Thesis: Resilient Scheduling of Automatic Generation Control Units via Corrective Transmission Switching under an N-1-1 Security Criterion
| datacite.subject.fos | Engineering and technology | |
| datacite.subject.fos | Engineering and technology::Electrical engineering, Electronic engineering, Information engineering::Electrical and electronic engineering | |
| dc.contributor.correferente | Gonzalez Longatt, Francisco Manuel ( University of South-Eastern Norway) | |
| dc.contributor.correferente | Arroyo Sánchez, José Manuel ( Universidad de Castilla-La Mancha- España) | |
| dc.contributor.department | Departamento de Ingeniería Eléctrica | |
| dc.contributor.guia | Hinojosa Mateus, Victor Hugo | |
| dc.coverage.spatial | Campus Casa Central Valparaíso | |
| dc.creator | Aguirre Velasco, Mauricio Xavier | |
| dc.date.accessioned | 2025-10-22T13:43:48Z | |
| dc.date.available | 2025-10-22T13:43:48Z | |
| dc.date.issued | 2025-10-16 | |
| dc.description.abstract | Modern power systems increasingly operate under tight margins, so an initial disturbance can leave the grid vulnerable during the recovery stage. A second credible outage in that interval can trigger cascading effects that deepen frequency deviations, upset tie-line schedules, and overload key corridors. Consequently, system security is compromised and operating costs increased. Motivated by this risk, the present study addresses the challenge of ensuring system security and economic operation during the secondary frequency control stage in the presence of uncertain cascading outages. In this study, a novel framework for automatic generation control (AGC) scheduling is formulated, incorporating a time-domain simulation platform with a two-stage stochastic mixed-integer linear programming model. Unlike previous approaches, the proposal introduces two main innovations: (i) an N-1-1 security criterion is adopted, in place of the traditional N-1 standard, to represent a generator loss followed by a transmission line tripping during the frequency recovery phase; and (ii) corrective transmission switching (TS) actions are incorporated in the context of frequency regulation. The introduced methodology determines, off-line, the set of generating units to be scheduled for AGC and their participation factors, along with the optimal corrective TS decisions. Also, the proposed optimization problem employs a shift factor-based formulation that effectively captures both line tripping and TS actions, while accounting for transmission losses and load-voltage dependency. The performance of the proposed framework is validated through transient simulations conducted on a 50-bus power system using DIgSILENT PowerFactory. The results show that enabling TS improves economic efficiency and enhances the security of the AGC transient response, resulting in more effective scheduling of regulation among AGC candidate units. In addition, the results show that the adoption of the N-1-1 criterion leads to a more resilient, coordinated scheduling of AGC-participating units and corrective TS actions, capable of withstanding more severe contingencies than those contemplated under the conventional N-1 standard. | en_US |
| dc.description.abstract | Los sistemas eléctricos modernos operan cada vez más con márgenes estrechos, por lo que una perturbación inicial puede dejar a la red vulnerable durante la ventana de recuperación. Una segunda contingencia creíble en ese intervalo puede desencadenar efectos en cascada que profundizan las desviaciones de frecuencia, alteran los programas de potencia en las interconexiones y sobrecargan corredores clave. En consecuencia, la seguridad del sistema se ve comprometida y los costos de operación aumentan. Motivado por este riesgo, el presente estudio aborda el desafío de garantizar la seguridad del sistema y la operación económica durante la etapa de control secundario de frecuencia en presencia de contingencias en cascada inciertas. Con este fin, se propone un marco novedoso para la programación del control automático de generación (AGC) que integra una plataforma de simulación en el dominio del tiempo con un modelo estocástico de programación lineal entera mixta de dos etapas. A diferencia de enfoques previos, la propuesta introduce dos innovaciones principales: (i) se adopta un criterio de seguridad N-1-1, en lugar del estándar tradicional N-1, para representar la pérdida de un generador seguida de la desconexión de una línea de transmisión durante la fase de recuperación de la frecuencia; y (ii) se incorporan acciones correctivas de transmisión switching (TS) en el contexto de la regulación de frecuencia. La metodología propuesta determina, fuera de línea, el conjunto de unidades de generación que participarán en el AGC y sus factores de participación, así como las decisiones óptimas de TS correctivo. Además, el problema de optimización utiliza una formulación basada en factores de participación (conocidos también como factores de sensibidad del sistema de transmisión) que capturan eficazmente tanto las fallas de líneas como las acciones de TS. En esta formulación también se consideran las pérdidas de transmisión y la dependencia de voltaje de las cargas. El desempeño del marco propuesto se valida mediante simulaciones dinámicas realizadas en un sistema de 50 barras en DIgSILENT PowerFactory. Los resultados muestran que habilitar TS mejora la eficiencia económica y refuerza la seguridad de la respuesta transitoria del AGC, lo que se traduce en una asignación más efectiva de la regulación entre las unidades candidatas al AGC. Además, los resultados muestran que adoptar el criterio N-1-1 conduce a una programación coordinada de las unidades participantes en AGC y de las acciones de TS más resiliente, capaz de enfrentar contingencias más severas que las contempladas bajo el estándar convencional N-1. | es |
| dc.description.degree | Magíster en Ciencias de la Ingeniería Eléctrica | |
| dc.driver | info:eu-repo/semantics/masterThesis | |
| dc.format.extent | 104 páginas | |
| dc.identifier.doi | 10.71959/gan0-zw28 | |
| dc.identifier.uri | https://cris.usm.cl/handle/123456789/4154 | |
| dc.identifier.uri | https://doi.org/10.71959/gan0-zw28 | |
| dc.language.iso | en | |
| dc.publisher | Universidad Técnica Federico Santa María | |
| dc.rights | Attribution-NonCommercial 4.0 International | en |
| dc.rights.uri | http://creativecommons.org/licenses/by-nc/4.0/ | |
| dc.subject | Automatic Generation Control Scheduling | |
| dc.subject | Corrective Transmission Switching | |
| dc.subject | Linear Lossy Power Flow | |
| dc.subject | N-1-1 Security Criterion | |
| dc.subject | Stochastic Programming | |
| dc.subject | Transient Simulations. | |
| dc.subject.ods | 7 Energía asequible y no contaminante | |
| dc.title | Resilient Scheduling of Automatic Generation Control Units via Corrective Transmission Switching under an N-1-1 Security Criterion | |
| dspace.entity.type | Tesis |
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