Denne oppgaven søker å undersøke egenskapene til det nye isolasjonsmaterialet syndiotaktisk polypropylen (sPP) knyttet til elektrisk trevekst ved sammenligning med det mer brukte materialet isotaktisk polypropylen (iPP). For å belyse temaet er det gjort en bakgrunnsstudie av elektrisk trevekst knyttet til partielle utladninger (PD), treform, overflateutladninger(tracking) og mekanisk belastning. Undersøkelsesmetoder som har blitt utformet og benyttet er spenningssetting av nål-plategap med digital filming av treveksten, og høyspent måling av resistiviteten til ulike trekanaler i sPP og iPP. Hovedpunkter for undersøkelsene har vært initieringstid, vekstrate, tid til jord og tid til gjennomslag, samt definering av tretype, og resistivitet.Datamaterialet er basert på i alt 64 tester og det finnes til sammen ca 290 timer med video- og bildeopptak av elektrisk trevekst i iPP og sPP.Følgende hovedkonklusjoner kan trekkes fra studien:•Betydningen av hulrom ved nålespissen for nål-plategap prøveobjekt er antydet å være typen trevekst i form av tykkelse på trekanalene. Resultatene tyder på en middels sterk sammenheng mellom denne parameteren sammen med spenningsnivå som definerende for type trevekst i form av en eller flere trekanaler i kontakt med jord ved gjennomslag.•Hulrom ved nålespissen har vist en sterk tendens til å påvirke antall trekanaler mot jord for 9 og 11kV, men ikke 7 og 13kV, altså gjelder det i kombinasjon med spenningsvariasjoner. Det er ikke avdekket noen tydelig sammenheng mellom omfanget av jordveksten og hulrom.•Hulrom ser ikke ut til og nevneverdig påvirke tid til jord og tid til gjennomslag i sPP, om noe så ved å forlenge levetiden noe. •Resultatene viser ingen tydelig sammenheng mellom hulrom og initieringstid i sPP.•Initieringstiden i sPP tenderer mot å være lengre enn i iPP.•Den gjennomgående tendensen i resultatene er at elektrisk trevekst vokser raskere i sPP enn i iPP. Dette gjelder både tid til treveksten når jord, og tid til gjennomslag. •I motsetning til nevnte tendens har sPP vist generelt bedre verdier ved 9kV enn iPP. •Resultatene fra resistansmålingene av trekanaler i sPP var inkonsekvente. Forsøksmetoden krever videre utvikling og større prøvemengder.

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.

Denne rapporten gjengir det arbeidet som er gjort i forbindelse med uttredelsen av muligheten for Skagerak Energi AS å bygge sitt egent PLS styrt kontrollanlegg til deres mange småkraftverk.Oppgaven gikk ut på å programmere en PLS, bygge et kontrollanlegg med komponenter ogsimulere et kraftverk for å sjekke om konfigurasjonen virket og om det var en reell mulighet for selskapet å bygge sitt eget kontrollanlegg. En Siemens PLS ble programmert til å være den overordnede styringsenheten i anlegget som tok seg av målinger, start- og stoppsekvensene, pumpestyringer og kommunikasjon med de resterende komponentene i anlegget. I tilegg ble en touch skjerm anskaffet og programmert til å vise diverse skjermbilder med relevant informasjon for kraftverksoperatøren. En aggregatregulator fra Hymatek AS tok seg av synkronisering, turbin- og spenningsregulering og et Siemens Siprotec vern ble benyttet.For å simulere et kraftverk ble det benyttet en aggregatsimulator som var innebygd iaggregatregulatoren til Hymatek AS og en Sverker ble benyttet til å teste vernet.

The performance of different current controller structures for Voltage Source Converters (VSC) under weak grid conditions caused by large grid impedance is investigated. The VSC is synchronized to the grid by a Phase Locked Loop (PLL). Current control techniques and PLL techniques for handling both symmetrical and asymmetrical conditions are presented and discussed. The investigated current control structures are; the conventional Proportional Integral (PI)-controller in the synchronous rotating reference frame, dual PI-controllers implemented in positive- and negative-sequence rotating reference frame, the Proportional Resonant (PR)-controller in the stationary reference frame, the phase current hysteresis controller, and a space vector base hysteresis controller in the synchronous rotating reference frame. The PLL-techniques used for synchronization are; a conventional synchronous rotating reference frame PLL, a PLL with notch filter, and a Decoupled Double Synchronous Reference frame PLL (DDSRF-PLL).The different current control strategies and PLL-techniques are studied by simulations. The results show how large grid impedance can influence the dynamic response of the system and how the interaction between the PLLs, the current controllers and the large grid inductance can even trigger instability when the voltage measurements are highly influenced by the operation of the converter. The PI-controllers in the synchronous rotating reference frames are particularly sensitive to oscillations that can be reinforced when the measured voltage feed-forward terms are used in the control system. The response of the PR-controller is instead slowed down by the interaction with the PLL, while both the hysteresis controllers are quickly tracking the reference value as long as the interaction with the PLL is not leading to instability.Operation under asymmetrical weak grid conditions are investigated for current controllers that exploit PLL techniques designed to remove the oscillations that occur in the positive sequence reference frame voltage during unbalanced grid voltage. The simulations show that the DDSRF-PLL has a shorter transient period than the PLL with notch filter, but with a small steady state 100 Hz oscillation under the weak asymmetrical grid conditions.The results indicate that the tuning of the PLL is of large importance for the stability of the control system, and that a slower PLL can lead to less interaction with the current controllers at the cost of a slower and less accurate dynamic overall control performance.

Hensikten med oppgaven har vært å undersøke behovet for forskjellige funksjoner som bør implementeres i en standardpakke for smarthus rettet mot funksjonshemmede. Det ble bygget en modell med det utstyret som var tilgjengelig og vurdert om det var andre komponenter på markedet som kunne ha vært aktuelle å bruke. Behovsanalysen ble basert på to rapporter utgitt av Sosial og Helsedepartementet og egne vurderinger. Det ble utarbeidet et spørreskjema som grunnlag for intervjuer av personer i målgruppen. Denne informasjonen ble ikke tatt med i analysen, av den grunn at personene som ble kontaktet ikke representerte den ønskede målgruppen. Behovsanalysen ble lagt til grunn for funksjonsvalgene for modellen. Modellen bestod av KNX kompatible komponenter og ble programmert i ETS3. Med fokus på å bruke funksjonene og programmere modulene på en smart måte, viste det seg at modellen imøtekom de aller fleste kravene fra behovsanalysen. For å tilfredsstille alle kravene, er det nødvendig til å bruke nye avanserte moduler for dette formålet. Nye moduler kan erstatte de som ble brukt, med det resultat at antallet moduler kan reduseres, men fortsatt opprettholde funksjonaliteten i modellen.

Arbeidet som presenteres i denne rapporten er utført i samarbeid med Energiselskapet Buskerud (EB). Oppgavens formål har vært å utarbeide en generell metode for å minimere kostnader knyttet til reaktiv effektflyt i regionalnettet og deretter benytte denne metoden for å optimalisere reaktiv effektflyt i regionalnettet eid av EB. Regulering av reaktiv produksjon i kraftstasjoner og installasjon av kondensatorbatterier er vurdert som mulige tiltak for å endre den reaktive effektflyten. Disse tiltakene medfører kostnader i form av aktive tap i generatorer eller på grunn av kostnader til installasjon av kondensatorbatterier. Reaktiv effektflyt bidrar til kostnader i form av nettap og reaktivt uttak fra sentralnettet tarifferes av Statnett. I optimaliseringen tas det sikte på å minimere summen av disse fire kostnadselementene. Faste kostnader ved installasjon av kondensatorbatterier fører til at optimalisering av reaktiv effektflyt er et diskret optimaliseringsproblem. Optimaliseringen er derfor utført ved bruk av genetisk algoritme, en optimaliseringsmetode som ble antatt å fungere godt for diskrete problemer. Ved optimalisering med genetiske algoritmer er det ikke mulig å fastslå med sikkerhet at optimal løsning blir funnet, og det er derfor knyttet noe usikkerhet til resultatene. Et optimaliseringsprogram ble programmert i Matlab, og programmet Matpower 3.2 ble implementert i optimaliseringsprogrammet for å utføre lastflytberegninger. Resultatene fra optimaliseringen var konsistente og ga en klar kostnadsreduksjon i forhold til dagens drift. Dette tyder på at optimalisering med genetisk algoritme fungerer godt for denne problemstillingen. Beregningstiden for de største optimaliseringene var rundt 5 minutter. Optimalisering av reaktiv effektflyt ble gjennomført for to deler av regionalnettet i Nedre Buskerud. I begge nettene er det i dagens drift noe reaktiv produksjon i kraftstasjoner, men det er også et betydelig reaktivt uttak fra sentralnettet. Begge analysene viste at reaktiv produksjon i nettet bør økes i forhold til dagens nivå, først og fremst på grunn av store besparelser ved redusert reaktivt uttak fra sentralnettet. Også reduserte nettap bidro til kostnadsreduksjonene. Kostnadene kan reduseres betraktelig ved å øke reaktiv produksjon i kraftstasjonene i nettet, men størst kostnadsreduksjon oppnås ved installasjon av nye kondensatorbatterier. Optimaliseringen ble utført for ulike priser på sentralnettsuttak, og resultatene viste at prisen på reaktivt uttak fra sentralnettet må reduseres til under 10 kr/kVAr for at slikt uttak skal være lønnsomt. I dag er prisen på 25 kr/kVAr. Dette viser at konklusjonen om at reaktiv produksjon bør økes for å unngå reaktivt uttak fra sentralnettet er robust for endringer i sentralnettsprisen. I nettet mot Kongsberg ga et kondensatorbatteri på 8 MVAr i Glabak en maksimering av kostnadsreduksjonen. Denne investeringen har en internrente på 10 %. I nettet mot Modum ga kondensatorbatterier på 6,5 MVAr i Hokksund T2 og 9 MVAr i Hovde maksimal kostnadsreduksjon. Den samlede investeringen har en internrente på 12 %. I en eventuell videreføring av arbeidet i denne rapporten kan det være aktuelt å teste optimaliseringsprogrammet for større problemer. Optimalisering med genetisk algoritme kan også brukes i andre nettrelaterte problemstillinger. En mer detaljert behandling av reaktiv produksjon i generatorer vil kunne gi forbedret datagrunnlag for optimaliseringen, og dette bør derfor vurderes i det videre arbeidet.

Several power transformers has, during the last two decades, broken down due to the copper sulphideproblem. Corrosive sulphur reacts with the copper conductor contaminating the surroundinginsulating paper. To this day there are no reliable nondestructive methods to detect copper sulphidecontamination in a power transformer.Dielectric frequency measurement is a nondestructive tool used in the transformer industry. Themeasurements can give important information about the condition of the transformer insulation. Inthis master thesis the usage of dielectric frequency measurement as a tool to detect copper sulphideon insulation paper has been investigated.The task has been divided into two subtasks:•Subtask I: Develop and test different methods to create and classify copper sulphide contamination on paper samples.•Subtask II: Examine the dielectric frequency response of the contaminated samples as a function of copper sulphideSolution and results for Subtask IFor sample creation two methods were used:•Creating samples out of paper strips taken from existing transformers•Growing copper sulphide on paper in the laboratory for three, ffve, eleven and fourteen daysFor copper sulphide classiffcation three methods were used:•Resistance measurement•Area percentage calculation•Classiffcation by the number of days grown.For sample creation the growth of copper sulphide samples seemed to be the better choice as the gapsbetween the samples of strips gave large uncertainties in the dielectric frequency response. The growthvaried in some extent and days of growth some times became insuffcient in classifying degree of coppersulphide. Good connection between the copper and paper may be an important factor, and the sizeof the samples is recommended to be kept small. For all samples, contamination got heaviest at theedge. For the samples grown for fourteen days the paper became too fragile for dielectric frequencytesting.The resistance measurement classiffcation method seemed to be the best choice, as it could copewith large variations in the contamination. The area percentage calculation method worked undervery limiting conditions as the contamination had to be of a certain brightness level and with lowvariations in colour. The classiffcation due to days of growth came too short as the contaminationbetween ffve and seven days were not that signiffcant. Larger time intervals can be a solution.Solutions and Results from Subtask IIDielectric frequency measurements were tested with two separate equipments:•The Insulation Diagnostic Analyser: Frequency range: 1mHz-1kHz•.The Alpha-Analyser: Frequency range: 100Hz-1MHzAll tests where performed in equilibrium with air humidity at the time of testing.The gaps between the strips, used in the samples, gave a substantial effect to the dielectric frequencyresponse. This effect was clearest at the lower frequencies, but some effect can also be seen inthe higher region. At the lower frequencies the results gave no indication of any effect in the dielectricresponse due to copper sulphide. However, the gap effect may have concealed the effect, and testingwithout gaps is recommended.At the higher frequencies the grown copper sulphide samples gave some variations in the dielectricfrequency response. The variations in results also occurred between samples with the same creationconditions. This may still indicate a relation between copper sulphide and dielectric response at higherfrequencies. Even with the large deviations there were, at frequencies above 100kHz, a steeper increasein losses for the contaminated samples. Of the grown samples created only samples of ffve and sevendays growth were tested. This gives a limited research foundation and further investigation is needed.Conclusions and Future WorkIn general there might be a correlation between copper sulphide and dielectric frequency measurement.Growing samples has turned out to work well as the test object provider. By combining days of growthwith resistance measurements the classiffcation of the contamination should be suffcient. However,more research is absolutely needed and some suggestions for further work are as follows:•Dry the samples to minimise the water effect on the dielectric frequency measurement.•Creating a new smaller sample cell for the Insulation Diagnostic Analyser, so the sample size can be reduced and sample without gaps can be run in the lower frequency range.•Increase the time gap between the samples grown to get larger differences in contamination, and reduce the effect of variations.•Reducing the temperature may be a way to increase days of growth. However, in this case more research on the temperature dependencies of copper sulphide growth is needed.

Stability of a power system is vital for its reliable operation and maintaining system stability has been a big challenge for engineers over the years. One way of improving system stability is the use of power system stabiliser (PSS). Its main function is to add damping to the generator rotor oscillation by modulating the generator excitation so as to develop a component of electrical torque in phase with the rotor speed deviation. In Ghana, two power stations have their generators equipped with PSS but none of the PSS are activated. The main objective of this study is to assess how the stability of the power system of Ghana can be improved by activating the power system stabilizers (PSS) on the excitation system of some of the generating units. To effectively perform the study the following questions had to be answered.To what extent will the activation of the PSS on some generating units affect the overall system dynamic performance?Where in the power system should the PSS be activated?To what extend can the PSS reduces system oscillation? What improvement can be made to the power system to optimise the performance of the PSS?Data of Ghana and the interconnected systems were first collected, reviewed and all the systems were modelled using PSSE program. Steady state stability studies were then performed to identify the inadequacy in the system during steady state operations. Five base cases including peak and average load condition with and without contingency were used for this study. Dynamic stability studies were also carried out by selecting appropriate dynamic models for generators, exciters and governors that best fit the dynamic behaviour of the generating units in the PSSE program. Appropriate PSS models were selected for units equipped with PSS based on manufacturers’ recommendation. Series of dynamic simulations were carried out to identify the best location and parameter settings for the PSS. Small signal stability studies were also carried out to complement the results obtained from the transient studies using NEVA. There was however a defect in the NEVA program and full results could not be obtained.In conclusion, Ghana’s system is likely to experience voltage collapse during a transmission outage on some critical lines at peak period unless some loads are shed. This risk can be reduced by improving the power factor to 0.95 using more reactive power compensating devices (capacitor bank) at the local substation. Transient stability results also show that the best location for the PSS to effectively damped oscillation is Akosombo GS. Inter-area oscillations of 0.5Hz between Ghana and Ivory Coast systems, local-area oscillation of 0.8Hz between the Akosombo units and Aboadze units in Ghana, were effectively damped within 7sec with PSS at Akosombo GS. It is highly recommended that PSS at Akosombo generation station be activated since their application has a positive impact on the dynamic performance of Ghana’s system. Steady state stability be improved by correcting the power factor at the local stations and line relay settings reviewed to accommodate the present operating condition. It is also recommended that the PSS be coordinated effectively with the protection and control devices for optimal performanc

Denne masteroppgaven omhandler en dynamisk stabilitetsanalyse av et område med mye planlagt distribuert småkraft, og er gitt av NTE Nett AS. Bakgrunnen for oppgaven er en endring av nettet i området, for å tilknytte ny planlagt produksjon.En dynamisk simuleringsmodell av planområdet er utviklet i analyseprogrammet DigSilent PowerFactory. De dynamiske analysene tar utgangspunkt i tre ulike driftssituasjoner; Case A med maksimal produksjon og lavlast, Case B med produksjon og last i en antatt middelverdi samt Case C med minimum produksjon og høylast.Systemet er funnet småsignalt stabilt for alle de tre driftssituasjonene, med laveste dempningsfaktor observert på 13,9%. Det er utført en følsomhetsanalyse av systemets egenverdier, som viser at småsignalstabiliteten ikke blir mye dårligere som følge av en endring i generatorens parametre. Dersom spenningsregulatorenes forsterkninger endres mye ut over de foreslåtte verdiene, kan det føre til ustabilitet.I alle de tre driftssituasjonene er det undersøkt symmetriske og usymmetriske kortslutninger ulike steder i modellen, utfall av produksjon, inn- og utkobling av reaktor samt øydrift. Det er i tillegg studert effekten av spenningsregulering, som er viktig for systemstabiliteten. Den korteste kritiske klareringstiden funnet, opptrer ved en symmetrisk kortslutning nær det eksterne nettet i Case A, på 155ms.Det er tatt utgangspunkt i feilen som medfører den korteste kritiske klareringstiden, og forsøkt å forbedre responsene som følge av denne feilen. Det viser seg at generatoren i Brekkvasselva kraftverk skaper pendlinger, som får de andre generatorene til å miste synkronisme. Etter nærmere undersøkelser er det konkludert med at det er generatorens plassering som er hovedårsaken til problemene. De mest effektive tiltakene for å forbedre systemets stabilitetsmargin, er å koble ut Brekkvasselva kort tid etter feil, endre maskinparametre eller å trinne sekundærtransformatoren ned i situasjoner med høy produksjon. Dette for å øke systemets stabilitetsmargin.