Droop control for interface inverters of hybrid power plants connected to isolated minigrids

The present work concerns the development of control tools for the integration of renewable energy sources (RES) in small autonomous electrical systems (minigrids). The consolidation of the RES based minigrids is required to allow an increase of the RES penetration in the developed distribution networks, and to promote the use of renewable and local resources for the electrification of remote islanded areas. The most critical aspects of RES generators are: the use of static converters for the connection to the minigrid, that may require the development of specific control technique to allow the minigrid regulation and stability, and the RES variable availability, that is compensated through the introduction of storage systems, both as independent units directly connected to the minigrid or as part of integrated generation and storage units (Hybrid Power Plants, HPPs). In this thesis we investigate two main problems, related to the most critical features of the RES generators.  the control issues concerning the parallel operation of static converters, to form an autonomous minigrid controlled even without the installation of a communication system;  the optimization of the minigrid energy storage systems management, to improve their efficiency and their expected lifetime. Our research is focused on the development of a droop controller, specifically designed for the interface inverters of hybrid power plants in DC bus configuration, to obtain a complete control of the minigrid with no need of a communication system between the generation units. We propose a simple and effective droop control layout, composed of an external droop regulator, and an internal PD voltage regulator. We introduce a number of compensation terms to decouple the d and q axes regulators and to cancel the effect of terms seen as disturbances on the system. The sizing of the control components is performed considering the dynamic requirements of the inverter voltage control, and of the power flow control on the minigrid. We develop a dynamic model of a study case minigrid and we implement it in Matlab code, to perform a stability analysis, based on the evaluation of the eigenvalues and of their participation factors in a calculated equilibrium point. We observe that the system components that most affect the minigrid stability are the droop control regulators and we individuate the stability domain for the active and reactive droop coefficients of the inverters connected to the minigrid. We verify the effect of the inverter output impedance on the active and reactive power sharing between the droop controlled inverters: if the inverter output impedances are not purely inductive there is a coupling between the active and the reactive power regulations. To solve this problem adopt the solution proposed in the technical literature as the “ virtual impedance” feedback function. The benefits of this solution are well documented in the technical literature, but still, a sizing procedure for the virtual impedance parameters, fully comprehensive of all the system requirements, has not been assessed yet. We study a sizing procedure for the virtual impedance parameters, based on the iterative numerical solution of the minigrid dynamic model. This sizing procedure takes into account the system stability, the inverter output voltage limits and the decoupling of the power regulations, measured through the evaluation of the active and reactive power sensitivities with respect to the control variables. Through the minigrid dynamic model we verify that the, so designed, virtual impedances allow to obtain an almost complete decoupling between the active and reactive power regulations in the study case minigrid. In the second part of our work we study the optimization of the minigrid energy storage systems management, to improve their efficiency and their expected lifetime, in particular referring to the battery storage systems integrated in HPPs connected to the minigrid. We identify a crucial quantity for the reduction of the battery operating losses: the indirect power exchange between the storage systems, that is the total power globally flowing through the minigrid storage systems and not required to maintain the instantaneous power balance between the generations and the load. This unnecessary power flow is exchanged between the batteries and it increases the operating losses and the thermal operational stress on the batteries, thus reducing their efficiency and their expected lifetime. We define a control technique that allows to reduce the operating losses and the stress on the battery storage systems, through the minimization of the indirect power exchange. The proposed control technique acts on the active droop coefficients of each hybrid power plant interface inverter and is based on the measurements of local quantities, with no communication between the generation units. This optimizing regulator is a variable step incremental regulator, and it has a very low dynamic, thus it does not interfere with the internal droop control loop and it does not affect the system stability. To evaluate the benefits of the proposed optimizing regulation we develop a simplified energetic model for a study case minigrid and we implement it on Matlab code. We verify that the proposed regulation tends to bring punctually to zero the indirect power exchange between the storage systems of the hybrid power plants. The total amount of energy exchanged indirectly between the battery storages of the two hybrid power plants of the study case minigrid is reduced significantly (of about 70%), in a reference time period of a day. The proposed optimizing regulation causes variations in the active droop curves of the power plants, with respect to the initial design values, and this could prevent all the inverters from reaching the maximum load condition together (for the same minigrid frequency). In high load demand conditions, the optimizing regulation could cause the disconnection of some interface inverters for the trip of their overload protections. We define a “power limitation” mode, introduced in the droop controllers configuration, that allows all the inverters to reach their maximum loading condition, and avoids the consequential trip of their overload protections. This power limitation control does not affect the operation of the droop control, of the virtual impedance feedback function and of the droop coefficients regulation to reduce the battery losses. Finally, we perform some experimental tests on a low voltage and low power islanded minigrid, composed of two parallel inverters, equipped with the proposed droop controller. We verify the correspondence between the experimental and the analytical results concerning the stability domain of the active and reactive droop coefficients and the active and reactive power sharing between paralleled inverters, with and without the virtual impedance feedback function. We verify the correct operation of the minigrid under some particular conditions: the parallel connection of an inverter to the minigrid, a load step, and the operation of one inverter in power limitation mode. The results of the experimental tests show a good correspondence between the analytical and the experimental results and demonstrate that the proposed droop control system for parallel inverter satisfies the expected performances. On the whole, the proposed droop controller takes into account not only the issues regarding the interface between the generation units and the minigrid, that is the voltage and frequency regulation and the power sharing on the minigrid, but also the issues regarding the management of the internal power flow of the HPP, that is the optimization of the battery storage systems management.

Questa tesi riguarda lo sviluppo di sistemi di controllo per l’integrazione delle fonti energetiche rinnovabili (FER) in piccoli sistemi elettrici autonomi (minireti). Il consolidamento di minireti ad lata penetrazione di FER è necessario per garantire un incremento della penetrazione di FER nelle reti di distribuzione esistenti e per promuovere l’utilizzo di fonti energetiche rinnovabili e locali per l’elettrificazione di aree isolate. Gli aspetti più critici riguardanti i generatori da FER sono: l’utilizzo di convertitori statici di interfaccia verso la minirete, che possono richiedere lo sviluppo di specifiche tecniche di controllo per ottenere la regolazione e la stabilità della minirete, e l’aleatorietà delle FER, che può essere compensata introducendo sistemi di accumulo, sia come unità indipendenti direttamente connesse alla minirete, sia integrati all’interno di sistemi ibridi di generazione e accumulo (centrali ibride). In questa tesi ci occupiamo di due problemi principali legati agli aspetti critici dei generatori rinnovabili:  le problematiche di controllo dovute al funzionamento in parallelo di convertitori statici per formare una minirete autonoma, controllata anche senza l’introduzione di un sistema di comunicazione;  la gestione ottimale dei sistemi di accumulo della minirete, per incrementare la loro efficienza e la loro durata di vita attesa. La nostra ricerca è centrata sullo sviluppo di un controllore di tipo Droop, appositamente progettato per i convertitori di interfaccia delle centrali ibride con accoppiamento in DC (configurazione con DC bus), per ottenere un controllo della minirete senza l’utilizzo di segnali di comunicazione tra le unità di generazione. Si propone uno schema di regolazione semplice ed efficace, composto da un regolatore di droop esterno e da un regolatore di tensione interno di tipo PD. Si introduce un certo numero di termini di compensazione per disaccoppiare gli assi d e q di riferimento e per annullare l’effetto di termini che sono visti come disturbi per il sistema. Il dimensionamento del sistema di controllo è effettuato considerando la dinamica di regolazione richiesta per il controllo interno di tensione e per il controllo dei flussi di potenza nella minirete. In questa tesi si sviluppa un modello dinamico per una minirete scelta come caso di studio e lo si implemento in codice Matlab per effettuare un’analisi id stabilità del sistema, basata sulla valutazione degli autovalori e dei loro fattori di partecipazione calcolati in un punto di equilibrio. I componenti che influenzano maggiormente la stabilità della minirete sono i regolatori di droop ed è possibile individuare delle aree di stabilità per i coefficienti dei regolatori di droop di potenza attiva e reattiva di tutti gli inverter connessi alla minirete. Si verifica l’effetto dell’impedenza equivalente di uscita dell’inverter sulla ripartizione di potenza attiva e reattiva tra gli inverter controllati in modalità droop: se l’impedenza di uscita non è puramente induttiva si crea un certo grado di accoppiamento tra la regolazione di potenza attiva e la regolazione di potenza reattiva sulla minirete. Per risolvere questo problema si utilizza una funzione di retroazione definita nella letteratura tecnica come “impedenza virtuale”. I benefici di questa soluzione sono ben documentati nella letteratura tecnica ma, ad oggi, non è stata ancora individuata un procedura di dimensionamento dei parametri dell’impedenza virtuale che tenga conto di tutti i vincoli e i requisiti provenienti dal sistema. In questa tesi si propone una procedura di dimensionamento dei parametri dell’impedenza virtuale, basata sulla soluzione numerica iterativa del modello dinamico della minirete. Questa procedura di dimensionamento prende in considerazione i vincoli di stabilità del sistema, i limiti di tensione in uscita all’inverter e il grado di disaccoppiamento delle regolazioni di potenza attiva e reattiva, misurato mediante le sensitività delle potenze attiva e reattiva rispetto alle variabili di controllo. Attraverso il modello dinamico della minirete si verifica che l’impedenza virtuale, dimensionata seguendo la procedura proposta, consente di ottenere un completo disaccoppiamento tra la regolazione di potenza attiva e la regolazione di potenza reattiva nella minirete scelta come caso di studio. Nella seconda parte della tesi si affronta il problema della gestione ottimale dei sistemi di accumulo delle minirete, per migliorare la loro efficienza e la loro durata di vita attesa, in particolare considerando i sistemi di accumulo a batteria integrati all’interno di centrali ibride. Si identifica una grandezza fondamentale per la riduzione delle perdite di funzionamento nelle batterie: lo scambio indiretto di potenza tra i sistemi di accumulo, che equivale alla potenza scambiata tra i sistemi di accumulo della minirete e aggiuntiva rispetto a quella richiesta per mantenere il bilancio istantaneo di potenza tra i carichi e la generazione. Questa potenza addizionale e non necessaria al funzionamento della minirete viene scambiata tra i sistemi di accumulo e incrementa le perdite di funzionamento delle batterie e la loro usura, riducendo sia il rendimento che la vita utile attesa dei sistemi di accumulo a batteria. Si definisce una logica di controllo che consente di ridurre le perdite di funzionamento e l’usura dei sistemi di accumulo a batterie, tramite la minimizzazione dello scambio indiretto di potenza tra i sistemi di accumulo. La tecnica di controllo proposta agisce sui coefficienti dei regolatori di droop di potenza attiva degli inverter di interfaccia di ciascuna centrale ibrida connessa alla minirete ed è basata sulla misura di grandezze locali, senza utilizzare alcun sistema di comunicazione tra le varie unità di generazione. Questo regolatore di ottimizzazione della gestione dei sistemi di accumulo è di tipo incrementale a passo variabile e ha una dinamica molto lenta, in modo da non interferire con il regolatore di droop interno e da non influenzare la stabilità della minirete. Per valutare i benefici delle regolazione proposta si sviluppa un modello energetico semplificato per la minirete scelta come caso di studio e si implementa questo modello in ambiente Matlab. Si verifica che la regolazione proposta tende ad annullare lo scambio indiretto di potenza tra i sistemi di accumulo delle centrali ibride. La totale energia scambiata indirettamente tra i sistemi di accumulo a batteria delle due centrali ibride connesse alla minirete viene ridotto significativamente (riduzione di circa 70%) in un intervallo di riferimento di un giorno. La regolazione proposta modifica le curve di droop di regolazione della potenza attiva delle centrali ibride, rispetto alle curve di progettazione iniziale. Questa modifica potrebbe impedire che tutti gli inverter raggiungano nelle stesse condizioni (per la stessa frequenza della minirete) il funzionamento a pieno carico. In condizioni di carico elevato sulla minirete, la regolazione di gestione ottimale dei sistemi di accumulo potrebbe causare il distacco di alcuni inverter per intervento delle protezioni di sovraccarico, mentre altri inverter risultano ancora poco caricati. Si introduce negli inverter controllati in droop una modalità di funzionamento in “limitazione di potenza”, che consente di portare tutti gli inverte al massimo valore di potenza in uscita e di evitare così lo sgancio sequenziale di alcuni inverter per intervento delle loro protezioni di sovraccarico. Questo controllo in limitazione di potenza non influisce sulla modalità di funzionamento in droop né modifica l’effetto dell’impedenza virtuale o della regolazione dei coefficienti di droop attivo per ottimizzare la gestione delle batterie. Infine, si effettuano alcuni test sperimentali su una minirete isolata a bassa tensione e a bassa potenza, composta da due inverter in parallelo, dotati del controllore di droop proposto. Si verifica la corrispondenza tra i risultati sperimentali e i risultati analitici riguardanti il dominio di stabilità dei coefficienti di droop degli inverter e la ripartizione della potenza attiva e reattiva tra gli inverter in parallelo, con e senza l’impedenza virtuale. Si verifica il corretto funzionamento della minirete in alcune particolari condizioni: la connessione di un inverter in parallelo alla minirete, un gradino di carico e il funzionamento di un inverter in limitazione di potenza. I risultati delle prove sperimentali mostrano una buona corrispondenza con i risultati ottenuti per via analitica e dimostrano che le prestazioni del regolatore di droop proposto coincidono con quelle attese. In conclusione, il sistema di controllo di droop proposto considera non solo le problematiche di interfaccia tra le unità di generazione e la minirete, ed in particolare le regolazioni di tensione e frequenza e la ripartizione della potenze sulla minirete, ma anche le problematiche riguardanti la gestione dei flussi di potenza interni alle centrali ibride, che significa l’ottimizzazione della gestione dei sistemi di accumulo a batterie.