Combined AC and Multi-Terminal HVDC Grids - ETH E

DISS. ETH NO. 23079
Combined AC and
Multi-Terminal HVDC Grids –
Optimal Power Flow
Formulations and Dynamic
Control
A thesis submitted to attain the degree of
DOCTOR OF SCIENCES of ETH ZURICH
(Dr. sc. ETH Zurich)
presented by
ROGER WIGET
MSc EST, ETH Zurich
born on 16.10.1984
citizen of
Lauerz SZ, Switzerland
accepted on the recommendation of
Prof. Dr. Göran Andersson, examiner
Prof. Dr. Dirk Westermann, co-examiner
2015
Abstract
The trend towards renewable generation and more efficient and flexible
load behavior in power systems is generally known. Nevertheless, no
actual and future power system works without the connection between
production and consumption. Today, and probably even more in the
future, climate conditions define the location of generation while load
centers remain in the same place. Therefore, the transmission system
remains essential. Nowadays, several point-to-point high voltage direct
current (HVDC) connections are in operation. There are four convincing
reasons why the grid should contain more HVDC parts in the future:
lower transmission losses, capability of long cable connections, higher
controllability, and the planned refurbishing of the existing transmission
infrastructure due to their age, which gives a good opportunity to switch
from AC to DC technology. A high cost share of an HVDC connection
are the converter stations. Therefore, it is possible that the future HVDC
system is constructed as a meshed grid instead of only point-to-point
connections. Before a transmission system operator (TSO) will agree to
install such an multi-terminal HVDC (MTDC) grid, the following points
need to be clarified: what is the influence to the grid in steady state and
dynamic operations? How could the new expensive parts be beneficial
for the TSO? This thesis provides the tools to analyze and improve the
steady state status of a combined grid. Furthermore, a controller will
be proposed to use the flexibility of the voltage source converter (VSC)
stations to share frequency containment reserves between asynchronous
AC control areas.
To calculate the steady state behavior of a combined AC and HVDC
grid the existing algorithms for AC grids needed to be expanded. The
goal is to minimize the cost of operating the power system by changing
the power setpoints of the converters and generators wherever possible
v
vi
Abstract
and appropriate. The first developed formulation in this thesis gives a
full power flow representation of the combined grid with the nonlinear
representations of the AC and HVDC lines. The converters are modeled with a quadratic loss model. To reduce calculation complexity a
second formulation has been developed. The known “DC power flow” is
expanded in this thesis to incorporate also meshed MTDC grids. This
new linearized optimal power flow can be formulated with a quadratic
objective function combined with only linear constraints. Two control
modes are implemented for each formulation. The first is to operate the
converters as controlled fault blocking elements, which do not change the
power flow in case of contingencies. This preventive control suppresses
the expansion of faults, but ignores the flexibility of the converters.
Since both grids need reserves for contingencies, the usage of the combined grid transmission capacity is reduced. In the second control mode,
this can be avoided if post-contingency control is allowed. This corrective control approach is in general favorable, since its reaction can be
adapted to the individual contingency. This results in significantly lower
operating cost.
Not only steady state, but also dynamic control need to be investigated
as already today numerous large off-shore wind farms are connected
to the AC grid with HVDC lines. If multiple such parks are incorporated in a meshed MTDC grid, more than one converter station will
be needed to balance the power deviation from the scheduled output.
Therefore, a new kind of local controller has to be installed. In case a
contingency in the combined grid happens, it takes some time until the
control center can react and update the power and voltage setpoints. In
the meantime, a lower control level has to react. For that case a controller is proposed to share the frequency containment reserves between
different asynchronous AC areas. This controller has the advantage of
using only locally available data. With the local version the dynamic
frequency deviation after an outage is reduced significantly, although
a frequency steady state error remains. The more developed controller
version is a coordinated control between the terminals. Therefore, a
simple communication system is needed. This controller influences the
generator setpoints to achieve a better performance and brings back all
the frequencies to their nominal values.
The optimal power flow models will give the basic tools for the added
value and operation of a combined grid. The proposed controller shows
a possible additional value-creating application of the MTDC grid.
Kurzfassung
Die Veränderungen des Produktions- und Lastverhaltens in modernen elektrischen Energiesystemen sind hinlänglich bekannt. Was sich
jedoch zwischen den Generatoren und den Verbrauchern abspielt,
wird oftmals vernachlässigt. Immer häufiger werden neue Kraftwerke
an Orte gebaut, welche vorteilhafte Wetterbedingungen bieten. Dies
führt zu einer langen Übertragungsdistanz zu den Lastzentren, welche grösstenteils standortgebunden sind. Das Übertragungsnetz wird
daher auch in Zukunft von essentieller Bedeutung sein. Bereits im heutigen Netz werden einige Punkt-zu-Punkt Hochspannungs-GleichstromÜbertragungen (HGÜ) betrieben. Folgende vier Hauptgründe sprechen
dafür, dass in Zukunft vermehrt Gleichstromanlagen eingesetzt werden sollten: HGÜs haben tiefere Verluste als Wechselstromleitungen,
sie ermöglichen lange Kabelverbindungen und sie sind gut steuerbar.
In praktischer Hinsicht bietet zudem das Alter der aktuellen Übertragungsinfrastruktur eine gute Möglichkeit auf HGÜ umzustellen, da viele
Wechselstomleitungen in den nächsten Jahren sowieso erneuert werden
müssen.
Ein grosser Teil der Investitionskosten für eine HGÜ-Anlage entfällt auf
die Konverterstationen. Deshalb ist es sehr wahrscheinlich, dass in Zukunft vermehrt in vermaschte HGÜ-Netze investiert wird anstelle von
Punkt-zu-Punkt Verbindungen. Der Betrieb eines solchen Netzwerkes
wird auch einige Herausforderungen mit sich bringen, insbesondere die
fluktuierenden Einspeisungen aus den neuen erneuerbaren Energiequellen, wie z.B. Windparks. Bereits heute sind die meisten off-shore Windparks mittels einer HGÜ-Leitung an das Wechselstromnetz angeschlossen. Sollten in Zukunft mehrere grosse Windparks demselben vermaschten HGÜ-Netz angeschlossen sein, wird sicherlich mehr als, wie bis anhin vorgeschlagen, nur eine auserwählte Konverterstation benötigt, um
vii
viii
Kurzfassung
die Leistungsbilanz aufrechtzuerhalten. Dies muss mittels einer lokalen
Regelung sichergestellt werden.
Kein Übertragungsnetzbetreiber wird wohl einwilligen ein HGÜ-Netz zu
erstellen, solange die folgenden offenen Fragen nicht geklärt sind: Wie
verhält sich das Netz im Gleichgewichtszustand? Was sind die Auswirkungen einer Störung? Wie kann das Übetragungsnetz von einem
HGÜ-Netz profitieren? Die vorliegende Doktorarbeit stellt die grundsätzlichen Werkzeuge zur Verfügung, um Gleichgewichtszustände eines
kombiniertes Wechsel- und Gleichstromnetz zu berechnen und zu optimieren. Zudem wird ein Kontroller vorgeschlagen, um die Flexibilität
der HGÜ auszunützen und primäre Frequenzregelreserven zwischen einzelnen asynchronen Zonen zu teilen. Das Gleichgewichtsverhalten eines
kombinierten Wechsel- und Gleichstromnetzes wurde mittels Erweiterung bestehender Methoden für Wechselstromnetze untersucht. Zielsetzung war dabei u.a. die Optimierung der Gesamtkosten, unter Einbezug
aller steuerbaren Elemente. Diese setzten sich einerseits aus den Konverterstationen und andererseits aus ausgesuchten Generatoren zusammen.
Im Folgenden wurden zwei verschiedene Formulierungen hergeleitet: Die
erste Formulierung ist nicht linear und widerspiegelt die tatsächlichen
Flüsse auf allen Leitungen. Zudem wurde ein Verlustmodel für die Konverter eingebaut. Deshalb wurde eine zweite Formulierung des Problems
erstellt, um die Komplexität der Berechnung zu vereinfachen. Diese basiert auf dem bekannten "DC-Leistungsfluss", wobei mittels einer Erweiterung die Berechnung von vermaschten HGÜ-Netzen ermöglicht wurde.
Diese zweite Formulierung besteht aus der Minimierung einer quadratischen Kostenfunktion unter linearen Nebenbedingungen. Für beide Formulierungen wurden jeweils zwei Kontrollmethoden angewendet. Sollte
eine Störung im Wechselstromnetz sich nicht auf das HGÜ-Netz auswirken und umgekehrt auch nicht, können die Konverter als steuerbare
Barriere betrieben werden. In diesem Fall ändern ihre Leistungsdurchflusssollwerte nicht im Störungsfall. Diese präventive Kontrollmethode
verhindert die Ausbreitung von Störungen. Dabei werden jedoch in beiden Netzen Reserven geschaffen, was die verfügbare Übertragungskapazität verringert. Zusätzlich wird auf die Nutzung der Flexibilität der
Konverterstationen verzichtet. Diese kann genutzt werden, wenn eine
korrigierende Steuerung der Konverter einführt wird. In dieser Methode
können die Sollwerte der Konverter an die jeweilige auftretende Störung
im Netz angepasst werden. Dies erhöht die Ausnützung der Kapazität
des kombinierten Netzes und senkt somit die Betriebskosten.
Kurzfassung
ix
Der Betrieb des kombinierten Netzwerkes kann jedoch von den berechneten Werten abweichen, insbesondere wenn ein Teil des Netzes ausfallen
sollte. In einem solchen Fall, vergeht einige Zeit bis das Netzkontrollzentrum reagieren und neue Sollwerte berechnen und kommunizieren kann.
Für diese Zeitspanne stellt diese Doktorarbeit eine Kontrollmethode bereit, welche es den Konverterstationen ermöglicht, autonom zu reagieren. Dies gewährleistet eine bessere Verteilung der Auswirkungen der
Störung. In der einfachsten entwickelten Version braucht der Kontroller
keine Kommunikation mit anderen Konvertern. Die Frequenzabweichungen können mit dem einfachen Kontroller zwar schon deutlich reduziert
werden, es verbleibt jedoch ein Regelfehler im Gleichgewichtszustand.
Eine weiterentwickelte Version des Kontrollers benötigt ein reduziertes
Kommunikationsnetz. Dies ermöglicht den Einbezug von Generatoren,
welche deshalb schneller reagieren können im Falle einer Änderung der
Leistung in einem Konverter. Der erweiterte Kontroller bringt alle Frequenzen zurück zu ihren Nominalwerten.
Zusammengefasst ergeben die Berechnungen zum optimalen Lastfluss
die Grundlagen wie ein kombiniertes Wechsel- und Gleichstromnetz betrieben werden kann. Die vorgeschlagenen Kontroller zeigen eine zusätzliche Anwendung, die ein vermaschtes Gleichstromnetz mit sich bringen
könnte.

Download Report