Synchrophasor-based inertia estimation methods in electric power systems

Electric power systems have undergone drastic transformations during the last decades. The rise of Renewable Energy Sources (RES) has continued unabated, leading the transition from highly-centralized power systems to more distribuited ones, relying on small-scale power sources. The system's intrinsic unpredictability ascribable to the ongoing transformation manifests itself in the field of power system dynamics as a general reduction in the system rotational inertia due to the displacement of large conventional generator in favor of converter-connected RES units, such as wind turbines or photovoltaic (PV), which do not contribute effectively to the system inertia. This fact led the Transmission System Operators (TSOs) to consider informations about system inertia of utmost importance as it affects directly frequency dynamics and power system stability. This thesis proposes an inertia estimation algorithm based on measurements recorded by some Phasor Measurement Units (PMUs) after a perturbation has occurred in the system. Under the assumption of network topology knowledge the power system model is reduced by means of a Ward equivalent, and the system dynamics is modelled with some equivalent generators representing system areas. PMU-data are used to estimate transient reactance and internal frequency of the generator. Finally, the solution of the swing equation through linear least squares provides the estimated inertias of each generator. The proposed algorithm has been tested on a 9-bus 3-machine system where 3 PMUs are installed, with the aim of estimating the inertia of two different areas. Several differently located perturbations have been tested, and the method is applied off-line assuming to know the disturbance starting time. In particular both inside area and boundary perturbations are tested, emphasizing on differences obtained in the results.

I sistemi elettrici di potenza hanno attraversato drastiche trasformazioni negli ultimi decenni. La crescita delle fonti di energia rinnovabili (RES) è proseguita senza sosta, guidando la transizione da sistemi elettrici altamente centralizzati a sistemi a generazione distribuita, che si appoggiano su unità di produzione di piccole dimensioni. L'intriseca imprevedibilità dovuta alla trasformazione in corso, si manifesta nel campo della dinamica dei sistemi elettrici sottoforma di una riduzione generalizzata dell'inerzia, dovuta alla sostituzione di grandi generatori di tipo convenzionale a favore di generazione connessa alla rete tramite convertitori elettronici, come nel caso dell'eolico e del fotovoltaico, che non da un contributo effettivo all'inerzia del sistema. Questo fatto ha portato gestori di reti di trasmissione dell'energia (TSO) a considerare le informazioni riguardanti l'inerzia del sistema di importanza fondamentale siccome questa grandezza infuisce direttamente sul comportamento della frequenza e sulla stabilità del sistema. In questa tesi è proposto un algoritmo per la stima dell'inerzia basato sulle misure provenienti da alcuni Phasor Measurement Unit (PMUs) a seguito di perturbazione verificatasi nel sistema. Ipotizzando di conoscere la topologia della rete, il modello del sistema viene ridotto applicando un equivalente di Ward e la dinamica del sistema viene modellizzata attraverso dei generatori equivalenti che rappresentano diverse aree del sistema elettrico. I dati registrati dai PMU vengono utilizzati per stimare la reattanza transitoria e la frequenza interna di questi generatori. Infine, la soluzione dell'equazione meccanica ai minimi quadrati fornisce la stima d'inerzia di ciascun generatore. L'algoritmo proposto è stato testato su di un sistema a 9 nodi con 3 generatori dove sono presenti 3 PMU, con l'obbiettivo di stimare l'inerzia di due aree differenti. Sono state simulate diverse perturbazioni, e il metodo è stato applicato offline ipotizzando di conoscere l'istante d'inizio della perturbazione. In particolare, sono state simulate sia perturbazioni all'interno di un'area che alla frontiera tra le due aree, enfatizzando sulle differenze ottenute nei risultati.