Applying a top-down estimation of inertia in the Nordic Power System

Abstract

The penetration of Variable Renewable Energy Sources (VRES) in the power system creates new challenges for the Transmission System Operators (TSOs). In the Nordic Power System (NPS), consisting of Norway, Sweden, Finland and eastern Denmark, all electricity is generated at the same frequency. When the system is in balance, meaning production and consumption is on the same level, the frequency is 50.00 Hz. It is crucial that the frequency remains stable. If the total load exceeds total generation, the frequency falls. Too much generation, and frequency rises. Conventional generation plants are connected to the power grid by means of rotating machines driven by a rotor, generating electricity at the desired frequency. Once in motion, the kinetic energy stored in the rotor will keep the generator running, even if the mechanical force driving it disappears. This effect is called inertia and is an essential inert part of the stability of a power system.

VRES are not connected to the grid by rotating machines but through Power Electronics (PE), and do not contribute to the system's inertia. The increasing share of renewable energy sources leads to decreased power system inertia, and frequency stability becomes a concern. Therefore, the estimation of power system inertia has been of focus in the NPS in recent years.

In order to secure frequency stability in the Nordic synchronous area, a new fast power reserve will be introduced. Fast frequency reserves (FFR) will complement the existing primary reserves for disturbances (FCR-D). To plan for future operation, the aim is to forecast the system inertia such that the instantaneous frequency minimum caused by the loss of the largest generator can be assessed, and sufficient fast reserves are procured.

Since 2015, the Nordic TSOs have estimated and stored the value of system inertia by calculating the sum of inertia contributions from synchronous machines connected to the grid. This value is closely related to the amount of generation in the power system. This thesis applied a top-down estimation using linear models with production data as explanatory variables to estimate system inertia. Data from 2018 and 2019 on production and inertia were collected. Data from January 2018 to June 2019 were used to train models, and the models' performance was tested on data from July and August 2019. On the Nordic level, these models received a Mean Average Percentage Error of 2 % on the test set, revealing potential of using this approach to forecast inertia by using production forecasts per production type.

The Nordic estimation of inertia level is a sum of estimations from Norway, Sweden, Denmark and Finland, so models were also tested using data from each country. This revealed that the Norwegian inertia estimation is already a top-down estimation. It was also found that the top-down estimation model is inaccurate in Denmark. The results from Sweden and Finland indicated that conventional power production, such as nuclear, thermal and hydro, was relevant to models while VRES production was irrelevant.

Fremveksten av variable fornybare energikilder i kraftsystemet er grunnlag for nye utfordringer for kraftsystemets systemansvarlige (TSO - transmission system operators). I det nordiske kraftsystemet (NPS - nordic power system) som består av Norge, Sverige, Finland og øst-Danmark genereres all elektrisitet med samme frekvens. Når systemet er i balanse er produksjon og forbruk på samme nivå, og frekvensen er 50,00 Hz. Det er avgjørende at frekvensen forblir stabil. Hvis total last er større enn total produksjon, faller frekvensen. For mye produksjon fører til at frekvensen øker. Tradisjonelle kraftverk er koblet til kraftsystemet gjennom roterende maskiner som blir drevet av en rotor, som produserer elektrisitet med ønsket frekvens. Når maskinene er i gang, vil den kinetiske energien som er lagret i form av rotasjonsenergi i rotoren holde generatoren i gang, selv om en andel av kraften som driver rotoren faller bort. Denne effekten kalles inertia, og er en avgjørende egenskap som påvirker stabiliteten i kraftsystemet. Fornybare energikilder er ikke koblet til kraftsystemet med roterende masse, men gjennom kraftelektronikk, og bidrar ikke til inertia i kraftsystemet. Den økende andelen av fornybare energikilder fører derfor til at mengden inertia er synkende, og dette øker bekymringen om frekvensstabilitet. Derfor har estimering av kraftsystemets inertia vært et fokusområde i NPS de siste årene. For å sikre frekvensstabilitet i det nordiske synkronområdet, vil en ny rask reserve bli introdusert. Raske frekvensreserver (fast frequency reserves, FFR) vil fungere som en ekstra effektrespons som et komplement til den eksisterende primærreserven for driftsforstyrrelser (FCR-D). For å kunne planlegge systemdriften er det et mål i NPS å lage et prognoseverktøy slik at frekvensminimum som kan oppstå på grunn av utfall av den største produksjonsenheten kan beregnes, og tilstrekkelig mengde med effektreserve kan bestilles. De nordiske systemoperatørene har siden 2015 estimert mengden inertia i systemet, ved å beregne summen av bidrag av rotasjonsmasse fra alle synkrontilkoblede maskiner til enhver tid. Denne verdien er nært knyttet til mengden produsert effekt i kraftsystemet. I denne oppgaven ble en ovenfra-og-ned estimering tilpasset, for å estimere systemets inertia basert på lineære modeller som benytter produksjonsdata som forklaringskolonner. Data om inertia og produksjon fra 2018 og 2019 ble samlet inn. Data fra Januar 2018 til Juni 2019 ble brukt til å trene lineære modeller, og modellenes ytelse ble testet på data fra Juli og August 2019. På et nordisk nivå fikk disse modellene et gjennomsnittlige prosentavvik på 2 % i testperioden, som tyder på at slike modeller kan benyttes i prognosemodeller ved å benytte predikerte produksjonsverdier per produksjonstype. Den nordiske estimasjonen av inertia er en sum av estimasjoner fra Norge, Sverige, Danmark og Finland. Modeller for hvert av disse landene ble derfor også testet. Disse avslørte at den norske inertiaestimasjonen allerede er en ovenfra-ned estimasjon. Videre avslørte resultatene at en ovenfra-ned estimasjon er unøyaktig i Danmark. Resultatene fra Sverige og Finland indikerte at konvensjonelle produksjonstyper, som kjernekraft, termiske kraftverk og vannkraftverk har forklaringspotensiale i ovenfra-ned modeller, mens fornybare energikilder ikke bidrar i slike modeller.