<p>This Master Thesis is about the sand erosion challenges with the Francis turbines. The background for studying this subject is the fact that the sand erosion problem is a very negative factor for the development of new hydro electric power plants in many developing countries. The target with this Master Thesis has been to develop a new design, a revised version of the Francis turbine, reducing the sand erosion by 30- 50 per cent compared with today´s version of turbines. The present version of Francis turbines is consisting of three different vane cascades, The stay, guide and runner cascade. The sand erosion is in proportion with the relative speed between the sand particles and the steel cubed. This challenge has thus been analyzed and solved by reducing this speed through the turbine. Regarding the stay vanes, a new design has been proposed where the stay vanes are pressing the spiral casing from outside and not from the inside. This will result in the fact that the whole sand erosion problem has been removed. It has been proposed to remove the the guide vane cascade. This will consequently remove the sand erosion problem here as well. A favourable solution is to increase the reaction degree. For the runner a study of four different parameters has been carried out. These parameters were the number of pole pair in the generator, outlet angle, reaction degree and UCu distribution. The analysis shows that a reduction of sand erosion at the runner outlet was possible by selecting a higher number of pole pair along with a higher outlet angle than what is standard practice today. This result is of high significant importance since the sand erosion is biggest at the runner outlet. A change in the reaction degree may enable the erosion at the inlet of the runner, whereas a change in the UcU will change the erosion between the inlet and outlet. By selecting favourable parameter values, a substantial reduction of sand erosion in a Francis turbine will be possible. The turbines in this Master thesis have been designed in the computer program Matlab. A proposal for new design based upon the results of the parameter study has been analyzed in a CDF analysis. This analysis has been made in Ansys CFX.</p>

<p>Field A is a marginal oil field located in the North Sea, operated by Det norske oljeselskap ASA (hereby Det norske). Det norske are currently working on the maturation of the field development, and have identified three development options. • Floating production, storage and offloading (FPSO), with a bridge link to a well head platform (WHP). • Subsea tie-back to a host facility. • Jack-up with production facility (JUDP) and WHP. Produced oil will be stored in a floating storage unit (FSU). The produced oil will be stabilized to the export specifications and offloaded to a shuttle tanker. The base case for gas export is to export wet gas to a platform on another field, Field B, where it will be dehydrated and conditioned to meet the export specifications in one of the export pipelines connected to the platform. There are however uncertainties concerning the processing suitability at Field B, and Det norske is therefore investigating the possibilities for installing dehydration and conditioning equipment on the Field A platform. In this thesis, different methods for dehydration and conditioning of the Field A gas is tested through process simulations in HYSYS. A mapping of the gas infrastructure in the Field A area reveals two dry gas export pipelines; Statpipe and Vesterled, and two rich gas export pipelines; FUKA and Sage. This thesis is mainly based on dry gas export, and therefore most of the work is put into export in Statpipe or Vesterled. A literature study concerning different methods to dehydrate and condition the gas is performed. The simulations later in the thesis are based on this study. To get a comparison basis for the different development alternatives in terms of weight, costs and complexity, a simulation of a basic Field A process with no dehydration or conditioning is first simulated. This will also be the Field A process if wet gas export to Field B is chosen as the solution for gas protraction at Field A. The basic process is then expanded with different equipment for dehydration of the gas, and the different dehydration processes are briefly evaluated. The dehydration processes are then varied and/or expanded to achieve both adequate dehydration and hydrocarbon dew point in the gas, based on the export specifications in Statpipe and Vesterled. The final processes, achieving both proper water- and hydrocarbon dew point in the export gas, are evaluated and compared to the basic process without dehydration and conditioning, in terms of weight, costs and complexity,. Based on the findings in this thesis it seems dry gas export from Field A is difficult to achieve. Based on the limited information available from the operating company of Field B, the Field B process is simulated in HYSYS to check the process suitability for the Field A gas. Finally, an alternative solution to achieve dry gas export from Field A, by bleeding off propane in the process, is briefly discussed. The solution of rich gas export in either FUKA or Sage is also briefly discussed.</p>

<p>I denne oppgaven er det gjennomført en dynamisk analyse av vannkraftverket Fortun kraftverk. Tre fenomener er særlig vurdert i denne oppgaven: Sjaktsvingninger mellom svingesjakt og magasin, trykkstøt ved turbinen som følge av retardasjonstrykk ved endring i turbinvannføringen og reguleringsstabilitet. Sjaktsvingningene og trykkstøt beregnes analytisk ut fra kontinuitets- og bevegelsesligningen. Modeller av Fortun kraftverk er laget for å beregne trykkstøt og sjaktsvingninger. En modell er programmert for å finne retardasjonstrykket ved bruk av karakteristikkmetoden. En annen modell bruker Eulers metode for å beregne sjaktsvingningene. En båndgrafmodell beregner både trykkstøt og sjaktsvingninger i samme program. For å se på den reguleringsmessige stabiliteten er det laget et blokkdiagram av Fortun Kraftverk for å regne i frekvensplanet. Blokkdiagrammet er satt opp i programmet simulink. SINTEF-programmet LV-trans er benyttet til å simulere Fortun kraftverk. Konklusjonen er at programmene som er skrevet i denne oppgaven ser ut til å gi realistiske resultater. Ut fra beregningene for sjaktsvingninger er det fare for at frispeilstrømning på tunnelsålen kan oppstå ved pådrag i ugunstig fase. Det maksimale trykket foran turbinen blir anslagsvis på 116 mVs i tillegg til vanntrykket fra magasinet. Noe klart svar på systemets reguleringsstabilitet kom ikke fram da det er en feil i modellen som beregner apf-diagrammet til Fortun.</p>

<p>Våtgassytelser</p>

<p>På grunn av den gode reguleringsevnen til norske vannkraftverk blir turbinene i dag kjørt oftere utenfor bestpunkt. Turbinene er opprinnelig designet for å kjøres ved bestpunkt, og kan ta stor skade av å kjøres ved andre driftspunkt over lang tid. I denne oppgaven er det utført laboratorietester på en modell av Tokke kraftverk installert ved Vannkraftlaboratoriet ved NTNU. Trykkpulsasjonsmålingene er blitt utført både ved innløpet av spiraltromma, i omdreiningshulrommet, i sugerørskonusen og i utløpet av sugerøret for hele driftsområde til turbinen. Av frekvensanalysen ble det i hovedsak funnet tre dominerende frekvenser forårsaket av hydrauliske påvirkninger; Rheingans-, bladplasserings- og løpeskovlfrekvensen. I tillegg ble frekvenser forårsaket av elastiske svingninger mellom trykktank og turbin og mellom turbin og sugerørstank observert. Rheingans-frekvensen ble observert ved alle trykktransduserne på riggen. Størst trykkamplitude hadde trykktransduser nr.5 på sugerørskonusen. Dette stemmer godt overens med teorien om at det er sugerørsvirvelen som setter opp trykksvingningen. Trykkamplituden var økende rundt 50-60 % last ved alle trykktransduserne. Bladplasseringsfrekvensen ble observert i omdreiningshulrommet og i sugerørskonusen. Målingene fra omdreiningshulrommet bekrefter teorien om at trykkamplituden øker når avstanden mellom ledeapparat og løpehjulsskovl minker. Løpeskovlfrekvensen ble observert med en svært høy trykkamplitude i omdreiningshulrommet. Den høye amplituden antas å komme av plasseringen av trykktransduseren i omdreiningshulrommet. I tillegg til trykkpulsasjonsmålingene på modellturbinen ble det utført en pumpetest. Resultatene fra pumpetesten viste at trykkpulsasjonene satt opp av pumpen ble dempet helt ut gjennom trykktanken, og har ikke innvirkning på turbintestene.</p>

<p>Hensikten med masteroppgaven er å energiattestere utvalgte yrkesbygg, som på grunnlag av dette skal sammenlignes. Utfordringer man støter på under arbeidet skal dokumenteres, og eventuelle avvik mellom planlagt og reelt medgått tidsbruk skal diskuteres. Retningslinjer for arbeidet er nedfelt i EU-direktivet ”Energy Performance Building Directive” (EPBD). Ved praktisk utførelse har man tatt utgangspunkt i standarder og lovverk som enten har blitt endret, eller fortsatt er under endring som følge av innføringen av EPBD. Alle relevante standarder og retningslinjer var ikke klare per juni 2007, derfor valgte man å ta utgangspunkt i det som gjøres ved dagens enøkanalyser. For å få innsikt i praktiske forhold deltok man på befaring i forbindelse med enøkanalyse. Det ble utarbeidet en foreløpig mal for beskrivelse av tekniske data, og denne ble brukt aktivt ved utførelse av energiattestering av byggene Vøyenenga Ungdomsskole og kontorbygningen Lilleakerveien 2c, som begge ligger i Oslo. Data ble innhentet ved befaringer, målinger og samtaler og skriftlig korrespondanse med relevante aktører. Valgt beregningsverktøy er Energi i Bygninger 3.65 (EiB). Innhenting av informasjon er den mest arbeidskrevende delen av energiattesteringen, og man har konkludert med at tidsbruken kan reduseres ved innføring av et skjema fylt ut på forhånd av driftspersonale. Viktigheten av riktig informasjon er diskutert. Simuleringer i EiB er blitt utført, og man har konkludert med at EiB ikke er et egnet verktøy for beregning av vektet tilført energi og spesifikk varmetapskoeffisient. Man opplevde problemer i forhold til natt- og helgesenkning og fikk uventet lave verdier for varmetapstall. Beregnet varmetapstall i EiB er derfor ikke brukt videre i vurdering av byggene. Vøyenenga Ungdomsskole anbefales å bli tildelt et primærmerke for vektet tilført energi i energiklasse C. Kontorbygningen Lilleakerveien 2c anbefales å bli tildelt et primærmerke for vektet tilført energi i energiklasse D.</p>

<p>Vedrørende sammendrag henvises til diplomen.</p>

<p>Hensikten med denne masteroppgaven har vært å studere energiforbruket på Kårstø gass- prosesseringsanlegg. Økende energipriser og strengere miljøkrav fører til et økende fokus på energibesparende tiltak. Denne rapporten betrakter muligheter for slike tiltak i kraft- og varmeforsyningssystemet på anlegget. Hele kraft- og varmeforsyningssystemet er analysert. Dette består av seks gassturbiner med tilhørende kjeler, samt to direktefyrte kjeler. Det eksisterende anlegget har blitt sammenlignet med to mulige scenario for kraft- og dampproduksjon. Første scenario forutsetter at en kjel av typen Foster Wheeler er ute av drift til enhver tid. Andre scenario ser på virkningen av å la de to direktefyrte kjelene utnytte røykgass fra hver sin nye gassturbin for dampproduksjon. Energiutnyttelsen på anlegget ved disse scenarioene er også sammenlignet med energi- utnyttelsen på et nytt anlegg, der all produksjon av kraft og damp skjer ved kogenerering. Analyser for årene 2010 og 2017 er utført. I tillegg er en mindre del av anlegget studert i nærmere detalj; Avon-Foster Wheeler-anlegget. Avon-turbinene driver tre salgsgasskompressorer i Statpipe-anlegget direkte, mens Foster Wheeler-kjelene produserer damp. Denne delen av kraft- og varmeforsynings- systemet har vært i drift siden Kårstø ble bygget tidlig på 1980-tallet, og bærer derfor preg av slitasje. I tillegg er nyere teknologi nå tilgjengelig, og det har vært av interesse å finne ut hvordan kraften og dampen fra denne delen av anlegget kan produseres mer energieffektivt. Følgene alternativer for dampproduksjon og drift av salgsgasskompressorene er betraktet: - Alternativ 1: Bytte ut Avon-turbinene med tre nye gassturbiner. Salgsgasskompressorene drives fortsatt direkte. - Alternativ 2: Bygge et nytt CHP-anlegg for produksjon av damp og elektrisitet. Elektrifisering av salgsgasskompressorene. Tre ulike muligheter er betraktet for kraft- og varmeproduksjon er betraktet. - Alternativ 3: Elektrifisere salgsgasskompressorene med elektrisitet fra nett. Direktefyrte kjeler for dampproduksjon. Ulike mengder resirkulering av røykgassgass fra kjelens utløp til kjelens innløp er betraktet og nummerert fra 3a-e. Analysen av kraft- og varmeforsyningssystemet tar for seg omsetning av masse, energi og eksergi i tillegg til enkle overslag av CO2-utslipp. For analysen av hele kraft- og varmesystemet viste resultatene at det eksisterende anlegget, bestående av kjeler og gassturbiner, har en total eksergivirkningsgrad på 41,4% i 2010 dersom en Foster Wheeler-kjel er ute av drift. Dersom alle kjelene er i drift øker eksergivirkningsgraden til 43,6%. Dersom man i tillegg kobler gassturbiner til KEP- og Sleipner-kjelen øker eksergivirkningsgraden ytterligere til 47,3%. Dette kan igjen sammenlignes med et helt nytt anlegg med nye gassturbiner og kjeler. Et slikt anlegg er modellert med en resulterende eksergivirkningsgrad på 51,1%. For Avon-Foster Wheeler-anlegget er det vist at nyere teknologi utnytter innfyrt eksergi bedre enn det eksisterende anlegget. Alternativ 3 resulterer derimot i at eksergiutnyttelsen blir dårligere. Når det gjelder total eksergivirkningsgrad for alle anleggene viser resultatene at alternativ 2b er det alternativet som har den høyeste totale eksergivirkningsgraden med 53,6% tett etterfulgt av alternativ 2a med 53,5%. Dette kan sammenlignes med Avon-Foster Wheeler-anlegget som har en total eksergivirkningsgrad på 46,7%. I tillegg er alternativ 2b det alternativet med det laveste CO2-utslippet på 356,44 kg/MWh eksergi levert fra anlegget. Dette tilsvarer 14,4% lavere spesifikke utslipp enn Avon-Foster Wheeler-anlegget.</p>

<p>På Tomasjordnes i Tromsø bygges det nå et boligfelt der varmebehovet til romoppvarming og varmtvann blir dekket av et nærvarmeanlegg. Varmesentralen har installert én gasskjel og én elektrokjel. I forbindelse med bygging av et nytt renseanlegg 500 meter sør for boligfeltet planlegges det å utnytte varmen avløpsvannet som grunnlastkilde i nærvarmeanlegget ved hjelp av en varmepumpe. I denne rapporten er fire ulike varmepumpe-løsninger sammenlignet ut fra årsanalyser i simulerings-programmet FrigoSim. For det planlagte varmepumpesystemet på Tomasjord med tur-/returtemperatur på 80/50 ºC vises det at et totrinns anlegg med NH3 kommer best ut energimessig, økonomisk og miljømessig i forhold til de andre alternativene. Varmeytelsen for anlegget er 1500 kW ved 5/70 ºC og årsvarmefaktoren er 3,5 inkludert spisslastkjel og kloakkpumper. Anlegget gir under halvparten av CO2-utslippene fra en gassfyrt varmesentral, selv med strøm gasskraftverk. Et alternativ med ytelse på 1150 kW gir årlige kostnader som er 300 000 kr høyere på grunn av stor økning i energikostnader til spisslastkjelen og liten reduksjon i investeringskostnader. Det ble også analysert hvordan temperaturen i varmedistribusjonssystemet påvirker de forskjellige varmepumpeløsningene. Simuleringene viser at ved å ha tur-/returtemperatur på 60/40 ºC, kan varmepumpens årsvarmefaktor økes med 15–20 % og årlig energibehov reduseres med 10–20 % i forhold til et 80/50 ºC- system. For en NH3-varmepumpe vil antall kompressortrinn kunne reduseres fra to til ett, noe som nær halverer aggregatkostnadene. En av de analyserte varmepumpeløsningene benytter fire små turbokompressorer. Resultatene viser at i et 60/40 ºC- system, vil en slik løsning egne seg meget godt. Et slikt anlegg vil da kun ha 3 % høyere total energibruk enn et ettrinns anlegg med ammoniakk. På grunn av lavere investerings- og vedlikeholdskostnader vil alternativet med turbokompressor gi svakt lavere årlige kostnader. Kompressorene egner seg ikke i varmepumpeanlegg for nærvarme med høyere tur-/returtemperatur fordi de ikke kan levere høyere vanntemperaturer enn 57-58 ºC. Det konkluderes med at hvis R134a skal brukes og tur-/retur-temperaturen er 60/40 ºC eller lavere, er små turbo-kompressorer det beste alternativet. Årssimuleringer med overhetingsvarmeveksler koblet i serie med kondensatoren på vannsiden viser en økning i årsvarmefaktor for både ett- og totrinns NH3-varmepumpe. Reduksjonen i totalt energiforbruk er størst når varmepumpens ytelse i utgangspunktet blir begrenset deler av året av høye temperaturer i sekundærsystemet. Overhetingsvarmeveksleren kan øke varmeytelsen disse dagene med opptil 15% og dermed reduseres behovet for å bruke spisslastkjelen. For NH3- varmepumpen på Tomasjord kan installasjon av overhetingsvarmeveksler gi årlige energibesparelse på over 85 000 kWh og gi kostnads-besparelser på 15 000 kr i året. Hvis varmepumpen må begrense ytelsen deler av året på grunn av begrensninger i kondenseringstemperaturen, er det svært sannsynlig at installasjon av overhetingsvarmeveksler vil være lønnsomt, også ved ettermontering i eksisterende anlegg. Resultatene viser at det ikke er vesentlig forskjell i årlige kostnader mellom rørkjel- og platevarmeveksler brukt som overhetingsvarmeveksler. Dette forutsetter imidlertid at vannstrømmen splittes slik at kun halv-parten av turvannet går gjennom varmeveksleren ved bruk av platevarmeveksler.</p>

<p>Gauldal Energi AS fikk i 2006 konsesjon av NVE til å oppgradere Gaula kraftverk i Holtålen kommune. Kraftverket fra 1923 ligger i Gaulavassdraget, som er vernet. De miljømessige konsekvensene for vassdraget ved en oppgradering ble vurdert til å være små, og konsesjon til å utnytte 64 % av midlere vannføring ble gitt. Dette tilsvarer en økning på 400 % i forhold til slukeevnen i det eksisterende kraftverket. Dam, inntak samt øvre del av rørgata i eksisterende Gaula kraftverk er oppgradert i den senere tid, og ble da dimensjonert med tanke på fremtidig økt vannføring. Disse komponentene beholdes derfor ved oppgraderingen av resten av kraftverket. Masteroppgaven tar utgangspunkt i egne beregninger av nedbørsfelt. Basert på disse resultatene er det gjort beregninger for dimensjonering og valg av rør til nedre del av vannveien. Det ble også gjort vurderinger av antall turbiner i kraftverket og plassering av beste driftspunkt for disse. Hoveddimensjoner for turbinene ble også regnet ut. Vurderingene er basert på resultater fra beregninger av energiproduksjonen i kraftverket, og alternativene ble rangert etter enkle økonomiske beregninger. Beregningene ble gjort i egenutviklede regneark. I oppgaven ble det konkludert med at rørgaten i Gaula kraftverk bør være av glassfiberarmert umettet polyester (GUP), og med en diameter på 1560 mm. Det anbefales at det installeres to Francisturbiner på 2,19 og 0,59 MW. Spjeldventil og synkrongeneratorer ble også anbefalt. Programvaren som ble utviklet for beregningene bør videreutvikles slik at den fungerer optimalt.</p>