Višestepena brza regulacija frekvencije u elektroenergetskim sistemima sa neravnomernom distribucijom inercije

Energija, ekonomija, ekologija, 4, XXXIII, 2021, (str. 1-7)

АУТОР(И): Jelena Stojković, Predrag Stefanov

Е-АДРЕСА: jstojkovic@etf.rs, stefanov@etf.rs

Download Full Pdf   

DOI: 10.46793/EEE21-4.01S

САЖЕТАК:

Integracija obnovljivih izora energije (OIE) predstavlja važan korak u borbi protiv klimatskih promena i oni postaju sve više zastupljeni u proizvodnji električne energije. Sistemi sa velikim udelom OIE, obično povezanih za mrežu uređajima energetske elektronike, imaju smanjenu inerciju u odnosu na sisteme sa klasičnim sinhronim generatorima i zbog toga su naročito ugroženi u pogledu frekvencijske stabilnosti. S druge strane, uređaji energetske elektronike omogućavaju brzo upravljanje snagama na njihovim krajevima, sa vremenima stabilizacije od nekoliko milisekundi. Ovaj rad predlaže novi pristup primene ove brze regulacije u cilju sprečavanja pojave velikih dinamičkih odstupanja frekvencije pri velikim poremećajima u sistemu, uvođenjem višestepene brze regulaciju frekvencije (BRF) na svim uređajima kojima se može promeniti snaga injektiranja aktivne snage i koji mogu da nude usluge brze regulacije učestanosti. Pored obnovljivih izvora energije povezanih uređajima energetske elektronike, u potencijalne pružaoce usluge mogu se svrstati uređaji za skladištenje energije, upravljiva potrošnja ili HVDC konekcije. Svi oni imaju sposobnost da brzo promene izlaznu snagu i daju frekvencijsku podršku neposredno nakon poremećaja, u vremenskom periodu pre nego što frekvencija dostigne minimalnu vrednost. Predložena upravljačka strategija koristi samo vrednosti lokalne brzine promene frekvencije (RoCoF) i ne zahteva kompleksnu telekomunikacionu infrastrukturu. Postajanje više stepeni regulacije omogućava aktiviranje regulacione rezerve srazmerne poremećaju sa prostornom raspodelom kojom se obezbeđuje maksimalna aktivacija u delu sistema u kom se poremećaj desio. Posebno, definisana regulacija obezbeđuje da se pri poremećajima u delovima sistema sa manjom inercijom zahteva aktivacija srazmerno veća rezerva prostorno raspoređene tako da ne dovodi do promena tokova snaga i neželjenih oscilacija kojima bi se destabilizovao rad sistema.

Predložena upravljačka strategija je prikazana na test sistemu sa 3 koherentne oblasti a rezultati simulacija na jednostavnom primeru prikazuju prednosti brze višestepene regulacije.

КЉУЧНЕ РЕЧИ:

brza regulacija frekvencije, dinamičke simulacije, frekvencijska stabilnost, sistemi male inercije

ЛИТЕРАТУРА:

  • Fang, J., Li, H., Tang, Y., Blaabjerg, F. On the Inertia of Future More-Electronics Power Systems, IEEE Journal of Emerging and Selected Topics in Power Electronics, Vol. 7, No. 4, pp. 2130–2146, 2019. https://doi.org/10.1109/jestpe.2018.2877766
  • Ulbig, A., Borsche, T.S., Andersson, G. Impact of low rotational inertia on power system stability and operation, in IFAC Proceedings Volumes (IFAC-PapersOnline), Vol. 47, Issue 3, pp. 7290-7297, 2014. https://doi.org/10.3182/20140824-6-ZA-1003.02615
  • Milano, F., Dorfler, F., Hug, G., Hill, D.J. Verbič, G. Foundations and challenges of low-inertia systems, in 20th Power Systems Computation Conference (PSCC 2018), Dublin, Ireland, June 2018, pp. 1–25. https://doi.org/10.23919/pscc.2018.8450880   
  • Hong, Q. Nedd, M., Norris, S., Abdulhadi, I., Karimi, M., Terzija, M., Marshall, B., Bell, K., Booth, C., Fast frequency response for effective frequency control in power systems with low inertia, The Journal of Engineering, Vol. 2019, No. 16, pp. 1696–1702, 2019. https://doi.org/10.1049/joe.2018.8599   
  • Jounini, T., Markovic, U., Gross, , New options for existing system services and needs for new system services, Migrate H2020 project, https://www.h2020-migrate.eu/downloads.html  [pristupljeno 05.05.2021]
  • Liu, Y. , You, S., Tan, J., Zhang, Y., Liu, Y. Frequency Response Assessment and Enhancement of the U.S. Power Grids Toward Extra-High Photovoltaic Generation Penetrations-An Industry Perspective, IEEE Transactions on Power Systems, Vol. 33, No. 3, pp. 3438-3449, 2018. https://doi.org/10.1109/TPWRS.2018.2799744
  • Hoke, A.F., Shirazi, M., Chakraborty, S., Muljadi, E., Maksimovic, D. Rapid Active Power Control of Photovoltaic Systems for Grid Frequency Support, IEEE Journal of Emerging and Selected Topics in Power Electronics, Vol. 5, Issue 3, pp. 1154-1163, 2017. https://doi.org/10.1109/jestpe.2017.2669299
  • Tarnowski, G.C., Kjær, P.C., Sørensen, P.E., Østergaard, J. Variable speed wind turbines capability for temporary over-production, in Proc. IEEE Power and Energy Society General Meeting, PES ’09, Calgary, AB, Canada, 26-30 July 2009, 2009. https://doi.org/10.1109/pes.2009.5275387
  • Yuan, Z., You, S., Liu, Y., Liu, Y., Osborn, D., Pan, J. Frequency control capability of Vsc-Hvdc for large power systems, IEEE Power and Energy Society General Meeting, Chicago, IL, USA, 16-20 July https://doi.org/10.1109/pesgm.2017.8273982  
  • Meng, L., Yafar, J., Khadem, S.K., Collinson, A., Murchie, K.C., Coffele, K., Burt, G.M. Fast Frequency Response from Energy Storage Systems – A Review of Grid Standards, Projects and Technical Issues, IEEE Transactions on Smart Grid, Vol. 11, Issue 2, 2020. https://doi.org/10.1109/tsg.2019.2940173
  • Molina-García, A., Bouffard, F., Kirschen, D.S. Decentralized demand-side contribution to primary frequency control, IEEE Transactions on Power Systems, Vol. 26, Issue 1, 2011. https://doi.org/10.1109/tpwrs.2010.2048223
  • Hong, Q., Karimi, M., Sun, M., Norris, S., Bagleybter, O. , Wilson, D., Abdulhadi, I. F., Terzija, V., Marshall, B., Booth, C. D. Design and Validation of a Wide Area Monitoring and Control System for Fast Frequency Response, IEEE Transactions on Smart Grid, Vol. 11, No. 4, pp.3394 – 3404, 2020. https://doi.org/10.1109/TSG.2019.2963796
  • Martinez-Sanz, I., Chaudhuri, B., Junyent-Ferre, A., Trovato, V., Strbac, G. Distributed vs. concentrated rapid frequency response provision in future great britain system, in 2016 IEEE Power and Energy Society General Meeting (PESGM), Boston, USA, Nov 2016, pp. 1–5. https://doi.org/10.1109/pesgm.2016.7741970