Stability of a power system is vital for its reliable operation and maintaining system stability has been a big challenge for engineers over the years. One way of improving system stability is the use of power system stabiliser (PSS). Its main function is to add damping to the generator rotor oscillation by modulating the generator excitation so as to develop a component of electrical torque in phase with the rotor speed deviation. In Ghana, two power stations have their generators equipped with PSS but none of the PSS are activated. The main objective of this study is to assess how the stability of the power system of Ghana can be improved by activating the power system stabilizers (PSS) on the excitation system of some of the generating units. To effectively perform the study the following questions had to be answered.To what extent will the activation of the PSS on some generating units affect the overall system dynamic performance?Where in the power system should the PSS be activated?To what extend can the PSS reduces system oscillation? What improvement can be made to the power system to optimise the performance of the PSS?Data of Ghana and the interconnected systems were first collected, reviewed and all the systems were modelled using PSSE program. Steady state stability studies were then performed to identify the inadequacy in the system during steady state operations. Five base cases including peak and average load condition with and without contingency were used for this study. Dynamic stability studies were also carried out by selecting appropriate dynamic models for generators, exciters and governors that best fit the dynamic behaviour of the generating units in the PSSE program. Appropriate PSS models were selected for units equipped with PSS based on manufacturers’ recommendation. Series of dynamic simulations were carried out to identify the best location and parameter settings for the PSS. Small signal stability studies were also carried out to complement the results obtained from the transient studies using NEVA. There was however a defect in the NEVA program and full results could not be obtained.In conclusion, Ghana’s system is likely to experience voltage collapse during a transmission outage on some critical lines at peak period unless some loads are shed. This risk can be reduced by improving the power factor to 0.95 using more reactive power compensating devices (capacitor bank) at the local substation. Transient stability results also show that the best location for the PSS to effectively damped oscillation is Akosombo GS. Inter-area oscillations of 0.5Hz between Ghana and Ivory Coast systems, local-area oscillation of 0.8Hz between the Akosombo units and Aboadze units in Ghana, were effectively damped within 7sec with PSS at Akosombo GS. It is highly recommended that PSS at Akosombo generation station be activated since their application has a positive impact on the dynamic performance of Ghana’s system. Steady state stability be improved by correcting the power factor at the local stations and line relay settings reviewed to accommodate the present operating condition. It is also recommended that the PSS be coordinated effectively with the protection and control devices for optimal performanc

Denne masteroppgaven omhandler en dynamisk stabilitetsanalyse av et område med mye planlagt distribuert småkraft, og er gitt av NTE Nett AS. Bakgrunnen for oppgaven er en endring av nettet i området, for å tilknytte ny planlagt produksjon.En dynamisk simuleringsmodell av planområdet er utviklet i analyseprogrammet DigSilent PowerFactory. De dynamiske analysene tar utgangspunkt i tre ulike driftssituasjoner; Case A med maksimal produksjon og lavlast, Case B med produksjon og last i en antatt middelverdi samt Case C med minimum produksjon og høylast.Systemet er funnet småsignalt stabilt for alle de tre driftssituasjonene, med laveste dempningsfaktor observert på 13,9%. Det er utført en følsomhetsanalyse av systemets egenverdier, som viser at småsignalstabiliteten ikke blir mye dårligere som følge av en endring i generatorens parametre. Dersom spenningsregulatorenes forsterkninger endres mye ut over de foreslåtte verdiene, kan det føre til ustabilitet.I alle de tre driftssituasjonene er det undersøkt symmetriske og usymmetriske kortslutninger ulike steder i modellen, utfall av produksjon, inn- og utkobling av reaktor samt øydrift. Det er i tillegg studert effekten av spenningsregulering, som er viktig for systemstabiliteten. Den korteste kritiske klareringstiden funnet, opptrer ved en symmetrisk kortslutning nær det eksterne nettet i Case A, på 155ms.Det er tatt utgangspunkt i feilen som medfører den korteste kritiske klareringstiden, og forsøkt å forbedre responsene som følge av denne feilen. Det viser seg at generatoren i Brekkvasselva kraftverk skaper pendlinger, som får de andre generatorene til å miste synkronisme. Etter nærmere undersøkelser er det konkludert med at det er generatorens plassering som er hovedårsaken til problemene. De mest effektive tiltakene for å forbedre systemets stabilitetsmargin, er å koble ut Brekkvasselva kort tid etter feil, endre maskinparametre eller å trinne sekundærtransformatoren ned i situasjoner med høy produksjon. Dette for å øke systemets stabilitetsmargin.

This thesis is centered around the possibilities of integrating offshore wind power together with oil and gas platforms. The motivation behind this topic is to reduce the emissions of CO2 and other pollutive gases from conventional offshore power plants. The electrical systems on oil platforms are weaker than an onshore grid, so measures should be taken to let the wind power integration contribute to a more stable operation on the platform. To explore existing and future technologies that can achieve this is an important part of this work. Two different power systems are presented, denoted System 1 and System 2. Their schematics are shown in Fig. 1. Corresponding simulation models are built from fundamental blocks in the software PSCAD/EMTDC. Aggregated models are utilized in order to save computational time.System 1 consists of an offshore wind farm and an oil platform connected together in islanded operation. The oil platform contains an synchronous generator with an associated gas turbine and can adjust both active and reactive power quickly. The load consists of fixed-speed induction motors. The wind farm contains a back-to-back Voltage Source Converter (VSC) which is used for variable speed operation of the turbine. The converter is also used for voltage support to the system, and this functionality reduces voltage oscillations during disturbances. The most critical scenario investigated is to start a large induction motor. It is shown that the transmission cable may contribute to an increasing risk of voltage collapse during the start-up. Another critical event is when the wind power is suddenly disconnected, and the gas turbine has to adjust the power output quickly in order to avoid too large frequency deviations. The simulations show that a disconnection of the whole wind farm does not lead to critical operation or possible instability. This would not be the case in a system with slower control systems in the gas turbine and synchronous generator.System 2 consists of a VSC-HVDC connection between Kollsnes and the platform Troll A. This existing configuration is powering a gas compressor on the platform through a variable speed synchronous motor. This thesis proposes to integrate wind power on the DC-side of the Troll A VSC-terminal. The challenge is to inject wind power in a way such that the operation of the gas compressor is not disturbed. The proposed control system is working as intended, and the selected simulation cases show that the compressor system is not affected by the wind power. The DC voltage control system is able to maintain a constant voltage at the Troll terminal during normal operation. The wind farm reduces the losses in the HVDC-cable, and surplus wind power is sent to the land grid during low-load operation. The DC-voltage drops to 73 % of the rated value for 10 ms when the wind power is suddenly disconnected, but the duration is so short that it does not affect the gas compressor operation.The simulation results indicate that both configurations are feasible. However, the results are heavily dependent on the parameter data, and further research should put more efforts into gaining as correct values as possible. A sensitivity analysis is performed to System 1 as a guideline to which parameters that are most decisive, and therefore should be modeled most accurately. In addition, new simulation cases might reveal challenges that this thesis does not concern.

Erfaringer fra de seneste årene har vist at utfall av overføringskabler til utlandet og redusert produksjonskapasitet ved kjernekraftverk i Sverige, har stor betydning både for forsyningssikkerhet og prisdannelse i kraftmarkedet i Norge. Konsekvensene ble spesielt tydelige vinteren 2009/2010. Flere av kjernekraftverkene i Sverige gjennomgikk da omfattende revisjon- og vedlikeholdsarbeid sommeren 2009, og da arbeidet viste seg å være mer omfattende enn ventet, vedvarte perioden med redusert tilgjengelighet mye lengre enn ventet.Denne rapporten tar for seg tilfeller med ulik grad av reduksjon i tilgjengelig produksjonskapasitet ved kjernekraftverk i Sverige. Konsekvensene av redusert tilgjengelighet presenteres gjennom kategoriene kraftpris i markedet, utveksling, kraftproduksjon, magasinnivå og samfunnsøkonomisk overskudd. Samkjøringsmodellen er brukt for å gjennomføre simuleringene. Ved å redusere tilgjengeligheten av kjernekraft fra 98 % til 50 % under en periode på vinteren, øker den gjennomsnittlige spotprisen i Norge, Sverige og Nederland, både før, under og etter perioden. I en periode på 25 uker med redusert tilgjengelighet, når spotprisen i enkelte områder en gjennomsnittspris på over 1,5 Euro-cent/kWh mer enn under samme periode uten redusert tilgjengelighet.I tillegg til lengden på perioden med redusert tilgjengelighet, er det også av betydning om reduksjonen er ventet eller ikke. En uforutsett periode med redusert tilgjengelighet på 12 uker, som etterfølger en ventet periode på 13 uker, fører til ulike resultater, sammenlignet med om alle de 25 ukene med reduksjon hadde vært ventet. Ulikhetene kommer spesielt frem i resultater for magasinnivå og vannkraftproduksjon under perioden med redusert tilgjengelighet av kjernekraftverkene.Fordelingen av når på året vannkraft i Norge blir produsert påvirkes av en reduksjon i tilgjengelig kjernekraft i Sverige. For å kompensere for reduksjonen i kjernekraft, øker vannkraftproduksjonen under perioden med redusert tilgjengelighet. I ukene før og etter reduseres imidlertid produksjonen av vannkraft. Ved sammenfall av tørrår og redusert tilgjengelighet er det spesielt viktig å regulere mengden vannkraft som produseres i de ulike periodene av året.

Many applications benefit from using converters which can operate at high temperatures among them; down-hole drilling, hybrid vehicles and space craft. The theoretical performance of transistors made of Silicon Carbide (SiC) is investigated in this work. It is shown that their properties at high temperatures are superior compared to Silicon (Si) devices. Two half-bridge converters, using SiC normally-off Junction Field Effect Transistors (JFET) and SiC Bipolar Junction Transistors (BJT), are designed and tested to verify the performance of SiC devices. The challenges which arise when replacing slow switching Si devices with extremely fast SiC transistors are thoroughly discussed. To fully utilize the properties of SiC transistors, the converter designer must pay extra attention to the Printed Circuit Board (PCB) layout and component selection. For best device performance, all parasitics should be kept at a minimum. A high value of the Schottky diode capacitance results in voltage and current ringings, thus more ElectroMagnetic Interference (EMI) and switching energy loss. It is recommended selecting a Schottky diode with low junction capacitance as the freewheeling diode of the converter. Simulations and measurements show that the SiC transistors require special gate driving circuits to perform at their best. It is recommended to use a two-stage driver with high capability of charging and sinking gate/base currents. The JFET driver should also have a bipolar output to provide high noise immunity. The JFET is classified as a unipolar device; however the nature of the gate-source structure, which is a pn-junction, gives the device some bipolar characteristics. The gate structure is similar to BJT. To obtain a low on-state resistance some continuous gate current has to be provided. This is more pronounced at high temperatures.An analog control board, for operating the half-bridge as a step down converter, is designed and implemented. The controller uses current mode control to obtain a constant output voltage. Slope compensation is included to ensure stable operation at high duty-cycles. This makes the converter able to operate stably for a wide range of input voltages. The step down converter shows excellent performance during stationary operations and the ripple voltage is within its limit. When operating at high ambient temperatures it is important to have small transistor losses to minimize the self-heating of devices. The losses of a three phase inverter are calculated based on the measured conduction and switching losses of the SiC transistors. The calculations show that both inverters, based on BJTs and JFETs, are able to operate with very high efficiency even at high temperatures. High temperature characterization of the devices shows that their dynamic behavior, i.e. switching losses and switching times, are almost unaffected by temperature changes. The transistors, tested in this work, are suited to operate at ambient temperatures up to 150 ˚C. This is imposed by the conventional device packaging. Higher operating temperatures are achievable by using different packaging technologies, i.e. metal packaging advanced soldering methods.

This thesis work shows implementation and testing of existing control strategies in a novel offshore passive platform configuration. Control of the platform voltage and frequency is done through control of a shore-based B2B-VSC configuration, when the frequency on shore differs from the frequency on the platform. An 80 km HVAC-cable and transformers separates the shore-based B2B-VSCs from the platform installation. The system is modeled and simulated in MATLAB® Simulink™ SimPowerSystems™. The grid-side VSC is applied conventional cascaded controllers, with an inner current control loop and outer loops controlling the DC-link voltage and the flow of reactive power from the grid. Two different control strategies were implemented for the platform-side VSC, denoted as control strategy 1 and 2. Control strategy 1 controls the platform voltage magnitude, while keeping the frequency fixed, and is implemented with a simple PI-controller. Control strategy 2 controls both platform voltage magnitude and frequency, and was based on a cascaded control configuration, similar to that of a weak-grid system, implemented for the passive platform system. Both control strategies were implemented for the platform system and tested for three worst-case changes of platform load: loss of all loads, increase of passive load and large induction motor starting. The platform steady-state and transient voltages and frequency were evaluated based on the requirements for voltage and frequency defined in IEC 61892: standard for mobile and fixed offshore units, electrical installations. Control strategy 1 was tested for both normal and autonomous operation, when a constant DC-link voltage was applied. It was also tested for full B2B-VSC configuration, with the grid-side system VSC controlling the DC-link voltage and flow of reactive current from the grid. In all the three configurations, control strategy 1 failed to meet the system requirements set by the IEC 61892 standard for allowable voltage magnitude transients during loss-of-all-load and large-induction-motor-start. Control strategy 2 was tested with constant DC-link voltage when platform voltage measurements were available. The simulation results show no visible voltage or frequency transients for any of the three load change tests applied, and the system operation satisfies the IEC 61892 requirements for all the worst-case load change tests. The platform voltage and frequency are independent of the load dynamics, which is a desirable quality when controlling the voltage on a complex platform configuration. Control strategy 2 shows promising potential for controlling the platform voltage and frequency from shore. However, further research and testing must be done before this control strategy can be utilized in a real platform system. The proposed system controlled by control strategy 2 would allow removal of the low efficiency, high emission gas turbine driven synchronous generator that are the standard power source on oil platforms today. Eliminating the need for, or usage of the gas turbine, for power production on offshore oil and gas platforms, could reduce the total CO2 and NOx emissions of the petroleum sector considerably.

Vanntredegradering er identifisert som en mekanisme som kan redusere levetiden til polymerisolerte kabler. Vanntrær vokser i elektrisk påkjente polymerisolerte kabler som utsettes for fuktige omgivelser. Kabler som skal brukes til elektrifisering av flytende offshore oljeinstallasjoner og til nettilkobling av flytende vindturbiner vil i tillegg utsettes for dynamisk mekanisk belastning. Formålet med denne oppgaven er å studere hvordan vanntreveksten i PEX-isolerte kabler blir påvirket av både statisk og dynamisk mekanisk belastning.Tre eksperimenter er gjennomført i forbindelse med denne oppgaven. Samme type 12 kV trippelekstruderte PEX-kabel ble brukt i alle forsøkene. Kablene ble påtrykt 50 Hz AC-spenning med verdi U=2U0. I to av forsøkene ble kabelen utsatt for statisk mekanisk belastning. Kablene ble bøyd rundt rør for å innføre strekk- og kompresjonskrefter. I det ene forsøket ble kabelen aldret i 3 uker i et vannkar med vanntemperatur lik 30 °C. I det andre forsøket ble kabelen aldret i 3, 6 og 9 uker med vanntemperatur lik 60 °C. I begge disse forsøkene ble to kabler aldret parallelt hvor den ene ble aldret med temperaturgradient for å akselerere vanntreveksten i kabelen. I det tredje forsøket ble kabelen utsatt for både statisk og dynamisk mekanisk belastning. Alle kablene ble belastet med en strekkprosent, ε=6 %. Én kabel ble belastet med statisk mekanisk belastning, mens to motorer med forskjellig rotasjonsfrekvens, montert på en spesialbygd testrigg, utførte den dynamiske belastningen på kablene samtidig som kablene ble påtrykt spenning. Den delen av kablene som ble mekanisk belastet var også i kontakt med vann. Vanntemperaturen i dette forsøket var 30 °C og aldringstiden var 3 uker.Ved hvert prøveuttak ble isolasjonen snittet, farget og analysert i mikroskop. Antall vanntrær og maksimal vanntrelengde for de ulike typene vanntrær ble registrert i hvert snitt med hensyn til om delen av isolasjonen var blitt utsatt for strekk- eller kompresjonskrefter.I den delen av kabelen som var belastet med kompresjonskrefter ble vanntreveksten redusert sammenlignet med en ubelastet rett kabel og med delen av den samme kabelen som ble belastet med strekkrefter. Resultatene dokumenterte en reduksjon i forekomsten av ventilerte trær på 62-100 % i forhold til rett kabel.Kabler aldret med temperaturgradient viser en signifikant økning av vanntrevekst sammenlignet med kabler aldret uten temperaturgradient. Forekomsten av ventilerte vanntrær er dokumentert opptil 20 ganger større i kabler aldret med temperaturgradient og gjennomsnittlig maksimal lengde er opp mot 14 ganger større. Og estimerte verdier beregnet med ekstremalverdistatistikk angir at det med 95 % sannsynlighet vil forekomme et ventilert tre som er lengre enn 89 % av isolasjonstykkelsen etter 9 ukers aldringstid.Resultatene fra forsøket med den dynamiske testriggen viser en signifikant økning i forekomst og gjennomsnittlig maksimal lengde av vanntrær i mekanisk belastede kabler sammenlignet med en rett ubelastet kabel.

Denne masteroppgaven har som formål å finne ut av om LED er egnet til vei- og gatebelysning. Analysen baserer seg på ulike målinger gjort i laboratorium og på testanlegget til NTNU, samt to spørreundersøkelser. Det er gjort flere typer målinger for å undersøke de lystekniske og de elektriske egenskapene til testobjektene.Følgende er blitt utført:- Måling av lysfluks og effektforbruk, og beregning av lysutbytte.- Måling av tredjeharmoniske strømmer.- Måling av belysningsstyrke i et utvalgt målefelt i testanlegget.- Måling av luminans og luminansjevnhet i testanlegget, ved ulike føreforhold.- Måling av fargeforandringen til ulike fargeprøver med ulike lyskilder.- Måling av fargeforskyvning ved dimming av LED og høytrykknatrium.- Spørreundersøkelse om hva folk synes om testanlegget før og etter utskifting.- Spørreundersøkelse om subjektiv fargeoppfattelse med LED og damplamper.Testobjekter:- Philips SpeedStar BGP323, LED-armatur.- Siteco SL 10 MIDI, LED-armatur. (Demonstrasjonsarmaturer, ikke representative)- Philips Iridium SGS253, damplampearmatur.- Ulike 150 W damplamper og ulike damplampeforkoblinger.Med bakgrunn i målingene kan det trekkes følgende konklusjoner:- Dataene disse produsentene oppgir for de målte verdiene, er korrekte.- SpeedStararmaturene har bedre lysutbytte og lavere effektforbruk, men mindre lysfluks, enn Iridiumarmaturene med 150 W høytrykknatriumlamper.- Belysningsstyrken i målefeltet er høyere med LED-armaturene enn den var med damplampearmaturene.- Luminansen og belysningsstyrken fra SpeedStararmaturene er god nok til å oppfylle kravene definert i noen av belysningsklassene i veilysnormalene.- SpeedStararmaturene har trolig litt dårligere belysningsjevnhet enn Iridiumarmaturene.- SpeedStararmaturene gir generelt mye mindre fargeforskyvning enn damplampene.- SpeedStararmaturene har ingen fargeforskyvning ved dimming mens Iridiumarmaturene har en knapt målbar forskyvning.På grunn av meget få svar på begge spørreundersøkelsene, er følgende konklusjoner høyst usikre:- Folk har ingen sterke meninger om vei- og gatebelysning.- Hvitt gatelys er å foretrekke, men det gjør heller ikke noe om det er gult.- LED-armaturene oppfattes som noe mer blendende enn damplampearmaturene.Hovedkonklusjonen blir: LED er absolutt egnet til vei- og gatebelysning, men det er fremdeles noen småting som kan og bør forbedres. Hvorvidt LED er bedre eller dårligere enn dagens belysningsløsninger, er avhengig av hvilke egenskaper som er viktigst for belysningsanlegget i hvert enkelt tilfelle.

Denne masteroppgaven har som formål å finne sparepotensialet for styrestrategier for veilysanlegg, som samtidig oppfyller kravene i veinormalen. Analysen går i hovedsak ut på en case studie av det nåværende veilysanlegget til Trondheim kommune med tilhørende målinger og innsamling av data for beregninger. Det er gjort målinger av både den nåværende situasjonen og av behovet.For den nåværende situasjonen er det foretatt målinger med luminanskamera ved syv forskjellige lokasjoner under tre distinkte føreforhold; snødekke, våt veibane og tørr veibane. De syv lokasjoenene er Festningsgata, Wedels gate, Tyholtveien, Klæbuveien, Elgeseter gate, Udbyes gate og Osloveien.For å finne behovet er det foretatt referansemålinger med lyset slukket ved en av de syv, Klæbuveien. Målingene ble sammen med logget forbruk og annen innhentet (data, snø, regn, og astronomiske forhold) brukt til å komme frem til optimalt tenntidspunkt for gitt belysningsklasse.I forhold til dagens styring vil opptimalisering av tenntidspunktene kunne spare 4,5% for belysningsklasse WEM4, som benyttes for veier uten midtrekkverk med årsdøgntrafikk under 1500 biler, og 3 % for belysningsklasse MEW3, som benyttes for alle veityper med årsdøgntrafikk fra 1500-4000.Det største sparepotensialet ligger i dimming, pga problemer med integreringen inn i eksisterende programvare i forsøksanlegget i Høgskoleringen har tallene noe større usikkerhet en ønsket, men totalt sett ble det funnet et sparepotensiale for belysingsanlegget installerti Elgeseter gate på 43% i forhold til dages forbruk.Disse beregningene har noen forutsetninger knyttettil seg, at effektforbruket ved neddimming tilsvarer anlegget installert i Høgskoleringen og at man velger å redusere belysningsklassen, slik veinormalen åpner for pga lav trafikkmengde i tidsrommet fra 00:00 til 05:30 på hverdager og 03:30 til 07:00 i helgene er her hoverforutsetningene.Årsakene til at sparepotensialet ved dimming er såpass stort ligger både i det å reduserte belysningsklassen, men også snømengden vinterstid i Trondheim. Ved snødekke på veien kan man nemlig, uten at det går ut over belysningskvaliteten, redusere lysutbyttet fra armaturene til 20%.

This thesis has been conducted in cooperation with the Norwegian transmission system operator, Statnett, and their research on two new interconnectors linking Norway to England and Germany. The work presented in this thesis has considered one of these interconnectors, with a third terminal connected offshore to allow for integration of offshore wind power and oil platforms, as shown in fig.~ref{fig:theGrid}.Investigation of the voltage source converters (VSCs) control ability as well as operational aspects of multi-terminal DC-grids has been performed. Identified as the key control variable of a DC-grid is the DC-voltage serving as a measure of power balance, since an unbalance will affect the DC-voltage through charging or discharging of the DC-capacitances. Utilizing VSCs allowing a fast and accurate control of the DC-voltage can lead to a stable operation of a DC-grid.The three-terminal structure, fig.~ref{fig:theGrid}, was implemented in the simulation tool SIMPOW and connected to a 35-node AC-grid model representing the Nordic grid. The simulation model was used for analyzes of the DC-grid operation and its affect on the connected AC-grids. The converter station connected to the Nordic grid were applied with DC-voltage control, implying that it will act as the power balancing unit of the DC-grid. The simulations performed show that the control structure implemented could assure a stable DC-grid operation within 0.3s of a fault. It identified the need for a fast response to changes in the DC-voltage as the influence of the other connected AC-grids were directly linked to DC-voltage oscillations. Simulations were also conducted to study the advantage of applying AC-voltage control compared to reactive power for the converter connected to the Nordic grid. It was identified that an increased stability of the Nordic grid could be assured during faults in the grid itself. This also affected the DC-grid operation through an increased capability of power exchange with the Nordic grid.