search query: @supervisor Haarla, Liisa / total: 21
results-list
reference: 13 / 21
« previous | next »
Author:Ahola, Anssi
Title:Merkittävien tuulivoimamuutosten vaikutus verkon tilaan verkkovikojen yhteydessä
The effect of significant wind power change on main grid during grid fault
Publication type:Master's thesis
Publication year:2009
Pages:76, [10]      Language:   fin
Department/School:Elektroniikan, tietoliikenteen ja automaation tiedekunta
Degree programme:Elektroniikan ja sähkötekniikan tutkinto-ohjelma
Main subject:Sähköverkot ja suurjännitetekniikka   (S-18)
Supervisor:Haarla, Liisa
Instructor:Matilainen, Jussi
Electronic version URL: http://urn.fi/urn:nbn:fi:tkk-012987
OEVS:
Electronic archive copy is available via Aalto Thesis Database.
Instructions
close

Reading digital theses in the closed network of the Aalto University Harald Herlin Learning Centre

In the closed network of Learning Centre you can read digital and digitized theses not available in the open network.

The Learning Centre contact details and opening hours: https://learningcentre.aalto.fi/en/harald-herlin-learning-centre/

You can read theses on the Learning Centre customer computers, which are available on all floors.

Logging on to the customer computers

  • Aalto University staff members log on to the customer computer using the Aalto username and password.
  • Other customers log on using a shared username and password.

Opening a thesis

  • On the desktop of the customer computers, you will find an icon titled:

    Aalto Thesis Database

  • Click on the icon to search for and open the thesis you are looking for from Aaltodoc database. You can find the thesis file by clicking the link on the OEV or OEVS field.

Reading the thesis

  • You can either print the thesis or read it on the customer computer screen.
  • You cannot save the thesis file on a flash drive or email it.
  • You cannot copy text or images from the file.
  • You cannot edit the file.

Printing the thesis

  • You can print the thesis for your personal study or research use.
  • Aalto University students and staff members may print black-and-white prints on the PrintingPoint devices when using the computer with personal Aalto username and password. Color printing is possible using the printer u90203-psc3, which is located near the customer service. Color printing is subject to a charge to Aalto University students and staff members.
  • Other customers can use the printer u90203-psc3. All printing is subject to a charge to non-University members.
Location:P1 Ark S80     | Archive
Keywords:wind power
voltage stability
line overloads
reliability
N−1 -criteria
tuulivoima
jännitestabiilius
johtojen ylikuormitus
käyttövarmuus
N−1 -kriteeri
Abstract (eng): This work studies effects of a simultaneous single grid fault and a significant wind power reduction on Finnish 400 kV main grid in some future scenarios.
The N−1 fault and the significant reduction of wind power were expected to happen in 15 minutes.
Any possible local effects in the 110 kV grid, were left out of the examination.
The work was accomplished by simulating the Nordic power system with PSS/E software.

One future scenario for 2000 MW and four for 4000 MW of installed wind power capacity were made.
For the 4000 MW scenario, two different wind power siting options were located on two different grid extension plans (extensive and minimum).

For these scenarios, two load flow cases were made.
The winter case had high load in Finland.
The autumn case had light load and less generators connected.
In all cases studied, inter-connected alternative current lines between Sweden and Finland were importing power to Finland.
In such cases it is the thermal capacity after critical faults, which sets the limits for maximum import.
Market models Wilmar and EMPS were used for creating realistic production scenarios for the simulated future cases.

Wind power was decreased 15, 30 or 50 percent from instantaneous wind power in the simulated base case.
N−1 contingency analysis was conducted to all cases.
Analysis included transmission line and busbar faults in the 400 kV grid and trips of generators at Olkiluoto power plant.

Simulations of this thesis indicate that a simultaneous grid fault and significant wind power reduction don't cause great risk to the reliability of the Finnish power system.
Nevertheless, the results show undervoltages in the winter and autumn cases of the 2000 MW scenario and also in autumn case in one of the 4000 MW scenarios.
During low import, simulation shows no undervoltages in the system.
Abstract (fin): Tässä työssä tutkittiin yksittäisen verkkovian ja tuulivoimatuotannon merkittävän pienennyksen vaikutuksia Suomeen 400 kV:n siirtoverkkoon tulevaisuuden skenaarioissa.
Siirtoverkon N−1 -vian ja tuulivoimatuotannon merkittävän pienennyksen oletettiin tapahtuvan 15 minuutin aikana.
Mahdolliset vaikutukset 110 kV:n verkkoon jätettiin tutkimuksen ulkopuolelle.
Työ suoritettiin PSS/E tehonjako-ohjelmalla, jossa oli pohjoismaisen verkon simulointimalli.
Simuloinneissa ei huomioitu häiriöreservien käyttöä.

Simulointeja varten tehtiin tulevaisuuden skenaarioita.
Yksi skenaario luotiin 2000 MW:lle, ja neljä skenaariota 4000 MW:lle asennettua tuulivoimakapasiteettia. 4000 MW:n tapauksessa käytettiin kahta eri tuulivoiman maantieteellistä sijoittelua ja kahta eri tavoin vahvistettua verkkoa.
Tulevaisuuden verkkoja, voidaan luonnehtia sanoilla kattava ja minimaalinen.

Näille skenaarioille laadittiin sähkömarkkinoita simuloivilla markkinamalleilla kaksi tuotantotilannetta: syksytilanne, jolloin oli vähän kuormaa ja tuotantoa sekä talvitilanne, jolloin oli paljon kuormaa.
Kaikissa tilanteissa siirto pohjoisen vaihtosähköjohdoilla oli Ruotsista Suomeen.
Tällöin terminen kapasiteetti asettaa rajoitukset tuonnille yhdysjohdoilla.
Käytettyjen tehonjakotilanteiden pohjana olivat Wilmar- ja Samlast-markkinamalleilla luodut realistiset tuotanto- ja siirtotilanteet.

Kontingenssianalyysillä tehtiin järjestelmällisesti N−1 -vikoja ja samalla kunkin tehonjaon tuulivoimatuotantoa pienennettiin 15 %, 30 % tai 50 % simuloidun tilanteen hetkellisestä tehosta.
Hetkellinen teho oli aina pienempi kuin tuulivoiman installoitu teho.
Simuloituja verkkovikoja olivat 400 kV:n johto- ja kiskoviat sekä Olkiluodon generaattorien irtoamiset.

Simulointien perusteella verkkovika ja tuulivoiman pienennys yhdessä eivät aiheuta suurta riskiä käyttövarmuudelle.
Itä-Suomessa oli alijännitteitä verkkovikojen jälkeen 2000 MW:n skenaariossa talvi- ja syksytilanteessa merkittävällä tuulivoimatuotannon pienennyksellä sekä yhdessä skenaariossa 4000 MW:n syksytilanteessa.
Pienen tuonnin aikana simuloinneissa ei löytynyt alijännitteitä.
ED:2009-10-19
INSSI record number: 38483
+ add basket
« previous | next »
INSSI