Embed Size (px)
Citation preview
Mas
tero
ppga
ver
2012
NTN
U
Nor
ges
tekn
isk-
natu
rvite
nska
pelig
e un
iver
site
t Fa
kulte
t for
info
rmas
jons
tekn
olog
i, m
atem
atik
k og
el
ektro
tekn
ikk
Inst
itutt
for e
lkra
fttek
nikk
Summary of Master Theses 2012
Department of Electric Power Engineering
Drawing of the AC loss measurement apparatus for MgB2 superconductors
S NTNU Faculty of Information Technology, Mathematics and Electrical Engineering
Department of Electric Power Engineering
A summary of Master Theses 2012
This internet published pamphlet gives a summary of all Master Theses submitted to the Department of Electric Power Engineering in 2012.
NTNU, September 2012
~fv~i~~ Fosso Head of the Department
Address Org.no. 974 767 880 Location Phone
E-mail : O.S.Bragsladsplass 2 +47 73 5942 10
N0-7491 Trondhcim poslmonak @clkrafl.nlnu.no · Eleklroblokk E. 3.clg Fax
hnp://www.nlnu.no/elkrafl N0-7034 Trondheim + 47 73 59 42 79
TABLE OF CONTENTS
i
STUDENT SUPERVISOR
TITLE
Page
Abildgaard, Elisabeth
Nøkleby
Molinas, Marta Exploring the Properties of a Modular Multilevel Converter
Based HVDC Link.
1
Adamu, Tigist Undeland, Tore Electromagnetic Interference in Downhole Applications 2
Alstad, Jonas Ildstad, Erling Polarisasjon og Elektrisk ledningsevne i HVDC mass- og PEX
isolerte kabler som funksjon av spenning og temperatur
5
Amundsen, Martin Mauseth, Frank Ageing of XLP Insulation exposed to HVDC with overlaid
Transients
7
Anda, Sigbjørn Wangensteen, Ivar Price uncertainty for green electricity 8
Araya, Nebrom Berihu Nestli, Tom Modelling and Control of Six-Phase Induction Motor Drive
Båndlagt til 15.7.2015
Berre, Tommy S. Uhlen, Kjetil Wind turbine emulator for power conversion and grid
connection studies
10
Biørnstad, Hans Thomas Sand, Kjell Vurdering av plusskunder sine rammebetingelser I
framtidens distribusjonsnett (SmartGrid) med fokus på
AMS og produksjonsteknologi
12
Bjerve, Bård Christian Høidalen, Hans Kr. Coordination of overvoltage arresters in buildings 14
Brun, Sindre Heimly Høidalen, Hans
Kristian
Modellering av strømtransformatorer og verifisering I
høystrømlab
17
Eliassen, Sivert Norum, Lars Power Electronics Converter for use in Direct Electrical
Heating Application
19
Endresen, Fredrik V. Nilssen, Robert Electric Motor Development for Shell Eco-Marathon 20
Enes, Roger Undeland, Tore Modelling and Control of High Performance Medium
Voltage Drives
21
Flægstad, Helge Venås Hansen, Eilif Hugo Virkning av solavskjerming på energisparepotensiale i
bygninger
23
Goldstein, Hanne Wangensteen, Ivar Flow based market clearing in a Nordic Context 24
Grøtterud, Magnus Uhlen, Kjetil Analysis of the Slow floating in Grid Frequency of the
Nordic Power System. Impact of Hydraulic System
Characteristics
26
Hallan, Andreas H. Norum, Lars Long Step out umbilicals for oil and gas subsea pump or
compressor Application – Starting of Permanent Magnet
Machine
28
TABLE OF CONTENTS
ii
Hallsteinsen, Lars
Møllersen
Mauseth, Frank Romladningsdistribusjon i PEX HVDC kabelisolasjon - flate
prøver og miniatyrkabel
30
Halvorson, Hans Lavoll Mauseth, Frank Condition Assessment of Medium Voltage Cable Joints 31
Haugen, Krister Leonart Nilssen, Robert Distribution of Electromagnetic forces in multiple air gap
machines
33
Haugland, Rune Hansen, Eilif Hugo Design av strømforsyningsanlegg til et elektrisk
oppvarmingssystem for undervanns rørledninger
35
Hegvik, Anders Kjølle, Gerd Case Study Analysis of Running Distributed Generators in
Island Mode. Effects on Reliability of Supply.
36
Husby, Marte Asbøll Uhlen, Kjetil Introduksjon av vindkraft i regionalnett med begrenset
overføringskapasitet
37
Hytten, Lars Martin Gjengedal, Terje Konsekvenser av nye utenlandsforbindelser for ulike
produsenter i det norske kraftsystemet
39
Iversen, Tor Martin Undeland, Tore Multilevel Converters for a 10 MW, 100 kV Transformer-
less Offshore Wind Generator System
40
Johannessen, Thomas
Fjeld
Mauseth, Frank Forbedring av kohesjon mellom partikkelforurensning og
PEX-isolasjon
41
Jørgensen, Bjørn Helle Runde, Magne Partial Discharge Measurements for Studying Cavities in
Mass Impregnated Cables
42
Jørstad, Jonathan Mauseth, Frank Effect of barriers in air insulated rod-plane gaps 44
Knutsen, Eivind Løvdal Doorman, Gerard Utbyggingsplanlegging I Mosambik -
energisystemsimulering
46
Kure, Hans Magnus Hansen, Eilif Hugo Implementering av energi- og effektstyring av
forbrukslaster
48
Larsson, Carl Olav Hansen, Eilif Hugo Seriefeilvern i bygningsinstallasjoner 50
Lefstad, Tore Høidalen, Hans
Kristian
Distansevern i distribusjonsnett 52
Lindsjørn, Mads Doorman, Gerard A Method for bidding in sequential Capacity Reserve
Markets using mixed-integer programming
54
Lio, Ståle Hansen, Eilif Hugo Sammenligning av styringsstrategier og funksjonalitet med
AMS i veglysanlegg
55
Lofthus, Sigrid J. Wangensteen, Ivar Sammenlikning av små elvekraftverk og kraftverk med
magasin
57
TABLE OF CONTENTS
iii
Lunde, Ingeborg Ildstad, Erling Partielle utladninger og elektrisk trevekst i polypropylen
og PEX (PP) isolasjon
59
Mabeta, Simon Jorums Uhlen, Kjetil Open Conductor Faults and Dynamic Analysis of a Power
System
61
Morstad, Anders Høidalen, Hans
Kristian
Grounding of High Voltage Substation - Samnanger
Substation
62
Müller, Leif Arne Nilssen, Robert Rotary Frequency Converter for long step-out subsea
applications
64
Nebb, Ole Christian Norum, Lars Use of Energy Storage in LVDC Distribution Network for
Ships
66
Nes, Ingeborg Gjengedal, Terje Smarte nett og bruk av forbrukerfleksibilitet i
sentralnettet.
68
Nordahl, Siv Helene Norum, Lars Photovoltaic Roof System Design in Oslo 70
Nygård, Martin Fosso, Olav B Utnyttelse og koordinering av sluttbrukerfleksibilitet for
balanseformål
72
Ottersen, Martin Wangensteen, Ivar Power Capacity in hydropower stations 74
Perera, Aravinda Undeland, Tore Virtual Synchronous Machine-based Power Control in
Active Rectifiers for Micro Grids
76
Rasmussen, André Nestli, Tom Analysis of long step out drive system for oil and gas
applications
78
Sandvik, Christian Molinas, Marta Wave-to Wire Model of the Wave Energy Converter Bolt2
Control and Power Extraction with an All-Electric Power
Take-Off System
80
Serena, Alberto Molinas, Marta Design of a Direkt-Drive - Wave Energy Converter for the
Seaquest Concept (levert univ. Italia)
Shahbaz, Muhammad Molinas, Marta Active Harmonics Filtering of Distributed AC System 81
Skrede, Terje Wangensteen, Ivar Insentiv for samfunnsansvarleg disponering av
vasskraftmagasin
82
Sliper, Trond Solvang, Eivind Stor revisjon av Kvittingen kraftverk – Teknisk-økonomisk
analyse av rehabilitering og modifikasjon
84
Solberg, Sindre Gjengedal, Terje Smart Grid og dynamisk stabilitet
Nettanalyse av Midt-Norge stadium 2030 med fokus på
smartgrid for bedre dynamisk utnyttelse av sentralnettet
86
Solheim, Ragnhild Norum, Lars Design of a Switch-Mode Power Electronic Converter for 88
TABLE OF CONTENTS
iv
Teaching Laboratory
Solli, Maja Solvang, Eivind Analysemodell for vedlikehold og Reinvestering i kraftnett 90
Stadheim, Torstein Høidalen, Hans Kr. Implementering av vern i ATPDraw 92
Storvann, Vegar Uhlen, Kjetil Maintaining Voltage Stability - An analysis of voltage
stability indicators and mitigating actions
93
Taxt, Henning Runde, Magne AC loss in MgB2 superconductors 95
Thorshaug, Eirik Solvang, Eivind Tilstandskontroll og vedlikehold i nettet ved aggregering
av observasjoner
97
Tiwari, Raghbendra Nysveen, Arne Application of AC superconductor windings in Large PM
synchronous Generators for Wind Power
99
Tjong, Kenneth Norum, Lars Voltage Control of a DC Diesel Electric Propulsion system
BlueDrive PlusC
101
Tran, Toan Thanh Ildstad, Erling Elektrisk trevekst I ekstrudert syndiotaktisk Polypropylen
(sPP) kabelisolasjon
103
Tranøy, Håkon Sand, Kjell Tekniske retningslinjer for tilknytning av plusskunder i
lavspenningsnettet
105
Tønnesen, Trygve Hansen, Eilif Hugo Sammenligning av LED og andre lyskilder – Lystekniske og
elektrotekniske egenskaper
107
Ullah, Aasim Nilssen, Robert Investigation of Cogging Torque of Downhole Drilling
Machine and Optimization of Electrical Machine
109
Ulvin, Johannes Bédos Molinas, Molinas Grid Integration of the Wave Energy Converter Bolt2 –
Control of the Grid Side Converter with Energy Storage
111
van der Linden, Tim Molinas, Marta Dynamic Control of Static Converters 112
Vatne, Åshild Molinas, Marta Analysis of Large Scale Adoption of Electrical Vehicles and
Wind Integration in Nord-Trøndelag
114
Wang, Jiaying Norum, Lars Model predictive control of power electronics converter 115
Zangmo, Gayleg Uhlen, Kjetil Impact of Hydro Turbine and Governor in Power system
Stability
117
Exploring the Properties of a Modular Multilevel Converter
Based HVDC Link
With Focus on Voltage Capability, Power System Relations,
and Control System
Student: Elisabeth Nøkleby Abildgaard
Supervisor: Marta Molinas
Contact: Øyvind Rui
Collaboration with: Statnett
Abstract
The properties of a Modular Multilevel Converter (MMC) are investigated. This is a new and
promising converter type for High Voltage Direct Current (HVDC) applications. A case with
a MMC connected to a stiff grid through a filter and a transformer is analysed both
theoretically and in simulations, with focus on three main topics.
The first topic is the available voltage at the converter terminal and modulation strategies.
Theoretical evaluations are compared with simulation results. Two different methods are used
to analytically investigate the relationship between modulation index and terminal voltage.
The effect of third harmonic distortion is also considered. Simulations proved that the
converter followed the theoretical modulation curve. Qualitative comparisons of theoretically
developed voltage wave shapes with simulation results with different modulation indexes
were successful, but quantitative comparisons proved challenging. Modulation with third
harmonic distortion showed very convincing results in the simulations.
The second topic is the power equations valid for the case circuit. Relations between active
power, reactive power, grid angle, and converter voltage were investigated. A phasor
approach was used in the deduction of the theoretical formulas, and these formulas were
verified by the simulation results. The grid angle range giving stable operation was defined by
the angle stability limit for power systems. The ratio between the resistance and the
inductance in the connection was found to have a large influence on the characteristics of the
connection, for instance by defining the stable operation conditions. In the theoretical analysis
the magnetizing effects of the transformer were disregarded. Simulations showed that this
approximation was appropriate. A surprising simulation result was that the terminal voltage of
the converter was depending on the grid angle. Further investigations are needed to identify
the cause and compensate for this effect.
The third topic is the converter control system. The converter was modelled in the dq
reference frame, and the model was used to derive and tune the control system. The control
system was made with a cascaded structure, controlling either active and reactive power at the
grid or active power at the gird and the rms value of the voltage at the converter terminal. The
inner loops controlling the currents were tuned with modulus optimum to achieve fastness.
The outer loops for power were tuned to be somewhat slower than the inner loops, while the
outer loop for rms value was tuned with symmetric optimum. All the control loops were
successfully implemented into the simulation model. This shows that it is possible to control
parameters at two different locations in the network at the same time. Simulations showed that
it is possible to change the control mode between reactive power control and rms value
control, without making the control system unstable. This demonstrated both successful
decoupling and a robust control system.
1
Electromagnetic interference in downhole applications
Student: Tigist Atnafseged Adamu
Supervisor: Professor. Tore Marvin Undeland
Co-supervisors: Dr. Richard Lund, Dr. Supratim Basu and Dr. Alexey Matveev
Collaboration with : SmartMotor AS
Problem description
To enable safe, economical and environmentally acceptable solutions for improving oil and
gas recovery from mature fields and for exploitation of deep and ultra-deep offshore
reservoirs new downhole technologies are required. Electrification of downhole applications
has proven to be very promising, but due to the high-frequency switching characteristics of
frequency converters create high electromagnetic interference (EMI), overvoltages, bearing
currents etc. in the motor.
Task- the concrete application of this thesis is to analyze the negative aspects of EMI due to
fast switching power devices (high dv/dt and di/dt) used in power electronic converter, and to
explore mitigation techniques to reduce EMI noise effectively.
The main tasks should be:
Study about EMI/EMC
Study and compare different filter types by their performance, size, power loss and
cost
Simulation model for different filter topologies, simulation tool will be Matlab
Conducted EMI laboratory test.
Fig1. Downhole system
Simulation modeling and practical EMI (conducted) measurement had been made. Different
filter topologies had been investigated in simulation modeling and pre-compliance conducted
EMI measurement had been evaluated in laboratory test circuit.
2
Simulation modeling- RfLfCf, filter at inverter terminals, LfCf at inverter terminals and RfCf
motor terminals filter had been used to mitigate overvoltage.
Fig 2. Different filter configurations
Simulation results
Fig 3. VLL inverter & motor terminal Voltage vs
time with calculated RfCf filter
Fig 4. VLL inverter, filter & motor
terminal Voltage vs time with calculated RfLfCf Filter
Fig 5. VLL motor terminal Voltage vs time with calculated LfCf filter
Practical conducted EMI measurement modeling: the chopper was used as test circuit for
the investigations of conducted EMI test
Spectrium Analyzer
RL
Current Probe
Measurement ground
reference
DUT
LISN
50uH
50Ω
50uH
0.25uF
0.25uF
50Ω
Fig 6.Chopper circuit
0.4013 0.4014 0.4014 0.4015 0.4015
0
200
400
600
800
10001000
Time [S]
Va
b [
V]
Motor terminal voltage
Inverter output voltage
0.42 0.42 0.42 0.4201 0.4201 0.4201 0.4201 0.4201 0.4202 0.4202 0.4202-100
0
100
200
300
400
500
600
700
Time [S]
Va
b [
V]
Motor terminal voltage
Filter output voltage
Inverter output voltage
0.4 0.41 0.42 0.43 0.44 0.45 0.46-300
-200
-100
0
100
200
300
400
Time [S]
Va
b m
oto
r [
V]
3
Experimental results
Fig 7.The influence of reverse recovery on EMI
Fig 8.The influence of stray or leakage
inductance on EMI
Fig 9 .The influence of gate resistance on EMI
Conclusions
From the simulation result, using the RfCf filter at the motor terminal had shown a good
switched voltage waveform, faster response and smaller settling time at the motor end. Using
the RfLfCf filter topology gives good switched voltage waveform and was best to eliminate
the common mode noise voltage at the motor terminal. LfCf filter was the best solution from
all filter types by decreasing voltage overshoot, THD and power losses at the motor terminal.
In cost wise Lf filter is cheaper compared to the above filter types. LfCf filter is expensive and
bigger.
Practical conducted EMI pre-compliance testing was made on chopper test circuit. The
influence of EMI such as reverse recovery current of diode, stray or leakage inductance, gate
drive resistance, heat sink grounding, duty cycle and switching frequency were investigated. It
was observed that soft recovery current of diode, using copper strip for the DC bar, increasing
the gate resistance of the drive, disconnecting heat sink from the ground, increasing the duty
cycle and decreasing the switching frequency decrease EMI noise on the chopper test circuit.
100
101
0
10
20
30
40
50
60
70
f [MHz]
dB
[uV
]
Hard
Soft
Background noise
100
101
0
10
20
30
40
50
60
70
f [MHz]
dB
[u
V]
Without copper strip
With copper strip
Background noise
100
101
0
10
20
30
40
50
60
f [MHz]
dB
[u
V]
Rg
2Rg
3Rg
Background noise
4
Polarisasjon og Elektrisk ledningsevne i HVDC masse- og PEX isolerte
kabler som funksjon av spenning og temperatur.
Student: Jonas Alstad
Veileder: Erling Ildstad
Problembeskrivelse
Selv om masseimpregnert papir har vært benyttet som isolasjon i HVDC kabler siden ca 1950
så er kunnskapen om kablenes maksimale belastningsevne svært mangelfull. Aktuelle
spørsmål knyttet til dette er: Hva slags konsekvenser vil det få dersom dagens installerte
kabler overbelastes? Hva vil dagens isolasjonskvalitet tåle av maksimal temperatur- og
feltpåkjenning? Hvordan påvirkes den elektriske feltfordelingen i isolasjonen av temperatur-
og spenningsvariasjoner? Hva er forskjellen på PEX og masse isolasjon som HVDC
isolasjon?
Sammendrag
Formålet med masteroppgaven har vært å studere opp og utladninger knyttet til ulike HVDC
kabel isolasjonsmaterialer. Eksperimentelle forsøk ble gjennomført for å beskrive disse
fenomene for en 450 kV HVDC massekabel, og en 12 kV PEX kabel.
Litteraturstudier tilsier at den dominerende polarisasjonsmekanismen for en massekabel er
grenseflatepolarisasjon. Ledningsevnen til denne kabeltypen kan estimeres ved å bruke:
Polarisasjonsstrømmen kan beskrives med:
Denne formelen kan brukes til å estimere relaksjonstiden, , til polarisasjonsmekanismene i
massekabelen.
Litteraturstudier for PEX kabelen viser at dipol polarisasjon, pga grenseflatepolarisasjon
mellom to flater, er den dominerende polarisasjonsmekanismen. Det vil i denne rapporten bli
brukt samme forenklinger for begge kablene for å finne ledningsevne og relaksjonstid.
For å kunne gjennomføre de nødvendige forsøkene, ble det laget en datastyrt målekrets.
Denne bestod i all enkelhet av en spenningskilde, en bryter, et måleinstrument og testobjektet.
Kretsen ble styrt, og resultatene logget, av et dataprogram laget i LabVIEW.
Resultatene fra forsøkene viste at polarisasjonsstrømmen i massekabelen kunne uttrykke som:
Hvor er relaksjonstiden til oljen(10,388-56,163 s), mens (53,345-1114,1 s) er
relaksjonstiden til papiret. Det siste leddet representerer DC-strømmen i isolasjonen.
5
Polarisasjonsstrømmen til PEX:
Hvor er relaksjonstiden i PEX(59,406-3,103 s).
Ledningsevnen og relaksjontiden ble estimert som funksjon av elektrisk felt og temperatur, og
ut fra disse resultatene kan man trekke følgende konklusjoner:
Ledningsevnen er størst i massekabelen (
mot for PEX)
Ledningsevnen er temperaturavhengig for begge kablene.
Ledningsevnen er kun felt avhengig ved de høyeste temperaturene, for PEX kabelen.
Relaksjonstiden reduseres med økende spenning og temperatur, for massekabelen.
Relaksjonstiden PEX lavere enn for massekabel.
6
Ageing of XLPE Insulation exposed to HVDC with overlaid Transients
Student: Martin Amundsen
Supervisor: Frank Mauseth
Produksjon av elektrisk kraft fra offshore vindturbiner vil bli en stor utfordring i nær fremtid.
Forskningsrådet har i den forbindelse tildelt SINTEF et femårig forskningsprosjekt på HVAC
og HVDC undervannskabler for offshore vindkraft og overføringsnett. Denne master-
oppgaven er en del av dette forskningsprosjektet, og arbeidet er en videreføring av
fordypningsprosjektet i 2010.
Det er ønskelig å undersøke aldringsmekanismene som opptrer i undervannskabler påtrykt
den relevante spenningen ved HVDC-overføring. Kraftelektronikk benyttes for å omforme
generert vekselspenning til HVDC, slik at effekttapene over lange avstander reduseres. En
konsekvens av omformingen er at det oppstår overlagrede transienter på overført HVDC. Den
overførte spenningen kan følgelig beskrives som en ikke-ideell DC-spenning. Innvirkningen
av denne på kabelisolasjon er ikke kjent, og vanntrevekst er definert som relevant
aldringsfenomen.
Arbeidet har hovedsakelig vært eksperimentelt. Problemstillingen er løst ved å modellere
relevant spenningspåkjenning på laboratoriealdrede kabler. Etter forsøkene ble det
gjennomført holdfasthetstesting og vanntreanalyse av kablene. Resultatene er sammenlignet
med referansekabler påtrykt ren DC-spenning. Aldringen viste seg ikke å være signifikant,
men det ble likevel registrert tendenser i utviklingen som funksjon av tid. Sannsynlig årsak
ligger i lav elektrisk feltstyrke fra ACkomponenten.Nye forsøk på Rogowski koppobjekter ble
derfor utført, og parameterne ble justert slik at feltstyrken fra AC-bidraget ble doblet. Dette
resulterte samtidig i større prosentvis rippel, som også kan ha innvirkning på aldringen.
Forsøket kan anses som en pilotstudie med kraftige aldringsparametere, og det er således
mindre realistisk.
Resultatene belyste likevel den opprinnelige problemstillingen fra en annen vinkel, og
aldringen ble signifikant. Det lengste ventilerte vanntreet vokste igjennom hele isolasjonen i
løpet av tre uker, og det ble initiert et elektrisk tre her. Dette resulterte i gjennomslag i
isolasjonen. Beskyttelsesmekanismene koblet ut prøveoppsettet uten skade på komponentene.
Videre arbeid bør omfatte forsøk på koppobjekter for å undersøke om det finnes nedre
grenseverdier for at elektrisk feltstyrke og prosentvis rippel ikke medfører aldring. Disse
parameterne er av interesse for industrien, som kan forsøke å redusere de overlagrede
transientene som oppstår på grunn av svitsjingen i omformerne. Nye omformersystemer vil
eksempelvis kunne bruke flernivåveksling for å redusere transientene. En overføringskabel
har dyr investeringskostnad, og det foreligger derfor økonomiske incentiver for å oppnå lengst
mulig økonomisk levetid ved å redusere aldringen.
7
Price uncertainty for green electricity
Student: Sigbjørn Anda
Supervisor: Ivar Wangensteen
Contact: Harald Freihow Sande
Collaboration with: BKK
Problem description
Green certificates were introduced in the Norwegian market from 2012 in co-operation with
Sweden where green certificates are already being used. This project is focusing on
uncertainty in prices of green certificates causing uncertainty for green investors as well as
other participants in the market. In this project, the objective is to investigate this uncertainty
partly on the basis of experience from countries where it has been tested, partly on a
theoretical/modeling basis.
The task
This master thesis uses statistical models to look at the price uncertainty for green electricity.
Such models require a thorough statistical investigation. Much of the paper involves the
collection of statistics and other information necessary to create good enough models.
The Nordic electricity market is a very modern liquid market. Such a liberal market means
that it is competitive and that there is the potential for risk management. Players in the Nordic
power market can buy the cheapest power available or provide power to the highest bidder on
the Nord Pool Spot. They also have the possibility of price hedging by trading financial
contracts at Nasdaq OMX Commondities.
Green certificates are an attempt to create a similar liberal market. The current size of the
market, however, suggests that it is not as liquid. To this date there exist no financial
instruments for price hedging in the market for green certificates. These are some of the
reasons for uncertainty associated with green certificates. The parties involved in this market,
whether it is voluntary or involuntary, must deal with this uncertainty. The demand for green
certificates is constructed, because electricity suppliers must purchase certificates,
corresponding to a certain percentage of the electricity they sell to end users. Therefore it can
be said that this is a constructed market. This percentage, referred to as a quota, rises to its
highest value in 2020, before it falls towards zero in 2035.
Model/ measurements
For an analysis of price uncertainty on green electricity, the choice fell on a technical - and a
fundamental model. A technical model, in this context, means that you only look at the
historical price movements, without attempting to find out why it has this development. On
the other hand, a fundamental model is based on explicit mathematical descriptions of
fundamental factors. In the technical model; the price of green certificates is described as a
geometric Brownian motion. Such a description requires estimates of three different
parameter values for the
The fundamental model, which is based on stochastic programming, includes many
parameters. A projection of the electricity price is made on the basis of forward prices in the
coming years, and projections for the consumption of electricity in Norway and Sweden are
calculated from consumption statistics.
8
starting price, percentage volatility and drift. Four stochastic variables are included in the
model, i.e. the annual production, annual electricity price, annual consumption in Norway and
the annual consumption in Sweden. They will be drawn randomly from normal distributions
with associated annual expected values.
Matlab is used as a programming tool for
constructing models, and enabling simulations of
them. The built-in function "randn ()" is used to
draw randomly from the normal distribution.
Results are based on Monte Carlo simulations of
the models. Each simulation runs the relevant
model a thousand times. Based on this, it is
possible to calculate the expected price
developments and the associated volatilities. The
annual evolutions of these variables appear in the
form of two plots shown in a figure for each
simulation.
Calculation
The technical model provides average expected certificate price of 297.81 SEK/certificate
while the average standard deviation is 241.56 SEK/certificate. Results of the fundamental
model consist of five different simulations, which are divided into three categories: One
without random variables, one with only one random variable and one with all of them.
Simulation
Number
Stochastic
Variables
Average Expected GC
Price [SEK/certificate]
Average Standard Deviation
[SEK/certificate]
1 None 313.6564 0
2 Demand 320.9432 24.2125
3 Production 329.5390 42.0262
4 Electricity price 360.0092 99.6932
5 All 357.4581 98.5091
Conclusion
It is concluded that the technical model most likely gave a unreasonable high volatility. This
is because one of the characteristics of a geometric Brownian motion is that it “does not have
memory", i.e. it operates only on the basis of the time step it is in. After a sufficiently long
enough time; the certificate price will “get lost" so to speak.
It turns out that volatility is at least as great for the price of green certificates as for the
electricity price. Results suggest that the relative standard deviation of the certificate price is
at 27.55% for the whole period up to 2035. The electricity has a relative standard deviation of
16.77%. If you then remember that the electricity market offers greater opportunities for risk
management, it goes without saying that price uncertainty is a major challenge for potential
green investors.
Projects with high marginal cost will be subjected to an extra high risk in relation to projects
with low marginal cost. This is because the project’s income is calculated based on the same
prices, but they will have different costs. The outcome of this may be that some projects will
have high profits, while others may face a deficit.
0 5 10 15 20 25100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
9
Variable Speed Wind Turbine Emulator Student: Tommy Skjeldnes Berre Supervisor: Kjetil Uhlen Collaboration with: Nowitech Problem description The scope of the master thesis was to develop a wind turbine emulator in the smart grid laboratory. A main goal was to emulate a variable speed wind turbine by connecting the 55kW induction generator via a frequency converter and implement the necessary controls to emulate torque and speed control. Model To emulate a wind turbine, a motor and a generator were set up, connected by a shaft. The motor was connected to the grid through an ABB frequency converter controlled by a computer, to emulate the rotor, drivetrain and the wind. Furthermore the generator was connected to the grid by two individual converters developed by Sintef with a DC-link between. The computer mentioned above also controlled one of the converters, thus controlling the generator. All computer programming utilized the Labview programming environment.
10
Testing Two different wind series were tested, one using a ramp up wind response to go through all wind velocities in the operating range and one with a wind series from an existing wind farm.
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 1100
0.2
0.4
0.6
0.8
1
Wind speedActive powerTorque setpoint ABB ACS 600 freq. converter
Conclusion The wind turbine emulator worked successfully with possibilities for further development.
11
Vurdering av plusskunder sine rammebetingelser i framtidens
distribusjonsnett (SmartGrid) – med fokus på AMS og
produksjonsteknologi
Student: Hans Thomas Biørnstad
Hovedveileder: Kjell Sand
Biveileder: Hanne Søle, Sintef Energi
Det har i denne oppgaven blitt vist at inntektsgrunnlaget for plusskunder i Norge er
forholdsvis lavt. Dette til tross for at Norges Vassdrags- og Energidirektorat (NVE) har
foretatt flere dispensasjoner, samt kommet med forslag til tariffering for å gjøre
plusskundeordningen mer lønnsom og attraktiv. Blant barrierene for plusskunder kan det
nevnes; få leverandører av aktuell produksjonsteknologi, forholdsvis liten erfaring om
plusshus blant norske byggefirma og den mest dominerende barrieren, den økonomiske.
Produksjonsteknologiene som er mest aktuelle for plusskunder, vind- og solkraft, har
foreløpig for høy kostnad per kWh til at ordningen er lønnsom.
Det har i oppgaven blitt vist til studier utført av SINTEF og NVE som konkluderer med en
kostnad per kWh for kraftproduksjon fra solceller på mellom 3,33 NOK og 5 NOK. To
småskala vindturbiner, i utgangspunktet godt egnet til bygningsmontering grunnet rotor-
diameter under 2 meter, viste seg i et pilotprosjekt i Nederland å ha en produksjons-kostnad
på 22,91 NOK/kWh og 14,48 NOK/kWh. Den største turbinen, med en rotordiameter på 5
meter, kom best ut i testen med en produksjonskostnad på 2,03 NOK/kWh. Et liknende
prosjekt i Storbritannia konkluderte med at i 16 av 26 testtilfeller var den målte ytelsen på
bygningsmonterte vindturbiner 40% lavere enn det som var oppgitt fra produsent. Dette
avviket skyldes i hovedsak at virkningsgraden synker drastisk i urbane områder som følge av
ustabile vindforhold forårsaket av bygninger.
NVEs foreslåtte tariffering av plusskunder medfører at inntekter og besparelser til en
plusskunde i BKKs nett er estimert til °a utgjøre 3352 NOK årlig. Med en oppgitt
investeringskostnad på 200 000 NOK er det blitt vist at innvesteringen, gitt en forventet
levetid på anlegget på 25 år, ikke vil bli lønnsom med dagens kraftpriser og tariffsystem.
I oppgaven har det blitt vist til tariffsystemene ”Erneuerbare-Energien Gesetz” (EEG) og
”Feed in Tariff Scheme” (FITs), henholdsvis i Tyskland og Storbritannia. Det tyske
tariffsystemet har bidratt sterkt til at Tyskland ved slutten av 2011 hadde 25 GW installert
effekt fra solceller. I Storbritannia kan en plusskunde med et solcelleanlegg på 2,9 kWp
forvente inntekter og besparelser opp mot 11 000 NOK årlig. I løpet av anleggets levetid kan
dette utgjøre opp mot 280 000 NOK. Denne summen står i sterk kontrast til hva en norsk
plusskunde per i dag kan forvente, som i løpet av levetiden til anlegget er estimert til °a
utgjøre om lag 87 000 NOK.
Det har også i oppgaven blitt trukket frem at distribuert fornybar kraftproduksjon kan gi
utfordringer knyttet til leveringskvalitet, spenningsstabilitet og personsikkerhet. Blant annet er
vekselrettere, som er nødvendig for å omforme likespenning til vekselspenning, en kilde til
harmoniske i kraftnettet. Et høyt innslag av vekselrettere i kraftnettet innebærer at anleggene
for eksempel må installerer filtre for å unngå at harmoniske sprer seg ut i nettet. Uønsket
øydrift av distribuert kraftproduksjon kan i tillegg være en fare for nettselskapets ansatte ved
vedlikehold i kraftnettet. Dette stiller også krav til anleggets evne til å detektere øydrift og
koble ut plusskunden. Det internasjonale energibyrået (IEA) har i en rapport konkludert med
at risiko for personskade som følge av øydrift av solcelleanlegg hos plusskunde er 10−9 årlig.
12
Det har blitt diskutert at varierende innstråling på solcelleanlegg og ustabile vindforhold byr
på utfordringer med spenningsregulering. Det har blitt trukket frem at transient skydekke kan
gi ramper i kraftproduksjonen opp mot 15% i sekundet. Grunnet det høye innslaget av
kraftproduksjon fra solceller har tyske myndigheter innført et nytt regulativ for vekselrettere.
Regulativet setter blant annet krav til en vekselretters effektfaktor, samt at en vekselretter skal
ha støtte for frekvensbasert effektreduksjon ved frekvenser over 50,2 Hz.
Det har blitt vist at et kundedisplay i kombinasjon med avanserte måle og styringssystem
(AMS) kan være en sentral kilde til informasjon for plusskunden. Displayet kan presentere
forbruk og produksjonsdata i tillegg til informasjon om feilsituasjoner i kraftnettet eller
plusskundens produksjonsanlegg. Det har i oppgaven blitt presentert et system for hjemme-
automasjon i kombinasjon med et kundedisplay levert av selskapet Control41. Dette systemet
støtter individuell laststyring i husholdningen og innebærer at plusskundens energiforbruk i
større grad kan tilpasses tidspunkt for kraftproduksjon. Eksempelvis kan en vaskemaskin
settes til å starte på tidspunkter der plusskunden produserer egen kraft. Dette innebærer at det
aktuelle apparatet drives med særdeles kortreist og klimavennlig kraft.
13
Coordination of surge arresters in buildings Student: Bård Christian Aune Bjerve
Supervisor: Hans Kristian Høiddalen
Collaboration with: COWI
Problem description Overvoltage arresters are used in building to suppress lightning overvoltages. These devices are increasingly
used also in Norwegian installations and a new regulation makes them mandatory. Our isolated neutral system
makes the coordination of arresters more challenging than in other countries. The arrester are traditionally
classified as primary and secondary protection; installed typically at the power supply entrance and at a sub-
distribution board respectively. Since the primary protection typically has a higher energy class (more expensive)
we want to avoid that the secondary protection has to consume a large energy portion. However, the actually
share of energy depends on many factors which are theoretically understood. In this project we will investigate
the energy consumption experimentally in the lab. Tasks:
Literature review on testing and coordination of surge arresters.
Design the test set-up consisting of source, primary protection, installation cable, and secondary protection. Investigate the application of lightning impulse generators.
Establish the experimental and measurement procedure; logging of currents and voltage, and MatLab routines for plotting of waveforms and calculation of energy consumption in the surge arresters.
Investigate the response (current, voltage, and energy) to the secondary protection as function of number of impulses applied, amplitude of impulses, superimposed AC voltage of 230V with and without ground fault, length of cable, IT vs. TN system.
Compare the measurements with simulations and analytical formulations.
0 50 100 150 200 250
0
1000
2000
3000
time [us]
Vo
lta
ge
[V
]
Ufront
Uend
0 50 100 150 200 250
0
1000
2000
3000
time [us]
Cu
rre
nt
[A]
Ifront
Iend
Test in ELA laboratory. Charging voltage pr stage(2 stages): 200kV. Cablelength: 11m. Up front and end SPD, 1,3kV and
1,1kV, respectively. Measuring circuits modified by shortening all connection lengths, improving earthing of cable screen, and putting on a screen on the measuring cables. . The cable was laid in a single turn away from impulse voltage
generator and measuring circuits. Peak current through end SPD(green): ca 300A.
14
(f ile impulsELA31.pl4; x-v ar t) v :GA v :FA 0 10 20 30 40 50 60 70[us]
0
300
600
900
1200
1500
[V]
Voltage response of the front(red) and end(green) SPD when simulating set-up from the ELA-lab. Charging voltage:
400kV. Cable length: 11m.
(f ile impulsELA31.pl4; x-v ar t) c:GA -GI c:FA -FI 0 5 10 15 20 25 30 35[us]
-50
960
1970
2980
3990
5000
[A]
Current response of the front(red) and end(green) SPD when simulating set-up from the ELA-lab. Charging voltage:
400kV. Cable length: 11m.
Abstract The topic of this thesis is the interaction between two overvoltage arresters used in a low voltage installation.
The background for the work is the new and more strict requirements for overvoltage protection stated in the
latest published version (2010) of the standard NEK 400. A consequence of the new requirements was the need
for coordination when both primary and secondary arrester is used. Atmospheric activity can result in overvoltages in low voltage installations. Overvoltage arresters of different
types are commonly referred to as SPDs (surge protective device). SPDs are divided into classes 1, 2 and 3
depending on the energy stress they are designed, and where in the installation they are to be installed – i.e. a
class 3 SPD is dimensioned for the lowest energy levels and installed at the most downstream position if more
SPDs are used. When two arresters are used, the upstream one is called front SPD, and the downstream one is
called end SPD.
Successful coordination can be evaluated based on two criteria:
- Energy criterion
- Current criterion
The energy criterion requires that for all surge currents, the portion of energy dissipated through the end SPD is
lower than or equal to the maximum energy withstand of the SPD. The current criterion says: “When the
maximum discharge current of the front SPD, , is incoming, the current flowing through the end SPD
must be below its nominal discharge current ”.
To investigate the coordination of SPDs in a low-voltage installation, two laboratory set-ups representing a low-
voltage installation were planned and built in two different laboratories at NTNU. The set-ups consisted of a test
circuit, voltage and currents measuring circuits, and an impulse voltage generator that was used to impress a
lightning current on the test circuit. The circuit consisted of class2-front SPD and a class3-end SPD, separated by
varying lengths of installation cable. Both a repeated stress test with 55 impulses during 60 minutes, and
15
independent impulses were used for testing the circuit. The thesis also includes a section where an analytical
model and simulation models created in ATP-Draw were studied in connection with the coordination of SPDs.
First, a simulation model representing the laboratory set-up was created and tested. A simplified simulation
model was also developed, with the aim of being a quick and easy tool for performing coordination of SPDs. For
the same reason an analytical model was presented.
A lot of time and effort was spent trying to reduce noise and induced voltage in the measuring circuits in the
laboratory set-up. This was finally achieved to some degree. But the current and energy generated by the impulse
voltage generators were way too low to make the set-up fail any of the two coordination criteria. The impulse
voltage generators proved to be totally unsuited for this type of work.
The results from the simulations of the laboratory set-up deviated significantly from the measurements done in
the laboratory. Inaccurate modeling and the fact that the simulation program does not take into account the
electromagnetic field present in the lab is much of the reason for the difference. The results from the simplified
simulation model was quite consistant with the results from more complex model. The analytical model was not
accurate enough to use for coordination purposes.
16
Modellering av strømtransformatorer og verifisering i høystrømlab Student: Sindre Heimly Brun Supervisor: Hans Kristian Høidalen Contact: Nicola Chiesa, Ragnar Mangelrød Collaboration with: SINTEF, Statnett Oppgave Strømtransformatorer er hovedkomponenten for å måle kraftsystemets feilrespons. Det er en essensiell enhet for overstrømsvern, distansevern og differensialvern. I tilfeller av feil nært samleskinnen eller feilstrømmer med store utladningsstrømmer, kan strømtransformatoren gå i metning og gi en dårlig representasjon av feilstrømmen. Dette kan dermed medføre uønsket vernrespons. PSCAD i denne rapporten til å studere strømtransformatorrespons ved hjelp av en intern modell laget av SINTEF.
• Studere effekten av å øke byrde.
• Designe testoppsett og prosedyre for identifikasjon av strømtransformatorparameterne.
• Testing av en 5P30 strømtransformator i labben med nominell strøm, kortslutningsstrøm og under metning.
• Sammenligne resultatene fra testene med eksisterende testprotokoll, og med simuleringer i PSCAD. Test responsen til strømtransformatormodellen i PSCAD i typiske situasjoner som gir metning.
Målinger En Arteche CTI-420 strømtransformator ble stilt til disposisjon under oppgaven av Statnett. Denne ble testet under normal drift og under metning i høystrømlabben. Forskjellige byrder og strømstyrker ble påtrykket primærsiden for å fremprovosere metning. Responsen til strømtransformatoren ble lagret med et oscilloskop og sammenlignet med simuleringer fra SINTEFs strømtransformatormodell i PSCAD. Det ble også utført tester for å måle magnetiseringskarakteristikk, kjernetap, kortslutningsimpedans og DC-motstanden i viklingen. Kortslutningsimpedansen viste seg vanskelig å måle, men en metode for å gjøre dette har blitt foreslått. Effekten av de forskjellige parameterne ble studert i strømtransformatormodellen fra SINTEF Metode Matlab ble benyttet for behandling av forsøksdata fra oscilloskop. Alle målinger ble filtrert og det ble beregnet RMS-verdier, kalibrert RMS-verdier, composite error, faseforskyvning og effektomsetning i strømtransformatoren. En strømtransformatormodell ble utviklet i PSCAD og sammenlignet mot SINTEFs modell. SINTEFs modell ble verifisert mot kortslutningstester i høystrømlabben. Konklusjon Resultatet viser at kortslutningsimpedansen er svært vanskelig å måle på en strømtransformator. Den kan likevel antas å være så liten at den har neglisjerbar betydning for responsen til strømtransformatoren. En metode for å finne kortslutningsimpedansen ble foreslått, men krever at strømtransformatoren ødelegges. Feil i magnetiseringskarakteristikken ble påvist å være en stor kilde til unøyaktigheter i simuleringene. På grunn av de lave verdiene for fluks i testrapporten, sammenlignet med de som oppstår under en kortslutning i nettet, må PSCAD-modellen ekstrapolere magnetiseringskarakteristikken for å finne magnetiseringsstrømmen under en kortslutning. Denne ekstrapoleringen blir lite nøyaktig når
17
store verdier av fluks induseres i kjernen. For videre arbeid vil det være ønskelig å finne en mer nøyaktig magnetiseringskarakteristikk for høye verdier av fluks. En modulbasert modell i PDCAD ble utviklet og sammenlignet med SINTEFs modell. Komponenten “saturable reactor” ble brukt for å modellere magnetiseringsstrømmen. Denne komponenten viste seg å være tungvidt i bruk og uegnet for å representere magnetiseringskarakteristikken på en tilfredsstillende måte. Tomgangsresistansen viste seg å være av liten betydning med tanke på composite error og faseforskyvning.
Testobjekt: Arteche CTI-420 strømtransformator. Nøyaktighetsklasse 5P30
18
Power Electronics Converter for use in Direct Electrical Heating
Application
Student: Sivert Eliassen
Supervisor: Lars Norum
Contact: Espen Haugan
Collaboration with: Siemens AS
Direct electrical heating (DEH) is an efficient flow assurance method for subsea pipelines,
which aims to prevent hydrate formation by keeping the pipeline content above a given
temperature. The method is based on injecting a single phase AC current directly through the
pipeline and back through a cable strapped on the top of the pipe. Traditionally, the DEH load
has been supplied via a 3-phase transformer and balancing circuit directly connected to the
network.
It has been suggested using a power electronics source to supply the DEH load, as this will
enable desired features such as increasing flexibility in terms of power control and tuning of
the system to match the load impedance. If a modular power electronics source is used,
increasing power requirements can be met by stacking multiple modules to increase voltage
levels.
Two possible converter topologies have been evaluated. It is shown that both the Series-
Connected H-Bridge (SC-HB) converter and the Modular Multilevel Converter (MMC) are
topologies suited for DEH application, but the MMC is the only converter investigated
further. Compared to the SC-HB, it offers operation within a wider power range, a feature
being important as DEH is applied to increasingly larger systems. It also offers better
flexibility than the SC-HB in terms of front-end configuration, space considerations and load
compensation solution.
1: Outline of simulated system
A simulation model of the MMC, along with the DEH load, is constructed in MATLAB
Simulink. Through detailed simulations and testing, the performance of the simulation model
and control system is verified, and the model is shown to behave according to existing theory.
The pipeline being heated represents a single-phase load in the megawatt range. The
instantaneous power delivered to the load will oscillate at twice the operating frequency of the
converter, causing unacceptable power oscillations on the grid. To reduce these oscillations, a
filter is applied on the DC-link. It is shown that a resonant band-stop LC- filter is capable of
minimizing the power oscillations, and at the same time reduces internal currents and losses.
The reduction of internal currents may also allow for some weight reduction, by reducing the
arm inductance originally included to suppress the circulating currents.
The MMC is shown to be a suitable converter for DEH application, and it has some
significant advantages compared to the existing solution based on a passive balancing circuit.
SG
19
Electric Motor Development for Shell Eco Marathon
Student: Fredrik Vihovde Endresen
Supervisor: Robert Nilssen
Contact: Knut Einar Aasland, IPM
This thesis describes the process of making a new engine for the car DNV Fuel Fighter 2 that
participated in the Shell Eco-Marathon Europe 2012 in Rotterdam. The decision was made to
construct a new engine based on an optimized design by Lubna Nasrin.
The engine is an ironless axial flux permanent magnet machine with Hallbach array. As a
contingency plan we had the possibility to modify the engine used in 2010 and 2011 built by
André Dahl-Jacobsen. The result of the process is that the new engine is operational and it has
displayed an efficiency of 68 %. However the old engine has displayed an efficiency of 86 %.
Because of this, the car raced with the old engine and had an energy consumption of 163
km/kWh.
It is still believed that the new engine can be a very successful engine given that it is
modified. The new engine has room for improvement especially with regards to stator
production and wiring connections. Suggestions are made for how to achieve a higher
efficiency.
This work has been a part of a larger project where the end goal was to participate in and win
the Shell Eco Marathon Europe. This means that the engine must not only perform well on its
own. The engine must also function well with the other components technically and it must be
possible to make it with the time and resources available.
The development of new technology is expensive and it has therefore been a priority to find
funding for this project. This will also be described.
20
Modelling and Control of High Performance Medium Voltage
Drives
-Simulation and analysis of Programmed Modulation
Student: Roger Enes
Supervisor: Prof. Tore M. Undeland
Contact Dr.eng Roy Nilsen
Collaboration with: Wärtsilä Norway AS
Problem description
The switching losses are increasingly important as the trend points towards using higher dc-bus
voltage levels in high power, medium voltage inverters. The losses caused by switching in IGBT
devices increase as the operational voltage level increase. This necessitates the need for a
modulation strategy that allows a low switching frequency without causing too much harmonic
distortion in the phase currents. Lowering the switching frequency will increase the power density
since the IGBTs then will generate less heat due to losses, thus be able to conduct a higher current.
Based on a literature study is Programmed Modulation, with Synchronous Optimal Modulation
patterns, a modulation strategy that can operate at low switching frequencies, without distorting the
load current to unacceptable levels. The concept of this modulation strategy is to be investigated and
tested trough simulations in MATLAB simulink.
The task
Literature study to reveal possible solutions. Modelling and simulations of the novel modulation
strategy Programmed Modulation.
Conclution
The fundamental characteristics of Programmed Modulation allow the switching instants to be
freely distributed over a fundamental period to generate the converter bridge-leg voltages.
This feature is exploited in Synchronous Optimal Modulation pre-calculated patterns to
achieve reduction of phase current harmonics. Optimization of switching instants are
calculated with the objective of minimizing the harmonic components that contributes to
losses in the induction machine. For this purpose, the Weighted Total Harmonic Distortion
(WTHD0) can be used.
The Concept of Programmed Modulation has been tested in the presented MATLAB
simulation model. Results show that fast dynamic control is achievable with programmed
modulation trough manipulation of the switching-patterns, during operation, to control the
torque. The modifications of the switching-patterns are calculated by the proposed Stator Flux
Trajectory Controller (SFTC), this controller is also very efficient at eliminating unwanted
21
current transients that can occur as a result of a pattern exchange. A Challenge with
Programmed Modulation is to obtain a stable reference voltage. This is important, an unstable
voltage reference has shown to disturb the control system which controls the α- and β-
component of the stator flux, in rotor field coordinates. The presented MATLAB simulink
model has been explained and further development is suggested below in the further work
section.
Changing to Synchronous Optimal Modulation switching-patterns permits a reduction in
switching frequency. Considering the fast dynamic control achievable in Programmed
Modulation with the stator flux trajectory control technique is this modulation strategy well
suited for medium voltage drives. Further research should definitely be carried out.
Figur 1: Torque and speed.
22
Virkning av solavskjerming på energisparepotensial og dagslys i bygninger
Student: Helge Venås Flægstad
Hovedveileder: Eilif Hugo Hansen
Samarbeid med: Erichsen & Horgen AS
I denne oppgaven er det sett på hvordan energibehov og lys i bygninger påvirkes av solavskjerming.
Solavskjermingens oppgave er ikke bare å skjerme for sjenerende lys. Økt fokus på passivhus fører til at
solavskjerming i større grad enn tidligere også må skjerme for varme. Det vil være ønskelig å stenge ute varme
samtidig som en slipper inn lys.
Ved hjelp av simuleringer er det sett på hvilke utslag endring av ulike egenskaper i glasset gir på energibehov og
belysningsstyrke i bygninger. Det er også sett på ulike glassbelegg, bygningsutspring og himmelretning. Av
aktive solavskjerminger er det sett på persienner, da både utvendig, mellomliggende og innvendig persienne og
styring av disse. Simuleringene er gjennomført med tanke på skolebygg, men er overførbare til andre
bygningskategorier.
Konklusjon:
Rom med forventet kjølebehov bør
o ha vindu med lav g-verdi
o ha utvendig persienne
o legges mot nord
Rom uten forventet kjølebehov bør
o ha vindu med lav u-verdi
o ha vindu med høy g-verdi
o ha innvendig persienne
o legges mot sør
Rom med ønske om høy belysningsstyrke bør
o ha vindu med høy t_v-verdi
o legges mot sør
23
Flow Based Market Clearing in a Nordic Context
Student: Hanne S. Goldstein
Supervisor: Ivar Wangensteen
Contact: Jan Hystad and Arild Helseth
Collaboration with: Statnett and SINTEF Energy Research
Problem description
The Nordic power market was one of the first in the world to be liberalized. Operational
expertise and pragmatic practices have since developed over many years of experience with
power market and -system operation. Nevertheless, there is no extensive grid model explicitly
included in the clearing of the Nordic power market today.
Flow-based market clearing is becoming increasingly relevant with the ongoing market
coupling in Europe. Recent studies carried out by SINTEF Energy Research and Statnett in
Norway indicate that the method can be advantageous also in the Nordic power system. One
way of doing this is by introducing flow-based capacity constraints with Power Transfer
Distribution Factors (PTDFs) into the market clearing.
A complicating matter is the zonal price-model used. As long as the actors in the Nordic
power market bid into Elspot-areas, the TSO will have to make assumptions regarding the
allocation of production within each of these areas. One natural assumption to make when the
TSO has to set the Elspot-capacities for the following day is that the production allocation
will equal to the one observed in the corresponding hours of the current or previous day. If the
assumptions made are incorrect, there will be a mismatch between predicted and observed
flow. The question is: How wrong can it get?
The task
The Samnett model developed by SINTEF Energy Research is intended to imitate a flow-
based market clearing, where the power flow is analyzed with a detailed grid model of the
Nordic power system. A simulation from the model can thus serve as a reasonable starting
point for studying different aspects of the flow-based method, applied to the Nordic power
system.
In this master’s thesis, a simulation from the Samnett model is used to test the validity of the
assumptions made regarding the production allocation within each area. Flow on two
intersections in the Norwegian power system is studied in detail. Assessments are also done
with larger and more realistic area-division, and for the correlation to other surrounding
intersections. Based on these studies, the uncertainty connected to the unknown production
allocation, as well as the adequacy of the flow-based constraints, is evaluated.
Model/ measurements
The flow-based constraints added to the market optimization in the Samnett model are as
expressed below:
∑
24
Here, each single busbar’s PTDF is weighted according to e.g. injected power, before these
are aggregated up to area level:
∑
∑
This way the assumptions regarding production allocation is reflected in the weighting of each
busbar’s PTDF. By studying the aggregated PTDFs of the areas most relevant to the line-
flows throughout the simulated year, the validity of the assumptions made can be evaluated.
The figure shows the mismatch between predicted and observed flow on an intersection in the
north of Norway when the same production allocation is assumed.
Calculation
The studies show that most of the time the mismatch between predicted and observed flow on
the two intersections is less than 50 MW, exceeding 100 MW for some cases. Such flow
mismatches can probably easily be handled by special regulation during power system
operation. However, when the most extreme production allocation is assumed in order to find
the worst case scenario, some cases with up to 24 % overload are registered.
Conclusion
The studies performed in this master’s thesis show that the approach of assuming the same
production allocation as in the corresponding hour in the preceding day is fairly good most of
the time, at least when looking at these two intersections only. However, the consequences
might be drastic if the production allocation after market clearing suddenly turns out to differ
strongly to what was assumed ahead. This illustrates how the large bidding areas used today
increase the uncertainty when the production allocation needs to be estimated in advance.
Naturally, the fact that all intersections in the complete system must be seen together
complicates the matters. This correlation to other intersections should be seen as an advantage
of the flow-based constraints, regardless of the price-model used. This way one area’s net
position is limited by all the constraints in which it is included, because actual transit flows
are also accounted for. This way the flow-based constraints appear more transparent, and will
lead to a more optimal clearing of the power market.
-150
-100
-50
0
50
100
150
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51
MW Flow mismatch, sum areas 1, 2 and 4
Peak Day Morning-evening Night Weekend
25
Analysis of the Slow Floating in Grid Frequency of the Nordic Power System - Impact of Hydraulic System Characteristics
Student: Magnus Grøtterud Supervisor: Kjetil Uhlen, ELKRAFT Co-supervisor: Trond Toftevaag, SINTEF Energy Research Problem description In the Nordic synchronous system a slow floating in grid frequency (11-17 mHz) has been observed. The reason for this floating in grid frequency is not known, but it is assumed that it will cause increased wear of the turbines that are supplying primary control. Vattenfall AB has investigated how turbine governor parameters affect this phenomenon. In this Master's Thesis work the following questions should be considered: Can choice of parameters for the turbine governor cause low-frequency oscillations in the Nordic synchronous system? Are these oscillations caused by the present hydro turbine governor tuning? How can these oscillations be avoided? Is the reason for the oscillations connected to other dynamics, for example hydraulic system conditions, voltage control, power system stabilizers? The work will comprise modelling and simulation of an equivalent of the Nordic power system. The modelling should take adequate account of the hydraulic system and the restrictions related to this.
Figure 1 - The three-machine equivalent of the Norwegian and Swedish power system
Abstract This Master's Thesis work deals with the analysis of the observed slow floating in the grid frequency of the Nordic power system. Measurements indicate that the frequency of this floating or oscillation is around 11-17 mHz. The reason for this floating is not known to this date, but it is suspected that it will increase the wear of the turbines that are providing primary regulation.
26
In this work possible interaction between the hydraulic system and the power system has been emphasized and whether the governor settings may influence the slow floating, or not. The hydraulic models for the water conduit and turbine that are implemented in power system analysis tools are often simplified. In this Master's Thesis a hydraulic model that includes the effect of water hammer, surge tank and head loss has been implemented in the analysis tool SIMPOW®. A three-machine equivalent of the Norwegian and Swedish power system has been established to study the response of the frequency after a severe disturbance. It has been demonstrated that for a severe disturbance a low-frequency mass oscillation will occur in the tunnel between the surge tank and the reservoir in the model. This will cause an oscillation in the pressure at the turbine which affects the grid frequency. The frequency of the mass oscillation depends on the construction of the tunnel and surge tank and will be different for every hydro power plant. Frequencies in the range of 5-11 mHz was found for the model used in this Thesis. It has been illustrated that with different characteristics for the two hydro power plants in the model, the floating in power system frequency will be the sum of the mass oscillations, which is assumed to be the case for the real power system. The governor parameters are found to have little influence on the damping of the low-frequency oscillations.
Figure 2 - The response for the grid frequency after a severe disturbance. IEEE is the detailed hydraulic model and as seen will this model introduce low-frequency oscillation. Classical represent the simplified model found in power system analysis tools. For further work a study of the impact of several different hydro power plants in a more extensive equivalent of the Nordic power system is suggested. For this work emphasis should be on finding parameters for typical Norwegian and Swedish hydro power plants.
27
Long step out umbilicals for oil and gas subsea pump or compressor
application – Starting of Permantent Magnet Machine
Student: Andreas Harstad Hallan
Supervisor: Lars Einar Norum
Contact: Espen Haugan
Collaboration with: Siemens Power Electronics Centre, Trondheim
Topside Variable Speed Drive (VSD) feeding a subsea load via a long cable is not a new
technological challenge [1] and many features in systems feeding asynchronous machines are
well known [2] [3] [4] [5] [6]. For a synchronous machine the situation is different as a net
positive machine torque is not guaranteed. Therefor an analysis of the start sequence of such
machine is of interest.
In this work starting of a Permanent Magnet Synchronous Machine (PMSM) powered by a
VSD via a long subsea cable have been studied. Long transfer distance gives need for
increased cable voltage, and thus transformers are introduced. The system studied is shown in
Figure 1. A dynamic simulation model has been developed in SIMULINK™
SimPowerSystems™ consisting of voltage source, saturable transformers, cable, machine and
mechanical load.
Figure 1 - Single line diagram of the system studied. For 50 km cable the topside ratio is adjusted to compensate steady state voltage drop
To synchronize the machine the electrical frequency is lowered as suggested by e.g. Chapman
[7] with the result that the system impedances change compared to steady state and resistance
become the dominant parameter. Source voltage amplitude must also be reduced accordingly
to avoid iron core saturation. The consequence is that the large cable voltage drop result in
insufficient start up torque produced by the machine when a stiction torque around 30 %, as
described e.g. by Osman [8], is present.
The mentioned dynamic simulation model has been used to compare system modifications
proposed in literature to an unmodified base case with a cable length of 50 km. This have
been done to investigate how stiction torque affects the start sequence and to draw
conclusions about which method gives the most benefits for this type of machine. The main
cases tested are increased voltage/frequency ratio, reduced cable resistance and machine
damping.
If the electromagnetic torque produced overcomes stiction torque the rotor is set into motion.
Because of the rotor and load inertia and the high opposing friction torque rotor oscillations
around zero speed is not avoided for any of the cases when stiction torque is applied.
Oscillation motion is assumed to heat up the bearing oil such that the static torque is reduced
and eventually synchronous operation is achieved after several seconds. It is shown in this
work that what separates the cases where sufficient torque is produced is the time the machine
uses to reach synchronism. A comparison of synchronization times is shown below:
28
Figure 2 - Comparison of synchronization time as function of stiction torque for all cases
All modifications shows improvement compared to the base case. Damping and voltage boost
are the modifications with the most promising results for a broad range of stiction torques.
This is expected as damping gives a net positive torque as in an induction machine, and that
voltage boost directly increases the machine current. Higher voltage boost is better, but may
easily lead to transformer saturation so this method must be used with great care [9]. A rotor
design with very high damping may result in a machine with lower air gap magnetic flux and
conversely lower electromagnetic torque [10]. The tradeoff between the modifications must
be considered for each specific system.
Oscillations are found to be present to the same degree independent of initial power angle.
This means that as long as no dynamic control strategy is applied one does not have to take
into account the initial angle of the rotor relative to the stator field.
The assumption about reduction in static friction in the mechanical load should be tested in
laboratory or existing installations. No cost- or sizing considerations are included in this work.
In relation to offshore installations space requirements may often be an issue, but this has to
be considered in each specific case. Resonance conditions must be treated with great care in
such system [11] and could be subject for further studies. Off special interest are multilevel
inverters producing a very low harmonic output. A great challenge is to achieve general
results and models that may be part of a tool box for system development in the future. The
model developed here may be a part of such tools. References [1] G. Scheuer, B. Monsen, K. Rongve, T.-E. Moen, E. Virtanen and S. Ashmore, Subsea compact gas compression with high-speed VSDs and very long
step-out cables, ABB, Statoil, QVARx inc., 2009.
[2] X. Liang, Influence of Subsea Cables on Offshore Power Distribution Systems, IEEE, 2009.
[3] S. Rahimi, W. Wiechowski, M. Randrup, J. Østergaard and A. H. Nielsen, Identification of Problems when Using Long High Voltage AC Cable in
Transmission Systems II: Resonance and Harmonic Resonance, IEEE, 2008.
[4] L. Xiaodong, R. Laughy and J. Liu, Investigation of induction motors starting and operation with variable frequency drives, IEEE, 2007.
[5] Z. E. Al-Haiki and A. N. Shaikh-Nasser, Power Transmission to Distant Offshore Facilities, IEEE, 2011.
[6] S. Demmig, J. Andrews and R.-D. Klub, Control of Subsea Motors on Multi-km Cable Lengths by Variable Frequency Drives, IEEE, 2011.
[7] S. J. Chapman, Electric Machine Fundamentals 4th edition, 2005.
[8] R. Osman, A medium-voltage drive utilizing series-cell multilevel topology for outstanding power quality, IEEE, 1999.
[9] J. J. Winders, Power Transformers - Principles and Applications, New York - Basel: Marvel Dekker Inc., 2002.
[10] J. Pyrhonen, T. Jokinen and V. Hrabovcova, Design of Rotating Electrical Machines, Wiley, 2008.
[11] S. O. Faried and X. Liang, Subsea Cables Application in Electrical Submersible Pump Systems, IEEE, 2009.
29
Romladningsdistribusjon I PEX HVDC kabelisolasjon – flate prøver og miniatyrkabel
Student: Lars Møllersen HallsteinsenSupervisor: Frank Mauseth Contact: Øystein HestadCollaboration with: Sintef Energi AS
Produksjon av elektrisk energi i flytende vindturbiner vil de neste årene møte på en rekke store utfordringer. En rekke bedrifter jobber med forskjellige aspekter vedrørende produksjon av elektrisk energi i flytende vindturbiner.
Oppgaven er en del av det 5-årige prosjektet «Høyspent AC og DC sjøkabler for offshore vindparker og transmisjonsnett» støttet av Forskningsrådet. I forbindelse med dette prosjektet er det ønskelig å studere romladningsdistribusjonen og påfølgende den elektriske feltdistribusjonen i HVDC PEX kabelisolasjon.
Oppgaven er i hovedsak eksperimentell og består av målinger på både flate prøver og miniatyrkabel. Flate prøver består av halvledermaterialet LE0550, polyetylenmaterialet LE4201 og påsputtede gullelektroder. Miniatyrkabel består av halvledermaterialet LE0595 og polyetylenmaterialet LS4201S. Målingene utføres med påtrykt DC-spenning. Flate prøver har 0.2 mm tykk isolasjon. Miniatyrkabel har 1.75 mm tykk isolasjon. Det ble gjennomført tre måleserier på flate prøver med 15, 20 og 25 kV/mm påtrykt elektrisk feltstyrke. Det gjennomføres to måleserier på miniatyrkabel med 20 og 25 kV/mm gjennomsnittlig påtrykt elektrisk feltstyrke. Målemetoden som brukes for å detektere romladningene er den ikke-destruktive PEA-målemetode(Pulsed Electro-Acoustic method).
For å oppnå elektroderespons under kalibrering var det nødvendig med høye påtrykte elektriske feltstyrker ved både flate prøver og miniatyrkabel. Elektroderesponsen for flate prøver og miniatyrkabel var lav, med stor signal- til støy-ratio, noe som førte til feilberegnede kalibreringsfaktorer. Disse kalibreringsfaktorene resulterte i forvrengning i fremstilling av akkumulert romladning og feltforsterkning.
Det ble gjort romladningsmålinger i flate prøver og miniatyrkabel med kontinuerlig påtrykt DC-spenning av og på. Amplitudedifferanser mellom spenning av og på i akkumulert romladning ble logget som rådata gjennom PEA-måleoppsettet. Differansene tilsier at det blir gjenværende mer ladninger i LS4201S enn i LE4201 når spenningen påtrykt over isolasjonen blir slått av.
Isolasjonen i miniatyrkabelen blir kort tid etter igangsetting av måleseriene mettet av romladninger. Det detekterte romladningssignalet er preget av mye støy fra akustiske refleksjoner generert i grensesjiktene halvleder-isolasjon og halvleder-detekterende elektrode.\newline
Akkumulasjon av romladning i flate prøver er et resultat av injeksjon av elektroner og hull fra elektrodene og feltassistert ionisering av restproduktene fra kryssbindingen.
30
Condition Assessment of Wind Farm Medium Voltage Cable Joints
Student: Hans Lavoll Halvorson
Supervisor: Frank Mauseth
Co-supervisor: Sverre Hvidsten
Problem description
To estimate the degree of ageing is at present the most important tasks of non-destructive
diagnostic testing. By such knowledge condition based maintenance actions can be planned,
hopefully resulting in reduced number of unexpected failures and reduced maintenance cost.
Current loading of wind farm cable systems is very different from that observed in traditional
distribution systems. Variations in wind power will give huge number of current cycles during
service. The current load can vary from maximum permitted load (equivalent to 90 °C at the
conductor) to zero within minutes and vice versa. This makes high demands on e.g. the
quality of the electrical connections such as the metallic contacts in cable joints. The contact
resistance should be low to avoid critical temperatures even higher than 90 °C for such
installations. Any high temperatures can cause large cyclic temperature gradients inducing
significant thermo-mechanical forces. High temperatures also result in severe oxidation of the
insulation materials, cracking of brittle oxidized materials, partial discharges and finally a
breakdown likely even after only a few years of service.
The task
The main objectives in this master thesis have been to:
- Create test objects to simulate contact failure in joints which results in deteriorating
materials caused by high temperatures and mechanical strain.
- Measure accurate PD in test objects at frequencies between 10 mHz and 100 Hz and
voltage up to 2xU0 (17 kVpeak).
- Detect aging in cable joints by preforming PD measurement.
- Compare PD measurement done at different frequencies and voltages.
Figure 1. Simulation of contact failure in joint ferrule. Cross section reduced from 95 to 38.5 mm
2 to
create heat. Teflon between conductor and Al cylinder to insulate joint ferrule from conductor.
31
Model/ measurements
A total of four joints/test objects were made in the project. Joint # 1, 2 and 3 were
electrothermally aged, characterized by PD measurements and dissected. Prior to that joint #4
was used to find the physical properties of the joints to calibrate the aging setup. In addition
one dummy cable was made to exclude the possibility of PD in cable and terminations.
The experimental process followed five main steps:
Step 1 – Create test objects
Step 2 – Find inception/extinction voltage. If no PD go to step 4
Step 3 – Characterize the test objects by measuring PD at different frequencies and voltages.
If no breakdown, go to step 4.
If breakdown, go to step 5
Step 4 – Aging cycling, then go to step 2.
Step 5 – Dissection of joint.
Some additional tests and experiments had to be performed to build the variable test setup and
the aging setup.
Figure 2. Variable frequency PD measurement setup with Omicron MPD600
Conclusion
The results found in the project suggest that electrothermal aging of cable joints is an effective
way of deteriorating the cable materials causing PD and faults. Already after 10 cycles and
136 hours at 180 oC significant discharges could be measured in the joints.
PD measurement results will vary significantly with regards to measuring technique. The
voltage and frequency has a great impact on the PD results found in the aged test objects. At
early stages of aging the PD signals totally disappeared at frequencies below 10 Hz. A
relatively low voltage level would also cause PD signals to totally disappear. This means that
signs of aging are not visible at lower frequencies unless sufficiently high voltage is used.
This could lead to a wrong diagnosis of cable systems tested only with VLF methods or with
online voltage levels.
32
Distribution of electromagnetic forces in multiple air gap electrical
machines
Student: Krister Haugen
Supervisor: Robert Nilssen, NTNU og Alexey Matveev, SmartMotor A/S
Collaboration with: SmartMotor A/S
Problem description
The goal is to create an accurate model of a novel M.A.G. (Multiple Air Gap) direct driven
generator for tidal turbine of MW-class. As the concept is novel, the work includes analysis of
a basic configuration of active parts. In particular was the calculation of electromagnetic
forces in a M.A.G. machine be addressed in detail, with a focus on the radial forces with
regards both to amplitude and frequency.
The advantage of the M.A.G is to introduce several layers of electrical machines, one inside
the other. Even though adding layers and keeping the largest diameter constant gives for a
rather ineffective way of generating more power compared to increasing the diameter of the
machine, restrictions on the diameter enables this to become a valid scenario. The diameter
for the outermost stator in this novelty design is 2.9m. Without the M.A.G topology, the
diameter would have to be 3.9 m, or 34\% larger, on order to accommodate the same torque
production. In other words, adding 3 electrical machines inside the stator, would in this case
save a diameter increase of about 34\%.
The task
By carefully mapping the amplitude and spacial distribution of the electromagnetic forces, it's
possible to conduct a mechanical analysis to ensure that the stators and rotors are significantly
strong. However, there is also and issue with potential mechanical resonance in the carrying
structure, thus the frequency of the electromagnetic forces is also required to make a complete
mechanical design. Issues regarding the mechanical design is not a subject of this thesis.
Model/ measurements
M.A.G principle sketch
33
Calculation
In the FEM software, the forces on an object are calculated from the magnetic field using an
Lorentz force formulation, this is however only applicable for materials with a relative
permeability equal to one. Therefore, in order to calculate the forces for objects that have
materials with a relative permeability greater than one, a virtual work formulation is used.
This is also used to calculate the forces inside the objects. The forces on the edges are found
using Maxwell stress tensors.
Conclusion
For the stator slot and rotor pole configuration proposed, a fractional slot winding was found,
which produced a a 3-phase voltage at 12.1 Hz.
In conclusion, the distribution of the electromagnetic forces was found and plotted using
virtual work and Maxwell stress tensor formulations. The forces are found to act mainly on
the magnets and stator teeth, and have the highest amplitudes at the edges. This is similar to
the magnetic field, which confirms the magnetic force distribution being closely related to the
magnetic flux lines and magnetic energy density.
The radial force on the rotor have an average value of 7 kN, with and amplitude of 0.8 kN and
a frequency of about 28 Hz (T= 35 ms). While the tangential force on the rotor averages 3kN,
with an amplitude of 1kN, and the same frequency. While on the stator, almost all the forces
where concentrated on the iron, with very little acting on the coils. The tangential forces on
the stator matched tangential amplitude of the tangetial forces on the rotor, only with a zero
average, the forces on the stator in radial direction, have a frequency of about 24 Hz and an
average value of 1.5 kN and an amplitude of 1.5 kN.
The M.A.G layers can probably be magneticly separated, without compromising the field
solution of each layer. This will however affect the heat dissipation effects in the machine, so
for cooling investigations the M.A.G should still be considered one machine.
A 3D image of the M.A.G machine, showing the
cross section
34
Design av strømforsyningsanlegg til et elektrisk oppvarmingssystem for
undervanns rørledninger
Student: Rune Haugland
Supervisor: Eilif Hugo Hansen
Contact: Harald Kulbotten
Collaboration with: SINTEF
Oppgavetekst
Innen SINTEF/NTNU Elkraftteknikk er det utviklet et system for elektrisk oppvarming av
undervann s rørledninger, kalt DEH. Det er utført en rekke installasjoner med bruk av dette
systemet, som har sitt primære formål å forhindre pluggdannelser (hydrater/voks) i
transportrør for olje/gass, og som kan medføre produksjonsstans.
Kraftforsyningssystemet til et DEH-anlegg må designes noe spesielt, ettersom lasten utgjør en
en-fase last med lav effektfaktor, der fasestrøm i den ukompenserte lasten er relativt høy,
typisk cirka 1500 A.
Kandidaten skal:
Utarbeide en forenklet modell av den elektriske kretsen for et DEH-anlegg.
Gi en beskrivelse av et trefase-anlegg (med symmetrering) og et enfase-anlegg, og
vurder alternativene sett fra elektriske systemkrav.
Beskriv hvordan systemet dimensjoneres ut fra variasjon i effektfaktoren og ytelse.
Sammendrag
Oppvarming av røret skjer ved å kjøre en stor strøm gjennom røret, hvor varme utvikles på
grunn av rørets resistans. Av sikkerhetsmessige årsaker er røret jordet i begge endene. Dette
fører til strømdeling mellom røret og sjøvann, hvilket reduserer effektiviteten til systemet
betraktelig. Ineffektiviteten sammen med røroppvarmingens lave effektfaktor gjør at det vil gå
en stor strøm i stigerkabelen ned til havbunnen. For å begrense strømmen benyttes det
fasekompensering med kondensatorer og et symmetreringsanlegg etter Steinmetz’ krets.
For å kunne analysere forsyningssystemet topside, er det valgt å utarbeide en forenklet krets.
Kretsen er verifisert av et laboratorieforsøk og datasimuleringer i Matlab og Pscad.
Resultatene viser at det aktive tapet i flere av komponentene i kretsen kan neglisjeres, noe
som fører til at formlene for Steinmetz’ symmetreringskrets gir god nøyaktighet. Disse
formlene sier at verdiene for komponentene i symmetreringkretsen er proposjonal med
resistansen den ser.
Det er utført analyser av virkningen av lastens effektfaktor som viser at den er bestemmende
for den maksimale og minimale resulterende resistansen av lasten og fasekompenseringen,
hvilket er den resistansen symmetreringskretsen ser. Analysene viser også at effektfaktoren er
dimensjonerende for andre komponenter. Komponentene er statiske og må dermed stilles inn
for en bestemt effektfaktor. For andre effektfaktorer vil symmetrianleggets virkningsgrad
reduseres og det vil forekomme økt usymmetri. Det må derfor aksepteres en viss andel strøm i
det negative systemet.
35
Case Study Analysis of Running Distributed Generators in Island Mode
Effects on Reliability of Supply
Student: Anders Hegvik
Supervisor: Gerd Kjølle
Collaboration with: SINTEF Energi
Abstract
As a consequence of increased government efforts to reduce local Norwegian CO2-emissions the development of small distributed generators have increased. This development is assumed to continue, but at an increasing incremental cost due to the inferior profitability of remaining prospects. To maintain profitability of smaller and high cost distributed generators, cost savings must be implemented. Quality of supply is a significant factor in determining potential profitability. Hence, a significant potential in cost reduction lies in increasing quality of supply. This can be achieved by utilizing the decentralized nature of these power producers by enabling intended island operation. By enabling these generators to run in intended island mode, they are able to supply their local grid with power when fallout of the main grid or other components occurs. This increases the uptime for local customers and therefore increases quality of supply. Five different grids are modeled in PowerFactory based on collected empirical data for the evaluation of the potential for islanding in Norway. With these models different cases utilizing islanding schemes are simulated and the reliability of these configurations compared to a base case representing normal operations. The results from this analysis suggest big reductions in the reliability indices “Energy Not Supplied” and “System Average Interruption Frequency” are possible. In the thesis the reductions achieved are in the 10%-60% range of the base case. The estimated savings earned from increased reliability of supply does not justify the assumed investment needed, but the numbers are not conclusive. Better estimates of expenses and assessing other grids with better prerequisites for islanding could indicate profitability.
36
INTRODUKSJON AV VINDKRAFT I REGIONALNETT MED
BEGRENSET OVERFØRINGSKAPASITET
Student: Marte Asbøll Husby
Veileder: Kjetil Uhlen
I samarbeid med: NTE Nett AS
Kontakt: Rune Paulsen
Problembeskrivelse
I Nord-Trøndelag har det i de siste par årene vært en betydelig økning i vind- og
småkraftprosjekter. Tekniske begrensninger ved integrasjon av ny vindkraft er som oftest
relatert til kapasitetsbegrensninger på overføringslinjer i deler av nettet og innvirkningen
vindkraftproduksjonen kan ha på spenningskvalitet og stabilitet. Kapasitetsproblemer knyttet
til integrering av vindkraft oppstår ofte kun få timer i løpet av et år. Ved å sette konservative
begrensninger for maksimalproduksjon hele året vil unødvendig mye produksjon kunne gå
tapt. For å optimalisere driften kan innføring av kontrollsystemer som begrenser
vindkraftproduksjonen i kritiske timer være en mulighet.
Figur 1 Beskrivelse av kontrollsystem
37
Sammendrag
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 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 totale 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.
38
Konsekvenser av nye utenlandsforbindelser for ulike produsenter i det
norske kraftsystemet
Student: Lars Martin Hytten
Veiledere: Terje Gjengedal og Magnus Korpås
I samarbeid med: Statnett SF
Sammendrag
Det er i denne oppgaven undersøkt hvordan nye planlagte kabelforbindelser til Tyskland og
Storbritannia kan forventes å påvirke priser og effektflyt samt inntekter for ulike typer
produksjon i det norske kraftsystemet. Dette er undersøkt for ulike scenarier for utvikling av
det nordiske kraftsystemet fram til 2020. Analysene er foretatt på bakgrunn av simuleringer
med Samkjøringsmodellen og Samnett, en prototyp for håndtering av nettverksrestriksjoner i
Samkjøringsmodellen. Scenariene som er benyttet i simuleringene bygger på Statnetts
basisdatasett 2020, som modellerer det nordiske kraftsystemet med en forventet utvikling i
nett, produksjon og forbruk frem mot 2020. Det er forutsatt et betydelig kraftoverskudd i
Norden i de undersøkte scenariene.
Resultatene fra simuleringene tyder på at de nye utenlandsforbindelsene vil få betydelige
konsekvenser for både prisene og effektflyten i det norske kraftsystemet. Den forsterkede
koblingen mot termiskbaserte kraftsystemer på kontinentet og i Storbritannia gir høyere priser
og økte prisforskjeller mellom høylast- og lavlastperioder i det nordiske markedet.
Prissignalene fra de nye kablene fører til økt flyt i det norske nettet, noe som vil gi
flaskehalser på Vestlandet om sommeren for nettet som er forutsatt i basisdatasettet. Den økte
flyten skyldes hovedsakelig at deler av kraftoverskuddet som ellers ville flyte gjennom
Sverige til Danmark vil trekkes gjennom Sør-Norge mot de nye kablene. En annen årsak til
økt flyt om sommeren er at prissignalene fra de nye kablene vil gjøre det mer lønnsomt å
produsere på sommerstid for produsenter med regulerbar produksjon. Både prisvirkningen av
de nye kablene og flaskehalsene vil være størst i våtår med et stort kraftoverskudd i Norden. I
tørrår vil de nye kablene ha mindre innvirkning på det nordiske systemet. Flaskehalsene på
Vestlandet vil forsterkes med en storstilt småkraftutbygging på Nord-Vestlandet, og reduseres
dersom en større andel den nye sertifikatkraften bygges ut som regulerbar produksjon.
Sammensetningen av den nye sertifikatkraften ser imidlertid ut til å ha begrenset innvirkning
på effektene av de nye utenlandsforbindelsene. Med Statnetts planer for
spenningsoppgradering av nettet på Vestlandet forsvinner de observerte flaskehalsene, med
unntak av i ekstreme våtår.
Prisøkningen som følge av de nye utenlandsforbindelsene gir økte inntekter for alle de
forskjellige produksjonstypene i de undersøkte områdene. Produsenter med regulerbar
produksjon vil oppnå en noe høyere prisøkning enn produsenter med uregulerbar produksjon,
på grunn av evnen til å tilpasse seg økte prisforskjeller mellom høylast- og lavlastperioder.
Med nettet som er forutsatt i basisdatasettet, vil flaskehalser føre til ulik priseffekt av de nye
kablene for de ulike geografiske områdene. Flaskehalsene fører til at produsenter i områdene
på Sørlandet og Sør-Vestlandet vil få en ekstra gevinst på grunn av økte priser, mens
produsenter på Nord-Vestlandet får redusert gevinst av de nye utenlandskablene. Særlig for
produsenter med stor sommerproduksjon vil det få betydning for inntekten hvilken side av en
flaskehals man befinner seg. For produsenter med høy reguleringsgrad, som i større grad kan
velge når de vil produsere, er ulempen ved å havne bak en flaskehals mindre. Også for
vindkraftprodusenter, som har en større andel av produksjonen om vinteren, vil de
geografiske forskjellene i inntekt være begrenset.
39
Multilevel Converters for a 10 MW, 100 kV Transformer-less Offshore
Wind Generator System
Student: Tor Martin Iversen
Supervisor: Tore Undeland
Contact: Sverre S. Gjerde
Abstract
The size of offshore wind generators is increasing, and
the trend is moving towards full converter gear-less
solutions with permanent magnet synchronous
generators (PMSG). The nacelle weight reduction is a
key design criterion for offshore wind turbines. To
overcome the weight challenge, a transformer-less
concept is under development. This concept employs a
special PMSG with an innovative high insulation level
between the groups of windings. The generator
supplies nine series connected converter modules,
which results in a high voltage DC output of 100 kV,
reducing the total weight of the system.
Conventional three phase 2-level voltage source
converters, each with 11.1 kV output, are utilized in
concept studies and simulations. However, other
voltage source converter topologies are assumed to be
more beneficial in terms of efficiency, voltage quality
and reliability issues. This work compares multilevel
converter topologies with regards to their suitability
for the proposed concept.
The result of an initial study is that the modular multilevel converter (MMC) is the most
promising candidate. The MMC adds more components and complexity to an already intricate
system, but gives benefits that are in line with many of the ideas behind the proposed concept.
A modular structure grants the easiest expansion to a high number of levels, providing a high-
quality voltage with less demand for filters to save both volume and weight. The MMC also
offers redundancy possibilities for higher reliability, which is important in offshore wind
power installations.
PSCAD/EMTDC simulation models have been built, implementing voltage balancing and
redundancy control. The simulations have also investigated the functionality of the converter
in the proposed system. The results show that the MMC performs well in the full system, and
is therefore considered as a viable candidate. The number of levels needed is at least five to
avoid series connection of IGBTs. Further studies should find an optimal number of levels,
depending on the generator specifications, the desired level of losses, voltage quality and a
weighting of reliability versus complexity.
PMSG ACDC
ACDC
ACDC
ACDC
ACDC
+
-
DC Link100 kV
ACDC
ACDC
ACDC
ACDC
11.1 kV
40
Forbedring av kohesjon mellom partikkelforurensning og PEX-isolasjon
Student: Thomas Fjeld Johannessen
Hovedveileder: Frank Mauseth
Medveileder: Øystein L. G. Hestad
I samarbeid med: SINTEF Energi AS
Det er ønskelig å øke driftsspenningen for krafttransmisjon ved bruk av høyspenningskabler,
da en høyere driftsspenning vil gi lavere tap. Om man beholder samme tykkelse på
isolasjonen og samtidig øker driftsspenningen, vil også det elektriske feltet i isolasjonen øke.
Et økt felt vil gi en økt belastning på isolasjonen og kan føre til fremskyndet aldring og
sammenbrudd. Det er flere faktorer om påvirker aldringen og dermed levetiden i et
isolasjonssystem basert på polymerisolasjon (som her PEX) [1]. De viktigste faktorene under
normal drift er forurensninger og urenheter. Dette er velkjente problemer og det tas strenge
forhåndsregler under produksjon av slike isolasjonssystemer. På tross av dette er det praktisk
umulig å unngå forurensinger når det produseres kabelisolasjon i store mengder.
En annen angrepsvinkel er derfor å øke isolasjonssystemets toleranse ovenfor slike
forurensninger. En måte å øke toleransen på er å sørge for god kontakt mellom isolasjons-
materialet og en eventuell forurensning. Det er forsøkt oppnådd i dette prosjektet ved å øke
kohesjonen mellom isolasjonsmaterialet og forurensningen ved å tilføre et heftemiddel. Dette
er gjort ved å produsere testobjekter med tilsatt partikkelforurensning, for så å teste
holdfastheten. Testobjektene har blitt tilsatt partikler behandlet på fire forskjellige måter:
1) Referanse – Testobjekt uten tilsatte partikler.
2) Ubehandlet – Testobjekt tilsatt ubehandlede partikler.
3) Heftemiddel – Testobjekt tilsatt partikler behandlet med nanokompositter.
4) Slippmiddel – Testobjekt tilsatt partikler behandlet med Chemlease PMR-90.
Da det fra tidligere forsøk var kjent at denne typen testobjekt var hyppig utsatt for en defekt,
ble laboratorie-arbeidet innledet med feilsøking av testobjektene [11]. Feilkilden viste seg å
være vanskelig å finne, og nesten hele prosjektperioden ble benyttet på feilsøking. Under
feilsøkingen ble flere av produksjonsparameterne variert, uten store forskjeller på resultatet.
Defektene var stort sett av samme karakter uansett hvilke parametere som ble forandret.
Det kan konkluderes med at ujevnheter i grenseoverflaten mellom indre halvleder og
isolasjonsmaterialet medfører gjennomslag ved langt lavere påtrykt spenning enn det
isolasjonssystemet er designet for å motstå. Når det gjelder feilkilder er det ennå ikke mulig å
konkludere med noe, selv om høy mekanisk belastning på overflaten ved produksjon av
råkopper virker som en sannsynlig feilkilde. Dette kommer høyst sannsynlig fra små
ujevnheter som riper eller hakk i overflaten på støpeformene som følge av slitasje.
Den resterende tiden ble benyttet til måling av PD, men det ble ikke nok tid til å gjennomføre
tilstrekkelig med målinger. Det er og få testresultater fra de målingene som ble gjennomført,
sannsynligvis grunnet de samme defektene som forhindrer måling av gjennomslagspenning.
Det kan derfor ikke konkluderes med om heftemiddelet har noen effekt basert på PD
målingene.
41
Partial Discharge Measurements for Studying Cavities in Mass
Impregnated Cables
Student: Bjørn Helle Jørgensen
Supervisor: Prof. Magne Runde
Co-supervisor: Prof. Erling Ildstad
Problem description
The electric insulation in HVDC subsea cables consists of paper impregnated with high
viscosity oil (the “mass”). It turns out that differences in thermal expansion and contraction
between the mass and the paper may cause cavities to form within the insulation during cool-
down, leading to a dielectric breakdown. The cavities are essentially a result of an insufficient
radial flow of the mass impregnation, and the power rating of such cables is largely set by
considering this risk. However, the cavity formation process is not well understood.
SINTEF Energy Research and NTNU are contracted to study cavity formation during load
cycling on a short length of the NorNed cable installed in the laboratory. It is assumed that
cavities are associated with generation of partial discharges (PD) when voltage is applied
across the insulation. Hence, cavity formation will be studied through measurement of pd
activity, under various experimental conditions (thermal cycling, temperature level, external
pressure etc).
The task
The student project work is to take part in building an experimental setup for PD
measurements on a short length of the NorNed cable in the laboratory, and to carry out
preliminary measurements. This includes designing cable bushings and performing
measurements at different cable temperatures and the interpretation of the results.
Model/ measurements
The cable was fitted on a test rig with high voltage (HV) terminations prior to start-up of the
student work. One termination showed PD activity and was modified during the project. New
terminations were designed for future test objects, based on the old terminations and the
modifications made on it.
The test object, depicted in the figure, should emulate a long subsea cable; hence no axial oil
transport should occur. The terminations were raised approximately 2 m off the floor, which
according to experts should be sufficient to prevent axial oil flow. Corona rings to prevent
exterior corona were made and fitted to the model.
Calibrated PD measurements have been performed at temperature levels ranging from 20 to
60 C and voltages up to 70 kV to investigate the temperature dependency of the discharges.
42
Calculation
Prior research has shown that cavities in this type of insulation typically first occur in butt
gaps. Calculations showed that the apparent charge, the charge measureable from a test
circuit, had an expected order of magnitude of 103-10
4 pC.
Conclusion
Initially the discharge levels varied with temperature as expected, but this correlation became
somewhat unclear mid-test. What caused this change is not evident, as PD’s are a stochastic
variable affected by several mechanisms. Axial oil flow is however something which should
be investigated closely.
One tendency can be observed regarding discharge size; whenever the temperature is changed
from one level to a higher level, the size of the largest discharge is reduced. The magnitude of
the largest discharges coincides with values for apparent charge than can be associated with
expected dimensions of cavities in butt gaps, order of magnitude of 104 pC.
The PD inception voltage increases with increasing temperature and decreases with
decreasing temperature. No correlation between the inception voltage and size of the
discharges at the inception voltage can be derived from these results.
Based on the localization measurements, the home made terminations are performing as
intended as the discharge sites were found to be spread evenly along the cable’s length and
not in the terminations.
Figure 1 – Test object mounted in rig
43
Effect of Barriers in Air Insulated Rod-Plane Gaps
Student: Jonathan Skramstad Jørstad
Supervisor: Frank Mauseth
Contact: Atle Pedersen, SINTEF
Collaboration with: ABB Corporate Research
Problem description
Due to environmental issues it is a trend today to avoid climate gases like SF6. Thus, the use
of air as insulation gas has lately been of high focus to producers of high voltage equipment.
The withstand voltage of air is lower than SF6, and a challenge for electrical engineers is to
make compact air insulated equipment. It is common to use barriers in the design to increase
the path of the streamer and thus increasing the withstand voltage.
During the design process it is common to use Finite Element Analysis to calculate the
electrostatic field strength on the different components in the equipment. However, knowing
the electrostatic field distribution is not sufficient to predict the withstand voltage. It is also
necessary to model the discharge processes including inception and propagation of streamers.
The main topic of the proposed project work will be the study of initiation and propagation of
streamers in air insulated rod-plane gaps with insulating barriers. The work will consist of
both laboratory measurements and electromagnetic simulations of breakdown in an electrode
gap with barriers. Comparison of the results will be used to make design criteria for predicting
the withstand voltage of electrode gaps with barriers.
This project will be done in cooperation with ABB AS in Skien, Norway and ABB Corporate
Research in Daetwill, Switzerland.
Abstract
The purpose of the experiments conducted in
this Master's thesis is to predict and explain
the change in breakdown voltage when
insulating barriers are introduced in a rod-
plane gap arrangement. The experiments
have been conducted with positive lightning
impulse voltage, using the up and down
method to determine the 50 % breakdown
voltage. A cylindrical rod with rounded tip
and radius 3.5 mm was used as the high
voltage electrode above a plane grounded
electrode. The polycarbonate barriers used
were 1 mm thick and of different sizes (4x4
cm, 6x6 cm, 8x8 cm, 16x16 cm, 30x30 cm and 40x40 cm). They were placed at various
positions in the 80 mm rod-plane gap to find the optimal combination.
The results show that the breakdown voltage of the gap could be increased by the use of
barriers, strongly dependent upon their size and position. The largest barrier offered the
highest breakdown voltage, an increase of 98.0 % versus the barrier-less rod-plane gap. With
the two largest barriers, the optimal position was found to be in the upper part of the gap, 0-10
44
mm from the high voltage rod tip. The four smaller barriers perform their best around 20 mm
from the tip. Literature has suggested that the optimal position is in the range 12-24 mm for
this gap, where the breakdown voltage can be over tripled.
It has been discovered that placing the smallest barriers close to the high voltage rod tip drops
the breakdown voltage to levels below that of the barrier-less gap. A suggested explanation is
the strong tangential field present on the barrier surface under these conditions, quickly
building up charge on the barrier and leading to breakdown. Streamer inception on the
underside of the barrier has not been observed despite the high field strength directly under
the rod tip. This is possibly caused by the slightly higher field on the upper side of the barrier,
leading to streamer inception which weakens the field under the rod tip. As the barrier size is
increased, the voltage drop in the longer streamer path is the dominating factor behind the rise
in breakdown voltage. It is recommended to employ barriers of considerable cross-sectional
length, preferably twice the gap distance or longer, to ensure satisfactory breakdown
performance improvement. An empirical equation for predicting breakdown voltage in barrier
insulated rod-plane gaps has been constructed on the basis of the conducted experiments.
45
Utbyggingsplanlegging i Mosambik – energisystemsimuleringer
Student: Eivind Løvdal Knutsen Veileder: Professor Gerard Doorman Kontaktperson: Per Morten Heggli, Norconsult Samarbeidet med: Norconsult Problembeskrivelse Det afrikanske landet Mosambik har med sine enorme naturressurser et stort potensial for å bli en storprodusent av elektrisk kraft. Mange ulike selskaper har gjennom årenes løp utført ulike mulighetsstudier for ulike kraftverk, men de ulike studiene har vært vanskelig å sammenligne grunnet bruk av ulike analysemetoder og grunnlagsdata. Norconsult fikk derfor i oppdrag fra energidepartementet i Mosambik å lage en gjennomgående studie av de fleste kjente mulige prosjektene for økt kraftproduksjon. Studien heter Generation Master Plan for the Mozambican Power Sector og ble levert i 2009. Nå gjennomfører Norconsult og Vattenfall Power Consultant en ny studie som også ser på potensialet for kraftutbygging i landet og hvordan forskjellige kraftverk og forbrukersiden kan knyttes sammen ved et stort sentralt transmisjonssystem, Backbone-linjen. Denne studien heter Transmission Backbone Feasibility Study. Områdene nord i Mosambik har vist seg å inneholde naturgass, og det er håp om å finne store gassreserver. Det ble derfor ytret ønske fra Norconsult om å se på hvor lav gassprisen må være for at det skal være lønnsomt å benytte den til kraftproduksjon i forhold til kullbasert kraftproduksjon slik dette er utredet i tidligere analyser utført av Norconsult, dels i samarbeid med Vattenfall Power Consultant. Den elektriske kraften skal hovedsakelig brukes helt sør i landet. Oppgaven Det er sett på å transportere gassen som gass, men også å generere elektrisitet ved et gasskraftverk nord i landet, for så å transportere elektrisiteten med HVDC-linjer. For transport av gass er det gjort analyser for gassrørledning, kondensert naturgass (LNG) og komprimert naturgass (CNG). Valget av disse fire formene for transport av energi ble gjort gjennom en omfattende innsamling av informasjon innen temaet gasstransport, og innen teknologier for konvertering av gass til annen energiform før videre transport. I tillegg til de fire nevnte teknologiene, omfatter dette også teknologiene gass til væske (GTL) og gasshydrat, men disse to ble vurdert til ikke å være konkurransedyktige sammenlignet med de andre og derfor utelatt av de videre analysene. Det har også blitt innhentet informasjon om dagens og den framtidige gassituasjonen i Mosambik. Her har informasjon fra det uavhengige norske olje- og gassanalyseselskapet Rystad Energy vært et viktig grunnlag for analysene. Ved hjelp av data gitt av Norconsult ble det gjennom en marginalanalyse funnet hvilken HVDC-løsning som er mest optimal. Fra det potensielle gassfeltet helt nord i landet er det 1100 km og 1900 km til henholdsvis Tete og Maputo. For avstanden til Tete kan en enkel bipol HVDC-linje bygges, men en dobbel HVDC-linje i to separate traseer vil ha en lavere marginalkostnad på grunn av vesentlig lavere tap i linjen. En HVDC-linje til Maputo vil kun være mulig med en dobbel HVDC-linje, da tapene er så store at inngangseffekten i linjen er
46
høyere enn den øvre tekniske grensen for HVDC VSC-teknologi. HVDC VSC-teknologi må benyttes da kraftverket ikke har stor nok kortslutningsytelse. For begge linjene vil en dobbel 600 kV HVDC bipol-linje være mest lønnsom. En marginalanalyse for gassrørledning til Tete, og for gassrørledning samt LNG- og CNG-transport til Maputo er også gjennomført. I den siste delen av masteroppgaven er det gjort en integralanalyse for å kartlegge hva gassprisen må være for at de ulike scenariene skal være lønnsomme i forhold til et referansescenario basert på storstilt kullkraftproduksjon i Tete. Konklusjon Konklusjonen av analysene i denne oppgaven er at gassrørledning er det beste alternativet for å frakte energi fra nord i Mosambik til både Tete og Maputo. Gassrørledning gir bedre økonomi enn andre transportalternativ for gass, og det er mer lønnsomt enn å bygge gasskraftverk i nord og føre elektrisk kraft i kraftlinjer til Tete eller Maputo. Gjennom integralanalysen viser netto nåverdi av de totale kostnadene for systemet at en gassrørledning til Maputo er det beste alternativet helt opp til en gasspris på 56,7 USD/MWh eller 15,8 USD/GJ (se figur under). Dette er på grunn av lave kostnader relatert til drift og vedlikehold, lave tap og det at et gasskraftverk i Maputo vil redusere investeringskostnadene knyttet til Backbone-utbyggingen sammenlignet med å plassere gasskraftverket i Tete. Gassrørledningen til Maputo vil klare en gasspris på 41,3 USD/MWh eller 11,5 USD/GJ, og være det beste alternativet selv ved en dobling av investeringskostnaden. Ved rundt 125 % økning av investeringskostnaden for gassrøret til både Tete og Maputo, vil et gassrør til Tete og bygging av gasskraftverk der være det beste alternativet. Ved et så høyt investeringsnivå vil forskjellen mellom de to alternativenes investering i Backbone-linjen oppveies av den store økningen i investeringskostnaden på gassrøret. HVDC-linje til Tete og Maputo er henholdsvis dårligste og nest dårligste alternativ. Dette skyldes de enorme investeringene slike linjer representerer, samt at tapene i HVDC-linjen gjør at gasskraftverket i disse alternativene må bygges med en høyere installert effekt enn for alternativene hvor energien transporteres som gass.
47
IMPLEMENTERING AV ENERGI- OG EFFEKTSTYRING AV
FORBRUKSLASTER
Student: Hans Magnus Kure
Veileder: Eilif Hugo Hansen
Oppgavetekst
Effekttopper kan skape problemer i både enkeltanlegg og i sentral-, regional og
distribusjonsnettet. Effekttoppene forekommer gjerne i faste tidsintervaller på hverdager og
helger, og ved innføring av AMS kan det være aktuelt å innføre en strupefunksjon som kan
bidra til å redusere disse effekttoppene.
Dagens styresystemer for struping av laster er designet for industrien, og det nærmeste man
kommer styring i husholdninger er intelligente bygningsinstallasjoner for styring av lys og
varme. Kan teknologien som er utviklet for bygningsinstallasjoner eller for industrien,
benyttes for å oppfylle strupefunksjonens funksjonalitet?
Kandidaten skal:
• Undersøke hvilke tariffer som kan benyttes ved innføring av strupefunksjonen.
• Kartlegge og teste mulige styresystemer som finnes på markedet, og som kan benyttes
for å oppfylle strupefunksjonens funksjonalitet.
Sammendrag
Denne hovedoppgaven tar for seg avansert måle- og styresystem (AMS) og innføringen av
strupefunksjonen som skal kunne bryte og strupe effektuttaket i det enkelte målepunkt for å
redusere effektuttaket ved perioder med knapphet i nettet. Formålet har vært å kartlegge og
teste mulige styresystemer som finnes på markedet, og som kan benyttes for å oppfylle
strupefunksjonens funksjonalitet. Det har i tillegg blitt sett på hvilke nettariffer som kan
benyttes til å øke motivasjonen og fremheve nytteverdien for sluttbrukeren ved innføringen av
AMS. Det har vist seg at dagens nettariffer ikke er tilpasset bruken av strupefunksjonen, og
det er nødvendig å innføre en nettariff som motiverer sluttbruker til å investere i en slik
strupefunksjon, noe den tidsvariable nettariffen med energiledd gjør. Strupefunksjonen
innebærer å koble ut deler av forbrukslastene ved ulike utkoblingskriterier, for å redusere
energi- og effektforbruket. De utkoblingskriteriene som er lagt til grunn er knapphet i
overføringsnettet, forbruksmønster og effektforbruk. Gjennom arbeidet med kartleggingen av
ulike styresystemer, har det vist seg at det finnes styresystemer som kan benyttes til å
begrense effektuttaket, men disse tar kun høyde for maksimalt effektuttak hos sluttbrukeren.
Behovet for et styresystem som tar høyde for samtlige utkoblingskriterier var til stede, og det
ble utviklet et styresystem basert på teknologi fra PLS og KNX. Gjennom målinger og
48
lønnsomhetsberegninger har det vist seg at styresystemet gir et redusert energiforbruk og
effektuttak i høylasttimer, og at det vil gi sluttbrukeren en økonomisk besparelse. Resultatene
indikerer en reduksjon i energiforbruket på 1,6 kWh/døgn og en gjennomsnittlig respons på
1,1 kWh/h i høylasttimer. De økonomiske lønnsomhetsberegningene indikerer en total årlig
besparelse på kroner 554,-. Resultatene inneholder noe usikkerhet, spesielt den årlige
økonomiske besparelsen, grunnet faktorer som for eksempel måleperiodens lengde og nevnte
feilkilder.
49
Seriefeilvern i elektriske installasjoner
Student: Carl Olav Larsson
Veileder: Eilif Hugo Hansen
Oppgavetekst
Elektriske anlegg forårsaker årlig mange branner og medfører årlig store brannskader i Norge.
Seriefeil, dvs. overgangsmotstand i kontaktpunkter, anses å være en av de hyppigste
brannårsakene. Gjeldende regelverk (FEL/NEK 400) stiller ved hver revisjon strengere krav
spesielt for å forhindre branner, men det så langt ikke blitt stilt krav til seriefeilvern i Norge.
Dette skyldes begrensninger i tilgjengelige løsninger for deteksjon av seriefeil på det norske
markedet. Andre land har imidlertid begynt å stille krav om seriefeilvern.
Kandidaten skal:
- Undersøke ulike prinsipper for deteksjon av seriefeil
- Undersøke om det finnes løsninger for deteksjon av seriefeil på det norske markedet
- Undersøke løsninger for deteksjon av seriefeil i de land som stiller krav til
seriefeilvern
- Gjennomføre laboratorieforsøk som simulerer de forhold som kan oppstå ved seriefeil
i elektriske anlegg. Forsøkene bør også undersøke hvor mye den termiske isolasjonen i
veggen innvirker på temperaturutviklingen i koblingspunkter i en elektrisk installasjon
med skjult installasjonsmetode
Sammendrag
Denne rapporten presenterer flere løsninger for deteksjon av seriefeil, som enten allerede
finnes på det norske markedet eller gjøres tilgjengelig innen kort tid. Det er derfor ikke
mangelen på tilgjengelige løsninger som begrenser muligheten for å installere disse
produktene i norske elektriske anlegg. Det foreslås derfor at tilsynsmyndighetene vurderer å
anbefale installasjon av seriefeilvern i norske elektriske installasjoner, slik det gjøres i bl.a.
USA, for å redusere antall branner med elektrisk årsak.
Rapporten presenterer laboratorieforsøk hvor det ble undersøkt hvilke temperaturer som kan
oppstå i reelle elektriske installasjoner med skjult installasjonsmetode, under både normale
forhold og ved elektriske feil. Forsøkene undersøkte også funksjonaliteten til et seriefeilvern,
kalt Electric Temperature Increase Monitoring, og hvor mye den termiske isolasjonen i
veggen influerer temperaturutviklingen i koblingspunktene. Seriefeilvernet var kun en
prototype på det tidspunktet det ble testet. Resultatene fra forsøkene gav følgende
konklusjoner:
- Hovedproblemet med seriefeil i elektriske installasjoner er sannsynligvis hovedsakelig
glødende kontaktforbindelser, og ikke serielysbue. Begrunnelsen for dette ble basert
på observasjoner foretatt under forsøk med regulerbare gap, hvor det var vanskelig å
opprettholde en strømbegrenset lysbue over lang tid ved 230 V AC.
50
- Ved forskriftsmessig utførelse ble det registrert temperaturer på 55,3 °C i koblings-
punkt i løpet av 5 timer. Ledertemperaturen var sannsynligvis noe høyere, og dermed
nær lederisolasjonens temperaturgrense på 70 °C. Det er derfor grunn til å anta at
strømføringsevnene som fremgår av ulike tabeller i NEK 400 er noe høyere enn de
burde være.
- Ved kontaktsvikt ble det for alle forsøkene registrert temperaturer over
lederisolasjonens temperaturgrense. Forsøk på 2,5 mm2 ledertverrsnitt medførte
temperaturer på 94,3 °C ved 15,5 A, og 131,9 °C ved 17,5 A belastningsstrøm.
- Høye belastningsstrømmer i kombinasjon med dårlig kontaktforbindelse medførte
større skader på installasjonsmateriellet, og det konkluderes derfor med at denne typen
elektrisk feil i høyeste grad kan være brannfarlig.
- Det ble kun observert mindre temperaturforskjeller ved ulik grad av termisk isolasjon.
- Seriefeilvernet som ble undersøkt fungerte hensiktsmessig, både under normale
forhold og ved elektriske feilkilder i kretsen.
51
Distance protection in distribution systems
Student: Tore Skottvoll Lefstad
Supervisor: Hans Kristian Høidalen
Sammendrag Som en konsekvens av mange konsejonssøkte og planlagte småkraftverk i området rundt
Namskogan har NTE Nett AS valgt å søke konsesjon om en ny 132/22kV
transformatorstasjon i det aktuelle området. Hittil er 13 småkraftverk planlagt å tilknyttes
distribusjonsnettet. I flere tilfeller blir minste kortslutningsstrøm lavere enn største laststrøm
slik at overstrømsvern er uegnet. Det forventes at kortslutningsbidraget fra småkraftverkene
fører til behov for helt eller delvis å erstatte overstrømsvern som i dag er vanlig i
distribusjonsnettet.
Besvarelsen tar i hovedsak for seg utfordringer knyttet til bruk av distansevern i
distribusjonsnett med småkraft og hvordan kortslutningsbidraget fra småkraftverk vil påvirke
impedansvektoren sett fra distansevernet. Til slutt foreslås løsningsalternativer for
plassering av distansevern, innstilling av sonerekkevidde og koordinering av vern.
Distansevernets respons ved trefase kortslutning er testet i SINTEF/NTNUs
fornybarlaboratorium. Simuleringsresultater fra PSCAD sammenliknes med måleresultater
for å verifisere simuleringsmodellen. Simuleringsresultatene fra kortslutning på høyspent
distribusjonsnettradial, lavspentside av fordelingstransformator og endring i impedansvektor
ved bryterfall presenteres i en artikkel til NORDAC 2012 konferansen i Vedlegg C.
Simulering av transiente endringer i impedansvektor ved kortslutning i distribusjonsnettet i
Namskogan er utført i PSS SinCal. Trefase kortslutning er simulert på 22 kV samleskinne,
ytterst på høyspentradialer, på produksjonssiden av tilknytningspunkt og på lavspentsiden
av en fordelingstransformator. Simuleringsresultater fra transient analyse av
distribusjonsnettet i Namskogan viser hvordan sideinnmating fra småkraftverk påvirker
impedansvektoren sett fra distansevernet. Følgende utfordringer observeres:
Kortslutningsstrømsbidrag fra småkraftverk reduserer feilstrømmen sett fra vernet
og dette må tas hensyn til ved innstilling av sonerekkevidde
Transiente pendlinger i strømmen fører til impedanspendlinger like etter en
kortslutning har inntruffet, dette må også tas hensyn til ved soneinnstilling
Kortslutningsimpedansvektor kan være lik lastimpedansvektor sett fra
samleskinnevern
Kortslutning på lavspentsiden av en fordelingstransformator kan føre til uønsket
utkobling av hele distribusjonsnettradialen
52
Kortslutning kan detekteres av distansevernet i alle kortslutningstilfeller på en radial med
sideinnmating ved å øke sonerekkevidden. For å sikre at distansevernet på 22 kV
samleskinne kan skille mellom en kortslutning og en lastsituasjon kan måledata fra vern på
transformatoravgangen benyttes. Utkobling av hele distribusjonsnettradialen ved en
lavspent kortslutning kan unngås ved at sonerekkevidden reduseres og en ekstra
tidsforsinket sone beskytter resterende del av høyspentradialen for å sikre selektivitet mot
sikringer i distribusjonsnettransformator.
53
A Method for bidding in sequential Capacity Reserve Markets
using mixed-integer programming
Student: Mads Lindsjørn
Supervisor: Gerard Doorman
Contact: Knut Olav Haugen
Collaboration with: Statkraft
System security and power quality is important in today's society and the ability to regulate
and balance production and consumption is crucial for any power system. More and more
penetration of intermittent production in power systems increases the need for regulation
capability and the importance of capacity reserve markets where capacity used for regulation
is procured and secured increases too.
Several types of regulation mechanisms are used in a power system, which creates the
possibility of several different capacity reserve markets with significant prices. A producer
participating in these markets must decide how his limited production capacity should be used
taking these markets and other physical power markets into account. A method for finding
true costs for capacity reserve supply and for bidding in sequential capacity reserve markets is
presented in this report. The method is based on a mixed-integer programming model and
work has been done to create and formulate a suitable model. The modeling is implemented
with the programming language AMPL and is an optimization model that maximizes total
profit on several markets subject to market prices and market obligations for a set of
production units. The model is then used to highlight some of the fundamental mechanisms
and charactheristics in the markets and to illustrate the bidding method for a price-taking
producer in perfect markets.
Price uncertainty in future markets has a large impact on the results from the method and a
model version where price uncertainty is included for the spot market is compared to a
version where price uncertainty is not included. The reason for this comparison is that hourly
spot price forecasts used for short-term production planning in Norway today doesn't consider
price uncertainty. The versions are compared for bidding in one capacity reserve market for a
number of market clearings where prices for the spot market in the model are taken from real
spot price forecasts and real spot price outcomes. It shows that inclusion of price uncertainty
gives better bids, but also that adjusting bids to account for price uncertainty can give good
results from a model that doesn't explicity include this uncertainty.
The method can in any case calculate valid bids for capacity reserve market solutions that
exist today where costs and opportunity costs from all relevant markets can be accounted for.
The limitations of the method is mostly connected to what it is possible to describe with
mixed-integer programming and the computational efforts and calculation times mixed-
integer programming models require.
54
Sammenligning av styringsstrategier,
og funksjonalitet med AMS i veglysanlegg
Student: Ståle Lio
Veileder: Eilif Hugo Hansen
Kontaktperson: Trond Schjerven
Samarbeid med: ÅF Norge AS
Oppavetekst
Belysning er et viktig sikkerhetstiltak for trafikken på veger og gater. Samtidig er belysning
dyrt, både i forhold til investeringer, vedlikehold og energiforbruk. NTNU har flere prosjekter
for kommuner (Oslo og Trondheim) samt Statens Vegvesen, der strategier for å redusere
kostnadene er vurdert. Enova støtter prosjektene.
Fullskala testanlegg er etablert både i Trondheim (sørlige del av Høgskoleringen) og i Oslo-
området (Oppsal og Sandvika), med toveiskommunikasjon basert på LonWorks over power-
line til hver enkelt armatur. Med testanleggene kan ulike styringsstrategier evalueres. Denne
oppgaven baseres på testanlegget i Høgskoleringen.
I henhold til endringer i Forskrift om måling, avregning og samordnet opptreden ved
kraftomsetning og fakturering av nettjenester i 2011, skal det installeres Automatiske måle-
og styringssystem (AMS) i alle målepunkt innen 1.1.2017. I den forbindelse er det aktuelt å
utrede hvilke muligheter og begrensninger innføring av AMS vil medføre i forhold til veglys-
anlegg.
Kandidaten skal:
- Utrede fordeler og ulemper ved tre styringsstrategier for vegbelysning; fotocelle,
astronomisk ur og behovsstyring.
- Sammenligne energibruk og energisparepotensial for de tre styringsstrategiene.
- Utføre en fagstudie rundt AMS generelt samt status for AMS-teknologi og –løsninger
for veglysanlegg.
- Kartlegge bruksområder for informasjonen tilgjengelig via AMS for overvåkning og
styring av veglysanlegg.
Sammendrag
Denne rapporten er et resultat av en masteroppgave våren 2012 ved NTNU og omhandler
vurdering av styringsstrategier for veglys og tilleggsfunksjonalitet med AMS i veglysanlegg.
Vegbelysning er et viktig tiltak for trafikksikkerhet, men medfører også store kostnader til
investering, drift og vedlikehold. Slike kostnader er mulig å redusere ved å bytte fra
konvensjonell av-/på-styring til regulering av belysning etter behov med intelligente styrings-
system via toveiskommunikasjon
Oppgaven er basert på måledata fra 9 av totalt 11 lysarmaturer i et testanlegg i Høgskole-
ringen ved NTNU Gløshaugen. Armaturene er tilknyttet et intelligent styringssystem med
toveiskommunikasjon over powerline med LonWorks.
55
Styringsprogrammet for testanlegget muliggjør kontinuerlig regulering av belysningsnivå ut
fra målt luminans i vegbanen sammenlignet med gjeldende krav.
Resultatene fra funksjonsprøving av testanlegget er basert på måledata fra perioden 14. januar
til 31. mai 2012. Over hele perioden er det oppnådd et gjennomsnittlig pådrag til armaturene i
testanlegget på 69 %. Dette har sammen med redusert brenntid på 6,5 % og 8,1 % ført til
besparelser på 31,6 % (642 kWh) og 32,8 % (678 kWh) med behovsstyring, i forhold til av-
/på-styring med henholdsvis fotocelle og astronomisk ur.
Funksjonalitet med eksisterende AMS-løsninger for veglysanlegg har flere likhetstrekk med
intelligente styringssystem i tilknytning til overvåkning og styring. Intelligente styringssystem
har imidlertid bedre muligheter for regulering av belysning, som fører til et større spare-
potensial og vil gi en helhetlig bedre løsning. Bruksområder for måledata i AMS som er
vurdert med størst nyttevirkning i veglysanlegg er; jordfeilregistrering, deteksjon av utløste
vern, deteksjon av lampeutfall basert på timesverdier for energiforbruk samt overvåkning av
komponenter i tennskap.
56
Sammenligning av små elvekraftverk og kraftverk med magasin
Student: Sigrid Jacobsen Lofthus
Veileder: Ivar Wangensteen
Ekstern veileder: Knut Alfredsen (NTNU), Grethe Holm Midttømme (NVE)
Problembeskrivelse:
Bygging av små kraftverk har økt kraftig i Norge det siste tiåret og har generelt vært oppfattet
som mindre kontroversielt enn større kraftverk med magasinering av vann. Lite er gjort for å
sammenligne disse to kraftverkstypene når det gjelder nytteverdi og miljøpåvirkning. Det er i
den siste tida kommet opp en diskusjon om dette temaet, og denne oppgaven vil prøve å gjøre
en sammenligning av en utbygging av et større kraftverk med magasin og flere små
elvekraftverk i det samme vassdraget.
Oppgaven:
Målet med denne rapporten var å gjøre en sammenligning av et større magasinkraftverk og
flere små elvekraftverk med tanke på produksjon, økonomi, naturinngrep, miljøvirkning og
samfunnsnytte. Videre var det ønskelig å gjøre en mer generell vurdering av små kraftverk og
et større magasinkraftverk, med utgangspunkt i de analyserte kraftverkene.
Studieområdet var Kvannevatn og Sagelva i Rana kommune, der det i dag står tre små
elvekraftverk, Kvannevatn kraftverk, Sagelva I og Sagelva II. Minikraft AS, som er eier av
disse elvekraftverkene, søkte tidligere om å få bygge et større magasinkraftverk.
Sammenligningen tar utgangspunkt i dagens små elvekraftverk og et tenkt tilfelle med kun det
planlagte magasinkraftverket.
Modell
Analysen av magasinkraftverket ble basert på dataprogrammet nMAG2004 som er en
simuleringsmodell for drift og kraftproduksjon i vannkraftsystemer. Simuleringene forutsetter
informasjon om blant annet magasin, kraftstasjoner, energimarkedet, restriksjonsdata,
operasjonsstrategi og hydrologiske data. De hydrologiske dataene for både
magasinkraftverket og de små kraftverkene ble basert på en nærliggende målestasjon, Bredek.
For å strukturere de ulike konsekvensene ved en planlagt magasinkraftutbygging, ble Samla
plan-metoden benyttet. Den kategoriserer konsekvensene inn i primære virkninger, fysiske
virkninger, det levende miljø og til slutt brukerinteressene. Metoden ga også et grunnlag for å
fastsette en miljøbasert minstevannføring. Ved å bruke Samla plan-metoden ble fisk og den
estetiske opplevelsen av elva vurdert til å være de viktigste verdiene i Sagelva for å sette et
miljøbasert krav til minstevannføring. Disse verdiene ville mest sannsynlig ikke blitt ivaretatt
ved den minstevannføringen som var planlagt basert på tradisjonelle beregninger til å være
0,035 m3/s om vinteren, og 0,135 m3/s om sommeren. Kravet til en miljøbasert
minstevannføring ble satt ved hjelp av building block-metoden som baseres på at hvert
definerte behov utgjør en building block i vannføringsregimet (Alfredsen, Harby, Linnansaari,
& Ugedal, 2011).
Resultater og konklusjon
Figur 1 viser sammenhengen mellom miljøbasert krav til minstevannføring og det
opprinnelige kravet som Minikraft AS benyttet i konsesjonssøknaden.
57
Figur 1 – Figuren viser opprinnelig krav til minstevannføring basert på tradisjonell metode ved beregning av alminnelig lavvannføring og en gitt prosentandel av middelvannføringen, og krav til minstevannføring basert på en miljømessig vurdering ved hjelp av building block-metoden.
Resultatene fra denne masteroppgaven viser at magasinkraftverket har mulighet til å slippe en
miljøbasert vannføring og fortsatt ivareta en lønnsom produksjon. Den miljøbaserte
minstevannføringen for magasinkraftverket ble satt til 0,15 m3/s fra september til og med
april, 0,5 m3/s i mai, 1,5 m3/s i juni og juli, og 0,5 m3/s i august. Denne minstevannføringen
ville imidlertid ikke vært forenlig med god produksjon for de små elvekraftverkene.
Magasinkraftverket kan også produsere kraft gjennom hele året på grunn av
reguleringsmuligheten, noe de tre elvekraftverkene ikke har mulighet til. Det ble derfor
konkludert med at magasinkraftverket har større samfunnsnytte enn de tre små kraftverkene
med tanke på leveringssikkert.
Basert på studiet av de tre elvekraftverkene og magasinkraftverket i Sagelva kan det videre
konkluderes med at man ikke kan bevare viktige verdier i et vassdrag ved å sette et
minstevannføringskrav gjennom et standardisert «skrivebords-studie». Siden hvert eneste
vassdrag er unikt, er det rimelig å anta at disse verdiene må kartlegges og vurderes spesielt for
hvert vassdrag, og at krav til minstevannføring bør settes spesielt ut i fra hvilke verdier som
skal ivaretas.
Ut ifra beregninger viste det seg at det opprinnelig planlagte magasinkraftverket ikke var
optimalisert, da bare 2-3 meter av en reguleringshøyde på 10 meter ble utnyttet i et normalår.
I tillegg ville flomtapet i et normalår være stort. Dette gjorde at sammenligningen av det
planlagte magasinkraftverket og de små kraftverkene basert på produksjonen ville bli
misvisende, ettersom magasinkraftverket ikke var optimalisert.
På grunn av den dårlige utnyttelsen av magasinet som var planlagt opprinnelig, ble det utført
en ny beregning av magasinkraftverket. Denne beregningen optimaliserer ikke
magasinkraftverket fullstendig, men var ment til å gi en indikasjon på hvilket potensiale det
har. Resultatene fra denne beregningen viste at magasinkraftverket har potensialet til å
produsere større mengder kraft enn de tre små elvekraftverkene, men at en optimalisering av
magasinkraftverket er nødvendig.
58
Partielle utladningar og elektrisk trevekst i kryssbunden polyetylen og
polypropylene isolasjon
Student: Ingeborg Lunde
Supervisor: Erling Ildstad og Jorunn Hølto
Collaboration with: SINTEF energi
Kryssbunden polyetylen (PEX) er den mest brukte polymerisolasjonen i Noreg. PEX blir brukt i kablar opp til
420 kV. Auka spenningsnivå i høgspenningskablar gjev auka termiske påkjenningar og PEX kablar har ein
maksimal driftstemperatur på 90 °C. Framover vil det bli behov for kablar som kan tåle høgare
driftstemperaturar. I denne oppgåva blir polymeren syndiotaktisk polypropylen (s-PP) undersøkt til bruk som
isolasjon i høgspenningskablar, spesielt ved høge temperaturar. s-PP har ein smeltetemperatur på 130 °C, låge
dielektriske tap og høg gjennomslagsstyrke
For å halde ynskt driftsikkerheit på høgspenningskablar av polymerar er det viktig med kunnskap om
nedbrytingsmekanismar som elektrisk trevekst. Hovudformålet i denne oppgåva har vore å studere samanhengen
mellom danninga av elektriske tre og partielle utladningar i både PEX og s-PP. Eigne testobjekt av både PEX og
s-PP har vorte produsert. I testobjekta er det brukt stålnåler som elektrode for å skape område med lokal
feltforsterking. Elektrisk trevekst har blitt undersøkt ved 8 kV, 10 kV og 12 kV, med ein frekvens på 50 Hz.
Resultat frå denne oppgåva viser at elektriske tre i PEX og s-PP har ulik form. I PEX endrar treet form frå
greinstruktur ved 8 kV til buskstruktur ved 10 kV og 12 kV. Det vil sei at antall forgreiningar aukar med auka
spenning. Tid fram til gjennomslag aukar frå 7 minutt og 12 sekund ved 8 kV til 34 minutt og 30 sekund ved
12kV. Elektriske tre i s-PP derimot har greinform både ved 8 kV, 10 kV og 12 kV. Greinstruktur i s-PP skil seg
frå greinstruktur i PEX, den har færre forgreiningar fram til treet når jord. Tida treet brukar for å nå jordelektroda
minkar med auka spenning, i motsetnad til elektriske tre i PEX, frå 9 minutt og 36 sekund ved 8 kV til 2 minutt
og 54 sekund ved 12 kV. Oppsiktsvekkande resultat for elektriske tre i s-PP er at dei ikkje nødvendigvis fører til
gjennomslag idet fyrste grein når jordelektrode. Nye greiner vil fortsetje å vekse parallelt fram til jordelektroden
til det blir gjennomslag. Tid til gjennomslag har stor variasjon, men minkar i gjennomsnitt frå 3 timar og 47
minutt ved 8 kV til 5 minutt ved 12 kV.
Det er observert ein korrelasjon mellom partielle utladningar og elektrisk trevekst. For elektriske tre i PEX, der
det er flest forgreiningar og stor tettleik av greiner, er dei partielle utladningane større enn dei er for s-PP. Ved
10 kV er den maksimale PD-amplituden ti gonger større i PEX enn for s-PP. Ved auka spenning frå 8 kV til 12
kV i PEX aukar antall forgreiningar og maksimal PD-amplitude går frå omlag 350 pC til 900 pC. Elektriske tre i
s-PP derimot har lita endring i antall forgreiningar og den maksimale PD-amplituden held seg rundt 70 pC ved
auka spenning.
Figure 1 Buskstruktur i PEX
ved 10 kV
Figure 2 Greinstruktur i s-PP ved 10
kV
59
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
0
20
40
60
80
100
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32 34 36
Til
syn
elat
and
e la
dn
ing
[p
C]
Pro
sen
t av
avst
and
mel
lon
nål
og p
lan
[%
]
Tid [min]
Lengde Breidde PD-aktivitet
Figure 3 Korrelasjon mellom partielle utladningar og elektrisk trevekst i PEX ved 10 kV
0
20
40
60
80
100
120
140
0
50
100
150
200
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26
Til
syn
elat
ande
lad
nin
g [
pC
]
Pro
sent
av a
vst
and m
ello
m nål
og
pla
n [
%]
Tid [min]
Lengde Breidde PD-aktivitet
Figure 4 Korrelasjon mellom partielle utladningar og elektrisk trevekst i s-PP ved 10 kV
60
Open Conductor Faults and Dynamic Analysis of a Power System Student: Simon Jorums Mabeta Supervisor: Kjetil Uhlen Co-supervisor: Trond Toftevaag, SINTEF Energi The overall goal of this thesis is to study and understand Open Conductor Faults and to assess their impact on the stability of a power system. In particular, the thesis has investigated the effect of this type of the fault on the dynamic electromechanical behavior of synchronous machine. The thesis has also focused on the effect of generator and transformer grounding as well as the effect of transformer winding configuration on the stability of the power system during this type of fault. Open conductor faults are series faults which involve a break in one or two of the three conductors of a three phase power system. As such, the fault is an unsymmetrical fault and thus, the theory of symmetrical components was revisited. Symmetrical components and symmetrical circuits have been used to analyze both types of open conductor faults in order to understand the phenomenon and ease calculations. A dual approach to this study has been undertaken. The phenomenon is treated analytically through calculations and then the calculated results are confirmed through computer simulations using SIMPOW, a power system simulation software. In either approach, it is evidently clear, through the use of Eigen values and calculated damping coefficients, that the damping of the machine in an open conductor situation is worse than the for the normal case without the fault. A research in to the developed equations for damping has been undertaken. The theory of induction motors is applied in development of both the positive and negative damping power. The equation for negative damping power is developed first, using the symmetrical component concept and secondly, using the single phasing concept. In the investigation of transformer winding configurations and the grounding generators and transformers, different scenarios have been considered and simulated in order to show their effect during the fault. Finally the two open conductor case has also been investigated analytically and through computer simulation. The effect of grounding is shown in the results obtained. It shows that power transfer only occurs when there is a return path from the point of the fault to the generator.
61
Grounding of High Voltage Substation Samnanger Substation
Student: Anders Morstad
Supervisor: Hans Kristian Høidalen
Contact: Øyvind Ølstad
Collaboration with: ABB AS
Problem description
Grounding is an important field of electric power technology for safety and operational
reasons. Grounding has to come in very early in a planning process of a new substation as it is
difficult and expensive to make much correction after the foundation is in place. This means
that planning engineers need to have tools available for various scenarios to easily
communicate with construction engineers what is needed. Today grounding is a very
practical, experienced based field of engineering and a more theoretical approach is desired.
The task
Study the specified grounding system at Samnanger.
Model and calculate the performance of this grounding system using CDEGS.
Compare the CDEGS results to simplified rule of thumb, analytical formulations and
experienced based dimensioning.
Compare the special Statnett requirements to legal or standard requirements.
Investigate how CDEGS could be adapted to documentation requirements.
Study the effect of varying parameters like grounding parameters, top layer, conductive additives, meshing, depths, rods, distances, fences etc.
Study the influence from existing grounding structure at the 300 kV substation and the
incoming overhead lines.
Verify the calculations by measurements if time table and access allow.
Model/measurements
The subsurface grounding system network at Samnanger substation was modeled using
CDEGS – AutoGrid Pro. Two different networks using a two layer soil model were
developed:
- Network 1: ρ1 = 250 Ωm, d1 = 0.5 m, ρ2 = 10000 Ωm, d2 = ∞
- Network 2: RE = 2 Ω
The adjacent substations, overhead lines and overhead line towers were modeled to make a
complete network, and thirteen different simulations were conducted:
Initial modeling Insulating surface layer modeling
Varying fault duration Varying soil conditions at Samnanger substation
Varying RE at adjacent substations Varying Rt for overhead line towers
Varying mesh density Varying cross sectional value of earth electrode
Including vertical grounding rods Including vertical grounding rods in conductive additive
Removing overhead earth conductors Increased single-phase-to-earth short circuit current
Three phase short circuit current
62
Calculation
The objective of the simulations was to see how the grounding network performance changed
with respect to UT, US, RE and Ig, when varying different parameters. Modeling of Network 1
resulted in RE = 18.06 Ω, which is extremely high compared to normal values measured by
Statnett to be within 0.1 – 2 Ω. It is however doubtful that the real RE-value at Samnanger will
reach such low values, considering the soil composition at Samnanger substation.
Other results:
- UT < UTp inside the switchyard bays when the electrical network is intact
- US < USp for all simulations
- A decrease in RE at adjacent substations from 2 Ω to 0.5 Ω resulted in neglectable
changes of the grounding system performance at Samnanger
- A decrease in Rt on all towers from 60 Ω to 25 Ω lead to a reduction in UTmax at
Samnanger of 25.53 %. An Rt increase from 60 Ω to 90 Ω lead to an increase in UTmax
of 13.24 %.
- Varying the grounding network mesh density showed neglectable changes in the
grounding network performance
- Disconnection of all overhead line earth conductors lead to an increase in UTmax and Ig
at Samnanger of 526 % when using Network 2.
- A 30 % increase in Ik1 yielded an increase in UTmax of 13.73 %. Still, UT < UTp inside
the switchyard bays.
Conclusion
UT < UTp inside the switchyard bays for tfault = 1 second, for all cases when the electrical network is intact.
The potential step voltages (US) are lower than permissible values for all conducted
simulations.
Permissible touch and step voltages decreases exponentially with an increasing fault duration.
An increase in the bottom soil layer resistivity will lead to a decrease in touch- and step voltages, when ρ1 << ρ2, and d1 << d2.
An increase in the top soil layer resistivity will lead to an increase in UT and US, when
ρ1 << ρ2, and d1 << d2.
The resistance to earth (RE) for adjacent substations has very little to neglectable effect on the grounding network performance at the substation in question.
The resistance to earth (Rt) for overhead line towers has a large effect on the grounding network performance at the substations connected to the overhead line.
Based on the conditions used in this master thesis, the recommended mesh density in the Statnett Earthing Guidelines seems too conservative when considering 50 Hz
grounding.
The cross sectional value of the grounding network electrodes has little effect on the
grounding network performance. The cross sectional value is set based on mechanical
stress subjected to the grounding network.
Vertical grounding rods have little effect in soils with high resistivity, i.e. > 10000 Ωm, compared to the material consumption.
Disconnection of overhead line earth conductors leads to large increases in UT, i.e. 1-10 kV.
63
Rotary Frequency Converter for Long Step-out Subsea Applications
Student: Leif Arne Müller
Supervisors: Robert Nilssen and Trond Toftevaag
Contact: Kjell Olav Stinessen
Collaboration with: Aker Solutions
Problem description
This master thesis gives an overview regarding the main challenges of subsea AC power
transmission and distribution for long step-outs supplying large subsea loads, such as
compressors and pumps. High voltage levels combined with high frequencies are undesirable
due to stability considerations and cable performance. The considerable amount of reactive
power produced in the subsea cable is reducing the capability of active power transmission. A
proposed system topology by introducing a rotary frequency converter in the subsea power
system should increase the cable performance by operating at a relatively lower transmission
frequency and further convert it to a higher required operating frequency for the high speed
induction compressor motor.
The intention of the topology is to reduce the influence of capacitive currents and reactive
power production in the subsea cable and thereby increase the available power to the subsea
load. In addition, the topology is compensating for the voltage drop along the cable and
reducing the voltage amplification during no-load or lightly loaded cable. Different operating
modes of the synchronous motor should be examined for demonstrating the effects on the
subsea cable.
The task
The study should develop a simulation model of the proposed system topology, for
investigating the rotary converter's influence on the power system during a contingency and
for motor-start considerations. Various simulation tools should be evaluated for each of the
analysis. Different configuration's of the rotary converter should be discussed, modeled and
simulated. Synchronous machines and permanent magnet machines are of most interest.
Excitation systems for the synchronous machines should be modeled as brushless excitation
system, for eliminating demand of maintenance. The performance of excitation systems
should by compared during a motor-start or contingency. Motor-start analysis both direct on
line and frequency controlled should be performed. The simulations should confirm a
successful startup and confirm that the voltage and current levels do not exceed defined
tolerances neither during steady state or transient state. A stability analysis should be executed
for evaluating and discussing improvement of the eigenvalues of the system. Additionally,
both singly and parallel operated converters supplying several loads should be analyzed,
through a similar study.
Model/ measurements
Three different simulation tools were used for the different analysis. Power flow, dynamic
analysis and stability analysis were performed in SIMPOW. A frequency controlled motor-
start of the rotary converter was performed in ATP. In addition, a rotary converter model in
Simulink was developed for studying a motor-start simulation.
64
Conclusion
A power flow analysis was evaluating different control-modes for the synchronous motor.
The synchronous motor is either operated at constant voltage or constant VAr- or Q-control.
Different operation strategies for reducing losses and voltage amplifications has been
presented and investigated. Due to high quantity of reactive power production, which are
reducing the effective load current, different solutions has been discussed. Reactive
compensation in either the sending or receiving end was found to be necessary in order to
operate within acceptable conditions, and without increasing the ratings of the synchronous
motor.
Two start-up methods of the induction machine have been simulated, direct on line motor start
and frequency controlled motor-start for a singly operated converter. The direct on line motor-
start was performed in SIMPOW when the rotary converter was running in nominal speed.
The voltage drop and starting current and recovery time is highly dependent on the generator
and induction motor reactances and the voltage regulator performance. Two excitation
systems have been modeled for comparison, the IEEE AC1A and IEEE AC8B excitation
systems, both representing a brushless excitation system. The AC8B excitation system
indicates some faster response and recovery time during start-up due to the PID-controller of
the voltage regulator.
Different contingencies has been presented and simulated for investigate the stability
properties of the system. Speed oscillations occur during after a disturbance the system has
been demonstrated and discussed. The eigenvalues for system was found for some of the
described study cases. All the eigenvalues was found within the 5% damping boundary and
with negative real parts, confirming oscillations damp out and that the system is stable.
65
Use of energy storage in a LVDC distribution network for ships
Student: Ole Christian Nebb
Supervisor: Lars Norum Contact: John O. Lindtjørn
Collaboration with: ABB AS Marine
Problem description
The demand for offshore support vessels are predicted to increase in the following years, this
is related to an increase in offshore exploration and production on deep waters. Since these operations are further away from shore, a longer vessel operation time would be expected. At
the same time, the environmental rules concerning emissions are also expected to get stricter. As an effort to meet the operational and environmental requirements related to fuel oil consumption and emissions, a DC distribution concept is introduced in ships. Energy storage
could then easily be added as an environmental friendly power source, and for assisting the slower responding diesel generators during rapid load variations.
The task
This work was focus on energy storage technologies such as Li-ion batteries and super capacitors, connected to a DC bus with a bidirectional DC-DC converter. Two different
energy storage operation strategies such as peak shaving and load sharing are studied. For the peak shaving strategy, super capacitors or high power Li-ion batteries are to be used, while for the load sharing strategy high energy Li-ion batteries in combination with super capacitors are
to be used. The principles of the two different strategies are shown below.
Peak shaving strategy
Load sharing strategy
66
Results
The effect of these energy storage strategies was studied for an operation time equal to one year for seven different operation modes. Due to this long time duration, the simulations were carried out in a MATLAB program by using average modeling. Among the results recorded in
this simulation, was the reduction in fuel oil consumption for different diesel generator operation modes such as variable and fixed speed. The DC-DC converter efficiency was
recorded along with the temperature, cooling requirement and size of the energy storage. Some results of the delivered power from the diesel generators during the two energy storage operation modes are shown below.
No energy storage. Super capacitors in peak shaving.
High power batteries in peak shaving. Super capacitors and High energy batteries in load sharing.
Conclusion
From the simulation results and the assumptions made, it would be possible to reduce the fuel
consumption in ships application by applying energy storage. This is however dependent on the system setup as the reduction in fuel oil consumption shows a dependence between the diesel generators operation mode, vessel’s load demand, energy storage operation strategy and
requirements.
67
Smarte nett og bruk av forbrukerfleksibilitet i sentralnettet Student: Ingeborg Nes Supervisor: Terje Gjengedal I samarbeid med: Statnett Oppgavetekst Smart Grid og smarte energiløsninger diskuteres i mange sammenhenger både nasjonalt og internasjonalt.
Innføring av AMS, nye kommunikasjons- og IKT- løsninger kan gi nye muligheter på mange områder både i
forhold til distribusjonsnett, sentralnett, nye markedsløsninger med mer. Hvordan bør for eksempel et nytt
fremtidig smart energisystem utformes og driftes? Fleksibilitet fremheves som ett av flere viktige fokusområder,
og fleksibilitet kan fremskaffes på mange måter fra både produksjonssiden og forbrukersiden.
I denne oppgaven skal en spesielt se på hvordan forbrukerfleksibilitet kan være et virkemiddel for å oppnå en
bedre utnyttelse av kraftsystemet og med spesiell fokus på sentralnettnivå. Kan forbrukerfleksibilitet inngå som
ett av flere virkemidler for å oppnå en bedre systemutnyttelse, eller vil slike tiltak med utvikling av et sterkt
sentralnett ha mindre virkning på systemdrift av kraftsystemet på sentralnettnivå?
I oppgaven skal kandidaten først gi en innføring i problemstillinger og utfordringer for smart grid løsninger på
ulike nettnivå. Dernest skal kandidaten etablere en systemmodell av sentralnettet for region Midt-Norge for å
kunne gjennomføre systemanalyser av ulike tiltak på forbrukersiden som del av smart grid løsningene for bedre
utnyttelse av sentralnettet i området.
Kandidaten skal så gjennom analyse av ulike scenarioer beskrive hvordan tiltak på forbrukersiden kan bidra til
bedre systemutnyttelse av kraftsystemet i regionen.
Sammendrag Midt-Norge har vært et underskuddsområde og forsyningssikkerheten inn til området har ikke vært tilstrekkelig.
Snittet Nea – Järpströmmen ble idriftssatt høsten 2009, og er per dags dato eneste snitt på høyeste spenningsnivå.
Snittet inn til Vågåmo, og de to ut fra Tunnsjødal er fremdeles på 300 kV. Forbruket innad i regionen er høyt, på
grunn av mye kraftintensiv industri. Investeringer i produksjon har uteblitt blant annet på grunn av mangel på
lønnsomhet og utilstrekkelig nettkapasitet. I 2030 er to av snitta inn til området spenningsoppgraderte til 420 kV,
Vågåmo – Øvre Vinstra og Namsos – Tunnsjødal. På sikt er det tenkt at begge snittene fra Tunnsjødal skal
driftes på høyeste spenningsnivå. Den nye linja Ørskog – Fardal ligger inne. Når alt er realisert vil
oppgraderingene ha gjort forsyningssikkerheten i området tilstrekkelig. Det ble i oppgaven simulert med en
forbruksøkning på 300 MW i Møre og Romsdal, med bakgrunn i blant annet ny industri, elektrifisering av
petroleumsindustrien og befolkningsvekst. Det er også mye ny kraftproduksjon som er ventet i området, men det
er noe uvisst når disse vil være i drift, da en stor del av utbyggingene er avhengige av nye eller oppgraderte
nettforbindelser. Produksjonen ble økt med ytterligere 500 MW i Nordland, med bakgrunn i mye eksisterende
produksjon, og mange planer for småskala vannkraftproduksjon og vindkraft.
68
Det ble utført stasjonære lastflytanalyser i programmet PSS®E, hvor det ble sett på ulike utfallsscenarioer i
sentralnettet i Midt-Norge. Statnett sin nettmodell, ”Tunglast minimum 2030” ble benyttet og har ett minimum
av de planlagte nettutbyggingene som er tenkt fram mot 2030. Statnett har et driftssikkerhetsnivå, N-1 som skal
sørge for at forsyningen ivaretas selv ved utfall av en enkeltkomponent. Ved så store utbygginger som det er
gjort fram mot 2030 ble det valgt å teste om systemet også kunne takle utfall av to linjer. Midt-Norge har vært et
underskuddsområde og dette er situasjonen også i 2030 - datasettet, og er derfor avhengig av å få overført mye
kraft. Analysene ble derfor i hovedsak utført med utfall av snittene inn til området. Utfall av to linjer viste at
nettet fremdeles hadde mye kapasitet, og indikerte ingen alvorlige driftssituasjoner. Parallelle strekk på lavere
spenningsnivå til linjene som ble koblet ut er delt fra overliggende nett, dette for å unngå overlast når utfall av
300 eller 420 kV inntreffer og er vanlig prosedyre. Da dobbelutfall ga liten konsekvens ble det også testet for tre
linjeutfall til samme tid.
Ett gjennomgående trekk ved lastflytanalysene var stor flyt på linjesnittene nordfra, dette kommer av at
området får et forholdsvis stort produksjonsoverskudd som det er fordelaktig å transportere sørover til
underskuddsområdet i midt. Så fremt begge linjene ligger inne er det mye ledig kapasitet på begge strekkene.
Linja Nea – Klæbu er betydningsfull da den overfører den importerte kraften fra Sverige i tillegg til mye av
kraften produsert ved Neaverkene. Ved utfall av denne, blir det eksportert kraft til Sverige. Ved utfall av ett av
snittene inn til Møre og Romsdal vil det resterende snittet få en betydelig lastøkning, men da begge er sterke
linjer ved høyeste spenningsnivå er det mye ledig kapasitet og konsekvensene er minimale. Ørskog – Fardal
som skal stå ferdig i 2015, blir bygd med utgangspunkt i å sikre Midt-Norge en god strømforsyning. Når man da
i 2030 har to sterke snitt bare inn til Møre og Romsdal impliserer dette styrken. I siste scenario ble begge
linjene ut fra Tunnsjødal koblet ut, og ga overlast på enkelte linjer i Nord-Norge og transformatoren i Nedre
Røssåga. Her ligger det allerede systemvern inne, og forsyningen ville blitt ivaretatt ved utkobling av
produksjon. I underkant av 300 MW måtte kobles ut for å berge forsyningen.
Forbrukerfleksibilitet vil gjøre liten nytte i forhold til utfall av linjer i sentralnettet, slik nettet fremstår i 2030. På
grunn av mye uregulerbar kraftproduksjon, dårligere frekvenskvalitet og flere kabler til utlandet vil imidlertid
behovet for reguleringsreserver øke. I dag er det produksjonssiden som så og si alene står for reservene, med
unntak av noe industri som blant annet er tilknyttet systemvern, men ved mindre fleksibel kraftproduksjon og
implementering av AMS vil også fleksibelt forbruk fra små forbrukere potensielt utgjøre en vesentlig reserve.
Problemet rundt realiseringen ligger i tilstrekkelig volum, responstid og pålitelighet, i tillegg er minstekvantumet
som kreves for å delta på energimarkedene og i system- og balansetjenestene ofte høyere enn hva det er realistisk
at en enkeltforbruker kan klare alene. Ved hjelp av aggregatorer vil også små forbrukere kunne delta med sin
fleksibilitet, da disse vil bli samlet i større ”energipakker”. Ved automatisk utkobling av last vil man oppnå en
mer stabil forbrukerrespons, da en manuell utkobling av hver enkelt forbruker vil kunne variere med vær, ukedag
og aktivitetsnivå i bygget.
69
Photovoltaic Roof System Design in Oslo
Student: Siv Helene Nordahl
Supervisor: Lars Norum
Co-supervisor: Bjørn Thorud
Collaboration with: Multiconsult
Problem description
The international photovoltaic industry has experienced a powerful growth, and has the last
three years had a yearly growth in between 30-135%. During this growth the module and
inverter prices have been reduced to a level where it is competitive with conventional power
production in several countries. With this tendency in mind it is increasingly interesting to
evaluate photovoltaic installations in Norway.
The task
This thesis is centered around the design of a grid-connected photovoltaic (PV) roof
installation with a specific location in Oslo, Norway. The motivating factor in this study has
been the growth of the solar industry reaching globally, while there has been little to none PV
investments in Norway. The objective is to investigate how much renewable PV energy that
can be produced from a designed system, with an electrical focus.
Model
Factors such as the suns position during each day of the year, the shadings on modules, the
electrical effect of shading and bypass diodes, and other factors influence the production of a
PV installation. Due to the complexity of power production in a PV system, the simulation
software PVsyst was used as support. A 3D representation of the building and shading
elements was constructed in the simulation program for shading calculation purposes.
Meteorological data from local weather stations in Lier, Ås and Blindern was compared with
meteorological data provided by interpolation and satellite images. The distance between
modular rows was dimensioned after a shading criterion so that there would be no shading
from other modular rows during spring equinox (March 21st). The modular tilt was adjusted
(from the optimal tilt angle of 40degrees) in order to reduce shading loss and improve the
performance ratio of the system. The number of module and inverter types and manufacturers
was limited to three different module types, and four different inverter series. The simulated
production from the three best alternatives, based on performance ratio and production were
compared with the energy consumption in the building. Simple economical evaluations of the
three best alternatives have been performed using the simple payback method and life cycle
costing.
70
Figure 1: The 3D representation of the building with the PV installation on the roof, PVsyst
Results
As a result of the limited area on the roof, the shading objects and the dimensioning criteria
(maximize performance ratio and production of the system) it was found that the module tilt
was 20 degrees. The modules in the system are directed towards geographical south, and there
is a pitch distance of 2 meters between the module rows. The resulting three final alternatives
were two polycrystalline alternatives and one monocrystalline alternative. The polycrystalline
alternatives used the same REC modules and different inverters, one from Eltek and the other
from SMA. The monocrystalline alternative was simulated with SunPower modules and SMA
inverters.
Conclusion
The installations have a simulated energy production of 22.4, 22.9 and 31.0 MWh/year, which
would cover the average energy consumption of a household in Norway (20.4 MWh/year).
However, the installation will only contribute to reduce the energy consumption in the six
storey commercial building by approximately 1 % per year. Comparing the simulated
productions and the consumption in 2011, it is found that the installation will not result in a
surplus of energy which could have been injected into the grid. The installation will,
therefore, not change the buildings customer status to a surplus customer (plusskunde). With
the simplified economical evaluation it is found that the energy from the PV installation will
cost more than the energy agreement of today and it is triple the yearly average market price
of electricity the last three years. The polycrystalline alternative with SMA inverters was the
least expensive alternative of the three and the polycrystalline alternative with highest
production. The monocrystalline alternative gave best simulated production and performance
ratio of the three alternatives, but was the most expensive alternative.
71
Utnyttelse og koordinering av sluttbrukerfleksibilitet for balanseformål
Student: Martin Nygård
Veileder: Olav Bjarte Fosso
Oppgavetekst
Hvordan skape balanse i overføringssystemet ved automatisk regulering av sluttbrukerforbruk og
samtidig ivareta sluttbrukers økonomiske interesser og komfort?
Oppgaven går ut på å lage en modell for hvordan prioritert last kan aggregeres og jevnes ut over ulike
tidshorisonter i forhold til døgnmarkedet, intra-day samt balansemarkedet.
Sammendrag
En ønsket effekt av innføringen av Smartgrid og AMS i det norske kraftsystemet er at forbrukerne skal
eksponeres for og reagere på timesvariable strømpriser og redusere sitt forbruk i perioder da prisen er
høy. På denne måten vil man kunne redusere effekttoppene i systemet ved å øke prisen i kritiske
perioder med høy belastning. For å oppnå dette må signalene som gis gjennom prisvariasjonene være
tilstrekkelig sterke samtidig som forholdene i husholdningene må legges til rette for en systematisk
forbruksendring. En av utfordringene vil være å motivere forbrukerne til å ta aktivt grep om sitt
elektrisitetsforbruk, og skape et engasjement som vedvarer over tid.
I denne rapporten er muligheten for å skape balanse i overføringssystemet ved automatisk regulering
av husholdningsforbruk undersøkt. Arbeidet har blant annet bestått av å lage en modell for hvordan
prioritert last kan aggregeres og jevnes ut over ulike tidshorisonter i forhold til prisene i
engrosmarkedet. Forbruket reguleres samtidig som sluttbrukers strømutgifter minimeres basert på
timesvariable prissignaler som mates inn i modellen.
Ulike belastningstyper i en husholdning, med aktuelle bidrag har blitt vurdert og modellens
oppbygning og virkemåte er beskrevet på et overordnet nivå. Bruk av modellen har en sentral rolle i
rapporten og det er blitt utført en rekke tester og analyser av modellens virkemåte og betydningen av
ulike parametervalg. Mulighetene for å koble modellen opp mot ulike lastflytmodeller og potensiell
innvirkning på lastflyten i et begrenset overføringsnett har også blitt undersøkt. Eksempelanalyser med
ulike kritiske scenarier er blitt utført samt sammenlikninger av effektkurver ved ulike forutsetninger
om forbrukssammensetning i området.
Gjennom systematisk testing og utprøving av forbruksstyringsmodellen er det sett at kraftprisens
utforming vil ha direkte innvirkning på forbruksflyttingen og dersom man skal oppnå ønsket
effektjustering må fluktuasjonene i kraftprisen være tilstrekkelig store. I tillegg har boligens varmetap
vist seg å ha stor innvirkning på forbruksflyttingen. Store tap gir redusert lønnsomhet av å flytte
effektforbruk frem i tid og dermed reduseres også potensialet for forbruksstyring. I løpet av arbeidet
med modellen er det også avdekket forhold som må utbedres og videreutvikles for å gjøre modellen
mer hensiktsmessig og for å gi et mer nøyaktig simuleringsresultat, blant annet modelleringen av
varmetap. Hvordan modellen kan anvendes sammen med en lastflytmodell for å optimalisere
effektflyten i overføringsnettet er blitt sett nærmere på og analyser med en antatt lastprofil for
72
ufleksibel last som grunnlag er blitt utført. Av dette har man blant annet sett at effekten av
forbruksstyring i et større område vil variere og er vanskelig å estimere da man mangler kunnskap om
forbrukersammensetningen med hensyn på forbruksvaner og brukstider for de ulike lastene i
modellen. For at forbruksstyring skal ha positiv effekt må kraftprisen være utformet slik at
topplasttimene for fleksibelt forbruk ikke sammenfaller med topplast for øvrig last.
73
Power capacity in hydropower stations Student: Martin Ottersen Supervisor: Ivar Wangensteen Contact: Harald Freihow Sande Collaboration with: BKK Problem description Traditionally, a thermal power system is capacity constrained while a hydro dominated system as the Norwegian is energy constrained. Stronger interconnections to the Continent change the Norwegian situation to some extent. It leads to higher short term price volatility and that can be exploited by installing more capacity in hydropower plants. In addition, it can be attractive to offer capacity reserves. A planning procedure must take into account the different types of benefit from extra power capacity. Abstract A price volatility indicator, Top50-Top100, was defined using the price difference between the 50 and 100 highest priced hours, indicating the potential revenue between a normal power production and a high capacity production. A dataset developed by SINTEF looking at future North-sea grid alternatives was obtained for use with the EMPS program. The original dataset had some limitations when it came to the weekly resolution and in order to improve on this it was necessary to change the price segments division in the dataset. A consumption study for all the TSOs included in the model was performed, using publically available consumption data. The study demonstrated that there was room for improvement both when it comes to the number of segments and the distribution of these during a week.
Sensitivity analyses for several parameters were performed. Very little price volatility has been observed in the Norwegian areas for all the analyses, the exception are the areas in the Southern part of Norway. These are directly connected to Germany and the Netherlands through cables. One of the performed sensitivity analyses is shown in Figure 2 and demonstrates the change in average price and price volatility with a change in cable capacity on the cables from Norway to Germany and the UK
Figure 1: New and old price segment division for two selected TSOs; Amprion (Germany) and SvK (Sweden)
74
Figure 2: Average price and Top50-Top100 price volatility for a few selected areas in the model. Areas; 2: nor-ostland, 6: nor-sorland, 8: nor-vestmidt, 31: tysk-nord, 48: gb-mid The cables to Germany and the UK causes a small price increase in all Norwegian areas, but decreases significantly the impact of wet and dry years, in particular by limiting the extreme prices that can occur during winter in a dry year.
Figure 3: Weekly average prices in Oslo with and without new cables to Germany and the UK The start-up costs of thermal power plants in the model have very little impact on the electricity prices and the price volatility in Norway. That is, the historic price volatility in Norway is due to constraints on cable capacity during peak hours and not on start-up costs. The biggest changes to prices in Norway are seen by a consumption change or a change of the capacity from Swedish nuclear plants. For all scenarios, little or no revenue possibility has been found for a high capacity power installation and no recommendation can be made for investments into such plants unless further incentives are given. The thesis has demonstrated a possible future scenario for the European power grid in 2020. New grid development plans and new projections of fuel prices, consumption, renewables, etc. make it a continuous job to have an updated model. The suggestions for further work consist of three parts: Improvements to the model, further development of the price segments and looking at the possibility of a revenue increase for pumping plants.
75
Virtual Synchronous Machine-based Power Control in Active Rectifiers for
Micro Grids
Student: Aravinda Perera
Main Supervisor: Prof. Tore. M. Undeland
Co-supervisor: Dr. Salvatore D'arco
Company: Wartsila Norway AS
Contact Person: Dr. Roy Nilsen
Problem Description: The concept of micro grid interfaced with anactive rectifier is an emerging technology for
smart integration of dc distributed generation units to the ac grid where active rectifier plays
the role of inverting dc to ac with appropriate control strategies.
Having the operation of a synchronous generator in a micro grid introduces several
advantages in terms of stability and reliability in the power system due the inherent damping
and inertia properties of the machine.These advantages motivate the question if an active
rectifier of a micro grid can imitate the behaviour of those inherent properties, can such
stability and reliability be emulated in a micro grid.
With the above intention, under the scope of the master thesis, firstly, a researchshould be
carried on the state-of-the-art for uninterruptible power supplies (UPS) to mainly identify the
active rectifier control strategies. Secondly, the concept of virtual synchronous machine
(VSM) has to befurther extended with the pre-studies from the fall project to observe the
effects of virtual inertia and damping properties.
Incorporating the above studies and simulations based on UPS and VSM, a model of an active
rectifier should be developed making the choices from available control strategies. The model
should be operable alone and in parallel with several active rectifiers in a micro grid both in
grid-tied and island modes. Also the active rectifier model needs to emulate the inertia,
damping and power sharing properties.
Abstract: Popularity and demand of the distributed energy resources and renewable energy sources are
increasing due to their economic and environmental friendliness. Concept of micro grid with
an active rectifier (AR) interface has been found to be promising for smart integration of such
distributed generation units.
Having the presence of a synchronous generator (SG) in a micro grid introduces several
advantages in terms of stability and reliability in the power system. This is mainly owed to the
inertia, damping and load sharing properties of SG. This in return, gives rise to the question if
an AR of a micro grid can imitate the behaviour of a synchronous generator, can the stability
and reliability introduced by SG be replicated in a micro grid.
A research on the state-of-the-art for uninterruptible power supplies (UPS) has been carried
out to identify the implementation and the control strategies of redundancy and parallel
operation as UPS has been an established technology over the last decades. The theoretical
study on virtual synchronous machine (VSM) concept in the fall, 2011, has been extended in
developing a model with classical inner current control and outer voltage control loops based
on the synchronous reference frame.
76
The complete active rectifier model has been able to emulate the inertia, damping and load
sharing properties of a SG and redundancy and expandability of parallel UPS systems. It must
be emphasized that due to the flexibility of the virtual machine parameters and the absence of
magnetic saturation and eddy current losses, a much improved performance have been
achieved with a VSM compared to a synchronous generator.
Simulations have been carried out for single and parallel operation of active rectifiers in
island and grid-tied modes with satisfactory stability, damping and power sharing features.
Key words – Active rectifier, virtual synchronous machine, micro grid, uninterruptible power
supply, load sharing, redundancy, island mode, grid-tied mode, synchronous reference frame
77
Analysis of long step out drive system for oil and gas applications Student: André Rasmussen Supervisor: Tom Nestli Contact: Tom Nestli Collaboration with: ABB Problem description The student is expected to: - Develop a simulation model of a long step out system including power electronic drive. - Analyze various modes of operation. - Evaluate performance of suggested system. The task The long step out drive system for a subsea motor has been investigated. An improved cable model is developed, and Matlab is used to determine the components. By frequency domain simulations resonance frequencies have been identified. A simulation tool for steady state time domain analyses is developed. The time domain simulations indicate the dominant resonance frequency found from the frequency domain analysis. Moreover, the results from the frequency domain analysis are confirmed. Model/ measurements
Error of simulation model vs frequency with developed method. Calculation The optimization of the cable parameters showed that it is possible to simulate the cable parameters with a maximum error of 2.2%. However, the good accuracy comes at the expense of a large number of components, and thus increased simulation time. A tradeoff with fewer components showed that a maximum error of 5.8% is possible. An inspection of the difference rows in Table 4-8, in the parameter determination part, reveals that the average deviation is about 2-3 percent, and the maximum error is 5.8%. Despite the good accuracy of the results, a more even distribution of the deviations might hopefully cause a further increase of the accuracy of the results without increasing the number of components.
78
Conclusion A setup for an improved cable model is suggested, and a Matlab script is developed to obtain the parameters. Compared with the theoretical cable behavior, the model represents an improved modeling of present resonances. In the frequency analysis, a critical resonance frequency was identified, and a switching scheme to avoid resonant overvoltages is suggested. The time results from the domain analysis correspond very well with the analysis from the frequency domain.
79
Wave-to-Wire Model of the Wave Energy Convert Bolt2 Control and Power Extraction with an All-Electric Power Take-Off System
Christian McLisky Sandvik
Supervisor: Marta Molinas, ELKAFT
Co-Supervisor: Jonas Sjolte, Fred Olsen
Fred Olsen is currently testing their latest wave energy converter outside of Falmouth Bay in
England, preparing it for commercial exploitation at the Wavehub-project. Previous studies
have shown that this device has potential for increased power extraction using reactive
control, but so far these investigations have focused on the hydrodynamics of the device and
on reducing the peak-to-average power ratio while omitting the effect of the electric power
take-off system. This thesis shows the development of the hydrodynamic model of the device
as well as a detailed model of the all-electric power take-off system consisting of a permanent
magnet synchronous generator, inverter and DC-link. Vector control is used to control the
permanent magnet synchronous generator, and field weakening control of the generator is
applied in order allow over-speed operation.
Time domain wave-to-wire simulations are performed to evaluate the power take-off
capabilities of the modeled wave energy converter with different control parameters. When
tuned according to approximate complex conjugate control the accumulated average generator
losses become large, giving very low overall system efficiency. Optimal control with respect
to electrical output power is found to be with low added mass, and when compared to pure
passive loading a 1 % increase in annual energy production is achieved. The main factor that
reduces the effect of reactive control is found to be the minimum 10 kN load-force constraint
of the device, as this disables full oscillatory control. Example simulations on a device with
different force constraint are performed which verifies this characteristic.
These results suggests that Bolt2 has limited potential for increase in power extraction by
implementing reactive control. The analysis in this thesis is nevertheless valuable, as it
demonstrates how a wave-to-wire model can be used for power take-off investigations, annual
energy production estimations and evaluations of different control techniques.
80
Active Harmonics Filtering for distributed AC Systems Student: Muhammad Shahbaz Supervisor: Marta Molinas The growing number of power electronics base equipment has produced an important impact on the quality of electric power supply. Both high power industrial loads and domestic loads cause harmonics in the network voltages. At the same time, much of the equipment causing the disturbances is quite sensitive to deviations from the ideal sinusoidal line voltage. Therefore, power quality problems may originate in the system or may be caused by the consumer itself. For an increasing number of applications, conventional equipment is proving insufficient for mitigation of power quality problems. Harmonic distortion has traditionally been dealt with by the use of passive LC filters. However, the application of passive filters for harmonic reduction may result in parallel resonances with the network impedance, over compensation of reactive power at fundamental frequency, and poor flexibility for dynamic compensation of different frequency harmonic components. Therefore, the increased severity of power quality in power networks demands for the development of dynamic and adjustable solutions to the power quality problems. Switching compensators called Active filters or active power line conditioners provide an effective alternative to the conventional passive LC filers. They are able to compensate current and voltage harmonics and reactive power, regulate terminal voltage, suppress flicker, and improve voltage balance in three phase systems. The advantage of active filtering is that it automatically adapts to changes in the network and load fluctuations. They can compensate for several harmonic orders, and are not affected by major changes in network characteristics, eliminating the risk of resonance between the filter and network impedance and takes very little space compared with traditional passive compensators. The controller of the active filter is the key and heart of the filter which greatly affects its performance. The design of shunt active filter to mitigate the harmonics and reactive power problems with controller based on Instantaneous active and reactive power (p-q) theory under unbalanced and distorted regimes is the core area of this work.
81
Insentiv for samfunnsansvarleg disponering av vasskraftmagasin
Student: Terje Skrede
Rettleiar: Ivar Wangensteen
Samarbeidsbedrift: SINTEF Energiforsking
Oppgåvetekst
Det går føre seg ein diskusjon om i kva grad disponering av vasskraftmagasin er optimal sett
frå eit samfunnsansvarleg perspektiv. Bakgrunnen for diskusjonen er at dei ulempene og
kostnadane som blir påført forbrukarane i tilfelle rasjonering(rasjoneringskostnaden), ikkje
blir tatt omsyn til når tappinga av magasina blir avgjort. Dette var inkludert i planlegginga før
Energilova kom, og undersøkingar som er gjort indikerer at vassmagasina blei disponert meir
forsiktig før innføringa av Energilova. Undersøk kva verkemiddel som kan bli brukt for å gi
vasskraftprodusentar insentiv til å disponere magasina på ein slik måte at rasjonering blir
unngått i ein tørrårssituasjon. Det blir lagt vekt på verkemiddel som fungerer saman med ei
marknadsløysing. Ved gjennomføring av prosjektet blir det føreset bruk av
simuleringsmodellen Samkjøringsmodellen.
Følgjande deloppgåver er inkludert:
1. Beskriv den grunnleggjande problemstillinga, og referer resultat frå undersøkingar
som allereie er gjort. Litteraturstudium 2. Beskriv modellverktøy, (prinsipp og føresetnadane som ligg til grunn for
modelleringa) og korleis alternative insentivmekanismar kan bli inkludert i
modelleringa. 3. Gjennomfør ei avgrensa mengd simuleringar. 4. Evaluer/diskuter resultat og foreslå – om mogleg – tiltak
Samandrag
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
82
er det mogleg å samanlikne den verkelege disponeringa mot ei mogleg endring i disponering,
som ei følgje av dei nye verkemidla som er foreslått.
Figur 1 Magasinfylling i Noreg for enkelte
simuleringscase
Figur 2 Kraftpris i Norden for enkelte
simuleringscase
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.
Tabell 1 Samfunnsøkonomisk overskot for alle simuleringscasane, korrigert på endring i rasjoneringspris
Case Samfunnsøkonomisk overskot [MEuro]
Referansecasen 137 367
Minigrense 139 686
Mini-5 139 749
Mini-10 139 797
Mini-15 139 836
Minivår 139 865
Minihaust 139 842
Rasjonering 9,375 141 751
Rasjonering 18,75 141 133
Rasjonering 75 137 455
Rasjonering 150 132 542
Rasjonering 300 122 731
Endret kalibrering 137 304
Autokalibrering 137 450
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.
83
Stor revisjon av Kvittingen kraftverkTeknisk-økonomisk analyse av rehabilitering og modifikasjon
Student: Trond SliperVeileder: Eivind SolvangKontakt: Lars Ingvald SøreideOppdragsgiver: BKK Produksjon AS
SammendragKvittingen kraftverk har vært i drift siden 1984 og det er behov for en større revisjon. BKKProduksjon, eier av kraftverket, ønsker å bringe kraftverket til en slik tilstand at videre driftkan sikres, med normalt vedlikehold, i minst 20 år etter revisjonens ferdigstillelse. Ved storerevisjoner kartlegges også muligheten for effektøkning.
Alle større prosjekter i BKK Produksjon bygges opp etter prosjektfasemodellen beskrevet iselskapets kvalitetsstyringssystem (KVALIK). Denne rapporten er en del av første fase iprosjektfasemodellen og vil være en del av mulighetsstudien for prosjektet.
I rapporten er det utført en tilstandsvurdering av de ulike komponentene i kraftverket. BKKProduksjon bruker FDV-systemet ISY JobTech til forvaltning, drift og vedlikehold av sineproduksjonsanlegg og tilstandsvurderingen er i hovedsak basert på informasjon registrert idette systemet. Rapporten inneholder i tillegg en tilstandsrapport utarbeidet i forbindelse medinspeksjon av generator høsten 2011. Tilstanden for komponentene i kraftverket er genereltgod og tiltak utover omfang for valgt reinvestering- og vedlikeholdsprogram utføres ikke.
Sweco Norge har utført en studie av oppgraderingspotensialet for turbinen i Kvittingen. Istudien ble det sett på to alternativer, der 10 % og 15 % effektøkning i forhold til dagenseffekt ble vurdert. Dette tilsvarer ny turbineffekt på henholdsvis 46 MW og 48 MW. Ivurderingene inngikk mekaniske beregninger av akselkoblinger, servokapasitet, stabilitets-beregninger, vannveistransienter i forbindelse med lastavslag, kavitasjonsmarginer ogberegning av turbin- og anleggsvirkningsgrad. I modelleringen ble simuleringsverktøyet Alabbenyttet. Studien viser at turbinen er romslig dimensjonert, og har betydelig potensiale foroppgradering til høyere effekt. Mye av potensialet vil kunne utløses ved å skifte løpehjul,stasjonære spalteringer og øvre del av sugerørskonus.
Det ikke utført en ekstern studie for oppgraderingspotensialet for generatoren, men beregnerav generatoren, Johan Amundsen er i den forbindelse kontaktet. Generatoren er mekaniskdimensjonert for 56 MW, men FIKS stiller krav om reaktiv reserve tilsvarende kapasitiveffektfaktor på 0,86 (overmagnetisert). Dette tilsvarer en aktiv effekt på 48 MW. Dette blirdermed begrensingen i generatoren. Selv om det ikke er behov for oppgradering avgeneratoren i dette tilfelle, er det i hovedoppgaven utført en vurdering av hele energikjeden ikraftverket med tanke på flaskehalser. Resultatet viser at komponentene i kraftverket generelthar gode marginer med tanke på økt effekt.
Under revisjonen skal kontrollanlegget i kraftverket fornyes. Dette innebærer blant annet nyttgeneratorvern og linjevern. I den forbindelse er det i hovedoppgaven utarbeidet en foreløpigreleplan for generator, hovedtransformator og 132 kV linje. Valg av vernfunksjoner og forslagtil innstillinger er utarbeidet i henhold til prinsippunderlag utarbeidet av BKK Produksjon ogBKK Nett for vernbestykning i kraftverk og transformatorstasjoner.
84
I hovedoppgaven er det utført to analyser i forbindelse med stor revisjon av Kvittingenkraftverk. Den første analysen tar i bruk en sviktmodell, utarbeidet av SINTEF Energi, for åvurdere lønnsomheten av omfang for- og intervall mellom hovedrevisjoner. I analysen ble trealternativer vurdert. Referansealternativet representerer normalt omfang og intervall, mens deandre alternativene tar utgangspunkt i lengere intervall og mindre omfang. Kostnader iforbindelse med svikt, reinvesteringer, modifikasjoner, rehabiliteringer og utilgjengelighet blirsammen med inntekter for økt virkningsgrad i turbin, økt falltap, optimalisering av drift,redusert flomtap og grønne sertifikater, sammenlignet i verktøyet Vedlikeholdskalkyle. Årligkostnad for svikt ble beregnet ut i fra etablerte levetidskurver for ni utvalgte skadetyper iturbin, generator og hovedtransformator. Disse ble etablert med utgangspunkt i design,tilstand og alder. Analysen viser at normalt omfang og intervall i referansealternativet girhøyest netto nåverdi og er mest lønnsomt. Modellen tar ikke hensyn til skatter og inflasjon.
I den andre analysen ble det utført en investeringsanalyse for økt effekt. Alternativer for økteffekt, beskrevet i studie fra Sweco, ble vurdert opp mot alternativ for utbedring aveksisterende løpehjul. Beregninger i analysen ble utført av investeringsanalytiker i BKKProduksjon, Erik Ferning, men oppsett og inputverdier ble utarbeidet i denne hovedoppgaven.Analysen viser at økt effekt vil være lønnsomt. Dette med økt nåverdi på 12 MNOK og 16MNOK for henholdsvis ny effekt på 46 MW og 48 MW. I rapporten ble det sett på sensitiviteti forhold til kraftpris, levetid, drift- og vedlikeholdskostnader, investeringskostnader, analyse-periode og virkningsgrad. Sensitiviteten viser at investeringen er robust, der kraftpris harstørst innvirkning på lønnsomheten. I denne analysen er både skatter og inflasjon inkludert.
85
Smart Grid og dynamisk stabilitet - Nettanalyse av Midt-Norge stadium 2030 med fokus på smartgrid for bedre dynamisk utnyttelse av
sentralnettet.
Student: Sindre Solberg
Veileder: Terje Gjengedal
Biveileder: Knut Styve Hornnes
I samarbeid med: Statnett
Oppgavetekst
Tema for denne oppgaven er å vurdere om forbrukerfleksibilitet i visse situasjoner kan bidra
til en bedre dynamisk utnyttelse av kraftsystemet. Dette skal utføres gjennom disse to
problemstillingene:
Det skal gis en vurdering av Smart Grid, hva dette er og hvordan slike løsninger kan
bidra til en bedre systemutnyttelse.
Deretter skal det etableres en modell av kraftsystemet i Midt-Norge og utføres
dynamiske analyser med fokus på forbrukerfleksibilitet. Formålet er å vurdere om
forbrukerfleksibilitet på en hensiktsmessig måte kan bidra til å forbedre stabiliteten og
utnyttelsen av nettet.
Sammendrag
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.
86
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.
87
Design of a Switch-Mode Power Electronic Converter
for Teaching Laboratory
Student: Ragnhild Solheim
Supervisor: Professor Lars Einar Norum
Co-supervisors: Fritz Schimpf and Frederick Ishengoma
Problem description
This work should focus on creating a switch-mode power electronic converter for use
in practical teaching within the disciplines of power electronics, electric drive systems and
digital control. To broaden the expediency, it should be made suitable for a wide range of
applications. As it will be used as a teaching material, a safe user interface must be
implemented. A digital controller should be used for the converter control, including the
generation of PWM signals and an analog-to-digital conversion of suitable measurements. A
case study showing how the converter can be used in a DC motor drive should be presented.
The task
This thesis shows a solution of how to design the switch-mode three-leg power
electronic converter. The converter is designed and implemented on a printed circuit board
(PCB) together with other necessary components. To meet the safety requirements of the
problem description, the power rating is low, 12 A and 50 V, and the power circuit is isolated
from the microcontroller on the PCB. The microcontroller chosen is the Texas Instruments
PiccoloTM
ControlCARD and pulse-width modulation (PWM) and analog-to-digital
conversion (ADC) is implemented with real-time programming.
A system for using the converter designed in a DC motor drive, by utilizing two of the
bridge-legs as a full-bridge converter, is studied. The programming code is tailored for the
specific purpose and speed measurements and control algorithms were added.
Model
The DC drive system’s block diagram i shown under. The microcontroller calculates the
speed of the motor from the signals of a quadrature encoder. The error between the calculated
speed and the set-speed is the input to the speed PI controller. Its output is the set-current. The
error between the set-current and the measured output current is the input to the torque PI
controller, and its output controls the PWM duty ratio which is the input to the drive. The
drive drives the motor from the power source.
88
Conclusion
This system developed is verified, except for the MOSFET drivers and measurement
circuits. As time was limited, the laboratory work had to be ended in favor of writing the
report. Unfortunately, this made it impossible to test the full system setup. A full description
of the changes to be implemented for the whole system to be functioning and further tested is
provided.
Due to the converter not functioning, the testing of the DC motor drive could not be
performed. However, full planning and controller implementation was done.
Microcontroller
PI PI PWM
Driver
DC source
DCmotor
Load
Encoder
ADC
Speed calculation
QEP A, B
PWM 1A, 1B, 2A, 2B
Iin, 2xIout, Vin, 2xVoutIout
setI+ -setSpeed
Speed
Speed error
Current error
89
Analysemodell for vedlikehold og reinvestering i kraftnett
Student: Maja Solli
Veileder: Eivind Solvang
Medveileder: Arne Brendmo
I samarbeid med: HelgelandsKraft AS
Problembeskrivelse
Etter en lang periode der nettselskap har fokusert på nyinvesteringer og utbygging, har
fokuset skiftet til vedlikehold etterhvert som vedlikeholdskostnadene har økt. Nå ønsker
nettselskap å undersøke hvordan vedlikeholdsprosessen kan styres best mulig og hvordan man
kan drive vedlikehold best mulig økonomisk. Nettselskapene leter etter en metode som gir
dem beslutningsgrunnlag når vedlikeholdsplaner skal vedtas. Dette gjelder også
HelgelandsKraft(HK) som ønsker å forbedre vedlikeholdsprosedyrer knyttet til deres
distribusjonsnett. HK har i denne forbindelse utarbeidet en database, Prelib, der tilstandsdata
til komponenter i distribusjonsnettet blir lagt inn med omtrent 10 års mellomrom. Dataene i
Prelib blir brukt i planleggingen av vedlikehold i dag, men man ønsker å undersøke om de kan
nyttiggjøres på flere måter. Hvordan kan planleggingen av vedlikehold forbedres ved å bruke
informasjon fra Prelib? Kan informasjonen i Prelib brukes til å gi et bedre
beslutningsgrunnlag? Oppgaven har som mål å foreslå en prosedyre for hvordan
planleggingen kan utføres med de ressursene, både økonomisk og tidsmessig, som er
tilgjengelige.
Arbeid
HelgelandsKraft ble besøkt ved flere anledninger. Oppholdet ga innsikt i hvordan bedriften
jobber med planlegging av vedlikehold og hvordan de har brukt Prelib. Det ble dannet et godt
grunnlag for oppgaven gjennom innføring i dagens situasjon i nettet og hvordan tilstanden til
komponenter bestemmes.
Oppgaven har gått gjennom teori knyttet til tilstandsbasert og risikobasert vedlikehold.
Teorien ga eksempel på hvordan man kan bruke risiko i planleggingen av vedlikehold av
kraftnett. Den ga også en innføring i hvordan informasjon om teknisk tilstand kan brukes til å
estimere sannsynlighet for svikt og tilhørende risiko. Dette ble brukt i analysen av casene og i
prosedyren som ble satt opp på bakgrunn av disse. Siden arbeidet som allerede var gjort i HK
stemte godt overens med teorien, kunne mye av teorien brukes i praksis.
Konklusjon
Gjennom analysen av 3 konkrete case, har det blitt foreslått en prosedyre for å analysere
vedlikeholds- og reinvesteringsbehovet i en nettdel. Prosedyren tar utgangspunkt i
tilstandsdata som er registrert i Prelib. Først ble informasjonen brukt til å danne seg et bilde av
tilstand på nettdelen. Videre ble den brukt til å beregne økonomisk risiko for ulike tiltak i
nettet. Risikoen ble satt inn i lønnsomhetsberegninger av alternative handlingsplaner. Med å
gjennomføre tilsvarende analyse, vil bedriften ha et bedre beslutningsgrunnlag i
vedlikeholdsarbeidet. Selv om prosedyren har en enkel framgangsmåte og ikke er spesielt
tidkrevende, vil den kreve mer tid for å planlegge vedlikeholdet enn det som er tilfellet i dag.
90
F
lyts
kje
ma
fo
r v
edli
keh
old
spro
sess
en
so
m f
ore
slå
s
91
Samandrag
Rapporten omhandlar utviklinga av relevernmodellar for bruk i ATPDraw. ATPDraw
er eit simuleringsprogram for elektriske kretsar, og inneheld per i dag ikkje modellar av
relevern.
Fyrste del av rapporten tek for seg grunnleggande teori og verkemate til dei vanlegaste
typane relevern, samt diskre signalbehandling. Relevern omtala er overstraumvern, dif-
ferensialvern og impedansvern. Av signalbehandling er det sett pa omgjering av diskre
signal til effektivverdiar og frekvenskomponentar, med amplitude og fase.
I andre del av rapporten er resultata fra utviklingsarbeidet presentert. Kjeldekode for
kvar modell er forklart, og flytskjema er vist for dei modellane med omfattande kode. Her
er det ogsa forklart kort om korleis modellane kan nyttast i ATPDraw.
Til slutt er nokre av modellane verifisert mot eit fysisk relevern. Relevernet som vart
nytta til verifisering var eit impedansvern levert av Siemens, modellnummer 7SA610.
Pa bakgrunn av relevernets funksjonalitet vart kun modellane av impedansvern utan
effektpendlingsfunksjon og overstraumvern samanlikna med relevernet.
Modellane presentert i denne oppgava har som funksjon a etterlikne reelle relevern.
Verna vart bygd opp fra grunnleggande teori om verkemate funnen i relevant litteratur
og relevante artiklar. Denne verkematen, som er presentert i fyrste del, er oppnadd pa alle
modellar. Av verifiserte modellar viser det seg at overstraumverna og signalbehandlings-
modellane har ein verkemate tilsvarande reelle relevern, medan impedansvernmodellen
detekterar feil litt raskare enn relevernet. Dette kjem truleg av at relevernet nyttar seg
av ytterligare filtrering i tillegg til FFT.
92
Maintaining Voltage Stability
An Analysis of Voltage Stability Indicators and Mitigating Actions
Student: Vegar Storvann
Supervisor: Kjetil Uhlen
Co-supervisor: Emil Hillberg
Problem description
Modern power systems are characterised by a growing load demand and increasing power
transfers over longer geographical distances, often combined with environmental challenges
related to construction of new transmission lines. Combined with the society's increasing
dependency of a reliable power supply, the importance of preventing blackouts and properly
identifying the distance to the stability limits of the system is growing.
The purpose of this thesis is to develop a system integrity protection scheme (SIPS) for
voltage instability based on voltage stability indicators and signals from overexcitation
limiters (OELs).
Scope of work
Six voltage stability indicators have been studied and compared, and their performance is
tested in several power system models. First, they are tested in a two-bus system where the
load impedance is gradually increased until the load-side voltage reaches zero. The
performance of the indicators is then tested under circuit contingencies in models of the IEEE
Reliability Test System (IEEE RTS) and of the Norwegian power system.
Several actions to mitigate voltage instability are described and tested in the power system
models, including load shedding, switching of reactive compensation equipment, increasing
AVR set points and increasing active power generation.
A SIPS is proposed based on the above mitigation actions, voltage stability indicators and
signals from activation of OELs. The principle behind the scheme is to avoid load shedding as
far as possible by using indicator values and OEL activation signals to initiate preventive
mitigating actions to relieve the situation when the system is approaching instability. This also
reduces the necessary amount of load to shed to stabilise the system.
Figure 1: Instability points for different types of load characteristics
93
Conclusions
Of the studied indicators, the ones that are based only on local measurements were shown to
be the most reliable indicators. A combination of the indicators ISI and VSISCC will give a
reasonable, slightly conservative measure of the voltage stability of the system, where VSISCC
is used to estimate the distance to the maximum power transfer level and ISI determines
whether the system is on the stable upper half of the PV curve or not. The problem with these
indicators is that they often indicate instability during transient events
Nearly all of the suggested unconventional mitigating actions had a positive impact on the
voltage stability of the system. Increasing AVR set points was the most effective action,
followed by increasing governor set points. Decreasing the governor set point to allow the
generator to produce more reactive power did not provide the intended relief; instead the
increased reactive transmission losses were greater than the gained reactive power production
from the generator.
The proposed system integrity protection scheme appears to work well, as was shown in a
simulation in the IEEE RTS model (see Figure 2), but to avoid load shedding it requires an
abundance of available mitigation actions. Due to this requirement, the algorithm is better
suited for instabilities in larger areas where more mitigation actions normally are possible.
This was also shown in the model of the Norwegian power system, where the mitigation
algorithm is unable to prevent the collapse in one of the studied scenarios in the relatively
small Hammerfest/Skaidi area without shedding load.
Figure 2: Simulation results from test of proposed SIPS in IEEE RTS
94
AC loss in MgB2 superconductors
Student: Henning TaxtSupervisor: Magne RundeContact: Niklas MagnussonCollaboration with: SINTEF Energy Research
BackgroundEver since the discovery of superconduction more than one hundred years ago, and especially after the discovery of high-temperature superconductors (HTS) in the mid-80s, there has been high expectations to what could by this technology. The possibility of reducing losses and dramatically increase current density pushes the limits of what is possible in most electric applications, such as cables, transformers and motors. These uses have been proven difficult with today's superconductors, because alternating magnetic fields and currents inevitably introduce losses. The losses can be minimized by optimizing the design of the superconducting wire. Effort has been put into developing a AC wire from the HTS, but losses are still too high for most applications.
It is interesting to look at the recently discovered superconductor MgB2 for AC applications. Compared to the HTS, it is inexpensive, flexible and easy to produce in kilometre lengths. Some research and development is done on MgB2 wires for AC application. This study supplements the ongoing work with quality measurements in applications-like conditions. An apparatus for loss measurement in MgB2 superconductors has been constructed and measurement on two different wires has been performed.
Measurement set-up designCalorimetric measurement is used to determine the losses. The temperature rise in the sample due to applied field and current is measured. The temperature increase is then compared to temperature increase caused by a reference heater to determine the power dissipated. The AC loss measurement apparatus (Fig. 1) can supply AC transport currents of 200 Apeak, and magnetic fields up to 1 Tpeak to the superconductor sample, as well as combinations of both. Measurements can be performed at temperatures down to 20 K. Fig. 1: Drawing of the AC loss measurement apparatus for
MgB2 superconductors
Fig. 2: Cross-section of the MgB2 samples 1 and 2
95
Sample descriptionSystematic AC loss measurements have been performed on two MgB2
superconducting wires (Fig. 2). Sample 1 is a multi-filament round wire with titanium sheath (i.e. mechanical support), Sample 2 is a multi-filament tape with cupronickel sheath and a niobium barrier around the filaments. Losses due to AC magnetic field was determined for both wires. In addition, critical current and losses due to transport current was determined for Sample 2.
ResultsFig. 3 shows the results of critical current measurements in Sample 2.
The measured losses due to applied magnetic field is presented in Fig. 4. Measurements are done at 33.5 K and 36 K in both samples.
In Fig. 5 the losses due to a combination of AC current and applied magnetic are presented.
The obtained results are coherent and in line with comparable loss measurements presented in literature. No further interpretation of the results is presented in this thesis.
Conclusion AC loss measurements have been successfully performed on two superconducting MgB2 samples. The results show that AC losses are high in the present MgB2 wires and further development is needed.
10 100
0.01
0.1
1
Cu-Ni 33,5 KCu-Ni 36 KTitanium 33,5 KTitanium 36 K
B_peak [mT]
P [W
/m]
Fig. 4: Losses due to alternating magnetic field in Sample 1 (Titanium) and Sample 2 (Cu-Ni) at 33.5 K and 36 K.
33 34 35 36 370
50
100
150
200
250
300
T [K]
I_D
C [A
]
Fig. 3: Critical current in self-field as measured in Sample 2. Red line is a linear approximation.
0 10 20 30 40 50 60 70 80
0.01
0.1
1
I = 80 AI = 70 AI = 50 AI = 0 A
B_peak [mT]
P [W
/m]
T = 34.7 K
Fig. 5: Losses in Sample 2 as a function of applied magnetic field at 34.7 K with different transport currents.
96
Tilstandskontroll og vedlikehold i nettet
ved aggregering av observasjoner
Student: Eirik Thorshaug
Supervisor: Eivind Solvang
Contact: Hans Wigen Finstad
Collaboration with: Nord-Trøndelag Elektrisitetsverk
Problembeskrivelse
Hovedformålet med oppgaven går ut på å utvikle en vedlikeholdsstyringsmodell med bruk av
tilstandsinformasjon fra NetBas hos NTE Nett. Modellen skal omfatte kriterier vedrørende
økonomi/lønnsomhet, sikkerhet og miljø. Realiseringen av modellen skal være i form av
prototyper utviklet i Excel med import av informasjon om observasjoner fra NetBas. Bruken
av modellen og nytteverdier skal demonstreres i forbindelse med analyse av
vedlikeholdsbehov i konkrete nett.
Sammendrag
Det er innledningsvis i denne masteroppgaven gått inn på prosjekter som er pakket sammen
med observasjoner og annen type informasjon som skal hjelpe nettutvikler med å prioritere og
reinvestere prosjekter.
Et hendelsestre for hver observasjon er så laget for å vise hvilke typer uønskede hendelser
som kan inntreffe. Om en observasjon får en uønsket hendelse, er det ikke sikkert at det fører
til et utfall. Det er derfor presentert en sannsynlighet for utfall i kapittelet om hendelsestre.
Denne sannsynligheten for utfall brukes for å regne ut kostnadskonsekvensen sammen med
varslet og ikke-varslet avbruddskostnad.
Videre er det gått mer inn på observasjonene og hvilke typer som kan rapporteres fra et
mastepunkt siden fokuset i denne rapporten er på mastepunkt. Observasjonene som er tatt
med i denne delen er kun de som har degradering og som kan generere en levetidskurve. Fra
levetidskurven er det mulig å få ut en kurve og en tabell over sviktsannsynligheten. Denne
sviktsannsynligheten er basert på den forventede levetiden og 10%-kvantilen for hver
observasjon. Forventet levetid og 10%-kvantilen brukes i en topunktsanalyse for å generere
sviktsannsynligheten.
Deretter er det brukt en formel for aggregering av sviktsannsynligheten. Der det er kun
observasjoner av samme type som aggregeres sammen. Dette gjøres på grunn av at
forskjellige observasjoner kan ha forskjellige reparasjons- og avbruddskostnader. I tillegg
kommer sannsynlighet for utfall inn.
I kapittel 5 blir regnearket som er laget for aggregering av observasjoner gått igjennom. I
dette regnearket legges sannsynligheten for svikt inn sammen med avbrudds- og
reparasjonskostnader. Det legges også inn antall observasjoner, sannsynlighet for utfall og
kalkulasjonsrente.
97
Når alle tallene for observasjonene er lagt inn, legges observasjonene sammen i det siste
regnearket og man får ut en tabell og en kurve over de forventede kostnadene som er
nåverdiberegnet ut i fra kalkulasjonsrenten.
Ut i fra denne kurven og tabellen er det mulig å se når de største kostnadene kan inntreffe, og
derfra er det mulig å si noe om når reinvesteringene kan gjøres. Man får en oversikt over om
det er enkelte observasjoner som genererer store kostnader enkelte år og som bør reinvesteres
før andre observasjoner.
I regnearket er det også mulig å legge inn investeringskostnader, samt i hvilket år man ønsker
å reinvestere. Alle tallene som presenteres er nåverdiberegnet og presenteres for hvert år i en
analyseperiode på 30 år.
Videre blir det gått inn på hvordan aggregeringen fungerer og hvordan det går an å aggregere
forskjellige observasjoner. Om det aggregeres for forskjellige observasjoner sammen, kan det
ikke legges inn kostnader siden disse er forskjellige for hver observasjon.
Det blir også sett på hvordan topunktsanalysen fungerer og det er vist eksempel av når en type
observasjon blir aggregert for 1 til 5 observasjoner. Det som vises da er at kurven for
sviktsannsynligheten vokser og man får større sannsynlighet for svikt tidligere i tid. Dette er
logisk siden man for flere observasjoner har større sannsynlighet for svikt tidligere i tid. Så
for én observasjon kan kurven være slakk, men om man aggregerer inn flere observasjoner vil
den bli spissere, altså større sannsynlighet for svikt, og flyttes frem i tid.
Etter at det er sett på hvordan aggregeringen fungerer og hvordan den brukes med kostnader,
er det sett på tre reelle prosjekter fra NTE. I disse prosjektene er det observasjoner som kan
generere sviktsannsynligheteskurver. Hvert prosjekt er regnet på med kostnader. Når det er
kjørt en analyse av prosjektet basert på aggregering av observasjoner, blir det satt opp to
eksempler ut i fra hvordan de forventede kostnadene fordeler seg ut over analyseperioden.
I alternativene er det gjort reinvesteringer der det reinvesteres for hele prosjektet i samme år,
og der det reinvesteres noe i tidligere år og resten av ved et passende tidspunkt senere i
analyseperioden.
Ofte vil en svikt trigge hele reinvesteringen, men det regnes også på å reinvestere over flere
år.
I siste kapittel er det foretatt en følsomhetsanalyse som ser på faktorer som påvirker
aggregeringen. Der er det gjort små forandringer på antall observasjoner, sannsynlighet for
utfall og avbruddskostnaden. Det viser seg der at sannsynlighet for utfall og
avbruddskostnaden har mye å si. Mens antall observasjoner har mest å si om det er en kritisk
observasjon med høy sannsynlighet for svikt. Det vises også at investeringen er viktig om
denne er høy sammenlignet med avbruddskostnadene.
98
Application of AC Superconducting Windings in Large PM Synchronous
Generators for Wind Power
Student: Raghbendra Tiwari
Supervisor: Arne Nysveen
Contact: Stev E. Skaar
Collaboration with: SmartMotor AS
Problem description
To reduce the size and weight of electrical machines, the use of superconductors are of special
interest. Today most of the machines made are using superconductors exposed to dc-magnetic
fields only. Thus the research has focused on synchronous machines with superconductors in
the field winding. New superconductors based on MgB2 that can tolerate ac current and ac
externals fields opens up for the possibility of using superconductors in the armature
windings. A project work conducted by the student fall 2011 showed that a PM machine with
concentrated windings is a good candidate for this technology.
In this work the student shall work on using the technology on large direct-driven PM
windpower generators.
More specifically the work shall focus on:
Give a technological background and motivation for using ac superconductors in
synchronous machines.
Describe the design methodology for PM windpower generators and how the
superconducting windings can be applied
Perform a design comparison with PM generators with traditional copper windings.
Important parameters are volume and weight, losses and electrical parameters.
Abstract
Superconductors are known for carrying very high current density without any loss of energy.
This characteristic helps to achieve very high power capacity with compact size of machine.
In application of superconductors, the main obstacle has been the cooling of the conductors
since it operates at very low temperatures below ambient. After the discovery of high
temperature superconductors (HTS) in 1986, several prototype machines have been built with
superconductor in DC field winding. The application of superconductor in AC armature
winding has not been feasible due to excessive AC losses caused due to penetration of time
varying magnetic field.
This thesis concerns the possibility of the application of superconductor in armature windings
of permanent magnet synchronous generator. A 10 MW wind power generator with copper
winding has been taken as reference machine and the machine has been redesigned with
several pole-slot combinations using superconductor. Permanent magnet has been used as the
source of field. Three alternatives have been designed with superconductor and the machine
with 176 poles, 192 slots has been selected as the best among the three based upon the weight,
volume, utilization factor, power factor, total harmonic distortion and cogging torque. The
selected machine has been found to be 62 ton in weight where as that of reference machine is
90 ton. Also, the outer volume of the superconducting machine is about 2.5 times lesser than
that of the copper winding reference machine. The reduction in volume of generator will
consequently reduce the volume of nacelle and the reduction in weight will reduce the
99
transportation cost. The major reference of comparison has been the utilization factor of the
machines which is 13.8 kN·m/m3 for the proposed superconducting machine whereas that for
reference machine has been 4.5 kN·m/m3.
The total loss in superconducting machine has not been calculated due to unavailability of
actual AC losses in superconductor. Therefore, a tolerable limit of AC losses has been
calculated which is 0.82 mW/A·m at 20 K when a perpendicular AC field of 0.39 T is
applied. A normalized loss less than this value will make the superconducting machine to
possess lower loss in comparison to reference machine.
Some measures to improve the power factor of superconducting machine by increasing the
thickness of magnet have also been forwarded. It has been found that an increase by 20 mm of
additional layer of magnet makes the machine to have better power factor than the reference
machine and hence consumes less reactive power from the grid.
In this work, it has been put forth that permanent magnet synchronous generators with AC
superconductors will make a system compact in size provided AC superconductors with low
losses than aforementioned value are manufactured.
Model/ measurements
A 10 MW reference machine with copper windings and three machines (Machine – 1 with
176 pole/192 slot, Machine – 2 with 154 pole/168 slot and Machine – 3 with 132 pole/144
slot) with superconducting AC armature windings have been optimized using SmartTool and
COMSOL.
Results
The improvement resulting with the application of superconductor in context of weight and
volume of the permanent magnet synchronous generator can be observed from the chart
below:
Conclusion
As presented in this work, using superconductor, a 10 MW wind power generator with
diameter of 12.1 m and a weight of 90 ton can be squeezed to a size with diameter of 8.8 m
and a weight of 62 ton. Evidently, it seems promising in application of wind power machine
where the weight burden on tower, transportation weight and volume of the apparatuses are of
great importance. The reduction in volume of the superconducting machine increases the
utilization factor to be almost 2.5 times of the conventional copper winding machine.
100
Voltage Control of a DC Diesel Electric Propulsion System – BlueDrive PlusC
Student: Kenneth Presttun Tjong
Supervisor: Lars Norum
Contact: Roy Holen
Collaboration with: Siemens
Problem description
A new system of DC diesel electric propulsion for ships called BlueDrive PlusC is being
developed by Siemens. This system will differ from the more traditional AC solution as the
diesel motors and the generators attached can run with different speed in order to reduce fuel
consumption as a common DC bus is utilized. To the DC bus generators, drives with large
capacitor banks, and batteries are connected. The main control variable in such a system will
be voltage adjustment. Load sharing between the units is controlled by the voltage setpoint -
and transient in the system will require a fast and precise voltage control.
In order to acquire a better understanding of the dynamics, and especially the voltage related,
a dynamic model of a DC diesel electric propulsion system is to be made. Special focus is to
be given to the components; diesel motor, synchronous generator, brushless excitation system
with its automatic voltage regulator, rectifier module and a DC-bus equivalent.
The task
The thesis will look at:
The excitation circuit, system time constants, response and deviation from the desired
response.
The response and correlations between the main components is to be described when a
change is enforced to the system.
How normal load changes and manual voltage steps influence the system.
How will different droop settings and exciter time constants change the dynamic in the
system.
How will load be transferred between generators.
Faults as “load trip”, “short circuit” and “excitation faults” are to be simulated and
described.
101
Model/ measurements Siemens - BlueDrive PlusC
1
wref (pu)1
1
wref (pu)
Continuous
i+
-
i4
i+
-
i2
i+
-
i1
v+
-
Va2
v+
-
Va1
v+
-
Va
Vf_
m
A
B
C
Pm
Synchronous Machine
pu
1DC1039-8AY05-Z
Østensjø1
2,2MVA2
Vf_
m
A
B
C
Pm
Synchronous Machine
pu
1DC1039-8AY05-Z
Østensjø1
2,2MVA1
Switch
Control3
R
Short circ. imp.
Manual voltage reg. 1pu = 690V1
Manual voltage reg. 1pu = 690V
Manual selector switch
1 = manual1
Manual selector switch
1 = manual
gm
12
Ideal Switch3
Data Acquisition
Graphs
-T-
Goto9
-T-
Goto8
-T-
Goto7
-T-
Goto6
-T-
Goto5
-T-
Goto4
-T-
Goto3
-T-
Goto2
-T-
Goto16
-T-
Goto15
-T-
Goto14
-T-
Goto1
-T-
Goto
wref
Man. Selected
Vtref _manual
m
Pm
Vf
Vt
w
ElMaTorque
Diesel Engine
Speed & Voltage
Control2
wref
Man. Selected
Vtref _manual
m
Pm
Vf
Vt
w
ElMaTorque
Diesel Engine
Speed & Voltage
Control1
+
N
DC busbar equivalentA
B
C
+
-
6-pulse rectifier2
A
B
C
+
-
6-pulse rectifier1
Conclusion
The slow response from the brushless excitation system does not perform any
problems in case of system transients. A load step will cause the voltage to change, but
as the voltage setpoint is changed accordingly (due to droop regulation) the response
required from excitation system will be reduced and transient error will be marginal.
Manipulation of the droop curves can be used to differentiate between fast acting
energy storage systems in the system and the slower diesel-generators.
All the simulations performed show clearly the correlations between voltage and
power in the BlueDrive PlusC system. A load change on the DC bus causes an almost
instant voltage drop and power increase from the generators. The diesel motors are
experiencing a sudden speed drop as the power is changed. The diesel motor normally
uses approximately two seconds to regain its nominal speed.
The capacitor banks voltage level is used as a buffer in cases of load changes and
system faults, as the capacitor dampens the voltage changes on the bus-bar. When
tripping load on the DC-bus the slow response from the generator excitation system
may cause an overvoltage.
When one DG is started in order to take load from another DG, the simulations show
that a delayed load transfer is required. If the newly started DG is allowed to be
regulated by fast acting droop regulation, it will take too much load over a short time
period. This load step might cause the diesel motor to stall. A delayed power transfer
where the generator is increasing its voltage and power output should be set to at least
five seconds.
102
Elektrisk trevekst i ekstrudert syndiotaktisk Polypropylen (sPP)
kabelisolasjon
Student: Toan Thanh Tran
Veileder: Erling Ildstad
Medveileder: Stip. Jorunn Hølto
Samarbeid med: SINTEF Energi
Oppgavetekst
Polypropylen er et termoplastisk polymermateriale med høyt smeltepunkt, høy elektrisk
holdfasthet og lave dielektriske tap. Til nå har kun tynne folier av PP vært benyttet som
høyspennings isolasjon i kondensatorer og kabler. - Nye typer PP materialer, som for
eksempel syndiotaktisk s-PP, gjør det imidlertid nå mulig å ekstrudere PP som kabelisolasjon.
I industrien er det dessuten økt behov for mer høytemperatur anvendelser av kraftkabler. Det
er derfor en svært relevant forskeroppgave å undersøke muligheter og begrensinger knyttet til
PP som høyspennings kabelisolasjon. Hovedoppgaven er en del av et NFR/industri støttet
prosjekt ved NTNU/SINTEF Energi, der målsettingen er å utvikle egnede design kriterier for
s-PP kabelisolasjon.
Hovedformålet med denne oppgaven er å studere dannelsen av elektriske trær i s-PP ved ulike
typer spenningspåkjenning. Det vil være naturlig å sammenligne resultatene med tilsvarende
funn av elektrisk trevekst i PEX kabelisolasjon.
Oppgaven vil gå ut på:
1. Gi en redegjørelse/litteraturoversikt av hvordan partiell utladningsaktivitet fører til
dannelse av elektriske trær og gjennomslag. Det skal spesielt fokuseres på hvordan
material karakteristika og spenningens amplitude og frekvens forventes å påvirke
trærnes form og tid til elektrisk gjennomslag.
2. Utvikle laboratorie prosedyrer for fremstilling av egnede prøveobjekter og målekrets
for eksperimentell undersøkelse av sammenhengen mellom spenningspåkjenning
(ulike amplituder og frekvenser) og dannelsen av elektriske trær (initieringstid og
vekstrate) og tid til elektrisk gjennomslag
3. Foreta eksperimentell undersøkelse av trevekst fra nålespisser innstøpt i
syndiotaktisk polypropylen.
4. Drøfte resultatene i lys av resultater fra litteraturundersøkelsen og hypoteser for
mulige mekanismer.
103
Sammendrag
Elektrisk trær anses som hovedgrunnen for havari av høyspentkabler med ekstrudert
plastisolasjon. Fenomenet oppstår under spenningspåkjenning som følge av en defekt eller en
form for aldring i kabelisolasjonen. Formålet med denne oppgaven er å studere hvordan
veksten av elektriske trær i materialet syndiotaktisk polypropylen (sPP) er ved ulike
spenninger og frekvenser. Ved karakterisering er det lagt hovedvekt på disse parameterne: tid
til initiering, vekstrate, tid til første gren når jordelektroden og tid til gjennomslaget skjer. I
tillegg skal trestrukturene klassifiseres. Disse parameterne viser seg å være bestemmende for
levetiden av materialet, og gir en indikasjon på hva slags kriterier som kreves ved design av
høyspentkabler med syndiotaktisk polypropylen som isolasjonsmateriale.
Alle prøveobjektene som ble brukt under eksperimentet, ble lagd med en innstøpt
akupunkturnål i ekstrudert syndiotaktisk polypropylen. Prøvene hadde en nål-plate geometri,
som simulerte en defekt og økte det lokale elektriske feltet i isolasjonen ved påtrykt spenning.
Oppsettet som ble benyttet var spenningssetting av prøvene, mens et digitalt mikroskop tok
bilder av den elektriske treveksten som funksjon av tid. Prøvene ble testet i spenningsområdet
12-24 kV og i frekvensområdet 0,02-50 Hz.
Resultatene viste at ved økende spenning eller frekvens vil gjennomsnittsverdien for
initieringstid, tid til første gren nådde jord og tid til gjennomslag reduseres, som følge av
økning i det lokale elektriske feltet eller den totale økningen av antallet partielle utladninger.
Vekstraten ble funnet til å øke ved både økende spenning og frekvens, men at forholdet ikke
var proporsjonalt.
Trestrukturene som ble observert under eksperimentene bestod hovedsakelig av grenvekst
med varierende antall sidegreiner, men det ble funnet unntak ved lave spenninger.
Trestrukturen viste seg å være avgjørende for vekstraten og tid til gjennomslag. Et stagnert tre
hadde en lavere vekstrate og lengre tid til gjennomslag enn trær med grenstruktur ved samme
testvilkår.
104
Tekniske retningslinjer for tilknytning av plusskunder i lavspenningsnettet
Student: Håkon Tranøy
Veileder: Kjell Sand
Medveileder: Per Edvard Lund
I samarbeid med: Hafslund Nett AS
Oppgavebeskrivelse og bakgrunn
Plusskunder er sluttbrukere av elektrisk energi som har en årsproduksjon som normalt ikke
overstiger eget forbruk, men som i enkelte driftstimer har overskudd av kraft som kan mates
inn i nettet. Produksjonsenheter hvor det kreves omsetningskonsesjon eller sluttbrukere med
produksjon som også leverer elektrisk energi til andre sluttbrukere, er ikke omfattet av
ordningen for plusskunder. NVE har gitt generelle retningslinjer for tilknytning av
plusskunder som skal gjøre det enklere å realisere slike distribuerte produksjonskilder. I
retningslinjene sies bl.a. at plusskunder må inngå en tilknytnings- og nettleieavtale med
områdekonsesjonær, og områdekonsesjonæren kan sette nødvendige krav ved tilknytningen
som sikrer at hans nettanlegg er i tråd med de krav som er fastsatt i de lover og forskrifter som
områdekonsesjonæren er regulert gjennom. Det er dermed opp til områdekonsesjonæren å
utforme nødvendige krav. Det finnes allerede plusskunder i det norske kraftsystemet, bl.a. hos
Hafslund, men det hersker usikkerhet ved hvilke krav det er nødvendige å stille. Målsettingen
med denne oppgaven er å belyse aktuelle tekniske forhold som er viktige og med basis i dette
å komme med forslag til tekniske retningslinjer for tilknytning av plusskunder.
Arbeidspunkter i oppgaven:
1. Gi en oversikt over hvilke tekniske forhold i nettet som påvirkes av plusskunder og
hvilke data/parametre for installasjonen som er nødvendige for å kunne bedømme
virkningen på nettet. Vis med enkle nettekvivalenter virkningen av plusskunder mht.
reaktiv effekt, spenningsforhold, tap, belastningsforhold, bidrag til kortslutningsstrøm,
relevante spenningskvalitetsparametre etc.
2. Gi en beskrivelse av aktuelle teknologier (solceller etc.) for distribuert produksjon hos
plusskunder med typiske parametere samt koblingsskjema av nødvendig utstyr (fra
inntakspunkt/overbelastningsvern, bryter/vern, sikringsskap og måler ned til selve
«generatoren»).
3. Gjennomfør simuleringer av relevante forhold med/uten tilknytning av plusskunder i
representative (sterke/svake) lavspenningsnett.
4. Lag et forslag til vurderingsprosess (arbeidsflyt) fra forespørsel om tilknytning til
avsluttende teknisk godkjenning av tilknytningen. Forslaget skal i tillegg gi tekniske
retningslinjer mht. informasjonsutveksling mellom områdekonsesjonær og
plusskunde, tekniske krav, anbefalinger om når ulike analyser/simuleringer må
gjennomføres (f.eks. "når forholdet mellom produksjonskapasitet og
kortslutningsytelse overstiger x %, anbefales følgende…)".
Sammendrag:
Teori
I denne oppgaven er plusskunder sin påvirkning på ulike spenningsparametre i
lavspenningsnettet forklart. Parametrene tar utgangspunkt i kravene stilt i ”Forskrift om
Leveringskvalitet i kraftsystemet”. Videre er det redegjort for teorien for disse parametrene.
For harmoniske spenninger og langvarige spenningsendringer er det i tillegg vist, med
eksempler, hvordan beregninger av deres verdi gjøres.
105
Solcelleanlegg
Teknologien for et nettilknyttet solcelleanlegg blir beskrevet med virkemåte og oppkobling.
Et eksempel på et fullstendig solcelleanlegg er vist, der alle komponentene i forslaget deretter
forklart. Det er blitt fokusert på vekselretteren og hvordan valget av denne vil være viktig for i
hvilken grad en plusskundes solcelleanlegg påvirker spenningsparametere i
distribusjonsnettet.
Simuleringer
Det er blitt gjort lastflytsimuleringer i simuleringsprogrammet SIMPOW for produksjon fra
ingen, en eller flere plusskunder i lavspenningsnettet. Det benyttes to ulike eksempelnett; et
sterkt og et svakt nett. Det er blitt simulert for ulike lastforhold og plasseringer av
plusskunden i distribusjonsnettet. Endringer i spenningsforhold er blitt studert og deretter
kommentert. En plusskunde gir størst endring i spenningsverdiene i de ulike
tilknytningspunktene til sluttbrukerene i nettet dersom han/hun er plassert ytterst i et svakt
nett og har en lav effektfaktor.
Krav gitt plusskunder
Tre viktige dokumenter for plusskunder er nevnt. De er NVEs ”Vedtak av 16. mars 2010”,
”FIKS” og ”ENTSO-E Draft Requirements for Grid Connection Applicable to all
Generators”. Forslag til krav som skal stilles en sluttbruker som ønsker å bli plusskunde og en
grov oversikt over prosessen en sluttbruker med solcelleanlegg må gjennom for å bli en
plusskunde er gitt. Det forklares at bidraget fra et solcelleanlegg til kortslutningsstrømmen
kan forventes å være lik merkeverdien. Overstrømsvern kan derfor ikke benyttes, og
vekselretteren må frakoble anlegget når den oppdager avbrudd i distribusjonsnettet. Det er
forklart hvorfor harmoniske strømmer fra et solcelleanlegg kan være sterkt avhengig av
graden av harmoniske spenninger i distribusjonsnettet med plusskunden frakoblet. Bruk av
filtre vil forandre effektfaktoren til vekselretteren og vil kunne danne resonansekrets i nettet.
Oppgaven viser at plasseringen, valget av vekselretteren og samlet merkeeffekt for
solcellepanelene vil gi det aktuelle nettselskapet innsikt til i hvilken grad tilknytningen av
solcelleanlegget vil påvirke tekniske forhold i distribusjonsnettet. Størrelsen på merkeytelsen
til solcelleanlegget i forhold til kortslutningsytelsen i det aktuelle tilknytningspunktet vil angi
om lastflytberegninger skal gjøres.
Selv om en ny plusskunde alene ikke skal trenge å føre til betydelige nettanalyser, er det
viktig å tenke fremtidsrettet for å være forberedt på konsekvensene et økende antall
plusskunder i lavspenningsnettet vil kunne ha. Kravene det aktuelle nettselskapet stiller til
plusskundene burde være like for to plusskunder med like parametre. Nettselskapet må også
kunne utnytte det store spillerommet ordningen til NVE tillater av tilpassede krav i særskilte
saker.
106
Sammenligning av LED og andre lyskilder
- lystekniske og elektrotekniske egenskaper
Student: Trygve Tønnesen
Veileder Eilif Hugo Hansen
Utført i samarbeid med: Multiconsult
Problembeskrivelse
Lyskilder med lav energieffektivitet fases gradvis ut av markedet. Dette er bestemmelser i et
EU-direktiv/EUs forordning 244/2009, i Norge Økodesignforskriften. Hensikten med
bestemmelsene er å redusere energiforbruket og CO2-utslippene. September 2009 til
september 2012 er første del av utfasingsprogrammet (fase 1-4). Datoene i tabellen angir
tidspunkt for forbud mot produksjon og import av de enkelte lyskildetypene.
Fase Dato Utfasing Erstatning
1 01.09.2009 Alle klare lamper med over 950 lm (ca 80 W glødelampe) Energiklasse C Alle klare lamper med under 950 lm i energiklasse F og G Energiklasse E Alle matte lamper Energiklasse A
2 01.09.2010 Alle klare lamper med over 725 lm (ca 65 W glødelampe) Energiklasse C 3 01.09.2011 Alle klare lamper med over 450 lm (ca 45 W glødelampe Energiklasse C 4 01.09.2012 Alle klare lamper med over 60 lm (ca 7 W glødelampe) Energiklasse C 5 01.09.2013 Økte kvalitetskrav Energiklasse C Gjennomgang forventet 2014
6 01.09.2016 Alle klare lamper >60 lm Energiklasse B
I forbindelse med denne utfasingen av de tradisjonelle glødelamper, blir det stadig mer aktuelt
med alternativer til denne. Mindre energikrevende belysningsutstyr er aktuelt både i private
boliger og blant annet i skoler, forretninger, kontor- og næringsbygg.
Selv om LED-belysning har vært på markedet en stund, er det fortsatt lite brukt sammenlignet
med tradisjonelle belysningsteknologier. Dette kan ofte skyldes usikkerhet om hvordan LED
egner seg som lyskilde og hvilke egenskaper denne typen lyskilder har.
Oppgaven
Med bakgrunn i utfasingsprogrammet for ulike lyskilder, tar denne rapporten for seg en
sammenligning av aktuelle alternative lyskilder og armaturer. Hovedfokuset er på LED-
lyskilder og armaturer, men dette er sammenlignet med tradisjonelle glødelamper,
halogenglødelamper og sparepærer, lysrør og kompaktlysrør. I tillegg er det gjort en enkel
visuell totalvurdering ved å installere en del ulike lyskilder i en bolig.
107
Målinger
Følgende lystekniske og elektrotekniske størrelser er målt, eller beregnet ut i fra målinger:
Overflatetemperatur
Tilført effekt
Effektfaktor
Overharmoniske strømkomponenter
Lysfluks
Lysutbytte
Fargetemperatur
Belysningsstyrke
Konklusjon
Hovedkonklusjonen ut i fra måleresultatene er at LED lysmessig er egnet som generelt
alternativ til tradisjonelle lyskilder, men ut i fra en visuell vurdering, er det dårligere
fargegjengivelse og et litt hvitere lys. Av den grunn må det i hvert enkelt tilfelle vurderes
hvilke egenskaper som er viktigst. Både LED- og sparepærer har vesentlig dårligere
egenskaper når det gjelder effektfaktor og overharmoniske strømkomponenter. Dimming av
LED kan være mer ujevn i tillegg til at ikke alltid dimmere, transformatorer og lyskilder
passer sammen.
108
Investigation of Cogging Torque of Downhole Drilling Machine and Optimization of Electrical Machine
Student: Aasim Ullah Supervisor: Robert Nilssen Collaboration with: Smartmotor AS Problem description The project task covers the following pointers: 1. To investigate how much cogging torque the built up downhole drilling machine has. 2. To investigate if the rotor is non-concentric/ non-aligned. 3. To investigate sensitivity of alignment and non-concentricity. 4. To make 2D FEM model and investigate non-concentric in that one. 5. To investigate various designs besides the proposed 10 pole design. And to suggest alternative design that are more robust. For Analytical/numerical Analysis: - FEM analysis for case of interest. - Parametric model- Geometry/Parameter are variable. The task This paper is a report on master thesis project conducted in cooperation with SMARTMOTOR AS and NTNU. The research for electrical downhole drilling machine has developed for decades. Permanent Magnet is a new addition in this arena. SMARTMOTOR AS built a downhole drilling machine which is needed to compare with machines from other competitors of the market. This machine has 10% cogging torque over its rated torque. The reason of this cogging torque and possible solutions has been investigated throughout this project. And a new geometry and design of the rotor (with 10 poles) is suggested for the machine in this report. In this report it is concluded that out of 3 experimental designs, the design with less epoxy and more magnet offer better performance regarding voltage waveform and vibrations. It is superior in terms of torque per weight. The other designs however allow easier manufacturing, better efficiency and shorter length of machine. It It is therefore concluded that the last design with less epoxy can be a suitable alternative rotor design for the built up machine which can reduce the existing cogging torque upto 83.4%. A two and three-dimensional FEA model for a generator and motor can be created in minutes, investigations to identify the design characteristics of the perfect machine. Optimization tool assists designers to find the 'best' solution automatically. Model/ measurements The end part of the paper describes a template-style of a generic electromagnetic modeling tool for the analysis and optimization of Electrical Machines. Further accurate virtual prototypes can then be produced to help designers provide answers on the performance of specific machine designs rapidly. And further investigations to identify the design characteristics of the perfect machine.
109
Figure 1: Higher flux densities in different position of stator-upper and lower part
Figure 3: 3D optimized figure for land plot of efficiency
Calculation The report explains a modern design procedure which uses both analytical and numerical analysis. The numerical analysis uses finite element analysis that is performed in Comsol mostly
Figure 4: New design of rotor : (a) with hallbach array (b)Magnet-Epoxy (50%-50%) (c)Magnet-Epoxy (75%-25%) (d) Magnet-
Epoxy (90%-10%) Conclusion Finite element analysis is used to quantify the cogging torque in design process. During COMSOL simulation in every condition there was an impact of 6th harmonics is noticed while investigating cogging torque of machine. In new design the amplitude of 6th harmonic also has been reduced. Cogging torque as a function of rotor angle at different skewing angle has been investigated with this paper as a possible solution of cogging torque.
110
Grid Integration of the Wave Energy Converter Bolt2 Control of the Grid Side Converter with Energy Storage
Student: Johannes Bédos Ulvin
Supervisor: Marta Molinas
Contact: Jonas Sjolte
Collaboration with: Fred Olsen
Abstract
This thesis is written in cooperation with Fred Olsen's Wave Energy Project Bolt2 which is a
Wave Energy Converter (WEC) recently deployed outside of Falmouth Bay in the UK. After
the initial phases of testing, the device is to be grid connected to the local distribution
network. The purpose of this thesis is to develop a model that can serve as a useful starting
point for investigating grid connection issues for Wave Energy Converters or as a part of a
complete wave-to-wire modeling of a WEC. The Bolt2 project will be used as a framework
for the thesis. Measurements from the testing of Bolt2 have been provided and strengthen the
project by applying real life conditions to the model. The work emphasizes on the challenges
of grid connecting wave energy devices as motivation for the work.
As a first step, the design of the grid side converter and its control system is carried out with
the main criterion being a constant DC-link voltage. In addition, the control circuit ensures no
reactive power exchange at the converter output and that the currents are injected at the grid
frequency. The control strategy applied is based on vector control due to its well documented
performance in a variety of applications.
One of the main barriers for wave energy developers are the large power variations that are
inherent to most WECs since the produced wave power goes through zero twice in each wave
period. An effective way of reducing the power fluctuations is by disposing several point
absorbers in an array configuration which is one of the advantages of Fred Olsen's Bolt2.
To further smooth out the power, an Energy Storage System (ESS) is considered. After a short
discussion, the energy storage device was chosen to be a supercapacitor (SC) bank. Initially,
the possibility to provide a constant power to the grid was investigated but was rejected as
being unrealistic for a practical case. Instead, an alternative power management strategy of the
ESS was developed. It was decided to chop off only the largest power peaks and to discharge
whenever any amount of energy remained in the SCs for the storage system to be completely
discharged and prepared for any incoming power peak. A bi-directional DC-DC converter
was used to interface the SCs with the DC-link and the described power management strategy
was realized through current control of the switching devices. Two similar but separate
control schemes were necessary in order to perform both buck charging and boost
discharging.
Finally, simulations of power data from a design sea state were performed in order to prove
the validity of the developed model. The peak-to-average power ratio was demonstrated to be
reduced with the integration of the energy storage system. However, the expenses of including
storage would have to be justified by reduced costs for the developer in order for the scenario
to be economically viable.
111
Dynamic Control of Static Converters
Student: Tim van der Linden
Supervisor: Marta Molinas
The Norwegian traction power system is a 15 kV single-phase 16⅔ Hz power system. The
traction power system is mainly supplied by rotary frequency converters that convert
three-phase 50 Hz power from the utility grid to single-phase 16⅔ Hz power. In recent times,
static frequency converters (power electronic converters) have also been introduced.
Parts of the traction power system are quite weak; consisting of long, radial lines with high
impedance. Since the 1990s, the introduction of advanced rail vehicles has revealed a poorly
damped eigenmode around 1.6 Hz in the rotary converters used to supply power to the
system. In weak parts of the traction power system, the advanced rail vehicles can excite this
eigenmode with their fast control systems, creating low frequency voltage oscillations in the
traction power system.
This thesis presents the work
in investigating whether the
static converters in the
traction power system could
be used to dampen low
frequency oscillations and
stabilise the traction power
system. A central part of the
work is the developing a
model of a static converter in
the PSCAD/EMTDC\
software, including a control
system.
For the purpose of recreating
the low frequency oscillation
problem, a rotary converter
is also modelled, by
modifying existing
synchronous machine models
in the PSCAD model library.
The traction power system is synchronised with the 50 Hz utility grid, so a control algorithm
governing the frequency and phase angle of the static converter is implemented in the static
converter control system, to allow both the static converter and rotary converter model to
maintain synchronism and operate in parallel. An existing advanced rail vehicle model
Figure 1 Conceptual diagram of the Norwegian traction power system
112
developed in [4] and implemented in PSCAD in [8] is also added, forming a small model of a
traction power system, as shown in Figure 1.
The model of a static converter, rotary converter and advanced rail vehicle are combined to
form a test-bench to study the how the static converter control system can be used to mitigate
the low frequency oscillation problem. A Power Oscillation Damping (POD) controller is
implemented in the static converter's control system and tested.
Figure 2 Low frequency oscillations at rail vehicle (RV), rotary converter (RC), and static converter (SC)
The static converter is found to provide extra stability to the traction power system when
interconnected with a rotary converter, compared to situations were only rotary converters are
present in the system, or worse, when a rotary converter operates in stand-alone mode.
Figure 3 Same scenario as in Figure 2, but now with power oscillation damping activated
Implementation of a POD controller was also found to be effective in adding additional
damping to the low frequency oscillations, but also revealed potential negative interaction
issues with advanced rail vehicles.
113
Analysis of Large Scale Adoption of Electrical Vehicles and Wind Integration in Nord-Trøndelag.
Student: Åshild Vatne Supervisor: Marta Molinas Contact: Jan A Foosnæs, NTE Nett AS Problem description With the aim of triggering a discussion on the topic, this thesis presents a methodology for analysing the impact of large scale adoption of EVs on the electrical grid. A specific portion of a real network is selected and two charging modalities for the electrical vehicles will be investigated. The analysis will focus mainly on chargers located at residences, to then explore how the utility can put forward a system for smart charging strategies ("dumb" vs. "smart" charging). In the second part of the analysis, a series of wind measurement is included into the simulation in order to see if wind power can supply the load of the entire residential area. A design for suitable energy storage will also be proposed in order for the system to operate as a stand-alone system. Grid stability and power quality will not be investigated in the analysis. Model/ measurements Data from a low voltage network was provided by NTE, located in Steinkjer in Nord-Trøndelag. Three different scenarios were analysed. Scenario 1 was given as the base scenario, were the share of EVs where 0%. This was simulated to get a proper comparison. In scenario 2, a share of 10% EVs was implemented in the grid. The share of EVs in scenario 3 was decided to be 60%. The result obtained in the analysis, verified that the smart charging approach causes less strain on the gird. The low voltage network was not capable to handle a large share of EVs (>60%) without any charging scheduling. The smart charge strategy did not cause any extra strain at the grid during peak hours. In addition, the smart charging can introduce the Vehicle-to-Home solution. The EVs can provide ancillary service and support the network with matching supply/demand and reactive power support. A simplified analysis of V2H and reactive compensation was carried out to demonstrate how the grid could benefit from an implementation of EVs. The second part of the analysis, a series of wind measurement was included into the simulation in order to see if wind power can supply the load of the entire residential area. A design for suitable energy storage was also proposed in order for the system to operate as a stand-alone system. Grid stability and power quality was not included in the analysis. The result from the wind integration shows that in order for the network to operate as a stand-alone system in the worst-case scenario, there is a need of an enormous storage. It is assumed based on the results, that the system is self-supplied most part of the year. This thesis proposes a storage consisting of 7 battery-packs from old vehicles, with the capacity of 50 kWh each. This will result in a 30% reduction of the peak demand from the grid, when wind power is integrated. Conclusion The case study addressed in the thesis, present a methodology for analysis the impact of a large adoption of EVs on the distribution network. The result obtained in the analysis, verifies that smart charging will cause less strain on grid during peak hours. The smart charging can also introduce V2H, which can reduce peaks and will cause a more efficient usage of available power, especially in network with a high share of renewable resources. Wind power connected to suitable energy storage will smoothen the load on the grid, but the system cannot operate as stand-alone. The results obtained from this analysis, is considered transferable to similar networks. In order to achieve smart charging, there is need for further research on scheduling algorithms
114
Model Predictive Control of Power Electronics Converter Student: Jiaying Wang Supervisor: Lars Einar Norum Problem description In modern industry, power conversion is needed in many occasions, converting AC power into DC power or the opposite. The traditional rectifiers are using the power diode or thyristor to convert AC to DC, which are called uncontrolled rectifier or phase-controlled rectifier. They cause serious distortion of currents in the grid and harmonic pollution. With the development of power electronics, the advanced full-controlled power semiconductor devices and control theory promote the development of converter. Model predictive control (MPC) has merits of forecast and real-time optimization and it is used to control three-phase half-bridge voltage-source PWM rectifier to achieve the following purposes: low harmonics in grid-side currents, unity power factor and constant DC output voltage. The task Use Model Predictive Control algorithm to control the PWM rectifier to achieve the above purposes. Model/ measurements The MPC strategy is shown in figure 1.
future
kSampling instant
( )u k m+
past
1k + 2k + 3k + k n+
∗∗ ∗ ∗ ∗
( )x k m+
∗ future output
future actionreference value
( )rx k m+
Figure 1 Control strategy of MPC
x is the controlled variable and u is manipulated variable. At the time instant k, with initial state xk and the prediction model, the manipulated variables at the next n sampling instants, u(k), u(k+1), …, u(k+n-1) are computed. n means prediction horizon. These manipulated variables are calculated to minimize a cost function J, for example, the predicted deviations from the reference trajectory over the next n sampling instants. The first element u(k) will be applied to the system for interval from k to k+1. At the next sampling instant, k+1, the above steps are repeated. Typically, quadratic programming is used to calculate the manipulated variables at each sampling instant.
[ ] [ ] [ ] [ ]1
0min ( 1) ( 1) ( 1) ( 1) ( ) ( ) ( ) ( )
nT T
r r r rk
J x k x k Q x k x k u k u k R u k u k−
=
= + − + + − + + − −∑
Where Q and R are weighting matrices used to weight prediction error and control actions. Results and conclusion MPC-SVPWM model is built in Matlab/Simulink to verify the algorithm and simulation results are shown as follows:
115
0 0.02 0.04 0.06 0.08 0.1 0.12 0.14 0.16 0.18 0.2170
180
190
200
210
220
230
Time[s]
Am
plitu
de o
f DC
out
put v
olta
ge[v
]
DC output voltage, startup, high penalty on Iq and Vdc(MPC)
Figure 2 DC output voltage, startup, high penalty on Iq and Vdc
0 0.02 0.04 0.06 0.08 0.1 0.12 0.14 0.16 0.18 0.2-150
-100
-50
0
50
100
150
Time[s]
Pin
k fo
r cur
rent
(mag
nifie
d te
n-fo
ld)
Phase A voltage and current waveforms, startup, high penalty on Iq and Vdc
Figure 3 Phase A voltage and current waveforms, startup, high penalty on Iq and Vdc
0.15 0.2 0.25 0.3 0.35 0.4 0.45 0.5 0.55 0.6 0.65170
180
190
200
210
220
230
Time[s]
Am
plitu
de o
f DC
out
put v
olta
ge[v
]
DC output voltage, high penalty on Iq and Vdc(MPC)Load changes at 0.2s
Figure 4 DC output voltage, high penalty on Iq and Vdc, load changes at 0.2s
0.15 0.2 0.25 0.3 0.35-150
-100
-50
0
50
100
150
Time[s]
Pin
k fo
r cur
rent
(mag
nifie
d te
n-fo
ld)
Phase A voltage and current waveforms, high penalty on Iq and Vdc, load changes at 0.2s
Figure 5 Phase A voltage and current waveforms, high penalty on Iq and Vdc, load changes at 0.2s
Phase A Peak value(A) Rms value THD Before change 5.196 3.674 0.75% After change 5.637 3.986 0.69%
PWM-SVPWM has advantages: fewer harmonics in AC currents, smaller DC voltage ripple coefficient, and unity power factor, good static and dynamic performance. Since MPC is a parametric model-based approach, it’s sensitive for parameter changes. Online parameter estimator can be added to reduce the sensitivity.
116
Title - Impact of Hydro Turbine and Governor on Power System Stability
Student: Gayleg Zangmo
Supervisor: Professor Kjetil Uhlen
Contact: [email protected]
Collaboration with: NTNU
Problem description
The need to investigate and identify parameters of hydro-turbine and governor parameters
affecting power system stability has been a driving force to carry out this master thesis. The
parameters of hydro-turbine and governor can be tuned to improve the stability of the power
system.
Apart from above, there is also a need to investigate the effect of parameters of hydro turbine
system associated with hydraulic structure of hydropower plant on power system stability to
assist engineers and designers in the planning and design stage of hydraulic system for a new
hydropower plant
The task
To investigate impact of hydro turbine and governor parameters on power system
stability. The effect of hydro turbine and governor parameters on transient stability and
frequency stability shall be carried out.
To consider Tala Hydropower Plant having capacity of 1020 MW in Bhutan as a case for
the entire study. Two network configurations such as stiff network and a weak (isolated
network) of Tala Hydropower plant shall be considered. In the stiff network, six
generators at Tala end will be connected to a stiff grid at the other end. In the weak
system, six generators at Tala end will be connected to two generators and load at other
end.
To use a powerful SIMPOW software to conduct linear analysis. Linear analysis
techniques include modal analysis to study and analyze the modes of system, sensitivity
analysis tool to study the sensitivity of each parameter on the eigenvalues and data
scanning tool for tuning of governor parameters. Time domain simulation shall be carried
out in SIMPOW software in addition to linear analysis.
To conduct transient stability studies to investigate the effect of application of typical 3
phase fault in one of the bus and find critical fault clearing times for different cases such
as disconnection of one lines, two lines, three lines and disconnection of generators for
each type of network configurations.
Model/ measurements Block diagram of Turbine Type -HT1 Block diagram of Governor Type- DSLS/HYGOV/
117
Block diagram of Turbine Parameter model Single line diagram of Stiff network of Tala
Hydropower plant
G1 1
2
3
4
5
6
7
8 9
10
11
12
13
G2
G3
G4
G5
G6
T1
T2
T3
T5
T6
400kV
Substation
200MVA, 400/220/
33kV Transformer
G7
16MVA
220/6.6kV
Transformer
Load,130 MW
Stiff
Network
210 MVA ,
13.8/400kV
16MVA,
6.6kV
Gen.
189 MVA,
13.8KV
Gen.
Area -1
Tala end
Region 1
Area 2
Region 1
Area-4
Region 2
T4
Line1, 140kM
Line2,140kM
Line3, 140kM
Line, 50kM
Line, 100kM
Line4, 120kM
Shunt Reactor
(63MVA)
Area-3
Region 1
Calculation Results obtained from sensitivity analysis of turbine parameters in SIMPOW
Eigenvalues RBIG
(Permanent Droop)
RSMALL
(Temporary droop)
TR (Governor Time
constant)
(-0.93757 1/s ,1.3929 Hz)
- No 42 (-0.65308E-01 1/s/pu ,
-0.19431E-01 Hz/pu)
(-0.66154E-02 1/s/pu ,
-0.22555E-01 Hz/pu)
(-0.10225E-03 1/s/pu ,
0.22619E-05 Hz/pu)
Eigenvalues TF
(Filter time
constant)
TG
(Servo time
constant)
VELM
(Gate Velocity)
(-0.93757 1/s , 1.3929
Hz)- No 42
( 0.45508 1/s/pu ,
-0.28121E-01 Hz/pu)
( 0.12721 1/s/pu ,
-0.41179E-01 Hz/pu)
( 0.30107E-07 1/s/pu ,
-0.19282E-07 Hz/pu)
Conclusion The oscillation mode of eigenvalue No. 42(-0.93757 1/s, 1.3929 Hz) is sensitive to governor
parameters RBIG (permanent droop), RSMALL (Temporary droop), TF (Filter time constant) and
TG (Servo time constant) and less sensitive to TR (Governor Time constant), VELM (Gate Velocity),
GMAX (Maximum gate limit) and GMIN (minimum gate limit).
This eigenvalue No. 42 (-0.93757 1/s, 1.3929 Hz) is also contributed by hydro-turbine parameter
FF_PENSTOCK(Friction factor of penstock), TE2 (Penstock elastic time constant), Z0(surge
impedance), EQH (Partial derivative of flow with respect to head) , EH (Partial derivative of
mechanical torque with respect to. head), EY (Partial derivative of mechanical torque with respect to
gate opening) and EQY(Partial derivative of flow with respect to gate opening) and less sensitive to
turbine parameter such as CS(Storage Constant of surge tank), FF_SURGE( Inflow loss factor),
FF_TUNNEL(Friction factor of Tunnel), EQX( Partial Derivative of Flow with respect to speed) and
EX ( Partial derivative of mechanical torque with respect to speed). The damping ratio calculated is
10.65% which is acceptable.
118
