Voltage Control in Wind Power Generation Using Doubly Fed ... - ceed

Voltage Control in Wind Power Generation  Using Doubly Fed Induction Generators   E. Toledo*1, L. Aromataris2, G. Tarnowski3, M. Oliveira4, O. Perrone5, H. Reversat6  Energy Study Center to Development (CEED), National University of Misiones (UNaM)  Oberá, Misiones, Argentina  [email protected]; [email protected]; [email protected]; [email protected];  [email protected] 

*1

6

Electric Power System Analysis Group (GASEP), National University of Río Cuarto (UNRC)  Rio Cuarto, Córdoba, Argentina  [email protected];

2

 

connected during voltage dips (LVRT). [1]  

Abstract 

Not  all  wind  generation  technologies  are  capable  of  providing  auxiliary  services.  Within  existing  technologies,  the  most  widespread  is  the  doubly  fed  induction  generator  (DFIG),  which  has  the  ability  to  contribute with reactive power to the network voltage  control  [2].  In  this  turbine,  the  stator  circuit  is  connected  directly  to  the  network  while  the  rotor  circuit  is  connected  via  an  electronic  converter.  The  power  passes  through  the  converter  between  20  and  30%  of  the  nominal  power  range  depending  only  on  the variation of slip and reactive power requirements.  The  losses  in  the  power  electronic  converter  are  reduced,  compared  with  a  system  where  the  total  power  must  be  converted  as  in  the  wind  turbine  generator which is synchronous. This reduces the cost  of  the  converter  which  is  smaller  in  size.  As  it  is  a  variable  speed  wind  machine,  it  reduces  voltage  fluctuations in the point of connection to the network  and  allows  having  an  independent  control  of  the  active  and  reactive  power  which  is  delivered  to  the  network [3]. Another benefit is that one can adjust the  rotor speed according to the speed of the wind, so that  aerodynamic efficiency is optimal. The voltage control  through  DFIG  has  been  discussed  in  various  papers.  Dynamic  simulations  illustrating  the  voltage  control  action  in  variable  speed  turbine  is  presented  in  [4].  This article compares the different steady‐state current  of  the  rotor‐side  converter  (RSC),  for  different  scenarios  of  absorption  and  generation  of  reactive  power  (Q).  However,  it  does  not  consider  the  contribution  of  the  reactive  power  that  can  be  delivered  by  the  grid  side  converter  (GSC).  Capacity 

In  recent  years  around  the  world,  conventional  generation  plants  are  being  replaced  by  wind  power  plants.  The  rapid  development  of  wind  power  generation  brings  new  requirements  for  the  integration  of  wind  turbines  to  the  Electric  Power  Systems.  These  requirements  establish  that  the new technologies must provide ancillary services similar  to  those  of  conventional  plants,  such  as  voltage  control  in  steady state and voltage control during faults occurring close  to the wind power plant. This paper explores and compares  the  performance  of  two  different  alternatives  of  voltage  control  using  doubly  fed  induction  generator  (DFIG)  topology,  which  is  the  most  used  wind  generation  technology nowadays. This performance is investigated in a  transmission network to a disturbance which endangers the  stability  of  long  term  voltage  thereof.  In  the  first  case,  the  voltage control of the terminal bus of the wind plant will be  performed  only  through  the  rotor‐side  converter,  while  in  the  second  case;  the  voltage  control  will  also  have  the  additional  contribution  of  the  reactive  power  delivered  by  the  grid  side  converter.  The  results  show  the  importance  of  this additional contribution of the reactive power to voltage  system stability.  Keywords  Wind  Power;  Voltage  Stability;  Voltage  Control;  Doubly  Fed  Induction  Generator  (DFIG);  LVRT;  Coordinated  Control;  Reactive Power Control; Control Strategies; DFIG Model. 

Introduction The  rapid  development  of  wind  power  generation  brings  new  requirements  for  the  integration  of  the  wind  turbines  to  the  grid.  These  requirements  are  related  to  ancillary  services  that  wind  turbines  can  offer, such as voltage control and the ability to remain  

JOURNAL TITLE ‐ MONTH YEAR  

 

1

control  is  performed  through  the  d  q  axes,  which  are  referenced  in  the  stator  system  and  are  orthogonal  to  each other. Thus, the d component of the rotor current  is  used  to  control  the  reactive  power  and  the  q  component  of  the  rotor  current  is  used  to  control  the  torque of the wind turbine. This control consists of two  cascaded PI control. The first is the PQ control, which  receives the active and reactive power measured in the  network  and  compares  them  with  the  reference,  passing  later  to  the  PI  control  that  outputs  the  reference  currents.  These  signals  enter  the  second  control,  that  is  to  say  the  current  control,  which  compares these references with the measured currents  and after a new PI control, the rotor voltage is changed  [7].  The  GSC  maintains  the  DC  voltage  at  a  set  value  which  is independent  of  the  magnitude  and  direction  of  the  rotor  power.  In  this  case,  the  converter  only  exchanges  active  power  with  the  network.  Therefore,  the exchange of reactive power from the DFIG is done  through  the  stator.  Nonetheless,  if  an  additional  PI  control that takes into account the error signal voltage  is  added  to  the  GSC,  is  possible  that  the  machine  can  also  issue  additional  reactive  power  through  this  converter,  increasing  the  supply  of  reactive  power  in  situations in which it is required. 

limits to deliver reactive power from the DFIG stator is  studied  in  [5],  but  this  study  does  not  consider  the  contribution  of  the  GSC.  Different  voltage  control  algorithms are suggested in [6], in which only the GSC  is  used,  without  considering  the  significant  contributions  provide  by  the  RSC.  This  paper  compares  the  behaviour  of  a  highly  loaded  transmission  network  whose  reactive  power  requirements  are  close  to  the  limit  available.  Under  these  circumstances,  a  disturbance  will  be  applied  which  endangers  the  stability  of  long‐term  voltage.  Not  only  will  the  conventional  voltage  control  produced  by  synchronous  machines  be  considered,  but  also  the  voltage  control  provided  by  a  wind  park  made  up  of  DFIG  turbines.  In  the  first  case,  it  is  considered that the voltage control in the terminal bus  of  the  wind  turbine  will  be  performed  by  the  rotor‐ side converter (RSC), a system commonly used for this  type of machines, providing active and reactive power  independently.  The  grid  side  converter,  GSC,  maintains  a  constant  dc‐link  voltage  and  adjusts  reactive power absorbed from the grid by the GSC. In  the  second  case,  both  RSC  and  GSC  converters  may  control  the  voltage  and  provide  active  and  reactive  power.  The  results  show  that  in  the  second  case,  the  additional  power  supply  can  be  determinant  to  maintain the voltage stability of the system.  Reactive power capability of DFIG Fig.  1  shows  the  diagram  of  a  generator  DFIG  where  we can see a mechanical gear system that couples the  blades with the asynchronous generator. It can also be  observed  the  direct  connection  from  the  stator  to  the  transmission  network.  The  rotor  is  connected  to  an  electronic converter back‐to‐back which comprises two  independent  electronic  devices  separated  by  a  bus  which  maintains  a  constant  DC  voltage  level.  On  the  rotor side converter, it can be appreciated the RSC. On  the  grid  side  is  shown  the  GSC.  Figure  1  shows  the  schematic diagram of the DFIG system. 

a)

FIG. 2 ‐ POWERFACTORY LIBRARY MODELS. A) MODEL  INTEGRATED DFIG B) DFIG DETAILED MODEL 

To  perform  the  power  system  simulations  on  the  electric system being studied and model both types of  DFIG  controls,  the  PowerFactory  DigSilent  software  was  used.  This  software  has  a  library  model  of  the  DFIG  which  includes  both  types  of  controls.  One  of  the  models  is  integrated,  that  is  to  say,  the  generator  and GSC and RSC controls form a block in which the  user  does  not  have  access  to  intermediate  variables.  This model controls the terminal voltage only through  the RSC, while the GSC emits or consumes only active  power  (Fig.  2.a).  The  library  also  offers  another  alternative  where  the  plant  components  are  modeled 

FIG. 1 ‐ SCHEMATIC DIAGRAM OF THE DFIG 

The rotor side converter, RSC, controls the active and  reactive  power  of  the  machine  independently.  This 

2

b)

 

JOURNAL TITLE ‐ MONTH YEAR 

separately  (Fig.  2.b)  [8].  In  this  way,  intermediate  controls can be accessed so that the GSC can provide a  portion  of  the  reactive  power  in  order  to  cooperate  with the control voltage.  Case Study

Motor  1 

Motor  2 

Motor  3 

Power  (MVA) 

rate 

28 

28 

28 

Voltage  (KV) 

rate 

6 

6 

6 

 

As  a  case  study,  a  system  consisting  of  14  buses  composed of different elements was considered. In fig.  3, it can be observed its topology. 

TABLE 5 ‐ LOADS IN GENERAL 

Type of load 

Load 1 

Load 2 

Load 3

static 

static 

static 

Active  (MW) 

Power 

100 

75 

50 

Reactive  (MVAr) 

Power 

50 

35 

25 

6 

6 

6 

Voltage rate (KV) 

Simulations The simulations consider two cases:  a)  The  wind  farm  is  modeled  by  57  DFIG  machines  which  controls  the  terminal  voltage  of  the  converter  through CSR  b)  The  wind  farm  57  is  modeled  by  DFIG  machines  where the terminal voltage is controlled through RSC  converters and GSC.  The  fault  that  is  applied  in  both  simulations  corresponds to a short circuit and disconnection phase  with clearance in one of the lines of the system.  Output  curves  show  the  behavior  of  the  network  variables for each case:    Case 1 ‐ Wind farm voltage control through CSR 

FIG. 3 ‐ SYSTEM OF 14 BUSES 

The  generating  park  consists  of  two  plants  with  synchronous  machines  and  a  park  with  wind  generation. The demand is concentrated in three buses  where 50%  of  the load  was  modeled as  static  and  the  other  50%  as  induction  motors.  The  system  has  six  transformers with on load tap charguer(OLTC). Below  are the main features of the foregoing:  TABLE 1 ‐ SYNCHRONOUS GENERATORS    

Generator 1 

Generator 2 

S  rate  (MVA) 

110 

300 

V  rate  (KV) 

16,5 

18 

Controls 

IEEEX1  regulator) 

(voltage 

IEEEX1  regulator) 

(voltage 

IEEEG3  regulator) 

(speed 

IEEEG3  regulator) 

(speed 

MAXEX2  regulator) 

(exitation 

lMAXEX2  regulator) 

(exitation 

The  base  case  shows  that  before  the  disturbance  voltage  levels  are  within  acceptable  limits.  The  synchronous  machines  are  generating  reactive  power  to the limit of its capacity. The wind farm is operating  at  the  nominal  point  of  its  capacity  of  active  and  reactive power.  At the time of 1 second, the fault is applied on the line  wich  connecting  the  bus  8  and  9.  At  120  milliseconds  occurs  the  clearing  of  the  fault  and  the  outage  of  the  line.  At  55  seconds,  the  limiter  of  overexcitation  (MAXEX2)  of  the  synchronous  generator  2  acts  and  the  terminal  voltage  drops  progressively  to  the  value  corresponding  to  the  admissible  field  voltage.  At  59  seconds, the MAXEX2 of the synchronous generator 1  acts  and  produces  the  same  phenomenon  occurred  with the generator 2 (Figure 4). During all this time the  transformers  with  load  tap  changers  acted  to  recover  the voltage on the demand producing, in this way, the 

  TABLE 2 ‐ WIND FARM  Machine  type 

DFIG  2,22 

S  rate  (MVA)  V  rate  (KV) 

0,69 

TABLE 3 ‐ TABLE 4 ‐ MOTORS 

JOURNAL TITLE ‐ MONTH YEAR  

 

3

suffers  a  decrease  to  result  in  the  necessary  reactive  power which maintains the terminal voltage at the set  values (Figure 9). The voltage decreases in the load but  the voltage maintained within an acceptable profile for  these conditions (Figure 11). In Table 6 the results are  shown.   

recovery of the active and reactive power of the static   Load.  This  process  which  finally  reached  the  limit  of  tap‐changer,  needed  the  contribution  of  reactive  power from generators and caused, in part, the action  of  the  limiters  MAXEX2.  The  wind  farm  kept  their  terminal voltages, active and reactive power (Figure 6  and  8)  at  approximately  constant  values  until  the  action  of  MAXEX2  limiters  occurred.  After  this,  there  is a significant increase of the reactive power to sustain  DFIG voltage values at the expense of the decrease of  the  active  power  generated  thereby.  The  charging  voltages  (Figure  10)  drop  to  unacceptable  values  which  are  typical  in  a  scenario  of  voltage  instability.  This is shown in the following table: 

TABLE 7 ‐ VOLTAGE  IN THE LOAD BUSES 

TABLE 6 ‐ VOLTAGE  IN THE LOAD BUSES     

Voltage  before  the  fault (p.u.) 

Voltage  after  the fault (p.u) 

Load  1 

0,96 

0,95 

Load  2 

0,99 

0,96 

Load  3 

0,98 

0,95 

Voltage  before  the  fault (p.u.) 

Voltage  after  the  fault (p.u) 

Load  1 

0,95 

0,84 

Output Curves

Load  2 

0,99 

0,83 

Load  3 

0,98 

0,71 

Below are output curves where the figures in a) belong  to  the  first  case;  while  figures  in  b)  belong  to  the  second.   

  Case 2 ‐ Wind farm with voltage control by RSC and  GSC  The base case is the same as case 1.  At the time of 1 second, the fault is applied on the line  connecting bus 8 and 9. At 120 milliseconds occurs the  clearing  of  the  fault  and  the  outage  of  the  line.  At  79  seconds, the limiter of overexcitation (MAXEX2) of the  synchronous generator 2 acts and the terminal voltage  drops progressively to the value corresponding to the  admissible field voltage. In this case, the action of the  limiter occurs later than in the former case due to the  additional contribution of reactive power produced by  the wind farm (Figure 5). In the case of generator 1, the  terminal  voltage  is  maintained  due  to  fact  that  the  provided  additional  reactive  power  does  not  necessitate  the  protective  action  of  the  synchronous  generator.  Under  these  conditions,  the  terminal  voltage of the wind farm (Figure 7) can be sustained in  the  setpoints  improving  significantly  the  voltage  profile  of  the  entire  process.  Throughout  this  process,  the  on  load  tap  charguer  of  distribution  transformers  act but they do not reach the limit. The output powers  deliver  by  the  wind  farm,  show  a  suitable  output  to  the  type  of  control  used  where  voltage  control  privileges  against  the  emission  of  active  power.  The  portion  of  the  active  power  emitted  by  the  GSC, 

4

FIG. 4 ‐ TERMINAL VOLTAGE IN THE SYNCHRONOUS  GENERATORS 1 AND 2 (CASE 1) 

FIG. 5 ‐ TERMINAL VOLTAGE IN THE SYNCHRONOUS  GENERATORS 1 AND 2 (CASE 2) 

 

JOURNAL TITLE ‐ MONTH YEAR 

FIG. 6 ‐ TERMINAL VOLTAGE IN THE WIND PLANT (CASE 1) 

FIG. 10 ‐ VOLTAGE IN THE LOAD BUSES (CASE 1) 

FIG. 7 ‐ TERMINAL VOLTAGE IN THE WIND PLANT (CASE 2) 

FIG. 11 ‐ VOLTAGE IN THE LOAD BUSES (CASE 2) 

Conclusion One of the most used technologies in wind turbines is  the  doubly  fed  induction  generator  (DFIG)  which  is  capable  of  contributing  to  the  reactive  power  control  in  the  network  close  to  the  wind  plant  point  of  interconnection. In this type of wind turbine generator,  the  stator  circuit  is  connected  directly  to  the  network  while  the  rotor  circuit  is  connected  to  the  network  trough  a  back‐to‐back  power  electronic  converter.  As  it is a variable speed wind turbine, it allows reducing  voltage  fluctuations  in  the  point  of  connection  to  the  network, as well  as  having  an  independent  control of  the generated active and reactive powers. The voltage  control  by  DFIG  could  be  performed  through  the  rotor‐side converter RSC; a system which is commonly  used for such machines. This converter provides active  and  reactive  power  independently.  The  grid  side  converter, GSC, normally maintains a constant dc‐link  voltage and adjusts reactive power absorbed from the  grid by the GSC. However, it has been proposed in the  literature  the  use  of  the  GSC  to  contribute  to  voltage  control  too  and  to  provide  reactive  power  to  the  network when it becomes necessary.  For  situations  of  long‐term  voltage  stability,  it  has  been shown in this paper that the simultaneous use of  both  RSC  and  GSC  controls  can  provide  additional 

FIG. 8 ‐ REACTIVE AND ACTIVE POWER GENERATED BY THE  WIND PLANT (CASE 1) 

FIG. 9 ‐ REACTIVE AND ACTIVE POWER GENERATED BY THE  WIND PLANT (CASE 2) 

JOURNAL TITLE ‐ MONTH YEAR  

 

5

(CEED).  His  research  interests  include  stability  analysis  of  power  systems,  power  system  modeling  and  analysis  of  voltage stability in wind farms.    Luis  Aromataris  was  born  in  Mendoza,  Argentina.  He  received  the  degree  in  Electromechanical  Engineering  from  the  Universidad  Nacional  de  Rio  Cuarto,  Argentina  and  Doctor  of  Engineering  from  the  Universidad  Nacional  de  La  Plata,  Argentina.  Currently,  he  is  researcher  at  the  Grupo  de  Analisis  de  Sistemas  Eléctricos  de  Potencia  (GASEP).  His  research  interests  include  power  systems  stability  and  voltage  stability analysis with high penetrations of wind farms.    Germán  C.  Tarnowski  received  the  Electro‐Mechanical Engineer degree from  National  University  of  Misiones,  Argentina  in  2003;  the  MSc.  degree  in  Automation  and  Control  from  Federal  University of Rio Grande do Sul, Brazil in  2006, and the Industrial‐PhD degree from  Technical University of Denmark in 2012.  Since 2007 he is with Vestas Wind Systems, where he did his  Industrial PhD studies on Coordinated Frequency Control of  Wind  Turbines.  He  holds  today  the  position  of  Research  Engineer.  His  interests  involve  operation  and  control  of  wind  power  plants,  control  systems  and  applications  of  electrical  machines  and  power  electronic  converters  for  renewable energy.    Mario  O.  Oliveira  was  born  in  Capioví,  Misiones,  Argentina  in  May  1979.  He  received  the  degree  in  Electromechanical  Engineering from the National University  of  Misiones  (UNaM),  Argentina  in  2005  and  Masters  in  Electrical  Power  Systems  from  Universidade  Federal  do  Rio  Grande  do  Sul  (UFRGS),  Brazil  in  2009.  Currently,  he is a researcher at the Energy Study Center to  Development (CEED) and associate professor at UNaM. His  areas  of  interest  include  protection  of  electrical  machines,  power  system  modeling  and  troubleshooting  electrical  systems.    Oscar  E.  Perrone  was  born  in  Venado  Tuerto,  Santa  Fe,  Argentina  in  December  1954.  He  received  the  degree  in  Electromechanical  Engineering  from  the  Universidad Nacional de Córdoba (UNC),  Argentina  in  1982.  Currently,    he  is  a  researcher  at  the  Centro  de  Estudios  de  Energia  para  el  Desarrollo  (CEED),  director  of  Electromechanical  Engineering  and  professor  at  the Universidad Nacional de Misiones. His areas of interest  include measurements and electrical installations 

reactive power. Therefore, avoid voltage instability of  a  system  loaded  to  its  reactive  power  limit,  after  a  strong disturbance is avoided.  REFERENCES 

Kayikci,  M.;  Milanovic,  J.V.;  ,  ʺReactive  Power  Control  Strategies  for  DFIG‐Based  Plantsʺ, Energy  Conversion,  IEEE Transactions on , vol.22, no.2, pp.389‐396, June 2007  Transactions on Energy Conversion, Vol. 22, No. 2, June  2007.  Vittal, E.; OʹMalley, M.; Keane, A.; , ʺA Steady‐State Voltage  Stability  Analysis  of  Power  Systems  With  High  Penetrations 

of 

Windʺ, Power 

Systems, 

IEEE 

Transactions on , vol.25, no.1, pp.433‐442, Feb. 2010  Shuhui  Li;  Haskew,  T.A.;  Williams,  K.A.;  Swatloski,  R.P.;  ,  ʺControl  of  DFIG  Wind  Turbine  With  Direct‐Current  Vector Control Configurationʺ, Sustainable Energy, IEEE  Transactions on , vol.3, no.1, pp.1‐11, Jan. 2012.  J.  G.  Slootweg,  S.  W.  H.  de  Haan,  H.  Polinder,  and  W.  L.  Kling,  “Voltage  control  methods  with  grid  connected  wind turbines: a tutorial review”, Wind Eng., vol. 25, no.  6, pp. 353–365, 2001  A. Tapia, G. Tapia, J. X. Ostolaza, and J. R. Saenz, “Modeling  and  control  of  a  wind  turbine    driven  doubly  fed  induction  generator,”  IEEE  Trans.  Energy  Convers.,  vol.  18, no. 2, pp. 194–204, Jun. 2003.  P.  Ledesma  and  J.  Usaola,  “Contribution  of  variable‐speed  wind turbines to voltage control”, Wind Eng., vol. 26, no.  6, pp. 347–358, 2002.  Poller M, Doubly‐Fed Inducion Machine Models for Stability  Assessment  of  Wind  Farms,        DIgSILENT  GmbH,  Germany.  Doc.TechRef,  “Dynamic Modelling of Doubly‐Fed Induction  Machine  Wind‐Generators”,  Published  by  DIgSILENT  GmbH, Germany, 14 August 2003. 

AUTHOR’S INFORMATION  Eduardo  J.  Toledo  was  born  in  Resistencia,  Chaco,  Argentina  in  August  1986.  He  received  the  degree  in  Electromechanical  Engineering  from  the  National University of Misiones (UNaM),  Argentina  in  2011.  He  is  now  a  M.Sc  student  at  National  University  of  Rio  Cuarto, Argentina (UNRC). Currently, he  is  researcher  at  the  Energy  Study  Center  to  Development 

6

 

JOURNAL TITLE ‐ MONTH YEAR 

Jose  H.  Reversat  was  born  in  Jardin  America,  Misiones,  Argentina  in  November  1963.  He  received  the  degree  in  Electrical  Engineering  from  the  Universidad  Nacional  de  Misiones  (UNaM)  Argentina  in  1996  and  specialization  in  Plant  Engineering  and  Production  from  UNaM  in  2000.  Currently,  he  is  a  researcher  at  the  Centro  de  Estudios  de  Energia  para  el  Desarrolo  (CEED),  and  adjunct  professor  at  UNaM.  His  areas  of  interest  include  power  systems  and  electrical installations.   

JOURNAL TITLE ‐ MONTH YEAR  

 

7