Wind uncertainty when providing primary frequency control

Abstract

Garantizar la estabilidad de la frecuencia de la red es de gran importancia. Si esta frecuencia cae por debajo de un determinado umbral, se deberá desconectar demanda para mejorar la capacidad del sistema de mantener un equilibrio entre la generación y la demanda del sistema. Esta estabilidad viene determinada por la inercia de los motores principales de los generadores y su respectiva Regulación Primaria de Frecuencia (RPF). Los sistemas insulares son pequeños y aislados, por lo que su baja inercia los hace especialmente vulnerables a las fluctuaciones de frecuencia.

Mientras tanto, el mundo está integrando más energías renovables en la red. Sin embargo, los Generadores Eólicos (GEs) se conectan mediante convertidores de potencia que los desacoplan mecánicamente de la red, por lo que no aportan inercia al sistema. Esta sustitución de los Generadores Convencionales (GCs) por los GEs reduce la estabilidad del sistema eléctrico. Sería beneficioso cuantificar esta estabilidad en tales casos, en particular cuando un CG se desconecta accidentalmente durante una caída de la velocidad del viento. La ausencia de la contribución de un GC, combinada con la reducción de la producción de energía eólica, provocan desviaciones de frecuencia y, por tanto, inestabilidad en el sistema.

Este proyecto explora este fenómeno llevando a cabo las siguientes tareas: modelización de un GE, modelización del sistema eléctrico con GEs y análisis de simulaciones cuando se pierden diferentes GCs con diferentes características del viento como parámetros.

Se concluye que la provisión de RPF no mejora enormemente la estabilidad cuando hay una reducción de la velocidad del viento. Se demuestra que el aumento de la penetración eólica y la caída de la velocidad del viento provocan una menor estabilidad en el sistema, como cabría esperar. El efecto es mayor cuando la velocidad del viento cae al mismo tiempo que la pérdida de GC.

Ensuring frequency stability of the grid is of great importance. If this frequency falls below a certain threshold, load will have to be disconnected so as to improve the system's ability to maintain an equilibrium between the system's generation and load. This stability is determined by the inertia of the primer movers, generators and their respective primary frequency regulation. Island systems are small and isolated, which means their low inertia makes them particularly vulnerable to frequency fluctuations.

Meanwhile, the world is integrating more renewables into the grid. However, Wind Generators (WGs) are connected through power converters that mechanically decouple them from the grid, thus not attaching inertia to the system. This replacement of the Conventional Generators (CGs) with WGs reduces the stability of the power system. It is highly beneficial for a grid operator to quantify this stability in such cases, particularly when a CG is accidentally disconnected during a drop in wind speed. In such situations, the absence of a CG's contribution, combined with reduced wind power output, lead to frequency deviations and thus instability in the power system.

This project explores this phenomena by carrying out the following tasks: modelling of a WG, modelling of the power system with WGs, and analysis of simulations when different CGs in the system are lost with different wind characteristics as parameters.

It is concluded that the provision of primary frequency regulation does not help stability when the wind speed is reduced. Additionally, it is shown that the increase in WG penetration and wind speed drop causes less stability in the system as one would expect. The effect is greatest when the wind speed drops at the same time as the CG loss.