TESTING AV SMÅKRAFTVERKS FAULT RIDE THROUGH EGENSKAPER Av Henrik Kirkeby, Oddgeir Rokseth, Erik Jonsson SINTEF Energi AS Sammendrag I forskningsprosjektet DIP TEST har SINTEF Energi testet fault ride through (FRT) egenskapene til tre norske småkraftverk ved bruk av et mobilt kortslutningslaboratorium (DIP LAB), og sammenlignet resultatene med dynamiske simuleringer av de samme kraftverkene. Testene er gjort for å undersøke de faktiske FRT-egenskapene til norske småkraftverk, og for å finne ut hvor godt simuleringer som gjøres av transient stabilitet stemmer med virkeligheten. Resultatene av testede FRTegenskaper har blitt vurdert opp mot kravene til transient stabilitet i ENTSO-E sine nye nettkoder som snart skal implementeres i Norge. 1. BAKGRUNN FOR DIP TEST PROSJEKTET Distribuert produksjon utgjør i enkelte perioder og områder en betydelig og økende del av produksjonskapasiteten i kraftsystemet. I sine nye nettkoder har derfor ENTSO-E innført krav til at disse enhetenes transiente stabilitet, for at de skal tåle mindre forstyrrelser i nettet. Dette omtales som fault ride through (FRT)-krav, og kravene er spesifisert i nettkoden for tilknytning av produksjon, Requirement for Generators (RfG) [1]. Disse er også gjengitt i figur 1 og tabell 1 for produksjonsenheter mellom 1,5 og 10 MW. Figur 1: RfGens FRT-krav for synkrongenerator type B (1,5-10 MW) [1].
Tabell 1: Parameterverdier for FRT-kravet illustrert i Figur 1 [1]. Spenningsparametere [p.u.] Tidsparametere [s] Uret 0,05-0,3 t clear 0,14-0,15 (eller 0,14-0,25 om vern og sikker drift krever det) Uclear 0,7-0,9 t rec1 t clear Urec1 U clear t rec2 t rec1 0,7 Urec2 0,85-0,9 og U clear t rec3 t rec2 1,5 De nøyaktige grensene i figur 1 og tabell 1 bestemmes av Statnett, på vegne av NVE, i samråd med bransjen. Statnett vil levere sine anbefalinger til NVE etter sommeren 2017. I dag er det nettselskapenes ansvar å sette krav til produksjonsenheter tilknyttet distribusjonsnettet. I den grad det stilles krav til transient stabilitet i dag, er de basert på dynamiske simuleringer for hvert enkelt tilfelle. I dag er det så stor usikkerhet knyttet til hvordan småkraft og vindkraftenheter responderer på store hendelser i kraftsystemet, at det er vanskelig å ha tillit til disse simuleringene. Per dags dato finnes det heller ikke publiserte resultater om treffsikkerheten til simuleringene for små vannkraftverk. På bakgrunn av dette er det ønskelig å utføre kortslutningstester på produksjonsenheter i distribusjonsnettet for å øke kunnskapen om småkraftverks faktiske FRT-egenskaper, og for å verifisere de dynamiske simuleringsmodellene. 2. METODE For å undersøke treffsikkerheten til simuleringer av transient stabilitet er det utført simuleringer av og kortslutningstester på tre utvalgte småkraftverk. Test- og simuleringsresultater har blitt sammenlignet, og blitt brukt til å bestemme faktiske FRT-egenskaper til et utvalg av norske småkraftverk. Kortslutningstestene er blitt realisert ved å benytte DIP LAB, et mobilt kortslutnings-laboratorium som SINTEF Energi disponerer. DIP LAB ble anskaffet i 2013, fullfinansiert gjennom Forskningsrådets infrastrukturprogram. Kraftverkene har blitt valgt med formål om å ha så stort utvalg som mulig i de viktigste parameterne for transient stabilitet; H-verdi og synkronreaktans.
Figur 2: Overordnet enlinjeskjema for DIP LAB [2]. Kortslutningstester med bruk av DIP LAB fungerer som vist i figur 3. DIP LAB kobles i serie med småkraftverket, som så kan kortsluttes gjennom spolene merket Xsc i figuren for å simulere en spenningsdipp. Spolene merket Xsr begrenser synligheten av spenningsdippen fra resten av nettet. Ved å styre effektbryterne CB1, 2 og 3, samt å variere størrelsen på spolene i DIP LAB, kan ulike dybder, typer og varigheter for spenningsdipp påtrykkes kraftverket, for å undersøke hvor store og dype spenningsdipp som kraftverket kan bli utsatt for før det mister synkronisme. I praksis er ikke DIP LAB egnet til å bestemme FRT-egenskapene til småkraftverk direkte. Årsaken til dette er: Påvirkning av generatorens driftspunktet før test. Svake nett kan begrense hvor dype spenningsdipp det er mulig å utføre. Feilene simulert med DIP LAB har høyere X/R rate enn virkelige feil. Påvirkning av generatorens driftspunktet før test. Før kortslutningsreaktansen kobles inn, og dermed kraftverket som testes utsettes for en spenningsdipp, må seriereaktansen mellom nettet og kraftverket kobles inn. Dette gjør at generatorens polhjulsvinkel øker før testen, og kraftverket vil derfor ligge nærmere stabilitetsgrensen før testen med DIP LAB, sammenlignet med en normal spenningsdipp. I praksis kan også spenningsfall eller stigning over seriereaktansen (avhengig av reaktivt forbruk eller produksjon i kraftverket) gjøre at spenningen ved kraftverket blir høyere eller lavere enn normalt, som også vil påvirke FRTegenskapene til kraftverket.
Svake nett kan begrense hvor dype spenningsdipp det er mulig å utføre. Hvilke tester som kan utføres med DIP LAB begrenses av størrelsen på kraftverket, nettstyrken, og hvor store spenningsendringer som tillates i nettet. Om spenningsendringer skal holdes under 5 % (normalt krav pga grensen for spenningssprang i Forskrift om Leveringskvalitet), kan det ved større kraftverk i svake nett bli krevende å få utført de dypeste spenningsdippene med DIP LAB. I praksis betyr dette at FRT-egenskapene til noen kraftverk kun vil være delvis kjent etter testene. Feilene simulert med DIP LAB har høyere X/R rate enn virkelige feil. Siden spenningsdippene med DIP LAB emuleres med spoler, som er nesten kun reaktive, vil feilen sett fra generator få en annen karakteristikk enn virkelige feil, som har lavere X/R rate. Dette gjør resultatene fra DIP LAB mer konservative enn for virkelige driftsbetingelser. I sum betyr dette, spesielt innvirkningen fra seriereaktansen i DIP LAB, at DIP LAB ikke kan brukes til å direkte bestemme FRT-egenskapene til småkraftverk. Men DIP LAB kan brukes til å validere simuleringsmodellene som brukes for å bestemme FRT-egenskapene. Når modellene er validert, kan disse brukes for å bestemme FRT-egenskapene til kraftverkene. De dynamiske simuleringsmodellene brukt i prosjektet er blitt laget i DIgSIENT PowerFactory. 3. SAMMENLIGNING AV SIMULERINGS- OG TESTRESUL- TATER 3.1 Treffsikkerhet av dagens dynamiske simuleringsmodeller Kun et simulerings- og testresultat fra prosjektet er gjengitt i denne rapporten. Figur 4 viser testresultat for Ullestad kraftverk ved testing med en 30 % dyp og 2 s lang spenningsdipp. Lengst til venstre i figuren sees en liten variasjon i spenningen, som kommer av innkobling av seriereaktansen i DIP LAB. 5 sekunder senere kobles kortslutningsreaktansen inn, og spenningen faller ca. 30 %. Før spenningsdippen blir klarert hever spenningsregulatoren i kraftverket spenningen i løpet av spenningsdippen, og når feilen blir klarert oppstår det derfor en overspenning, som kraftverket bruker ca. et sekund på å regulere ned. 1,2 sekunder etter at feilen er klarert sees det en liten variasjon i spenningen når seriereaktansen i DIP LAB kobles ut igjen.
Figur 3: Målt RMS-spenning under en 2 s 40 % spenningsdipp på Ullestad. Denne testen er valgt presentert i rapporten fordi det var en av de lengre (og dype) testene som ble utført, og innvirkningen av spenningsregulatoren i løpet av feilforløpet dermed er enklere å studere. Om den målte spenningsprofilen sammenlignes med den simulerte spenningsprofilen i figur 5, sees det at det er noen avvik. Figur 4: Simulert RMS-spenning under en 2 s 40 % spenningsdipp på Ullestad. De to største avvikene er hvor mye spenningsregulatoren greier å heve spenningen under en feil, og hvor stor og langvarig overspenningen etter spenningsdippen blir. Dette har betydning for FRT-egenskapene til kraftverket, ettersom høyere spenning under feil fører til bedre FRTegenskaper, og om simuleringsmodellen som ble laget før test hadde blitt brukt til å anslå faktiske FRT-egenskaper, så hadde disse blitt overvurdert. I simuleringsmodellen i PowerFactory ble spenningsregulatoren modellert med en IEEE ESAC8B regulator. ES angir at dette er en forenklet
utgave av AC8B regulatoren, og denne var anbefalt brukt på BASLER spenningsregulatoren som kraftverket hadde [3]. Det var vanskelig å få data for magnetiseringssystemet for kraftverkene som ble testet i prosjektet, spesielt magnetiseringstidskonstant, takspenning og metningsdata. Det ble vist ved simuleringer at magnetiseringstidskonstanten hadde liten innvirkning på resultatene, og den omtrentlige verdien fra denne beskrev derfor ikke avviket som ble observert. Men det ble vist at standardverdiene som ble benyttet for takspenning og metningsverdier i magnetiseringssystemet gjorde at simulert innvirkning fra denne ble mye høyere enn det som var reelt. Figur 5: Simulert RMS-spenning under en 2 s 40 % spenningsdipp på Ullestad når Vrmax har blitt nedjustert fra 3 til 2,5 pu. En tilpasning av takspenning i magnetiseringssystemet ble gjort i simuleringsmodellen for å tilpasse den simulerte spenningsprofilen til den målte, og resultatene fra dette er vist i figur 6. Her sees det at simulert og målt spenningsprofil nå stemmer bedre. Overspenningen etter feil er fortsatt feilestimert, og årsaken er sannsynligvis at den forenklede modellen av magnetiseringssystemet benyttet i ESAC8B modellen ikke har en anti windup funksjon i den ene integratorblokken i magnetiseringssystemet. Spenningen etter feil har i midlertidig ikke så stor innvirkning på FRT-egenskapene, og modellen betraktes derfor som en relativt god approksimasjon av den virkelige generatoren.
3.2 FRT-egenskaper til de testede kraftverkene For å anslå FRT-egenskapene til kraftverkene som ble testet i prosjektet har det blitt simulert en feil på samleskinna i kraftverket med en X/R rate på 2, som resulterer i en 70 % spenningsdipp. Dette tilsvarer en normal X/R rate for norske distribusjonsnett, og en dybde på spenningsdipp tilsvarende minimumskravene i RfGen. Ved disse forholdene var den kritiske feilklareringstiden for de tre kraftverkene henholdsvis 0,16 s, 0,23 s og 0,27 s. Minimumskravene for kritisk feilklareringstid for en slik spenningsdipp i RfGen skal settes til mellom 0,14 og 0,25 s, som betyr at alle de testede kraftverkene i prosjektet hadde høyere transient stabilitet enn det som potensielt er minimumskravene i RfGen. Om strengere krav blir valgt enn 0,14 s, betyr dette at i hvert fall ett av kraftverkene ikke ville vært gode nok til å bli bygget i dag. 4. DISKUSJON Å utføre simuleringene på kraftverkene som har blitt testet i DIP TEST prosjektet var krevende. Etter mange runder med datainnsamling fra kraftverkseier manglet det fortsatt data. Ved det første kraftverket som ble testet ble korrekte innstillinger for spenningsregulatoren funnet først da testen ble utført, og da ved å manuelt kontrollere innstillingene i spenningsregulatoren. Det kan også nevnes at spenningsregulator normalt tunes on site ved idriftsettelse, og innstillingene til denne er dermed ofte ikke tilgjengelig om simuleringer skal gjøres før test. Ettersom spenningsregulatoren innvirkning har noe å si for FRT-egenskapene betyr dette at treffsikkerheten til disse simuleringene ikke er 100 %. Den vanskeligste komponenten å finne data på for alle kraftverkene var magnetiseringssystemet. På grunn av dette ble standardverdier fra PowerFactory benyttet, og disse viste seg å overvurdere innvirkningen av spenningsregulatoren kraftig for alle de testede kraftverkene. Dette har en moderat innvirkning på FRT-resultatene, simuleringer viste at å øke Vrmax fra 3 til 5 for Ullestad, økte kritisk feilklareringstid for kraftverket med 9 %. (Standardverdier fra PSSE eller IEEE førte til samme overdrevne virkning.) En annen viktig erfaring fra testene av kraftverkene i DIP TEST, er realiseringen om at det er verninnstillinger som i praksis bestemmer FRTegenskapene til kraftverkene. REN sine anbefalinger for småkraft er mye brukt i bransjen, og om anbefalingene her benyttes vil dette gi følgende FRT-kurve:
Figur 6: Forenklet FRT-kurve for Type B generatorer, med vanlige underspenningsverninnstillinger fra REN. Merk at 0,5 ikke er anbefalt, kun en mye brukt verdi. Figuren viser at det i praksis ikke vil være mulig å tilfredsstille RfGen med dagens anbefalinger, ettersom det raskeste underspenningsvernet normalt settes til å trippe etter 0,1 s. Denne trippverdien bør dermed vurderes økt til 0,14 s (eller høyere, avhengig av hvilke anbefalinger Statnett gir rundt implementering) ved innføring av RfGen. 5. KONKLUSJON/OPPSUMMERING Det har blitt utført kortslutningstester og simuleringer av transient stabilitet for tre norske småkraftverk. Testene og simuleringene viser at treffsikkerheten av dagens simuleringer er gode, så lenge det er tilgang på data for ikke bare generatoren, men også spenningsregulatoren og magnetiseringssystemet til denne. Bruk av anbefalte verdier fra PSSE, PowerFactory eller IEEE vil, avhengig av simuleringsmodell, kunne gi kraftigere virkning fra spenningsregulator og magnetiseringssystem enn det som er reelt, og dermed vil FRT-egenskapene til kraftverket overvurderes. Testene og simuleringene viste også at selv med høy grad av variasjon mellom kraftverkene i H-verdi og synkronreaktans, så tilfredsstilte alle de testede kraftverkene minimumskravene i RfGen. Det ene kraftverket tilfredsstilte imidlertidig så vidt kravene. I praksis er det likevel ikke kraftverkets stabilitet som normalt begrenser FRT-egenskapene, men
innstillingene av underspenningsvern i kraftverket. Ved innføring av RfGen bør det derfor vurderes om det skal innføres endringer i anbefalinger for innstillinger av underspenningsvern. Denne rapporten er en oppsummering av sluttrapporten i DIP TEST prosjektet [4], som var finansiert av Statnett, Skagerak Nett, Eidsiva Nett, NTE Nett, Lyse Elnett, Istad Nett, Eidsiva vannkraft, Småkraft og Clementskraft. 6. REFERANSER [1] ENTSO-E, «Network Code on Requirements for Grid Connection Applicable to all Generators (RfG)», 2016. [2] FGH, «Mobile LVRT Test Laboratory: 8 MVA 10-30 kv. Product Information.», 2014. [3] DIgSILENT, «PowerFactory 15 User Manual», 2015. [4] H. Kirkeby og Ø. Høivik, «TR A7622 Testing av småkraftverks FRT-egenskaper», 2017.