På det kombinerte produksjons og lagerskipet for olje og gassproduksjon Norne FPSO er det installert fire vanninjeksjonspumper på 5,2 MW hver. Vanninjeksjonspumpene opprettholder trykket i olje og gassreservoarene. Motorene startes direkte på 11 kV nivå og startmetoden fører til uønskede spenningsforhold. Det antas at spenningsforholdene under starten kan skade det elektriske anlegget. Prosjektet er en videreføring av en prosjektoppgave som ble påbegynt høsten 2006. Hovedmålet med prosjektet er å kartlegge tiltak som kan bedre spenningsforholdene under motorstarten. Simuleringsprogrammet SIMPOW blir benyttet til analysene. SIMPOW-Modellen som ble etablert i høstprosjektet er ytterligere oppgradert og nye komponenter inkluderes i modellen. En oppgradering av hovedgeneratorene er påbegynt og ytelsen skal økes. Dette medfører at ytelsen til gassturbinene som driver generatorene må økes. Innvirkningen på driftsforholdene og installasjonen som følge av oppgraderingen er aktuelt å studere nærmer. Resultatene ble sammenlignet med målinger fra motorstart, idriftsettelsesprosedyre for generatorene og dynamiske analyser som tidligere var utført med simuleringsprogrammet EDSA. Det er gjort simuleringer av motorstarter i ulike driftsituasjoner og med forskjellig antall generatorer innkoblet. Det er ikke samsvar mellom resultatene fra simuleringsprogrammene SIMPOW og EDSA. Fra dokumentasjonen som er tilgjengelig antas det at modellene samsvarer forholdsvis bra, men resultatene fra analysen er noe ulike. Simuleringsprogrammet EDSA gir en raskere respons for spenningskurven under starten av vanninjeksjonspumpene. Det er heller ikke samsvar mellom målinger fra en motorstart på anlegget og resultatene fra SIMPOW og EDSA. For å bedre spenningsforholdene er det gjort simuleringer med statisk magnetiseringssystem, kompensering med statisk VAr system og tyristorstyrt kondensatorer og innføring av tilleggssignal i spenningsregulatoren. Tiltaket som gir den største reduksjonen av spenningstoppen var det statiske magnetiseringssystemet. Det statiske VAr systemet gir gode spenningsforhold under starten, men reduksjonen i spenningstoppen var mindre enn for det statiske magnetiseringssystemet. Reduksjonen av spenningstoppen med statisk Var system er ikke i så stor grad knyttet til innkoblete generatorer som tilleggssignalet. Statisk VAr system og statisk magnetiseringssystem krever ombygging av den eksisterende installasjonen. Det kreves mer vedlikehold av et statisk magnetiseringssystem enn av det roterende magnetiseringssystemet som er installert på nåværende tidspunkt. Tilleggssignalet i spenningsregulatoren gir reduksjon i spenningstoppen, men reduksjonen var noe mindre enn de foregående forsøkene. Antall generatorene som er tilkoblet har innvirkning på reduksjonene av spenningstoppen. Flere genereringsenheter innkoblet gir større reduksjon av spenningstoppen med tilleggsignalet. Initieringsmetoden som er brukt for tilleggssignalet i simuleringene er ikke tilrådelig, små avvik i starttiden for vanninjeksjonsmotoren kan gi store utslag i spenningen. Forsøkene har imidlertid vist at tilleggssignalet kan benyttes til å redusere spenningstoppen, men en bedre initieringsmetode trengs. For verifikasjon av simuleringsresultatene anbefales det å gjøre flere målinger fra motorstarter. Hvis et av tiltakene fra analysene som er gjort kommer til å bli tatt i brukt på Norne FPSO, bør en grundigere studie av innvirkningen på det elektriske anlegget gjennomføres.

En rekke alvorlige hendelser har de siste årene ført til økt fokus på sårbarhet. Potensiell sårbarhet har fått stor oppmerksomhet i media i etterkant av for eksempel ekstremvær, store strømbrudd og terrorangrep. Også i fagmiljøer har en stilt spørsmål ved robustheten til dagens samfunn, og understreket viktigheten av en faglig evaluering av dette. Denne oppgaven tar for seg sårbarhet i kraftnettet, med spesiell fokus på sårbarhet i regional- og distribusjonsnett forårsaket av klimapåkjenninger i en norsk sammenheng. Gjennom litteraturstudie, selvstendig tenkning, innhenting av erfaring og etablering av case søker en svar på fire grunnleggende spørsmål: •Hva innebærer sårbarhet i kraftnettet, og hvordan kan det defineres på en hensiktsmessig måte? •Hvordan registreres og evalueres sårbarhet i kraftnettet, og finnes det bedre måter å gjøre dette på? •Hva har klimapåkjenninger å si for sårbarheten i kraftnettet, og hvordan kan klimarelatert sårbarhet evalueres? • Hva er utbyttet av sårbarhetsanalyser, og hvilket potensial har de? Oppgaven viser at sårbarhet i kraftnettet overføres til sårbarhet i samfunnet, og at fravær av forsyning gir en domino-effekt av samfunnsmessige konsekvenser. En hensiktsmessig definisjon av sårbarhet i kraftnettet bør ta hensyn til dette. Følgende definisjon foreslås: Sårbarhet i kraftnettet er en nedsatt funksjonsevne i dette systemet som forplanter seg til en nedsatt funksjonsdyktighet i samfunnet generelt. Tidligere studier viser at det finnes en rekke parametere som brukes til å beskrive sårbarhet. Avbrutt effekt, ikke-levert-energi og avbruddstid er av de mest brukte. Et poeng som understrekes i denne oppgaven er at sårbarhet er en flerdimensjonal størrelse, og de fleste parametere kan i enkelte tilfeller gi et noe misvisende resultat. Som løsning på dette foreslås det i oppgaven at avbrudd klassifiseres ut fra parametere gitt av det rammede området uavhengig av den aktuelle hendelsen. Det utvikles som sårbarhetsindiaktor en grafisk fremstilling av utetid pr karakteristisk effekt og KILE pr kunde pr time. Hensikten er å sammenligne ulike hendelser i ulike områder på en hensiktsmessig måte, og å fokusere på faktisk reduksjon i samfunnets funksjonsdyktighet ved en hendelse fremfor totale kostnader. Ved å se på aktuelle forskrifter slås det fast at det finnes faste rutiner for registrering og analyse av feilhendelser i nettet, og at et sårbarhetsbegrep er i ferd med å arbeides inn i normgrunnlaget. I forhold til sårbarhetsbegrepet brukt i denne oppgaven, finner en imidlertid svakheter ved metoden for risiko- og sårbarhetsanalyse som legges til grunn i forskrift. Det anbefales at sårbarhetsindikatoren presentert i oppgaven tas med i analysen. Dette antas å gi et samfunnsøkonomisk akseptabelt og ikke minst samfunnsmessig rasjonelt resultat som vektlegger reelt sårbarhetsreduserende tiltak. Oppgaven viser at klimapåkjenninger er svært aktuelt i et sårbarhetsperspektiv ettersom de står for en betydelig andel av avbrudd og andel ikke-levert-energi samtidig som påkjenningen selv er utenfor ens kontroll. Klimapåkjenninger kan dessuten komme inn ved flere aspekter av en hendelse. De kan være bakenforliggende, utløsende, forverrende og/eller forlengende årsaker. Metoden som anbefales og vises i denne oppgaven er en kombinasjon mellom risiko- og sårbarhetsanalyse som beskrevet i norm og sårbarhetsindikatoren presentert i oppgaven. Oppgaven viser et solid potensial for sårbarhetsanalyse. En grundig gjennomgang av kraftnettet og de eventualiteter som kan oppstå er med på å øke forståelse av systemet en er satt til å drifte, og kan være et viktig utgangspunkt for å vurdere om en har nødvendige kunnskaper, rutiner, ressurser og beredskap til å utføre oppgaven på en best mulig måte. Sårbarhetsanalyser kan også være et nyttig verktøy i forhold til å overføre og spre erfaringsbasert kunnskap. En del arbeid står igjen i forhold til å etablere gode indikatorer og allment aksepterte metoder for sårbarhetsanalyse. Med utgangspunk i oppgaven synes det imidlertid klart at slike analyser, og da spesielt utvidede analyser som den introduserte sårbarhetsindikatoren representerer, er et nyttig verktøy som det er verdt å videreutvikle.

I Midt-Norge er det i dag et stort kraftunderskudd, og på grunn av økende industrilast i regionen forventes det at underskuddet stiger i årene som kommer. Det finnes planer for å etablere ny produksjon i området, men investeringsbeslutninger mangler. For tiden arbeides det med å bygge en ny forbindelse mellom Nea Järpstraumen, som er en av overføringslinjene inn til Midt-Norge. Prosjektet skal etter planen ferdigstilles til 2009. Utover dette har ikke NVE gitt konsesjon til ytterligere linjeutbygginger i området per 2007-06-20. Fremtidig forbruksøkning må derfor transporteres inn til Midt-Norge gjennom et sentralnett som allerede er sterkt belastet. Når importen øker, stiger faren for spenningssammenbrudd ved forstyrrelser i nettet. Dersom det oppstår spenningssammenbrudd vil hele Midt-Norge miste strømmen. En slik hendelse vil være uakseptabelt og må unngås. I denne oppgaven er det undersøkt hvor mye effekt det er forsvarlig å importere til Midt-Norge uten at det er fare for spenningssammenbrudd ved forstyrrelser i nettet. Det er gjort stasjonære og dynamiske analyser ved hjelp av kraftsystemsimulatoren PSS/E. For å forenkle arbeidet med simuleringene er det også utført noe programmering i Python og Visual Basic. I analysene er det sett på to case som er representative for hvordan man tror situasjonen vil være i 2010. Den ene casen representer en typisk vintersituasjon, med høy last og store deler av produksjonskapasiteten i Midt-Norge er tilgjengelig. Den andre casen representerer en situasjon tidlig på våren. På grunn av lite vann i magasinene sparer mange produsenter på vannet og den tilgjengelige generatorkapasiteten i Midt-Norge er kraftig redusert. Forbruket er imidlertid fortsatt høyt og det vil være nødvendig med stor import. Begrensningene av resultatene ligger i modelleringen av nettet, generatorene og belastningene. I tillegg er det gjort enkelte antagelser angående lastsammensetning og produksjonsfordeling. Dersom noen av antagelsene viser seg å være noe annerledes enn det som er forutsatt, kan dette gi andre resultater og konklusjoner. De forløpene som simuleringene viser, vil likevel gi en indikasjon på hvordan systemet vil respondere på ulike hendelser. Simuleringsresultatene viser ingen antydning til spenningssammenbrudd når tilgjengelig produksjonskapasitet i Midt-Norge er høy. Analysene indikerer at det vil være fare for spenningssammenbrudd i Midt-Norge når tilgjenglig produksjonskapasitet i området er redusert. I følge analyseresultatene, vil utfall eller kortslutning av Nea Järpstraumen eller Nea Klæbu føre til at det kan oppstå spenningssammenbrudd i Midt-Norge. Imidlertid ser det ut til at sammenbrudd kan unngåes hvis importen begrenses til mellom 1300 og 1600 MW. For å sikre tilgangen på effekt i Midt-Norge bør det legges til rette for ny produksjon i regionen. I tilegg bør linjenettet inn til området forsterkes. Statnett søkte konsesjon om å få bygge en ny linje mellom Sogn og Møre 2007-03-08. Det utelukkes ikke at dette er den beste løsningen. Spenningssammenbrudd kan forutsees ved å overvåke produksjonen til SVC anleggene i regionen. Hvis alle SVC anleggene i regionen produserer opp mot sin maksimale produksjon, bør det tolkes som at faren for spenningssammenbrudd er overhengende.

Rapporten Fører hendelser på høyspenningsnettet til brannskader i lavspenningsinstallasjoner? som ble utarbeidet av Gjensidige i 2005, hadde som mål å belyse hvorvidt jordingsforhold i forsyningsnett og ved transformatorstasjoner kan ha innvirkning på hyppigheten av branner og branntilløp i elektriske installasjoner. Høyspenningsapporten avdekket store variasjoner i brannfrekvens kommuner imellom i tillegg til lite tilfredsstillende jordingsforhold flere steder i nettet. Gjensidige jobbet etter en hypotese om at feilstrømmer ved jordfeil på HV- nettet kan overføres til LV- nettet, og derfra inn i bygningsinstallasjoner og føre til brannskader i TT- nett og i IT- nett der hvor gjennomslagsvernet er havarert. I tillegg mener de problemet vil være størst der overgangsmotstanden i/ved transformatoren er høyere enn hos abonnentene, og det ikke foreligger jordingsfellesskap mellom transformatorjord og abonnentjord. Denne oppgaven går ut på å drøfte hvorvidt hypotesene i Gjensidiges rapport er riktige, og undersøke årsaker til det høye antall forsikringsoppgjør med elektrisk årsak og den store variasjonen i brannfrekvens kommuner imellom. Den første delen av oppgaven er en teoretisk drøfting av Høyspenningsrapportens hypotese; overføring av høyspente feilstrømmer til lavspenningsnettet via potensialheving av transformatorkassen er sentralt, og virkningen av jordingsfelleskap mellom transformator og abonnenter diskuteres. Det ble funnet at jordingsfellesskap fungerer godt til å dempe påkjenninger fra temporære overspenninger siden feilstrømmene fordeler seg i hele jordingssystemet. Gjensidiges hypotese er dermed riktig, men gir et noe snevert bilde av hvilke hendelser i nettet som kan forårsake brannskader. Ved høyfrekvente overspenninger som oppstår ved lynnedslag eller koblinger i nettet vil en ikke få det samme utbytte av jordingsfelleskap, siden impulsmotstanden i jordingssystemet er mye større enn den stasjonære motstanden, og en risikerer dermed at de nærmeste abonnentene rammes hardest av transientene. I rapportens andre del undersøkes andre aspekter som kan ha innvirkning for hva som forårsaker så stor forskjell i brannfrekvens fra kommune til kommune. Aust- Agder, Vest- Agder og Nord- Trøndelag skilte seg ut i Gjensidiges statistiske fremstilling ved at de hadde enkelte kommuner med svært høy brannfrekvens, samtidig som andre kommuner hadde svært lav brannfrekvens. Årsakene til de store forskjellene ble vurdert med bakgrunn i nettdata fra nettselskapene i fylkene, Agder Energi og NTE, og branndata fra FNH. På bakgrunn av undersøkelser gjort i denne oppgaven kan det ikke slås fast at områder med stor andel kabelnett sjeldnere rammes av overspenningskader enn installasjoner i områder med mest luftnett, utenom for noen av innlandskommunene i Agder. Det er heller ikke fremtredende at installasjoner tilknyttet TT- system oftere rammes av elektriske branner enn installasjoner i IT- nett, selv om det er en del flere elektriske fenomenskader i Agder enn i Nord- Trøndelag. Det ser ut til at den store forskjellen i lynaktivitet mellom områdene som har størst innvirkning på brannfrekvensen. Det ble heller ikke avdekket store avvik i selve registreringen som kan forklare de store forskjellene kommunene imellom, men enkelte kommuner får høy brannfrekvens på grunn av enkelthendelser. Kontroll og vedlikehold av nøytralpunktsvern, nøye planlagte vernløsninger og utbedring av jordingsforhold medvirker til redusert brannfrekvens fra 2004 i Nord- Trøndelag. Agder- fylkene er svært utsatt for lynaktivitet, noe som ser ut til å ha stor innvirkning på hyppigheten av elektriske fenomenskader. I Agder- fylkene forekommer en økning i antall branner i 2006, muligens i forbindelse med det høye antallet overstrømshendelser i det høyspente fordelingsnettet. En svært stor del av disse hadde utløsende årsak tordenvær eller snø/is.

I denne oppgaven er det sett på nullpunktspenninger i det spolejordete Fillan-nettet på Hitra. Grunner til variasjoner i nullpunktspenningen er undersøkt, spesielt med hensyn å avdekke hvorfor man i noen tilfeller får unormalt høye spenninger. Dette har i det aktuelle nettet tidligere ført til uønskede utkoblinger av feilfritt nett. Nullpunktspenningen samt nullstrømmene for de fire avgangene i nettet er logget i perioden 7. februar til 14. mars. Dette ble gjort for å undersøke en eventuell sammenheng mellom nullpunktspenningen og værforholdene. På grunn av en feil i jordslutningsspolens regulatorkrets den 12. februar ble perioden hvor målingene kunne brukes veldig kort. Det ble funnet en sammenheng mellom nedbør og nullpunktspenning, hvor nullpunktspenningen var lavere i regnvær. Dette kan forklares ut fra økt konduktiv avledning i vått vær. Det kunne imidlertid være ønskelig med flere målinger for å verifisere dette da datagrunnlaget er noe tynt. En sammenheng mellom lastforholdene i nettet og nullpunktspenningen ble også vist. Variasjonene som følge av dette var imidlertid begrensede og kan ikke forklare nullpunktspenninger i en størrelsesorden som vil aktivere jordfeilvernene. Nettet på Hitra ble simulert i programmet ATP. Simuleringene viste at en lav symmetrisk konduktiv avledning vil kunne aktivere jordfeilvernene, men at vernene i disse tilfellene ikke vil løse ut linjen grunnet for lav wattmetrisk nullstrøm. Det må i forbindelse med simuleringene nevnes at samsvar mellom kretsparametrene i simuleringen og målingene ikke ble oppnådd, og at dette kanskje kan føre til feil. Variasjoner i den kapasitive usymmetrien som følge av endringer i temperatur, luftfuktighet, lufttrykk og nedbør kan sannsynligvis avskrives som grunn til endringer i nullpunktspenningen. Her må det imidlertid tas forbehold på grunn av et tynt målegrunnlag. Det ble ikke observert nullpunktspenninger som var høye nok til å aktivere jordfeilvernene i perioden hvor målinger ble gjort. Det ble heller ikke funnet noen sikker forklaring på hvorfor dette har oppstått tidligere.

Formålet med denne oppgaven er å vise hvordan tiltak som skal sikre det norske kraftsystemet i en tørrårssituasjon, vil påvirke den normale disponeringen av vannmagasinene. Den høye vannkraftandelen i det norske produksjonssystemet gir helt andre utfordringer i forhold til tørrårssikring, enn hva som er tilfellet i termiskdominerte kraftsystemer. Disse utfordringene har økt de siste årene som en følge av at energibalansen i Norge er strammere enn hva den var før restruktureringen. I et tilsigsmessig normalår med normale temperaturforhold, var kraftunderskuddet i 2006 på 3 TWh. En strammere kraftbalanse observeres også dersom man sammenligninger magasinfyllingen relativt til det årlige forbruket. Fra begynnelsen av 1990 – tallet og fram til i dag, viser beregningene en reduksjon i magasinfylling ved inngangen til tappesesongen. I oppgaven er det simulert tre prinsipielt forskjellige tiltak for å bedre det norske kraftsystemets evne til å takle tilsigssvikt. Det første tiltaket er å endre nivået på den kraftverdien markedet forventer at myndighetene griper inn i kraftsystemet med tvungen rasjonering. Ved å heve rasjoneringsprisen, øker forventningsverdien av vannet og dermed lagres mer vann i påvente av ekstremt høye priser. Den andre simuleringen er av SAKS – tiltakene reservegasskraftverk og opsjoner i forbruk. Dersom sannsynligheten for rasjonering stiger over 50 prosent, vil tiltakene bli aktivert. Bruk av disse tiltakene vil imidlertid påvirke kraftverdien i den anstrengte perioden, noe som kan føre til redusert vannverdi i forkant av situasjonen og dermed redusert magasinfylling. Det siste tiltaket som er modellert er strengere regulering av kraftmagasinene i Midt-Norge. I denne simuleringen holdes det tilbake mer med vann i Midt-Norge gjennom fyllingssesongen. På den måten bedres magasinfyllingen gjennom vårknipa. Endringene i rasjoneringspris påvirker magasindisponeringen slik det var antatt på forhånd. Simuleringene viser imidlertid at dersom priselastisiteten ikke øker når kraftverdiene blir ekstreme, må man i korte perioder tillate kraftpriser på mellom 8 kr/kWh og 10 kr/kWh for å unngå rasjonering. Dersom SAKS – tiltakene implementeres i modellen, viser simuleringene at vannverdiene bare påvirkes i liten grad i forkant av de svært anstrengte situasjonene. Dermed tilføres systemet mer energi fra SAKS – tiltakene, enn den reduksjonen man observerer i forkant av situasjonen. Dette forutsetter imidlertid restriktiv bruk av tiltakene. Dersom tiltakene brukes for mye, økes påvirkningen på vannverdiene. En streng magasinregulering i Midt-Norge gav økte middelpriser gjennom året og høyere flomtap. Dette tiltaket gav også det laveste samfunnsøkonomiske overskuddet. Dersom de samfunnsøkonomiske kostnadene ved rasjonering baseres på en rasjoneringspris på 300 øre/kWh, indikerer resultatene av simuleringene at man ikke bør benytte noen av de andre tiltakene. Det høyeste samfunnsøkonomiske overskuddet oppnås dersom det ikke implementeres andre tiltak i tillegg til denne rasjoneringsprisen. Dette observeres til tross for at rasjoneringsmengden reduseres dersom denne rasjoneringsprisen kombineres med ett eller flere SAKS – tiltak. Dersom kostnadene for rasjonering baseres på KILE – kostnadene endres bildet. Resultatene tyder da på at en kombinasjon av forholdsvis høye rasjoneringspriser og en meget restriktiv bruk av SAKS – tiltakene, vil være den mest hensiktsmessige tørrårssikringen i Norge.

I denne rapporten er det gitt en beskrivelse av de forskjellige reguleringsregimene i Danmark, Finland, Norge og Sverige. Alle regulatorene bruker, eller er i ferd med å innføre, benchmarkingsmodeller for å sammenligne nettselskapenes prestasjoner. I Norge og Finland brukes DEA, i Danmark skal Netvolumen brukes og i Sverige brukes Nettnyttemodellen. Den største forskjellen mellom regimene er måten benchmarkingsresultatene benyttes til å lage krav til nettselskapene. I Norge benyttes en kombinasjon av historiske kostnadstall og benchmarkingsresultat direkte til å fastsette selskapenes inntektsrammer. I Danmark skal benchmarkingsresultat benyttes til å gi selskapsspesifikke effektiviseringskrav til hvert enkelt selskap. I Finland og Sverige benyttes benchmarkingsresultatene som et vurderingsgrunnlag for hvilke selskaper som skal undersøkes nærmere. I rapporten er flere aspekter ved reguleringsregimene og de respektive benchmarkingsmodellene sammenlignet. For ytterligere sammenligning ble det utført en case-studie, hvor tre norske distribusjonsselskap ble satt inn i den danske benchmarkingsmodellen Netvolumen. Resultatene fra disse analysene viser at det norske selskapet med høyest kundetetthet kom dårligst ut. I følge Dansk Energi er det en klar tendens til at city- / byselskaper kommer dårlig ut i den danske benchmarkingen. Resultatene fra analysene viser også at de norske selskapene oppnår en lav effektivitetsscore sammenlignet med de danske selskapene. Dette kan skyldes at det generelt er dyrere å drifte et nett i Norge grunnet andre rammevilkår eller at norske selskaper har en lavere effektivitet enn danske selskaper. En stor andel av forskjellen kan også skyldes forskjeller i datagrunnlaget, da det er forskjeller i regnskapsføringspraksis og skatte- og arbeidslover. Det ble også utført en spørreundersøkelse blant distribusjonsselskaper i Danmark, Finland, Norge og Sverige. 103 selskaper har svarte innen tidsfristen. Resultatene fra denne undersøkelsen finnes i bilag 1.

Denne rapporten er en vurdering av alternative strukturer i utførelsen av moderne bygningsinstallasjoner. To konkrete bygninger er vurdert, Sentralbygg II (SBII) på NTNUs campus Gløshaugen, og en del av Byåsen Videregående Skole (BVS), også i Trondheim. Et pluggbart system for elektroinstallasjoner, Wieland Gesis, er vurdert opp mot konvensjonelle installasjoner i de aktuelle bygningene. I den alternative løsningen er det også benyttet 4-polte kurser med geografisk inndeling av laster. Det er i tillegg gjort vurderinger rundt økonomisk optimalisering av stigeledninger i bygninger. Når det gjelder de konkrete bygningene, ble det vist at en full installasjon av SBII med den alternative konfigurasjonen kunne redusere installasjonskostnadene med 32 %, sammenliknet med de faktiske kostnadene. På BVS ble det alternative systemet sammenliknet mot en estimert pris for en konvensjonell installsjon. Den alternative løsningen var her 17,7 % rimeligere. Sammenlikningen ble opprinnelig gjort med et system for romkontroll inkludert i den nye konfigurasjonen. Inklusive romkontrollen ble den nye løsningen bare lønnsom rent økonomisk i tilfellet SBII. I analysen kom det fram at det var mye å spare som på at stigeledningene ble redusert som følge av en ny kalkulasjon av effektbehovet. Under dimensjonering viste det seg at prisen for å legge stigeledninger kan optimaliseres ved at det ikke nødvendigvis legges bare en kabel i passende størrelse, men det økonomisk gunstigste av 1 eller flere like store kabler. I mange tilfeller er det konfigurasjoner med flere kabler som lønner seg, også inkludert kostnadene for arbeid. I konklusjonen er det fastslått at 4-polte, geografisk inndelte kurser sannsynligvis er mer økonomisk fremfor 2-polte med funksjonell inndeling, som er det vanlige i dag. Pluggbare systemer er også anbefalt, men fortrinnsvis i bygninger med funksjoner plassert rundt lange korridorer, og utstrakt bruk av systemhimlinger med innfelte armaturer som kan tilpasses det aktuelle systemet. Det er også utarbeidet en figur til hjelp for økonomisk optimalisering av stigekabler.

Det er i dag store forskjeller på både alder og tilstand på veilysanleggene i Norge. Eldre anlegg består av armaturer med konvensjonelle forkoblingssystem, mens nye anlegg er sterkt anbefalt av veinormalen å skulle installeres med armaturer med elektronisk forkoblingsutstyr. Nytt utstyr kan også gi muligheter for dimming. Det er i denne rapporten sett på de elektriske forholdene i utvalgte veilysanlegg. Det er kartlagt spenningsforhold og effektforhold for 11 anlegg og 120 armaturer inkludert testanlegget ved NTNU. To av disse anleggene er videre benyttet til å se på muligheten for energibesparelse ved utskifting av armaturene og innføring av en dimmestrategi basert på astronomisk ur. For å kunne vurdere sparepotensialet har det blitt undersøkt effektbehovet for armaturer med både konvensjonelt og elektronisk forkoblingsutstyr. Resultatene fra disse viser at mens armaturene trekker bortimot det samme ved merkespenning, 230 Volt. Konvensjonelle armaturer trekker derimot lavere effekter desto lavere påtrykt spenning blir. Det er fortatt målinger ned til og med 170 Volt. Elektroniske armaturer holder effekten konstant uavhengig av spenningen. Det vil si at ved spenninger under 230 Volt trekker disse armaturene mer enn de konvensjonelle. De elektroniske armaturene som det er målt på har derimot vist seg å ikke i alle tilfeller tåle lave spenninger, under 200 Volt. Den elektroniske Philipsarmaturen (150 W) viste et den klarte ikke å holde fast effekt lenger ned enn til 200 Volt. Dette bedret seg derimot når lampen var dimmet. Multiluxarmaturene av forskjellig merkeeffekt klarte alle å opprettholde effekten ved lavere spenninger, men en av armaturene slukket ved 172 Volt. Dette er av relevans ettersom det er målt spenninger under 170 Volt i reelle veilysanlegg. Målingene i veilysanleggene viser at det er store forskjeller fra anlegg til anlegg. Selv om ikke anleggene ble valgt ut etter størrelse, og dermed ikke etter muligheten for stort spenningsfall med ett unntak, ble det funnet to kurser med spenninger under 230 Volt. Den ene av disse har mastspenninger under 170 Volt. Dette medfører når kursene består av konvensjonelle armaturer, lave armatureffekter og visuelt markant merkbart lavere lysfluks fra armaturene. Resultatene fra målingene viser også en sammenheng mellom spenningsfallet og trekt effekt for kursene med konvensjonelle armaturer. I kursene med målt minimal spenning over 4 % lavere enn merkespenningen, trekker ingen av kursene over 10 % over installert effekt, og det er inkludert tapene for kursene. Alle kursene med høyere minimal spenning trekker over 10 % over installert effekt. For kurser med elektroniske armaturer blir virkningen motsatt. Tapene kommer i tillegg til en fast armatureffekt, og økt spenningsfall tilsier høyere tap. Mastmålingene i anleggene viser at de konvensjonelle armaturer i anleggene trekker en lavere effekter enn det laboratoriemålingene har indikert i denne rapporten og i tidligere. Dette kommer muligens av brenntiden på lyskildene. Energiberegninger er utført for to kurser på 650 meter, med en PFSP 3*10mm kobberkabel. Kursene har henholdsvis 3300 og 1700 Watt installert effekt. Energiberegningene viser at det er den reelle effekten de konvensjonelle armaturene trekker som er avgjørende for sparepotensialet. Den største kursen har i snitt en armatureffekt på 137 Watt pluss tap. Når tilsvarende elektroniske armaturer uavhengig av spenningen trekker i størrelsesordenen 170 Watt, så det klart at dimmingen har en del å ”ta igjen” før det oppnås energibesparelse. Ved overgang fra fotocelledrift til elektroniske armaturer med 15 minutter forskjøvet astronomisk ur og dimming til 50 % pådrag mellom 23:30 og 04:45, gir det 0 % og 10 % energibesparelse for de to kursene. Det er derfor en utskifting av armaturene i hvert fall i kurser med stort spenningsfall må ha andre incitamenter enn kun energibesparelse.

Veilyset i Trondheim ble vinteren 2006/07 (særlig høsten 2006) satt under søkelyset som følge av mørklagte gater/veier og mørke veilysarmaturer. Hensikten med denne oppgaven er følgelig å kartlegge status for veilysanlegget i Trondheim og komme med forslag til utbedring. I Trondheim er det ca 21 500 lyspunkt. I denne oppgaven er det plukket ut et knippe anlegg som er undersøkt. I prosjektet er det gjennomført ulike undersøkelser for å løse problemet. Elektrotekniske undersøkelser er gjennomført for å kartlegge veilysarmaturers effektforbruk, spenningsavhengighet og harmonikkverdier forbundet med støy på nettet. På kursnivå er det gjennomført undersøkelser hvor fokus er vært rettet mot spenningsfall og tap i elektrisitetsoverføring. I prosjektet er det kommet frem til at de fleste veilysarmaturer i Trondheim benytter konvensjonelle forkoblinger. Disse forkoblingene er svært spenningsavhengige. Det vil si at armatureffekten, utsendt lysfluks og lysutbytte blir redusert når den påtrykte spenningen blir redusert. Følgelig er det nødvendig å opprettholde god nettspenning og lave spenningsfall på veilyskursene for at slike veilysarmaturer skal fungere optimalt. I undersøkelser gjennomført på operative veilyskurser i Trondheim er det opplevd at veilyskurser med høy belastning ikke har tilfredsstillende spenningsnivåer. I veilyskurser bør det ikke tillates mer enn max 10 % underspenning. Spenningsfallet er målt til mer enn 10 % ved to av elleve undersøkte veilyskurser. Dette er kurser med høy belastning og lave kabeltverrsnitt (10mm2 Cu). Den ene av kursene er trefase, mens den andre er tofase/enfase. Problemet med trefasekursen er at den ikke er symmetrisk belastet (symmetrisk fordeling av armaturene mellom fasene). Trefasekurser bør belastes symmetrisk for å gi best mulig spenningsforhold. Begge kursene er antakeligvis blitt utvidet med flere veilysarmaturer i etterkant. Derfor er veilyskursene mest sannsynlig ikke dimensjonert for den effekten som er tilkoblet. I undersøkelser gjennomført på operative anlegg er det dokumentert at gjennomsnittelig påtrykt armaturspenning i mange tilfeller ligger lavere enn armaturers merkespenning (230V). Gjennomsnittelig påtrykt armaturspenning er beregnet til 216V. Konsekvensene av dette er at armaturenes effektforbruk, utsendte lysfluks og lysutbytte blir redusert. Følgelig vil veibaneluminansen bli redusert. Det er blitt utført luminansmålinger ved 7 veistrekninger i Trondheim. På to veistrekninger er målinger utført på både våt og tørr veibane. På de resterende veistrekningene er målingene kun utført på tørr veibane. Resultatene viser at anleggene har problemer med å oppfylle kravene til luminans. Undersøkelsen indikerer at 150 W armaturer med elektroniske forkoblinger gir en høyere veibaneluminans enn 150 W armaturer med konvensjonelle forkoblinger. Et anlegg som benytter elektroniske forkoblinger vil i de fleste tilfeller trekke mer effekt enn et anlegg som benytter konvensjonelle forkoblinger. Årsaken til dette ligger i at elektroniske forkoblinger er spenningsuavhengige i området 200V til 250V. Effektforbruket, lysfluksen og lysutbytte vil ikke bli redusert som følge av lavere påtrykt spenning. Påliteligheten til veilysanlegget i Trondheim avhenger i stor grad av anleggets styrestrategi. Styrestrategien for veilyset i Trondheim bygger på kontaktorstyring hvor styresignalet blir overført over lavspent 230 V nettet. For å øke påliteligheten i anlegget er det i denne rapporten utarbeidet et forslag der antall styresignalsetter (fotoceller, astronomiske ur eller luminansmeter) blir økt. Dette vil skape større redundans i systemet.