Improved provision of primary frequency control by wind generators

Abstract

Los generadores eólicos suelen funcionar a su máxima capacidad, no tienen reservas para producir potencia adicional. Por lo tanto, en caso de desconexión de un generador convencional, los generadores eólicos no pueden participar en el control primario de la frecuencia, lo que afecta a la estabilidad del sistema. A medida que aumentan las fuentes de energía renovables, esto se vuelve más importante. Para resolver esto, se han propuesto varios controles de estatismo (‘droop’), ajustando la velocidad del rotor de los aerogeneradores. Esto permite pasar de una operación máxima a una de reducción de potencia (‘deloaded’). Sin embargo, los mecanismos actuales de control droop tienen un defecto: la interacción entre el control deloaded y la generación mecánica de potencia hace que la producción final tras un incidente de frecuencia sea inferior a la deseada, proporcionando reservas insuficientes. Para mejorar esto, se estima la reducción de potencia calculando la tangente de la curva deloaded en el punto de funcionamiento final. Multiplicando esta tangente por la variación de la velocidad del rotor y añadiéndola al control, se mejora la capacidad de los aerogeneradores para contribuir a la estabilidad de la frecuencia, buscando que la potencia de salida final coincida con la demanda del sistema durante los desequilibrios. Se diseña un modelo MATLAB/Simulink para probar este control mejorado, integrándolo en un sistema eléctrico y realizando varias simulaciones. Se comparan las respuestas de los sistemas con el nuevo control de estatismo, con el original y sin él en varios escenarios. Además, se introducen cambios en la velocidad del viento para analizar la dependencia de los generadores eólicos de las condiciones meteorológicas. Esto permite estudiar los efectos de la mejora en el control de estatismo, y su efecto en la respuesta del sistema eléctrico.

Wind generators typically operate at their maximum capacity, lacking reserves to produce additional power if required. Consequently, in the event of a conventional generator failure, wind generators cannot participate in primary frequency control, thus not contributing to frequency stability. As renewable energy sources become more prevalent, ensuring system reliability is essential. Various droop controls have been proposed to address this issue. The most common one relies on deliberately adjusting the rotor speed of wind generators. This results in their power output shifting from maximum capacity to a deloaded mode, providing reserves. However, current droop control mechanisms have a flaw: due to the interaction between deloaded control and mechanical power generation, the final power output after a frequency incident is lower than desired. This results in wind generators providing insufficient reserves. To improve this, the reduction in power is estimated by calculating the tangent of the deloaded curve at the final operating point. By multiplying this by the rotor speed’s change and adding it back to the control, wind generators’ ability to contribute to frequency stability is enhanced. The goal is for the final power output to match the system’s power demand during imbalances. A MATLAB/Simulink model is designed to test this improved droop control. By integrating this control into an energy system, several time-domain simulations are conducted. The responses of systems with the new, original, and no droop control are compared across various scenarios. Additionally, wind speed changes are introduced close to the disconnection of a conventional generator to analyze the wind generators' dependence on weather and the impact of droop control on this power source. Overall, this allows the effects of the improved droop control on system response to be studied.