Fundamental Control Performance Limitations for Interarea Oscillation Damping and Frequency Stability

With the transition towards renewable energy and the deregulation of the electricity markets, the power system is changing. Growing electricity demand and more intermittent power production increase the need for transfer capacity. Lower inertia levels due to a higher share of renewables increase the need for fast frequency reserves (FFR). In this thesis, we study fundamental control limitations for improving the damping of interarea oscillations and frequency stability. The first part of the thesis considers the damping of oscillatory interarea modes. These system-wide modes involve power oscillating between groups of generators and are sometimes hard to control due to their scale and complexity. We consider limitations of decentralized control schemes based on local measurements, as well as centralized control schemes with limitations associated to actuator dynamics and network topology. It is shown that the stability of asynchronous grids can be improved by modulating the active power of a single interconnecting high-voltage direct current (HVDC) link. One challenge with modulating HVDC active power is that the interaction between interarea modes of the two grids may have a negative impact on system stability. By studying the controllability Gramian, we show that it is possible to improve the damping in both grids as long as the frequencies of their interarea modes are not too close. It is demonstrated how the controllability, and therefore the achievable damping, deteriorates as the frequency difference becomes small. With a modal frequency difference of 5%, the damping can be improved by around 2 percentage points whereas a modal frequency difference of 20% allows for around 8 percentage points damping improvement. The results are validated by simulating two HVDC-interconnected 32-bus power system models. We also consider the coordinated control of two and more HVDC links. For some network configurations, it is shown that the interaction between troublesome inte
Övergången till förnybar energi och avregleringen av elmarknaden leder till förändringar i elnätet. En växande efterfrågan på el och en mer väderberoende och osäker produktion ökar behovet av överföringskapacitet. En minskning av rotationsenergin till följd av en högre andel förnyelsebar elproduktion medför även ett ökat behov av snabba frekvensreserver, fast frequency reserves (FFR). I denna avhandling så studeras fundamentala begränsningar för att med återkoppling dämpa interareapendlingar och förbättra frekvensstabiliteten. Den första delen av avhandlingen undersöker fundamentala prestandabegränsningar för dämpningen av interareapendlingar. Dessa systemövergripande pendlingar involverar grupper av generatorer som svänger i förhållande till varandra. Interareapendlingar är ibland svåra att styra på grund av deras skala och komplexitet. Vi studerar begränsningar vid återkoppling från lokala mätsignaler, samt för centraliserade regulatorstrukturer med begränsningar kopplade till ställdonsdynamik och elsystemets topologi. Det visas hur stabiliteten hos två olika synkrona nät sammankopplade med högspänd likström, high-voltage direct current (HVDC), kan förbättras genom att modulera den aktiva effekten hos en enda HVDC-länk. En utmaning med aktiv effektmodulering är att växelverkan mellan interareapendlingar hos de två näten kan ha en negativ inverkan på systemets stabilitet. Genom att studera styrbarhetsgramianen visar vi att det alltid är möjligt att förbättra dämpningen i båda näten så länge som frekvenserna hos deras interareapendlingar inte ligger för nära varandra. Det visas hur styrbarheten, och därmed de möjliga dämpningsförbättringarna, försämras då frekvensskillnaden blir liten. Då frekvensskillnad är 5% så kan dämpningen förbättras med cirka 2 procentenheter medan en frekvensskillnad på 20% möjliggör cirka 8 procentenheters förbättring av dämpningen i båda näten. Resultaten valideras i en detaljerad simuleringsstudie av två elnät (vardera med 32 noder) samm
QC 20210521