• Refine Query
  • Source
  • Publication year
  • to
  • Language
  • 143
  • 76
  • Tagged with
  • 219
  • 219
  • 219
  • 152
  • 147
  • 147
  • 115
  • 67
  • 67
  • 67
  • 67
  • 67
  • 67
  • 32
  • 5
  • About
  • The Global ETD Search service is a free service for researchers to find electronic theses and dissertations. This service is provided by the Networked Digital Library of Theses and Dissertations.
    Our metadata is collected from universities around the world. If you manage a university/consortium/country archive and want to be added, details can be found on the NDLTD website.
1

Reactive Power Compensation using a Matrix Converter

Holtsmark, Nathalie Marie-Anna January 2010 (has links)
<p>This Master's thesis investigates a new application for the matrix converter: Shunt reactive power compensation. The suggested Matrix Converter-based Reactive power Compensation (MCRC) device is composed of a matrix converter, which input is connected to the grid and an electric machine at the output of the converter. The reactive power flowing in or out of the grid can be regulated with the matrix converter by controlling the magnitude and/or phase angle of the current at the input of the converter. The matrix converter has no bulky DC link capacitor like traditional AC-DC-AC converters. The thought electric machine is a Permanent Magnet (PM) synchronous machine which is compact as well, yielding an overall compact device. The main focus of the thesis is to evaluate the reactive power range that the MCRC device can offer. The reactive power range depends mainly on the modulation of the matrix converter. Two different modulation techniques are studied: the indirect virtual space vector modulation and the three-vector-scheme. The indirect space vector modulation can provide or draw reactive power at the input of the matrix converter as long as there is an active power flow through the converter that is different from zero. For pure reactive power compensation the indirect space vector modulation cannot be used and the three-vector-scheme must be used instead. Both modulation techniques are presented in details as well as their reactive power compensation range. To verify the reactive power capabilities of the device, three different simulation models are built in MATLAB Simulink. The first simulation model represents the MCRC device with the matrix converter modulated with the indirect space vector modulation. The second model represents also the MCRC device with the matrix converter modulated with the three-vector-scheme. In both model the PM machine is represented by a simple equivalent circuit. Simulations done with both models show a good accordance between the theoretical analysis of the device and the experimental results. The last simulation model features a simplified version of the MCRC system connected to a grid where a symmetrical fault occurs. The MCRC proves to be efficient in re-establishing the voltage to its pre-fault value.</p>
2

Feasibility investigation for the application of direct AC-AC conversion in offshore wind power based on a comparative evaluation

Astad, Kristian Prestrud January 2010 (has links)
<p>In this thesis a feasibility study of a direct AC-AC converter for wind power application has been performed. Two three-phase voltages are converted to a single phase square wave for input to a high-frequency transformer and then rectified. No DC-capacitor is present in the converter and bi-directional switches consisting of two reverse blocking IGBTs allow the direct AC-AC conversion. Efficiency, silicon usage, price and output quality of the converter were to be compared with a reference case and conclusions to be drawn from the obtained results. The price comparison could not be finalized due to lack of price data. The efficiencies were found to be 97:7 % for both the converter setups while the silicon usage was 4:6 % lower for the direct AC-AC solution. A back-to-back converter was used as the reference case. The harmonic content was less in the back-to-back converter and DC-offsets in the phase currents caused power oscillations for both converters but they were higher in the direct AC-AC converter. The reference case needs more switches than the direct AC-AC solution if put in a split drivetrain configuration and DC-capacitors are also present in the former. The size is therefore expected to be lower for the AC-AC solution. The obtained results was used to conclude that the direct AC-AC solution is a feasible solution for a split drivetrain configurated wind turbine with multiple generators. The voltage of the square wave in the direct AC-AC converter needs to be two times higher than the DC-voltage in the reference case to obtain the same rated voltage in the generators when they are supplying power simultaneously. The switch voltage ratings must then be increased accordingly. Another application was proposed to better exploit the converter topology examined and to avoid the doubled voltage rating. An isolated power system with a time varying energy source such as a wind turbine needs an auxiliary power source to be able to supply the full load power when the other is unavailable. The double input converter can then control the two generators so that a constant output power is achieved. The square wave voltage amplitude can then be dimensioned from the load power only rather than for the total rated power in the two generators. It is therefore halved and the voltage stresses on the switches are similarly reduced.</p>
3

Gasskraftverk Kårstø / Gas fired Power Plant at Kårstø

Vestrum, Johan Inderberg January 2007 (has links)
<p>Denne diplomoppgaven er skrevet i samarbeid med Statnett. Naturkraft har under bygging et gasskraftverk på Kårstø i Rogaland. Dette er et såkalt combined-cycle-kraftverk (kombinert kraftverk), som består av en gassturbin i kombinasjon med en dampturbin. Gasskraftverket vil kunne bidra med 418MW inn i sentralnettet, og det er Statnetts ansvar at kraften levert til forbrukerne har god nok kvalitet. Oppgaven tar først og fremst for seg problemstillinger knyttet til dynamisk respons og transient stabilitet i forbindelse med kraftverket. Statnett har bidratt med datamodell over nettet i Sør-Norge, og analyseverktøyet PSS/E er benyttet for å analysere kraftverkets respons ved ulike hendelser. Spesielt er det sett på regulerresponser ved frekvens- og spenningsendringer i nettet og kraftverkets egenskaper ved kortslutning. I tillegg er konsekvenser ved utfall av kraftverket analysert. Analyseresultatene er sjekket opp mot de relevante krav gitt i Veiledende systemkrav til anlegg tilknyttet regional- og sentralnettet i Norge (VtA) og Nordic Grid Code (NGC). Det er av interesse å sammenligne responsen i gasskraftverket mot den i et typisk vannkraftverk. Av den grunn er det lagt til en modell av et vannkraftverk på samme sted som gasskraftverket. Foruten at forskjellen mellom gasskraftverket og vannkraftverket er analysert er det også benyttet to forskjellige turbinregulatormodeller for gasskraftverket: en enkel modell beregnet på gassturbiner, og en mer avansert modell beregnet på nettopp kombinerte kraftverk. Det viser seg at den avanserte turbinregulatormodellen er den som egner seg best til simuleringer opp mot gasskraftverket. Skal man benytte den enkle modellen må man være obs på hvilket utgangspunkt man har, og hvilke hendelser man simulerer på. Spesielt ved fall i frekvensen kan ukritisk bruk av den enkle modellen gi et for optimistisk resultat. Gasskraftverket har problemer med fullstendig å overholde kravene gitt i VtA til drift under frekvensavvik, og simuleringer viser at responsen til magnetiseringssystemet er for kraftig. Kraftverket viser imidlertid god oppførsel ved feil i nettet, og bidrar til å gjenopprette spenningene i området etter feil. Ved normal drift tåler nettet et utfall av kraftverket godt, mens man ved svekkelser i nettet kan oppleve til dels lave spenninger etter et utfall.</p>
4

Problemstillinger knyttet til start av store motorer i svake nett / Starting large induction motors in weak grids

Birkeland, Kjell Vegard January 2007 (has links)
<p>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.</p>
5

Detektering av Øydrift i Distribusjonsnettet / Islanding Detection in the Distribution Network

Muggerud, Hans Kristian January 2007 (has links)
<p>Utbyggingen av småkraft har ført til økende grad av distribuert produksjon. Dette skaper nye utfordringer i distribusjonsnettet, deriblant ukontrollert øydrift. En øydrift defineres som en del av kraftsystemet med en eller flere distribuerte enheter som isoleres fra resten av hovednettet. Studien er begrenset til øydrifter med èn distribuert synkrongenerator. Per i dag ønskes det at alle ukontrollerte øydriftssituasjoner skal frakobles hovednettet. Utfordringen er å finne en vernutrustning som kan detektere alle øydrifter innenfor et akseptabelt tidsrom. Det er benyttet retningslinjer utarbeidet av SINTEF Energiforskning AS, som anbefaler at alle ukontrollerte øydrifter skal frakobles innen ett sekund etter overgangen til øydrift. Et anti-øydriftsvern måler kontinuerlig på generatorklemmene, og gir frakoblingssignal dersom det oppstår en unormal endring i måleverdien. I øydriftssituasjoner der lasten i nettet er forholdsvis lik produksjonen til generatoren, kan anti-øydriftsvernet feile i deteksjonsøyeblikket. I slike situasjoner fås en likevekt mellom generator og nett, dermed blir de målbare endringene vanskelige å detektere. Den største utfordringen er å finne en enkel anti-øydriftsløsning som fungerer i de fleste situasjoner, samtidig som vernet skal være driftsikkert ovenfor forstyrrelser i normal drift. Første del av rapporten er en litteraturstudie av ulike anti-øydriftsmetoder. I del to er fokus rettet mot vektorskiftvernet, RoCof-vernet, over-/underfrekvensvernet og over-/underspenningsvernet. Prinsippet til hvert enkelt vern ble modellert i simuleringsprogrammet PSCAD (EMTDC). Det ble fremkalt ulike øydriftssituasjoner og undersøkt om anti-øydriftsvernet gav sikker deteksjon i de simulerte tilfellene. Vektorskiftvernet måler avstanden mellom fasespenningens nullgjennomganger på generatorklemmene, og er det hurtigste anti-øydriftsvernet i undersøkelsen. Studien viser at hurtigheten medfører en begrenset følsomhet overfor øydriftssituasjoner. Dette betyr at vernet krever stor ubalanse mellom generator og nett for å registrere en øydriftssituasjon. Dersom det skal oppnås en pålitelig anti-øydriftsbeskyttelse, anbefales det å benytte vernet i kombinasjon med andre anti-øydriftsvern, eksempelvis RoCof-vernet. RoCof-vernet deriverer frekvensforløpet og finner endringen i frekvens. Vernet registrer en større andel øydrifter enn vektorskiftvernet, fordi målingen foregår i et lengre tidsrom. Totalt sett fremstår RoCof-vernet som et pålitelig anti-øydriftsvern. Vernet kan på grunnlag av simuleringsresultatene, fungere tilstrekkelig som anti-øydriftsbeskyttelse. Over-/underfrekvensvernet kan fungere som anti-øydriftsvern, dersom verninnstillingene tilpasses til dette formålet. Vernets tidsbruk kan karakteriseres som en ulempe i noen situasjoner, men dersom det benyttes momentan frakobling ved 51 Hz overfrekvens og 48 Hz underfrekvens (retningslinjer fra Sintef Energiforskning AS), kan det oppnås en pålitelig øydriftsbeskyttelse. Påliteligheten vil økes ytterligere dersom over-/underfrekvensvernet benyttes i kombinasjon med RoCof-vernet. Over-/underspenningsvernet fungerte ikke som anti-øydriftsvern i studiens simulerte øydrifter. Ubalansen i reaktiv effekt mellom generator og nett, ble ikke stor nok til å gi øydriftsdeteksjon.</p>
6

Klimapåkjenninger og sårbarhet i kraftnett : klimarelatert sårbarhet i norske regional- og distribusjonsnett / Climate and Vulnerability in Power Grids : weather related vulnerability in Norwegian regional and distribution grids

Elgsaas, Kristin Moe January 2007 (has links)
<p>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.</p>
7

Spenningssammenbrudd i Midt-Norge / Voltage instability margins in Mid-Norway

Fitje, Erlend January 2007 (has links)
<p>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.</p>
8

Elektriske branner i lavspenningsanlegg : Undersøkelse av årsaker til variasjoner mellom kommuner og år / Electric Fires in Low- voltage Installations : Reasons for seasonal and municipal variations

Stangeland, Hilde January 2007 (has links)
<p>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.</p>
9

Jordfeildeteksjon i spolejorda distribusjonsnett : Mulige årsaker til utilsiktet utfall av linjer i Fillan transformatorstasjon / Earth Fault Detection in Petersen-coil Grounded Distribution Networks : Possible reasons for unwanted disconnections of Lines in Fillan Transformer Substation

Guldal, Magnus January 2007 (has links)
<p>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.</p>
10

Svært anstrengte kraftsituasjoner / The power system under strain

Wethelund, Tord January 2007 (has links)
<p>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.</p>

Page generated in 0.0725 seconds