| dc.description.abstract | Med grunnlag i det massive behovet for elektrisk kraft blant annet for å støtte opp under en betydelig forbruksvekst, etablering av grønn industri og elektrifisering av petroleumsvirksomhet og næring, settes det nå igang med utredninger knyttet til etablering av kjernekraft i form av små modulære reaktorer (SMR) i Norge. Dette medfører et behov for å vurdere etablering av små kjernekraftverk i lys av kapasiteten i kraftnettet.
Hensikten med denne oppgaven er å kartlegge eventuelle sårbare situasjoner i form av overlast som må tas stilling til fra kraftsystemperspektiv dersom SMR etableres på Vestlandet i 2030. For gjennomføring av analysen benyttes en statisk modell utarbeidet av og i bruk hos BKK Nett. Modellen inkluderer dagens kraftnett for Bergen og omegn i tillegg til tiltak og tilknytning av produksjon og forbruk som skal iverksettes innen 2030. Med utgangspunkt i konkrete planer om industriforbruk på 700 MW både i Øygarden og på Lindås simuleres det tilknytning av 12 seriekoblede 50 MWe-reaktorer (megawatt elektrisk) av typen Nuscale SMR i Øygarden, på Lindås og begge steder for å møte det planlagte forbruket. Tre ulike forbrukssituasjoner - tilknytning av forbruk i Øygarden, tilknytning av forbruk på Lindås og tilknytning begge steder samtidig - simuleres for hver av situasjonene, og også for et referansescenario uten noen SMR. Simuleringene gjøres i form av lastflytanalyser både for en normalsituasjon uten utfall, og for ulike og potensielle utfallssituasjoner. For hver simulering hentes linjene som overbelastes og respektive belastningsgrader ut med mål om å kartlegge situasjoner som må tas stilling til i lys av kraftsystemets belastningsbilde dersom SMR etableres på Vestlandet. Verktøyet som benyttes i simuleringene er PSS®E utviklet av Siemens, i versjon 34.
Resultatene viser at det må tas stilling til overbelastning av forbindelsene mellom Modalen og Bergen sentrum og mellom Fana og Kollsnes dersom SMR etableres på Vestlandet, forbindelser som i hovedsak ligger i 300 kV-nettet. I tillegg må det tas hensyn til overbelastning i forbindelsene mellom Lindås og Øygarden både i 420 kV- og i 132 kV-nettet. Antallet overbelastede forbindelser og belastningsgrad ble funnet å variere noe for de ulike scenarioene, og mens scenarioene der SMR plasseres både i Øygarden og på Lindås resulterte i situasjonen med færrest overbelastede linjer, vil en mulig etablering av SMR på Lindås kreve langt flere tiltak for å håndtere en betydelig andel overbelastede forbindelser.
Uforventet nok resulterte utfall ved samtlige scenarioer i spenningskollaps, bortsett fra situasjonen med SMR både i Øygarden og på Lindås. I en situasjon uten SMR var det ikke mulig å tilknytte forbruk begge steder i det hele tatt i en normalsituasjon uten utfall. Videre resulterte etablering av SMR på Lindås i flere spenningskollapser ved en utfallssituasjon enn det en etablering av SMR i Øygarden gjorde. Resultatene indikerer at situasjoner med overbelastning må tas stilling til ved etablering av SMR på Vestlandet. De kan videre tyde på at kraftnettet på Vestlandet er i langt dårligere forfatning enn først antatt, og de gir indikasjoner på at det er svært lite forbruk som kan tilknyttes før kritiske situasjoner med spenningskollaps kan oppstå.
Flere begrensninger med analysen gir muligheter for videre arbeid. Analysen bør eksempelvis gjøres i en dynamisk modell som vil kunne gi en bedre representasjon av det faktiske kraftnettet på Vestlandet blant annet gjennom spenningsregulering og en realistisk kraftoverføring mot øvrig kraftnett. I tillegg bør retningen på kraften undersøkes nærmere for hver av situasjonene for å kunne forstå årsaken til at kraftflyten resulterer i overbelastninger og bestemme eventuelle tiltak. Videre bør analysen også gjøres for andre typer reaktorer, andre ytelser, plasseringer i nettet og andre laster. | |
| dc.description.abstract | With a basis in the massive need for electric power, among other things, to support a significant increase in consumption, the establishment of the renewable energy industry and the electrification of petroleum operations and industry, studies are now commencing regarding the establishment of nuclear power production in the form of small modular reactors (SMRs) in Norway. This behooves a need to assess the establishment of SMR in light of the capacity in the power grid.
The purpose of this thesis is to map out any vulnerable situations in the form of overload that must be considered from a power system perspective if SMRs were to be established on the west coast of Norway in 2030. A static model currently employed by BKK Nett was used to carry out the analysis. The model includes the current power grid for the city of Bergen and the surrounding area. It also includes measures as well as connection of production and consumption to be implemented by 2030. Based on specific plans for industrial consumption of 700 MW both in Øygarden and on Lindås, the connection of 12 series-connected 50MWe (megawatt electric) reactors of the Nuscale type SMR is simulated in Øygarden, at Lindås and both places at once to meet the planned consumption. The three different consumption situations were simulated - connection of consumption in Øygarden, connection of consumption on Lindås and connection in both places at the same time -, and compared to a reference scenario without SMR. The simulations were executed in the form of load flow analysis both for a normal situation with no outages, and for different or potential outage situations. For each simulation, the lines that are overloaded and respective load levels are retrieved with the purpose of mapping situations that must be viewed from a load perspective if SMRs were to be established in Western Norway. The tool used in the simulations is PSS®E, developed by Siemens. Version 34 was used.
The results show that a consideration must be made about the overload of the connections between Modalen and the center of Bergen, and between Fana and Kollsnes if SMRs would be established in Western Norway, whose connections are mainly in the 300 kV grid. In addition, the overload in the connections between Lindås and Øygarden in both the 420 kV and 132 kV power grid must be taken into account. The number of congested compounds and the degree of strain were found to vary somewhat for the various scenarios, and while the scenarios where SMRs are placed both in Øygarden and on Lindås resulted in the situation with the fewest congested lines, a possible establishment of an SMR at Lindås require far more measures to deal with a significant proportion of congested connections.
Unexpectedly, outages in all scenarios resulted in voltage collapse, except the situation where SMRs were placed both in Øygarden and on Lindås. In the situation without placement of new SMRs in Western Norway it was not possible to add the requested consumption in both places at all in a normal situation without a resulting voltage collapse. Furthermore, the establishment of SMRs at Lindås resulted in more voltage collapses for a outage situation than the establishment of SMR in Øygarden did. The results indicate that situations with overload must be taken into consideration if SMRs are to be established in the west coast of Norway in 2030. Furthermore, they might indicate that the power grid in Western Norway is in a far worse condition than initially assumed, and they give indications that there is very little consumption that can be connected before critical situations leading to voltage collapse might occur.
However, several limitations with the analysis provide opportunities for further work. The analysis should, for example, be done in a dynamic model, rather than a static one, which will be able to provide a better representation of the actual power grid in Western Norway, like voltage regulation and a realistic power transfer to other power grids. In addition, the direction of the power should be investigated more closely for each of the situations in order to understand the reason why the power flow results in overloads and determine any measures needed. Furthermore, the analysis should also be done for other types of reactors, other outputs, other locations in the network and at various loads. | |
