Method for prediction of frequency drop following large generator outages

Fremtidens elektriske kraftsystem er forventet å ha en høyere andel tidsvarierende fornybar energi og mer distribuert produksjon. Dette fører med seg potensielle utfordringer i forhold til systemstabiliteten i de elektriske transmisjonsnettene. Ved å introdusere en større andel produksjon med kraftelektronisk grensesnitt vil elektrisk inertia - eller treghet - og egenskapene som følger med det reduseres. Dette betyr at feil situasjoner som forårsaker frekvensavvik vil blir vanskeligere å håndtere, med mindre marginer for kontrollsystemene. Ved å simulere generatorutfall i det nordiske transmisjonssystemet forsøkes det i denne oppgaven å teste nøyaktigheten i å forutsi tidsresponsen for systemfrekvens for fremtidige forstyrrelser ved hjelp av aggregerte turbinkontrollere, med den hensikt å bidra til systemoperatørers mulighet til å bedre kunne dimensjonere tilgjengelige primærreserver. Først, vi state-of-the-art frekvenskontroll bli presentert. Deretter vil forskjellige stadiene av frekvensdynamikken som følger generatorutfall bli gjennomgått, og generelle forenklede metoder for moddelering av kraftsystemer blir presentert. Så vil simuleringsprogramvaren og relevante modeller i form av PSSE Nordic 44 bus og sanntidssimulatoren ePHASORSIM introduseres. Til slutt vil casestudien gjennomført i denne oppgaven bli presentert. Fire initielle generatorutfall blir gjennomført. Disse brukes for å tilpasse modellvariablene i to prediksjonsmodeller. Fire nye generatorutfall gjennomføres så for å teste nøyaktigheten til prediksjonsmodellene. Frekvensavvikene ble predikert med en gjenomsnittlig absolutt feil på 40 mHz og med en gjennomsnittlig absolutt tidsavvik på 0.2 s. Det er sannsynlig at nøyaktigheten til prediksjonene ville forbedret seg med en inertia estimering basert på den initielle endringsraten til frekvensen for hver testcase. Videre arbeid bør undersøke virkningen av endrede system inertia verdier basert på tilgjengelige prognoser