Vindkraften expanderar allt mer i Sverige och årsproduktionen ökade till 6,1 TWh år 2011, vilket är en ökning med 74 % jämfört med 2010. De nya vindkraftverken som sätts upp idag är oftast av effektstorlekarna 2 000 – 3 000 kW. De som restes tidigare är omkring 200 – 600 kW. I Sverige finns det många vindkraftverk som har varit i drift under en längre tid, och det är flera som passerat sin tekniska livslängd på 20 år. De första vindkraftverken som man reste står ofta på platser med väldigt goda vindförhållanden och har väldigt låga effekter, om man jämför med dagens vindkraftverk. Det börjar därför bli högaktuellt att demontera äldre befintliga verk och resa nya. Detta kallas för vindkraftens generationsskifte, kanske mer känt som repowering. Tyskland, Danmark och Nederländerna är länder som redan har bytt ut stora delar av sina vindkraftsflottor. Danmark är världsledande inom repowering och har bytt ut omkring två tredjedelar av sina äldre verk. I många av de projekt som genomförts har en dubblering och ibland till och med en fyrdubblering av energinmängden skett! Genom att resa nya verk blir det oftast färre verk på platsen, samtidigt som mer energi levereras. På så sätt utnyttjas platsen på ett bättre sätt, vindkraftselen blir billigare. Det blir samtidigt enklare att uppnå politiska riktlinjer med mål inom förnybar energi och många anser att landskapsbilden förbättras. Detta examensarbete genomfördes i syfte att undersöka möjligheterna och lönsamheten för generationsskiften i Hallands län. För att veta vart de olika vindkraftverken är placerade i Halland genomfördes en kartläggning och identifiering initialt. När verken var kartlagda gjordes projekteringar av nya parker. Det visade sig vara ont om plats att resa de nya verken, eftersom de är högre än de gamla och kräver längre avstånd till bostäder. Därför genomfördes inte enbart projektering av parker där befintliga vindkraftverk står utan även på helt nya områden som idag inte har någon vindkraft. I varje projekt utfördes ekonomiska beräkningar som grundar sig på energiberäkningarna från projekteringen i vindatlasprogrammet WindPRO. Arbetet har också behandlat hur och om ersättning till ägare av befintliga verk och markägare kan ske, samt vad alternativen är för de befintliga vindkraftverken vid ett generationsskifte. Projektgruppen har varit i kontakt med vindkraftsägare och ställt frågor om hur de ställer sig till ett generationsskifte. Det främsta resultatet som projektgruppen kommit fram till är att generationsskiften absolut har goda möjligheter till att bli lönsamma. Det kan dock bli problematiskt att få plats med nya vindkraftverk på områden där gamla verk står. Det beror på kommunens regler om avstånd till närboende, och att ett visst antal verk måste resas vid nybyggnation. Ändras dessa regler för generationsskiften, blir möjligheterna väldigt goda. Vad det gäller efterhandsvärde på de gamla verken är slutsatsen, att det går att göra en bra affär genom att sälja sitt verk. Vid skrotning däremot blir intäkterna från försäljning av metallerna för små för att täcka demonteringskostnaden. Generellt sett har vindkraftsägarna en positiv syn till ett generationsskifte. / The installations of wind turbines are expanding rapidly each day in Sweden and 2011 wind energy generated 6,1 TWh. This is an increase with 74 % compared to 2010. The modern wind turbine that becomes integrated in the Swedish electricity grid at the moment often has a power capacity of 2000-3000 kW. Many of those wind turbines which are already integrated in the grid soon need to be replaced. These turbines often have a power capacity of 200-600 kW. Many of these old turbines have been generating electricity for almost 20 year, which is the technical lifetime for a wind turbine. These old turbines are also often located on sites with great energy levels. This makes it interesting to investigate the possibilities and if there is a profit in repowering. Repowering is when you dismantle old turbines and replace them with new ones. Germany, Denmark and the Netherlands are countries in Europe, which have already been doing repowering for some time. Denmark is the country where most repowering has been done. They have exchanged two thirds of their old turbines. In most of the projects which has been done, the energy level has been doubled and in some cases even quadrupled! When the modern larger turbines replace the old smaller ones, fewer turbines are raised on the site although the energy level increases. While doing repowering the sites are used in a better way, it makes the electricity prices cheaper, the political ambitions in renewable energy are easier reached and many people also claim, that the landscape is improved. This bachelor´s thesis has the objective to investigate the possibilities and the profit for future repowering projects in county of Halland, Sweden. To find out where the wind turbines are located in the county, mapping and identification where done. When the mapping was done, projections of new parks where created. It turned out that these old turbines often where located on a very limited area, which makes it hard to establish new larger turbines. This is because they need larger distance to the nearest residences. Because of this, projections also where done on other locations. In every project economical calculations were made, which are based on the energy results from the projections, which were made in WindPRO. The thesis has investigated how and if the owner of the old wind turbines and the land holder can be compensated when repowering. Researching and brainstorming on different scenarios for what will happen to the old turbines has also been done. We have had contact with owners of wind turbines to find out, what their opinion are about repowering. The prime conclusion from this bachelor thesis is that repowering has good possibilities to be profitable. There might be some problems to project new wind turbines on the same site where the old turbines where located, if the municipality don’t change the distance demands to residences and the demand that a group of wind turbines must be raised. If these demands are changed, the future for repowering looks very promising. Another conclusion where that there might be good profit in selling the used wind turbine, but to sell the used material of a wind turbine to recycling is not profitable. Profit from selling the turbine material to recycling does not cover the cost for dismantling it. Owners of the wind turbines have in general a positive attitude to repowering.

Considering that the price and demand for energy gradually has risen over the past decade and a wider discussion about the human impact on the environment has become increasingly more important and given a clearer role in modern society. This has contributed to increased incentives to reduce the use of fossil fuels and increase the use of renewable energy.The agriculture currently accounts for 20 % of Sweden's total greenhouse gas emissions. A way for an agricultural company like Wapnö AB to reduce their emissions could be to utilize existing renewable energy sources within their own premises.The report's aim is to create an energy audit of Wapnö’s existing energy system and how it changes with a future biogas plant in operation. The energy audit is used to illustrate how the company’s climate footprint could change. The report also investigates the economics of different heating options for the biogas process and the completion of the current refrigeration compressors with a heat-driven chiller, all to increase the usage of the waste heat from the cogeneration, and minimize the need of purchased energy.The results show that Wapnö can reduce their carbon emissions with 5600 tons of carbon dioxide per year with a future biogas plant in operation. The results also show that the waste heat, combined with a heat pump, is the most cost efficient way to heat the biogas process. Furthermore, the report also shows that the investment in an absorption chiller will be refunded within approximately 6 years, and that in a comparison of the reduced climate impact of either cogeneration or production of vehicle gas, at Wapnö, cogeneration provides a slightly larger reduction of greenhouse gas emissions. / Under det senaste decenniet har priset och efterfrågan på energi i världen successivt stigit. Diskussionen kring människans klimatpåverkan har blivit allt större och fått en tydligare roll i dagens samhälle. Detta har bidragit till ökade incitament att minska användningen av fossila bränslen och öka användningen av förnybara energikällor.Jordbruket står idag för 20 % av Sveriges totala utsläpp av växthusgaser. En möjlighet för ett lantbruksföretag som Wapnö AB att minska sina utsläpp kan vara att utnyttja existerande förnyelsebara energikällor inom den egna verksamheten.Rapporten syftar till att kartlägga mjölkgården Wapnös befintliga energisystem och hur det förändras med en framtida biogasanläggning i bruk. Energikartläggningen ska användas som underlag för att belysa hur Wapnös klimatpåverkan kan komma att förändras. Rapporten avser även att utreda de ekonomiska förutsättningarna för olika uppvärmningsalternativ till biogasprocessen samt kompletteringen av dagens eldrivna kylmaskiner med en värmedriven kylmaskin. Allt för att kunna öka användningen av värmen från kraftvärmeproduktionen och minska gårdens behov av köpt energi.Resultaten visar på att Wapnö kan minska sin klimatpåverkan med 5600 ton koldioxid per år med en framtida biogasanläggning. Arbetsgruppens beräkningar visar också att spillvärme, kompletterad med en värmepump, är det mest kostnadseffektiva sättet att värma biogasprocessen. Vidare i rapporten framkommer även att investeringen i en absorptionskylmaskin blir återbetald efter drygt sex års tid samt att vid en jämförelse mellan kraftvärme- och fordonsgasproduktion på Wapnö ger kraftvärmeproduktion något större reducering av växthusgasutsläpp.

No description available.

Denna handlar om vilka ord och begrepp elever använder när de beskriver naturvetenskapliga fenomen eller händelser. Genom att visa eleverna olika experiment som de fått förklara så har jag undersökt hur eller om de använder naturvetenskapliga ord. Mitt resultat pekar på att elever vill förklara, men orden räcker inte till. De använder sig ofta av vardagsförklaringar som är baserade på tidigare upplevelser. Att förstå hur elever kan förklara och uttrycka sina kunskaper ger mig som pedagog möjlighet att bemöta eleverna på rätt sätt. Ordet är viktigt och elever måste få visa sina kunskaper med ”sina” ord och uttryck och då är det viktigt att jag som lärare förstår vad de säger och vad de menar med sina förklaringar. Och om vi i skolan inte hinner med så får vi använda undervisningsmetoder som ger eleverna möjlighet att kommunicera med varandra.

Energy awareness is growing among the Swedish population and a one­‐to­‐two-family dwelling can save energy. The purpose of this paper is to design a tool that helps these home owners reduce their energy costs. The paper develops a model that gives them an indication of how much energy they can save. For the majority of homeowners, the next step in the quest to reduce theirs is most likely an energy audit. Therefore, information to help home owners to get a good energy audit performed is included in the model. A prototype running the operating system iOS is created and validated against existing models, as well as an energy audit.

System security and power quality is important in today's society and the ability to regulate and balance production and consumption is crucial for any power system. More and more penetration of intermittent production in power systems increases the need for regulation capability and the importance of capacity reserve markets where capacity used for regulation is procured and secured increases too. Several types of regulation mechanisms are used in a power system, which creates the possibility of several different capacity reserve markets with significant prices. A producer participating in these markets must decide how his limited production capacity should be used taking these markets and other physical power markets into account. A method for finding true costs for capacity reserve supply and for bidding in sequential capacity reserve markets is presented in this report. The method is based on a mixed-integer programming model and work has been done to create and formulate a suitable model. The modeling is implemented with the programming language AMPL and is an optimization model that maximizes total profit on several markets subject to market prices and market obligations for a set of production units. The model is then used to highlight some of the fundamental mechanisms and charactheristics in the markets and to illustrate the bidding method for a price-taking producer in perfect markets.Price uncertainty in future markets has a large impact on the results from the method and a model version where price uncertainty is included for the spot market is compared to a version where price uncertainty is not included. The reason for this comparison is that hourly spot price forecasts used for short-term production planning in Norway today doesn't consider price uncertainty. The versions are compared for bidding in one capacity reserve market for a number of market clearings where prices for the spot market in the model are taken from real spot price forecasts and real spot price outcomes. It shows that inclusion of price uncertainty gives better bids, but also that adjusting bids to account for price uncertainty can give good results from a model that doesn't explicity include this uncertainty. The method can in any case calculate valid bids for capacity reserve market solutions that exist today where costs and opportunity costs from all relevant markets can be accounted for. The limitations of the method is mostly connected to what it is possible to describe with mixed-integer programming and the computational efforts and calculation times mixed-integer programming models require.

Norden går mot et produksjonsoverskudd, blant annet på grunn av de grønne sertifikatene som totalt skal fase inn 26,4 TWh ny fornybar kraftproduksjon i Norge og Sverige innen 2020. Produksjonsbildet vil endres i Europa som følge av politiske mål. Forurensende kraftproduksjon skal fases ut og erstattes med fornybare energikilder. På kontinentet vil dette føre til en overgang fra termisk kraftproduksjon til mye vindkraft. Flere utenlandskabler står for tur og vil gi større kobling mot det prisvarierende kraftmarkedet i Europa. Mye regulerbar kraft fra Norge vil bli overført til kontinentet. Kraftoverskuddet krever likevel et sterkt innenlandsk nett, som langt på vei må være realisert før flere forbindelser til Europa kan utvikles. Neste generasjon sentralnett skal stå ferdig i 2030 og skal bidra til økt forsyningssikkerhet, gode klimaløsninger samt økt verdigskapning for Norge. Midt-Norge har vært et underskuddsområde og forsyningssikkerheten inn til området har ikke vært tilstrekkelig. Snittet Nea – Järpströmmen ble idriftssatt høsten 2009, og er per dags dato eneste snitt på høyeste spenningsnivå. Snittet inn til Vågåmo, og de to ut fra Tunnsjødal er fremdeles på 300 kV. Forbruket innad i regionen er høyt, på grunn av mye kraftintensiv industri. Investeringer i produksjon har uteblitt blant annet på grunn av mangel på lønnsomhet og utilstrekkelig nettkapasitet. I 2030 er to av snitta inn til området spenningsoppgraderte til 420 kV, Vågåmo – Øvre Vinstra og Namsos – Tunnsjødal. På sikt er det tenkt at begge snittene fra Tunnsjødal skal driftes på høyeste spenningsnivå. Den nye linja Ørskog – Fardal ligger inne. Når alt er realisert vil oppgraderingene ha gjort forsyningssikkerheten i området tilstrekkelig. Det ble i oppgaven simulert med en forbruksøkning på 300 MW i Møre og Romsdal, med bakgrunn i blant annet ny industri, elektrifisering av petroleumsindustrien og befolkningsvekst. Det er også mye ny kraftproduksjon som er ventet i området, men det er noe uvisst når disse vil være i drift, da en stor del av utbyggingene er avhengige av nye eller oppgraderte nettforbindelser. Produksjonen ble økt med ytterligere 500 MW i Nordland, med bakgrunn i mye eksisterende produksjon, og mange planer for småskala vannkraftproduksjon og vindkraft. Det ble utført stasjonære lastflytanalyser i programmet PSS®E, hvor det ble sett på ulike utfallsscenarioer i sentralnettet i Midt-Norge. Statnett sin nettmodell, ”Tunglast minimum 2030” ble benyttet og har ett minimum av de planlagte nettutbyggingene som er tenkt fram mot 2030. Statnett har et driftssikkerhetsnivå, N-1 som skal sørge for at forsyningen ivaretas selv ved utfall av en enkeltkomponent. Ved så store utbygginger som det er gjort fram mot 2030 ble det valgt å teste om systemet også kunne takle utfall av to linjer. Midt-Norge har vært et underskuddsområde og dette er situasjonen også i 2030 - datasettet, og er derfor avhengig av å få overført mye kraft. Analysene ble derfor i hovedsak utført med utfall av snittene inn til området. Utfall av to linjer viste at nettet fremdeles hadde mye kapasitet, og indikerte ingen alvorlige driftssituasjoner. Parallelle strekk på lavere spenningsnivå til linjene som ble koblet ut er delt fra overliggende nett, dette for å unngå overlast når utfall av 300 eller 420 kV inntreffer og er vanlig prosedyre. Da dobbelutfall ga liten konsekvens ble det også testet for tre linjeutfall til samme tid.Ved dobbel samleskinnefeil i Klæbu ble alle linjer til og fra stasjonen liggende ute. Dette førte til at det ble stor flyt på 300 kV linja sør fra Verdal, da 420 kV Verdal – Klæbu ble liggende ute som følge av samleskinnefeilen. Flyten på linja fra Sverige snudde da Nea har mye produksjon og mye kraft som må transporteres ut av området. Ellers ga feilen i Klæbu ingen store konsekvenser. Det ble i tillegg prøvd å koble ut Ørskog – Viklandet og Vågåmo – Aura hver for seg. Dette ga ingen endring i flyten ”nord for Klæbu”, men den av de to linjene som ikke lå ute fikk en betydelig lastøkning, dette kommer av at det er snittene inn til disse stasjonene som nå forsyner underskuddfylket, Møre og Romsdal.I scenario 2 ble det sett på utfall av Nea – Klæbu og Ørskog – Sykkylven. Stor flyt på Vågåmo – Aura, og mye av flyten går mot Viklandet da Ørskog nå må forsynes via linja Viklandet – Ørskog. Flyten går mot Sverige, og snitta ut fra Tunnsjødal sørger for at mye av kraftoverskuddet i Nordland flyter sørover. Scenarioet bekrefter at nettet tåler utfall av to betydningsfulle linjer. Det ble derfor i scenario 3 testet om systemet også kunne håndtere et utfall av en tredje linje. Tunnsjødal – Verdal ved spenningsnivå 300 kV ble koblet ut, og førte til en betydelig lastøkning på 420 kV - linjestrekket til Verdal. Her ble mye transformert ned til 300 kV, og fikk dermed avlastet 420 kV linja. Ingen ytterligere konsekvenser oppstod som følge av utfallet.Siste scenario blir ansett som det mest utfordrende, da begge snitta fra Tunnsjødal ble koblet ut, i tillegg til Nea – Klæbu. Snitta ut fra stasjonen i Tunnsjødal er viktige og fører kontinuerlig mye last, i tillegg vil det by på utfordringer for nettdriften i Nord-Norge, hvor det vil bli et produksjonsoverskudd. Overlast på linjer og transformatoren i Nedre Røssåga kom som et resultat av bruddene. Det eksisterer allerede systemvern i området, og produksjonsfrakobling vil bli løsningen på overlasten. Ved utkobling av 300 MW ble forsyningen karakterisert sikker. Da alle snitt inn til trøndelagsfylkene ligger ute i dette tilfellet ble flytmønsteret snudd, og flyten gikk ”sør - nord”. To sterke snitt inn til Møre og Romsdal ivaretok forsyningen i Midt-Norge.Forbrukerfleksibilitet vil gjøre liten nytte i forhold til utfall av linjer i sentralnettet, slik nettet fremstår i 2030. På grunn av mye uregulerbar kraftproduksjon, dårligere frekvenskvalitet og flere kabler til utlandet vil imidlertid behovet for reguleringsreserver øke. I dag er det produksjonssiden som så og si alene står for reservene, med unntak av noe industri som blant annet er tilknyttet systemvern, men ved mindre fleksibel kraftproduksjon og implementering av AMS vil også fleksibelt forbruk fra små forbrukere potensielt utgjøre en vesentlig reserve. Problemet rundt realiseringen ligger i tilstrekkelig volum, responstid og pålitelighet, i tillegg er minstekvantumet som kreves for å delta på energimarkedene og i system- og balansetjenestene ofte høyere enn hva det er realistisk at en enkeltforbruker kan klare alene. Ved hjelp av aggregatorer vil også små forbrukere kunne delta med sin fleksibilitet, da disse vil bli samlet i større ”energipakker”. Ved automatisk utkobling av last vil man oppnå en mer stabil forbrukerrespons, da en manuell utkobling av hver enkelt forbruker vil kunne variere med vær, ukedag og aktivitetsnivå i bygget.Lastflytting vil kunne redusere dimensjonerende topplast, og på denne måten minke nettinvesteringene. Slik nettet fremstår i 2030 virker det veldig solid, og langt flere utfall enn hva dagens nett kunne håndtert er mulig. Kraftsystemet må i større grad enn før håndtere utfordrende værsituasjoner, da været er spådd varmere, våtere og villere. Vinteren 2009/2010 var den tørreste siden 1900, mens tilsiget i 2011 var langt over normalen og gjorde året til det våteste siden samme år. Slike kontraster er utfordrende for systemdriften. ”Vi skal dimensjonere for ekstremer!” skrev Øivind Kristian Rue i ledelsesbloggen 21. mai i år, og det kan det se ut til at Statnett langt på vei har lykkes med, jamfør rapportens lastflytanalyser.”Fremtiden er usikker, men elektrisk!” Auke Lont, konserndirektør Statnett.

Denne masteroppgaven omhandler stasjonære analyser i forbindelse med utbygningen av en ny vindmøllepark i Ytre Vikna, og er gitt av NTE Nett AS. Gjennom stor introduksjon av vindkraft og småkraft møter nettselskap etter hvert kapasitetsproblemer i regionalnettet. Bakgrunnen for denne oppgaven er at kapasitetsproblemer i mange tilfeller kun oppstår i svært korte tidsperioder i løpet av året. En forenklet lastflytmodell av regionalnettet til NTE Nett AS har blitt utviklet i simuleringsprogrammet MATPOWER. Ved hjelp av lastflytmodellen vil det bli sett på muligheter for å utnytte nettkapasiteten bedre gjennom året ved å anta at effektflyten i systemet kan kontrolleres. Ved å se på den mest kritiske driftssituasjonen i systemet har det blitt vist at det maksimalt kan tillates en innmatning av 30 MW fra vindparken i Ytre Vikna, dersom overbelastning på linjer i systemet skal unngås. En økning i produksjonsinnmatningen til 39 MW bidrar til at kritiske linjer i systemet overbelastes med henholdsvis 106,4 % og 101,1 %. I løpet av et år vil den mest kritiske linjen i systemet overbelastes med 200 MVAh, fordelt på 130 timer når nominell effekt i Ytre Vikna er på 39 MW. Det er utført en følsomhetsanalyse av linjer i systemet ved nedregulering av ulike produksjonsenheter. Generatorspenninger i analysen er definert som PV- kilder med en konstant spenning på 1,00 pu uavhengig av driftssituasjon. Dersom det antas at produksjonen fra elvekraftverket i Fiskumfoss kan reguleres ned, vil det i den mest kritiske driftstimen måtte reguleres ned 6 MW fra elvekraftverket for å unngå flaskehalser i systemet. Ytre Vikna vil for den samme driftstimen måtte regulere ned 14 MW. Ved å øke spenninger i kritisk driftssituasjon vil behovet for nedregulering av produksjon reduseres.Ved å sammenlikne total nedregulering i løpet av et år med total årlig produksjon fra Ytre Vikna, viser resultater at den prosentvise nedregulering vil være relativt lav for installert kapasitet opp til 48 MW (1,9 %). Ved å øke nominell effekt ytterligere vil nedregulering øke og det vil kunne oppstå flaskehalsproblemer i andre deler av nettet. På grunn av begrensninger i lastflytmodellen og simuleringsverktøy som benyttes har det blitt observert problemer med reaktiv effektflyt i nettmodellen. Da generatorspenninger holdes konstant uavhengig av driftssituasjonen, vil det i timer med høy overføring av aktiv effekt bidra til stort behov for reaktiv effekt for å holde spenninger lave.

Kraftsituasjonen i Midt-Norge har lenge vært kritisk på grunn av kraftunderskuddet i området. I tiden frem mot 2030 vil Statnett gjøre store investeringer i nye kraftlinjer, samt spenningsoppgraderinger på linjenett tilknyttet Midt-Norge for å sikre energiforsyningen. Denne masteroppgaven ser nærmere på nett-situasjonen i Midt-Norge slik den framstår i år 2030. Fokuset er på framtidens Smart Grid, og de dynamiske stabilitetsutfordringene. Gjennom oppgaven skal det undersøkes hvordan forbruksutkobling kan påvirke den dynamiske stabiliteten i kraftsystemet ved store forstyrrelser. I tillegg vurderes nye alternativer til systemvern og primærkontroll, alternativer som kommer ved utviklingen av Smart Grid. Her undersøkes også ny teknologi fra USA, som utnytter kraftelektronikk i lastenheter til frekvensregulering.Analysene som utføres i denne oppgaven er begrenset til å omfatte sentralnettet i Midt-Norge slik det kan fremstå i år 2030. For å utføre simuleringene ble Siemens nettanalyseverktøy PSS®E benyttet. Før de dynamiske simuleringene startet, ble linjesnittet mot Sverige, Nea – Järpströmmen, og snittet mot Vestlandet, Aurskog – Fardal, frakoblet. Det var nødvendig for å gjøre kraftsystemet mer sårbart, slik at nye feilsituasjoner kunne føre til store forstyrrelser. Tre feilscenarioer ble gjennomført med to ulike tunglastmodeller. Feilscenarioene besto av en dobbel samleskinnefeil, ved enten Ogndal, Klæbu eller Aura trafostasjons, 420 kV samleskinner. Etter feilen var klarert, ble de aktuelle samleskinnene utkoblet. Før de dynamiske analysene ble utført, ble det foretatt en forenklet lastflytanalyse som viste effektflyten og den statiske stabiliteten i nettet. Så startet den dynamiske analysen, med utgangspunkt i de ulike feilscenarioene. Det ble undersøkt om lastutkobling i Midt-Norge kunne påvirke spenningen og frekvensen ved samleskinnene, og hvordan denne påvirkningen kan utnyttes til primærkontroll.Gjennom analysene kom det fram hvor sterkt nettet vil være i 2030. Selv om nettet var en minimumsversjon av hvordan det forventes å være, ble det observert kun ett tilfelle av overlast ved lastflytanalysen. 300 kV- linjen fra Tunnsjødal til Verdal var belastet 101 % når Ogndals to 420 kV samleskinner var utkoblet, på grunn av feilhendelsen. Denne overbelastningen oppstod fordi 300 kV linjen lå i parallell med den utkoblede 420 kV-linjen, så all effektflyt som skulle fra nord til sør, måtte gå gjennom denne linjen. Det er allerede lagt planer om å oppgradere 300 kV-linjen til 420 kV før 2030, noe som vil øke kapasiteten opp mot 80 %, og minske belastningen ved lignende feilscenario.Gjennom de dynamiske analysene ble det vist hvordan lastutkobling hever spenningen og øker frekvensen. Feilscenarioet ved Aura trafostasjon var det eneste som forårsaket en varig ustabilitet. Feilen med påfølgende utkobling, utløste et spenningsfall som resulterte i en spenningskollaps. Hvor stor utbredelse kollapsen hadde komme ikke fram av analysen, da den ikke konvergerte etter kollapsen var inntruffet. Videre ble det undersøkt om lastutkoblingen kunne forhindre kollapsen i å inntreffe. Ulike størrelser på lastutkoblingen ble utforsket, samt utkobling ved ulike tidspunkt. For å unngå spenningskollaps for akkurat dette tilfellet måtte 100 MW bli utkoblet innen 0,5 sekunder etter feilen inntraff, ifølge analysene. Resultatene fra analysene viste hvordan lastutkobling ved en forstyrrelse kan bidra til å opprettholde den dynamiske stabiliteten. Med Smart Grid åpner det seg nye muligheter for styring og kontroll av stabiliteten. Smarte målere og forbrukerfleksibilitet kan utnyttes som systemvern, både med last- og produksjonsutkobling. Utfordringen er å koble ut forbruk raskt nok, noe som krever gode kommunikasjonskanaler. Et annet alternativ er å installere kraftelektronikk i forbruksenheter som måler frekvensen i nettet. Kraftelektronikken skrur automatisk av og på enheter, for å regulere frekvensen ved behov. Disse to alternativene er en del av et ”smart nett” som potensielt kan implementeres i Norge. Resultatene viste også hvor sterkt nettet er i 2030, noe som kunne tyde på et overdimensjonert nett i Midt-Norge. Men med utvikling innenfor industrien, økt distribuert kraftproduksjon og dermed en forventning om kraftoverskudd i Midt-Norge, er det gunstig med et utrustet sentralnett i dette området.

Vassverdiar blir brukt til å optimalisere disponering av vasskraftmagasin. Eit vassmagasin har den unike eigenskapen at det kan lagre energi i form av vatn. Vassmagasinet lagrar energi i ein periode, for så å seinare bruke det i ein periode der ein har bruk for energien. I Noreg blir vatn lagra i løpet av sommaren og hausten, for at det skal vere nok energi tilgjengeleg på vinteren. Dersom kraftprodusentar ikkje klarar å lagre nok vatn før vinteren, vil kraftsituasjonen bli krevjande, og kraftprisen høg. Seinast vintrane 2009/2010 og 2010/2011 var kraftsituasjonen i Norden svært vanskeleg. På grunn av høg kraftpris og ein usikker kraftsituasjon i dei nemnte vintrane, starta det ein diskusjon om i kva grad disponering av vasskraftmagasin er samfunnsansvarleg. Ei rekke personar syntest det burde bli innført nye restriksjonar eller nye insentivordningar på vasskraftdisponering, og enkelte har komme med nye forslag til endring av Energilova. Fagpersonar har lagt fram forslag som er tilpassa kraftmarknaden, til dømes energiopsjon i produksjon, energisertifikat og ei ordning som straffar kraftprodusentar som går tomme for vatn. Desse fagpersonane er svært kritiske til å innføre ein restriksjon for kor låg fyllingsgraden kan vere i vassmagasina. Andre fagpersonar meiner at kraftprodusentane har gode nok insentiv i dagens Energilov, til å disponere vassmagasina samfunnsansvarleg. Tidlegare utarbeida rapportar, av blant anna SINTEF Energi, Frischsenteret og Noregs vassdrags- og energidirektorat(NVE), har konkludert med at det ikkje er mogleg å hevde at vasskraftdisponeringa er uforsvarleg, sett i eit samfunnsansvarleg perspektiv. SINTEF kommenterte i sin rapport at det har skjedd ei endring i disponeringa etter innføringa av Energilova av 1990, men dette kan like gjerne vere på grunn av endringar i kraftsystemet, som at den fastsette rasjoneringsprisen forsvann med Energilova. NVE konkluderer i sin rapport med at organiseringa av kraftmarknaden har fungert under dei krevjande vintrane, med det er også rom for forbetring. Undersøkingar i denne masteroppgåva kan heller ikkje vise til at det er ei uansvarleg disponering, men det er indikasjonar på at det kan vere forbetringspotensial i utnyttinga av vasskraftmagasin. Denne indikasjonen er svært usikker på grunn av uventa resultat i utrekninga av samfunnsøkonomisk overskot frå resultatprogrammet i Samkjøringsmodellen. Resultatet frå programmet gav høgare overskot når ein restriksjon blei lagt til i datasettet.Samkjøringsmodellen er ein modell som først reknar ut vassverdiar og legg ein strategi for å disponere vassmagasin, for så å simulere strategien med historiske tilsigsseriar. Modellen har blitt brukt i denne masteroppgåva for å undersøkje ulike verkemiddel, for å unngå rasjonering i ein tørrårssituasjon. Først blei det laga eit referansecase som skulle etterlikne kraftsituasjon som faktisk har vore, men det viste seg at det var vanskeleg å få ei heilt korrekt etterlikning. Referansecase gir likevel eit greitt samanlikningsgrunnlag for å undersøkje ulike verkemiddel, spesielt med tanke på utviklinga i fyllingsgraden til vassmagasin. Ved å bruke referansecasen er det mogleg å samanlikne den verkelege disponeringa mot ei mogleg endring i disponering, som ei følgje av dei nye verkemidla som er foreslått. I denne masteroppgåva er det i hovudsak simulert tre ulike endringar i Samkjøringsmodellen, med den hensikta å undersøkje verknaden av ulike verkemiddel. I den første casen blir det satt ei nedre grense for magasinfyllingsgraden i ulike delar av året, ei minimumsgrense for fyllingsgraden. I case nummer to blir rasjoneringsprisen endra for å etterlikne ei insentivordning som straffar vasskraftprodusentane som har tappa magasina for langt ned, slik at dei ikkje kan produsere energi. I den siste casen har korreksjonsfaktorane i Samkjøringsmodellen blitt endra for å få ei høgare fyllingsgrad i vassmagasina, og casen er meint til å gi ein indikasjon på verknaden av energiopsjon og energisertifikat i produksjonen. I tillegg er det gjort ei simulering som autokalibrerer modellen for å finne høgast samfunnsøkonomisk overskot. Autokalibreringa gir ikkje samfunnsansvarleg disponering, sidan den gir ein svært låg fyllingsgrad i mange år i simuleringsperioden. Energisertifikat i produksjon er verkemiddelet som er mest spennande med tanke på å gi vasskraftprodusentar insentiv til å disponere vassmagasin på ein slik måte at rasjonering blir unngått i ein tørrårssituasjon. Insentivordninga bør bli undersøkt nærmare i tilfelle det blir aktuelt å innføre strengare restriksjonar på disponering av vasskraftmagasin. Verknadane av dette insentivet er framleis litt usikkert, men dette verkemiddelet vil mest sannsynleg vil vere det verkemiddelet som vil fungere best i ein marknadssituasjon, av dei insentiva som er undersøkt i denne masteroppgåva.