Area Based Frequency Control in the Nordic Power System

Abstract

Automatic frequency restoration reserves (FRR-A) are used for restoring the electric frequency when disturbances in the power network occur. Currently the whole Nordic power system's secondary frequency control is based on one PI-controller for the whole synchronous area. This thesis explores the possibilities for an alternate control structure for FRR-A in the Nordic region by the use of several autonomous controllers.

A linear model of a hydro power generating unit is used to model control areas with tie-line connections to neighbouring areas. The tie-line power exchange is modelled using DC load flow. MATLAB and Simulink are used to simulate a power system resembling the Nordic synchronous region.

The control strategy chosen is based on a traditional AGC integral controller in each area to minimize the frequency and tie-line flow error. The output from the local secondary controllers is sent to a control centre where FRR-A bids from generating companies are activated automatically. A MILP optimization problem chooses the cheapest FRR-A bids, constrained by tie-line capacities. The optimal setpoints and desired tie-line flows are fed back to each control area.

The results show that the control structure succeeds in restoring the frequency as well as minimizing costs and handling capacity constraints. The optimization time is within the speed requirements for eleven control areas and large bid lists.

Sammendrag Formålet med automatiske sekundærreserver (FRR-A) er å bringe frekvensen tilbake til 50 Hz når ubalanser i kraftsystemet oppstår. I dag styres dette av ´en PI-regulator for hele Norden. Med dette som bakgrunn undersøker oppgaven muligheter for en alternativ kontrollstruktur for FRR-A, med ´en regulator i hvert kontrollområde. En linær model av kontrollområder er modullert og simulert i MATLAB og Simulink for å etterligne det nordiske kraftnettet. Kraftflyt mellom områder er modellert ved hjelp av DC load flow approksimasjon. Løsningen anvender lokale AGCer som minimerer flyt og frekvensavvik. Utgangen fra de lokale sekundærregulatorene blir sent til et kontrollsenter, hvor FRR-A-bud fra produksjonsselskaper blir aktivert automatisk. Et MILP optimaliseringsproblem velger de billigste budene og tar samtidig hensyn til overføringskapasitet. Referanseverdier for flyt og produksjon blir deretter sent tilbake til hvert underområde. Resultatene viser at metoden bringer frekvensen tilbake til 50 Hz, samtidig som overføringskapasiteter er overholdt. Kjøretiden til allokeringsalgoritmen er innenfor tidskravet, simulert med elleve kontrollområder og mange tilgjengelige bud.