Spenningskvaliteten har fått et større fokus de siste tiårene, dette har stor sammenheng med utviklingen av mye nytt og følsomt utstyr som kobles til kraftnettet. Utstyr som ofte består av mye kraftelektronikk. Bruk av simuleringsprogrammer vil være til stor støtte ved utvidelser i nettet, dette for å dokumentere at nette vil være innenfor kravene som er gitt i forskrift om leveringskvalitet i kraftsystemet, FoL. Dette kan spare utbygger for store kostnader som kan komme i ettertid av utbyggingen. Simuleringer vil også kunne gi raskere svar på forekomsten av feil med en lav hyppighet, sammenlignet med målinger ute i nettet. For å få en høy nøyaktighet må det kanskje måles over flere år. Ved simulering er det mulig å få svar innen få minutter. For finne ut hvordan situasjonen er i dag med tanke på simulering av leveringskvaliteten, ble det sendt ut en spørreundersøkelse til 123 FASIT ansvarlige i norske nettselskap. Resultatet fra denne undersøkelsen viser at 57 % av de 35 selskapene som svarte på undersøkelsen utførte simuleringer på en eller flere av de fenomenene som er omtalt i FoL. Årsaken til simuleringen er i hovedsak nye tilkoblinger eller ny produksjon. De fenomenene som flest simulerer på er langsomme variasjoner i spenningens RMS verdi, kortvarige over- og underspenninger og spenningssprang. Når det gjelder hvilken type programvare som brukes er det NetBas som er det dominerende programmet, fulgt av PSS/E. NetBas blir brukt i nesten 50 % av alle simuleringer som utføres av selskapene. PSS/E har kun en andel på litt over 10 %. Det er valgt å studere fenomenet spenningsdipp i nærmere detalj. Dette er et fenomen som er årsak til noen av de største kostnadene for et nettselskap etter avbruddskostnader. Det er utviklet et enkelt program i Matlab som gir en stokastisk simulering av spenningsdipp. Programmet baserer seg på Monte Carlo simulering, programmet bruker tre stokastiske variable: feilposisjon, overgangsmotstand og feiltype. Dette gir en fordeling av størrelsen på spenningsdipp ved to samleskinner på en radial. Brukeren taster inn data for linjen og kortsluttningsytelsen til det bakenforliggende nettet. Når det kommer til valg av simuleringsprogram for nettselskap, er det mange faktorer som er viktig å tenke på. Det kan være hvor ofte og omfattende selskapet skal simulere. Små selskaper kan være tjent med å leie inn konsulenttjenester for å gjøre jobben. Siden det vil kreve god kompetanse og stadig oppdatering for å kunne utføre slike simuleringer effektivt. Dette er også tilbakemeldinger som kom i forbindelse med spørreundersøkelsen. Et større selskap bør kunne se på muligheter for integrering mot eksisterende NIS systemer der alle data for nettet ligger lagret. Dette vil gjøre det enklere å få tilgang på inngangsdata. For å studere enkelte transiente fenomen vil det kreves en detaljert elektrisk modell av enkelte komponenter. Dette kan medføre en høy brukerterskel på mange programmer, særlig der modellen må bygges opp fra grunnen av.

Tromsø by er under konstant utvikling, både når det gjelder økning av innbyggertall og etablering av ny industri. Formålet med oppgaven er å utvikle en nettutviklingsplan for 11 kV distribusjonsnett forsynt fra Gimle transformatorstasjon for perioden 2010 til 2030 (analyserperioden). Gimle transformatorstasjon er lokalisert på Tromsøya Nord og er en svært viktig stasjon på Tromsøya da den blant annet forsyner Universitetssykehuset og universitetsområdet for øvrig samt Breivika Havn. Kraftnettet tilhører Troms Kraft Nett (TKN). I dag er transformatorstasjonen nesten full-lastet og det trenges mer effekt og energi i området. For å analysere hva morgendagens behov medfører, har en foretatt en teknisk /økonomisk analyse av nettet og fremtidige belastninger i området. Det er foretatt lastflytanalyser, tapsanalyser, og analyser av ikke levert energi (ILE). Drift og vedlikehold er ikke tatt med i analysen. Det er antatt full forsyningskapasitet fra det overliggende nettet i analyseperioden. Nettanalysene er utført i NetBas og benyttes videre for beregning av investerings-, taps-, og avbruddskostnader for alternativene. Det er summen av disse kostnadene for hvert alternativ som minimeres og alternativene rangeres etter totale kostnader i analyserperioden. Det foreligger med dagens prognoser en forventet lastøkning i størrelsesorden 15,5 MW i tillegg til en generell lastøkning i nettet som forsynes av Gimle transformatorstasjon. For å imøtekomme belastningsøkningen må det iverksettes tiltak. Det er gjort analyser på tre hovedalternativer for å se hvilket som er best egnet for å møte belastningsøkningen: 1.Reinvestere og utvide Gimle transformatorstasjon 2.Ny transformatorstasjon i Breivika havn 3.Ny transformatorstasjon nord på Tromsøya I hvert alternativ er det også tatt med kostnader som er felles for alternativene og som kommer uavhengig av hvilket alternativ som blir gjennomført. Det er reinvestering av kabler og fordelingstransformatorer, samt reinvestering av kontrollanlegg i Gimle transformatorstasjon. Disse har eller vil i løpet av analyseperioden overstige antatt teknisk levetid. Resultatene er delt opp i to forskjellige kategorier. Rimeligst alternativ og teknisk beste alternativ. Det er hovedalternativ 2, Ny transformatorstasjon i Breivika havn, med én krafttransformator og to kabler til eksisterende nett og en kabel til Solneset i 2016 som kommer rimeligst ut i forhold til totale kostnader i analyseperioden. Kostnaden er beregnet til 99 650 kkr. Det må bemerkes at dersom en monterer to krafttransformatorer med en gang vil dette føre til en økning av totale kostnader på ca 690 kkr. Det er usikkerhet om beregning av KILE kostnader er utført på optimal måte og det anbefales å montere to transformatorer med en gang siden dette er en bedre teknisk løsning. Differansen i totale kostnader mellom det å ha én kontra to krafttransformatorer er mindre enn differansen i investeringskostnadene, dette er på grunn av mindre taps- og forventede avbruddskostnader for alternativet med to krafttransformatorer. Betraktes beste tekniske løsning er det hovedalternativ 1, Reinvesterer og utvide Gimle transformatorstasjon, med 4 kabler til Breivika Havn samt 2 kabler til Solneset Boligfelt og ny ekstra krafttransformator T3 i Gimle, som er rimeligst løsning. Totale kostnader for alternativet er beregnet til 103 900 kkr. Det er vanskelig å komme med en entydig anbefaling av hvilket hovedalternativ som bør gjennomføres. Alternativene er like gode og differansen i totale kostnader mellom de forskjellige alternativene er liten. Det er derfor ingen alternativ som skiller seg direkte ut. Det anbefales i tillegg at det utføres mer inngående analyse av pålitelighet og teknisk tilstand for de forskjellige alternativene. Belastningsutviklingen må følges opp kontinuerlig og før en iverksetter investeringer må det undersøkes om forutsetningene har endret seg. Det er også viktig i en slik sammenheng å se nærmere på lokalisering, tomtekostnader, adkomst m.v. Dette inngår bare i svært begrenset grad i oppgaven.

Ved dimensjonering av tverrsnitt på elektriske ledere i et lavspenningsanlegg er det flere faktorer man må vurdere. Blant annet vil skjevlast og ulinearitet i lastene i TN-anlegg medføre strømmer i N-leder. Utstyr med mye elektronikk forårsaker store og små overharmoniske strømmer, noe som er grunnen til at lastene vil få ulineære strømmer. I NEK400 er det angitt en metode for hvordan det skal tas hensyn til slike harmoniske strømmer i N-leder. Denne oppgaven har sett på teorien bak de harmoniske strømmene. Hvordan de oppstår, hvilke konsekvenser de kan ha, og hva som kan gjøres for å redusere dem. Det ble videre gjort tester på forskjellig utstyr som vi vet har større harmoniske bidrag, og i tillegg ble det gjort målinger av utvalgte bygningstyper. Målingene viser at datamaskiner er en veldig stor bidragsyter til harmoniske strømmer, og at bærbare maskiner er verre enn stasjonære maskiner. Det ble sett på maskiner fra de siste 3 tiårene, og i de siste årene har det vært en kraftig forbedring. Det ble målt THDf helt ned i 68,1% (bærbare) og 17,0% (stasjonære) på de nyeste maskinene, i motsetning til på eldre maskiner med THDf helt opp mot 200%. Av lyskilder for hjemmebruk ble det påvist at de lyskildene som sannsynligvis vil bli mest brukt i fremtiden, sparepærer og LED, inneholder mye mer harmoniske strømmer enn glødepærer og halogenpærer som er mest brukt frem til i dag. Dette vil nok likevel overskygges av alle de andre fordelene man får ved å velge energisparende lyskilder. Problemer rundt harmoniske strømmer er uansett ikke veldig store i vanlig husholdning. Det ble i tillegg påvist at overgangen fra konvensjonell til elektronisk forkobling på lysrør har medført en merkbar nedgang i de harmoniske bidragene. Det ble også sett på damplamper til veibelysning, og med tanke på harmoniske strømmer var det ingen stor forskjell på om man velger høytrykksnatrium eller metallhalogenpærer. Da er det større mulighet for å finne forskjeller i de forskjellige forkoblingene. Det ble sett på tre forskjellige bygningstyper; undervisningsbygg, helsehus og kulturhus. Både undervisningsbygg og helsehus viste, som forventet, at yrkesbygg i disse kategoriene inneholdt lyskurser med harmoniske bidrag som var helt i grenseland for behov for reduksjonsfaktor ved dimensjonering. Stikkontaktkurser til datautstyr hadde store bidrag av harmoniske strømmer, med et påfølgende behov for bruk av reduksjonsfaktor ved dimensjonering. I kulturhus er det spesielt lys- og lyd-kursene som skiller seg ut fra andre typer bygg. Målingene fra scenelyskursen viste at det vil være store forvrengninger i strømmen, og at man i høyeste grad må ta hensyn til dette ved dimensjonering. Målingene på Studentersamfundet i Trondhjem (kulturhus) ble utført på IT-nett. Dette gjorde at disse falt litt utenfor hovedfokuset på oppgaven, som var overbelastning av N-leder. Det ble derimot oppdaget et overraskende fenomen. Alle odde trippelharmoniske var nesten helt kansellerte, mens det var store bidrag fra de andre harmoniske. Et laboppsett for målinger på IT-nett ble derfor satt opp. Her ble det konkludert med nettopp at, odde trippelharmoniske strømmer i et IT-nett vil kansellere hverandre i tilførselskabelen i et symmetrisk belastet anlegg. Men selv om disse er kansellerte i trefasekabelen finner vi dem likevel i selve lastene. Og strømmen i lastene blir ikke påvirket av usymmetri i anlegget, selv om det ser slik ut på tilførselskabelen.

I denne rapporten er synkrongeneratorens dynamiske oppførsel studert ved direkte faseavbrudd på tre-fase overføringslinjer i regionalnettet, via datamaskinbasert modellering og simulering. Ved feil studeres virkningen av spenningsregulator basert på statisk magnetisering, ulike typer turbinregulatorer, forskjellige koplingsgrupper for transformatorer og tiltak som dempetilsats (PSS). Bakgrunnen for denne oppgaven baserer seg på et reelt tilfelle med faseavbrudd som oppstod i regionalnettet til NTE den 7. mars 2008. Dette førte til at synkrongeneratorene tilknyttet 66 kV nettet fikk ukontrollerte effektpendlinger. Utfordringer ved faseavbrudd i kraftsystemer, uavhengig av om det er på overføringslinjene eller i elektriske komponenter, er kjent innenfor drift av kraftsystemet. Statistikk fra *FASIT for hele Norge i perioden 2001-2004 viser at av 37163 driftsforstyrrelser var 2073 faseavbrudd. Til tross for dette har det ikke vært mulig å finne relevant litteratur som detaljert beskriver den elektromekaniske oppførselen til synkrongenerator ved direkte faseavbrudd på en av fasene ved tre-fase kraftoverføring. Som en del av arbeidet er det etablert en simuleringsmodell av R-nettet til NTE i tillegg til et antall forenklete modeller. Det er foretatt simuleringer som viser endringene som funksjon av tiden i aktiv effekt, polhjulsvinkel, spenning og strøm på synkrongeneratorer ved faseavbrudd. Resultater fra simuleringene i de forenklete modellene viser at et faseavbrudd ikke nødvendigvis medfører ukontrollerte effektpendlinger. Det viser seg at synkrongeneratoren kan svinge seg inn mot et nytt arbeidspunkt i en driftssituasjon med varig faseavbrudd. Ulike regulatorer sammen med total systemimpedans, koplingsgruppe for transformatorer og lastforbruk avgjør hvor stabilt systemet blir. Resultater for simuleringene av R-nettet viser at faseavbrudd, tilsvarende det som oppstod i 2008, gir ukontrollerte effektpendlinger. Dempetilsats (PSS) er innført som tiltak, og det er vist at denne kan være i stand til å dempe pendlingene i startfasen slik at de ikke utarter seg til udempete svingninger. *FASIT – Feil og AvbruddsStatistikk I Totalnettet – Referansegruppe for feil og avbrudd ble opprettet 13.03.1996 og består av representanter fra NVE, Statnett og EnergiAkademiet (EBL). I tillegg er Lier Everk, Troms Kraft Nett AS, Istad Nett AS og Sintef Energiforskning for tiden representert. www.fasit.no

The increased demand of offshore power conversion systems is driven by newly initiated offshore projects for wind farms and oil production. Because of long distances to shore and inaccessibility of the equipment long repair times must be expected. At the same time the offshore environment is extremely harsh. Thus, high reliability is required for the converters and it is important to have good knowledge of the switching devices. This thesis investigates switching characteristics and losses of commercially available IGBT modules to be used for this application. It focuses on switching time and switching energy losses depending on gate resistance, current and voltage levels, operation temperatures, and show differences between several devices of the same type. Some test show how device characteristics and losses when the device has been exposed to stress over a certain period.

This Master’s Thesis work deals with the development of improved hydro turbine models for the evaluation of a hydraulic power generating system performance in response to small disturbances in power system analysis tool. These improved models must be able to reflect the possible interaction between the hydraulic system and power system in the computer simulations of a power plant equipped with Francis turbines.The accuracy of a Hydraulic Power Generating System is studied by means of analysis of the dynamic behaviour of different models of the hydraulic machine and conduit system. The stability study of different models for Synchronous Machines and Turbine Governing System are beyond the scope of this work.Appropriate representations of the hydraulic turbine and conduit system are developed in various models of varying degrees of detail. Firstly, nonlinear models for a simple turbine without surge tank considering the inelastic and elastic travelling wave effects have been developed. After that, nonlinear models considering the inelastic and elastic travelling wave effects for a turbine with surge tank for Hydropower Systems with long length penstocks are implemented. Finally, the nonlinear models for a turbine with long length penstocks are linearized at an operating point considering both the nonlinear turbine characteristics and the travelling wave effects.The Master’s Thesis work is divided into three parts. The first part, comprising Chapters 2 to 8, reviews the physical characteristics and mathematical models of the components of a hydraulic power generating system. The influence of each component of the power system by means of appropriate mathematical models is essential for the understanding of system stability. The second part, comprising Chapters 9 to 11, deals with the dynamic study of the system stability characteristics of the different hydraulic power generating system models implemented in SIMPOW and LVTrans. Finally, the third part, Chapter 12 and Chapter 13, presents the discussion of the simulation results of the hydroelectric power system models, and draws general conclusions on this work and suggests possibilities for the approach further work, respectively.It was concluded that approaches based on nonlinear and linear models including the elasticity of the conduit system and the nonlinear turbine characteristics extracted from the Hill Charts, are the most accurate models for any acceptable study of the interaction between hydraulic system and power system.The study of dynamic performance and interaction between the hydraulic system and power system of these extended linear and nonlinear models including the elastic water hammer effect and varying the nonlinear characteristics of the hydraulic turbine must be studied in detail.

Statnett wants to increase the transmission capacity in their 300 kV overhead lines by upgrading the operating voltage to 420 kV. To make this possible some modifications must be done. Insulator strings have to be elongated by two to four insulators and the air clearances must be checked. EN standards provide guidelines for how to calculate the air clearances adequately to provide required safety margins.It turns out that the formulas given by the standards provide greater safety margin than appropriate for upgraded transmission lines. By finding new proper safety margins, several towers which otherwise would have to be rebuilt to fulfill the requirements for clearances, can stay unmodified. When considering the number of towers in an average transmission line, there is obviously a great potential for saving money by putting some effort looking into proper minimum air clearances. By reduce the air clearance by approximately 10 cm, 6.5 mill. NOK were spared in a 65 km transmission line. It is therefore desirable to calculate the air clearances on the basis of smaller safety margins than described in the standard, but which is still within acceptable safety limits. In the formulas for minimum distances, the statistical withstand voltage U50%, gap-factors and altitude factors are examined for the cases of operating voltage, switching impulse and lightning impulse.Discrepancies between test results from a laboratory work conducted by STRI and calculations based on the EN standard of U50%, have been discovered. Tested U50 for switching impulses are 5–9 % higher than U50 from the standard. The same applies for lightning impulses where the tested value is 12 % higher than the standard. This gives reason to assume the standard to be somewhat conservative.Further, discrepancies are found between the standard EN 50341 that says that the gap factor when an insulator is present is the same as if no insulator is present, and Cigré report 72, which says that the gap factor should be corrected for the presence of insulators. Correction for insulators will lead to a lower gap factor i.e. lower break down strength along the insulator string than in the rest of the air gap. It turns out that the combination of rain and insulator string reduce the gap factor and thus, the withstand strength in the cases of switching impulses in the order of 6-13 % for V-string insulators and 20-34 % for I-string insulators and for continuous power frequency voltage in the order of 25 % for V-string insulators and 33-40 % for I-string insulators.Rain has no influence on the withstand strength of I-strings or V-strings exposed to lightning impulses.Several previous researches [1][2] shows the same tendencies of lack of correlation between U50 and gap factors when air gaps with insulator strings are exposed to lightning impulses. Thus, the gap factor is not sufficient to describe the discharge characteristics of air gaps with insulator strings exposed to lightning impulses.It is found that the air gap between phase and guy wire has approximately 7 % greater withstand strength than over the insulator string in a tower window. This additional safety margin is a desirable property in terms that the guy wires are the weakest point of a tower. This should however be verified by full-scale laboratory tests as this is mainly valid for the case of only the conductor-guy wire gap without the presence of the other air gaps that represent the tower window.

Bakgrunnen for dette prosjektet er det økte behovet for rehabilitering og oppgradering av vannkraftgeneratorer både i Norge og i resten av Europa. Behovet er basert på den store usikkerheten med å fastslå gjenstående levetid for aldrende generatorer, samtidig som at konsekvensene ved et havari ofte vil være store. Kostnadene ved en rehabilitering vil normalt være betydelige lavere enn ved et eventuelt havari. I tillegg kan endret drift og kjøremønster stille nye krav til generatorene. For å kunne gjennomføre beregninger i forbindelse med en rehabilitering eller oppgradering er det nødvendig med et beregningsprogram. Uten et slikt verktøy blir beregningsprosessene meget tidskrevende og uhåndterlige. Siden slike beregningsprogram ikke var tilgjengelige ble det nødvendig å utvikle et eget beregningsprogram. Programmet GenProg ble derfor utarbeidet med utgangspunkt i formelverket fra høstprosjektet [1]. GenProg er basert på et bredt teoretisk grunnlag og dekker de elektromagnetiske aspektene ved konstruksjon av en synkrongenerator.For å kontrollere påliteligheten til GenProg ble resultatene fra programmet sammenlignet med testresultater fra produserte maskiner. Denne sammenligningen viser at beregningene fra GenProg stemmer godt med de oppgitte verdiene. Det anbefales at før GenProg tas i bruk bør Vedlegg 1 - Oppstartseksempel GenProg og kapittel 3 - Programforklaring leses grundig. Dette for å øke forståelsen for hvordan programmet fungerer, og dermed sikre best mulige resultater fra beregningene.Videre ble det gjennomført oppgraderinger av to maskiner fra 50- og 60-tallet. Maskin 1 er en motor/generator med 14 poler og en merkeeffekt på 14 MVA. Maskin 2 er en elvekraftgenerator med 44 poler og en merkeeffekt på 27 MVA. Det ble undersøkt forbedringspotensialet ved bytte av statorvikling, bytte av statorblikk, endring av spenning og sportall og ved å øke maskinens utnyttelsessiffer. Resultatene viser at den største virkningsgradsøkningen kommer ved bytte av statorvikling og statorblikk. For viklingen kommer forbedringen av mindre isolasjon og følgelig større kobberareal i sporet. For blikket er det hovedsakelig reduksjonen av de relative tapene som utgjør forbedringen, men også muligheten for å endre for eksempel tannbredde, sporhøyde og kjølekanalene øker forbedringsmulighetene. For maskinene som ble undersøkt i dette prosjektet ga en økning i spenning liten eller ingen gevinst. Det samme gjelder for sportall, dersom sportallet ikke økes sammen med spenningen. Dersom statorvikling og statorblikk byttes vil dette føre til en svært lite belastet maskin. Det anbefales at dersom generatorene oppgraderes bør muligheten for økning av ytelse undersøkes, selv om dette i mange tilfeller forutsetter bytte av feltvikling.

This work deals with analyses of the control for a subsea drive with multilevel inverter. The use of those drives have become the new trend for using of pumps/compressors at minor oil and gas reservoirs located far away from existing platforms.It is developed a general model for analyzing a variable speed drive with a multilevel inverter with the objective to verify the response of two control methods for a specific application.The simulation model is used to identify the performance of both methods in terms of speed response, torque ripple and transient behavior.Simulation models for multilevel inverter, induction machine and both control techniques are developed. A multilevel inverter and an induction machine have been used as prototypes. The design of the controllers has shown that the whole performance of the two control schemes is comparable. Those models are developed using PSIM simulation tool.Most of the results are related to the performance of the speed, torque ripple and transients behavior of both control methods when a 3kW 460V squirrel cage motor is fed from a cascaded H-bridge inverter.The main difference between the two control methods can be noted in the sensitivity of the parameters and the torque ripple. The implementation of them demands accurate information on motor parameters. However, parameters such as rotor and stator resistances may vary during operating conditions due to the temperature. In that sense, modified direct torque control may have a better performance for practical implementations. However for applications where the estimation of the torque is very important, indirect field oriented control may have better results.

The objective of this thesis work was to study the stability of a distribution network with several distributed generators (DGs) considering different types of regulators in the DGs and loading conditions. The distribution network under study, Øie – Kvinesdal, is a 57 km long radial feeder. It contains 8 distributed generators; seven synchronous and one induction generator. The largest generator has 10.3 MW rated power and the lowest has 0.25 MW rated power. The first and last generators are located 7.3 km and 45 km away from the 106/22 kV transformer respectively. Four of the synchronous generators are located on the same side branch.Four cases were studied with three different total active power production levels, two medium and one maximum production levels, and two different network loading conditions, high and low load.In each case, five different types of disturbances were created to analyse the dynamic response of the distribution network. The disturbances are synchronous generator disconnection, change in load, change in system voltage, short circuit fault, and disconnection of the 22 kV feeder from the HV network. Five different scenarios of synchronous generator disconnections were studied; disconnecting the largest four one by one and disconnecting the smallest three at the same time. Two different scenarios of load changes were studied. The first one is a step change in load either from high load to low load or from low load to high load depending on the initial loading condition of the network. The second type of change in load is disconnection of loads in one area which account to 66% of the total loads in the system. Change in system voltage was created by a 2.5 % step up on the swing bus voltage. The pre-disturbance linear analysis result showed that controllers connected to the smallest generators have strong relations with the least damped eigenvalues. The case with maximum generation and low loading had very low damped oscillations; as low as 6% damping ratios. Selecting appropriate regulator gain constants plays vital role in the distribution system’s small signal stability. There are some eigenvalues with imaginary part as high as 11 Hz. This is due to the low inertia of the distributed generators.The generators in all cases were able to regain synchronism after disturbances caused by disconnection of synchronous generators, change in load and system voltage. This is because the distribution network is connected to a strong high voltage network. But not all studied scenarios had terminal voltage and power factor within the allowed range in their post-disturbance steady state. Depending on settings of reactive power and over voltage relays, and how quickly a new set point is calculated for the excitation system controllers, a cascade of faults may occur. This could lead to instability. Relays were not included in this study.The critical clearing time for the case with maximum production and low load was the shortest because the distribution network had high voltage and the DGs were operating with their rated capacity in the pre-disturbance steady state. The distribution network was not able to reach new steady state, and be able to operate in island mode after disconnection of the feeder from the HV network with the turbine and governor models used.