Det svenska elkraftsystemet har länge varit ett stabilt system med god elkvalitet och räknats som ett av de bästa kraftsystemen i världen. En mycket viktig faktor för stabiliteten är de systemtjänster som kärnkraftverk ger tack vare sina stora och synkront kopplade generatorer. Med ökad installation av icke-synkrona väderberoende kraftverk och samtidig avveckling av kärnkraftverk minskar dessa systemtjänster till kraftsystemet. Syftet med detta arbete är att undersöka vilka bidragande egenskaper kärnkraftverk ger till kraftsystemet avseende stabiliteten i det nordiska kraftsystemet då andelen icke-synkron elproduktion ökar. Att veta vad som gör kraftsystemet stabilt är viktigt för att rätt beslut ska tas angående framtida elproduktion. Resultatet från arbetet visar att kärnkraften har en stor betydelse för det nordiska kraftsystemets stabilitet. Kärnkraftverk bidrar med svängmassa, produktion och konsumtion av reaktiv effekt och effektdämpningar med sina dämpfunktioner. Det gör att kärnkraften bidrar till kraftsystemets frekvens-, spännings- och rotorvinkelstabilitet. Vid nedläggning av kärnkraftverk ändras kraftsystemets förutsättningar och de systemtjänster som kärnkraften bidrar med till kraftsystemet försvinner. Detta måste beaktas vid beslut om framtida elproduktion. / The Swedish electric power system has for a long time been one of the best power systems in the world regarding stability and power quality. An important factor for the stability is the property of the large synchronous generators used in domestic nuclear power plants. With an increasing amount of non-synchronous electric production and decommissioning of nuclear power, the stabilizing properties are reduced. The purpose of this thesis is to examine what contributing properties nuclear power plants have for the Nordic power system regarding stability in a situation with increasing amount of non-synchronous electric production. For future decisions it is of importance to know what causes stability in the power system. The study shows that nuclear power plants have a large significance for stability in the Nordic power system. With their synchronous generators nuclear power plants contribute with rotational inertia, production and consumption of reactive power and dampening of power fluctuations. With these properties, nuclear power plants contribute to frequency, voltage and rotor angle stability in the power system. As nuclear power plants are being shut down the conditions and properties of the power system is changed. For a continued stable and reliable power system, these changes must be recognized.

Year 2040 the goal is to have a 100 % renewable Swedish energy system. Svenska kraftnät (Svk) predicts fully decommissioned nuclear power plants and an increased amount of connected wind power plants, especially offshore, year 2045. These kind of renewable power plants are non-synchronous and do not provide the grid with the same system stability services naturally as synchronous generators, such as nuclear power plants. With the increased number of renewables connected, one future challenge is to maintain the stability of the power grid. Grid stability can be divided into voltage-, frequency- and rotor angle stability.This thesis has investigated how large-scale offshore wind power plants (OWPPs) can contribute with reactive power compensation and in turn voltage stability to a nearby onshore power grid in Sweden. The evaluation has been done from the perspective of the TSO and the OWPP owner interests, with a focus on grid codes, economic incentives and technical capabilities.This project has been made in three parts. First, a comparison of voltage stability control requirements in different European grid codes was made. Secondly, static power flow simulations of a case study of a 1000 MW OWPP have been performed in PowerWorld Simulator, testing the OWPP’s reactive power outputs under different circumstances. Thirdly, a market opportunity analysis has been completed, analyzing reactive power market opportunities for OWPPs as well as for TSOs.The study shows that the reactive power capabilities of the simulated OWPP is considerable higher than the Swedish grid codes requires. Thus, an opportunity is to make the grid codes stricter, in combination with economic incentives. The case study showed that the distance offshore has an impact of the reactive power reaching the grid onshore. Though, the OWPP’s contribution to local voltage stability onshore is considered as good. Finally, with short- and long-term contracts, a reactive power market can be favorable for both the OWPP owner and the TSO.

In a power system it is important to keep voltages at specific levels at network buses. Deviations from that can lead to reduced efficiency of transferred power or, in more severe cases, widespread power outages affecting large parts of society. There exists a variety of power system devices that have the ability to regulate the voltage levels. These devices have maximum and minimum control capacities and may have additional operational constraints. It is desired to keep the control capacity of these actuators close to neutral operation so that they have the ability to respond to future disturbances. Due to the nature of such a control problem, a suitable tool is Model Predictive Control. In this thesis, a centralised model predictive control is designed for long-term voltage stability control of a power system. The system model employed is a two-area power system model, where each area includes a network of generators and loads. The model predictive control regulates the tap position of a tap-changing transformer and the reactive power compensation provided by two capacitor banks. In this thesis, it is shown that a centralised model predictive controller successfully maintains voltages within the desired range for a 3.5 % longer duration compared to a decentralised control approach when facing a voltage collapse scenario. Additionally, thanks to its predictive capabilities, it efficiently dampened oscillations in the post-transient steadystate scenario, leading to a 6.6 % shorter settling time than that observed with the decentralised control approach. / I ett kraftsystem är det viktigt att hålla spänningen på specifika nivåer vid nätverksbussarna. Avvikelser från detta kan leda till nedsatt effektöverföringseffektivitet eller, i allvarligare fall, omfattande strömavbrott som påverkar stora delar av samhället. Det finns en mängd olika kraftsystemsenheter som har förmågan att reglera spänningsnivåerna. Dessa enheter har maximala och minimala kontrollkapaciteter och kan ha ytterligare driftbegränsningar. Det är önskvärt att hålla kontrollkapaciteten hos dessa enheter nära neutral drift så att de har förmågan att svara på framtida störningar. På grund av arten av ett sådant kontrollproblem är ett lämpligt verktyg Model Predictive Control. I den här avhandlingen är en centraliserad modellprediktiv reglering utformad för långsiktig spänningsstabilitetskontroll av ett kraftsystem. Systemmodellen som används är en två-area kraftsystemmodell, där varje område inkluderar ett nätverk av generatorer och belastningar. Kontrollen reglerar varvtalet hos en lindningskopplare och den reaktiva effektkompensationen som tillhandahålls av två kondensatorbanker. I denna avhandling visas det att en centraliserad modell-prediktiv reglering framgångsrikt kan upprätthålla spänningar inom det önskade intervallet under en 3.5 % längre varaktighet jämfört med en decentraliserad styrmetod under ett spänningskollapsscenario. Dessutom, tack vare dess prediktiva kapacitet, dämpade den effektivt svängningar i det post-transienta steady-state-scenariot, vilket ledde till en 6.6 % kortare insvängningstid än den som observerades med den decentraliserade styrmetoden.

Gotland har länge präglats av mycket speciella lösningar och legat i framkant vad gäller ny teknik. Under ca 20 år har Gotland haft en VSC-HVDC-station som har stabiliserat spänningen i det gotländska nätet. HVDC Light har löst en del av de tekniska begränsningarna som hindrat utvecklingen av vindkraftverk. Anläggningen börjar lida mot slutet av sin tekniska livslängd och examensarbetet är ett första steg i utredningen för en eventuell ersättning. Med hjälp av elkvalitetsmätare kartlagdes prestanda och eventuella förbättringsområden. Den svenska stamnätsoperatören Svenska kraftnät har sedan 2016 haft en VSC-HVDC-station som använts för att utväxla energi till asynkrona systemet i Östeuropa. Svenska kraftnät har på senare tid velat utnyttja spänningsregleringsmöjligheterna och utreda mättekniska metoder. Elkvalitetsmätare placerades ut på lämpliga mätpunkter för att utreda anläggningens beteenden. ELSPEC G4500 elkvalitetsmätare installerades på Nordbalt och Gotlands HVDC Light för att mäta under sensommar till hösten 2017. Skillnader mellan CVT och IVT samt Rogowskispole och CT mättes. Valet av ELSPEC lämpade sig bra eftersom att inga triggningsvillkor behövdes som tillåter att man kan upptäcka små men viktiga avvikelser. Gotlands HVDC Light stabiliserar nätet främst mot spänningsdippar efter kortslutningar i 10 kV-elnätet och flimmer ifrån vindkraftsparkerna i ände 2. Märkeffekten för en uppdaterad anläggning kommer baseras på den kortslutningseffekt i 10 kV-nätet som kan utvecklas under anläggningens livstid. Spänningsregleringen ska baseras på en PI-regulator och ska kunna reglera fullt på 40 ms. Komponentspänningar kan användas för att ge reaktiv effekt på de faser som behöver det. Behovet mot flimmer ska baseras på en mätning i närmaste konsumtionscentrum, två mil från ände 2. Om behovet finns, ska en separat loop för flimmerkontroll som motverkar 1,5 Hz-komponenter implementeras utifrån en punkt ca 1,5 mil ifrån ände 2. Teknikvalet står mellan two-level generation 3 eller MMC, beroende på uppgradering eller ersättning. Många olika framtida scenarion påverkar HVDC Lights roll och oavsett, kommer mycket resurser behövas för Gotlands och HVDC Lights framtid. Det har observerats två beteenden på Nordbalt varav ena är långsam och det andra beteendet är snabbt. Det snabba beteendet uppstår när lågohmiga fel sker som också synkronmaskinerna tar hand om. Nordbalt kan hjälpa till för mindre spänningsvariationer om den varit snabbare likt beteendet vid lågohmiga fel. En stabilitetsbedömning behövs dock eftersom att snabbare beteende ökar risken för instabilitet. Eftersom att data mellan CVT och IVT skiljde sig mycket, upplystes mättekniska problem. Några lösningar diskuteras varav RCVT och PQSensor gås igenom grundligt. Alternativa lösningar som MoW och mobila enheter presenteras också vagt. Samtliga lösningar visade sig ha praktiska hinder, vilket försvårar genomförandet. Det uppmanas därför att man bör testa teknikerna i laborationsmiljö eftersom begränsat med studier gjorts på dessa samt att konkurrerande tillverkare uppger olika uppgifter. / Gotland has long been known for various special solutions and been on the leading edge regarding new technology. For the past 20 years Gotland has had a VSC-HVDC station that has stabilized the voltage in the Gotlandic grid. HVDC Light has solved some of the technical limitations that has hindered the growth of wind turbines. The station has almost reached the end of its technical lifespan and the thesis is a first step in the investigation for an eventual replacement. With power quality analyzers performance and improvements were investigated. The Swedish transmission system operator Svenska kraftnät have since 2016 had a VSCHVDC station that have been used to exchange energy to the asynchronous system in Eastern Europe. Svenska kraftnät has of lately wanted to take advantage of the voltage control capabilities and investigate measurement technologies. Power quality analyzers were installed on suitable connection points to investigate the behavior of the station. ELSPEC G4500 power quality analyzers were installed on Nordbalt’s and Gotland’s HVDC Light to measure during the late summer to fall of 2017. The differences between CVT and IVT, and Rogowski coil and CT were captured. The choice of ELSPEC suited well since no trigger conditions are needed which allows small but important errors to be discovered. Gotland’s HVDC Light stabilizes the grid mostly against voltage sags for faults in the 10 kVgrid and flicker from the wind farms in node 2. The rated power for an upgrade should be based on the 10 kV-grid short-circuit power to be developed during the station’s life span. The voltage control should be based on a PI-controller and should be able to transmit full power in 40 ms. Component voltages can be used to produce reactive power on the phases in need. The need against flicker should be based on measurements in the closest center of consumption, 2 miles from node 2. If it’s needed, a separate loop for flicker-control that prevents 1.5 Hz-components based on a point 1.5 mile from node 2 should be implemented. Depending on an upgrade or replacement, the topology can either be “two-level generation 3” or MMC. Many different future scenarios affect HVDC Light’s role and more resources will be required for Gotland’s and HVDC Light’s future. Two behaviors have been observed on Nordbalt where one is slow and the other behavior is fast. The fast behavior was only observed when low impedance faults occurs, that the synchronous generators also handles. Nordbalt can contribute to small voltage variations if it was faster, like the behavior for low impedance faults. A consideration in stability is needed since a faster behavior can lead to stability problems. Since the data between CVT and IVT differed a lot, metrology problems were discovered. Some solutions were discussed, of which RCVT and PQSensor was thoroughly reviewed. Alternative solutions like MoW and mobile units were also presented vaguely. All solutions showed practical difficulties, which complicates the implementation. It is therefore encouraged to test the technologies in a laboratory environment since few studies have been made on these and competing manufactures state different information.