The frequency of the Nordic power system has been increasingly deviating outside the normal frequency band (50 ± 0.1 Hz) in the past two decades. In an effort to counteract this, the Nordic Transmission System Operators (TSOs) have proposed new and stricter requirements on the units participating in Frequency Containment Reserve (FCR) market. The implication of these new requirements is that all units participating in the FCR markets must be re-evaluated and early predictions state that double regulated (DR) hydropower turbines, such as Kaplan and Bulb types, will have problems meeting these new requirements. To limit the amount of work required to re-evaluate all DR turbines, which might ultimately show that the unit will not pass the requirements, it is highly beneficial for power producing companies to be able to simulate the turbine response accurately enough, without full-scale physical testing, to filter out the possible cases from the impossible ones. This thesis is aimed at finding a hydropower turbine model that could accurately predict the FCR prequalification outcome for a DR hydropower turbine in Simulink from only pre-existing testing and design data. Three hydropower turbine models, one single regulated (SR) and two DR, were tested and validated for FCR Normal operation (FCR-N). The validation was performed by comparing the model results to field test data attained from a full-scale FCR-N test performed on one of Fortum’s DR hydropower units. Furthermore, two of these models were simulated and tested with regard to the FCR Disturbance (FCR-D) requirements but not validated as no such data was available. The results showed that simulating DR turbines with SR models can give inaccurate results as the SR model could not capture the more complex dynamics of the DR turbine accurately enough. The SR model underestimated the active power response drastically while at the same time overestimating the dynamic stability. The DR turbine models managed to capture the dynamics better with the most prominent model, DR Model 2, giving less than 3 % overestimation of the FCR-N capacity and a correctly predicting that the unit would fail the dynamic stability for FCR-N. The thesis results further showed that when modelling DR turbines, the calculation of the net head is vital for accurate model response. Finally, both the SR and DR model agreed that the unit would likely not pass the FCR-D requirements and therefore confirm the early predictions that DR hydropower turbines, such as the one modelled in this thesis, may have problems passing the new FCR prequalification requirements. Ultimately this might impact electrical price or frequency quality negatively. / Frekvenskvaliteten i det nordiska kraftsystemet har stadigt avvikit alltmer från det normala frekvensbandet (50 ± 0,1 Hz) under de två senaste decennierna. I ett försöka att motverka denna trend har de nordiska kraftsystemoperatörerna (TSO) föreslagit nya och striktare krav på aggregat som deltar i frekvensreservsmarknaden (FCR). Dessa nya krav innebär att alla aggregat som redan deltar på FCR-marknaden måste omvärderas och de bedömningar som har gjorts antyder att dubbelreglerade (DR) vattenkraftturbiner, som kaplan- och bulbturbiner, kommer att ha svårt med att uppfylla dessa nya krav. För att begränsa mängden arbete som krävs för att omvärdera alla DR-turbiner, som i slutändan kan visa att aggregatet inte kommer att klara kraven, är det mycket för fördelaktigt för kraftföretag att kunna noggrant simulera turbinresponsen innan de fysiska testerna utförs, för att filtrera bort de omöjliga fallen från de möjliga. Detta examensarbetes syfte var att hitta en turbinmodell som med bra noggrannhet kan förutsäga FCR förkvalificeringsresultatet for en dubbelreglerad vattenkraftturbin, med hjälp av Simulink från endast befintliga driftdata och information om aggregatets konstruktion. Tre turbinmodeller, en enkelreglerade (SR) och två dubbelreglerade, testades och validerades för FCR Normal drift (FCR-N). Valideringen utfördes genom att jämföra modellresultaten med fälttestdata från ett fullskaligt FCR-N-test som utfördes på en av Fortums dubbelreglerade vattenkraftturbiner. Dessutom simulerades även två av dessa modeller och testades med avseende på frekvensreglering vid störd drift (FCR-D) men validerades inte på grund av avsaknad av fälttestdata. Resultaten visade att simulering av dubbelreglerade turbiner med enkelreglerade turbinmodeller kan vara problematisk eftersom enkelreglerade modellen inte kunde fånga dubbelregleringsturbinernas mer komplexa dynamik tillräckligt bra. Enkelreglerade modellerna tydligt underskattade den aktiva effektresponsen samtidigt som de överskattade den dynamiska stabiliteten. De dubbelreglerade turbinmodellerna fångade däremot dynamiken bättre, där den mest framstående modellen, DR model 2, gav mindre än 3 % överskattning av FCR-N-kapaciteten och en korrekt förutsägelse att enheten skulle misslyckas uppfylla den dynamiska stabiliteten för FCR-N. Resultaten visade vidare att beräkningen av nettofallhöjden är avgörande för korrekt modellrespons. Slutligen var både singel- och dubbelreglerade modellerna överens om att aggregatet sannolikt inte skulle klara FCR-D-kraven och bekräftar därmed de tidiga bedömningarna att dubbelreglerade aggregat, som den som modellerades i denna avhandling, kan ha svårt att klara de nya FCR kraven. I slutändan kan det påverka såväl elpris som frekvenskvalitet negativt.
| Identifer | oai:union.ndltd.org:UPSALLA1/oai:DiVA.org:kth-309210 |
| Date | January 2021 |
| Creators | Ormsson, Kristinn Arnar |
| Publisher | KTH, Skolan för elektroteknik och datavetenskap (EECS) |
| Source Sets | DiVA Archive at Upsalla University |
| Language | English |
| Detected Language | English |
| Type | Student thesis, info:eu-repo/semantics/bachelorThesis, text |
| Format | application/pdf |
| Rights | info:eu-repo/semantics/openAccess |
| Relation | TRITA-EECS-EX ; 2021:935 |
Page generated in 0.0035 seconds