Impact of Location of Frequency Reserves

Abstract

Andelen av fornybar produksjon og kapasitet på HVDC kabler i kraftsystemet er økende. Det forårsaker store og hyppige variasjoner i kraftflyt, redusert kinetisk energi i systemet og begrensede reserver tilgjengelig fra vannkraftgeneratorer. Regulering av aktiv effekt fra vannkraftgeneratorer har tradisjonelt vært tilstrekkelig for å balansere ubalanser i kraftsystemet. Effektreserver fra andre ressurser slik som HVDC-kabler, lastrespons og vindkraftverk blir mer og mer viktig for å opprettholde kraftbalansen. Disse ressursene har også mulighet til hurtig effektregulering, og reserver kan derfor bli aktivert raskere enn for tradisjonelle reserver. Aktivering av reserver er basert på målinger av frekvensavvik. Frekvensavviket på ulike steder i systemet varierer ulikt som følge av en feil, og forskjellen i frekvens ved ulike lokasjoner kan være betydelige. Plasseringen til reserver vil derfor påvirke levert effekt fra reservene, og dermed også stabiliteten til systemet. En forenklet modell av det nordiske kraftsystemet ble brukt til å finne ut hvordan lokasjon påvirker aktivering av reserver og responsen til systemet. En batterimodell ble brukt til å etterligne responsen til reservene. Resultater fra simuleringene viser at i visse områder vil en feil føre til store lokale svingninger, og plassering av reserver i disse områdene vil derfor føre til aktivering av mer reserver rett etter at feilen skjer, sammenlignet med steder lenger vekk fra feilen. For andre feillokasjoner hadde plasseringen til reservene mindre betydning. For alle feillokasjoner hadde reserver som var plassert nær feilen størst aktivert rett etter at feilen var skjedd. Lokasjonen til reservene hadde likevel minimal innvirkning på maksimalt frekvensavvik. En positiv innvirkning relatert til lokasjon av reserver viste seg å være økt demping av svingninger i systemet for visse lokasjoner.

The share of variable renewable production and HVDC interconnectors in the power system is increasing. This causes challenges in system operation thought large and frequent power fluctuations, reduced inertia and limited balancing reserves available from hydro generators. Active power regulation of synchronous generators operating in the system has traditionally been sufficient for maintaining the power balance. Reserve provision from other resources such as HVDC connectors, demand response and wind power plants are becoming increasingly important for the power balance. These resources may also providereserves whichare activatedfasterthan thetraditional reserves. The power output from these reserves are controlled based on local frequencies, which may vary significantly during disturbances. Location of the reserves will therefore impact performance of the reserves and system stability.

The goal of this thesis is to get further insight into how location of frequency reserves impacts system stability and frequency response. To assess the impact of location of frequency reserves, an aggregated model of the Nordic synchronous named Nordic 44, was simulated in PSS\E, and the response of frequency reserves were resembled through the use of a battery model. A 1200 MW fault was simulated through the outage of a generator, and all reserves were located at one location. Different fault locations and reserve locations were compared, and the results showed that fault location had a significant impact on the importance of location. For a fault in electrically remote locations, large initial power swings caused the initial power output from the reserves to increase when the reserves were placed close to the fault. At other locations, the initial impact of location were less significant. For all fault locations, the initial power output from the reserves were largest when reserves were placed close to the fault. The location did however have little impact on the frequency nadir. A benefit related to location of reserves was increased damping of low frequency oscillations when reserves were located at certain locations.