TR A5329 EBL-K Retningslinjer for nettilkobling av vindkraftverk. (revidert utgave) John Olav Giæver Tande

Transkript

1 TR A5329 EBL-K Retningslinjer for nettilkobling av vindkraftverk (revidert utgave) John Olav Giæver Tande Mars 2001

2

3 2 INNHOLDSFORTEGNELSE Side FORORD...3 BEGREP...4 SYMBOLLISTE INNLEDNING ELKVALITETSDATA FOR VINDTURBINER Merkeeffekt og avledede størrelser Maksimal tillatt kontinuerlig effekt Maksimal 60-sekund-middeleffekt Maksimal 0,2-sekund-middeleffekt Reaktiv effekt Flimmerkoeffisient Flimmertrinnfaktor Spenningsendringsfaktor Antall hendelser (start eller inn/utkobling av ekstra generator) Overharmonisk strøm DIMENSJONERING AV NETTILKOBLING Termisk grenselast Tapsforhold Langsomme spenningsvariasjoner Flimmer Spenningsdipp Overharmoniske RELÉBESKYTTELSE Over- og underspenningsvern Kortslutningsvern Vern mot uønsket øydrift Vern mot transiente overspenninger...28 REFERANSER...29 A. GENERELT OM VINDKRAFTVERK...30 B. SKJEMA FOR ELKVALITETSDATA FOR VINDTURBINER...35 C. DATA FOR VINDTURBINER BENYTTET I EKSEMPEL...40

4 3 FORORD Nærværende rapport er utarbeidet i prosjektet Vindkraft i fordelingsnett utført i perioden som delprosjekt under Leveringskvalitet (Enfo N2.01). Rapporten er i stor grad basert på anbefalinger gitt i IEC [1], danske DEFU KR111 [2] og svenske AMP [3]; herunder er disse videre bearbeidet og gitt en form tilpasset norske brukere. Nærværende rapport er første reviderte utgave. Det vil være aktuelt å oppdatere denne på basis av tilbakemelding fra brukere samt for å holde denne á jour med utviklingen innenfor området, herunder utviklingen av internasjonale standarder, Europanormer og nye typer vindkraftverk.

5 4 BEGREP Brukstid forhold mellom årlig produksjon og merkeeffekt Effektkurve sammenheng mellom 10-minutt-middeleffekt fra vindturbinen og 10- minutt-middel vindhastighet i navhøyde Flimmer mål på hurtige variasjoner i spenningen (spenningsfluktuasjoner); ved P st eller P lt > 1 vil de fleste oppleve sjenerende flimmer i lys fra glødelamper o.a. Flimmerkoeffisient normalisert mål på flimmerbidrag fra vindturbin ved kontinuerlig drift Flimmertrinnfaktor normalisert mål på flimmerbidrag fra vindturbin pga. en enkelt start eller eventuelt inn/utkobling av ekstra generator eller generatorviklinger Kortslutningsforhold forhold mellom nettets kortslutningsytelse og vindkraftverkets merkeeffekt Merkevind laveste vindhastighet som gir merkeeffekt fra vindkraftverket, typisk m/s Pitch control (eng.) aktiv endring av bladvinkel i henhold til kontrollstrategi for vindturbinen Rayleigh fordeling benyttes ofte til å beskrive den statistiske fordelingen av vindhastigheten innenfor et år Softstarter kraftelektronikk som begrenser innkoblingsstrømmen ved start av en vindturbin Spenningsendringsfaktor normalisert mål på (negativ) spenningsendring pga. start eller eventuelt innkobling av ekstra generator eller generatorviklinger Spenningsdipp hurtig reduksjon av spenningen til mellom 1 og 90 % av nominell spenning etterfulgt av gjenopprettelse av normal spenning innenfor kort tid, typisk 10 ms til 1 minutt; en spenningsendring som ikke medfører lavere spenning enn 90 % av nominell verdi er ikke en spenningsdipp Stall control (eng.) aerodynamisk effekt som kan utnyttes for å begrense utgangseffekten fra en vindturbin Startvind laveste vindhastighet som gir produksjon fra vindkraftverket, typisk 4-5 m/s Vindkraftverk en vindturbin eller en vindpark Vindpark en samling av flere vindturbiner Vindturbin komplett system for konvertering av energien i vinden til elkraft; består av rotor, maskinhus, tårn og styresystem

6 5 SYMBOLLISTE ψ k nettets kortslutningsvinkel = arctan(x k /R k ) β eksponent for beregning av sum overharmonisk strøm fra et antall vindturbiner a kapitaliseringsfaktor = (1-(1+r) -n )/r; n er antall år økonomisk levetid og r er rente p.a. c(ψ k,v a ) flimmerkoeffisient d spenningsendring f(v) vindhastighetens fordeling i navhøyde; beskrives ofte ved Rayleigh fordeling F(v) akkumulert Rayleigh fordeling 2 π v = 1 exp 4 v a h harmonisk orden I h overharmonisk strøm med orden h I n merkestrøm I max,c maksimal strøm (0,2-sekund-middelverdi) ved kontinuerlig drift I max,s maksimal strøm ved start eller innkobling av eventuell ekstra generator/viklinger I T maksimal tillatt driftsstrøm k f (ψ k ) flimmertrinnfaktor k i forhold mellom maksimal innkoblingsstrøm og merkestrøm k u (ψ k ) spenningsendringsfaktor N 10 antall start eller lignende innenfor en periode på 10 minutter. N 120 antall start eller lignende innenfor en periode på 2 timer. n i omsetningsforhold for transformator tilhørende vindturbin i N wt antall vindturbiner P 0 jerntap i transformator P 0,2 maksimal 0,2-sekunds-middel effekt P 60 maksimal 60-sekunds-middel effekt P lt long term flimmer (2 timer) P st short term flimmer (10 minutter) P mc maksimal kontinuerlig effekt P n merkeeffekt Q 0,2 reaktiv effekt ved P 0,2 Q 60 reaktiv effekt ved P 60 Q mc reaktiv effekt ved P mc Q n reaktiv effekt ved P n R k nettets kortslutningsresistans S 0,2 tilsynelatende effekt ved P 0,2 S 60 tilsynelatende effekt ved P 60 S k nettets kortslutningsytelse S mc tilsynelatende effekt ved P mc S n tilsynelatende effekt ved P n S T merkeytelse for transformator U n merkespenning v vindhastighet v a årlig middelvind nettets kortslutningsreaktans X k

7 6 1 INNLEDNING Spenningskvaliteten påvirkes av produksjon fra vindkraftverk. Påvirkningen avhenger av vindkraftverkets og nettets karakteristika, og kan medføre uakseptabel spenningskvalitet. Det er derfor vesentlig at dette vurderes i forbindelse med planlegging av vindkraftverk. Forenklede beregninger som ikke tar hensyn til vindkraftverkets faktiske elektriske karakteristika, vil kunne medføre uakseptabel spenningskvalitet eller unødvendige nettforsterkninger. Nærværende rapport er derfor utarbeidet for å gi berørte parter mulighet til å foreta mer detaljerte beregninger som basis for dimensjonering av nettilkobling. Rapporten henvender seg til følgende: - utbyggere; slik at disse kan vurdere hvorledes en utbygging med vindkraft bør tilkobles nettet avhengig av installasjonens størrelse og type vindkraftverk; - netteiere; slik at disse kan vurdere om et planlagt vindkraftverk kan tilsluttes deres nett, og eventuelt beregne hvilke tiltak som må iverksettes for å kunne tillate tilkoblingen av vindkraftverket; - NVE; slik at direktoratet i forbindelse med konsesjonsbehandling kan vurdere hvorvidt konsesjonssøker har tatt behørig hensyn i forbindelse med planlagt utforming av nettilkobling; - fabrikanter av vindkraftverk; slik at disse kan vurdere hvorledes endring av deres design kan påvirke krav til nettilkobling. Rapporten gjelder for vindkraftverk bestående av en eller flere vindturbiner med trefase tilkobling til distribusjonsnettet (11-22 kv) eller til regional-/sentralnettet. De elektriske egenskapene for en vindturbin er typespesifikk. På denne bakgrunn angir IEC [1] et antall parametere som karakteriserer de elektriske egenskapene for en vindturbin og spesifiserer prosedyrer for å kvantifisere disse. Definisjonen av aktuelle parametrene er gjengitt i kapittel 2. I kapittel 3 vises hvordan de karakteristiske parameterne kan brukes ved dimensjonering av nettilkoblingen. Følgende tema er behandlet: - Termisk grenselast - Tapsforhold - Langsomme spenningsvariasjoner - Flimmer - Spenningsdipp - Overharmoniske Kapittel 4 gir en summarisk gjennomgang av forhold omkring relébeskyttelse av vindkraftverk, herunder over- og underspenningsvern, kortslutningsvern, vern mot uønsket øydrift og vern mot transiente overspenninger.

8 7 Appendiks A gir en meget kort beskrivelse av forhold vedrørende vindkraftverk, med vekt på planlegging og elektriske egenskaper. For mer informasjon henvises til [4] vedrørende planlegging. Vedrørende elektriske egenskaper er [5] særlig relevant i forhold til nærværende rapport. Dette fordi [5] belyser innvirkningen av vindkraft på spenningsforhold i fordelingsnett på basis av utførte målinger og beregninger, og at disse er benyttet til å evaluere retningslinjer gitt i nærværende rapport. Appendiks B gir skjema som kan benyttes for å innhente aktuelle vindturbindata, f.eks. ved henvendelse til leverandør. Appendiks C gir vindturbindata som benyttet i eksempel 1 til 6 i kapittel 3. Alle økonomiske beregninger er utført med antagelse om 7% diskonteringsrente p.a. Denne rentesats reflekterer nivå for samfunnsøkonomisk diskonteringsrente, men er ikke nødvendigvis identisk med til enhver tid anbefalt diskonteringsrente for samfunnsøkonomiske beregninger som kan fåes oppgitt ved henvendelse til NVE. Bedriftsøkonomisk rentesats vil normalt være vesentlig høyere avhengig av bedriftens vurderinger med hensyn til risiko og krav til avkastning. Generelt vil bruk av høyere rente gi høyere diskonterte kostnader og mindre rom for investeringer og visa versa. Tilkobling til øynett og/eller lavspenningsdistribusjonsnett er ikke omhandlet i nærværende rapport, og heller ikke forhold omkring stabilitet samt leveringspålitelighet/sikkerhet. Det understrekes at spesielt forhold omkring stabilitet og leveringspålitelighet/sikkerhet kan ha betydning for utformingen av nettilkoblingen, særlig for store vindparker, se f.eks. [6]. Ved planlegging av store parker kan det derfor være behov for å utføre flere analyser av nettforholdene, f.eks. dynamiske analyser i tillegg til de analyser som omtales i nærværende rapport. Dette gjelder også hvis nettet er relativt svakt i forhold til vindkraftverket. Aktuelle forskrifter/normer, [7], [8] og [9], samt generelle anbefalinger vedrørende teknisk/ økonomisk planlegging og dimensjonering av fordelingsnett gitt i [10] supplerer nærværende rapport.

9 8 2 ELKVALITETSDATA FOR VINDTURBINER For å kunne dimensjonere nettilkoblingen av et planlagt vindkraftverk må karakteristiske elektriske egenskaper for den enkelte vindturbin som utgjør vindkraftverket kjennes. I dette kapittel defineres de aktuelle parametrene i henhold til IEC [1]. Parameterverdiene kan anses å være de samme uavhengig av lokale forhold, men vil variere avhengig av type vindturbin, og må innhentes f.eks. ved henvendelse til leverandør av den aktuelle type vindturbin. Vedlegg B gir eksempel på skjema for innhenting av elkvalitetsdata for vindturbiner. 2.1 Merkeeffekt og avledede størrelser P n angir den maksimale 10-minutt-middel aktive effekt som vindturbinen er designet til å levere under normale forhold. Q n, S n og I n angir 10-minutt-middeldata ved P n og nominell spenning og frekvens. NOTE: Merkeeffekt og avledede størrelser benyttes i nærværende rapport kun til skalering av normaliserte verdier. 2.2 Maksimal tillatt kontinuerlig effekt P mc angir en grenseverdi som vindturbinens 10-minutt-middel aktive effekt ikke vil overskride uansett vær- og nettforhold. NOTE: En moderne vindturbin er normalt (alltid) utstyrt med et kontrollsystem som overvåker driften, herunder begrenses effektproduksjonen til ikke å overskride maksimal tillatt kontinuerlig effekt. 2.3 Maksimal 60-sekund-middeleffekt P 60 angir den 60-sekund-middel aktive effekt som vindturbinen maksimalt vil levere ved normal drift. 2.4 Maksimal 0,2-sekund-middeleffekt P 0,2 angir den 0,2-sekund-middel aktive effekt som vindturbinen maksimalt vil levere ved normal drift. 2.5 Reaktiv effekt Q = f(p) angir reaktiv effekt som funksjon av levert aktiv effekt. Q = f(p) skal angis som 10- minutt-middeldata for 0, 10, 20, 100% av P n, samt for P mc, P 60 og P 0,2.

10 9 2.6 Flimmerkoeffisient c(ψ k,v a ) er et normalisert mål på flimmerbidraget fra vindturbinen ved kontinuerlig drift (se note). Denne skal angis som funksjon av nettets kortslutningsvinkel ψ k = 30, 50, 70 og 85 grader samt som funksjon av årlig middelvind v a = 6,0, 7,5, 8,5 og 10,0 m/s i navhøyde med antatt Rayleigh fordeling. NOTE: Ved drift av en vindturbin vil denne levere en varierende effekt til nettet avhengig av vindforhold og konstruksjonen av vindturbinen. Den varierende effekten bidrar til hurtige endringer i spenningen. Flimmerkoeffisienten er et normalisert mål på endringene i spenningen omregnet til et flimmerbidrag, og oppgitt som 99% fraktilen (dvs. den verdi som kun overskrides 1 % av tiden i løpet av et år). 2.7 Flimmertrinnfaktor k f (ψ k ) er et normalisert mål på flimmerbidraget (se note) fra vindturbinen ved en spesifisert hendelse. Denne skal angis som funksjon av nettets kortslutningsvinkel ψ k = 30, 50, 70 og 85 grader, samt for følgende hendelser: A) start ved startvind +/- 2 m/s, B) start ved merkevind +/- 2 m/s og C) verste tilfelle av inn/utkobling av ekstra generator/generatorviklinger (hvis relevant for aktuell type vindturbin). NOTE: Ved start vil en vindturbin trekke en innkoblingsstrøm fra nettet som ved start av andre elektriske maskiner. Innkoblingsstrømmen begrenses ved bruk av softstarter eller eventuelt ved bruk av frekvensomformer. Innkoblingsstrømmen bidrar til en hurtig endring i spenningen. Flimmertrinnfaktoren er et normalisert mål på denne endringen i spenningen omregnet til et flimmerbidrag. 2.8 Spenningsendringsfaktor k u (ψ k ) er et normalisert mål på spenningsendringen pga. vindturbinen ved en spesifisert hendelse. Denne skal angis som funksjon av nettets kortslutningsvinkel ψ k = 30, 50, 70 og 85 grader, samt for hendelser A, B og C som spesifisert i kapittel 2.7. k u (ψ k ) tilsvarer k i som er forholdet mellom maksimal innkoblingsstrøm og merkestrøm, bortsett fra at k u (ψ k ) er en funksjon av ψ k. Den høyeste verdien av k u (ψ k ) vil være numerisk tett på k i. NOTE: Ved start vil en vindturbin trekke en innkoblingsstrøm fra nettet som ved start av andre elektriske maskiner. Innkoblingsstrømmen begrenses ved bruk av softstarter eller eventuelt ved bruk av frekvensomformer. Innkoblingsstrømmen gir opphav til et kortvarig fall i spenningen som spenningsendringsfaktoren er et normalisert mål på.

11 Antall hendelser (start eller inn/utkobling av ekstra generator) N 10 betegner maksimalt antall repetisjoner av hendelse A, B og C som spesifisert i kapittel 2.7 for den aktuelle vindturbin innenfor en periode på 10 minutter. N 120 betegner maksimalt antall repetisjoner av hendelse A, B og C som spesifisert i kapittel 2.7 for den aktuelle vindturbin innenfor en periode på 2 timer (se note). NOTE: Avhengig av kontrollsystemet til den aktuelle vindturbinen kan N 120 være mindre enn 12 ganger N Overharmonisk strøm Dette er først og fremst relevant for vindturbiner med frekvensomformer, og kreves kun spesifisert for disse, se også note 1 og 2. I h betegner maksimal overharmonisk strøm med orden h basert på 10-minutt-middeldata og ved kontinuerlig drift. I h skal angis for alle h = 2, 3, 50. THD I betegner maksimal total overharmonisk strømforvrenging for h = 2, 3, 50 basert på 10- minutt-middeldata og ved kontinuerlig drift. THD I = 1 I n 50 ( I h ) h= 2 2 (1) NOTE 1: En vindturbin uten frekvensomformer vil kunne generere overharmoniske strømmer både under kontinuerlig drift avhengig av generatorens utforming og i forbindelse med start avhengig av softstarteren. Herunder er det rapportert enkelte tilfeller hvor vindturbiner med asynkrongenerator, men uten frekvensomformer, har generert 3 og 5 te harmoniske strømmer pga. et presset generator design. Likeledes vil start av vindturbinen ved bruk av softstarter gi kortvarig (størrelsesorden mindre enn 10 sekunder) emisjon av overharmoniske strømmer. Endelig kan installasjon av vindturbiner (som alle andre elektriske komponenter) innvirke på impedansforhold i nettet slik at eksisterende overharmoniske spenninger forsterkes ved resonans. Det kjennes imidlertid ikke til tilfeller hvor noe av ovenstående har gitt problemer i form av kritiske overharmoniske spenninger. Nærværende rapport behandler derfor ikke disse tema videre. NOTE 2: Nye typer transistorbaserte frekvensomformere vil typisk operere med høye svitsjefrekvenser som gir bidrag av overharmoniske og interharmoniske strømmer fortrinnsvis i området over 2,5 khz (h = 50 tilsvarer 2,5 khz). Fordi teknologien er relativt ny, finnes imidlertid ikke omforente metoder for behandling av overharmoniske og interharmoniske strømmer i området over 2,5 khz. Nærværende rapport behandler derfor ikke dette tema videre.

12 11 3 DIMENSJONERING AV NETTILKOBLING Nærværende kapittel gir basis for dimensjonering av nettilkobling av et vindkraftverk bestående av et antall vindturbiner som er karakterisert i henhold til beskrivelsen i kapittel 2. Eksempler er benyttet for å illustrere beregningene. Eks. 1 til 6 tar alle utgangspunkt i samme datasett som gitt i appendiks C. 3.1 Termisk grenselast Kabler/linjer og transformator(er) må dimensjoneres slik at disse ikke overbelastes. Det anbefales at kabler og linjer velges slik at: I 1 T S mc, i 3 U i= 1 N wt (2) hvor - I T er maksimalt tillatt driftsstrøm for den aktuelle kabel eller luftlinje; - U er laveste normale spenning i tilknytningspunktet, dvs. nominell spenning minus maksimalt 10 % (avhengig av lokale forhold i nettet); - S mc,i er maksimalt tillatt kontinuerlig effekt fra vindturbin i; og - N wt er antall vindturbiner tilkoblet tilknytningspunktet. Ligning (2) må sies å være konservativ idet: - maksimal produksjon vil opptre ved høy vindhastighet som vil ha en avkjølende effekt (spesielt for luftlinjer); - maksimal produksjon sjelden vil vedvare over lengre perioder; - maksimal produksjon hyppigst vil opptre i kalde perioder (se Figur 4); - maksimal produksjon kan øke spenningen i tilknytningspunktet; - flere vindturbiner samlet i en park vil kun meget sjelden samtidig levere maksimal tillatt kontinuerlig effekt. Det kan derfor være aktuelt å fravike ligning (2). Ofte vil imidlertid tapsforhold og krav til elkvalitet allikevel medføre valg av større dimensjoner/ytelser. Eksempel 1: En vindpark bestående av 4 x 750 kw vindturbiner skal tilsluttes nettet som vist i Figur 1. Detaljerte data for vindturbinene er gitt i appendiks C. Kabelen mellom knutepunkt 53 (første fellespunkt) og knutepunkt 54 (tilknytningspunkt) skal dimensjoneres. Maksimal tillatt kontinuerlig effekt fra den enkelte vindturbin er oppgitt i appendiks C til P mc,i = 900 kw og Q mc,i = 0 kvar. S mc,i blir dermed 900 kva. Laveste normale spenning i tilknytningspunktet er funnet å være 0,92 pu (ved lastflytanalyse som vist i eks. 4). Ved innsetting i ligning (2) fåes dermed at

13 12 I T > 103 A. Basert på dette kunne f.eks. 25 mm 2 Al PEX kabel benyttes som har en maksimal driftsstrøm på 115 A. Se imidlertid eks. 3 vedrørende økonomisk dimensjonering. Vindpark 4 x 750 kw; v a = 8,5 m/s Tilknytningspunkt 66 kv 22 kv +/ - 1,0 % km Første fellespunkt U n = 22 kv S k = 50 MVA ψ k = 50 deg Figur 1: Eksempel på nettilkobling av vindkraftverk. Det anbefales at transformatorer velges slik at: N wt S T S mc i= 1, i (3) hvor - S T er transformatorens merkeytelse; - S mc,i er maksimal tillatt kontinuerlig effekt fra vindturbin i; og - N wt er antall vindturbiner tilkoblet transformatoren. Ligning (3) må sies å være konservativ idet: - maksimal produksjon vil opptre ved høy vindhastighet som vil ha en avkjølende effekt (spesielt hvis transformatoren installeres slik at denne aktivt benytter denne effekten); - maksimal produksjon sjelden vil vedvare over lengre perioder; - maksimal produksjon hyppigst vil opptre i kalde perioder (se Figur 4); - flere vindturbiner samlet i en park vil kun meget sjelden samtidig levere maksimal tillatt kontinuerlig effekt. Videre er det ikke entydig gitt at en større transformator vil gi mindre tap, og mindre overbelastning av en transformator i en kortere periode vil ikke nødvendigvis gi vesentlig forkortet levetid. Mindre dimensjonering av transformatoren enn som gitt av ligning (3) kan derfor være å foretrekke. [11] og [12] støtter dette.

14 13 Eksempel 2: En vindpark bestående av 4 x 750 kw vindturbiner skal tilsluttes nettet som vist i Figur 1. Med data som gitt i ovenstående eksempel 1 og i appendiks C, fåes ved innsetting i ligning (3) at hver transformator skal dimensjoneres med en merkeytelse S T > 900 kva. 3.2 Tapsforhold Tapene må beregnes for å kunne bestemme økonomisk dimensjon for kabler/linjer og transformatorer. Tapene i linjer/kabler pga. vindkraften kan beregnes i henhold til: v= 0 R T 2 2 E S ( ) ( ) 2 n s v f v dv (4) U n hvor - E er årlig energitap i linjen/kabelen pga. vindkraftproduksjonen; - R er linjen/kabelens resistans; - T = 8760 er antall timer i et normal år; - U n er nominell driftsspenning for linjen/kabelen; - S n er merkeeffekt for vindkraftverket; - s(v) er normalisert sammenheng mellom tilsynelatende effekt og vindhastighet for vindkraftverket; og - f(v) er vindhastighetens fordeling i navhøyde for vindkraftverket. Tapene i en transformator tilkoblet vindkraftverket kan beregnes i henhold til: R T S ( ) ( ) 2 n s v f v U n v= 0 E P dv (5) hvor - E er årlig energitap i linjen/kabelen pga. vindkraftproduksjonen; - P 0 er transformatorens jerntap; - R er transformatorens resistans referert til transformatorviklingen tilkoblet vindkraftverket; - T = 8760 er antall timer i et normal år; - U n er nominell driftsspenning for transformatorviklingen tilkoblet vindkraftverket; - S n er merkeeffekt for vindkraftverket; - s(v) er normalisert sammenheng mellom tilsynelatende effekt og vindhastighet for vindkraftverket; og - f(v) er vindhastighetens fordeling i navhøyde for vindkraftverket. Antas at vindhastigheten er fordelt i henhold til en Rayleigh fordeling, fåes verdier for integralet i ligning (4) og (5), heretter benevnt tapskonstanten, som gitt i Figur 2 for et typisk vindkraftverk.

15 14 0,45 0,40 0,35 0,30 Tapskonstant 0,25 0,20 0,15 0,10 0,05 0, Årlig brukstid for vindkraftverk (timer) Figur 2: Tapskonstant som funksjon av årlig brukstid for typisk vindkraftverk og uten reaktivt forbruk eller produksjon. Ovenstående gjelder kun for beregning av tap i linjer/kabler og transformatorer pga. vindkraften alene, og er relevant ved økonomisk dimensjonering av disse slik at total kostnad blir minst mulig. Eksempel 3: En vindpark bestående av 4 x 750 kw vindturbiner skal tilsluttes nettet som vist i Figur 1. Kabelen mellom knutepunkt 53 (første fellespunkt) og knutepunkt 54 (tilknytningspunkt) skal dimensjoneres. I forhold til termisk grenselast kunne som vist i eksempel 1, f.eks. 25 mm 2 Al kabel benyttes. Taes det også hensyn til elektriske tap i kabelen, fåes imidlertid en total kostnad: TK = E p a + I (6) hvor: - TK er total kostnad gitt av tap og investering; - E er årlig energitap i linjen/kabelen pga. vindkraftproduksjonen; - p er verdien av tapene pr kwh; - a er kapitaliseringsfaktoren gitt av antatt rente p.a. og antatt økonomisk levetid; - I er investering i linjer/kabler og transformatorer. I henhold til data gitt i appendiks C er vindturbinene fult kompensert for reaktivt forbruk. Videre sees det bort fra innvirking av kabler og transformatorer internt i vindparken. Med denne forenkling kan tapskonstant for vindparken avleses fra Figur 2 til 0,24 for antatt brukstid lik 3000 timer/år. Med typiske data og priser for 22 kv Al PEX kabel, antatt p = 20 øre/kwh, r = 7% p.a. og n = 20 år, fåes nå ved bruk av ligning (6) resultat av beregningen som vist i Figur 3. Fra denne sees at bruk av 50 mm 2 Al kabel gir laveste kostnader i dette tilfellet når det taes hensyn til

16 15 tap. Det understrekes at resultatet er spesifikt for de antatte forutsetninger, og kun til illustrasjon. Videre bemerkes at hvilke kostnadselementer som skal taes med i uttrykk for total kostnad vil avhenge av ståsted for analysen, f.eks. kostnad for samfunn, kostnad for vindparkeier eller kostnad for netteier Kostnad (knok) Sum tap og investering Investering Kabeldimensjon (mm 2 ) Figur 3: Beregnet kostnad for tap og investering i kabel som funksjon av kabeldimensjon. Eksempel kun til illustrasjon. For økonomisk dimensjonering av det øvrige nett (distribusjonsnett og/eller regional/sentralnett), samt for beregning av tapsleddet i nettariffen, anbefales bruk av dedikerte beregningsprogram som beregner faktisk lastflyt og tar hensyn til hvorledes produksjonen og forbruket fordeles gjennom året. Herunder bemerkes at installasjon av vindkraft tett på et forbruk med minimumslast større enn merkeeffekt for vindkraftverket typisk vil bidra til lavere totalt nettap. Er derimot merkeeffekten større enn den lokale minimumslasten, er det ikke gitt at tapene vil reduseres. Dette fordi tapen da bla. vil avhenge av hvorledes den aktuelle produksjonen og det lokale forbruket fordeles gjennom året som illustrert i Figur 4. Det understrekes at Figur 4 viser beregnet gjennomsnittlig fordeling for hele Norge, og er ikke nødvendigvis representativ for lokale forhold. For generelle anbefalinger vedrørende teknisk/økonomisk dimensjonering og planlegging henvises til [10].

17 16 7 Normaliserte data (%) vindkraft tilsig forbruk Uke Figur 4: Normaliserte data for produksjon av vindkraft, forbruk og tilsig til vannkraftverk i Norge [14]. 3.3 Langsomme spenningsvariasjoner Nettilkoblingen må dimensjoneres slik at de langsomme spenningsvariasjonene holdes innenfor gitte grenseverdier, fortrinnsvis U n ± 10 % målt som 10-minutt-middel ved tilkoblede kunder på spenningsnivå < 35 kv i henhold til EN [13]. For å undersøke hvorledes et planlagt vindkraftverk påvirker langsomme spenningsvariasjoner anbefales bruk av lastflytprogrammer som beregner stasjonær spenning i alle relevante knutepunkt i nettet. Beregningen må utføres for et antall case for å sikre at maksimal og minimal spenning finnes. Eksempler på aktuelle case er gitt i Tabell 1. Avhengig av nettforhold og vindkraftverkets karakteristika kan det være nødvendig å utføre beregninger for flere case. Tabell 1: Aktuelle case for beregning av stasjonær spenning for planlegging av vindkraftverk. Case Last Produksjon A lav maksimal kontinuerlig effekt B høy 0 I enkelte tilfeller kan det være aktuelt å utstyre vindkraftverket med en kontrollutrustning som begrenser produksjonen hvis maksimal spenning overstiger gitt grenseverdi. Dette kan være aktuelt f.eks. hvis minimumslasten kun opptrer i få timer i året, og hvis maksimal produksjon ved denne lasten gir uakseptabel høy spenning som krever en kostbar utbygging av nettet. Ved vurdering av produksjonsfrakobling som alternativ til nettforsterkning, kan tapt produksjon pga. produksjonsfrakobling f.eks. beregnes ved bruk av gjentatte lastflytanalyser hvor det taes hensyn til faktisk forventet fordeling av last og produksjon gjennom året. Dette konseptet er illustrert i Figur 5 og videre beskrevet i [15], videre refereres til demonstrasjonsprosjekt som beskrevet i [16].

18 17 66/22 kv Fordeling av last Fordeling av produksjon (%) (kw) (%) (kw) (%) (kw) (%) (kw) (%) (kw) (%) (kw) Lastflytanalyser Fordeling av spenning (%) (v) Beregning av nødvendig produksjonsfrakobling fo å overholde grenseverdi for maksimal spenning Figur 5: Illustrasjon av konsept for beregning av tapt produksjon ved produksjonsfrakobling for å overholde grenseverdi for maksimal tillatt spenning. Eksempler på andre alternativ for å redusere amplituden av de langsomme spenningsvariasjonene er bruk av energilager, regulering av reaktiv effekt og/eller styring av lokalt forbruk ved vindparken. Bruk av energilager vil i de fleste tilfeller med dagens kostnader og teknologi være et relativt dyrt alternativ. Regulering av reaktiv effekt ved vindparken for å kontrollere spenningen kan være kostnadseffektivt, dog bemerkes at motvirkning av spenningsstigning innebærer reaktivt forbruk ved parken med økte tap i nettet som konsekvens. Alternativene er videre beskrevet i [17]. Spenningsendring pga. vindkraften fra antatt stivt punkt til tilknytningspunktet for vindkraftverket kan anslåes i henhold til: U U R P + X Q U 2 (7) hvor: - U U er relativ spenningsendring pga. vindkraften med produksjon gitt av P og Q; - P er antatt produksjon fra vindkraftverket; - Q er antatt reaktiv produksjon fra vindkraftverket (negativ ved forbruk); - U er nettspenning i antatt stivt punkt; - R er resistans fra antatt stivt punkt til tilknytningspunktet for vindkraftverket; - X er reaktans fra antatt stivt punkt til tilknytningspunktet for vindkraftverket. Tidligere ble ofte forenklede betraktninger benyttet for å vurdere hvorvidt et vindkraftverk kunne tilsluttes nettet eller ikke, f.eks. at spenningsendring pga. vindkraften i henhold til (7) skulle være

19 18 mindre enn en gitt grenseverdi, ofte 1 eller 2 %. Slike forenklede betraktinger kan ha sin berettigelse i forbindelse med anslag. De erstatter imidlertid ikke behovet for lastflytanalyser som underlag for dimensjonering av nettilkoblingen. Eksempel 4: En vindpark bestående av 4 x 750 kw vindturbiner med spesifikasjoner som angitt i appendiks C, skal tilsluttes nettet som vist i Figur 1. Lastflytanalyser utføres for å undersøke hvorledes vindparken innvirker på de langsomme spenningsvariasjonene. Beregningen utføres kun for 22 kv linja siden det i dette tilfellet er rimelig å anta at vindparken ikke vil innvirke vesentlig på spenningen på 66 kv nivå eller høyere. Videre antaes at spenningen på 22 kv siden av 66 kv transformatoren holdes innenfor U = 22 kv +/- 1,0 % (ved automatisk trinning av 66 kv transformatoren). Lastflytmodellen inkluderer lavspenningstransformatorene slik at spenningen finnes både på primær og sekundærsiden av disse. Videre er det antatt at spenningsfall i lavspenningsnettet for forbrukere er neglisjerbart ved lavlast og 5 % ved høylast. Beregningsresultat for case som angitt i Tabell 1, er vist i Figur 6. Det sees at minimal spenningen er ca. 0,92 pu og at maksimal spenning er ca. 1,09 pu. Legg spesielt merke til at høyeste spenning (i pu) opptrer på lavspenningssiden av fordelingstransformator for forbrukere og ikke ved vindparken. Dette skyldes innstilt trinning av transformatorer. Beregningene viser at spenningsforholdene er akseptable i henhold til EN [13]. De beregnede spenningene er imidlertid tett på grenseverdiene, og det kan derfor være at disse i praksis allikevel ville skjønnes uakseptable siden det må taes hensyn til usikkerheter, først og fremst i forbindelse med antatt last. Spenning (pu) 1,10 1,08 1,06 1,04 1,02 1,00 0,98 0,96 0,94 0,92 0, Knutepunkt min last/max vind/lv min last/max vind/mv max last/0 vind/mv max last/0 vind/lv Figur 6: Beregnet spenning i knutepunkt på mellom- (MV) og lavspenningsnivå (LV).

20 Flimmer Flimmer i levert spenning hos kundene må i henhold til EN [13] ikke overstige P lt = 1. For å overholde dette krav må hver installasjon tilkoblet nettet kun gi et begrenset flimmerbidrag. IEC [18] beskriver metoder for å fastsette maksimalt tillatt flimmerbidrag. Det anbefales at disse metodene følges for å fastsette grenseverdier for flimmerbidrag fra vindkraftverk til første fellespunkt, dvs. første punkt sett fra vindkraftverket hvor andre nettkunder er eller kan bli tilkoblet. Eventuelt kan beregning av maksimalt tillatt flimmerbidrag unnlates hvis flimmerbidraget fra vindkraftverket til første fellespunkt er mindre enn P lt = 0,5 for long term flimmer (2 timer) og P st = 0,7 for short term flimmer (10 minutt). På basis av typespesifikasjonene av vindkraftverket samt karakteristika for det aktuelle tilknytningspunkt kan flimmerbidraget fra vindkraftverket til tilknytningspunktet beregnes. Det maksimale flimmerbidraget kan finnes ved å evaluere følgende case: A) start ved startvind +/- 2 m/s; B) start ved merkevind +/- 2 m/s; C) verste tilfelle av inn/utkobling av ekstra generator/generatorviklinger (hvis relevant for aktuell type vindturbin); og D) kontinuerlig drift av vindkraftverket. For case A, B og C kan flimmerbidraget (P st og P lt ) beregnes i henhold til: P st = 18 S k Nwt 18 f k wt N N10,i f,i k n,i ψ 10 S i=1 k 0,31 3,2 Sn ( k (ψ ) S ) = k ( ) ( N ) 0, 31 (8) P lt Nwt 8 = N Sk i= 1 120,i 3,2 Sn ( k (ψ ) S ) = k ( ψ ) ( N ) 0, 31 f,i k n,i 0,31 8 f k wt N 120 S k (9) hvor - P st og P lt er flimmerbidraget (henholdsvis short term og long term ) fra vindkraftverket til tilknytningspunktet; - N 10,i er det maksimale antall start/kobling av vindturbin i innenfor 10 minutter; - N 120,i er det maksimale antall start/kobling av vindturbin i innenfor 120 minutter; - k f,i (ψ k ) er flimmertrinnfaktoren for den aktuelle ψ k på stedet; - S n,i er merkeeffekt for vindturbin i; - S k er nettets kortslutningseffekt; - N wt er det antall vindturbiner som utgjør vindkraftverket; - ytterste høyre del av ligningene gjelder når alle N wt vindturbiner er like.

21 20 Ligning (8) og (9) ovenfor tar hensyn til både størrelsen av spenningsendringen (k f,i ) og hyppigheten av dette (N 10,i og N 120,i ). Begrensning av flimmerbidrag beregnet i henhold til ligning (8) og (9) vil dermed sikre at vindkraftverket ikke vil gi hyppige sjenerende spenningsendringer (som f.eks. kan gi blink i lyset). For case D kan flimmerbidraget beregnes i henhold til: P st 1 2 n ( ci (ψ k, va ) Sn,i ) = c(ψ k, v a ) N wt Nwt = Plt = Sk i= 1 S k S (10) hvor - P st og P lt er flimmerbidraget (henholdsvis short term og long term ) fra vindkraftverket til tilknytningspunktet; - c i (ψ k,v a ) er flimmerkoeffisienten for vindturbin i for den aktuelle ψ k og v a på stedet; - S n,i er merkeeffekt for vindturbin i; - S k er nettets kortslutningseffekt; - N wt er det antall vindturbiner som utgjør vindkraftverket; - ytterste høyre del av ligningen gjelder når alle N wt vindturbiner er like. Ligning (10) gir det maksimale flimmerbidrag (c i (ψ k,v a ) er gitt som 99 % fraktilen) fra vindkraftverket ved kontinuerlig drift. Begrensning av flimmerbidrag beregnet i henhold til ligning (10) vil dermed sikre at vindkraftverket ikke vil gi vedvarende sjenerende hurtige spenningsendringer (som f.eks. kan gi flimmer i lyset). Ved kontinuerlig drift (case D) er det som det kan sees fra lign. (10), antatt at long term og short term flimmerbidrag blir like. Dette fordi det anses som overveiende sannsynlig at vindforhold som gir short term flimmerbidrag P st kan vedvare i 2 timer, og fordi long term flimmerbidrag P lt er definert ved: P lt = P st,i 12 i= 1 (11) hvor - P st,i er short term flimmerbidrag for periode i innenfor long term intervallet. Dermed fåes ved å anta P st,i = P st for alle i innenfor long term perioden at P lt = P st for kontinuerlig drift av vindkraftverk. Hvis det maksimale flimmerbidraget beregnet for henholdsvis case A, B, C og D overskrider gitt grenseverdi for tilknytningspunktet, må enten dette forsterkes eller vindkraftverket må utformes slik at dette gir mindre flimmerbidrag.

22 21 Eksempel 5: En vindpark bestående av 4 x 750 kw vindturbiner med spesifikasjoner som angitt i appendiks C, skal tilsluttes nettet som vist i Figur 1. Det undersøkes hvorvidt vindparken kan komme til å gi et flimmerbidrag som overskrider anbefalte grenseverdier i første fellespunkt. I denne sammenheng kan det sees bort fra reguleringen av 66 kv transformatoren idet denne vil være for langsom til å fange opp spenningsvariasjoner relatert til flimmer. I første fellespunkt er kortslutningsytelse angitt til S k = 50 MVA og ψ k = 50 grader. Aktuelle data finnes fra appendiks C for aktuelle case A-D, kortslutningsvinkel og middel vindhastighet i navhøyde (v a = 8,5 m/s): A) start ved startvind: k f,i = 0,61, N 10 = 1, N 120 = 12 B) start ved merkevind: k f,i = 1,21, N 10 = 1, N 120 = 12 C) inn/utkobling av ekstra generator/generatorviklinger: ikke relevant for aktuell vindturbin D) kontinuerlig drift av vindkraftverket: c i = 4,9 Først evalueres case A til C. Umiddelbart sees at det i dette tilfellet er nok å evaluere case B, idet det for case A er oppgitt en mindre verdi for k f,i og fordi case C er oppgitt ikke relevant for den antatte type vindturbin. Case B evalueres ved innsetting av aktuelle data i ligning (8) og (9) som gir P st = 0,45 og P lt = 0,43. For evaluering av case D innsettes aktuelle data i ligning (10) som gir P st = P lt = 0,15. Totalt viser beregningen at parken med de antatte data for vindturbinene ikke vil gi flimmerbidrag til overliggende nett som overskrider anbefalte grenseverdier (P lt = 0,5 og P st = 0,7). Det understrekes at de antatte data for vindturbinene i dette eksempelet er fiktive og ikke representative for alle typer vindturbiner. Generelt gir stallregulerte vindturbiner med fast turtall høyere flimmertrinnfaktor og lavere flimmerkoeffisient enn tilsvarende vindturbin med variabel bladvinkel (pitchregulering). Videre vil vindturbiner med variabelt turtall normalt gi lavere flimmertrinnfaktor og flimmerkoeffisient enn tilsvarende vindturbin med fast turtall, uavhengig av pitch- eller stallregulering. Ved planlegging av vindkraftverk anbefales alltid bruk av faktiske vindturbindata innhentet ved forespørsel til aktuelle leverandører. 3.5 Spenningsdipp I henhold til definisjon i [13] er en spenningsdipp en hurtig reduksjon av spenningen til mellom 1 og 90 % av nominell spenning etterfulgt av gjenopprettelse av normal spenning innenfor kort tid, typisk 10 ms til 1 minutt. En spenningsendring som ikke medfører lavere spenning enn 90 % av nominell verdi, er ikke en spenningsdipp. Start og andre koblinger av vindkraftverk kan forårsake spenningsdipp. For å unngå kritiske dipp anbefales at tillatt (negativ) spenningsendring begrenses til 4 % av nominell spenning. Dette betyr

23 22 at hvis spenningen i utgangspunktet er 10 % under nominell verdi, så vil en start maksimalt redusere spenningen til = 86 % av nominell verdi. Den maksimale (negative) spenningsendring pga. av et vindkraftverk kan finnes ved å evaluere følgende case: A) start ved startvind +/- 2 m/s; B) start ved merkevind +/- 2 m/s; og C) verste tilfelle av inn/utkobling av ekstra generator/generatorviklinger (hvis relevant for aktuell type vindturbin); i henhold til: d S = 100 ku,i ( ψ k ) S n,i k (12) hvor - d er størrelsen av spenningsendringen (i prosent av nominell spenning) i tilknytningspunktet; - k u,i (ψ k ) er spenningsendringsfaktor for vindturbin i for den aktuelle ψ k på stedet; - S n er merkeeffekt for vindturbin i; og - S k er nettets kortslutningseffekt; for alle i (forskjellige typer) vindturbiner tilkoblet tilknytningspunktet. Det er ikke sannsynlig at flere vindturbiner tilkoblet samme tilknytningspunkt starter samtidig. Lign. (12) inneholder derfor ingen summering over det antall vindturbiner som utgjør vindkraftverket. Eksempel 6: En vindpark bestående av 4 x 750 kw vindturbiner med spesifikasjoner som angitt i appendiks C, skal tilsluttes nettet som vist i Figur 1. Det undersøkes hvorvidt vindparken kan komme til å gi uakseptable spenningsdipp i første fellespunkt pga. start eller annen spesifisert kobling av vindturbinene. I første fellespunkt er kortslutningsytelse angitt til S k = 50 MVA og ψ k = 50 grader. Aktuelle data finnes fra appendiks C for aktuelle case A-C og kortslutningsvinkel: A) start ved startvind: k u,i = 1,07 B) start ved merkevind: k ui = 1,51 C) inn/utkobling av ekstra generator/generatorviklinger: ikke relevant for aktuell vindturbin Umiddelbart sees at det i dette tilfellet er nok å evaluere case B, idet det for case A er oppgitt en mindre verdi for k u,i og fordi case C er oppgitt ikke relevant for den antatte type vindturbin. Case

24 23 B evalueres ved innsetting av aktuelle data i ligning (12) som gir en spenningsendring d = 2,3 %. Av dette sees at parken med de antatte data for vindturbinene ikke vil gi en hurtig negativ spenningsendring som overskrider anbefalte grenseverdi (4 %). Det understrekes at antatte data for vindturbinene i dette eksempelet er fiktive og ikke representative for alle typer vindturbiner. Generelt gir stallregulerte vindturbiner med fast turtall høyere spenningsendringsfaktor enn tilsvarende vindturbin med variabel bladvinkel (pitchregulering). Videre vil vindturbiner med variabelt turtall normalt gi lavere spenningsendringsfaktor enn tilsvarende vindturbin med fast turtall, uavhengig av pitch- eller stallregulering. Ved planlegging av vindkraftverk anbefales alltid bruk av faktiske vindturbindata innhentet ved forespørsel til aktuelle leverandører. 3.6 Overharmoniske Dette er først og fremst relevant for vindturbiner med frekvensomformer, se også note 1 og 2, kapittel De overharmoniske strømmene må begrenses slik at levert spenning hos kundene overholder grenseverdier for overharmoniske spenninger i henhold til EN [13]. For å overholde dette krav må hver installasjon tilkoblet nettet kun gi et begrenset bidrag av overharmoniske strømmer. IEC [19] beskriver metoder for å fastsette det maksimalt tillatte bidrag fra den enkelte installasjon. Det anbefales at disse metodene følges for å fastsette grenseverdier for overharmoniske strømmer fra vindkraftverk til et gitt tilknytningspunkt. Eventuelt kan dette unnlates hvis de overharmoniske strømmene overholder grenseverdiene gitt i Tabell 2, og THD I er mindre enn 5 % av I n. Se også note 1 til slutt i dette kapittel. Tabell 2: Veiledende grenseverdier for overharmoniske strømmer. Faktiske grenseverdier anbefales fastsatt ved bruk av metodene i IEC [19]. Orden Odde harmonisk orden I h (% av I n ) Like harmonisk orden I h (% av I n ) h<11 4,0 1,0 11 h<17 2,0 0,5 17 h<23 1,5 0,4 23 h<35 0,6 0,2 35 h 50 0,3 0,1 Harmoniske strømmer fra flere vindturbiner tilkoblet samme tilknytningspunkt kan beregnes i henhold til: I h = β N wt i=1 I n h,i i β (13)

25 24 hvor - I h er sum overharmonisk strøm med orden h; - N wt er antall vindturbiner tilkoblet tilknytningspunktet; - I h,i er overharmonisk strøm med orden h fra vindturbin i; - n i er omsetningsforholdet for eventuell transformator mellom vindturbin i og tilknytningspunktet; og - β er en eksponent gitt av Tabell 3. Se også note 2 på slutten av dette kapittel. Tabell 3: Spesifikasjon av β for summering av overharmoniske i henhold til IEC [19]. Hvis vindturbinene er like og utstyrt med nettkommutert omformer, skal β = 1 benyttes for alle h. Orden β h < 5 1,0 5 h 10 1,4 h > 10 2,0 Hvis de overharmoniske strømmene overskrider gitte grenseverdier for tilknytningspunktet, må enten dette forsterkes slik at disse kan aksepteres eller vindkraftverket må utformes slik at dette gir mindre overharmoniske strømmer, f.eks. ved bruk av filtre. Eksempel 7: En vindpark bestående av 2 x 3 MW vindturbiner skal tilsluttes nettet. Begge vindturbinene er utstyrt med frekvensomformer (egenkommutert) som hver for seg er antatt spesifisert å gi følgende maksimalverdier av overharmoniske strømmer (i ampere og i % av merkestrøm I n = 2,5 ka for den enkelte vindturbin referert til antatt nominell spenning på 0,69 kv): - I h,i = 120 A (4,9 %) for h = 5 - I h,i = 100 A (4,0 %) for h = 7 - I h,i = 100 A (4,0 %) for h = 9 Ved bruk av ligning (13) beregnes sum overharmonisk strøm fra de to vindturbinene. Det taes hensyn til at hver av vindturbinene er tilkoblet via egen transformator med omsetningsforhold 0,69/22 kv. Videre benyttes β = 1,4 som gitt av Tabell 3, idet frekvensomformerne ikke er nettkommuterte, og aktuell orden ligger mellom 5 og 10. Dette gir følgende resultat: - I h = 6,3 A for h = 5 - I h = 5,2 A for h = 7 - I h = 5,2 A for h = 9 Utregnet i % av merkestrøm for parken (157 A referert til 22 kv nivå) fåes dermed:

26 25 - I h = 4,0 % for h = 5 - I h = 3,3 % for h = 7 - I h = 3,3 % for h = 9 som ved sammenligning med grenseverdiene i Tabell 2 viser at vindparken ikke vil gi harmoniske strømmer som overskrider anbefalte grenseverdier. Det understrekes at de antatte data for vindturbinene i dette eksempelet er fiktive, og at dataene ikke er representative for vindturbiner med moderne transistorbaserte frekvensomformere. NOTE 1: De veiledende grenseverdiene i Tabell 2 er basert på anbefalte grenseverdier gitt i IEC [20] for omformere tilkoblet et relativt svakt tilknytningspunkt med et kortslutningsforhold S k /S n = 20. Hvis vindkraftverket planlegges tilkoblet et sterkere tilknytningspunkt med et kortslutningsforhold S k /S n > 20, må nødvendigvis de veiledende grenseverdiene oppfattes som konservative. NOTE 2: Ligning (13) er basert på anbefalt summering av harmoniske spenninger i IEC [19]. Arbeidsgruppen bak IEC [1] har så langt vurdert at denne også kan benyttes for summering av harmoniske strømmer fra vindturbiner.

27 26 4 RELÉBESKYTTELSE En vindturbin vil normalt leveres med nødvendig relébeskyttelse, herunder bl.a.: - over- og underspenningsvern - kortslutningsvern - vern mot uønsket øydrift - vern mot transiente overspenninger Utforming og anbefalinger for innstillinger av de enkelte anordningene er nærmere beskrevet i de følgende underkapitler. 4.1 Over- og underspenningsvern Relé for frakobling ved over- eller underspenning bør måle alle tre linjespenninger. Utkoblingstid og grensespenning anbefales å kunne innstilles i henhold til Tabell 4. Tabell 4: Anbefalte innstillinger av relé for utkobling ved over- og underspenning. Grensespenning (pu) Utkoblingstid (sek) Underspenning 0,9 60 Overspenning 1,1 60 Overspenning 1,2 0,2 Hvis målingen skjer på lavspenningssiden av vindturbinens transformator, og denne har et omsetningsforhold som avviker fra nominell verdi, bør det taes hensyn til dette ved innstilling av grensespenning slik at både vindturbin og nett beskyttes. Eksempel 8 illustrerer dette nærmere. Eksempel 8: En vindturbin er tilsluttet en transformator med omsetningsforhold 22/0,69-5 %. Måling av under- og overspenning skjer på lavspenningssiden. Aktuelle grenseverdier blir dermed 0,9 for underspenning, og for overspenning henholdsvis 1,05 og 1,15. Motsatt, hvis transformatorens omsetningsforhold er 22/0, %, så blir aktuelle grensespenninger 0,95 for underspenning, og for overspenning henholdsvis 1,1 og 1, Kortslutningsvern Kortslutningsvern kan utgjøres av f.eks. smeltesikringer eller effektbryter i kombinasjon med overstrømsrelé, for en eller flere vindturbiner. Ved utforming er det vesentlig at det taes hensyn til forhold omkring selektivitet. Videre, for at vernet skal gi så god beskyttelse som mulig, samtidig som det ikke kobler ut under feilfrie forhold, bør det taes hensyn til følgende case: - maksimal innkoblingsstrøm; - maksimal strøm ved kontinuerlig drift.

28 27 Maksimal innkoblingsstrøm, I max,s finnes i henhold til: I max, s = k i,i I n,i (14) hvor - k i,i er forholdet mellom maksimal innkoblingsstrøm og merkestrøm for vindturbin i; verdien av k i,i kan antas lik med maksimalverdien av spenningsendringsfaktoren k u,i (ψ k ); - I n er merkestrøm for vindturbin i; for alle i (forskjellige typer) vindturbiner tilkoblet vernet. Det er ikke sannsynlig at flere vindturbiner tilkoblet samme tilknytningspunkt starter samtidig. Lign. (14) inneholder derfor ingen summering over det antall vindturbiner som utgjør vindkraftverket. Maksimal strøm ved kontinuerlig drift, I max,c finnes i henhold til: P Nwt N wt 2 0,2Σ = Pn,i + (P0,2,i Pn,i ) i= 1 i= 1 Q Nwt N wt 2 0,2Σ = Q n,i + (Q 0,2,i Q n,i ) i= 1 i= 1 (15) (16) I max, c = P0,2Σ + Q (17) 0,2Σ 3 U hvor - U er laveste normale spenning ved vernet; - N wt er antall vindturbiner tilkoblet vernet; - P 0,2,i og Q 0,2,i er maksimal 0,2-sekund-middeleffekt (aktiv og reaktiv) fra vindturbin i. I ligning (15) og (16) antas at effekttopper som overstiger merkeeffekten ikke vil opptre samtidig fra alle vindturbiner i en park. Dette er det normale tilfellet. Det kan imidlertid ikke utelukkes at vindturbinene i korte perioder tilfeldig har samtidige effekttopper, se f.eks. [21]. Ligning (15) og (16) vil i så tilfeller gi et for lavt estimat av sum maksimal 0,2-sekund-middeleffekt. Det kan derfor være aktuelt å regne med en høyere maksimal strøm ved kontinuerlig drift enn som gitt av ligning (15) - (17) ved innstilling av kortslutningsvernet. 4.3 Vern mot uønsket øydrift Hvis et vindkraftverk er tilsluttet en linje som frakobles det øvrige nett, kan det i prinsipp oppstå en situasjon med uønsket øydrift av vindkraftverket. I så tilfelle vil spenningen og frekvensen i øynettet være bestemt av forholdet mellom vindkraftverkets produksjon og lasten i øynettet.

29 28 Ved ubalanse mellom produksjon og forbruk av reaktiv effekt i øynettet, vil spenningen hurtig komme utenfor grenseverdier for under- og overspenningsvern som vil koble ut vindturbinen. Ved ubalanse mellom produksjon og forbruk av aktiv effekt i øynettet, vil frekvensen endres og frekvensvernet vil koble ut vindturbinen avhengig av innstilt grensefrekvens og utkoblingstid. Anbefalt innstilling av frekvensvernet er vist i Tabell 5. Tabell 5: Anbefalte innstillinger av frekvensvern. Grensefrekvens (Hz) Utkoblingstid (sek) Underfrekvens 47 0,2 Overfrekvens 51 0,2 Det anses som svært usannsynlig at det utilsiktet skulle oppstå både aktiv og reaktiv balanse i øynettet. Kombinasjonen av spennings- og frekvensvern vil derfor sikre mot utilsiktet øydrift. 4.4 Vern mot transiente overspenninger Ved lynnedslag i et vindkraftverk kan det genereres transiente overspenninger til det overliggende nett, og motsatt kan lynnedslag i/ved nettet medføre transiente overspenninger i vindkraftverket. For å beskytte mot dette, anbefales at vindkraftverket utføres med god jording og eventuelt med særlig vern mot lyn og transiente overspenninger. Det anbefales at installasjon av slikt vern vurderes i det enkelte tilfelle bla. på basis av forventet risiko for lynnedslag i det aktuelle området. Videre informasjon om lynvern kan finnes i bla IEC [22].

30 29 REFERANSER [1] IEC (2000) Wind turbine generator systems Part 21: Measurement and assessment of power quality characteristics of grid connected wind turbines. (CDV) [2] DEFU KR111 (1998) Tilslutning af vindturbiner til lav- og mellemspændingsnet. [3] AMP (1999) Anslutning av mindre produktionsanläggningar til elnätet. [4] NVE (1998) Vindkraft en generell innføring. Rapport 19. ISBN [5] Tande J.O. (2000) Vindkraft i fordelingsnett innvirkning på spenningsforhold. SINTEF TR A5330. [6] Tande J.O., K. Uhlen (2001) Wind energy in weak grids constraints and solutions. CIRED [7] FEA-F (1995) Forskrift for elektriske anlegg forsyningsanlegg. Produkt- og elektrisitetstilsynet. [8] FEL (1998) Forskrift om elektriske lavspenningsanlegg. Produkt- og elektrisitetstilsynet. [9] NEK 400 (1998) Elektriske lavspenningsanlegg Installasjoner. [10] Planleggingsbok for kraftnett. SINTEF Energiforskning AS. [11] Larsson, Åke (1997) Optimal size of wind turbine transformer. Proc. of EWEC 97. [12] Helmer, Marcus (2000) Optimized size of wind power plant transformer and parallel operation. Proc. of Wind power for the 21 st century Sept Kassel, Germany. [13] EN (1994) Voltage characteristics of electricity supplied by public distribution systems. [14] Tande J.O. and Klaus-Ole Vogstad (1999) Operational implications of wind power in a hydro based power system. Proc. of EWEC 99. [15] Tande J.O. and P. Jørgensen (1996) Wind turbines impact on voltage quality. Proc. of EWEA 96. [16] Tande J.O., H. Bindner, P. Murphy (1997) Power control for wind turbines in weak grids. Proc. of EWEC 97. [17] Tande J.O. (1998) Exploitation of wind energy resources in proximity to weak electric grids. Applied Energy 65 (2000) pp [18] IEC (1996) EMC - Part 3: Limits Section 7: Assessment of emission limits for fluctuating loads in MV and HV power systems - Basic EMC publication. (Technical report) [19] IEC (1996) EMC - Part 3: Limits - Section 6: Assessment of emission limits for distorting loads in MV and HV power systems - Basic EMC publication. (Technical report) [20] IEC (1996) Adjustable speed electrical power drive systems - Part 3: EMC product standard including specific test methods. [21] Tande J.O., G. Relakis, O.A.M. Alejandro (2000) Synchronisation of wind turbines. Proc. of Wind power for the 21 st century Sept Kassel, Germany. [22] IEC (2000) Wind turbine generator systems Part 24: Lightning protection for wind turbines. Technical report. (CDV)