Merkittävien tuulivoimamuutosten vaikutus verkon tilaan verkkovikojen yhteydessä
No Thumbnail Available
Journal Title
Journal ISSN
Volume Title
Faculty of Electronics, Communications and Automation |
Master's thesis
Unless otherwise stated, all rights belong to the author. You may download, display and print this publication for Your own personal use. Commercial use is prohibited.
Author
Date
2009
Major/Subject
Transmission, High Voltage Engineering and Power Systems
Siirtotekniikka, suurjännitetekniikka ja sähköjärjestelmät
Siirtotekniikka, suurjännitetekniikka ja sähköjärjestelmät
Mcode
S-18
Degree programme
Elektroniikan ja sähkötekniikan koulutus-/tutkinto-ohjelma
Language
fi
Pages
76, [10]
Series
Abstract
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.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.Description
Supervisor
Haarla, Liisa; Prof.Thesis advisor
Matilainen, Jussi; DIKeywords
wind power, voltage stability, line overloads, reliability, N−1 -criteria, tuulivoima, jännitestabiilius, johtojen ylikuormitus, käyttövarmuus, N−1 -kriteeri
