En stor andel av distribusjonsnettet verden over begynner å nå, eller allerede har passert, sin tekniske levetid. I Nord-Amerika er over 20 % av kabelanleggene i distribusjonsnettet (mellomspenningsnettet) eldre enn sin tekniske levetid [1]. Feilstatistikken øker i takt med alderen på anleggene, samtidig som nettselskapene står ovenfor strengere krav til leveringssikkerhet. Vanntrær er sett på som hovedårsaken til feil og havari på kabelanlegg i distribusjonsnettet. De senere årene har det i tillegg til havari som følge av vanntrær også blitt avdekket svært mange feil knyttet til kabelskjøter. Spesielt gjelder dette kabelskjøter fra kabelanlegg satt i drift tidlig på 1980 tallet. Aldringsmekanismene for kabelskjøter er i dag ikke helt fastlagte. Mye av tidligere forskningen har vært knyttet til varmgang i skjøtehylsen på grunn av høy kontaktmotstand. Arbeidet i dette prosjektet er basert på feltaldrede kabelskjøter. Kabelskjøtene er hentet fra kabelanlegg som under tidligere feltdiagnostisering viste svært lave resistansverdier (lavohmige) og høye dielektriske tap. Partielle utladninger ble målt, og lokalisert til kabelskjøter. På bakgrunn av disse resultatene er to trefaseskjøter tatt ut av drift og studert videre i laboratoriet. I tillegg er to havarerte kabelskjøter fra det samme nettområdet studert. I laboratoriet er skjøtene karakterisert ved blant annet megging (isolasjonsresistivitet), dielektrisk spektroskopi og måling av partielle utladninger. Resultatene fra dette prosjektet konkluderer med at kontaktmotstand kan ha vært årsak til havari for de to havarerte kabelskjøtene. For skjøtene studert i laboratoriet tyder mye på at vanninntregning i løpet av alle årene i drift alene kan føre til havari. Den ene av skjøtene ble utsatt for tørking ved høy temperatur. Tørkingen førte til at de partielle utladningene detektert før tørkingen, med tennspenning like over driftsspenning, forsvant. I tilegg ble isolasjonens ledningsevne og dielektriske tap drastisk redusert. En av skjøtene ble utsatt for aldring over en lengre periode påsatt konstant høyspenning. Skjøten sto spenningssatt i totalt åtte uker, og ble med jevne mellomrom testet for partielle utladninger. De studerte skjøtene viste et svært intermitterende utladningsbilde. Både størrelse og varigheten på utladningene varierte svært hurtig.

Målet med masteroppgaven er å bygge en allerede planlagt transformator, samt videreutvikle et påbegynt testoppsett. Det arbeidet som tidligere er gjort kan finnes i prosjektoppgaven [1] (denne ligger vedlagt i vedlegg 1). Testoppsettet skal brukes til å teste den planlagte likespenningen med en overlagret transient, samt en AC-kilde brukes for å teste kabelen slik at resultatene kan sammenlignes. Bakgrunnen for målet stammer fra prosjektoppgaven og lyder: ”ønske om å teste innvirkningen transiente spenninger har på kryssbundne polyetylen (PEX) kabler som opererer i et høyspent DC-system (HVDC). For å generere den ønskede spenningen på 100 kV ± 10 kVrms er det uarbeidet en krets. Det har vist seg at testoppsettet fungerer bra til gjennomslaget skjer. Gjennomslaget fører til at AC-kilden får for høy spenning, som resulterer i at IGBT-omformeren ødelegges. De testede spenningene gir et gjennomslag på 70 kV ± 7 kVrms ved bruk av en nåleavstand som gir en isolasjonstykkelse lik 0,9 mm. Tiden var i gjennomsnitt 3,5 min, noe som tilsvarer en gjennomslagsspenning lik 15 til 17 kV AC, med samme kabeloppsett.

Denne masteroppgaven er en del av et prosjekt finansiert av Forskningsrådet, Statkraft, Statnett, Nortroll og SINTEF Energiforskning samt flere E-verk. Hovedmålet i prosjektet er å utvikle måleutstyr som kan detektere fuktighetsnivå, fritt vann og konduktivitet i oljefylte kabeltermineringer i felt. I den anledning er det interessant å skaffe mer kunnskap rundt hvilke fenomener som leder frem til havari. Det er flere hypoteser knyttet til hendelsesforløpet. Studier av havarerte termineringer viser at gjennomslagstedet ligger et stykke over konus. Ettersom det mest sannsynlige stedet for vanninntrengning er toppakningen antas at vannet glir ned langs kabelen og legger seg toppen av konus. Om vanndråper alene vil kunne gi en stor nok feltforsterkning til at havari kan forekomme er usikkert. For å skaffe mer kunnskap om hendelsesforløpet gjennomføres følgende forsøk: •Fullskalaforsøk av en vannlekkasje i en oljefylt kabelterminering. Målet med forsøket er visuelt å undersøke hvordan fritt vann i oljeisolasjonen vil bevege seg og etter hvert samle seg i termineringen. Underveis måles utladningsaktiviteten slik at den kan sammenlignes direkte med de observerte fenomener. • Modellforsøket der det studeres hvordan en jordet vannfilm som ligger rundt kabelisolasjonen nederst i oljen vil påvirkes(visuelle observasjoner og utladningsmålinger) av det elektriske feltet. Forsøket utføres både med målinger like etter at spenningen er slått på og også som et aldringsforsøk. Observasjoner gjort under fullskalaforsøket viser at dråpene har to karakteristiske bevegelsesmønstre. I tilfelle der dråpene har en viss avstand til andre dråper trekkes de inn mot konusområdet etter hvert som de synker nedover i oljen. Dersom to eller flere dråper kommer i nært nok slås det enten sammen eller støttes bort fra hverandre. Dråpene løser seg i liten grad i oljen, men fester seg på konus og veggene i termineringshuset. Utladningsmålinger gjort under forsøket viste lite utladningsaktivitet de første 1400 timene selv om to liter vann ble dryppet inn i denne perioden. Fra 1400-2000 timer etter oppstart var utladningsnivået i området 50 pC-1nC. Utladningene ble lokalisert til neddel/ nedsiden av konus. Sammen med observasjoner kan dette tyde på at vanndråpene har flyttet potensialet nedover konus ved å danne elektriske kontakt med oversiden. Langtidsforsøk på modellkabler viste stor statistisk spredning på når havari inntreffer. Utladningsnivået ved relevante feltstyrker var også begrenset.

Denne rapporten omhandler dynamiske analyser av et vannkraftverks respons på kortslutninger i nærliggende transmisjonslinjer og større endringer i nettopologi. Hovedfokuset i analysene har vært å studere hvordan vannkraftverkets respons på forstyrrelsene endres når en vindmøllepark kobles inn i nettet. Hovedformålet har vært å tilegne seg kunnskap om kraftsystemsimuleringer og interaksjonen mellom generatorer. De sentrale delene i denne oppgaven er: •Teori om de vanligste vindturbintypene og stabilitetsteori. •Etablering av dynamisk vindturbinmodell •Dynamiske analyser av generatorresponser under endinger i systemet med forskjellige vindparker og lastflytløsninger. •Vurdering av hvordan integrasjon av vindturbiner kan påvirke kraftsystemets transiente polhjul- og spenningsstabilitet. DFIG- vindturbiner forbedrer spenningsstabiliteten i nettet ved å bidra med reaktiv støtte. Samtidig fører aktiv spenningsregulering fra DFIG- vindturbinene til større spenningsvariasjoner i vindparkens tilknytningspunkt. Integrasjon av vindparken fører til endret lastflyt i nettet. Denne lastflytforandringen endrer vannkraftverkets transiente respons på forstyrrelser i systemet. Innkobling av vindparken fører til tettere elektrisk kobling mellom vannkraftverket og atomkraftverket på samleskinne 151. Den elektriske koblingen mellom vannkraftverket og de resterende kraftverkene i systemet blir svakere når vindparken integreres. Dette fører til at verdien på vannkraftgeneratorens polhjulsvinkel i det transiente svingeforløpet øker. Integrasjon av vindkraft øker den roterende massen i kraftsystemet. Dette kan føre til reduserte frekvensendringer ved forstyrrelser dersom ikke andre enheter kobles ut i den aktuelle driftssituasjonen. Vindkraftverket kan ikke øke energiproduksjonen ved produksjonsunderskudd. Integrasjon av vindkraft fører til avbelastning av andre kraftverk, som dermed får økt roterende reserve. På denne måten bidrar vindkraftverket indirekte til økt roterende reserve i kraftsystemet.

The increasing focus on large scale integration of new renewable energy sources like wind power and wave power introduces the need for energy storage. Superconducting Magnetic Energy Storage (SMES) is a promising alternative for active power compensation. Having high efficiency, very fast response time and high power capability it is ideal for levelling fast fluctuations. This thesis investigates the feasibility of a current source converter as a power conditioning system for SMES applications. The current source converter is compared with the voltage source converter solution from the project thesis. A control system is developed for the converter. The modulation technique is also investigated. The SMES is connected in shunt with an induction generator, and is facing a stiff network. The objective of the SMES is to compensate for power fluctuations from the induction generator due to variations in wind speed. The converter is controlled by a PI-regulator and a current compensation technique deduced from abc-theory. Simulations on the system are carried out using the software PSIM. The simulations have proved that the SMES works as both an active and reactive power compensator and smoothes power delivery to the grid. The converter does however not seem like an optimum solution at the moment. High harmonic distortion of the output currents is the main reason for this. However this system might be interesting for low power applications like wave power. I

Multilevel converters have seen an increasing popularity in the last years for medium- and high-voltage applications. The most popular has been the three-level neutral clamped converter and still research is going on to improve the control of it. This master thesis was a continuation of the specialization project fall 2009. The main topics of current thesis were to further investigate the DC-bus balancing issues, compare symmetrical (one sampling per triangular wave) and asymmetrical (sampling at the top and bottom of the triangular wave) modulation, derive current equations for Space Vector and Double-Signal, improve output voltage in overmodulation and be able to DC-bus balance, and to implement the methods in the laboratory. Models of the three-level converter were made in the specialization project in both PSCAD and SIMULINK and further studies of the DC-bus balance were also made in this master thesis. None of the methods showed problems to regulate the DC-bus voltage when there was different capacitor values and unsymmetrical load. A PI controller was introduced for Space Vector but it did not show better performance than a regular P regulator. Asymmetrical modulation showed a clearly better performance than symmetrical modulation when the switching frequency was low compared to the fundamental frequency, especially for Space Vector. The 1st harmonic line-to-line voltage was closer to the wanted value and the THDi was significantly lower. Simulations also showed that the THDi can vary significantly depending on at which angle the first sampling is done. This is most clear for asymmetrical Space Vector modulation, but also for the other cases this pattern occurs. By implementing an overmodulation algorithm the amplitude of the 1st harmonic output voltage was closer to what was desired. Simulations showed how important it was to have three phase sampling symmetry in overmodulation. By having a wrong switching frequency the line-to-line output voltage dropped down to 2.06 when operating in six-step, when the wanted output value should be 2.205. Hence there is a quite large mismatch and the converter is sensitive to the switching frequency when it is operating in the higher modulation area. The balancing algorithm introduced for overmodulation is able to remove an initial offset without a notable change the 1st harmonic output. Both Space Vector and Double-Signal were tested in the laboratory with two separated DC-sources. Asymmetrical and Symmetrical modulation were tested and so was also overmodulation. The laboratory results confirmed the simulated results, but since the switching was not synchronized in the laboratory, some errors occurred.

Prosjektet har blitt utført i samarbeid med SINTEF Energi AS. Hovedformålet med prosjektet har vært å sammenligne kryssbundet polyetylen (PEX) med perfluoroalkoxy (PFA) med hensyn på levetid i elektrisk sammenheng. I dag er PEX det mest brukte isolasjons materiale, men dette isolasjons materiale er ikke veldig motstandsdyktig mot partielle utladninger. Det er derfor ønskelig og finne et materiale som er mer motstandsdyktig mot partielle utladninger og derfor kan være et alternativ til PEX som isolasjonsmateriale i applikasjoner med høye temperaturer og trykk. Forsøkene har blitt gjort ved konstant trykk (4 bar absolutt, N2), ved 25 ˚C eller 30 ˚C og konstant avstand fra elektrode til prøveobjekt (1 mm). Spenningen under testing har vært 16769 volt eller 18000 volt. Data som har blitt målt og logget under testing av prøveobjektene er PD, antall PD, trykk og temperatur. Prøvedata har blitt undersøk, for å påvise et mønster som kan forteller om levetid. Det har blitt sett på levetid for isolasjonen som funksjon av spenning, energi og motstand på belegg mellom prøveobjekt og jordingselektrode. Det kommer ikke frem noen signifikante forkjeller mellom PEX og PFA. Det er derfor ikke mulig og si noe om hvordan PFA er som isolasjon i forhold til PEX.

HVDC-kabler har lenge vært viktige innen energiinfrastrukturen ettersom de kan transportere store mengder energi over store avstander med langt mindre tap enn AC-kabler. HVDC-kabler har tradisjonelt hatt et masseimpregnert isolasjonssystem, men ekstruderte polymerer er i ferd med å bli et alternativ. Borealis har utviklet en polymer ved navn LE4253 som Nexans har planer om å ta i bruk som HVDC-kabelisolasjon. Hovedformålet med denne oppgaven er å karakterisere spenningsfordeling og spenningsholdfasthet for LE4253 ved hjelp av henholdsvis romladningsmålinger og holdfasthetstest for så å sammenlikne med et kjent referansemateriale, LS4201S. AC-holdfasthetstestene viste en gjennomsnittlig spenningsholdfasthet for HVDC-solasjonen på 88,7kV/mm og en P63,2% på 92,83kV/mm. Referansematerialet lå noe lavere med en gjennomsnittlig spenningsholdfasthet på 73,7kV/mm og en P63,2% på 81,16kV/mm. Holdfasthetstesten viser også at det er mulig ved optimale produksjonsforhold å få en holdfasthet på over 100 kV/mm. Konduktiviteten i både LE4253 og LS4201 viste seg å være avhengig av påtrykt feltstyrke og temperatur. Sammenhengen ble funnet å være: sigma(LE4253) = 6E-18∙e^(0,1158T+0,1236E) sigma(LS4201S) = 4E-18∙e^(0,2133T+0,1200E) Akkumulasjon av romladning er kritisk i HVDC-kabler med isolasjonssystem av ekstruderte polymerer. Dette skyldes at hurtig endring av det elektriske feltet, som for eksempel ved polaritetsskift eller hurtig jording, vil føre til lokale feltforsterkninger i områdene med romladning. Dette vil igjen kunne initiere trevekst og igjen til havari. Etter å ha stått spenningssatt i åtte døgn var det omtrent like mye romladning i LE4253 som i LS4201S. Den store forskjellen lå i at romladningene var mer distribuert i LE4253 i forhold til LE4201S hvor det meste av romladning akkumulertes i elektrodegrenseflaten. Ladningsansamlingen i LE4253 og LS4201S ved den positive elektroden etter åtte døgns spenningspåtrykk på 20 kV/mm lå stabilt de tre siste døgnene på henholdsvis -0,48 kV/m3 og -1,04 kV/m3. Ladningsansamlingen i LE4253 og LS4201S ved den negative elektroden etter åtte døgns spenningspåtrykk på 20 kV/mm var henholdsvis -0,16 kV/m3 og -0,74 kV/m3.

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.