<p>Denne rapporten er en masteroppgave skrevet i samarbeid med BKK og institutt for elkraftteknikk. Oppgaven omhandler investering i vannkraft med vurdering av usikkerhet. Rapporten analyserer lønnsomheten i et utvidelsesprosjekt på Fosse kraftverk som er en del av Bergsdalsvassdraget. Slik situasjonen er i dag er Fosse kraftverk en flaskehals i serievassdraget. Derfor er lønnsomheten av et tilleggsaggregat på Fosse kraftverk vurdert for tre ulike aggregatstørrelser. Separat er lønnsomheten av å bygge to nye bekkeinntak på Fosse kraftverk vurdert. I tillegg er det sett på lønnsomheten av å kombinere et nytt aggregat med bekkeinntak. Optimal størrelse for et nytt aggregat er også vurdert. Et kjennetegn på vannkraftinvesteringer er store investeringsbeløp med lang levetid. Inntjeningen av investeringen er avhengig av fremtidige inntekter som investeringen utløser. På bakgrunn av usikkerhet i fremtidige kraftpriser er det utviklet scenarier som tar for seg ulike prisutviklinger. Scenariene tar utgangspunkt i Statnetts scenarier fra Nettutviklingsplan for sentralnettet 2008-2025. Simuleringsverktøyet Vansimtap er brukt til å simulere forventet fremtidig produksjon og inntekter. Simuleringene ble utført med SimtapEffekt som er et tilleggsprogram i Vansimtap. Simtapeffekt optimaliserer produksjonen innenfor uken, samtidig som den langsiktige produksjonsstrategien oppfylles. Sammenlikning av simuleringsresultater i Vansimtap med SimtapEffekt viste at inntekter og produksjon økte i Bergsdalsvassdraget når produksjon ble optimalisert innenfor uken. Simuleringene i SimtapEffekt ble utført for alle scenariene. Simuleringene i scenario ”Basis” viste at inntektene øker mest for alternativ 4. Med økte prisforskjeller over døgnet endret produksjonen seg slik at det ble mer produksjon ved høye priser, mens total produksjon over året ble mindre samtidig som flomtapet økte. Det ble videre utviklet en investeringsmodell i Excel. Inputdata for modellen er inntekter og produksjon fra simuleringene, og investeringskostnader. I investeringsmodellen inkluderes effekten av skatter og avgifter, da dette kan påvirke lønnsomheten. Den økonomiske analysen ga forskjellige resultater ut i fra hvilket scenario som er lagt til grunn. Med utgangspunkt i Scenario ”Basis” viste lønnsomhetsanalysen at det bør investeres i bekkeinntak i Skårdalselvi og Fossegjelet. Investering i mer effekt på Fosse viste seg ulønnsom i scenario ”Basis” og scenario ”Fornybar”. Hvis imidlertid fremtiden gir høye kraftpriser og store prisforskjeller innenfor døgnet som i scenario ”Eksport” vil det lønne seg å investere i mer effekt på Fosse kraftverk, i tillegg til bekkeinntak. Anbefalingen til BKK er at mulighetene for bekkeinntak bør vurderes nærmere. Utbygningen av de to bekkeinntakene vil ha få miljøvirkninger, men kan møte motstand blant lokalbefolkningen. Eksterne effekter som omdømme må derfor vurderes opp mot lønnsomheten i prosjektet. Lønnsomheten av bekkeinntakene bør også vurderes hver for seg.</p>

<p>I Norge er elektrisitet den mest anvendte energikilden til oppvarming av bygninger. Dette er uvanlig i andre europeiske land, hvor vannbåren varme er det dominerende oppvarmingssystemet. Hovedmålet med denne oppgaven er å analysere potensialet for en omlegging til vannbåren varme i Norge fram til 2020. Ved å studere de tekniske, miljømessige og økonomiske konsekvensene en omlegging vil medføre. I denne rapporten ble det utført økonomiske analyser for lønnsomheten av vannbårene varmesystemer i norske bygninger. Disse analysene ble utført ved en nåverdiberegning for investeringskostnaden, vektet mot de sparte energiutgiften for et bygg. For de fleste eksisterende bygg i Norge, er installasjon av vannbårne varmesystemer ulønnsomt med dagens prisdifferanse mellom elektrisitet og alternative energikilder. For bygg med et eksisterende vannbårent varmeanlegg, der det i dag anvendes elektrisitet eller olje som energikilde, vil fjernvarme være et økonomisk lønnsomt alternativ. Lokale varmesentraler, basert på biobrensel vil også gi reduserte energikostnader for de fleste bygg med vannbåren varme allerede installert. For miljøet vil økt bruk av vannbåren varme resultere i store reduksjoner av klimagasser, dersom marginalproduksjonen av elektrisitet antas å komme fra importert kullkraft. Ved erstatning av elektrisk oppvarming vil reduksjonen av klimagasser være 1052,11 Tonn CO2/GWh for fjernvarme og 1335 Tonn CO2/GWh for biobrensel. Dersom klimagassutslippene betraktet som en kostnad ved produksjonen, vil dette føre til bedre investering vilkår for investeringer i vannbåren varme. De nye kravene til byggestanderen i Norge vil redusere oppvarmingsbehovet i nybygg, og pålegge nye bygninger å bruke minst 40 % alternative energikilder til oppvarming. Dette vil øke markedet for vannbåren varme, men redusere lønnsomheten i investeringer. Det er estimert et potensielt vannbårent varme marked på 18 TWh innen 2020. Der etterspørselen hovedsakelig vil bli dekt av lokale varmesentraler. For å øke bruken av vannbåren varme kan myndighetene ta i bruk to alternativer. De kan enten øke avgiftene på elektrisitet, eller øke støtten til investeringer i vannbåren varme.</p>

<p>Norge har et stort energiforbruk i sine mange vei- og gatelys landet rundt. Anslagene for energiforbruket varierer fra 0,8 til over 2 TWh. Uansett er energiforbruket betydelig høyere enn i Europa. Dette skyldes blant annet Norges særtrekk når det gjelder behov for veilys og vår svært gode tilgang til billig elektrisk kraft. Mange norske veilysanlegg er imidlertid blitt meget gamle og det ligger derfor et stort sparepotensial ved energiøkonomisering (ENØK) av disse anleggene. I 2008 ble ny veinormal godkjent av Statens vegvesen og sammen med tilhørende håndbøker angir den krav til norske offentlige veier innen blant annet dimensjoneringsklasser og tilhørende belysningskrav. Offentlige veier er i denne sammenhengen ikke medregnet kommunale veier, der kommunene selv setter krav til belysningen. Dette innebærer blant annet at kommuner vurderer nattslukking for kommunale og eventuelt private veilysanlegg de drifter, mens det ikke er aktuelt for de fylkesveier og riksveier som i følge veinormalen bør ha belysning. Rapporten dokumenterer gjennom Statens vegvesens håndbøker hvilke veier, klassifisert etter dimensjonersklasser, som bør ha belysning og hvilken belysning som utgjør minstekravene. Gjennom normtall og eksempler fra prosjektering av veilysanlegg kommer energiforbruket frem og disse tallene gir et utgangspunkt for å beregne besparelsene av ulike ENØK-tiltak. Energisparepotensial ved ulike ENØK-tiltak er i rapporten eksemplifisert gjennom kategorisering av driftsløsninger. De fem kategoriene er: gammelt konvensjonelt anlegg, nytt konvensjonelt, nattslukking, trinnvis dimming og dynamisk dimming. De to siste kategoriene representerer såkalt intelligent veibelysning der styringssentralen nytter toveiskommunikasjon med armaturene for overvåkning og dimming. Eksisterende veilysanlegg er imidlertid svært ulike både i forhold til hvordan de er utstyrt og tilknyttet kraftnettet. En generalisering av kostnader for et ENØK-tiltak satt opp mot besparelsen for gitte veityper er derfor vanskelig. Hvor stort energisparepotensial ulike kategorier har er derimot anslått ved beregninger og eksempler fra tidligere rapporter og pilotanlegg der ENØK-tiltak er innført. Gamle anlegg vil ved utskifting til nye armaturer spare 25-40 % av energiforbruket på grunn av bedre reflektoroptikk og høyere lysutbytte, noe som gjør at en kan velge lavere dimensjonerende effekt for lyskildene. Et gitt anlegg vil med nattslukking spare 15-30 %, direkte avhengig av antall timer en velger å slukke lyset. Trinnvis dimming vil gi innsparing på 15-35 % avhengig av dimmeplan, mens det for dynamisk dimming foreløpig kun er anslag (20-40 %) tilgjengelig da lengre måleserier ikke er utført enda. Prosentverdiene kan ikke legges direkte sammen da de er gitt fra ulike utgangspunkt. Det største energisparepotensialet vil være tilstede ved utskifting av et gammelt anlegg til et med dimming. Per i dag er det dog ikke regningsvarende med dimming i anlegg der dimensjonerende effektstyrke er under 100 W. Det er flere leverandører av styringsystemer med toveiskommunikasjon på det norske markedet. Philips var tidligst ute men har ikke beholdt posisjonen som lengst fremme. I dag er det Luminext og Datek som har sine systemer i flest anlegg og dermed høyest markedsandel. Siteco og Thorn har også utviklet styringsystemer og har sine første anlegg på plass i Norge. De ulike systemene er beskrevet og sammenstilt i rapporten, og de er teoretisk ikke så forskjellige. Den tydeligste forskjellen er valg av powerline eller trådløs kommunikasjon mellom områdenode og lampenoder. Et annet skille, som er av betydning ved valg av systemløsning, er om systemene er basert på åpne kommunikasjonsprotokoller eller er proprietære da dette kan gi føringer for senere valg.</p>

<p>Bruk av bioenergi og andre energikilder som gir lavt utslipp av CO2 får stadig større aktualitet både i Norge og internasjonalt. Det er i denne sammenheng et behov for verktøy som på en rasjonell måte kan beregne sentrale data for varmesentraler for vannbåren varme som benytter ulike teknologier for generering av varme. Hovedmålet med denne oppgaven er å utvikle en ”komplett” databasert beregningsmodell for å beregne aktuelle indikatorer for energiytelse, samt varmekostnad/varmepris for lokale varmesentraler for vannbåren varme med gitt forbruksmønster og for de mest vanlige former for generering av varme. Beregningsresultatene fra modellen skal kunne brukes til vurdering av bygging av lokale varmesentraler, eller for å beregne energiytelse og alternativpris ved for eksempel tilknytning til et fjernvarmeanlegg eller ved levering av fjernvarme til en bygning. Oppgaven er en videreføring av prosjektarbeidet ”Modell for beregning av optimale, lokale varmesentraler med tanke på varmekostnad/varmepris for lokale varmesentraler med gitt forbruksmønster.” Kjernen i den utviklede beregningsmodellen er en driftssimulator som simulerer driften av en lokal varmesentral på timebasis gjennom et normalår for en gitt konfigurasjon av varmeproduserende enheter, som defineres av brukeren. Varmesentralen kan forsyne enkeltbygg eller en gruppe av bygninger med varme, og lastkurver for varmebehovet for bygningene genereres av beregningsmodellen. Modellen kan simulere ulike kombinasjoner av maksimalt tre varmegeneratorer i varmesentralen, og det kan velges mellom fire ulike typer varmegeneratorer. Dette er kjeler fyrt med bioenergi, el – kjeler, oljekjeler og varmepumpe. Modellen gir muligheter for en detaljert beskrivelse av virkningsgradskarakteristikkene for kjelene, og skiller mellom av/på -, trinn- og modulerende regulering. Primærenergikonseptet brukes for beregning av indikatorer for energiytelse. Modellen beregner behov for levert energi, primærenergibehov og CO2 – utslipp for varmesentralen. Beregningen av indikatorene følger beregningsmetoder definert i de standarder som er utarbeidet ved realisering av Direktiv om energiytelsen for bygninger. For å vise funksjonaliteten til beregningsmodellen er det gjennomført beregninger på et tenkt utbyggingsområde beliggende i Trondheim. Dette området består av en gitt sammensetning av bygninger fra ulike bygningskategorier, og to mulige scenario med tanke på varmeforsyning er studert. I det ene scenario forsynes alle byggene i utbyggingsområdet med varme fra sin egen varmesentral. I det andre scenario forsynes samtlige bygg med varme fra en felles varmesentral via et fjernvarmenett. Formålet med disse beregningene er å studere hvordan disse to scenario slår ut med tanke på varmekostnad, behov for levert energi, primærenergibehov og CO2 – utslipp for hele utbyggingsområdet. Det forutsettes at det benyttes bioenergi som grunnlast, olje som spisslast og el – kjel til å dekke tappevannsbehov i sommersesongen for samtlige varmesentraler. Resultatene viser at ved å forsyne alle byggene i utbyggingsområdet fra en felles varmesentral vil behovet for levert energi bli større enn hvis alle byggene forsynes med varme fra sin egen varmesentral. Det viser seg at behovet for levert energi for varmesentralen blir en prosentandel større for den felles varmesentral som tilsvarer tapene ved produksjon av varme i den felles varmesentralen. Tapene i fjernvarmenettet vil dekkes opp av den gevinsten som oppnås i hvert enkelt bygg ved å erstatte kjelanlegget med en kundesentral, siden tapene i en kundesentral er langt lavere enn i et kjelanlegg. Siden behovet for levert energi blir større for den felles varmesentral medfører dette at primærenergibehovet og CO2 – utslippet også blir større. Disse vil øke med samme andel som behovet for levert energi, med unntak av følgende forhold. Siden fordelingen av det årlige energibehov mellom de ulike energivarer kan bli noe annerledes enn for varmesentraler i enkeltbygg, kan dette medføre at primærenergibehovet og CO2 – utslippet blir noe lavere eller høyere avhengig av fordelingen mellom energivarene og primærenergi- og CO2 – faktorene. Varmekostnaden for den felles varmesentralen blir betydelig lavere enn med varmesentraler i hvert enkelt bygg. Dette selv om kostnader til fjernvarmenett og kundesentraler inkluderes. Dette skyldes at rimeligere energikilder kan benyttes som grunnlast i den felles varmesentral. Det er gjennomført en rekke følsomhetsberegninger for å kartlegge de mest sentrale inngangsdata i modellen, og for å vise hvordan disse påvirker beregningsresultatet. Beregningene er gjennomført for varmesentralen som forsyner alle bygg i utbyggingsområdet. Resultatene viser at energiprisen for grunnlasten er den parameter som påvirker varmekostnaden i størst grad. En lav energipris for grunnlasten er dermed den viktigste parameter for å oppnå en lavest mulig varmekostnad i et nærvarmeanlegg. Videre er investeringskostnad i varmesentral, kalkulasjonsrente og investeringskostnad i fjernvarmenett de parametre som påvirker varmekostnaden i størst grad. For alle de studerte varmesentraler i denne oppgaven er elektrisitet den helt klart største bidragsyteren til forbruk av ikke – fornybar primærenergi og CO2 – utslipp. I tillegg bidrar elektrisitet i stor grad til å øke varmesentralens totale primærenergibehov. Dette er beregnet med primærenergi – og CO2 – faktorer for elektrisitet miks UCPTE i henhold til NS – EN 15603. Den beste løsning for å redusere utslippet av CO2 og primærenergibehovet i varmesentralene er dermed å ikke benytte seg av elektrisitet som energikilde.</p>

<p>Foreliggende rapport tar utgangspunkt i en hyttemodell med en indre isolert kjerne, som skal huse sanitærinstallasjoner og dermed sørge for å redusere nødvendig oppvarmingsbehov til frostsikring av disse. Et prosjektarbeid utført høsten 2008, hvor målet var å utvikle ulike energikonsept for fritidsboliger med frostfrie sanitærinstallasjoner og med lavt CO2-utslipp, indikerte et behov for å aktivt transportere solvarme inn i hyttemodellens indre kjerne. Måten denne problemstillingen er angrepet på er ved å integrere et solvarmeanlegg i den samme bygningsmodellen som ble benyttet i prosjektoppgaven. Solvarmesystemet er bearbeidet gjennom modellerings- og simuleringsverktøyet ESP-r. Gjennom simuleringer i Østersundklima er det sett på hvordan endringer i ulike systemparametre slår ut på temperaturforløpet i de indre sonene. En sørvendt solfanger med areal på 4,8 m2 og helningsvinkel 70 o indikerer et behov for en lagertank på minimum 4 m3 for å holde den indre sonen i kjelleren frostfri. En dobling av solfangerarealet, fra 4,8 m2 til 9,6 m2, gjør at en 2 m3 stor lagertank er tilstrekkelig for å holde den indre kjellersonen frostfri. Siden det generelt er mye enklere å få plassert en solfanger av en viss størrelse utendørs, enn det som er tilfellet for plasskrevende vanntanker innendørs, synes det fornuftig å gå opp på solfangerarealet og ned på lagervolumet. Kostnadsmessig er det også mye som tyder på at en slik vurdering vil være gunstig. I tillegg til å integrere solvarme i bygningsmodellen er det også inkludert solcellepanel for elektrisitetsproduksjon. Visjonen er at man med en nettilknyttet fritidsbolig på årsbasis kan bli en netto eksportør av elektrisitet. Resultatene fra dette arbeidet indikerer at denne formen for distribuert kraftproduksjon medfører for store kostnader på nåværende tidspunkt. En nåverdiberegning viser en positiv nåverdi med salgspris for kraft til nettet på 4,0 kr/kWh og offentlig støtte av investeringene på 40 %. Per i dag er vi langt unna slike betingelser i Norge. Bygningsmassen som utgjør hyttemarkedet er ikke homogent da det kommer til isoleringsstandard. For å illustrere forskjellen er det tatt utgangspunkt i fire modeller hvor ytterveggene har ulik U-verdi. For hver modell sammenlignes elektrisitetsbehovet som er påkrevd for frostsikring av henholdsvis hele bygningsvolumet og kun den indre kjernen. Resultatet viser store forskjeller både mellom modellene, og innad for samme modell men med ulik oppvarmingsstrategi.1480,5 kWh/år er funnet nødvendig for oppvarming av hele fritidsboligen med laftede yttervegger. Dersom kun den indre sonen holdes frostfri, kreves det for modellen med godt isolerte yttervegger (TEK-07) og utnytting av solvarme en energileveranse på bare 1,7 kWh/år. Dagens realitet er at mange fritidsboliger blir oppvarmet med direkte bruk av elektrisitet. Dersom CO2-utslippene i forbindelse med frostsikring av sanitærinstallasjonene skal vurderes, er det derfor høyst relevant å vekte det aktuelle energibehovet med CO2-faktorer for elektrisitet. Spesielt store utslag er å finne dersom faktoren for europeisk kullkraft på 1340 kg/MWh benyttes. Modellen med laftede yttervegger vil da få et CO2-utslipp på 99,3 kg/år, gitt at kun kjernen frostsikres. Tilsvarende utslipp for modellen med solvarme og yttervegger etter TEK-07 blir 2,3 kg/år. Alle simuleringene er gjennomført i Østersundklima. En sammenligning av sentrale klimaparametre mellom Østersund og det som gjerne defineres som høyfjellet i Sør-Norge viser at valget av Østersund som simuleringslokasjon er relevant med hensyn til en av oppgavens mål; å utvikle et konsept for en forenklet modell av en frittliggende fritidsbolig i et fjellområde i Sør-Norge. Noe som gjenstår å gjøre for fritidsboligkonseptet er en livsløpsanalyse (LCA - Life Cycle Analysis). For å kunne gjennomføre en LCA er man avhengig av et helt annet detaljeringsnivå enn det som er tilfellet for fritidsboligkonseptet på nåværende tidspunkt.</p>

<p>Diplomoppgava fortsetter arbeidet som blei starta i prosjektoppgava høsten 2008. Det er utført laboratorieforsøk på en minirigg der spinn settes opp i et vertikalt rør. Nedstrøms kan vann injiseres tangentielt gjennom ei dyse i motsatt retning av spinnet. Strømningsbildet og trykksvingninger er tidligere undersøkt ved hjelp av pitot og trykkmålinger. Arbeidet i denne oppgava omfatter utbedring av miniriggen for måling med LDV, samt supplerende målinger av hastighet med LDV og trykkmålinger. En rekke målinger av hastighet og trykk er gjort for å undersøke strømningsbildet uten og med vanninjeksjon. De eksperimentelle resultata er sammenligna med numeriske beregninger gjort i ANSYS CFX. Det er funnet at vanninjeksjon dreper spinnet i strømninga, og gir lavere tangentiell hastighet. I flere tilfeller minsker trykkpulsasjonene, men det er også funnet at vanninjiseringa kan ha motsatt effekt. Dette avhenger av swirlnummer og trykk i strømninga. Det er ikke funnet sammenfallende frekvenser for trykkpulsasjona og det turbulente hastighetsleddet. De numeriske simuleringene beskriver strømningsbildet på en tilfredsstillende måte uten vanninjeksjon. Spinnet underpredikerers, i tillegg til at profilformen avviker noe. Ved vanninjeksjon dempes spinnet betraktelig mer i de numeriske simuleringene enn hva som virkelig er målt i lab. Særlig den tangentielle hastigheta og det tangentielle momentet avviker mye i verdi.</p>

<p>Denne oppgaven viser en metodikk for beregning av operasjonell tilgjengelighet av et aminanlegg for separasjon av CO2 fra eksosgass. Det fins foreløpig ikke anlegg som separerer CO2 fra eksosgass i en storskala sammenheng slik at det naturlig nok er veldig lite informasjon å oppdrive om tilgjengelighet til slike systemer. Det er derfor gjort flere antakelser og forenklinger med tanke på tilnærming til feilårsaker og feildata. Det er valgt å bruke en metode utarbeidet av Thangamani G. et al. [1] som grunnlag for oppbygningen av metodikken i denne oppgaven. Årsaken til dette er at man får et veldig oversiktlig og godt bilde av hvordan systemet er bygd opp med feiltrestrukturen som er benyttet i denne metoden. Monte Carlo simulering er videre benyttet til å simulere og beregne ”Tid-til-feil” og operasjonell tilgjengelighet. Man har også gjort et forsøk på å sammenlikne den empiriske fordelingen til de simulerte resultatene med spesifikke statistiske fordelinger. Resultatene viser at en normal-, gamma- eller weibullfordeling passer godt for de simulerte resultatene. Det er derimot ikke grunnlag for å trekke noen konklusjoner ut i fra de resultatene som er vist i denne oppgaven fordi de fleste feildataene er hentet fra annet prosessutstyr enn det som er i et CO2-renseanlegg. Det er ikke utviklet en god modell for simulering og beregning av reparasjonsrater, som nok vil være den største svakheten til metodikken. Det har dessverre vært vanskelig å finne gode løsninger for hvordan reparasjonsratene kunne implementeres med det informasjonsgrunnlaget og datatilgjengeligheten som fins. Det har derfor blitt lagt lite vekt på utarbeidelsen av modell for reparasjonsratene. Man må likevel understreke at det er viktig å kunne modellere gode og realistiske reparasjonsrater med tanke på å få riktige anslag for dødtiden til anlegget og dermed også tilgjengeligheten. På grunn av at det er benyttet mye feildata for utstyr som ikke er tilknyttet et CO2-renseanlegg er det vanskelig å gi noen spesifikke konklusjoner for tilgjengeligheten til et slikt anlegg. Man kan på et generelt grunnlag se at redundans av utstyrskomponenter har en stor effekt på reduksjonen av korrektiv vedlikeholdstid, sammenliknet med et seriekoblet system hvor man har redusert feilraten til enkelte feilhendelser betraktelig. Slik som anlegget er satt opp i denne oppgaven vil ikke den korrektive vedlikeholdstiden ha mye å si for dødtiden til anlegget. Dette er fordi man har implementert en forebyggende vedlikeholdsfase hvert andre år som varer i to måneder og dermed er en dominerende faktor for dødtiden. Arbeidet gjort i denne oppgaven viser at RAM-analyser av CO2-renseprosesser er et område som foreløpig er lite utforsket. Det har vist seg at utarbeidelsen av en praktisk metode for tilgjengelighetsberegninger i CO2-renseprosesser er veldig vanskelig å få til med det materialet som fins i dag. Metodikken utarbeidet i denne oppgaven er langt fra ferdigutviklet, men vil fungere som et fundament og godt utgangspunkt for videre arbeid innenfor området.</p>

<p>Den sannsynlige utviklingen med hensyn til bygningers energiforsyning frem mot 2020 viser at bruken av elektrisitet til oppvarming vil se en utflatende tendens etter hvert som alternative oppvarmingssystemer får tildelt mer og mer plass i lovverket. Myndighetenes ønske om økt bruk av alternative energibærere til oppvarming vil utvikle seg fra stimulans til regulering. Bygningers oppvarmingsbehov vil i tiden frem mot 2020 reduseres. Nye bygninger vil bli bygd etter strengere forskrifter, og lavenergi- og passivhus vil bli mer og mer brukt. Samtidig vil forbruket av teknisk utstyr øke, noe som vil gi et økt behov for elektrisitet. Dermed vil bygningers faktiske energibehov kun ha en utflatende tendens. Energiforbruket til oppvarming vil reduseres men energiforbruket til tekniske utstyr vil øke slik at det totale bildet vil kun ha en utflatende tendens. Myndighetenes intensjon for de tekniske forskriftene må få bedre oppfølging. Samtidig som det er krav fra bygningsenergidirektivet om oftere revisjon, må utviklingen av kompetanse for bygningens alle berørte parter bli bedre. En strengere kontrollordning, hvor virkelig energiforbruk blir målt og sammenlignet med beregnet, vil føre til at energiforbruket i nye bygninger med tiden reduseres. Implementering av bygningsenergidirektivet og det kommende fornybardirektivet gir et økende fokus på bruk av primærenergi og CO2-utslipp fra bygninger. Innføringen av energimerkeordningen vil gi økt fokus på bygningers energiytelse og forhåpentligvis føre med seg positive resultater.</p>

<p>I oppgaven har karakteristikkene for en pumpeturbin blitt simulert. Verktøyet for simuleringene har vært OpenFOAM. Griddene til simuleringene ble laget i Gambit og ble importert til OpenFOAM via fluent gridformat. Geometrien til pumpeturbinen som er benyttet i simuleringene ble stilt til rådighet av Rainpower. Det ble simulert for 28 driftspunkt fordelt på tre forskjellige ledeskovlåpninger. For å begrense simuleringstiden ble kun en av turbinens skovler ble tatt med i beregningsområdet. Resultatene viser god overensstemmelse med måledata for den aktuelle pumpeturbinen, se Figur 1. For å kunne sammenligne resultatene bedre ble det korrigert for tap som er med i måleverdiene, men som ikke omfattes av CFD simuleringene. Konvergens for simuleringer langt fra bestpunkt er problematiske på grunn av områder med tilbakestrømning eller sirkulerende strømning. OpenFOAM versjonene brukt i oppgaven er versjonene 1.5 og 1.5_dev. Versjonen ble byttet underveis fordi de periodiske grensebetingelsene ikke fungerte med versjon 1.5. Figur 1 Volumstrømskarakteristikker</p>

<p>Formålet med denne masteroppgaven er å utvikle, implementere og teste en algoritme for optimale bud i Elspot for en gitt vindkraftpark. Bakgrunnen for dette er innføring av nytt prissystem for balanseavregning i regulerkraftmarkedet (RKM). Denne regelendringen fjerner merinntektsleddet for ubalanser og har som hensikt å gi Statnett bedre oversikt over forventet produksjon i driftsdøgnet. Dette forventes å få særskilt innvirkning for passive produsenter da disse vanligvis har de største ubalansene mellom meldt og faktisk levert effekt. RKM blir dermed bestående av to forskjellige prissystemer, 1-pris og 2-pris. I 1-pris blir ubalanser gjort opp til regulerkraftpris, såfremt det har vært foretatt en aktiv regulering fra Statnett. For å bli beregnet i 1-pris må produsenten være aktivt regulert. Forbrukere får alltid 1-pris. I 2-pris kan ubalansen bli gjort opp til enten spotpris eller regulerkraftpris. Dersom produsentens balanse støtter systemets reguleringstilstand blir ubalansen gjort opp til spotpris. Er ubalansen i mot systemets reguleringstilstand blir regulerkraftpris gjeldene, hvilket vil føre til en merkostnad i forhold til om ubalansen hadde vært gjort opp i Elspot. 2-pris blir kun gjeldende for passive ubalanser. Med dette menes ubalanser som ikke er meldt inn til Statnett. Produsenter med uregulerbar produksjon kan overføre ubalansen sin fra 2-pris til 1-pris ved å oppdatere produksjonsbalansen sin. For å finne optimale bud må RKM og effekten fra vindparken modelleres. I modelleringen av RKM opprettes en rekke scenarioer med regulerkraftpris. For vindkraftmodellen blir vindeffekten beregnet som en funksjon av vindprognosen og utfallsrommet til effekten blir representert med scenarioer. Volumet til det optimale budet blir beregnet ved hjelp av en optimeringsalgoritme. Denne algoritmen er forskjellig for hvert prissystem. De resulterende optimale volumene er avhengige av hvilket prissystem eventuelle ubalanser avregnes i. Optimale bud for 1-pris vil finnes på ytterpunktene, 0 % og 100 %, av tilgjengelig kapasitet. Optimale bud for 2-pris vil være i samme størrelsesorden som prognosert vind. Modellerte priser i RKM viser seg å spille en stor rolle for nivået til det optimale budet, både for 1-pris og for 2-pris. Ut ifra resultatene av optimale bud kan det konkluderes med at det nye regulerkraftregimet til Statnett fungerer etter hensikten. For et utvalg av dager vil det optimale budet prestere bedre netto kontantstrøm en et referansebud, når faktiske data tas hensyn til.</p>