Proposals of virtual synchronous generator-based control schemes to enhance frequency response in microgrids

Abstract

Resumo: A integração de fontes de energia por meio de conversores eletrônicos tem causado preo cupações quanto ao controle de frequência em sistemas de potência devido à redução da inércia do sistema. Este fato é especialmente desafiador em microrredes, que podem operar tanto conectadas à rede quanto em modo ilhado, sendo que no modo ilhado apresentam uma inércia equivalente reduzida. Para lidar com estes desafios no controle de frequência, têm sido estudados o gerador síncrono virtual (VSG) e os conversores formadores de rede (GFM). Quando o VSG é implementado em conversores GFM, o conversor é capaz de imitar a resposta transitória dos geradores síncronos (SGs) por meio da emulação da equação de swing do SG. Neste contexto, o conversor com controle VSG mantém o suporte inercial dos SGs, mas impõe limitações no controle de frequência, como o conflito entre os objetivos de controle na sintonia dos parâmetros virtuais do VSG (inércia e coeficiente de amortecimento virtuais). Valores elevados de inércia virtual, por exemplo, reduzem os máximos desvios de frequência no VSG mas podem ocasionar oscilações sustentadas na resposta transitória. O ajuste do coeficiente de amortecimento virtual pode amortecer a resposta transitória, mas este parâmetro também age como o ganho de droop do VSG e seu ajuste é restrito a atender critérios de regime permanente. Esta tese aborda os desafios da aplicação do VSG no controle de frequência de duas maneiras distintas: propondo duas estratégias de controle VSG e apresentando um procedimento de sintonia para os parâmetros do VSG. A primeira estratégia VSG proposta, denominada AID-VSG, usa leis de controle não-lineares para substituir os valores fixos de inércia e coeficiente de amortecimento virtuais do VSG por sinais variantes no tempo. Tal estratégia se beneficia dos parâmetros virtuais variantes no tempo para melhorar a resposta transitória sem interferir na resposta em regime permanente. A segunda estratégia VSG proposta tem base em análises do modelo linearizado da microrrede. Como demonstrado nesta tese, o coeficiente de amortecimento virtual do VSG é crucial para o amortecimento dos modos eletromecânicos, mas sua sintonia é baseada nos requisitos de regime permanente. Tal desvantagem é mitigada com a introdução do controle VSG com compensação de droop (DC-VSG). O controle proposto confere maior flexibilidade à sintonia do coeficiente de amortecimento virtual do VSG, possibilitando respostas transitórias mais amortecidas. No desenvolvimento desta tese, várias métricas de desempenho relacionadas ao controle e estabilidade de frequência são apresentadas. Essas métricas são finalmente reunidas para formar a proposta de sintonia ótima dos VSGs, visando um controle adequado de frequência em microrredes. A formulação ótima é proposta como uma ferramenta generalizada para ajustar diferentes estratégias de VSG, a fim de facilitar a escolha de qual estratégia de VSG é mais adequada para a aplicação desejada. As duas estratégias de controle VSG e o problema de sintonia ótimo propostos são testados em uma microrrede em média tensão com 13 barras, 3 VSGs e 1 SG. Os resultados verificam a aplicabilidade tanto das estratégias VSG propostas quanto do procedimento de sintonia no controle de frequência de microrredes

Abstract: The integration of energy sources through electronic converters has raised concerns regard ing frequency control in power systems due to the reduction of system inertia. This issue is particularly challenging in microgrids, which can operate both connected to the grid and in islanded mode, with reduced equivalent inertia in islanded mode. To address these challenges in frequency control, the virtual synchronous generator (VSG) and grid-forming converters (GFM) have been studied. When the VSG is implemented in GFM converters, the converter is capable of mimicking the transient response of synchronous generators (SGs) by emulating the SG’s swing equation. In this context, the converter with VSG control maintains the inertia support of SGs but imposes limitations on frequency control, such as the conflict between control objectives in tuning the virtual parameters of the VSG (virtual inertia and damping coefficient). For instance, high virtual inertia values reduce the maximum frequency deviations in the VSG but can cause sustained oscillations in the transient response. Adjusting the virtual damping coefficient can dampen the transient response, but this parameter also acts as the VSG’s droop gain, and its adjustment is constrained by steady-state requirements. This thesis addresses the challenges of applying the VSG in frequency control in two distinct ways: by proposing two VSG control strategies and presenting a tuning procedure for the VSG parameters. The first proposed VSG strategy, called AID-VSG, uses nonlinear control laws to replace the fixed values of virtual inertia and damping coefficient with time-varying signals. This strategy benefits from the time-varying virtual parameters to improve the transient response without interfering with the steady-state response. The second proposed VSG strategy is based on analyses of the linearized microgrid model. As shown in this thesis, the virtual damping coefficient of the VSG is crucial for damping electromechanical modes, but its tuning is based on steady-state requirements. This limitation is mitigated by introducing droop-compensated VSG control (DC-VSG). The proposed control provides greater flexibility in tuning the virtual damping coefficient of the VSG, enabling more damped transient responses. In the development of this thesis, several performance metrics related to frequency stability and control are presented. These metrics are finally compiled to form the proposal for optimal VSG tuning, aiming for adequate frequency control in microgrids. The optimal formulation is proposed as a generalized tool for adjusting different VSG strategies, facilitating the selection of the most suitable VSG strategy for the desired application. The two proposed VSG control strategies and the optimal tuning problem are tested in a medium-voltage microgrid with 13 buses, 3 VSGs, and 1 SG. The results validate the applicability of both the proposed VSG strategies and the tuning procedure in frequency control of microgrids