Optimal Allocation of Virtual Inertia

The substitution of conventional power plants, due to the energy transition, with solar and wind plants will change how we control the grid: one of the major problems is the reduction of the system inertia, that would result in an increased instability. Modern converter technologies, as the Voltage Source Converters, enable the possibility to mimic the behaviour of synchronous generators and introduce synthetic inertia and damping also for converter-interfaced generating units and for HVDC stations. The open question is how to optimally distribute the inertial support in the grid once hundreds of tunable units are present. The thesis presents an iterative eigensensitivity-based optimization algorithm capable of ensuring that the limits over some important system parameters (damping ratio, RoCoF, Nadir) are satisfied, while at the same time minimizing the effort requested to the generat ing units: the algorithm is tested in a IEEE 68 bus system modified with the introduction of an HVDC link on two cases: the first one representing a conventional grid and the other one with part of the generating units substituted with renewable plants and a reduced inertial support. The results suggest that, even if the starting point of the second case presents more unstable conditions, the possibility of optimally tuning the inertial support form all the units in the system may lead to better stability conditions.

La sostituzione di impianti elettrici convenzionali, a seguito delle politiche di transizione energetica, con impianti eolici e solari cambierà il modo in cui pensiamo e controlliamo le reti elettriche: uno dei maggiori problemi sarà rappresentato dalla riduzione dell'inerzia di sistema, che darebbe luogo a una maggior instabilità nelle dimaniche della rete. Nuove tecnologie per i converter, come i Voltage Source Converter, danno la possibilità di replicare il comportamento delle tradizionali macchine sincrone e di introdurre inerzia sintetica anche per unità di generazione connesse tramite inverter, come appunto rinnovalibi o collegamenti HVDC. La questione aperta è di come distribuire in modo ottimale il supporto tra i vari impianti nel momento in cui centinaia di unità saranno in grado di contribuire alla stabilità di rete. La tesi presenta un algoritmo iterativo di ottimizzazione basato su la sensitività degli autovalori del sistema ad una variazione dei parametri di inerzia e damping, capace di garrantire che i limiti su alcune imporanti quantità (damping ratio, RoCoF, Nadir) siano rispettati e allo stesso tempo minimizzando il supporto richiesto ai generatori. L'algoritmo è testato sulla rete a 68 bus dell'IEEE, modificata con l'aggiunta di un collegamento HVDC interno, in due configurazioni: nella prima la rete è lasciata invariata, per rappresentare una rete realistica attuale; nella seconda tutti i generatori in un area sono sostituiti con impianti rinnovabili, con un mino supporto inerziale. I risultati ottenuti suggeriscono che, per quanto nel secondo caso la stabilità iniziale sia molto peggiore, la possibilità di far variare il supporto inerziale per più unità possa dare migliori condizioni di stabilità una volta ottimizzata la sua distribuzione.