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Inertial Response Controller Design for a Variable Speed Wind Turbine Final project report Arne Gloe Clemens Jauch Henning Thiesen Jonas Viebeg A research project in cooperation with SUZLON Energy Ltd.
Inertial Response Controller Design Final Project Report – Revision 1
Gloe, Jauch, Thiesen, Viebeg 21 March 2018
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Content List of symbols and abbreviations ............................................................................................................... 5 Abstract ..................................................................................................................................................... 10 Zusammenfassung ..................................................................................................................................... 11 Acknowledgement .................................................................................................................................... 14 1
Introduction ....................................................................................................................................... 14
2
Future grid connection requirements ............................................................................................... 15 2.1 Frequency control in electrical grids ............................................................................................ 15 2.2 Analysis of existing and proposed grid codes .............................................................................. 16 2.2.1
Hydro Quebec ...................................................................................................................... 17
2.2.2
EirGrid .................................................................................................................................. 17
2.2.3
Annex to Spanish grid code ................................................................................................. 19
2.3 Grid code extrapolation ............................................................................................................... 19 3
Future need for synthetic inertia provision by wind turbines .......................................................... 21 3.1 Data basis and analysis ................................................................................................................. 21 3.2 Data processing and classification ............................................................................................... 26 3.3 ROCOF extrapolation methodology ............................................................................................. 31
4
Comparison of technical solutions to meet future requirements .................................................... 36 4.1 Analysed technologies .................................................................................................................. 36 4.1.1
Flywheels ............................................................................................................................. 36
4.1.2
Batteries .............................................................................................................................. 37
4.1.3
Supercapacitors ................................................................................................................... 39
4.2 Criteria for comparison of technologies ...................................................................................... 39 4.2.1
Economic criteria ................................................................................................................. 39
4.2.2
Technical criteria ................................................................................................................. 41
4.3 Results from literature study ....................................................................................................... 43 4.4 Patent study ................................................................................................................................. 45 4.5 Effect of inertia provision on the energy yield ............................................................................. 48 5
Wind turbine simulation model and simulation inputs .................................................................... 54
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5.1 Wind turbine simulation model parameters ................................................................................ 54 5.2 Parameter validation via comparison of Eigenfrequencies ......................................................... 54 5.3 Interface between Suzlon controller and wind turbine model .................................................... 56 5.4 Frequency input ........................................................................................................................... 58 6
Kinetic energy and inertia constant for inertial response control of wind turbines ......................... 63 6.1 Inertia constant ............................................................................................................................ 63 6.2 Kinetic energy ............................................................................................................................... 63 6.3 Power gain .................................................................................................................................... 63 6.4 Wind turbine speed ...................................................................................................................... 64
7
Fixed inertia constant controller ....................................................................................................... 65 7.1 Controller concept ....................................................................................................................... 65 7.2 Determination of simulation parameters .................................................................................... 66 7.2.1
Determination of acceleration limits of WT components ................................................... 67
7.2.2
Determination of damping factors ...................................................................................... 74
7.3 Simulations for testing the fixed H controller .............................................................................. 83
8
7.3.1
Controller test with ENTSO‐E reference signal .................................................................... 83
7.3.2
Controller test with measured time series – normal frequency behaviour ........................ 92
7.3.3
Controller test with measured time series– abnormities ................................................. 100
7.3.4
Controller test with measured time series– deterministic effects .................................... 105
Variable inertia controller ............................................................................................................... 110 8.1 Controller concept ..................................................................................................................... 110 8.2 Change of parameters ................................................................................................................ 113 8.3 Simulations for testing the var H controller ............................................................................... 114
9
8.3.1
Controller test reference case ........................................................................................... 114
8.3.2
Controller test with measured time series– normal frequency behaviour ....................... 121
8.3.3
Controller test with measured time series– abnormities ................................................. 129
8.3.4
Controller test with measured time series– deterministic effects .................................... 135
Digital inertial response controller .................................................................................................. 141 9.1 Controller concept ..................................................................................................................... 141
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9.2 Controller implementation ........................................................................................................ 142 9.3 Simulations for testing the digital inertial response controller ................................................. 147 9.3.1
DIC test reference case ...................................................................................................... 147
9.3.2
DIC test with measured time series – normal frequency behaviour ................................. 153
9.3.3
DIC test with measured time series – abnormities ........................................................... 160
9.3.4
DIC test with measured time series– deterministic effects .............................................. 170
10
Field tests ................................................................................................................................... 172
11
Load simulations and life time analysis ...................................................................................... 184
12
References .................................................................................................................................. 190
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List of symbols and abbreviations Symbol
Description
a
Acceleration
a_blade_edge
Maximum of inplane acceleration of the blades
a_blade_flap
Maximum of out-of-plane acceleration of the blades
AC
Alternating current
AOSC
Amplitude of oscillation
CBOP
Costs of balance of plant
CP
Aerodynamic power coefficient
CPCS
Costs of power conversion system
CStor
Costs of the storage compartment
dspeed_blade_inpl_x3
Inplane acceleration of the blades
dspeed_blade_outpl_x3
Out-of-plane acceleration of the blades
DTD_Osc_mag
Magnitude of the drive train oscillations
E
Energy
Ekin
Kinetic energy
Ekin, rated
Rated kinetic energy
Ekin_fic
Fictive kinetic energy used for calculations
ENTSO-E
European Network of Transmission System Operators for Electricity
ESS
Energy storage system
f_grid_5_Hz
Moving average of the grid frequency at 5 Hz
feigen
Eigenfrequency
fgrid
Grid frequency
fmax
Maximum grid frequency at which generators must remain connected to the grid
fmin
Minimum grid frequency at which generators must remain connected to the grid
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Gen_Speed_3s_avg
3 seconds moving average of the generator speed
GS
Gain scheduling
H
Inertia constant
Hdem
Inertia constant demanded by the system operator
HSys
System inertia constant
Hvar
Variable inertia constant
IC-RES
inverter connected renewable energy systems
J
Inertia
Jfic
Fictive inertia for calculations
JSys
Accumulated system inertia
JWT
Actual inertia of a WT
k_blade_edge
Damping factor edgewise
k_blade_flap
Damping factor flapwise
k_damp
Minimum damping factor of all monitored components
k_torsion
Damping factor drive train oscillations
k_tower_lat
Damping factor tower lateral direction
k_tower_long
Damping factor tower longitudinal direction
LCC
Life Cycle Costs
LUT
lookup table
Mov Avg
Moving average
n_gen
Generator speed in RPM
O&M
Operation and maintenance
P
Power
Pconsumption
Consumed active power (including losses)
PDF
Probability density function
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Pgen
Generator power
Pgeneration
Generated active power
Pgrid
Grid power at the terminals of the wind turbine
Pinertia
Power setpoint for inertial response
Pinertia,sys
Power from natural inertia during a grid frequency change
Pinst
Instantaneous active power
Pload
Combined active power of all loads connected to a system
Prated
Rated active power
Pref
Reference power from power vs speed characteristic
Pref_ROCOF
Power setpoint for synthetic inertia before damping
Pref_ROCOF_damp
Power setpoint for synthetic inertia with damping for component protection
Pref_ROCOF_unlimited
Power setpoint for synthetic inertia without limitation
Pref_speed
Reference power from power vs speed characteristic
PROCOF_max
Maximum allowed power increase for inertial response
PROCOF_min
Maximum allowed power decrease for inertial response
PSetpoint
Power setpoint for generator
PSI
Power setpoint for synthetic inertia
pu
Per unit
PV
Photovoltaic
R
Rotor radius
RES
Renewable energy system
RG CE
Regional Group Continental Europe
ROCOF
Rate of change of frequency
Srated
Rated apparent power
t
Time
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TCC
Total Capital Costs
Tgen
Generator torque
Tower_Top_Acc_Lateral
Acceleration of the tower top in lateral direction
Tower_Top_Acc_Thrust
Acceleration of the tower top in longitudinal direction
Trot
Aerodynamic torque
TSO
Transmission system operator
vwind
Wind speed
WPP
Wind power plants
WT
wind turbine
xIC-RES
Share of inverter connected renewable energy systems
yr
Year
β
Dampening factor for the influence of the IC-RES penetration
Δf
Frequency deviation
ΔP
Power difference
η
Efficiency
θ
Pitch angle
θdem
Demanded pitch angle
θk
Reference pitch angle
θmax
Maximum pitch angle
θmin
Minimum pitch angle
λ
Tip speed ratio
μ
median
σ
Standard deviation
σROCOF
Standard deviation of ROCOF
ω
Rotational speed
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ωgrid
Rotational speed of synchronous generators connected to an AC grid
ωhigh
Rotational speed before the provision of synthetic inertia
ωlow
Rotational speed after the provision of synthetic inertia
ωrated
Rated rotational speed
ωref
Reference speed
ωrot
Rotational speed drive train
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Abstract This report describes the results of a research project conducted by the Wind Energy Technology Institute of Flensburg University of Applied Sciences in cooperation with the wind turbine manufacturer Suzlon Energy. The project aimed to design an inertial response controller for a variable speed wind turbine, which fulfils future requirements that will be stipulated by transmission system operators. Based on the analysis of publications from transmission system operators the continuous provision of synthetic inertia is identified as a likely future requirement. The grid frequency of the European Continental Synchronous Area is measured at Flensburg University of Applied Sciences to determine the correlation level between today’s rate of change of frequency and the state of the grid in terms of load level and share of inverter connected renewable energy sources. A scenario for a future power plant mix is simulated, which allows to quantify the future state of the grid likewise to today’s data. The simulation data and the correlation analysis are used to estimate future rate of change of frequency distributions in the grid of the Regional Group Central Europe. This is an important information for the mechanical load analysis of a wind turbine. Different technical solutions to fulfil future requirements regarding synthetic inertia are evaluated in terms of technical feasibility and costs with help of a literature study. These options included the installation of energy storage system in a wind turbine or in a wind farm. The results are compared to the provision of synthetic inertia with a wind turbine only, i.e. without installing additional hardware. The effect that such a service has on the energy yield of a wind turbine is estimated for the NREL 5 MW research wind turbine. This analysis uses time traces of the grid frequency measured at Flensburg University of Applied Sciences and focuses on frequency effects visible in today’s grid. The analysis of the chosen scenario showed that the effect on the energy yield is negligible. In addition to the European data, grid frequency measurements from India are analysed. Recurring frequency patterns are identified. Typical time traces of these patterns are used for the development of inertial response controllers. Three different controller approaches are developed and tested in a Matlab / Simulink model that replicates a variable speed wind turbine of the 2 MW class from Suzlon. The simulation showed that the wind turbine is capable of providing synthetic inertia continuously with two of the control approaches. These two controllers are tested in field tests in an identical Suzlon turbine that is located in North‐ Western India. The reaction of the turbine to time traces of two typical frequency events are tested at various wind speeds in part load operation. The results of the field tests confirm the simulation results. Finally, the effect of the provision of synthetic inertia on the mechanical loads is assessed with help of a FLEX 5 model. The results of the load calculations highly depend on the used grid frequency inputs. For the most likely grid frequency time traces the mechanical loads are increased only slightly. Therefore, it
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is concluded that the continuous provision of synthetic inertia has only little effect on the levelised cost of energy from comparable variable speed wind turbines.
Zusammenfassung Ziel des Forschungsprojektes „Bereitstellung von Regelleistung und Systemträgheit mit Windenergieanlagen“ ist die Entwicklung eines Reglers für die Netzfrequenzstützung durch Windenergieanlagen (WEA). Im Laufe des Projektes zeigte sich, dass dabei vor allem die Bereitstellung von synthetischer Trägheit durch WEA von besonderem Interesse ist. Netzbetreiber verlangen in zunehmenden Maße, dass sich WEA an der Netzfrequenzstützung beteiligen. Basis für die weiteren Untersuchungen im Projekt ist eine Analyse von Veröffentlichungen von Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB), aus denen heutige und geplante Anforderungen hervorgehen. Ein besonderes Augenmerk liegt dabei auf ÜNB, deren Netze verhältnismäßig klein sind, nur über schwache Verbindungen zu anderen Netzen verfügen und eine starke Durchdringung mit Windenergie haben. Diese ÜNB sind heute mit Problemen konfrontiert, die mit zunehmendem Ausbau erneuerbarer Energien auch in größeren Netzen, wie dem zentraleuropäischen Netz, zu erwarten sind. Auf Grundlage der Analyse dieser Veröffentlichungen wird die permanente Bereitstellung synthetischer Trägheit durch WEA als wahrscheinliche zukünftige Anforderung identifiziert. Das bedeutet, dass WEA jederzeit ihre Leistung an die Änderungsgeschwindigkeit der Netzfrequenz (englisch: rate of change of frequency, ROCOF) anpassen müssen, statt nur auf extreme Frequenzereignissen zu reagieren. Die notwendigen Parameter solch einer Anforderung werden benannt und quantifiziert. Um die wirtschaftlichen und technischen Konsequenzen der permanenten Bereitstellung synthetischer Trägheit beurteilen zu können, ist eine Analyse der Netzfrequenzdaten unerlässlich. Dabei wurden sowohl Daten aus dem zentraleuropäischen als auch aus dem indischen Netz analysiert. Die Daten für das zentraleuropäische Netz wurden direkt an der Hochschule Flensburg gemessen und ausgewertet. Die Netzfrequenz des zentraleuropäischen Netzes ist sehr stabil, der ROCOF ist im Vergleich zu anderen Netzen klein. Trotzdem ist eine Analyse dieses Netzes sehr interessant, da detaillierte Daten über den Zustand des Netzes (angeschlossene Last, Aufteilung des Kraftwerkparks, etc.) von den ÜNB öffentlich bereitgestellt werden. Diese Daten ermöglichen eine Abschätzung der Trägheit im Netz. Mittels Korrelationsanalyse kann somit der Zusammenhang zwischen den Messdaten des ROCOF und dem Zustand des Netzes ermittelt werden, so dass der ROCOF bei einer höheren Durchdringung des Netzes mit erneuerbaren Energien abgeschätzt werden kann. Für ein 2030er Ausbauszenario der erneuerbaren Energien wird mit Hilfe einer an der Europa‐Universität Flensburg entwickelten Simulationssoftware der Zustand des Netzes in den verschiedenen Stunden des Jahres und die Wahrscheinlichkeit des Auftretens verschiedener ROCOFs bestimmt. Diese Daten können als Grundlage für eine Bestimmung der mechanischen Lasten genutzt werden. Zusätzlich wurden Daten der indischen Netzfrequenz analysiert, die von Suzlon in einer Testanlage gemessen worden sind. Wiederkehrende Muster der Netzfrequenz
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werden identifiziert, da diese einen besonders hohen Einfluss auf das Verhalten der WEA und die Änderung der mechanischen Lasten haben können. Zudem werden extreme Änderungen der Netzfrequenz kategorisiert und die Häufigkeit des Auftretens dieser Ereignisse bestimmt. Diese Daten sind die Grundlage für die Entwicklung der Regler sowie für die Beurteilung der Auswirkungen auf die mechanischen Lasten der WEA. Hersteller von WEA haben eine Vielzahl an technischen Möglichkeiten eine gestiegene Anforderung in Bezug auf Netzfrequenzstützung umzusetzen. Ein mögliches Element ist dabei ein zusätzlicher Energiespeicher. Dieser kann in der WEA oder dem Windpark installiert werden. Die weitere Möglichkeit ist die Verwendung der in der Drehbewegung der WEA gespeicherten kinetischen Energie. Für die Option mit zusätzlichem Energiespeicher wird mittels einer Literaturstudie die technische und wirtschaftliche Eignung für die Bereitstellung synthetischer Trägheit bestimmt. Die Wirtschaftlichkeit der externen Speicher wird mit den erwarteten Ertragsverlusten einer WEA verglichen, wenn die kinetische Energie im Rotor für die Bereitstellung synthetischer Trägheit genutzt wird. Die Analyse der Ertragsverluste wird mit der NREL 5 MW Forschungsanlage und mit Frequenzdaten aus dem zentraleuropäischen Netz durchgeführt. Die Ergebnisse zeigen, dass die Ertragsverluste für die gewählten Szenarien minimal sind, so dass ein Verzicht auf zusätzliche Hardware eine kosteneffiziente Lösung zu sein scheint. Im nächsten Schritt muss ein detailliertes Reglungskonzept entwickelt und mittels Simulationen getestet werden, so dass auch die technische Machbarkeit bewertet werden kann. Das dafür verwendete Simulationsmodell entspricht in großen Teilen dem „First Eigenmode Model of a Wind Turbine“ von Jauch [36]. Dieses Modell wurde in Matlab / Simulink implementiert und die notwendigen Parameter bestimmt, um mit dem Modell das Verhalten einer Suzlon WEA der 2 MW Klasse abzubilden. Die Teilmodelle für die Steuerung der WEA werden direkt von Suzlon bereitgestellt, so dass die Korrektheit der Abbildung der WEA Steuerung, sowie die Kompatibilität mit den Lastsimulationsmodellen von Suzlon gewährleistet bleibt. Drei unterschiedliche Konzepte für die Bereitstellung synthetischer Trägheit werden entwickelt und mittels Simulation getestet: permanent reagierende Regler mit konstanter und variabler Trägheitskonstante (constant / variable H controller) sowie ein Regler, der mit einer vordefinierten Leistungserhöhung für mehrere Sekunden auf die Entwicklung des ROCOF reagiert (digital inertial response controller, DIC). Solch ein DIC wird heute häufig verwendet, um auf Frequenzereignisse zu reagieren. Entscheidend für die Validität der Ergebnisse ist die Definition realistischer Szenarien. Die Wahl geeigneter Zeitreihen der Netzfrequenz ist dabei von entscheidender Bedeutung. Diese können auf Basis der Analyse der indischen Netzfrequenz gewählt werden. Zudem wird der sogenannte Referenzfall für das zentraleuropäische Netz als allgemein bekanntes und akzeptiertes Beispiel für ein extremes Frequenzereignis simuliert. Die Reaktion der WEA bei verschiedenen Arbeitspunkten auf diese Zeitreihen der Netzfrequenz zeigt, dass die WEA generell in der Lage ist, synthetische Trägheit bereitzustellen.
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Allerdings ist der DIC für eine permanente Bereitstellung synthetischer Trägheit nicht geeignet. Zudem ist die Auswirkung der Frequenzstützung auf die WEA bei allen Regler Konzepten vom Arbeitspunkt der WEA abhängig. Insbesondere kann die Bereitstellung synthetischer Trägheit bei niedrigen Windgeschwindigkeiten, in Extremfällen, zu einer Abschaltung der WEA führen. Um diesen Problemen gerecht zu werden wird der constant H controller zum variable H controller weiterentwickelt. Diese beiden Regler Konzepte werden in Feldtests getestet. Für die Feldtests wird eine Forschungs‐WEA von Suzlon in Nord‐West Indien genutzt. Die Regler werden in die Steuerung der Anlage implementiert. Anstelle der aktuell gemessenen Netzfrequenz werden vordefinierte Zeitreihen der Netzfrequenz als Eingangssignal genutzt, um ein Vergleichbarkeit der Testergebnisse und der Simulationsergebnisse zu gewährleisten. Die Windbedingungen in Indien unterliegen starken saisonalen Schwankungen. Die Regler konnten für verschiedene Arbeitspunkte im Teillastbereich der Anlage getestet werden. Die Ergebnisse der Feldtests bestätigen die simulierte Reaktion der WEA auf die Frequenzzeitreihen. Daher kann davon ausgegangen werden, dass die Simulationsergebnisse die Realität in ausreichendem Maße abbilden. Parallel zu den Feldtests untersucht Suzlon die Auswirkungen der Regelungskonzepte (constant & variable H controller) auf die mechanischen Lasten in einem auf FLEX 5 basierenden Simulationsmodell. Es zeigt sich, dass die Lasten sehr stark von den verwendeten Zeitreihen der Netzfrequenz abhängen. Die getesteten Zeitreihen sind aus der oben erwähnten Analyse der indischen Netzfrequenz abgeleitet. Für realistische Szenarien ergibt sich eine geringe Erhöhung (
