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HomeMy WebLinkAbout20180410PAC to Staff UT Attach Appendix C - Dynamic Study Results (Case C7).pdfAppendix C
Energy Vision 2020
Selected Dynamic Simulations
for
2021-22 HW Cases with Gateway D_2
(C7_22HW2AP-4B-100)
March 29,2018
(Turn on Adobe Acrobat Bookmarks for Index)
Selected Dynamic Simulation Plots
for
2021-22 HW Case with Gateway D_2 and 1808 MW Aeolus West Transfer
(C7_22HW2AP-4B-100)
Dynamic simulation summary -Cases la -1b
Disturbance Simulation
case Timing Event Significant Results Performance
N-1
1a Aeolus-Anticline 500 kV line outage with 607 MW wtg tripping
34 cyc.No fault,open Aeolus-Anticline 500 kV line,trip 200 MVAR Aeolus 230 kV voltage Poor
shunt capacitors at Aeolus and Anticline 500 kV subs 0.69 pu min.first swing long duration low voltage swing
40 cyc.Trip High Plains wtg (127.5 MW)<0.8 pu for ~0.8 sec.Latham SVC-54 MVAR initial
Trip 7 Mile Hill wtg (118.5 MW)Platte 230 kV voltage Bout 3.5 pu for 1.2 sec
Trip Q0706 A&B (Ekola Flats)wtg (249.8 MW)0.62 pu min.first swing 265 MVAR at 5 sec.
Trip Dunlap wtg (111.0 MW)Latham 230 voltage
5 sec.Terminate simulation 0.69 pu min.first swing
Disturbance creates first swing low voltage conditions on remaining 230 kV system between Dave Johnston and Point of Rocks.WTGs at Q0707 and
Q0708 provide very limited voltge support during low voltage conditions.System is stable and damped.Note -Foote Creek WTG performance poor due
to older technology wtgs.
1b Aeolus-Anticline 500 kV line outage with 607 MW wtg tripping
30 cyc.3 phase Aeolus 500 kV fault,limit SVC to 100 MVAR First swing main grid Acceptable
34 cyc.Clear fault,open Aeolus-Anticline 500 kV line,trip 200 MVAR voltages >0.8 pu
shunt capacitors at Aeolus and Anticline 500 kV subs Latham SVC-54 MVAR initial
36 cyc.Remove 100 MVAR SVC limiter Max.Boo,3.1 pu
40 cyc.Trip High Plains wtg (127.5 MW)275 MVAR at 5 sec.
Trip 7 Mile Hill wtg (118.5 MW)Latham 230 voltage
Trip Q0706 A&B (Ekola Flats)wtg (249.8 MW)0.97 pu min.first swing
Trip Dunlap wtg (111.0 MW)
5 sec.Terminate simulation
First swing voltages >0.8 pu on remaining 230 kV system between Dave Johnston and Point of Rocks."Low voltage ride through performance"at Q0707
and Q0708 and subsequent power ramp minimize 230 kV system stress during first swing.Q0707 and Q0708 reactive output supporting local area 230 kV
system voltage.System is stable and damped.Note -Foote Creek WTG performance poor due to older technology.
Dynamic simulation summary -Cases 1c -1d1
Disturbance Simulation
case Timing Event Significant Results Performance
1c Anticline-Aeolus 500 kV line outage with 607 MW wtg tripping
30 cyc.3 phase Anticline 500 kV fault,limit SVC to 100 MVAR First swing main grid Acceptable
34 cyc.Clear fault,open Anticline-Aeolus 500 kV line,trip 200 MVAR voltages >0.8 pu
shunt capacitors at Aeolus and Anticline 500 kV subs Latham SVC-54 MVAR initial
36 cyc.Remove 100 MVAR SVC limiter Max.Boo,3.1 pu
40 cyc.Trip High Plains wtg (127.5 MW)275 MVAR at 5 sec.
Trip 7 Mile Hill wtg (118.5 MW)Latham 230 voltage
Trip Q0706 A&B (Ekola Flats)wtg (249.8 MW)0.95 pu min.first swing
Trip Dunlap wtg (111.0 MW)
5 sec.Terminate simulation
First swing voltages >0.8 pu on remaining 230 kV system between Dave Johnston and Point of Rocks."Low voltage ride through performance"at Q0707
and Q0708 and subsequent power ramp minimize 230 kV system stress during first swing.Q0707 and Q0708 reactive output supporting local area 230 kV
system voltage.System is stable and damped.Note -Foote Creek WTG performance poor due to older technology.
1d1 Aeolus 230/500 kV transformer outage with 607 MW wtg tripping
30 cyc.3 phase Aeolus 230 kV fault,limit SVC to 100 MVAR First swing main grid Acceptable
34 cyc.Clear fault,open Aeolus 230/500 kV transformer,trip 200 MVAR voltages >0.8 pu
shunt capacitors at Aeolus and Anticline 500 kV subs Latham SVC-54 MVAR initial
36 cyc.Remove 100 MVAR SVC limiter Max.Boot 3.05 pu
40 cyc.Trip High Plains wtg (127.5 MW)275 MVAR at 5 sec.
Trip 7 Mile Hill wtg (118.5 MW)Latham 230 voltage
Trip Q0706 A&B (Ekola Flats)wtg (249.8 MW)0.96 pu min.first swing
Trip Dunlap wtg (111.0 MW)
5 sec.Terminate simulation
First swing voltages >0.8 pu on remaining 230 kV system between Dave Johnston and Point of Rocks."Low voltage ride through performance"at Q0707
and Q0708 and subsequent power ramp minimize 230 kV system stress during first swing.Q0707 and Q0708 reactive output supporting local area 230 kV
system voltage.System is stable and damped.Note -Foote Creek WTG performance poor due to older technology.
Dynamic simulation summary -Cases 1d2 -1e
Disturbance Simulation
case Timing Event Significant Results Performance
1d2 Aeolus 230/500 kV transformer outage with 628 MW wtg tripping
30 cyc.3 phase Aeolus 230 kV fault,limit SVC to 100 MVAR First swing main grid Acceptable
34 cyc.Clear fault,open Aeolus 230/500 kV transformer,trip 200 MVAR voltages >0.8 pu
shunt capacitors at Aeolus and Anticline 500 kV subs Latham SVC-54 MVAR initial
36 cyc.Remove 100 MVAR SVC limiter Max.Boo,3.3 pu
40 cyc.Trip High Plains wtg (127.5 MW)265 MVAR at 5 sec.
Trip Q0706 A&B (Ekola Flats)wtg (249.8 MW)Latham 230 voltage
Trip Q0707 1&2 (TB Flats I)wtg (250.6 MW)0.96 pu min.first swing
5 sec.Terminate simulation
First swing voltages >0.8 pu on remaining 230 kV system between Dave Johnston and Point of Rocks."Low voltage ride through performance"at 7 Mile
Hill,Q0708 and Dunlop and subsequent power ramp minimize 230 kV system stress during first swing.7 Mile Hill,Q0708 and Dunlop reactive output
supporting local area 230 kV system voltage.System is stable and damped.Note -Foote Creek WTG performance poor due to older technology.
1e Anticline 345/500 kV transformer outage with 607 MW wtg tripping
30 cyc.3 phase Anticline 345 kV fault,limit SVC to 100 MVAR First swing main grid Acceptable
34 cyc.Clear fault,open Anticline 345/500 kV transformer,trip 200 MVAR voltages >0.8 pu on Dave
shunt capacitors at Anticline and Aeolus 500 kV subs Johnston to Point of Rocks Latham SVC-54 MVAR initial
36 cyc.Remove 100 MVAR SVC limiter 230 kV system Boot 3.5 pu for 0.3 sec
40 cyc.Trip High Plains wtg (127.5 MW)Whiskey Peak 115 kV voltage 260 MVAR at 5 sec.
Trip 7 Mile Hill wtg (118.5 MW)0.76 pu min.first swing Latham 230 voltage
Trip Q0706 A&B (Ekola Flats)wtg (249.8 MW)<0.8 pu for ~0.2 sec.0.91 pu min.first swing
Trip Dunlap wtg (111.0 MW)(transmission parallel
5 sec.Terminate simulation with DJ-POR 230 line)
First swing voltages >0.8 pu on remaining 230 kV system between Dave Johnston and Point of Rocks."Low voltage ride through performance"at Q0707
and Q0708 and subsequent power ramp minimize 230 kV system stress during first swing.Q0707 and Q0708 reactive output supporting local area 230 kV
system voltage.System is stable and damped.Note -Foote Creek WTG performance poor due to older technology.
Dynamic simulation summary -Cases 1f1-1f2
Disturbance Simulation
Case Timing Event Significant Results Performance
1f1 Bridger-Anticline 345 kV line outage with 607 MW wtg tripping
30 cyc.3 phase Bridger 345 kV fault,limit SVC to 100 MVAR Platte 230 kV voltage Acceptable
34 cyc.Clear fault,open Bridger-Anticline 345 kV line,trip 200 MVAR 0.79 pu min.first swing
shunt capacitors at Anticline and Aeolus 500 kV subs <0.8 pu for =0.1sec.Latham SVC-54 MVAR initial
36 cyc.Remove 100 MVAR SVC limiter Whiskey Peak 115 kV voltage Boo,3.5 pu for 0.3 sec
40 cyc.Trip High Plains wtg (127.5 MW)0.74 pu min.first swing 260 MVAR at 5 sec.
Trip 7 Mile Hill wtg (118.5 MW)<0.8 pu for =0.3 sec.Latham 230 voltage
Trip Q0706 A&B (Ekola Flats)wtg (249.8 MW)(transmission parallel 0.88 pu min.first swing
Trip Dunlap wtg (111.0 MW)with DJ-POR 230 line)
5 sec.Terminate simulation
First swing voltages =/>0.8 pu on remaining 230 kV system between Dave Johnste n and Point of Rocks."Low volta Ie ride through performance"at
Q0707 and Q0708 and subsequent power ramp minimize 230 kV system stress during first swing.Q0707 and Q0708 reactive output supporting local area
230 kV system voltage.System is stable and damped.Note -Foote Creek WTG performance poor due to older technology.
1f2 Bridger-Anticline 345 kV line outage with 628 MW wtg tripping
30 cyc.3 phase Anticline 345 kV fault,limit SVC to 100 MVAR First swing main grid Acceptable
34 cyc.Clear fault,open Anticline 345/500 kV transformer,trip 200 MVAR voltages >0.8 pu on Dave
shunt capacitors at Anticline and Aeolus 500 kV subs Johnston to Point of Rocks Latham SVC-54 MVAR initial
36 cyc.Remove 100 MVAR SVC limiter 230 kV system Bout 3.5 pu for 0.3 sec
40 cyc.Trip High Plains wtg (127.5 MW)Whiskey Peak 115 kV voltage 250 MVAR at 5 sec.
Trip Q0706 A&B (Ekola Flats)wtg (249.8 MW)0.74 pu min.first swing Latham 230 voltage
Trip Q0707 1&2 (TB Flats I)wtg (250.6 MW)<0.8 pu for ~0.3 sec.0.88 pu min.first swing
5 sec.Terminate simulation (transmission parallel
with DJ-POR 230 line)
First swing voltages >0.8 pu on remaining 230 kV system between Dave Johnston and Point of Rocks."Low voltage ride through performance"at 7 Mile
Hill,Q0708 and Dunlop and subsequent power ramp minimize 230 kV system stress during first swing.7 Mile Hill,Q0708 and Dunlop reactive output
supporting local area 230 kV system voltage.System is stable and damped.Note -Foote Creek WTG performance poor due to older technology.
Dynamic simulation summary -Cases 2 -4
Disturbance Simulation
case Timing Event Significant Results Performance
2 Bridger-Point of Rocks-Rock Springs 230 kV line outage
30 cyc.3 phase Bridger 230 kV fault,limit SVC to 100 MVAR First swing main grid Acceptable
34 cyc.Clear fault,open Bridger-Point of Rocks-Rock Springs 230 kV line voltages >0.8 pu
36 cyc.Remove 100 MVAR SVC limiter Latham SVC-54 MVAR initial
5 sec.Terminate simulation Min.Boo,-0.5 pu
-25 MVAR at 5 sec.
Latham 230 voltage
1.14 pu max.post fault
First swing voltages >0.8 pu.System is stable and damped.Note -Foote Creek MTG performance poor due to older technology.
3 Point of Rocks-Latham 230 kV line outage
30 cyc.3 phase Point of Rocks 230 kV fault,limit SVC to 100 MVAR First swing main grid Acceptable
34 cyc.Clear fault,open Point of Rocks-Latham 230 kV line voltages >0.8 pu
36 cyc.Remove 100 MVAR SVC limiter Latham SVC-54 MVAR initial
5 sec.Terminate simulation Min.Boot 0.pu
10 MVAR at 5 sec.
Latham 230 voltage
1.13 pu max.post fault
First swing voltages >0.8 pu.System is stable and damped.Note -Foote Creek MTG performance poor due to older technology.
4 Latham-Platte 230 kV line outage
30 cyc.3 phase Latham 230 kV fault,limit SVC to 100 MVAR First swing main grid Acceptable
34 cyc.Clear fault,open Latham-Platte 230 kV line voltages >0.8 pu
36 cyc.Remove 100 MVAR SVC limiter Latham SVC-54 MVAR initial
5 sec.Terminate simulation Min.Boo,-0.4 pu
-20 MVAR at 5 sec.
Latham 230 voltage
1.08 pu max.post fault
First swing voltages >0.8 pu.System is stable and damped.Note -Foote Creek MTG performance poor due to older technology.
Dynamic simulation summary -Cases 5 -7
Disturbance Simulation
Case Timing Event Significant Results Performance
5 Standpipe-Platte 230 kV line outage
30 cyc.3 phase Standpipe 230 kV fault,limit SVC to 100 MVAR First swing main grid Acceptable
34 cyc.Clear fault,open Standpipe-Platte 230 kV line voltages >0.8 pu
36 cyc.Remove 100 MVAR SVC limiter Latham SVC-54 MVAR initial
5 sec.Terminate simulation Min.Boo,-0.2 pu
-5 MVAR at 5 sec.
Latham 230 voltage
1.07 pu max.post fault
First swing voltages >0.8 pu.System is stable and damped.Note -Foote Creek MTG performance poor due to older technology.
6 Standpipe-Foote Creek 230 kV line outage with loss of 262 MW wtg
30 cyc.3 phase Standpipe 230 kV fault,limit SVC to 100 MVAR First swing main grid Acceptable
34 cyc.Clear fault,open Standpipe-Foote Creek 230 kV line,trip voltages >0.8 pu
islanded system Latham SVC-54 MVAR initial
36 cyc.Remove 100 MVAR SVC limiter Min.Boot -0.45 pu
5 sec.Terminate simulation 25 MVAR at 5 sec.
Latham 230 voltage
1.07 pu max.post fault
First swing voltages >0.8 pu.System is stable and damped.
7 Standpipe-Freezeout 230 kV line outage
30 cyc.3 phase Standpipe 230 kV fault,limit SVC to 100 MVAR First swing main grid Unacceptable
34 cyc.Clear fault,open Standpipe-Freezeout 230 kV line voltages >0.8 pu (See case notes below.)
36 cyc.Remove 100 MVAR SVC limiter High frequency,50 MVAR Latham SVC-54 MVAR initial
5 sec.Terminate simulation oscillations at Q0706,Min.Boo,-0.35 pu
Q0707 &Q0708 between 0 MVAR at 5 sec.
0.6 and 0.7 sec.Latham 230 voltage
1.11 pu max.post fault
First swing voltages >0.8 pu.System is stable and damped.Note -Foote Creek MTG performance poor due to older technology.The large magnitue,
high frequency oscillations at Q0706,Q0707 &Q0708 WTGs are believed to be due to a limitation with the wtg model used in the dynamics studies.
Many of these disturbances will be simulated in PSCAD for further analysis and verification of results.
Dynamic simulation summary -Cases 8 -10
Disturbance Simulation
Case Timing Event Significant Results Performance
8 Aeolus-Freezeout 230 kV line outage
30 cyc.3 phase Aeolus 230 kV fault,limit SVC to 100 MVAR First swing main grid Acceptable
34 cyc.Clear fault,open Aeolus-Freezeout 230 kV line voltages >0.8 pu
36 cyc.Remove 100 MVAR SVC limiter Latham SVC-54 MVAR initial
5 sec.Terminate simulation Min.Boo,-0.2 pu
22 MVAR at 5 sec.
Latham 230 voltage
1.11 pu max.post fault
First swing voltages >0.8 pu.System is stable and damped.Note -Foote Creek MTG performance poor due to older technology.
9 Aeolus-Shirley Basein #2 230 kV line outage
30 cyc.3 phase Aeolus 230 kV fault,limit SVC to 100 MVAR First swing main grid Acceptable
34 cyc.Clear fault,open Aeolus-Shirley Basin #2 230 kV line voltages >0.8 pu
36 cyc.Remove 100 MVAR SVC limiter Latham SVC-54 MVAR initial
5 sec.Terminate simulation Min.Boot -0.1 pu
55 MVAR at 5 sec.
Latham 230 voltage
1.09 pu max.post fault
First swing voltages >0.8 pu.System is stable and damped.Note -Foote Creek MTG performance poor due to older technology.
10 Shirley Basin-Q0707 230 kV line outage with loss of 251 MW wtg
30 cyc.3 phase Shirley Basin 230 kV fault,limit SVC to 100 MVAR First swing main grid Acceptable
34 cyc.Clear fault,open Shirley Basin-Q0707 230 kV line,trip voltages >0.8 pu
islanded system Latham SVC-54 MVAR initial
36 cyc.Remove 100 MVAR SVC limiter Min.Boo,-0.2 pu
5 sec.Terminate simulation 30 MVAR at 5 sec.
Latham 230 voltage
1.08 pu max.post fault
First swing voltages >0.8 pu.System is stable and damped.Note -Foote Creek MTG performance poor due to older technology.
Dynamic simulation summary -Cases 11-13
Disturbance Simulation
Case Timing Event Significant Results Performance
11 Shirley Basin-Difficulty 230 kV line outage
30 cyc.3 phase Shirley Basin 230 kV fault,limit SVC to 100 MVAR Aeolus 230 kV voltage Poor
34 cyc.Clear fault,open Shirley Basin-Difficulty 230 kV line 1.2 pu max.@ .9 sec.high post-fault voltage swing
36 cyc.Remove 100 MVAR SVC limiter 1.06 pu @ 5 sec.Latham SVC-54 MVAR initial
5 sec.Terminate simulation Min.Boo,-1.0 pu
20 MVAR at 5 sec.
Latham 230 voltage
1.09 pu max.post fault
First swing voltages >0.8 pu.Short duration high Aelous area voltages driven by reactive output of Q0706,Q0707 L Q0708 during "low voltage ride
through"power ramp.System is stable and damped.Note -Foote Creek WTG performance poor due to older technology.
12 Dave Johnston-Amasa 230 kV line outage
30 cyc.3 phase Dave Johnston 230 kV fault,limit SVC to 100 MVAR Aeolus 230 kV voltage Acceptable
34 cyc.Clear fault,open Dave Johnston-Amasa 230 kV line 1.15 pu max.@ .85 sec.
36 cyc.Remove 100 MVAR SVC limiter 1.065 pu @ 5 sec.Latham SVC-54 MVAR initial
5 sec.Terminate simulation Min.Boo,-0.6 pu
15 MVAR at 5 sec.
Latham 230 voltage
1.065 pu max.post fault
First swing voltages >0.8 pu.Short duration high Aelous area voltages driven by reactive output of Q0706,Q0707 L Q0708 during "low voltage ride
through"power ramp.System is stable and damped.Note -Foote Creek WTG performance poor due to older technology.
13 Casper PP-Spence 230 kV line outage
30 cyc.3 phase Casper PP 230 kV fault,limit SVC to 100 MVAR First swing main grid Acceptable
34 cyc.Clear fault,open Casper PP-Spence 230 kV line voltages >0.8 pu
36 cyc.Remove 100 MVAR SVC limiter Latham SVC-54 MVAR initial
5 sec.Terminate simulation Max.Boo,1.15 pu
70 MVAR at 5 sec.
Latham 230 voltage
1.04 pu max.post fault
First swing voltages >0.8 pu.System is stable and damped.Note -Foote Creek MTG performance poor due to older technology.
Dynamic Simulation
Case la -No fault loss of Aeolus-Anticline 500 kV line with 607 MW generator
tripping
34 cycles No fault,open Anticline-Aeolus 500 kV line,trip 200 MVAR shunt
capacitors at Aeolus and Anticline 500 kV subs
40 cycles Trip High Plains wind generation (127.5 MW)
Trip 7 Mile Hill wind generation (118.5)
Trip Q0706 A&B (Ekola Flats)wind generation (249.8 MW)
Dunlap wind generation (111.0 MW)
5 sec.Terminate simulation
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Dynamic Simulation
case 1b -Loss of Aeolus-Anticline 500 kV line with 607 MW generator tripping
30 cycles 3 phase Aeolus 500 kV fault,limit SVC to 100 MVAR
34 cycles clear fault and open Aeolus-Anticline 500 kV line,trip 200 MVAR
shunt capacitors at Aeolus and Anticline 500 kV subs
36 cycles Remove SVC MVAR limiter
40 cycles Trip High Plains wind generation (127.5 MW)
Trip 7 Mile Hill wind generation (118.5)
Trip Q0706 A&B (Ekola Flats)wind generation (249.8 MW)
Dunlap wind generation (111.0 MW)
5 sec.Terminate simulation
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Dynamic Simulation
Case 1c -Loss of Anticline-Aeolus 500 kV line with 607 MW generator tripping
30 cycles 3 phase Anticline 500 kV fault,limit SVC to 100 MVAR
34 cycles clear fault and open Anticline-Aeolus 500 kV line,trip 200 MVAR
shunt capacitors at Anticline and Aeolus 500 kV subs
36 cycles Remove SVC MVAR limiter
40 cycles Trip High Plains wind generation (127.5 MW)
Trip 7 Mile Hill wind generation (118.5)
Trip Q0706 A&B (Ekola Flats)wind generation (249.8 MW)
Dunlap wind generation (111.0 MW)
5 sec.Terminate simulation
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Dynamic Simulation
case 1d1-Loss of Aeolus 230/500 kV transformer with 607 MW generator
tripping
30 cycles 3 phase Aeolus 230 kV fault,limit SVC to 100 MVAR
34 cycles clear fault and open Aeolus 230/500 kV transformer,trip 200
MVAR shunt capacitors at Aeolus and Anticline 500 kV subs
36 cycles Remove SVC MVAR limiter
40 cycles Trip High Plains wind generation (127.5 MW)
Trip 7 Mile Hill wind generation (118.5)
Trip Q0706 A&B (Ekola Flats)wind generation (249.8 MW)
Dunlap wind generation (111.0 MW)
5 sec.Terminate simulation
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Dynamic Simulation
case 1d2 -Loss of Aeolus 230/500 kV transformer with 628 MW generator
tripping
30 cycles 3 phase Aeolus 230 kV fault,limit SVC to 100 MVAR
34 cycles clear fault and open Aeolus 230/500 kV transformer,trip 200
MVAR shunt capacitors at Aeolus and Anticline 500 kV subs
36 cycles Remove SVC MVAR limiter
40 cycles Trip High Plains wind generation (127.5 MW)
Trip Q0706 A&B (Ekola Flats)wind generation (249.8 MW)
Trip Q0707 1&2 (TB Flats 1)wind generation (250.6 MW)
5 sec.Terminate simulation
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Dynamic Simulation
Case 1e -Loss of Anticline 345/500 kV transformer with 607 MW generator
tripping
30 cycles 3 phase Anticline 345 kV fault,limit SVC to 100 MVAR
34 cycles clear fault and open Anticline 345/500 kV transformer,trip 200
MVAR shunt capacitors at Anticline and Aeolus 500 kV subs
36 cycles Remove SVC MVAR limiter
40 cycles Trip High Plains wind generation (127.5 MW)
Trip 7 Mile Hill wind generation (118.5)
Trip Q0706 A&B (Ekola Flats)wind generation (249.8 MW)
Dunlap wind generation (111.0 MW)
5 sec.Terminate simulation
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Dynamic Simulation
Case 1f1-Loss of Bridger-Anticline 345 kV line with 607 MW generator tripping
30 cycles 3 phase Bridger 345 kV fault,limit SVC to 100 MVAR
34 cycles clear fault and open Bridger-Anticline 345 kV line,trip 200 MVAR
shunt capacitors at Anticline and Aeolus 500 kV subs
36 cycles Remove SVC MVAR limiter
40 cycles Trip High Plains wind generation (127.5 MW)
Trip 7 Mile Hill wind generation (118.5)
Trip Q0706 A&B (Ekola Flats)wind generation (249.8 MW)
Dunlap wind generation (111.0 MW)
5 sec.Terminate simulation
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Dynamic Simulation
Case 1f2 -Loss of Bridger-Anticline 345 kV line with 628 MW generator tripping
30 cycles 3 phase Bridger 345 kV fault,limit SVC to 100 MVAR
34 cycles clear fault and open Bridger-Anticline 345 kV line,trip 200 MVAR
shunt capacitors at Anticline and Aeolus 500 kV subs
36 cycles Remove SVC MVAR limiter
40 cycles Trip High Plains wind generation (127.5 MW)
Trip Q0706 A&B (Ekola Flats)wind generation (249.8 MW)
Trip Q0707 1&2 (TB Flats 1)wind generation (250.6 MW)
5 sec.Terminate simulation
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Dynamic Simulation
Case 2 -Loss of Bridger-Point of Rocks-Rock Springs 230 kV line
30 cycles 3 phase Bridger 230 kV fault,limit SVC to 100 MVAR
34 cycles clear fault and open Bridger-Point of Rocks-Rock Springs230 kV line
36 cycles Remove SVC MVAR limiter
5 sec.Terminate simulation
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36 cycles Remove SVC MVAR limiter
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30 cycles 3 phase Standpipe 230 kV fault,limit SVC to 100 MVAR
34 cycles clear fault and open Standpipe-Foote Creek 230 kV line
36 cycles Remove SVC MVAR limiter
5 sec.Terminate simulation
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Case 7 -Loss of Standpipe-Freezeout 230 kV line
30 cycles 3 phase Standpipe 230 kV fault,limit SVC to 100 MVAR
34 cycles clear fault and open Standpipe-Freezeout 230 kV line
36 cycles Remove SVC MVAR limiter
5 sec.Terminate simulation
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Case 9 -Loss of Aeolus-Shirley Basin #2 230 kV line
30 cycles 3 phase Aeolus 230 kV fault,limit SVC to 100 MVAR
34 cycles clear fault and open Aeolus-Shirley Basin #2 230 kV line
36 cycles Remove SVC MVAR limiter
5 sec.Terminate simulation
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34 cycles clear fault and open Shirley Basin-Q707230 kV line
36 cycles Remove SVC MVAR limiter
5 sec.Terminate simulation
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Case 11-Loss of Shirley Basin-Difficulty 230 kV line
30 cycles 3 phase Shirley Basin 230 kV fault,limit SVC to 100 MVAR
34 cycles clear fault and open Shirley Basin-Difficulty 230 kV line
36 cycles Remove SVC MVAR limiter
5 sec.Terminate simulation
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Dynamic Simulation
Case 12 -Loss of Dave Johnston-Amasa 230 kV line
30 cycles 3 phase Dave Johnston 230 kV fault,limit SVC to 100 MVAR
34 cycles clear fault and open Dave Johnston-Amasa 230 kV line
36 cycles Remove SVC MVAR limiter
5 sec.Terminate simulation
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