Inertia Emulation Capability of Converter-Connected Wind Power Plants

Abstract

The increasing share of asynchronous generation, such as converter-connected wind power generation, in the Nordic power system results in decreasing system inertia. Consequently, the frequency deviations in severe faults increase which increases the risk of the frequency to fall below the first step of under-frequency load shedding. One option to retain the present system security and the frequency stability is the so-called inertia emulation capability of converter-connected wind power plants that could be used to support the power system during large under-frequency events. Also the concepts of emulated inertia, synthetic inertia, synthetic inertial response, virtual inertia, and virtual inertial response are used in the literature to describe this functionality that provides a temporary active power boost during an under-frequency event according to a frequency signal measured by the converter.

In order to study the performance of the inertia emulation in the Nordic power system and to sketch suggestions for the requirement setting dynamic simulations were executed. The simulations were run in PSS®E in a power system model representing the Nordic power system scenario in 2025. The wind power capacity equipped with inertia emulation was modelled utilizing a manufacturer-specific wind power plant model. Additionally, three types of power flow cases were used to study the effect of the inertia emulation function on the overall stability of the Nordic power system.

It was observed that the impact of inertia emulation on the power system substantially depends on the control method and its implementation as well as on the parametrization. The inertia emulation function can support the power system during under-frequency events when implemented and parametrized in an appropriate way. This denotes smooth recovery characteristics and an appropriate power boost percentage with relation to the power boost duration in order to avoid a secondary frequency nadir, for example. According to the study, for system security, the inertia emulation requirement should be formulated in detail if such functionality were required in the Nordic power system. In this connection, six new criteria for a possible inertia emulation requirement were found in addition to the eight criteria previously recognized by the two Canadian system operators currently stipulating inertia emulation from the converter-connected wind power plants in their systems. Moreover, any contradictions between the stability criteria studied (frequency stability, voltage stability, and the damping of inter-area power oscillations) were not discovered if properly parametrized.

Epäsynkronisen tuotannon, kuten suuntaajakytketyn tuulivoimatuotannon, osuuden kasvu pohjoismaisessa voimajärjestelmässä johtaa järjestelmän inertian pienenemiseen. Tästä johtuen taajuuspoikkeamat mitoittavissa vioissa kasvavat, mikä vuorostaan kasvattaa riskiä, että taajuushäiriössä taajuus laskee alle automaattisen kuormanirtikytkennän ensimmäisen rajan. Yksi vaihtoehto tämänhetkisen käyttövarmuuden ylläpitämiseksi ja taajuusstabiiliuden säilyttämiseksi on hyödyntää suuntaajakytkettyjen tuulivoimalaitosten niin kutsuttua inertiaemulointitoimintoa tukemaan voimajärjestelmää merkittävän alitaajuushäiriön aikana. Myös seuraavia englanninkielisiä käsitteitä emulated inertia, synthetic inertia, synthetic inertial response, virtual inertia, ja virtual inertial response käytetään kirjallisuudessa käsitteen inertia emulation lisäksi kuvaamaan tätä toimintoa, jolla voidaan suuntaajan mittaaman taajuussignaalin perusteella aikaansaada hetkellinen pätötehotuki alitaajuushäiriössä.

Dynamiikkalaskentasimuloinnein tutkittiin inertiaemuloinnin suorituskykyä pohjoismaisessa voimajärjestelmässä sekä luonnosteltiin suosituksia inertiaemulointivaatimuksen asettelua varten. Simuloinnit toteutettiin PSS®E-ohjelmalla pohjoismaista voimajärjestelmää vuonna 2025 kuvaavalla järjestelmämallilla. Inertiaemulointitoiminnolla varustettu tuulivoimatuotanto mallinnettiin valmistajakohtaisella tuulivoimalaitosmallilla. Lisäksi kolmea erityyppistä tehonjakotapausta käytettiin tutkiessa inertiaemulointitoiminnon vaikutusta pohjoismaisen voimajärjestelmän kokonaisstabiiliuteen.

Havaittiin, että inertiaemuloinnin vaikutus voimajärjestelmään riippuu olennaisesti ohjaustavasta ja sen toteutuksesta sekä toiminnon parametrisoinnista. Inertiaemulointitoimintoa voidaan käyttää voimajärjestelmän tukemiseen alitaajuushäiriön yhteydessä, kunhan toiminto on toteutettu ja parametrisoitu tarkoituksenmukaisesti. Tämä tarkoittaa esimerkiksi sulavaa palautumisvaiheen aikaista käyttäytymistä sekä sopivaa lisätehoprosenttia suhteessa lisätehovaiheen kestoon, jotta toissijainen taajuushäiriönaikainen taajuuskuoppa voidaan välttää. Jos inertiaemulointitoimintoa vaadittaisiin pohjoismaisessa voimajärjestelmässä, tulisi kyseistä toimintoa koskeva vaatimus olla yksityiskohtaisesti muotoiltu. Tällä hetkellä kaksi kanadalaista siirtoverkonhaltijaa vaativat inertiaemulointitoimintoa suuntaajakytketyiltä tuulivoimalaitoksilta operoimissaan järjestelmissä. Tässä työssä löydettiin kuusi uutta kriteeriä mahdollisen inertiaemulointivaatimuksen varalle kahdeksan aiemmin Kanadassa tarpeelliseksi tunnistetun kriteerin lisäksi. Oleellista on myös, että työssä ei havaittu ristiriitoja tutkittujen stabiiliuskriteerien eli taajuusstabiiliuden, jännitestabiiliuden ja alueiden välisten tehoheilahtelujen vaimennuksen välillä, kun inertiaemulointitoiminto on parametrisoitu asianmukaisesti.