Search

This master thesis has investigated the possible application of voltage source converters (VSC) for the interconnection of offshore installations, i.e. wind farms and petroleum platforms, in a multiterminal DC (MTDC) grid. The master thesis is written at the Norwegian University of Science and Technology, Department of Electric Power Engineering and is a continuation of the project written during the autumn of 2009. The work has been carried out in cooperation with Statnett SF, the Norwegian TSO, as a contribution to an ongoing research and development program on offshore electrification. The motivation behind this thesis is the possibilities the VSC technology bring about for the realization of renewable wind energy far from shore and supplying petroleum installations from the main onshore grid, thus reducing emissions. A theoretical study has been conducted, describing the VSC technology from basic operation to topics related to the implementation of a high power rated offshore MTDC grid. A suggested model of a small power system was established in the simulation program PSS®E. The model consisted of a four converter MTDC connecting three separate AC systems. One of the AC systems was a simplified representation of a main onshore grid, and the other two were small offshore AC grids made up of a wind farm and a petroleum platform. The MTDC was modeled using ABB s HVDC Light Open model v 1.1.9-2, developed for use in PSS®E. A series of dynamic simulations have been performed using the model to demonstrate and analyze the principles of operation for a MTDC and the interaction between the AC systems and the MTDC. The dynamic simulations demonstrate the basic operation of a MTDC with a master-slave control scheme for the active power control, as implemented in the HVDC Light model. The simulation results confirm the functionality of a MTDC as described in the theoretical analysis of the technology.The analysis based on both the literature and simulations conclude that VSC technology is a realistic solution for an offshore grid with the objective of supporting passive network installations far from shore. Simulation results conclude that an advanced control system for the active power control operation (Poption) of all the converters in a MTDC may greatly improve the performance of the system following a disturbance. Both theoretically and through simulations it has been demonstrated that the VSC MTDC provides stability improvements to the connected AC grid, by actively controlling the injected active and reactive power to the grid. The possibility to use the MTDC as an alternative path for transferring large amounts of power has been investigated, and this was found to be beneficial for the system. The difficulties related to fault protection in a MTDC have been highlighted, and a theoretical analysis concluded that the protection scheme using IGBT circuit breakers is the preferred solution with present available technology.

Elektrifisering av petroleumsinstallasjoner i Sørlige Nordsjø med integrasjon av offshore vindproduksjon Student: Eirik Veirød Øyslebø Veileder: Olav Bjarte Fosso Kontaktpersoner: Vegard Willumsen og Anne Sofie Ravndal Risnes, NVE Denne rapporten er skrevet som en del av min masteroppgave våren 2010, og er basert på de resultater som ble presentert i prosjektrapporten høsten 2009. Første del av oppgaven går ut på å opprette en modell av en elektrifiseringsløsning for fire petroleumsfelter i Sørlige Nordsjø; Ekofisk, Eldfisk, Gyda og Ula. I prosjektoppgaven ble forskjellige løsninger for en slik elektrifiseringsløsning diskutert, og det ble konkludert med at VSC HVDC-konseptet er det mest hensiktsmessige i en slik sammenheng, både med tanke på tapsprosent, men også i forhold til systemkontroll. Modellen er utarbeidet i simuleringsverktøyet PowerFactory fra DIgSILENT GmbH. Fra sentralnettskoblingen på Lista sørvest i Norge, transformeres spenningen ned til det spenningsnivå omformeren er dimensjonert for. Deretter gjøres spenningen om til DC i omformeren, før den passerer gjennom de 280 kilometer lange bipolare HVDC-kablene, med et spenningsnivå på ±150 kV. Ute på Ekofiskfeltet opprettes det en omformerplattform, som inkluderer offshore omformer, filtre, transformator, SVC-anlegg, samt forgreininger til petroleumslastene. SVC-anlegget installeres på omformerplattformen for å holde spenningen ytterst i systemet på et tilfredsstillende nivå. Omformeren transformerer DC-spenningen om til 132 kV AC-spenning. Deretter blir denne transformert ned til 52 kV, som er valgt som systemspenning offshore. Videre går det 52 kV-kabler ut til hver enkelt plattform. Ute på feltene transformeres spenningen ned til allerede gjeldende systemspenning på hvert enkelt felt. For Ekofisk betyr det 13.8 kV, mens de tre andre benytter seg av 6.6 kV. Omformeren onshore kontrolleres med tanke på å holde spenningen på HVDC-kablene stabile. Måten dette er gjort på er ved bruk av et kontrollsystem som bruker strøm- og spenningsmålinger til å regulere og styre PWM-styringen av transistorene i omformeren. Offshore omformer har som oppgave å opprettholde AC-spenningen offshore på et stabilt nivå, samtidig som frekvensen må styres etter hvert som implementering av vindparker blir aktuelt. Det er også utarbeidet vindkraftmodeller i PowerFactory. Disse er laget med tanke på å simulere vindkraftens påvirkning på HVDC-systemet og plattformlastene, og er av den grunn en del forenklet. I tillegg er det benyttet en universitetsversjon av PowerFactory, noe som betyr at modellen har en begrensning på 50 samleskinner. Det er derfor valgt å samle vindturbinene i store turbinmodeller framfor å modellere turbinene hver for seg. Disse vindparkmodulene er koblet til samleskinne OF52kV i figuren over. Videre simuleringer er gjort på tre forskjellige topologier. Den første topologien inneholder kun HVDC-linken med de fire petroleumsfeltene. Her er det undersøkt hvordan HVDC-systemet oppfører seg ved feil og andre hendelser som induserer transienter, i tillegg til om hvorvidt spenning og frekvens på de fire petroleumsfeltene holder seg innenfor akseptable grenser ved de samme transiente hendelsene. Videre er basistopologien utvidet med en vindparkmodul som ved normale tilstander produserer om lag 120 MW. Her har det vært fokus på hvordan feil og hendelser på vindparken påvirker resten av systemet. I tillegg er det gjort simuleringer på en kortslutning på omformerplattformen for å få direkte sammenliknbare resultater med samme hendelse for basistopologien. Til slutt er vindparken utvidet ytterligere med nok en vindparkmodul på 120 MW. I normal tilstand her er det eksport fra vindparkene og inn mot land. Videre er de samme hendelsene undersøkt, som var tilfellet for den lille vindparken, for lettere å kunne sammenlikne de transiente forløpende. Konklusjonen er at HVDC-systemet klarer å styre systemet tilbake til stabil tilstand etter de forstyrrelser som er simulert her. De største problemene kommer av at hendelser rundt om i AC-systemet offshore fører til uakseptable transiente hendelser på plattformlastene, noe HVDC-systemet ikke kan forhindre. Verst er dette for feil på omformerplattformen, og hovedmønsteret er at større AC-system offshore, gir større oscillasjoner med lengre varighet. Det vil si at kortslutning på omformerplattform med stor vindpark innkoblet, er worst case i denne oppgaven. Ved de andre typene forstyrrelser som det her er undersøkt, viser det seg å være gunstigere med to vindparkmoduler enn bare en.

Denne rapporten omhandler dynamiske analyser av et vannkraftverks respons på kortslutninger i nærliggende transmisjonslinjer og større endringer i nettopologi. Hovedfokuset i analysene har vært å studere hvordan vannkraftverkets respons på forstyrrelsene endres når en vindmøllepark kobles inn i nettet. Hovedformålet har vært å tilegne seg kunnskap om kraftsystemsimuleringer og interaksjonen mellom generatorer. De sentrale delene i denne oppgaven er: Teori om de vanligste vindturbintypene og stabilitetsteori. Etablering av dynamisk vindturbinmodell Dynamiske analyser av generatorresponser under endinger i systemet med forskjellige vindparker og lastflytløsninger. Vurdering av hvordan integrasjon av vindturbiner kan påvirke kraftsystemets transiente polhjul- og spenningsstabilitet. DFIG- vindturbiner forbedrer spenningsstabiliteten i nettet ved å bidra med reaktiv støtte. Samtidig fører aktiv spenningsregulering fra DFIG- vindturbinene til større spenningsvariasjoner i vindparkens tilknytningspunkt. Integrasjon av vindparken fører til endret lastflyt i nettet. Denne lastflytforandringen endrer vannkraftverkets transiente respons på forstyrrelser i systemet. Innkobling av vindparken fører til tettere elektrisk kobling mellom vannkraftverket og atomkraftverket på samleskinne 151. Den elektriske koblingen mellom vannkraftverket og de resterende kraftverkene i systemet blir svakere når vindparken integreres. Dette fører til at verdien på vannkraftgeneratorens polhjulsvinkel i det transiente svingeforløpet øker. Integrasjon av vindkraft øker den roterende massen i kraftsystemet. Dette kan føre til reduserte frekvensendringer ved forstyrrelser dersom ikke andre enheter kobles ut i den aktuelle driftssituasjonen. Vindkraftverket kan ikke øke energiproduksjonen ved produksjonsunderskudd. Integrasjon av vindkraft fører til avbelastning av andre kraftverk, som dermed får økt roterende reserve. På denne måten bidrar vindkraftverket indirekte til økt roterende reserve i kraftsystemet.

Sammendrag Det er flere nye likestrømsforbindelser under planlegging mellom Norge / NordEl og det kontinentale Europa / UCTE. Foruten NorGer-prosjektet har også Statnett SF om en ny forbindelse fra Kristiansand til Danmark. Stor importkapasitet på HVDC-forbindelsene setter spesielle krav til tilstanden i området hvor eksisterende konverterstasjonene er etablert. Eventuelle nye forbindelser gir opphav til økte utfordringer, spesielt i situasjoner hvor man har høy import samtidig med et lavt forbruk. En slik situasjon kan innebære lav produksjon i Sør-Norge, slik at systemtilstanden med hensyn på kortslutningsytelse kan karakteriseres svak. Kortslutningsytelsen sett i forhold til total importkapasitet kan si noe om forventninger til driften av likestrømsforbindelsene. Situasjonen som beskrevet i forrige avsnitt kan også være kritisk med tanke på stabilitet i kraftsystemet. Bortfall av import kan oppstå som følge av lav spenning på konverterterminalene. Det er således en sammenheng mellom stabilitet i AC-kraftsystemet, spenningsstabilitet og polhjulsvinkelstabilitet, og forutsetningene for feilfri drift av HVDC-systemene.. Teori vedrørende stabilitet i kraftsystemer, karakteristikk av AC-kraftsystem, konverterteknologi og vindkraft innleder dette dokumentet, der hensikten er å beskrive de viktigste momenter i forhold til problemstillingen. Det utarbeidet et analysegrunnlag på bakgrunn av antagelser vedrørende forventet last- og produksjonsutvikling, samt kapasitetsøkninger som kan forventes frem mot en eventuell idriftsettelse av NorGer. Det er tatt utgangspunkt i konsesjonssøknader og meldinger tilgjengelig via NVE og konklusjoner fra en studie mottatt fra Statnett SF vedrørende nettutvikling forutsatt nye likestrømsforbindelser. Import og vindkraft er balansert ved å ta utgangspunkt i en historisk situasjon for Sør-Norge med lav kortslutningsytelse. Likestrømsforbindelsene NorGer, samt Skagerrak12, Skagerrak4 og NorNed, er modellert og etablert med tilhørende reaktive komponenter i kraftsystemmodellen over Norge. NorGer er tilknyttet 420 kV-nett i Tonstad sammen med et vindkraftanlegg. Det er utført kortslutningsberegninger for å identifisere linjeutfall i 420/300 kV-nettet i Sør-Norge som kan ha konsekvens for driften av konverterstasjonene. Bortsett fra dobbeltutfall av forbindelsen Tonstad-Feda, hvor en mulig kritisk systemtilstand er identifisert for NorNed, viser resultatene at systemet kan karakteriseres moderat sterkt for alle gjennomførte (N-1) utfall med gjennomførte forsterkningstiltak. En dynamisk stabilitetsanalyse er gjennomført med PSS/E, der simuleringer er gjort på bakgrunn av lastflytresultatene. Systemet er transient stabilt for alle gjennomførte simuleringer, men det er identifisert svakheter i modelleringen av enkelte statiske reaktive komponenter. Vindparkens konsekvens for NorGer har vist seg vanskelig å identifisere. En fordel synes å ligge i at et vindkraftanlegg kan være i drift på tross av lave kraftpriser, ettersom vind ikke kan magasineres. For videre arbeid anbefales en studie av prinsipiell karakter for å lettere kunne fastslå konsekvensen.

Skagerak Energi AS eier og drifter mesteparten av regionalnettet og kraftverkene i Telemark og Vestfold. Med denne oppgaven ønsker de å bedre samdriften av kraftverkene og regionalnettet i området. Arbeidet skulle resultere i en oversikt over optimal produksjon av reaktiv effekt i kraftverkene i tillegg til en oversikt over spenningsprofilen i nettet. Optimaliseringsverktøyet som ble brukt i denne oppgaven var MATPower som inneholder forskjellige algoritmer for løsning av generelle lastflyter og optimale lastflyter. Året ble delt i to perioder, hvor tunglastperioden utgjør tidsrommet fra og med desember til og med februar, mens resten av året ble modellert med sommerbelastning. Optimaliseringen tar utgangspunkt i en minimalisering av taps- og produksjonskostnader, men i tunglastperioden ble det i tillegg inkludert kostnader forbundet med uttak av reaktiv effekt fra sentralnettet. Sammenligningsgrunnlaget er en optimalisering uten uttak av reaktiv effekt fra kraftverkene, noe som er i nærheten av dagens drift. De andre optimaliseringene ble sammenlignet med denne og viste at en optimalisering av reaktivt uttak fra kraftverkene ga en stor kostnadsbesparelse. Kostnaden ved uttak av reaktiv effekt fra sentralnettet er den som reduseres mest ved optimalisering av reaktivt effektuttak ved kraftverkene. Kostnadene ble redusert ved optimaliseringer både med og uten kostnaden for uttak av reaktiv effekt fra sentralnettet. Taps- og produksjonskostnadene ble også redusert i forhold til sammenligningsgrunnlaget. Sammenligningsgrunnlaget ga de høyeste kostnadene uansett belastning og produksjonsnivå.

Det er perioder behov for økt robusthet i sentralnettet. Kombinasjonen lav last med høy import gir kritisk lave kortslutningsverdier. Det kan føre til svært uheldige konsekvenser for driften av de to HVDC-omformerne i Sør-Norge på Feda og i Kristiansand. Konsekvenser er kommuteringsfeil i omformerne som kutter effektoverføringen og skaper store spenningsfluktuasjoner og i verste fall spenningskollaps. Problemstillingen er økende ettersom det er lønnsomhet i klassiske HVDC-prosjekter for markedsaktørene. Rapporten ser på alternativer for å imøtekomme de eksisterende og økende utfordringene. Teori av drift og regulering av HVDC-omformeren og dens utfordringer mot svake nett er beskrevet. Teorien innebefatter også en innføring av synkronmaskinen samt roterende fasekompensator som en applikasjon til å øke robustheten til nettet. Kortslutningsberegninger og dynamiske analyser er utført i simuleringsprogrammet PSS/E i et bredt spekter av utfall og driftsforstyrrelser. Det er presentert fem mulige investeringstiltak mot å øke robustheten i Sør-Norge. Av tiltakene er det to konvensjonelle alternativer med 160 MVA fasekompensator, én applikasjon gjennom tomgangskjøring av vannkraftgenerator der turbinen løper i luft. De to siste tiltakene (SuperVAR-maskiner) baserer seg på superlederteknologi i synkronmaskinens rotorviklinger som øker det transiente bidraget betraktelig. Samtlige resultater gir marginale forbedringer av systempåliteligheten. 160 MVA fasekompensator gir generelt svært gode bidrag, blant annet ved at HVDC-omformerne tåler feil i sentralnettet i nærmere avstand uten å få kommuteringsfeil etter implementering. SuperVAR-maskinene gir noe varierende resultater. De bidrar effektivt og hurtig med reaktiv kompensering etter forstyrrelser, men det var forventet et større bidrag mot å unngå kommuteringsfeil grunnet deres høye ytelse i transient forløp. Det er utført en Samfunnsøkonomisk lønnsomhetsberegning av alle tiltakene. Sammenfatning av tekniske og økonomiske analyser gir anbefalinger mot å investere i 160 MVA fasekompensator, 12 MVA SuperVAR og fasekompensatordrift i Tjørhom.

På det kombinerte produksjons og lagerskipet for olje og gassproduksjon Norne FPSO er det installert fire vanninjeksjonspumper på 5,2 MW hver. Vanninjeksjonspumpene opprettholder trykket i olje og gassreservoarene. Motorene startes direkte på 11 kV nivå og startmetoden fører til uønskede spenningsforhold. Det antas at spenningsforholdene under starten kan skade det elektriske anlegget. Prosjektet er en videreføring av en prosjektoppgave som ble påbegynt høsten 2006. Hovedmålet med prosjektet er å kartlegge tiltak som kan bedre spenningsforholdene under motorstarten. Simuleringsprogrammet SIMPOW blir benyttet til analysene. SIMPOW-Modellen som ble etablert i høstprosjektet er ytterligere oppgradert og nye komponenter inkluderes i modellen. En oppgradering av hovedgeneratorene er påbegynt og ytelsen skal økes. Dette medfører at ytelsen til gassturbinene som driver generatorene må økes. Innvirkningen på driftsforholdene og installasjonen som følge av oppgraderingen er aktuelt å studere nærmer. Resultatene ble sammenlignet med målinger fra motorstart, idriftsettelsesprosedyre for generatorene og dynamiske analyser som tidligere var utført med simuleringsprogrammet EDSA. Det er gjort simuleringer av motorstarter i ulike driftsituasjoner og med forskjellig antall generatorer innkoblet. Det er ikke samsvar mellom resultatene fra simuleringsprogrammene SIMPOW og EDSA. Fra dokumentasjonen som er tilgjengelig antas det at modellene samsvarer forholdsvis bra, men resultatene fra analysen er noe ulike. Simuleringsprogrammet EDSA gir en raskere respons for spenningskurven under starten av vanninjeksjonspumpene. Det er heller ikke samsvar mellom målinger fra en motorstart på anlegget og resultatene fra SIMPOW og EDSA. For å bedre spenningsforholdene er det gjort simuleringer med statisk magnetiseringssystem, kompensering med statisk VAr system og tyristorstyrt kondensatorer og innføring av tilleggssignal i spenningsregulatoren. Tiltaket som gir den største reduksjonen av spenningstoppen var det statiske magnetiseringssystemet. Det statiske VAr systemet gir gode spenningsforhold under starten, men reduksjonen i spenningstoppen var mindre enn for det statiske magnetiseringssystemet. Reduksjonen av spenningstoppen med statisk Var system er ikke i så stor grad knyttet til innkoblete generatorer som tilleggssignalet. Statisk VAr system og statisk magnetiseringssystem krever ombygging av den eksisterende installasjonen. Det kreves mer vedlikehold av et statisk magnetiseringssystem enn av det roterende magnetiseringssystemet som er installert på nåværende tidspunkt. Tilleggssignalet i spenningsregulatoren gir reduksjon i spenningstoppen, men reduksjonen var noe mindre enn de foregående forsøkene. Antall generatorene som er tilkoblet har innvirkning på reduksjonene av spenningstoppen. Flere genereringsenheter innkoblet gir større reduksjon av spenningstoppen med tilleggsignalet. Initieringsmetoden som er brukt for tilleggssignalet i simuleringene er ikke tilrådelig, små avvik i starttiden for vanninjeksjonsmotoren kan gi store utslag i spenningen. Forsøkene har imidlertid vist at tilleggssignalet kan benyttes til å redusere spenningstoppen, men en bedre initieringsmetode trengs. For verifikasjon av simuleringsresultatene anbefales det å gjøre flere målinger fra motorstarter. Hvis et av tiltakene fra analysene som er gjort kommer til å bli tatt i brukt på Norne FPSO, bør en grundigere studie av innvirkningen på det elektriske anlegget gjennomføres.

Nord-Norsk Vindkraft AS is planning to build two wind farms in Nordland, Norway. The wind farms are located at Sleneset and Sjonfjellet. The planned total installed power is 653 MW. An important part of the planning phase is to perform steady-state and dynamic analyses, to simulate the impacts from the wind farms on the existing power system in the area. The steady-state analysis is performed by Norsk Systemplan og Enøk AS (NORSEC). The project presented in this master thesis is part of the dynamic analysis. The overall objective for this project is to illustrate the dynamic impacts from the wind farms on the existing power system and the differences in impact depending on the various control strategies being used. The following elements are included in the assignment: - Establish a steady-state and dynamic grid model describing the power system in question. - Determine whether the wind farms are able to reach full production during different configurations without reaching an unacceptable operating state. - Examine the impact from and behaviour of transformers with load tap changers. - Illustrate the differences between different control modes in the wind farm connection point. The model used in this project is established by converting the steady-state model used in the steady-state analysis from Netbas to SIMPOW. The time in the steady-state model is set to January 2009. The steady-state model is then expanded by introducing aggregated doubly-fed induction generators for power production in the wind farms. For some of the simulations, a static VAR compensator is inserted at Bardal. The dynamic model is established by introducing a dynamic description of the components in the steady-state model. Due to lack of dynamic data, typical values are used for some of the components. The comparison between the power flows from the basic model provided by NORSEC and the initial converted SIMPOW model show small differences in reactive power flow. These differences were, however to be expected, due to changes made when converting the model from Netbas to SIMPOW but are not considered important for the conclusions to be drawn from the project. Simulations describing an increase in wind power production from 50% to 100% are performed on the dynamic model describing the grid between Salten and Tunnsjødal. The timeframe of increase varies depending of the objective for the specific case. The simulations performed on the dynamic model indicate a need for reactive power compensation between the wind farms and the connection point at Nedre Røssåga. Without reactive power compensation on the radial connection, the wind farms are not able to reach full wind power production without breaching either voltage or thermal limits. This is the case even if local compensation is added at the wind farms. With an SVC in voltage control placed at Bardal, the wind farms are able to reach full power production without violating any specified limits. The SVC maintains acceptable voltage levels within the radial. However, the amount of imported reactive power at the connection point increases during the production increase. This causes a depression in voltage in the rest of the grid. If the SVC at Bardal is set to control the reactive power flow in the connection point, simulations indicate that the amount of reactive power drawn from the main grid can be considerable reduced. This, however, results in a larger need for reactive power production within the radial. A larger reactive power production increases the voltages. Without voltage control at the wind farms or voltage regulation by load tap changers, the simulations show that the voltage at the generator terminals increases above 1.05 pu. Simulations demonstrate that tap-operations in the transformer at the connection point between the main grid and the wind farm radial increases the amount of imported reactive power. This takes place when the SVC operates in voltage control. The need for reactive power production within the radial is then reduced. The tendency is the same whether voltage control is introduced at the wind farms or not. When the SVC operates in reactive power control and no voltage control is present at the wind farms, tap-operations from the same transformer result in an increase in reactive power production within the radial. However, if voltage control is included at the wind farms, tap-operations at the connection point will decrease the reactive power production. This is because in voltage control the wind farms are consuming reactive power in order to maintain a specified terminal voltage. The results from the simulations indicate that the number of tap-operations from the transformer at the connection point is reduced when the SVC at Bardal operates in reactive power control compared to when it operates in voltage control. However, no wind models based on statistics are introduced in this project. It is therefore uncertain to what extent a similar result would be obtained under more realistic conditions. All the simulations show that when the production from the wind farms increases, the voltages in the grid outside the radial decreases. This is due to increased reactive losses. The decrease is largest when the SVC at Bardal operates in voltage control due to reactive power drawn by the radial connection. The area in the main grid with the largest decrease is located between the connection point at Nedre Røssåga and Trofors. This project is only a part of the necessary dynamic analyses that have to be carried out in the planning phase for the wind farms at Sleneset and Sjonfjellet. A natural continuation of this project could be to perform analyses in a light load situation, and analyses of the system s response to disturbances. Wind models obtained from statistical wind data should also be included in future dynamic analyses.

This master thesis was executed at the Department of Electrical Power Engineering at the Norwegian University of Science and Technology (NTNU). The thesis was initiated to establish and evaluate an alternative model representation of the facility at Ormen Lange. Traditionally, a PQ-model has been used to represent Ormen Lange. This thesis, however, has implemented three two-terminal dc line models (converter models) to represent the facility. The first part of the thesis starts with an overall introduction to the basic principles of configuration, operation and control of HVDC systems. The objective of this part is to provide an overview of the HVDC technology which is treated in detail later in the thesis. The software tool Power System Simulator for Engineering (PSS/E) was used for both power flow and dynamic simulations performed in this thesis. The second part of the thesis describes the power flow establishment, and constitutes the basis for both power flow and dynamic simulations. The main focus in this part is the modeling of the two-terminal dc line model which is implemented at Nyhamna. Data for the two-terminal dc line model is presented on three consecutive data records. Since these data enables not only power flow analysis but also establishes the initial steady-state for the dynamic analysis, a detailed description is presented in this section. The latter data is based on technical information provided by ABB and default values in PSS/E. The third part of the thesis presents the power flow simulations. The objective of this part is to gain knowledge about the performance of the two-terminal dc line model implemented at Ormen Lange. This knowledge facilitates the understanding of the following dynamic simulations. Two cases were studied to simulate the action of the converter control system when exposed to a depression in rectifier bus voltage. In the first case the rectifier transformer tap settings were adjustable. In the second case the rectifier tap settings were locked to its initial value. The purpose of locking the tap setting was to represent a transient situation where the tap changer action is too slow and hence not considered. The result showed that with adjustable rectifier tap settings, the depression in rectifier bus voltage is handled by reducing the rectifier transformer tap position and firing delay angle. This increased the voltage on the valve side of the rectifier transformer and enabled the rectifier to maintain dc current control. Consequently, the scheduled dc values were unaffected by the depression in rectifier bus voltage. However, with the rectifier tap setting locked, the transformer did not boost the voltage on the valve side of the rectifier transformer. This caused the control logic to reduce the rectifier firing delay angle to its minimum, and the inverter assumed control of the dc current. With the inverter in control of the current, the scheduled dc current was reduced by a fraction equal to the current margin along with the remainder dc values. Hence, the presence of an adequate rectifier transformer setting is essential for the two-terminal dc line model to maintain scheduled dc values during voltage depression. All simulations showed that a voltage depression at the rectifier bus leads to a reduction in rectifier reactive power consumption. This is due to the action from the control logic which reduced the rectifier firing delay angle to counteract the voltage depression. The greatest reduction in rectifier reactive consumption was experienced when the rectifier firing delay angle was reduced to its minimum value. Hence, in situations with depressed bus voltage, the latter operation of the converter control logic causes the two-terminal dc line model to exhibit less stress to the ac system than the PQ-model. The fourth part of this thesis contains a detailed description of the dynamic modeling of the two-terminal dc line model (CDC4T). Many of the chosen parameters are based on an example in [15], and do not necessary represent realistic values. The final part of this thesis presents the dynamic simulations. The objective of this part is to analyze the control actions of the CDC4T model under normal regulation and during temporary overriding the normal regulation. This was performed by introducing ac system faults which depressed the rectifier bus voltage to a varying degree. Further, this part analyzed the consequence of using the dynamic model CDC4T to represent Ormen Lange instead of a PQ-model. The purpose was to determine whether the response from the ac system differs when using the CDC4T model instead of a PQ-model. It is important to emphasize that this part does not evaluate stability issues associated with the implementation of CDC4T. The results from the dynamic simulations showed that CDC4T exhibited an instantaneous response to changes in rectifier ac voltage. This is because CDC4T is a pseudo steady-state dynamic model which omits the L/R dynamic of the dc system and high frequency firing angle controller dynamics. Further, the results revealed an important characteristic of the CDC4T model. After fault clearance, the rectifier bus exhibited small voltage fluctuations. The rectifiers compensated these fluctuations by adjusting their firing delay angles correspondingly. Consequently, the latter resulted in fluctuations in reactive power consumption. This means that the ac system perceives the CDC4T model as a varying reactive load following fault clearance. Comparing the ac system response when using the CDC4T model and when using the PQ-model, the results showed that the main difference was CDC4T s generation of reactive power fluctuations. These fluctuations were experienced in the transmission line going into Nyhamna and Viklandet, and were substantial compared to the initial loading of the transmission lines. Two arguments were used to substantiate why the response from the CDC4T model only differs from the PQ-model in terms of reactive power fluctuations: I. The calculated value of the short circuit ratio at Nyhamna indicated a strong interconnected ac/dc system. II. The dynamic behavior of the pseudo-steady state model, CDC4T, is limited. Both the L/R dynamic of the dc line, smoothing reactors and high frequency controller dynamics are omitted. In further studies where converter modeling at Ormen Lange is considered, a more complex dynamic dc model should be utilized to represent the converters. This model should include L/R dynamic of the dc system and high-speed controller dynamics, and will thus influence the ac system to a greater extent than CDC4T. Further, the model establishment should focus on achieving a sufficiently realistic load representation of Ormen Lange. In this manner, the converters influence on system stability can be evaluated.

I Midt-Norge er det i dag et stort kraftunderskudd, og på grunn av økende industrilast i regionen forventes det at underskuddet stiger i årene som kommer. Det finnes planer for å etablere ny produksjon i området, men investeringsbeslutninger mangler. For tiden arbeides det med å bygge en ny forbindelse mellom Nea Järpstraumen, som er en av overføringslinjene inn til Midt-Norge. Prosjektet skal etter planen ferdigstilles til 2009. Utover dette har ikke NVE gitt konsesjon til ytterligere linjeutbygginger i området per 2007-06-20. Fremtidig forbruksøkning må derfor transporteres inn til Midt-Norge gjennom et sentralnett som allerede er sterkt belastet. Når importen øker, stiger faren for spenningssammenbrudd ved forstyrrelser i nettet. Dersom det oppstår spenningssammenbrudd vil hele Midt-Norge miste strømmen. En slik hendelse vil være uakseptabelt og må unngås. I denne oppgaven er det undersøkt hvor mye effekt det er forsvarlig å importere til Midt-Norge uten at det er fare for spenningssammenbrudd ved forstyrrelser i nettet. Det er gjort stasjonære og dynamiske analyser ved hjelp av kraftsystemsimulatoren PSS/E. For å forenkle arbeidet med simuleringene er det også utført noe programmering i Python og Visual Basic. I analysene er det sett på to case som er representative for hvordan man tror situasjonen vil være i 2010. Den ene casen representer en typisk vintersituasjon, med høy last og store deler av produksjonskapasiteten i Midt-Norge er tilgjengelig. Den andre casen representerer en situasjon tidlig på våren. På grunn av lite vann i magasinene sparer mange produsenter på vannet og den tilgjengelige generatorkapasiteten i Midt-Norge er kraftig redusert. Forbruket er imidlertid fortsatt høyt og det vil være nødvendig med stor import. Begrensningene av resultatene ligger i modelleringen av nettet, generatorene og belastningene. I tillegg er det gjort enkelte antagelser angående lastsammensetning og produksjonsfordeling. Dersom noen av antagelsene viser seg å være noe annerledes enn det som er forutsatt, kan dette gi andre resultater og konklusjoner. De forløpene som simuleringene viser, vil likevel gi en indikasjon på hvordan systemet vil respondere på ulike hendelser. Simuleringsresultatene viser ingen antydning til spenningssammenbrudd når tilgjengelig produksjonskapasitet i Midt-Norge er høy. Analysene indikerer at det vil være fare for spenningssammenbrudd i Midt-Norge når tilgjenglig produksjonskapasitet i området er redusert. I følge analyseresultatene, vil utfall eller kortslutning av Nea Järpstraumen eller Nea Klæbu føre til at det kan oppstå spenningssammenbrudd i Midt-Norge. Imidlertid ser det ut til at sammenbrudd kan unngåes hvis importen begrenses til mellom 1300 og 1600 MW. For å sikre tilgangen på effekt i Midt-Norge bør det legges til rette for ny produksjon i regionen. I tilegg bør linjenettet inn til området forsterkes. Statnett søkte konsesjon om å få bygge en ny linje mellom Sogn og Møre 2007-03-08. Det utelukkes ikke at dette er den beste løsningen. Spenningssammenbrudd kan forutsees ved å overvåke produksjonen til SVC anleggene i regionen. Hvis alle SVC anleggene i regionen produserer opp mot sin maksimale produksjon, bør det tolkes som at faren for spenningssammenbrudd er overhengende.

I Norge har antall småkraftverk knyttet til distribusjonsnettet økt kraftig de siste årene. Denne avhandlingen undersøker ulike stabilitetsproblemer som kan oppstå i distribusjonsnett med betydelig innslag av lokal kraftproduksjon tilknyttet kraftnettet. Det har blitt undersøkt om det er mulig å identifisere stabilitetsproblemer knyttet til nettkonfigurasjon, størrelsen på produksjonsenhetene, last eller andre karakteristiske egenskaper ved systemet. Videre er det undersøkt om regulatorinnstillinger vil være kritisk for systemets oppførsel eller om problemene er mer knyttet til treghetskonstantene til roterende masser. Kraftsystemsimuleringsprogrammet SIMPOW har blitt benyttet til lastflytanalyser og dynamiske analyser av to case. Case 1 omhandler Snåsa distribusjonsnett (NTE), der 5 småkraftverk er under utbygging, og case 2 tar forseg Breiava kraftverk (Lyse produksjon) der det oppstod effektpendlinger under idriftsettelsesprøvene av kraftverket. SIMPOW hadde ikke en modell for en spenningsregulator med mulighet for Var eller effektfaktor kontroll og det ble derfor valgt å etablere en datamodell for spenningsregulatoren DECS- 100 fra Basler Electrics til analysene i SIMPOW. Det var i første omgang polhjulsvinkelstabiliteten som ble studert i case 1 og case 2. Lineæranalyse ble benyttet for å undersøke om systemene var småsignalstabilt og til å undersøke hvordan ulike forsterkningsparametere i spenningsregulatoren og treghetskonstanten til generatoren påvirket stabiliteten til systemet. Det ble funnet at en økning i treghetskonstanten, H, til generatorene økte systemets kritiske klareringstid. En økning i H fører også til at maskinens elektromekaniske egenfrekvens reduseres. Hvordan forsterkinger i spenningsregulatoren påvirker stabiliteten til systemet vil variere fra system til system. I case 1 førte økning i forsterkningen til spenningsregulatoren til økt demping av systemet. I case 2 er en produksjonsenhet med relativt stor aktiv effektproduksjon koblet til hovedtransformator gjennom en lang linje. En økning i forsterking i spenningsregulatoren eller treghetskonstanten til synkrongeneratoren førte i dette tilfellet til at det oppstod stående effektpendlinger når systemet ble utsatt for en forstyrrelse. Det er grunn til å tro, ut ifra de analysene som er gjennomført, at høye maskinreaktanser i denne situasjonen hadde en negativ effekt på generatorens transiente stabilitet.