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.

The increased use of renewable energy sources in Continental Europe, in particular Germany, has led to a great variability in power production and prices. One proposed way to remedy the Continent’s power balance – which is also economically viable in a free power market – is by the means of Norwegian pumped storage. However, the profitability in such an environment is highly dependent upon the extent of price variation in the market.In this paper, it has therefore been sought to find a stochastic price model in which the spot price is allowed to fluctuate around a sound forecast. With historical data from the German power market as the point of departure, a deterministic price curve with seasonal and daily patterns has been obtained through linear regression. This curve has been adjusted to the market expectations contained in power futures contracts. By contrasting the updated deterministic price curve with the actual spot price, it has been possible to obtain a time series model on the basis of deviations that are mainly stochastic.The time series model has been used to generate multiple spot price scenarios that serve as an input for a representative Norwegian pumped storage power station. Simulations show that both the power station’s production planning and revenues are dependent on which scenario that is under consideration. Nonetheless, the production patterns under both the different scenarios and the real spot price are comparable, in particular with regards to the daily and weekly patterns. Similarly, the total profits depend upon the variance of the price scenarios, but all scenarios, including the actual spot price, has been shown to yield significant revenues.

This thesis presents background on power system protection, relay principles, modern relay technology and relay testing, to support the design, practical set up and proposals for use of a new relay lab at NTNU.The paper includes a theoretical part describing the components of power system protection, their function and attributes. To better the understanding of the importance of power system protection, a short study of the different types of faults that may occur in a power system and how they can be calculated has been made.One chapter covering the principles of protective relaying functions relevant for the lab, is included. It covers the theory of overcurrent (including directional), distance and differential protection, as well as challenges one may encounter when applying these protective functions.A chapter on modern relay technology, describing the possibilities and benefits of micro-processor based relays, especially with regards to communication, is a part of the report. This chapter also includes sections describing the inputs and outputs, logic and function of modern relays.The essentials of relay testing is described in the paper. The different methods available for the testing of relays; scaled physical networks, relay testers and fault simulators are mentioned. Focus has been put on use of relay testers as it is most relevant for the lab. A description of common test procedures is also included. Selected relevant software has been studied to find a software which can be used in the lab exercises.Discussion of practicalities regarding the lab, i.e. the design and set up of the lab is also made in the thesis. Opportunities for, and use of the lab have been discussed. The basics of relay configuration is explained. Proposals for lab exercises that can be performed in the new relay lab are presented near the end.A list covering proposals for further work for the relay lab is the final part of the thesis.

Det globale energibehovet øker for hvert år og vil fortsette å gjøre det i framtiden. Siden omtrent 1850 har energiforsyningen vært dominert av fossile brensler. Konvertering til el fra fossile brensler er lite energieffektivt og bruk av fossile brensler medfører store utslipp av klimagasser. Energi og klima har fått økende oppmerksomhet i løpet av de siste par 10-årene. Som en konsekvens av dette har man innsett at systemgrensene for energibruk må utvides. Primærenergikonseptet tar for seg dette ved at det tar hensyn til den totale energieffektiviteten og utslippet av klimagasser i hele verdikjeden for energi. Formålet med denne oppgaven har vært å belyse primærenergikonseptet og problemområdene vedrørende dette konseptet. I tillegg har primærenergiforbruket (PE-forbruket) og utslippet av klimagasser (GHG-utslippene) blitt analysert for forskjellige energiressurser. Omtrent 40 % av den totale energibruken i Norge brukes i bygninger. Av denne energien er igjen 80 % elektrisitet. Det er et mål i Norge å øke andelen fornybar energi, og varme produsert fra forbrenning av biomasse er et av satsningsområdene. Flis og pellets er de to mest kommersielle biobrenslene som brukes i dag, og det har derfor blitt lagt vekt på disse to brenslene i analysene av energiressurser. Valg av systemgrenser og metodikk gjør at verdier for PE-forbruk og GHG-utslipp varierer i ulike studier. Den europeiske standarden EN 15603:2008 setter rammene for hvordan primærenergifaktor og utslippskoeffisient for energiressurser skal beregnes i Europa. Det er i henhold til denne standarden valgfritt å inkludere energibruk og GHG-utslipp knyttet til infrastruktur for energikonvertering og distribusjon av elektrisitet og varme. Det er også valgfritt å inkludere andre gasser enn CO2 som gir bidrag til drivhuseffekten. Utslipp av N2O fra dyrking av energivekster gir betydelige bidrag til drivhuseffekten. Utslippskoeffisienten for vannkraft kan stige fra 4 til 237 g CO2eq/kWh hvis indirekte effekter som endring av landområder inkluderes. Beregninger i denne oppgaven viste at konstruksjon og demontering av varmesentral og distribusjonsnett utgjør 0,16 – 1 % av PE-forbruket og 1,15 – 6 % av GHG-utslippet for nærvarme. For vannkraft er infrastruktur det som bidrar mest til det totale PE-forbruket. For beregning av PE-forbruk og GHG-utslipp for flis ble data fra flere ulike rapporter benyttet. I tillegg ble det tatt kontakt med flere personer i Norge som jobber eller har jobbet med å kartlegge energibruken i verdikjeden for flis. Alt fra hogst til levering av flis hos sluttbruker ble inkludert i analysen. Primærenergifaktoren for flis varierer fra 1,017 til 1,086 kWh PE/kWh brensel. Utslippskoeffisienten varierer fra 5,468 til 22,663 g CO2eq/kWh brensel. Variasjonene skyldes forskjellige verdikjeder, volum på tømmeret, transportavstander og allokeringsmetode. For flis fra stammevirke og buntet GROT var det transport av tømmer og bunter som bidro mest til det totale PE-forbruket og GHG-utslippet. For flis fra heltre og GROT som ble fliset på velteplass var det prosessene på hogstfeltet som bidro i størst grad. Økonomisk allokering viste seg å være det mest gunstige fordi en stor del av energiforbruk og GHG-utslipp for hogst og administrasjon ble allokert til sagtømmer. Allokering basert på energiinnhold gav større primærenergifaktor og utslippskoeffisient enn hvis allokering ble unngått for flis fra buntet GROT. Dette skyldtes antagelsen om at energiforbruk og utslipp knyttet til administrasjon skulle allokeres på lik linje som hogst. Pelletsproduksjonen til Hallingdal Trepellets ble analysert for å beregne PE-forbruk og GHG-utslipp for pellets. Resultatene ble sammenlignet med en analyse av pelletsproduksjonen på Averøy utenfor Kristiansund. For pellets fra Hallingdal ble alt fra hogst av tømmer til levering av pellets hos kunde inkludert innenfor systemgrensene. Det ble utarbeidet et referansescenario i tillegg til flere scenarioer der distribusjonsmengde, fuktighet på tømmer, tørkeprosessen, elforsyningen og endring i transportavstand for tømmer og pellets ble analysert. Ved å kombinere flere av scenarioene ble det opprettet et realistisk «beste utfall»-scenario og et «verste utfall»-scenario. Resultatet viste at primærenergifaktor for pellets varierer mellom 1,152 og 1,334 kWh PE/kWh pellets. Utslippskoeffisienten varierer mellom 14,867 og 68,962 g CO2eq/kWh pellets. Variasjonene skyldes i hovedsak to ting: tørking av råvarer (flis) og elforsyning. Primærenergifaktoren for pellets ble betydelig lavere når man kun inkluderte primærenergien som blir brukt til tørking av flis, istedenfor den totale energien som blir brukt. Mesteparten av energien som blir brukt til tørking kommer fra forbrenning av husholdningsavfall. Utslippskoeffisienten ble betydelig lavere når utslippene fra forbrenning av avfall ble allokert til produktene i avfallsblandingen. I referansescenarioet ble det antatt at el som brukes i prosesseringen av pellets kommer fra vannkraft. Dersom kullkraft erstattet vannkraft økte utslippene i referansescenarioet fra 42,034 til 98,603 g CO2eq/kWh pellets. I «verste utfall»-scenarioet var det antatt at elforsyningen var en europeisk elmiks. Uttak av råmaterialer utgjorde kun 2,8 – 4,8 % av det totale energiforbruket i referansescenarioet og 6,93 % av det totale GHG-utslippet.

Nesten all konvensjonell dampkraftproduksjon er avhengig av vann for kjøling. Tilgang til vann er også nødvendig i drift av flere andre delsystemer i et slikt kraftverk. I tillegg medfører integrasjon av CO2 fangst ofte at vannforbruk i et kraftverk går opp. Deler av verden har stor vannmangel og vann bør derfor brukes med omhu. Samtidig med en stadig økende verdensbefolkning, skjerpes fokuset på CO2 utslipp. Det forekommer at den lovende CO2 fangstteknologien basert på oksy-forbrenning, er mindre avhengig av vann sammenlignet med CO2 fangst basert på etterrensing av eksosgassen via kjemisk absorpsjon. To liknende kraftverk med ulik fangstprosess er studert i denne oppgaven. Vannforbruket i et 561 MW oksy-forbrenningskraftverk og et 550 MW kraftverk med etterrensing av eksosgassen, er henholdsvis blitt beregnet. De to kraftverkene sammenlignes deretter opp mot hverandre med hensyn på vannforbruk. Resultatene viser at kjøletårnet utgjør det desidert største vannforbruket i begge kraftverk. Vanntap grunnet fordamping er dominant, men nedblåsing av urenheter er også en betydelig årsak til vanntap når en middelmådig vannkvalitet brukes. CO2 fangst basert på etterrensing av eksosgass har et betraktelig større kjølevannsbehov, noe som resulterer i 17,8% høyere vanntap i kjøletårnet sammenlignet med oksy-forbrenningskraftverket. Det nest største vanntapet skjer ved fjerning av SOx fra eksosgassen (FGD). I luft-fyrte kraftverk er fordamping av vann hovedårsaken til vanntap i FDG-systemer. Andre vanntap er knyttet til produksjon av gips og til nedblåsing av urenheter. En høy vanndampandel i røykgassen fra oksy-forbrenning eliminerer fordampingstap, fordi røykgassens duggpunkt ofte ligger under driftstemperatur til FGD systemet. I denne studien, utgjorde vanntapet i FGD prosessen i etterrensing kraftverket åtte ganger mer enn i oksy-forbrenningskraftverket. Et scenario hvor kraftverkene er lokalisert nært havet og sjøvann brukes som kjøling er også studert. Beregningene viser at oksy-forbrenningsanlegget bare bruker 17% av det vannet som forbrukes i etterrensingskraftverket. Denne trenden er også synlig i noe mindre grad, i tilfellet hvor kjøletårn er brukt. En betydelig mengde kondensat er tilgjengelig i oksygenproduksjonen og CO2 utvinningsprosessen, fordi vann tilføres systemet via inntak av fuktig luft, fukt i brenselet og via hydrogen bundet i brenselet. Gjenvinning av vann kan bidra til betraktelig reduksjon det totale vannforbruket i begge kraftverkene.

Denne oppgaven omhandler et plenumbasert omrøringsventilasjon løsning. Dette plenumbaserte ventilasjonssystemet er utstyrt med en perforert aluminiumshimling med en lufttett akustisk duk og en innfelte diffusor i himlingplaten. Himlingsvolumet blir brukt som tilluftskanal og har eksponert termiske masser i betongdekket i taket. Denne løsningen har blitt testet og dokumentert av Sintef som svært effektiv i forhold til kjøling uten å gå på bekostning av inneklimaet. Det har også blitt vist gjennom simuleringsresultater fra Sintef at det er mulig å eliminere all mekanisk kjøling ved hjelp av nattventilasjon og avkjøling av betongen i taket i plenumet. Firmaet Energi&miljø AS bruker en slik tilluftsløsning i deres system kalt «kjølehimling». De ønsket å undersøke muligheten for å bruke varmluftsoppvarming i denne typen ventilasjonsløsning. Som case er det tatt utgangspunkt i et reelt kontor i Statens Hus i Stavanger som bruker denne ventilasjonsløsningen. Kontoret ble implementert i programvaren EnergyPlus, et avansert amerikansk simuleringsverktøy, som skal være blant de mest fleksible i forhold til modelleringsvalg. Det ble utviklet en modell med konvensjonell oppvarming for å sammenligne med en modell som brukte varmluftsoppvarming i kombinasjon med en omluftstrategi for å minimere lufttemperaturøkningen. For å evaluere systemet ble ulike endringer gjort på modellen for å skille ut effektene av termisk lagring i dekket og aluminiumshimlingens varmeoverføringsegenskaper. Ved å erstatte aluminiumshimlingen med en standard 10 mm isolasjonshimling kunne effekten av bruken av aluminium vurderes. Isolasjon ble plassert i taket for å undersøke den termiske lagringen i betongdekket, fordi isolasjonen delvis vil eliminere denne effekten, på grunn av lav konduktivitet og lav diffusivitet. Løsningen med isolasjon i taket kan også grovt sammenlignes med et standardsystem med tilluftkanal montert direkte i himlingen Det ble gjort grundige simuleringer på tre utvalgte dager som skulle representere ulike typer klima og som dermed skulle utfordre løsningen på forskjellige måter. De tre ulike dagene ble valgt fra klimadataen - den kaldeste dagen i året med et relativt stort soltilskudd, en relativ kald dag uten soltilskudd og den varmeste dagen i året med et stort soltilskudd. Disse dagene ble analysert med hensyn til luft- og operativtemperatur, varmefluks absorbert av himlingen, tillufts- og overflatetemperaturer, luftmengder og effekter på oppvarming. Modellene ble simulert over ett år, hvor energibruken til oppvarming, kjøling, vifter, pumper og interne laster ble evaluert. De ulike modellene ble deretter sammenlignet med hensyn til termisk komfort, energi- og effektbehov. Resultatene viste at løsningen med aluminium og eksponert betong i taket komme best ut i forhold til energibruk og termisk komfort. Den totale årlige energibruken var da 82,69 kWh/m2 12% lavere enn løsningen med standard isolasjonsplater mellom kontor og plenum. Den operative temperaturen oversteg ikke 26oC og lufttemperaturen oversteg ikke 24,5oC den varmeste dagen. Løsningen med isolasjon mellom plenum og kontoret vil gi det dårligste inneklimaet og den høyeste energibruken. Den operative temperaturen vil med en slik løsning overstige 27oC og lufttemperaturen vil overstige 26,5oC. Den totale årlige energibruken var 94,32 kWh/m2. Varmluftsoppvarming viste seg å ikke fungere i denne typen plenumbasert system fordi den krevde en femdobling av effekten til oppvarming sammenlignet med konvensjonell oppvarming. Med tilluftstemperaturer på 35oC inn i plenum resulterte det i en tilluftstemperatur på 22,5oC inn i kontoret. Settpunktet på 21oC ble ikke nådd på den relativt kalde dagen uten soltilskudd. Varmen ble absorbert i den eksponerte betongen i dekket og bidro bare med en temperaturøkning i betongoverflaten på 1oC, noe som er vanskelig å utnytte. Hovedgrunnen til dette er at konveksjonskonstanten i taket blir høy grunnet høyt luftskifte av volumet i himlingen. Dette, i kombinasjon med store temperaturforskjeller mellom overflate- og lufttemperatur, vil gir en høy varmeoverføring i taket, noe som fører til en økning på over 15 % i energibruk per kvadratmeter sammenliknet med et system som bruker en konvensjonell varmekilde plassert i kontoret. Det ble også oppdaget svakheter i simuleringsverktøyet EnergyPlus. Et materiale som aluminium med veldig høy konduktivitet ble under simulering observert til å oppføre seg mindre dynamisk enn forventet. På grunn av dette ble utvalgte verdier fra EnergyPlus brukt i en matematisk varmebalanse for å predikere himlingens overflatetemperatur. Deretter ble den simulerte himlingstemperaturen sammenlignet med den predikerte temperaturen. Denne sammenligningen viste ulik oppførsel av overflatetemperaturen i himlingen for den predikerte og den simulerte temperaturen. Grunnen til dette er trolig at tidsskrittet ikke er tilstrekkelig lavt. Det laveste tidsskrittet i EnergyPlus er på 60 sekunder, noe som er altfor stort til å klare registrere aluminiumens hurtige temperaturendringer. Energibehovresultatet ble i laveste laget sammenlignet med simuleringer gjort av Energi&miljø som simulerte en energibruk på 114kWh/m2. Det var spesielt oppvarmingsbehovet som var veldig lavt. Dette skyldes trolig at det ikke var implementert solavskjerming i det sydvendte kontoret, og at det er konstant tilstedeværelse av en person, lys og utstyr. Det ble derfor også gjort en simulering av et nordvendt kontor for å undersøke forskjellen i oppvarmingsbehov, det ble også vist med ved implementering en liten pause og en lunsjpause. Dersom det var mulig skulle det opprinnelig også innhentes måledata fra termiske masser. Disse dataene skulle brukes til verifisering av simuleringsresultatene. Dette viste seg dessverre å være vanskelig da Energi&miljø ikke hadde startet målinger av betongtemperaturer.