Исследование функционирования алгоритма синтетической инерции в электроэнергетических системах разной плотности

Цель – повышение эффективности функционирования фотоэлектрической установки в электрических сетях разной плотности, в частности корректная настройка алгоритма синтетической инерции и контура фазовой автоподстройки частоты. Объектом исследования является система автоматического управления фотоэлектрической станции. В исследованиях использовались методы гибридного моделирования с помощью всережимного моделирующего комплекса реального времени электроэнергетических систем. Установлено, что возможность использования алгоритма синтетической инерции и его корректная настройка являются одним из важнейших свойств фотоэлектрических установок, подключаемых к сети с помощью силового преобразователя. Показано, что для эффективной работы данного алгоритма важным является правильное определение полосы пропускания фазовой автоподстройки частоты. Функционирование контура данной фазовой автоподстройки частоты может приводить к колебаниям с различной частотой при установке фотоэлектрических установок в слабых электрических сетях (электрические сети с коэффициентом короткого замыкания менее 10 о.е.) и, соответственно, негативно сказаться на работоспособности алгоритма синтетической инерции. Также установлено, что в сильной сети с увеличением полосы пропускания блока фазовой автоподстройки частоты уменьшается величина снижения частоты сети (оптимальная полоса пропускания 50 Гц), в слабой же сети, наоборот: блок фазовой автоподстройки частоты с увеличением полосы пропускания уменьшает скорость реакции алгоритма синтетической инерции, что приводит к увеличению величины снижения частоты (оптимальная полоса пропускания 0,3 Гц). Таким образом, проведенные исследования показали, что контур фазовой автоподстройки частоты в системе управления фотоэлектрической установки позволяет влиять на функционирование алгоритма синтетической инерции, но характер этого влияния зависит от плотности электрической сети и может быть положительным или отрицательным. Полученное на тестовой энергосистеме влияние также подтверждено для энергосистемы реальной размерности.

1. Wu Jianzhnog, Yan Jinyue, Jia Hongjie, Hatziargyriou N., Djilali N., Sun Hongbin. Integrated energy systems // Applied Energy. 2016. Vol. 167. P. 155–157. https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2016.02.075.

2. Андреев М. В., Суворов А. А., Аскаров А. Б., Киевец А. В. Проблема численного моделирования цифровой релейной защиты и ее аналого-цифровое (гибридное) решение // Известия высших учебных заведений. Электромеханика. 2018. Т. 61. № 6. С. 77–83. http://doi.org/10.17213/0136-3360-2018-6-77-83.

3. Андреев М. В., Рубан Н. Ю., Гордиенко И. С. Всережимное математическое моделирование релейной защиты электроэнергетических систем: монография. Томск: Изд-во ТПУ, 2016. 176 с.

4. Sinsel S. R., Riemke R. L., Hoffmann V. H. Challenges and solution technologies for the integration of variable renewable energy sources – a review // Renewable Energy. 2020. Vol. 145. P. 2271–2285. https://doi.org/10.1016/j.renene.2019.06.147.

5. Кошельков И. А., Егоров Е. П., Иванов А. В. Задачи моделирования при проведении функциональных испытаний микропроцессорных устройств РЗА // Электроэнергетика глазами молодежи – 2016: труды VII Междунар. молодежной науч.-техн. конф. (г. Казань, 19–23 сентября 2016 г.). Казань: Изд-во КГЭУ, 2016. Т. 1. С. 364–366.

6. Huang Shun-Hsien, Schmall J., Conto J., Adams J., Zhang Yang, Carter C. Voltage control challenges on weak grids with high penetration of wind generation: ERCOT experience // IEEE Power and Energy Society General Meeting. 2012. https://doi.org/10.1109/PESGM.2012.6344713.

7. Liu Huakun, Xie Xiaorong, He Jingbo, Xu Tao, Yu Zhao, Wang Chao, et al. Subsynchronous interaction between direct-drive PMSG based wind farms and weak ac networks // IEEE Transactions on Power Systems. 2017. Vol. 32. Iss. 6. P. 4708–4720. https://doi.org/10.1109/TPWRS.2017.2682197.

8. Cheng Yi, Azizipanah-Abarghooee R., Azizi S., Ding Lei, Terzija Vladimir. Smart frequency control in low inertia energy systems based on frequency response techniques: a review // Applied Energy. 2020. Vol. 279. Р. 115798. https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2020.115798.

9. Mahadevan N., Dubey A., Guo Huangcheng, Karsai G. Using temporal causal models to isolate failures in power system protection devices // IEEE Instrumentation Measurement and measurement log. 2014. Vol. 18. Iss. 4. P. 28–39. https://doi.org/10.1109/AUTEST.2014.6935156.

10. Johnson S. C, Rhodes J. D, Webber M. E. Understanding the impact of nonsynchronous wind and solar generation on grid stability and identifying mitigation pathways // Applied Energy. 2020. Vol. 262. Р. 114492. https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2020.114492.

11. Seneviratne C., Ozansoy C. Frequency response due to a large generator loss with the increasing penetration of wind/PV generation – a literature review // Renewable and Sustainable Energy Reviews. 2016. Vol. 57. P. 659–668. https://doi.org/10.1016/j.rser.2015.12.051.

12. Razzhivin I., Askarov A., Rudnik V., Suvorov A. A Hybrid simulation of converter-interfaced generation as the part of a large-scale power system model // International Journal of Engineering and Technology Innovation. 2021. Vol. 11. No. 4. P. 278–293. https://doi.org/10.46604/ijeti.2021.7276.

13. Arani M. F. M., El-Saadany E. F. Implementing virtual Inertia in DFIG-Based wind power generation // IEEE Transactions on Power Systems. 2013. Vol. 28. Iss. 2. P. 1373–1384. https://doi.org/10.1109/TPWRS.2012.2207972.

14. Zhong Cheng, Zhou Yang, Yan Gangui. Power reserve control with real-time iterative estimation for PV system participation in frequency regulation // International Journal of Electrical Power & Energy Systems. 2021. Vol. 124. Р. 106367. https://doi.org/10.1016/j.ijepes.2020.106367.

15. Nguyen Ha Thi, Yang Guangya, Nielsen Arne Hejde, Jensen P. H. Frequency stability enhancement for low inertia systems using synthetic inertia of wind power // IEEE Power & Energy Society General Meeting. 2017. https://doi.org/10.1109/PESGM.2017.8274566.

16. Qi Hu, Lijun Fu, Fan Ma, Feng Ji. Large signal synchronizing Instability of PLL-based VSC connected to weak ac grid // IEEE Transactions on Power Systems. 2019. Vol. 34. Iss. 4. Р. 3220–3229. https://doi.org/10.1109/TPWRS.2019.2892224.

17. Wang Yi Fei, Li Yun Wei. Analysis and digital implementation of cascaded delayed-signal-cancellation PLL // IEEE Transactions on Power Electronics. 2011. Vol. 26. Iss. 4. P. 1067–1080. https://doi.org/10.1109/TPEL.2010.2091150.

18. Zhou Jenny Z., Ding Hui, Fan Shengtao, Zhang Yi, Gole A. M. Impact of short-circuit ratio and phase-lockedloop parameters on the small-signal behavior of a VSCHVDC converter // IEEE Transactions on Power Delivery. 2014. Vol. 29. Iss. 5. P. 2287–2296. https://doi.org/10.1109/TPWRD.2014.2330518.

19. Magnus D. M., Scharlau C. C., Pfitscher L. L., Costa G. C., Silva G. M. A novel approach for robust control design of hidden synthetic inertia for variable speed wind turbines // Electric Power Systems Research. 2021. Vol. 196. Р. 107267. https://doi.org/10.1016/j.epsr.2021.107267.

20. Gutierrez F., Riquelme E., Barbosa K. A., Chávez H. State estimation for synthetic inertia control system using kalman filter // IEEE International Conference on Automation/24th Congress of the Chilean Association of Automatic Control. 2021. https://doi.org/10.1109/ICAACCA51523.2021.9465316.

21. Nguyen Ha Thi, Chleirigh M. N., Yang Guangya. A technical economic evaluation of inertial response from wind generators and synchronous condensers // IEEE Access. 2021. Vol. 9. P. 7183–7192. https://doi.org/10.1109/ACCESS.2021.3049197.

22. Mohammad D., Mokhlis H., Mekhilef S. Inertia response and frequency control techniques for renewable energy sources: a review // Renewable and Sustainable Energy Reviews. 2017. Vol. 69. P. 144–155. https://doi.org/10.1016/j.rser.2016.11.170.

23. Bevrani H., Ise T., Miura Y. Virtual synchronous generators: a survey and new perspectives // International Journal of Electrical Power and Energy Systems. 2014. Vol. 54. P. 244–254. https://doi.org/10.1016/j.ijepes.2013.07.009.

24. Zarina P. P., Mishra S., Sekhar P. C. Exploring frequency control capability of a PV system in a hybrid PV-rotating machine-without storage system // International Journal of Electrical Power and Energy Systems. 2014. Vol. 60. P. 258–267. https://doi.org/10.1016/j.ijepes.2014.02.033.

25. Karami N., Moubayed N., Outbib R. General review and classification of different MPPT techniques // Renewable and Sustainable Energy Reviews. 2017. Vol. 68. Part 1. P. 1–18. https://doi.org/10.1016/j.rser.2016.09.132.

26. Tielens P. Operation and control of power systems with low synchronous inertia. 2017. [Электронный ресурс]. URL: https://core.ac.uk/download/pdf/95687043.pdf (18.09.2021).

27. Fan Lingling. Modeling Type-4 wind in weak grids // IEEE Transactions on sustainable energy. 2019. Vol. 10. Iss. 2. Р. 853–864. https://doi.org/10.1109/TSTE.2018.2849849.

28. Zhang Shuang, Jiao Long, Zhang Hui, Shi LinJun, Yang HuiBiao. A new control strategy of active participation in frequency regulation of photovoltaic system // IEEE 4th Conference on Energy Internet and Energy System Integration (Wuhan, 30 October – 1 November 2020). Wuhan: IEEE, 2020. P. 2314–2318. https://doi.org/10.1109/EI250167.2020.9347015.

29. Shi Qiaoming, Wang Gang, Ma Weiming, Fu Lijun, Wu You, Xing Pengxiang. Coordinated virtual inertia control strategy for D-PMSG considering frequency regulation ability // Journal of Electrical Engineering and Technology. 2016. Vol. 11. Iss. 6. P. 1556–1570. https://doi.org/10.5370/JEET.2016.11.6.1556.

30. Sun Yin, De Jong E. C. W., Wang Xiongfei, Yang Dongsheng, Blaabjerg Frede, Cuk V., et al. The Impact of PLL dynamics on the low inertia power grid: a case study of Bonaire island power system // Energies. 2019. Vol. 12. No. 7. Р. 1259. https://doi.org/10.3390/en12071259.