Analysis and benchmarking of frequency containment reserve response of small control areas

Abstract

Das elektrische Hochspannungsnetz endet nicht an Österreichs Grenzen, sondern schließt sich über ganz Europa zu einem großen Verbundnetz zusammen. Dieses Verbundnetz ist in Synchrongebiete unterteilt, wie zum Beispiel das Synchrongebiet „Continental Europe“, welches seinerseits in weitere kleinere Bereiche aufgeteilt ist, in die sogenannten Regelzonen. Letztere werden von Übertragungsnetzbetreibern betrieben, auch Transmission System Operators (TSOs) genannt. Da die Regelzonen im Synchrongebiet miteinander verbunden sind und miteinander interagieren, gibt es Regelwerke, an die sich alle Teilnehmer halten, um den Energietransport in einem sicheren und stabilen Netz gewährleisten zu können. Eine dieser Regeln ist die Verpflichtung zur solidarischen Aktivierung von Primärregelreserve bei Störungen im Netzbetrieb. Als Grundlage zum Nachweis einer konformen Aktivierung der jeweiligen TSOs, gibt es ein standardisiertes Prüfungsverfahren, welches im „Continental Europe Operation Handbook“ beschrieben ist. Wird diese Methode auf die Regelzone des österreichischen Übertragungsnetzbetreibers Austrian Power Grid AG (APG) angewandt, erhält man allerdings unrealistische Ergebnisse (extreme Überlieferungen, bzw. zu wenig oder falsche Aktivierung). In der vorliegenden Doktorarbeit wird diese Methode hinsichtlich der schwankenden Ergebnisse, die jene im Fall der Regelzone der APG liefert, überprüft. Zusätzlich werden weitere Methoden zur Kontrolle dieser Regelzone schrittweise entwickelt und geprüft. Die Analyse zeigt, dass die etablierte Methode zum Nachweis des Verhaltens der Regelzone nicht geeignet ist. Dies gilt auch für die in dieser Arbeit neu entwickelten Methoden. Final werden Möglichkeiten für weiteführende Untersuchungen hinsichtlich dieser Thematik angeführt.

The electric high-voltage grid is interconnected over whole Europe and is clustered into different synchronous areas, e.g. the synchronous area of Continental Europe. This synchronous area is clustered in smaller districts, so called control areas, operated by Transmission System Operators (TSOs). The collaboration of this control areas is based on a framework of rules, to keep the whole synchronous area stable in terms of reliable transportation of electrical energy. One of these important rules is the obligation of all TSOs to activate solidary control reserves in case of any disturbances in the system. To check if this is done by all the Transmission System Operators, a monitoring obligation concerning the performance of the participation in compensating disturbances within the synchronous area is established. Therefore a method is described in the Continental Europe Operation Handbook, which gives the different TSOs a guideline how to proceed. Using this method for the control area of Austrian Power Grid AG (APG), the Transmission System Operator of Austria, leads to unrealistic results (extreme overshoot respectively less or wrong activation). In this thesis the mentioned method is tested, if the results are reliable or not. Further other methods for determining the behavior of the control area are investigated based on a stepwise approach. Actually the analysis showed, that the established method can lead to wrong results concerning the determination of the behavior of a control area. Also the new investigated methods are not practicable. Finally additional possibilities for further research on this topic are mentioned.