Hydro power : Chapter 1. Definition of terms and requirements for reports ; Chapter 2. Determination of power capacity and energy output /

Mode of access: Internet.

Lauhdevoimakapasiteetin ennenaikaisen poistumisen energiataloudelliset vaikutukset

Tässä diplomityössä on tutkittu lauhdekapasiteetin ennenaikaisen markkinoilta poistumisen energiataloudellisia vaikutuksia. Tarkastelu toteutettiin sähkömarkkinamallinnuksen avulla luomalla kaksi erilaista lauhdekapasiteettiskenaariota perustuen arvioituun lauhdekapasiteetin poistumiseen sekä vastavuoroisesti sen säilymiseen markkinoilla. Skenaarioiden vaikutuksia tutkittiin myös herkkyystarkasteluin ja tuloksia analysoitiin energiataloudellisesta näkökulmasta. Työn tavoitteena oli selvittää lauhdekapasiteetin ennenaikaisen poistumisen energiataloudellista kustannusta. Viime vuosien pitkittynyt talouden taantuma on hillinnyt kysynnän ennakoitua kehitystä johtaen alhaiseen sähkön markkinahintatasoon. Samalla tiukentuneet energiatuotannon ympäristövaatimukset asettavat investointirasitteita perinteisille voimalaitoksille heikentäen niiden taloudellisen kannattavuuden edellytyksiä. Markkinasähkön alhainen hintataso yhdessä investointirasitteiden kanssa asettaa haasteita etenkin usein rajatuotantomuotona toimiville lauhdelaitoksille. Alhaisen kannattavuuden seurauksena lauhdekapasiteettia arvioidaan poistuvan ennen teknisen käyttöiän täyttymistä markkinoilta merkittävästi lähivuosina. Kapasiteetin poistuminen kasvattaa oman tuotannon ja kysynnän välistä tehovajetta, minkä vuoksi sähköjärjestelmän nähdään tiukentuvan merkittävästi ennen rakenteilla olevan ydinvoimalaitoksen valmistumista. Työssä toteutettujen mallinnusten perusteella lauhdekapasiteetin väheneminen nostaa sähkön hintatasoa sekä lisää korkeiden hintapiikkien esiintymistä merkittävästi suhteessa korkeamman kapasiteetin tuloksiin. Sähköjärjestelmä on hyvin tiukka ennen rakenteilla olevan ydinvoimalaitoksen käyttöönottoa, minkä vuoksi lauhdekapasiteetin eroavaisuuksien vaikutukset ovat merkittävä etenkin poikkeuksellisen kylmänä vuotena. Lauhdekapasiteetin merkitys pienenee selvästi 2020-luvulla, kun oma tuotantokapasiteetti kasvaa. Työn tulosten perusteella lähivuosina alhaisemman lauhdekapasiteetin aiheuttama vuotuinen energiataloudellinen kustannus on huomattavasti korkeampi kuin laitosten kannattavan ylläpidon vaatima kustannus.

Assessing the viability of power-supply systems: a tentative protocol

This Technical Report presents a tentative protocol used to assess the viability of powersupply systems. The viability of power-supply systems can be assessed by looking at the production factors (e.g. paid labor, power capacity, fossil-fuels) – needed for the system to operate and maintain itself – in relation to the internal constraints set by the energetic metabolism of societies. In fact, by using this protocol it becomes possible to link assessments of technical coefficients performed at the level of the power-supply systems with assessments of benchmark values performed at the societal level throughout the relevant different sectors. In particular, the example provided here in the case of France for the year 2009 makes it possible to see that in fact nuclear energy is not viable in terms of labor requirements (both direct and indirect inputs) as well as in terms of requirements of power capacity, especially when including reprocessing operations.

Competitiveness Comparison of the Electricity Production Alternatives

The competitiveness comparison is carried out for merely electricity producing alternatives. In Finland, further construction of CHP (combined heat and power) power plants will continue and cover part of the future power supply deficit, but also new condensing power plant capacity will be needed. The following types of power plants are studied: - nuclear power plant, - coal-fired condensing power plant - combined cycle gas turbine plant, - peat-fired condensing power plant. - wood-fired condensing power plant - wind power plant The calculations have been made using the annuity method with a real interest rate of 5 % perannum and with a fixed price level as of March 2003. With the annual full load utilization time of 8000 hours the nuclear electricity would cost 23,7 ¤/MWh, the gas based electricity 32,3 ¤/MWh and coal based electricity 28,1 ¤/MWh. If the influence of emission trading is taken into account,the advantage of the nuclear power will still be improved. Inorder to study the impact of changes in the input data, a sensitivity analysis has been carried out. It reveals that the advantage of the nuclear power is quite clear. E.g. the nuclear electricity is rather insensitive tothe changes of the uranium price, whereas for natural gas alternative the rising trend of gas price causes the greatest risk.

Yritysten sähkön kysyntäjouston tuotteistaminen

Muuttuva sähköntuotantorakenne yhdessä Euroopan yhdentyvien sähkömarkkinoiden kanssa muuttaa energiayhtiöiden toimintaympäristöä tulevaisuudessa. Markkinoilta poistu-va säätökykyinen lauhdevoima ja lisääntyvä säiden mukaan vaihteleva tuuli- ja aurin-koenergia lisäävät säätövoiman tarvetta energiajärjestelmässä. Osa lisääntyvästä säätövoi-man tarpeesta voidaan kattaa kulutuksen kysyntäjoustoa lisäämällä. Tässä työssä tavoitteena on kehittää Savon Voima Oyj:lle kysyntäjoutopalvelu yritysasiak-kaille. Työssä kartoitetaan kysyntäjouston eri markkinapaikkojen mahdollisuuksia kysyntä-jouston toteuttamiselle, sekä käydään läpi niiden asettamia rajoitteita kysyntäjouston to-teuttamisen kannalta. Työn osana kehitettyä kysyntäjouston potentiaalin laskentatyökalua käytetään arvioitaessa valittujen pilottiasiakkaiden potentiaalia Elspot-markkinoille osallistuvan kysyntäjouston osalta. Laskennan tulosten perusteella kysyntäjouston toteuttaminen Elspot-markkinoille on kannattavaa valittujen pilottiasiakkaiden kohdalla. Työssä käydään läpi kysyntäjoustopalvelun prosessia, sen vaiheita sekä huomioon otettavia asioita tarjottaessa kysyntäjoustopalvelua yrityksille. Lopuksi esitetään liiketoimintamalli, jolla palvelua lähdetään yritysasiakkaille tarjoamaan. Liiketoimintamallissa esitetään koh-deryhmät ja markkinat kysyntäjouston toteuttamiselle.

Implications of the North Atlantic Oscillation for a UK–Norway renewable power system

UK wind-power capacity is increasing and new transmission links are proposed with Norway, where hydropower dominates the electricity mix. Weather affects both these renewable resources and the demand for electricity. The dominant large-scale pattern of Euro-Atlantic atmospheric variability is the North Atlantic Oscillation (NAO), associated with positive correlations in wind, temperature and precipitation over northern Europe. The NAO's effect on wind-power and demand in the UK and Norway is examined, focussing on March when Norwegian hydropower reserves are low and the combined power system might be most susceptible to atmospheric variations. The NCEP/NCAR meteorological reanalysis dataset (1948–2010) is used to drive simple models for demand and wind-power, and ‘demand-net-wind’ (DNW) is estimated for positive, neutral and negative NAO states. Cold, calm conditions in NAO− cause increased demand and decreased wind-power compared to other NAO states. Under a 2020 wind-power capacity scenario, the increase in DNW in NAO− relative to NAO neutral is equivalent to nearly 25% of the present-day average rate of March Norwegian hydropower usage. As the NAO varies on long timescales (months to decades), and there is potentially some skill in monthly predictions, we argue that it is important to understand its impact on European power systems.

Pricing of reactive power support provided by distributed generators in transmission systems

Distributed Generation, microgrid technologies, two-way communication systems, and demand response programs are issues that are being studied in recent years within the concept of smart grids. At some level of enough penetration, the Distributed Generators (DGs) can provide benefits for sub-transmission and transmission systems through the so-called ancillary services. This work is focused on the ancillary service of reactive power support provided by DGs, specifically Wind Turbine Generators (WTGs), with high level of impact on transmission systems. The main objective of this work is to propose an optimization methodology to price this service by determining the costs in which a DG incurs when it loses sales opportunity of active power, i.e, by determining the Loss of Opportunity Costs (LOC). LOC occur when more reactive power is required than available, and the active power generation has to be reduced in order to increase the reactive power capacity. In the optimization process, three objectives are considered: active power generation costs of DGs, voltage stability margin of the system, and losses in the lines of the network. Uncertainties of WTGs are reduced solving multi-objective optimal power flows in multiple probabilistic scenarios constructed by Monte Carlo simulations, and modeling the time series associated with the active power generation of each WTG via Fuzzy Logic and Markov Chains. The proposed methodology was tested using the IEEE 14 bus test system with two WTGs installed. © 2011 IEEE.

Multifunctional current reference generation strategy for grid-tied power electronic converter

Fundação de Amparo à Pesquisa do Estado de São Paulo (FAPESP)

STC power for 15MW of PV comparing nameplate, initial power and power after 4 years

To date, the majority of quality controls performed at PV plants are based on the measurement of a small sample of individual modules. Consequently, there is very little representative data on the real Standard Test Conditions (STC) power output values for PV generators. This paper presents the power output values for more than 1300 PV generators having a total installed power capacity of almost 15.3 MW. The values were obtained by the INGEPER-UPNA group, in collaboration with the IES-UPM, through a study to monitor the power output of a number of PV plants from 2006 to 2009. This work has made it possible to determine, amongst other things, the power dispersion that can be expected amongst generators made by different manufacturers, amongst generators made by the same manufacturer but comprising modules of different nameplate ratings and also amongst generators formed by modules with the same characteristics. The work also analyses the STC power output evolution over time in the course of this 4-year study. The values presented here could be considered to be representative of generators with fault-free modules.

Portugal

In 2014, the wind energy sector achieved a maturity status within the Portuguese power system. While it still experienced some additional capacity deployment (222 MW), after 15 years of intense deployment Portugal reached 4, 953 MW of installed wind power capacity by the end of 2014. Wind power represents 25% (considering only mainland Portugal) of the total operational capacity and 42% of renewable energy capacity in the country. In 2014, Portuguese wind parks produced 12.1 TWh maintaining a wind energy contribution of 24% of the annually electricity consumption. This high wind penetration was influenced by the favorable wind conditions observed in the first three months of the year over central and northern regions of mainland Portugal that also correspond to the largest concentration of installed wind capacity.

The quantified-Self and wearable technologies in the workplace: implications and challenges for their implementations

Introduction of technologies in the workplace have led to a dramatic change. These changes have come with an increased capacity to gather data about one’s working performance (i.e. productivity), as well as the capacity to track one’s personal responses (i.e. emotional, physiological, etc.) to this changing workplace environment. This movement of self-monitoring or self-sensing using diverse types of wearable sensors combined with the use of computing has been identified as the Quantified-Self. Miniaturization of sensors, reduction in cost and a non-stop increase in the computer power capacity has led to a panacea of wearables and sensors to track and analyze all types of information. Utilized in the personal sphere to track information, a looming question remains, should employers use the information from the Quantified-Self to track their employees’ performance or well-being in the workplace and will this benefit employees? The aim of the present work is to layout the implications and challenges associated with the use of Quantified-Self information in the workplace. The Quantified-Self movement has enabled people to understand their personal life better by tracking multiple information and signals; such an approach could allow companies to gather knowledge on what drives productivity for their business and/or well-being of their employees. A discussion about the implications of this approach will cover 1) Monitoring health and well-being, 2) Oversight and safety, and 3) Mentoring and training. Challenges will address the question of 1) Privacy and Acceptability, 2) Scalability and 3) Creativity. Even though many questions remain regarding their use in the workplace, wearable technologies and Quantified-Self data in the workplace represent an exciting opportunity for the industry and health and safety practitioners who will be using them.

Business Sphere, Vol. 20, no.1

Wind power is the fastest growing source of energy in the nation. New installations have expanded total U.S. generating capacity by 45 percent and injected over $9 billion in new investments into the economy in 2007. These new wind projects accounted for about 30 percent of the entire new power-producing capacity added nationally in 2007. According to our figures at the American Wind Energy Association, installed wind power capacity in the U.S. is now over 16,800 megawatts, and the future looks bright. With every wind turbine that goes up, America’s dependence on fossil fuels for power generation goes down. Wind energy represents a tremendous opportunity to use a non-polluting, inexhaustible source to meet our electric power needs.

Oulun Energian kaukolämpöverkoston ja -tuotannon kehitys vuosina 2006 - 2020

Tässä diplomityössä on tarkasteltu Oulun Energian kaukolämpötoiminnan kehitystä lähitulevaisuudessa. Työn yhteydessä selvitettiin nykyisessä tilanteessa mitoituslämpötilaa -32 oC vastaava tehotilastollisen analyysin avulla ja laadittiin kasvuennuste kaukolämmityksen tehontarpeesta seuraavalle viidelletoista vuodelle. Kasvuennusteen perusteella on tehty tarkastelu kaukolämmön varatehon riittävyydestä. Verkoston tehonsiirtokykyä nykyisissä ja tulevaisuuden kuormitustilanteissa on tarkasteltu Process VisioninGrades Heating -verkostolaskentaohjelmiston avulla. Tarkastelun perusteella kaukolämpöverkoston siirtokyky on kohtalaisen hyvä. Verkoston ongelmakohtia ovat länsi-itäsuunnassa olevat siirtolinjat. Varatehon määrä tulee laskemaan lähivuosina alle suositeltavan määrän, mikäli uutta lämmöntuotantokapasiteettia ei rakenneta. Alkuvaiheessa paras ratkaisu tilanteen korjaamiseksi olisi uusien lämpökeskusten rakentaminen sekä kaupungin etelä- että itä-osiin. 2010-luvulla tarve uuden voimalaitoksen rakentamiselle kaukolämpötehon tarpeen kattamiseksi tulee kasvamaan.

Sähkön tuotantokustannusvertailu

Työssä vertaillaan eri sähköntuotantovaihtoehtojen taloudellista kannattavuutta. Kannattavuusvertailu suoritetaan pelkkää sähköä tuottaville voimalaitoksille. Sähkön ja lämmön yhteistuotannon lisärakentaminen tulee kattamaan tietyn osuuden lähitulevaisuuden sähkön hankinnan vajeesta, mutta sen lisäksi tarvitaan myös uutta lauhdetuotantokapasiteettia. Tutkittavat voimalaitostyypit ovat: ydinvoimalaitos, maakaasukombilauhdevoimalaitos, kivihiililauhdevoimalaitos, turvelauhdevoimalaitos, puulauhdevoimalaitos ja tuulivoimala. Kannattavuustarkastelu suoritetaan annuiteettimenetelmällä käyttäen 5 % reaalikorkoa ja tammikuun 2008 hintatasoa. Laskelmien perusteella 8000 tunnin huipunkäyttöajalla ydinsähkön tuotantokustannus olisi 35,0 € /MWh, kaasusähkön 59,2 €/MWh ja hiilisähkön 64,4 €/MWh, kun hiilidioksidipäästöoikeuden hintana käytetään 23 €/t. Ilman päästökauppaa kaasusähkön hinta on 51,2 €/MWh ja hiilisähkön 45,7 €/MWh ydinsähkön hinnan pysyessä ennallaan. Herkkyystarkastelun tulosten perusteella ydinvoiman kilpailukyky korostuu muihin tarkasteltuihin tuotantomuotoihin verrattuna. Ydinpolttoaineen suurellakaan hinnan muutoksella ei ole merkittävää vaikutusta ydinsähkön tuotantokustannukseen, kun taas maakaasusähkö on erittäin riippuvainen polttoaineen hinnasta. Myös päästöoikeuden hinnan kasvu lisää merkittävästi ydinvoiman kilpailukykyä kaasu- ja hiilisähköön verrattuna. Ydinvoimainvestoinnin kannattavuutta ja takaisinmaksua tarkastellaan myös yksinään siten, että investoinnilla saavutettavien tuottojen laskennassa käytetään useita eri sähkön markkinahintoja. Investoinnin kannattavuus on erittäin hyvä, kun sähkön markkinahinta on 50 €/MWh tai suurempi.