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.

<p>1. Initial problem formulation 2. Iterative approach building for one reservoir 3. Testing for two cascaded reservoirs 4. Testing for four cascaded reservoirs 5. Further work</p>

<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>Europa har et stadig økende energiforbruk, og har samtidig mål om å redusere bruken av fossile brensel. De termiske kraftverkene er trege å regulere, og et økende innslag av vindkraft forsterker en allerede vanskelig effektsituasjon. Vannkraft egner seg godt til effektregulering på grunn av rask og billig lastendring. Norge kan bidra som effektregulator for Europa. Ved å øke effektinstallasjonen i eksisterende vannkraftverk ved og ved å bygge pumpekraftverk. Fallet mellom Tyrvelstjerna og Strandevatnet i Hol er godt egnet for et pumpekraftverk. Strandevatnet er allerede regulert som en del av Hol-reguleringen og Tyrvelstjerna ligger slik til at de kan demmes sammen til et magasin på 9Mm3 med en 230m lang og 30m høy dam. Høydeforskjellen er ca 500m og avstanden mellom magasinene er ca 2km. Svingesjakt er ikke nødvendig på grunn av den korte vannveien. Stålforing av trykksjakt blir heller ikke nødvendig hvis stasjonen plasseres langt nok inne i fjellet. Det går vei langs Strandevatnet og 2 420kV-linjer går mellom Strandevatnet og Tyrvelstjerna. Utbyggingskostnadene for Tyrvla pumpekraftverk er regnet ut ved hjelp av NVE’s kostnadsgrunnlag for vannkraftanlegg(Slapgård,05). Kostnadene for utbygginger fra 10 til 1000MW er undersøkt. De totale årlige kostnadene for kraftverket består av årlig avskriving av investeringskostnaden og de årlige driftskostnadene. Den totale virkningsgraden i pumpedrift er ca 89 %. I turbindrift er virkningsgraden ca 90 %. Det betyr at en taper ca 20 % av energien ved å først pumpe vann opp og så produsere vannet ned igjen. Dermed må strømprisen under pumpedrift være minst 20 % høyere når det produseres enn når det pumpes for å få positivt driftsoverskudd. Simulering av drift med spotpriser fra Sør-Norge i 2006 og 2007 gir ikke nok inntekter til at investeringen er lønnsom. Spotprisenes døgnvariasjoner er ca 1 øre/kWh i disse årene. Spotprisene på den nederlandske APX-børsen hadde i 2007 en døgnvariasjon på ca 12 øre/kWh. Med disse prisene ville Tyrvla pumpekraft blitt svært økonomisk. Kraftverket blir lønnsomt allerede med en døgnvariasjon på ca 5øre/kWh. Hovedgrunnen til at kraftverket ikke er lønnsomt nå er begrenset nettkapasitet. Hvis nettkapasiteten mellom Norge og Europa blir stor nok vill vi få prisvariasjoner som ligner mer på de europeiske i Norge. Men nettkapasiteten også internt i Norge må styrkes for at prisvariasjonene skal bli store nok til lønnsomhet for Tyrvla pumpekraftverk. Etter at kraftforbindelsen mellom Nederland og Norge ble åpnet har Statnett varslet at Sørlandet kan bli eget prisområde på grunn av begrenset nettkapasitet. Dermed vil prisvariasjonene fra denne kabelen bli dempet mot Hallingdal inntil kapasiteten i det norske nettet er øket.</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>