Sivilingeni r Kjetil Ryen, MNIF, MIEEE Plansjef i stnett AS

1. Sivilingeni�r Kjetil Ryen, MNIF, MIEEEPlansjef i �stnett AS

2. Sivilingeni�r Kjetil Ryen, MNIF, MIEEE

3. KONSEKVENSER FOR NETTEIER Dette er et omfattende tema der jeg med den tildelte tid kun kan fare over med harelabb. Imidlertid har jeg lagt ved en kortversjon av en studie som �stnett og E-Co Partner har laget i samarbeid. Referanser her kan v�re en innfallsport for de mer interesserte Det er vel ogs� naturlig at jeg som nettmann ser p� tilknytning av produksjonskilder fra en netteiers side. Distribuert produksjon ha en positiv nytteverdi for netteier i form av redusert nettap og redusert behov for investeringer i nettet. Jeg vil her kun snakke om tilknytning i h�yspennings fordelingsnett, for �stnett vil det hovedsaklig si 10 og 22kV nett (men vi har ogs� noe 5kV og 17,5kV). Distribuert produksjon medf�re konsekvenser for netteier i form av: Endret lastflyt i nettet Endrede kortslutningsforhold i nettet Endret leverings/spenningskvalitet i nettet. Men innmating ute i h�ysp. fordelingsnett vil ogs� kunne utsette investeringer og bedre spennings og tapsforholdene.Dette er et omfattende tema der jeg med den tildelte tid kun kan fare over med harelabb. Imidlertid har jeg lagt ved en kortversjon av en studie som �stnett og E-Co Partner har laget i samarbeid. Referanser her kan v�re en innfallsport for de mer interesserte Det er vel ogs� naturlig at jeg som nettmann ser p� tilknytning av produksjonskilder fra en netteiers side. Distribuert produksjon ha en positiv nytteverdi for netteier i form av redusert nettap og redusert behov for investeringer i nettet. Jeg vil her kun snakke om tilknytning i h�yspennings fordelingsnett, for �stnett vil det hovedsaklig si 10 og 22kV nett (men vi har ogs� noe 5kV og 17,5kV). Distribuert produksjon medf�re konsekvenser for netteier i form av: Endret lastflyt i nettet Endrede kortslutningsforhold i nettet Endret leverings/spenningskvalitet i nettet. Men innmating ute i h�ysp. fordelingsnett vil ogs� kunne utsette investeringer og bedre spennings og tapsforholdene.

4. Normal drift, hva er det? M� avklare hva som er normalt! Normaldrift m� diskuteres med netteier. Gjelder tilknytningen sm� aggregat m� det kanskje aksepteres at det er lav terskel for utkobling og omfattende beskyttelsestiltak er kanskje ikke regningsvarende. Men sikker utkobling ved feil er viktig for sikkerheten for ansatte og publikum. Hovedbudskapet mitt idag er nok at det syndes meget med � ta tidlig nok kontakt med netteier, rekorden hittil er en utbygger i Lillestr�m som ringte og klaget p� at det vi ikke hadde fjernet en h�yspenningskabel som vi hadde p�vist for han et par uker f�r! Figuren er fra EnergiNed i Nederland og i mangel av noe annet satte jeg den inn som en antagelse om omtrent hvilket omr�de vi ligger. Netteier b�r kunne vite noe om dette s�rlig hvis de tenker seg muligheten for � kj�re deler av nettet i �ydrift ved storfeil/langvarige feil i innf�ringsstasjonene. �ydrift m� alltid avtales med Netteier! Normalt gj�res ikke dette da nettet bygges konsekvent opp etter utfall fra innf�ringsstasjonene/store produksjonssteder. Normaldrift m� diskuteres med netteier. Gjelder tilknytningen sm� aggregat m� det kanskje aksepteres at det er lav terskel for utkobling og omfattende beskyttelsestiltak er kanskje ikke regningsvarende. Men sikker utkobling ved feil er viktig for sikkerheten for ansatte og publikum. Hovedbudskapet mitt idag er nok at det syndes meget med � ta tidlig nok kontakt med netteier, rekorden hittil er en utbygger i Lillestr�m som ringte og klaget p� at det vi ikke hadde fjernet en h�yspenningskabel som vi hadde p�vist for han et par uker f�r! Figuren er fra EnergiNed i Nederland og i mangel av noe annet satte jeg den inn som en antagelse om omtrent hvilket omr�de vi ligger. Netteier b�r kunne vite noe om dette s�rlig hvis de tenker seg muligheten for � kj�re deler av nettet i �ydrift ved storfeil/langvarige feil i innf�ringsstasjonene. �ydrift m� alltid avtales med Netteier! Normalt gj�res ikke dette da nettet bygges konsekvent opp etter utfall fra innf�ringsstasjonene/store produksjonssteder.

5. ST�RSTE ST�TSTR�M

6. Feilstr�m og -komponentenes effektivverdier

7. ST�TSTR�M St�tstr�mfaktor ? er alts� her satt til 2. St�tstr�mfaktor ? varierer mellom ca 1,05 til 2 avhengig av nettets R/X forhold (fra hhv 1,2 til 0) (BEWAGs 110kV nett Scc=3.500MVA, R/X=0,115 tilsv. ? = 1,7) (Jfr Happoldt side 422-428, s. 425: ? = 1,0202+0,9798e-3,0182R/X .) Riktignok er dette ved ?=0�. (dvs sjeldent, men mulig, f� overslag med lav spenning. ?=90� gir intet likestr�msledd). Det er vanlig ikke � sette ? h�yere enn 1,8 ved beregninger (Gir 2,55 IK��), s� v�rt valg her er noks� konservativt. Men! Hvor n�yaktig er b�de nett- og maskinparametre? Sikkerhetsfaktorer m� vi ha og her er det valgt � legge de inn der det er naturlig og ikke overlate det til saksbehandlers skj�nn. Til gjengjeld skal ikke de nettparametre som er beregnet endres med tillegg av sikkerhetsfaktor. Vi m� heller ikke glemme et visst bidrag fra asynkronmotorer selv om det er lite. Vi st�r overfor valget mellom hensynet til n�yaktighet og enkelhet i saksbehandlingen. Ofte vil det v�re riktig � r�de kunden til � koste p� en skikkelig studie. Kan forsterkning i nettet unng�s eller maskininstallasjonen kan �kes noe er det kanskje det som til slutt gj�r investeringen l�nnsom. (Eksempelvis er 1% kravet for maksimal spenningsendring f�r forsterkning ved innmating et strengt krav, jfr SEfAS rapport�..)St�tstr�mfaktor ? er alts� her satt til 2. St�tstr�mfaktor ? varierer mellom ca 1,05 til 2 avhengig av nettets R/X forhold (fra hhv 1,2 til 0) (BEWAGs 110kV nett Scc=3.500MVA, R/X=0,115 tilsv. ? = 1,7) (Jfr Happoldt side 422-428, s. 425: ? = 1,0202+0,9798e-3,0182R/X .) Riktignok er dette ved ?=0�. (dvs sjeldent, men mulig, f� overslag med lav spenning. ?=90� gir intet likestr�msledd). Det er vanlig ikke � sette ? h�yere enn 1,8 ved beregninger (Gir 2,55 IK��), s� v�rt valg her er noks� konservativt. Men! Hvor n�yaktig er b�de nett- og maskinparametre? Sikkerhetsfaktorer m� vi ha og her er det valgt � legge de inn der det er naturlig og ikke overlate det til saksbehandlers skj�nn. Til gjengjeld skal ikke de nettparametre som er beregnet endres med tillegg av sikkerhetsfaktor. Vi m� heller ikke glemme et visst bidrag fra asynkronmotorer selv om det er lite. Vi st�r overfor valget mellom hensynet til n�yaktighet og enkelhet i saksbehandlingen. Ofte vil det v�re riktig � r�de kunden til � koste p� en skikkelig studie. Kan forsterkning i nettet unng�s eller maskininstallasjonen kan �kes noe er det kanskje det som til slutt gj�r investeringen l�nnsom. (Eksempelvis er 1% kravet for maksimal spenningsendring f�r forsterkning ved innmating et strengt krav, jfr SEfAS rapport�..)

8. SUBTRANSIENT STR�M

9. ST�RSTE ST�TSTR�M Minner om at det er en del gamle anlegg ute i nettet som er dimensjonert for lavere kortslutningsytelser enn det som er ved sekund�rstasjonene. Det g�r jo, stort sett, bra pga dempningen i nettet. Men n� kommer vi med en generator p� vilk�r sted og da m� vi se p� st�rste st�tstr�m. Muligens er det enklere � sett inn en str�mbegrensende seriereaktor i stedet for � lage en spesiell maskin? I helt spesielle tilfeller kan det bli n�dvendig � sette inn en Is-begrenser som bryter i f�rste halvperiode for h�yeste st�tstr�m n�s.Minner om at det er en del gamle anlegg ute i nettet som er dimensjonert for lavere kortslutningsytelser enn det som er ved sekund�rstasjonene. Det g�r jo, stort sett, bra pga dempningen i nettet. Men n� kommer vi med en generator p� vilk�r sted og da m� vi se p� st�rste st�tstr�m. Muligens er det enklere � sett inn en str�mbegrensende seriereaktor i stedet for � lage en spesiell maskin? I helt spesielle tilfeller kan det bli n�dvendig � sette inn en Is-begrenser som bryter i f�rste halvperiode for h�yeste st�tstr�m n�s.

10. Den totale feilstr�mmen, nullgjennnomgang Maskinparametrene er representative for en st�rre vannkraftgenerator (alts� synkronmaskin): x''d = 0,25 pu T''d = 0,05 s (bestemmes av rotordempekretsen) x'd = 0,33 pu T'd = 1,0 s (bestemmes av magnetiseringsviklingen) xd = 1,0 pu Ta = 0,1 s (bestemmes av statorviklingen) Det kan alts� oppleves at p�kjenningen p� effektbrytere i nettet blir st�rre etter at distribuert produksjon kommer inn i nettet. Sitter det d�rlige brytere langt ute i nettet (for eksempel MOB�er!) kan det bety utskifting n�r DG er planlagt. Maskinparametrene er representative for en st�rre vannkraftgenerator (alts� synkronmaskin): x''d = 0,25 pu T''d = 0,05 s (bestemmes av rotordempekretsen) x'd = 0,33 pu T'd = 1,0 s (bestemmes av magnetiseringsviklingen) xd = 1,0 pu Ta = 0,1 s (bestemmes av statorviklingen) Det kan alts� oppleves at p�kjenningen p� effektbrytere i nettet blir st�rre etter at distribuert produksjon kommer inn i nettet. Sitter det d�rlige brytere langt ute i nettet (for eksempel MOB�er!) kan det bety utskifting n�r DG er planlagt.

11. KORTSLUTNINGSINDIKATORER Den konservative margin er (igjen) valgt fordi nettparametre ofte ikke er kjent eller er mangelfulle. Hvor lang er linja egentlig? Kjennes alle tverrsnittsendringer?Den konservative margin er (igjen) valgt fordi nettparametre ofte ikke er kjent eller er mangelfulle. Hvor lang er linja egentlig? Kjennes alle tverrsnittsendringer?

12. KORTSLUTNINGSINDIKATORER 10kV NETTET

13. MASKINPARAMETRE I 10kV NETTET

14. MASKINPARAMETRE I 10kV NETTET

15. MASKINPARAMETRE I 10kV NETTET

16. KORTSLUTNINGSINDIKATORER 20kV NETTET Langt st�rre %-vis forskjell i 20kV nettet (50%) enn i 10kVnettet (10% som skyldes ulike toleranser p� kortslutningsindikatorene).Langt st�rre %-vis forskjell i 20kV nettet (50%) enn i 10kVnettet (10% som skyldes ulike toleranser p� kortslutningsindikatorene).

17. MASKINPARAMETRE I 20kV NETTET Jeg er Magnus Gustafsson i E-CO Partner takknemlig for denne fremstillingen. Jeg har ikke sett sammenhengen mellom maskinparametre og kortslutningsstr�m framstilt slik andre steder og det ga en ny innsikt for meg. Kortslutningsindikatorer med retning har jeg ikke sett og bruk av overstr�mretningsvern er jo alt for kostbart, rent ut dyrt. Vi ser at kortslutningsindikatorene setter en ikke ubetydelig ramme for den maskin som skal tilknyttes nettet. I hvilken grad dette bildet an brukes direkte i mange eller i f� tilfeller er en utfordring for oss. I mange tilfeller vil vi nok anbefale tiltakshaver/utbygger � koste p� seg en skikkelig studie. De kostnadene kan nok v�re vel anvendt hvis maskinen kan bli st�rre eller nettforsterkninger unng�s.Jeg er Magnus Gustafsson i E-CO Partner takknemlig for denne fremstillingen. Jeg har ikke sett sammenhengen mellom maskinparametre og kortslutningsstr�m framstilt slik andre steder og det ga en ny innsikt for meg. Kortslutningsindikatorer med retning har jeg ikke sett og bruk av overstr�mretningsvern er jo alt for kostbart, rent ut dyrt. Vi ser at kortslutningsindikatorene setter en ikke ubetydelig ramme for den maskin som skal tilknyttes nettet. I hvilken grad dette bildet an brukes direkte i mange eller i f� tilfeller er en utfordring for oss. I mange tilfeller vil vi nok anbefale tiltakshaver/utbygger � koste p� seg en skikkelig studie. De kostnadene kan nok v�re vel anvendt hvis maskinen kan bli st�rre eller nettforsterkninger unng�s.

18. MASKINPARAMETRE I 20kV NETTET

19. MASKINPARAMETRE I 20kV NETTET

20. TRANSIENT STABILITET, OG �YDRIFT Produksjonsanleggene p� Klemetsrud best�r av 4 synkron gassmotorer � 1,3 MVA eid av Oslo Renholdsverk, samt et kondensasjons turbo-aggregat p� 13,5 MVA eid av Viken Energinett. Med grunnlag i en sammenstilling av asynkronmotorer i Klemetsrudanlegget er en ekvivalent asynkronmotor med merkeytelsen 0,6 MVA inkludert i modellen sammen med �vrig last p� Klemetsrudanlegget. For at stabil �ydrift skal kunne opprettholdes m� noen generelle villk�r v�re oppfylt: Produksjonskapasiteten for de generatoraggregat som er i drift m� minst v�re like stor som �yens samlede last. Dette gjelder b�de for aktiv- og reaktiv effekt. Generatoraggregatene m� v�re utstyrt med regulatorer for frekvens og spenning. Som grunnlag for � beregne st�tstr�mmen brukes den subtransiente feilstr�mmen. Dvs at synkronmaskinene i nettet er representert med sine subtransiente reaktanser. For � beregne den transiente feilstr�mmen representeres synkronmaskinene med sine transiente reaktanser. Kortslutningsstr�mmen fra asynkronmaskiner er av subtransient natur. Feilstr�mmen avtar raskt med en tidskonstant p� ca. 30 ms. Hvis kortslutningen intreffer p� et annet sted enn maskinens klemmer kommer tidskonstanten til � bli st�rre, men derimot blir feilstr�mmen fra maskinen mindre. En Asynkronmaskin har ingen stasjon�r kortslutningsstr�m p.g.a. at den mangler separat magnetisering. I beregningene er asynkronmaskinen kun hensyntatt ved beregning av subtransient feilstr�m.Produksjonsanleggene p� Klemetsrud best�r av 4 synkron gassmotorer � 1,3 MVA eid av Oslo Renholdsverk, samt et kondensasjons turbo-aggregat p� 13,5 MVA eid av Viken Energinett. Med grunnlag i en sammenstilling av asynkronmotorer i Klemetsrudanlegget er en ekvivalent asynkronmotor med merkeytelsen 0,6 MVA inkludert i modellen sammen med �vrig last p� Klemetsrudanlegget. For at stabil �ydrift skal kunne opprettholdes m� noen generelle villk�r v�re oppfylt: Produksjonskapasiteten for de generatoraggregat som er i drift m� minst v�re like stor som �yens samlede last. Dette gjelder b�de for aktiv- og reaktiv effekt. Generatoraggregatene m� v�re utstyrt med regulatorer for frekvens og spenning. Som grunnlag for � beregne st�tstr�mmen brukes den subtransiente feilstr�mmen. Dvs at synkronmaskinene i nettet er representert med sine subtransiente reaktanser. For � beregne den transiente feilstr�mmen representeres synkronmaskinene med sine transiente reaktanser. Kortslutningsstr�mmen fra asynkronmaskiner er av subtransient natur. Feilstr�mmen avtar raskt med en tidskonstant p� ca. 30 ms. Hvis kortslutningen intreffer p� et annet sted enn maskinens klemmer kommer tidskonstanten til � bli st�rre, men derimot blir feilstr�mmen fra maskinen mindre. En Asynkronmaskin har ingen stasjon�r kortslutningsstr�m p.g.a. at den mangler separat magnetisering. I beregningene er asynkronmaskinen kun hensyntatt ved beregning av subtransient feilstr�m.

21. Feil 11kV kabelavgang og 240msek brytetid Legg merke til at spenningen i det lokale nettet trekkes mye ned da feilen er n�r ssk.Legg merke til at spenningen i det lokale nettet trekkes mye ned da feilen er n�r ssk.

22. Feil 11kV kabelavgang og 240msek brytetid Her g�r �gassgeneratorene� rett ut av synkronisme. �Dampgenerator� (turbo) passerer 90 grader, men ser ut til � ta seg inn igjen. Hvor realistisk dette er kan man jo lure p�. Legg merke til at 240msek er langt under den faktiske reletid som jeg antar er 300 msek forsinkelse pluss brytertid. (Eldre rel�er har 500msek forsinkelse.) Forsinkelse m� netteier ha for � gi h�yspenningsikringene som beskytter fordelingstransformatorene og lavspenningssamleskinne en sjans til � bryte en feilstr�m. Denne selektivitet er ikke alltid lett � f� til og det er et tankekors at ikke everkene bruker mer inverstidsrel�er som er utbredt praksis i industrien.Her g�r �gassgeneratorene� rett ut av synkronisme. �Dampgenerator� (turbo) passerer 90 grader, men ser ut til � ta seg inn igjen. Hvor realistisk dette er kan man jo lure p�. Legg merke til at 240msek er langt under den faktiske reletid som jeg antar er 300 msek forsinkelse pluss brytertid. (Eldre rel�er har 500msek forsinkelse.) Forsinkelse m� netteier ha for � gi h�yspenningsikringene som beskytter fordelingstransformatorene og lavspenningssamleskinne en sjans til � bryte en feilstr�m. Denne selektivitet er ikke alltid lett � f� til og det er et tankekors at ikke everkene bruker mer inverstidsrel�er som er utbredt praksis i industrien.

23. Feil 11kV kabelavgang og 240msek brytetid Den dampdrevne generatoren produserer 10 MW aktiv effekt. Aggregatet driftes normalt effektfaktorregulert, en regulering som kan v�re enten manuell eller automatisk. Manuell regulering inneb�rer at maskinens feltstr�m er konstant mellom reguleringstilfellene. Det inneb�rer at spenningsregulatoren ikke deltar i det dynamiske forl�p, noe som kan virke negativt p� aggregatets transiente stabilitet. (Evne til � �overleve� en feil i nettet.) Automatisk effektfaktorregulering inneb�rer at spenningsregulatoren regulerer maskinens indre spenning slik at effekten "alltid" har �nsket effektfaktor. Ved normal drift produserer generatoren i hovedsak aktiv effekt. Ved en kortslutning i nettet kan forholdet bli omvendt slik at generatoren produserer overveiende reaktiv effekt. Hvis spenningsregulatoren pr�ver � rette p� effektfaktoren under feil, s� blir det ved � dra ned maskinens indre spenning. Dette vil sannsynligvis ha en st�rre negativ invirkning p� aggregatets stabilitet enn hva som er tilfelle med den manuelle reguleringen. Den dampdrevne generatoren produserer 10 MW aktiv effekt. Aggregatet driftes normalt effektfaktorregulert, en regulering som kan v�re enten manuell eller automatisk. Manuell regulering inneb�rer at maskinens feltstr�m er konstant mellom reguleringstilfellene. Det inneb�rer at spenningsregulatoren ikke deltar i det dynamiske forl�p, noe som kan virke negativt p� aggregatets transiente stabilitet. (Evne til � �overleve� en feil i nettet.) Automatisk effektfaktorregulering inneb�rer at spenningsregulatoren regulerer maskinens indre spenning slik at effekten "alltid" har �nsket effektfaktor. Ved normal drift produserer generatoren i hovedsak aktiv effekt. Ved en kortslutning i nettet kan forholdet bli omvendt slik at generatoren produserer overveiende reaktiv effekt. Hvis spenningsregulatoren pr�ver � rette p� effektfaktoren under feil, s� blir det ved � dra ned maskinens indre spenning. Dette vil sannsynligvis ha en st�rre negativ invirkning p� aggregatets stabilitet enn hva som er tilfelle med den manuelle reguleringen.

24. Feil ytterst p� 11kV ring med 500msek brytetid Dette viser resultater fra kortslutning p� 11 kV skinnen i en nettstasjon ytterst p� en kabelring og med 500�ms brytetid. P.g.a. at feilen er relativt langt fra generatorene blir spenningene under feil en god del h�yere enn i det forrige tilfellet. Dette viser resultater fra kortslutning p� 11 kV skinnen i en nettstasjon ytterst p� en kabelring og med 500�ms brytetid. P.g.a. at feilen er relativt langt fra generatorene blir spenningene under feil en god del h�yere enn i det forrige tilfellet.

25. Feil ytterst p� 11kV ring med 500msek brytetid I dette tilfellet er resistansen mellom generatorene og feilen relativt h�y. Generatorene avgir da mer aktiv effekt under feilens f�rste fase enn f�r feilen inntreffer p.g.a tapene som kortslutningsstr�mmen for�rsaker. Generatorene vil derfor retarderes under den f�rste delen av feilen. Ettersom reaktansene i generatorene endres under feilen, s� minsker feilstr�mmen og dermed ogs� den avgitte effekten slik at generatorene p� nytt akselereres. Akselerasjonen forsterkes av at turbinregulatorene har �kt p�draget som svar p� den �kte elektriske effekten. Forskjellen mellom gassmotorene og dampturbinen framg�r tydelig. Gassmotorene har en mye hurtigere regulering enn dampturbinen som har lengre tidskonstanter i den mekaniske prim�rdriver. Det var ikke uten grunn at de gamle hadde svinghjul p� maskinen. Se ogs� punkt17.13 sidene 327-330 i �Protective relays application guide�, Second Edition 1975, reprinted 1977, GEC Measurements, St. Leonards Works, Stafford (GEC Ltd. of England). Page 329 (17.13.2): �The oscillations may disappear in a few seconds, in which case it is desirable that no tripping take place. If, however, the angular displacement of thr rotor exceeds the stable limit, the rotor will slip a pole pitch. If the disturbance has been sufficeiently removed by the time this has occured, the machine may regain synchronism, but if it does not, it must be isolated from the system. Alternatively the field switch may be tripped, reducing the condition to that of asynchronous running and thereby removing the violent power oscillations from the system and the corresponding severe mechanical torque oscillations from the machine. The load should then be reduced to a low value, at which the set will probably resynchronize; if this does not work reclosing the field switch with the excitation control set to the minimum position will cause the set to synchronize smoothly.� S� f�lger bruk av to impedans rel�er som detekterer retningen �slip/swing locus� (kurven som enden av impedansvektoren beveger seg) beveger seg gjennom de tre sonene og tripper f�rst n�r sving locus g�r inn i tredje sone (rel�ene kan blokkeres for sving opp til +90 grader, som korresponderer til betingelsen der synkronisme kan bli retablert).I dette tilfellet er resistansen mellom generatorene og feilen relativt h�y. Generatorene avgir da mer aktiv effekt under feilens f�rste fase enn f�r feilen inntreffer p.g.a tapene som kortslutningsstr�mmen for�rsaker. Generatorene vil derfor retarderes under den f�rste delen av feilen. Ettersom reaktansene i generatorene endres under feilen, s� minsker feilstr�mmen og dermed ogs� den avgitte effekten slik at generatorene p� nytt akselereres. Akselerasjonen forsterkes av at turbinregulatorene har �kt p�draget som svar p� den �kte elektriske effekten. Forskjellen mellom gassmotorene og dampturbinen framg�r tydelig. Gassmotorene har en mye hurtigere regulering enn dampturbinen som har lengre tidskonstanter i den mekaniske prim�rdriver. Det var ikke uten grunn at de gamle hadde svinghjul p� maskinen. Se ogs� punkt17.13 sidene 327-330 i �Protective relays application guide�, Second Edition 1975, reprinted 1977, GEC Measurements, St. Leonards Works, Stafford (GEC Ltd. of England). Page 329 (17.13.2): �The oscillations may disappear in a few seconds, in which case it is desirable that no tripping take place. If, however, the angular displacement of thr rotor exceeds the stable limit, the rotor will slip a pole pitch. If the disturbance has been sufficeiently removed by the time this has occured, the machine may regain synchronism, but if it does not, it must be isolated from the system. Alternatively the field switch may be tripped, reducing the condition to that of asynchronous running and thereby removing the violent power oscillations from the system and the corresponding severe mechanical torque oscillations from the machine. The load should then be reduced to a low value, at which the set will probably resynchronize; if this does not work reclosing the field switch with the excitation control set to the minimum position will cause the set to synchronize smoothly.� S� f�lger bruk av to impedans rel�er som detekterer retningen �slip/swing locus� (kurven som enden av impedansvektoren beveger seg) beveger seg gjennom de tre sonene og tripper f�rst n�r sving locus g�r inn i tredje sone (rel�ene kan blokkeres for sving opp til +90 grader, som korresponderer til betingelsen der synkronisme kan bli retablert).

26. Dampgenerator kobles ut (Spenninger) N�r dampgeneratoren kobles fra oppst�r det pendlinger i gassgeneratoraggregatene som f�lge av at spenningene i nettet endrer st�rrelser og vinkler momentant. Pendlingene er ikke av en slik st�rrelse at de burde inneb�re noen driftsmessige problemer. Gassgeneratorenes spenningsregulatorer tilbakestiller spenningene lokalt, men dette har kun begrenset innvirkning p� spenningene i det �vrige 11 kV nettet. Den stasjon�re spenningsendring er liten, muligens vil sekund�rstasjonens hovedtransformator trinne et trinn.N�r dampgeneratoren kobles fra oppst�r det pendlinger i gassgeneratoraggregatene som f�lge av at spenningene i nettet endrer st�rrelser og vinkler momentant. Pendlingene er ikke av en slik st�rrelse at de burde inneb�re noen driftsmessige problemer. Gassgeneratorenes spenningsregulatorer tilbakestiller spenningene lokalt, men dette har kun begrenset innvirkning p� spenningene i det �vrige 11 kV nettet. Den stasjon�re spenningsendring er liten, muligens vil sekund�rstasjonens hovedtransformator trinne et trinn.

27. Dampgenerator kobles ut (Reaktiv effektflyt) Legg merke til at mye av det reaktiv forbruk m� overtas av de andre maskinene. Dette er et krav ved �ydrift at maskinene er dimensjonert for det. Normalt er det ikke interessant for kraftverkseier � g� rett over til �ydrift. Hvis det er tilknyttet industri som kan bruke �ydrift som n�dreserve og kraftverket er forberedt p� �ydrift (genrator har frekvensregulator), kan mulighet for �ydrift avtales med netteier. Normalt vil da nettet �rives� ved feil, og produksjon og industri startes opp igjen som �ydrift etter kontakt med netteiers driftssentral. Har industrien store avbruddskostnader og lan oppstarttid ved kortvarige avbrudd kan det v�re liten nytte av mulighet for �ydrift, annet enn ved lange avbrudd.Legg merke til at mye av det reaktiv forbruk m� overtas av de andre maskinene. Dette er et krav ved �ydrift at maskinene er dimensjonert for det. Normalt er det ikke interessant for kraftverkseier � g� rett over til �ydrift. Hvis det er tilknyttet industri som kan bruke �ydrift som n�dreserve og kraftverket er forberedt p� �ydrift (genrator har frekvensregulator), kan mulighet for �ydrift avtales med netteier. Normalt vil da nettet �rives� ved feil, og produksjon og industri startes opp igjen som �ydrift etter kontakt med netteiers driftssentral. Har industrien store avbruddskostnader og lan oppstarttid ved kortvarige avbrudd kan det v�re liten nytte av mulighet for �ydrift, annet enn ved lange avbrudd.

28. Dampgenerator kobles ut (Gassgenerator oppf�rsel) Selv om den elektriske effekten svinger voldsomt, er ikke den tilh�rende mekaniske p�kjenning tilsvarende stor. Tidskonstantene i spenningsregulator og feltkrets er mye kortere enn de mekaniske tidskonstanter i dampregulator og det mekaniske system.Selv om den elektriske effekten svinger voldsomt, er ikke den tilh�rende mekaniske p�kjenning tilsvarende stor. Tidskonstantene i spenningsregulator og feltkrets er mye kortere enn de mekaniske tidskonstanter i dampregulator og det mekaniske system.

29. Feil p� 47kV luftlinje og overgang til �ydrift Distansevernets 1. sone, 100msek Da u�nskede �ydriftstilstander m� kunne detekteres ogs� ved de tilfeller n�r frekvensen forholder seg relativt stabil er simuleringene av �ydrift utf�rt med en last p� 12 MW og en lokal produksjon p� 13,6 MW. Dette gir en liten frekvensforandring som sannsynligvis ikke vil gi opphav til utkobling av de lokale generatorene. Hvis generatorene skal bruke lokale kriterier for � oppdage �ydrift s� er sannsynligvis spenningen den parameter som er mest realistisk � bruke. N�r koblingen til 47 kV nettet forsvinner oppst�r en mangel p� reaktiv effekt som m� dekkes av de lokale generatorene. Det inneb�rer at spenningen umiddelbart etter at koblingen til 47 kV nettet forsvinner er lavere enn den var f�r feil. Generatorenes spenningsregulatorer vil da p� nytt regulere inn generatorspenningene til det samme niv�et som f�r feil. Simuleringene viser at m�lt frekvens er ikke tilstrekkelig som kriterium for � detektere �ydrift til enhver tid. Flere kriterier m� foreligge for de tilfeller da �yen har god balanse mellom aktiv last og produksjon. Dessverre henter spenningene i Klemetsrudnettet seg altfor raskt inn igjen etter at feilen er frakoplet, til at spenningene rett etter at feilen er frakoblet skal kunne brukes til � detektere �ydrift. Hvis generatorene kun skal bruke lokale kriterier for � unng� �ydrift, m� de kobles ut p.g.a den lave spenningen under feil. Dette vil dog resultere i mange un�dvendige utkoblinger siden andelen feil som leder til �ydrift kun er en br�kdel av det totale antallet feil som gir lave spenninger, samt det faktum at de lokale generatorene stabilitetsmessig klarer samtlige feil som kobles bort momentant. Da u�nskede �ydriftstilstander m� kunne detekteres ogs� ved de tilfeller n�r frekvensen forholder seg relativt stabil er simuleringene av �ydrift utf�rt med en last p� 12 MW og en lokal produksjon p� 13,6 MW. Dette gir en liten frekvensforandring som sannsynligvis ikke vil gi opphav til utkobling av de lokale generatorene. Hvis generatorene skal bruke lokale kriterier for � oppdage �ydrift s� er sannsynligvis spenningen den parameter som er mest realistisk � bruke. N�r koblingen til 47 kV nettet forsvinner oppst�r en mangel p� reaktiv effekt som m� dekkes av de lokale generatorene. Det inneb�rer at spenningen umiddelbart etter at koblingen til 47 kV nettet forsvinner er lavere enn den var f�r feil. Generatorenes spenningsregulatorer vil da p� nytt regulere inn generatorspenningene til det samme niv�et som f�r feil. Simuleringene viser at m�lt frekvens er ikke tilstrekkelig som kriterium for � detektere �ydrift til enhver tid. Flere kriterier m� foreligge for de tilfeller da �yen har god balanse mellom aktiv last og produksjon. Dessverre henter spenningene i Klemetsrudnettet seg altfor raskt inn igjen etter at feilen er frakoplet, til at spenningene rett etter at feilen er frakoblet skal kunne brukes til � detektere �ydrift. Hvis generatorene kun skal bruke lokale kriterier for � unng� �ydrift, m� de kobles ut p.g.a den lave spenningen under feil. Dette vil dog resultere i mange un�dvendige utkoblinger siden andelen feil som leder til �ydrift kun er en br�kdel av det totale antallet feil som gir lave spenninger, samt det faktum at de lokale generatorene stabilitetsmessig klarer samtlige feil som kobles bort momentant.

30. Feil p� (en annen) 47kV luftlinje og overgang til �ydrift Distansevernets 2. sone, 400msek Brytetid [ms] Resultat Feilsted: 11 kV siden av 11/0,69 kV transformator til gassgenerator 150 OK 160 Gassgeneratorer ut av fase 260 Gassgeneratorer ut av fase 270 Dampgenerator ut av fase Feilsted: 11 kV kabelavgang i Klemetsrud understasjon 150 OK 160 Gassgeneratorer ut av fase 240 Gassgeneratorer ut av fase 250 Dampgenerator ut av fase (Konstant feltstr�m) 260 Dampgenerator ut av fase (Spenningsregulert) Feilsted: 11 kV skinne i nettstasjon ytterst p� kabelring 70 OK 500 OK, men spenningen stiger tempor�rt til 1,06�pu ved gassgeneratorene etter feil (Konstant feltstr�m) OK, men spenningen stiger tempor�rt til 1,1�pu ved gassgeneratorene etter feil (Spenningsregulert) 970 OK, men store effektpendlinger p� dampgenerator og gassgeneratorer 980 Dampgenerator ut av fase 1130 Dampgenerator ut av fase 1140 Gassgeneratorer ut av fase Feilsted: 47 kV i Prinsdal Understasjon 360 OK 370 Dampgenerator ut av fase 380 Dampgenerator ut av fase 390 Gassgeneratorer ut av fase Brytetid [ms] Resultat Feilsted: 11 kV siden av 11/0,69 kV transformator til gassgenerator 150 OK 160 Gassgeneratorer ut av fase 260 Gassgeneratorer ut av fase 270 Dampgenerator ut av fase Feilsted: 11 kV kabelavgang i Klemetsrud understasjon 150 OK 160 Gassgeneratorer ut av fase 240 Gassgeneratorer ut av fase 250 Dampgenerator ut av fase (Konstant feltstr�m) 260 Dampgenerator ut av fase (Spenningsregulert) Feilsted: 11 kV skinne i nettstasjon ytterst p� kabelring 70 OK 500 OK, men spenningen stiger tempor�rt til 1,06�pu ved gassgeneratorene etter feil (Konstant feltstr�m) OK, men spenningen stiger tempor�rt til 1,1�pu ved gassgeneratorene etter feil (Spenningsregulert) 970 OK, men store effektpendlinger p� dampgenerator og gassgeneratorer 980 Dampgenerator ut av fase 1130 Dampgenerator ut av fase 1140 Gassgeneratorer ut av fase Feilsted: 47 kV i Prinsdal Understasjon 360 OK 370 Dampgenerator ut av fase 380 Dampgenerator ut av fase 390 Gassgeneratorer ut av fase

31. Feil p� (en annen) 47kV luftlinje. Mulig overgang til �ydrift Distansevernets 2. sone, 400msek Fors�k p� � lime inn bildet som �punktgrafikk� isf �bilde� ved bruk av Lim inn utvalg. Se hva som er best p� storskjerm.Fors�k p� � lime inn bildet som �punktgrafikk� isf �bilde� ved bruk av Lim inn utvalg. Se hva som er best p� storskjerm.

32. KRAV OVERLIGGENDE R-NETT

33. KRAV 11-22kV NETT

34. KRAV 1kV NETT

35. �Denne retningslinje er et utfyllende supplement til Vikens �Standard vilk�r for tilknytning, nettleie og levering av elektrisk kraft�.� Innmating kan ikke behandles som et uttak! TILLEGG TIL STANDARDVILK�R

36. KRAV TIL VERN, SYNKRONGENERATOR Vern av maskiner er et omfattende tema og jeg har ikke detaljkunnskap om dette. Retningslinjene i �stnett er vesentlig hentet fra Dansker retningslinjer utgitt av DEFU. SINTEF Energiforskning har brukte de samme i sitt arbeid for EBL Kompetanse. Jeg vil kort g� inn p� de ulike vernerel�funksjoner som er krav eller som anbefales for beskyttelse av maskinen og det rel�vern som er n�dvendig for � beskytte nettet. I hvilken grad de ulike verner�lefunksjoner kan puttes inn i en eller flere bokser b�r diskuteres med netteier, men her er utviklingen klart i retning av integrering. Kort oppsummering av vernene etter hvert som de vises....Vern av maskiner er et omfattende tema og jeg har ikke detaljkunnskap om dette. Retningslinjene i �stnett er vesentlig hentet fra Dansker retningslinjer utgitt av DEFU. SINTEF Energiforskning har brukte de samme i sitt arbeid for EBL Kompetanse. Jeg vil kort g� inn p� de ulike vernerel�funksjoner som er krav eller som anbefales for beskyttelse av maskinen og det rel�vern som er n�dvendig for � beskytte nettet. I hvilken grad de ulike verner�lefunksjoner kan puttes inn i en eller flere bokser b�r diskuteres med netteier, men her er utviklingen klart i retning av integrering. Kort oppsummering av vernene etter hvert som de vises....

37. KRAV TIL VERN, SYNKRONGENERATOR, forts. Do.Do.

38. KRAV TIL VERN, ASYNKRONGENERATOR Asynkrommaskiner oppf�rer seg vesentlig forskjellig fra en synkronmaskin under et feilforl�p. Asynkrommaskiner oppf�rer seg vesentlig forskjellig fra en synkronmaskin under et feilforl�p.

39. KRAV TIL VERN, ASYNKRONGENERATOR, forts.

40. SUPPLERENDE BESKYTTELSE , MASKINVERN

41. SUPPLERENDE BESKYTTELSE , MASKINVERN

42. Marginale nettap Det er et viktig poeng med dagens nettregime (myndighetens bestemmelser for nettdriften-NVEs monopolregulering) at de legger uforholdsvis mye vekt p� tapsforholdene i nettet. NVE mener av uforst�elige grunner at marginaltapet er en viktig styringsparameter for produsenter og sluttbrukere. For distribuert generering vil det ofte bli en negativ marginaltapsprosent. Det betyr at produsenten f�r betalt av netteier for innmatingen da tapene reduseres. Men ikke alltid! Om v�ren og sommeren kan h�y produksjon gi h�ye bidrag til nettapene i et nett som er lavt belastet og med forbindelser utkoblet for revisjon. Marginaltapsprosenten kan bli b�de positiv og h�y. Slike forhold m� ta med i l�nnsomhetsberegningen for investeringen, men hvilken diskonteringfaktor som skal brukes er meget usikkert da det m� tas hensyn til en �reguleringsrisiko� for � dekke opp for NVEs og politikernes vilje og lyst til � herje med bransjen. Det har ikke v�rt mye langsiktighet i kraftbransjen de siste 5 �rene! Dette avslutter min presentasjon s� langt.Det er et viktig poeng med dagens nettregime (myndighetens bestemmelser for nettdriften-NVEs monopolregulering) at de legger uforholdsvis mye vekt p� tapsforholdene i nettet. NVE mener av uforst�elige grunner at marginaltapet er en viktig styringsparameter for produsenter og sluttbrukere. For distribuert generering vil det ofte bli en negativ marginaltapsprosent. Det betyr at produsenten f�r betalt av netteier for innmatingen da tapene reduseres. Men ikke alltid! Om v�ren og sommeren kan h�y produksjon gi h�ye bidrag til nettapene i et nett som er lavt belastet og med forbindelser utkoblet for revisjon. Marginaltapsprosenten kan bli b�de positiv og h�y. Slike forhold m� ta med i l�nnsomhetsberegningen for investeringen, men hvilken diskonteringfaktor som skal brukes er meget usikkert da det m� tas hensyn til en �reguleringsrisiko� for � dekke opp for NVEs og politikernes vilje og lyst til � herje med bransjen. Det har ikke v�rt mye langsiktighet i kraftbransjen de siste 5 �rene! Dette avslutter min presentasjon s� langt.