προκαλούν τεχνητή αύξηση συχνότητας ή τεχνητή βύθιση τάσης στα νησιωτικά δίκτυα, με αποτέλεσμα τη μείωση ισχύος από τα πάρκα. Στην περίπτωση σφάλματος υπερσυχνότητας απαιτείται ένας πιο πολύπλοκος μηχανισμός, ώστε να επιτευχθεί μείωση ισχύος κατά ένα συγκεκριμένο ποσοστό. Οι απαιτούμενοι μηχανισμοί για τα παραπάνω περιγράφονται λεπτομερώς. Στη συνέχεια ακολουθούν τα αποτελέσματα των προσομοιώσεων. Αρχικά προσομοιώνονται οι διάφορες στρατηγικές ελέγχου με έμφαση στον έλεγχο στατισμού, θεωρώντας κατάλληλες κάθε φορά συνθήκες αιολικής παραγωγής – νησιωτικού φορτίου. Μετά επαληθεύεται η συμβατότητα του DC δικτύου με τους κώδικες σύστηματος, τόσο ως προς την απαίτηση στήριξης τάσης κατά τη διάρκεια σφάλματος βραχυκυκλώσεως (low-voltage ride-through) αλλά και ως προς τη συμβολή των ηπειρωτικών μετατροπέων στη ρύθμιση συχνότητας κατά τη διάρκεια σφαλμάτων υπερσυχνότητας. Επίσης, αναδεικνύεται η επίδραση διαφόρων παραμέτρων (όπως το κέρδος αδρανειακής απόκρισης) των βρόχων ελέγχου στις καταπονήσεις των μεγεθών. Το σενάριο που εξετάστηκε είναι η σχεδιαζόμενη διασύνδεση των νησιών Λήμνου, Λέσβου και Χίου με το ηπειρωτικό Σύστημα μέσω HVDC δικτύου πέντε τερματικών.

High Voltage Direct Current (HVDC) transmission technology is already well-established as the preferable solution against HVAC Transmission for transferring large amounts of energy over long distances, due to its reduced cost and losses. This technology is nowadays used to interconnect offshore wind farms to the mainland grid through single DC conductors. Consequently, the next challenge is the formation of multi-terminal grids, i.e. topologies with more than two converters, since that would allow for further reduction of cost and losses. However, such a topology raises several issues regarding the control of both DC voltage and active power as well as the grid code compatibility of the multi-terminal interconnection to the grid connection point. First, an overview of HVDC technology, its common types and future challenges are provided along with an introduction to the multi-terminal concept. Following a short description of the current situation and wind profile of the Aegean Sea, a detailed analysis of the selected wind farm model is conducted. Each wind farm is realized as an aggregated model, based on a single wind turbine model. The latter includes a multi-pole permanent magnet synchronous generator equipped with low-voltage ride-through and frequency response capabilities, along with a full power converter and various subsystems. After a brief reminder of some basic concepts such as the Clarke and Park reference frames, the voltage-sourced converter model and its control system are presented. Attention is drawn to the inner and outer current control loops, including a control variation for the latter. Next, the first of this thesis’ objectives is introduced, being the most common control strategies of a multi-terminal grid. Beyond the theoretical background of each strategy, the DC grid’s main components are described and its load flow equations are obtained. Lastly, a sensitivity analysis regarding droop control is performed to determine the effect of each droop parameter on power sharing. The second part of this thesis begins with an introduction to the basic grid code requirements of the German grid code for offshore interconnections. Particular emphasis is placed on the behavior of the multi-terminal grid during faults in the mainland grid, where onshore converters (GS-VSCs) are directly or indirectly obliged to reduce their active power injection. To avoid a DC overvoltage, offshore (island) converters should detect the fault on time and take relevant action so as for the wind farms to curtail their power generation. Given the lack of a remote communication system amongst converters, abnormal DC voltage is used as an indicator for the offshore converters, which then form an increased frequency or reduced amplitude voltage to the island systems triggering a wind power reduction from the wind farms. The control schemes required to implement the above are described in detail. Finally, selected simulation results are presented. At first, the aforementioned control strategies are simulated considering proper wind power generation – island load operating conditions, while special attention is paid on droop control. Then, simulations are carried out to verify grid code compatibility of the multi-terminal grid. Here, interest is focused on the fulfillment of the requirements for the onshore converters to provide voltage and frequency support during sudden voltage dips (low-voltage ride-through) and overfrequency events, respectively. In case of an overfrequency event, a more complicated scheme is required so as to achieve an active power reduction of a certain amount. Last but not least, the effect of several control parameters, such as inertial response gain, on the DC voltage stress and the system behavior in general is investigated. The selected case study is the planned interconnection of North Aegean islands (Limnos, Lesvos, Chios) to the mainland through a five-terminal HVDC topology.