Til hovedinnhold

Tekst: forsker    


Flere forskningsprosjekt ved SINTEF Energi har fokus på nettrelaterte muligheter og utfordringer med ny fornybar energiproduksjon. Resultat fra målinger i sentrale punkter i nettet i forbindelse med slik produksjon er viktig. 

KMB-prosjektene PQM (A new consept for power quality and reliability measurement and management), Distribusjon 2020 (Fault Handling and Integration of Distributed Generation in MV Networks) og Offshore Wind (Deep sea offshore wind technology) har i løpet av de siste årene bygget opp et felles avansert målesystem ved SINTEF Energi.

Systemet gir en unik detaljert oversikt over spenninger, strømmer, effekt og energi med mer i de målepunktene det utplasseres måleinstrumenter. Både PQM, D2020 og Offshore Wind har fokus på blant annet nettrelaterte muligheter og utfordringer med ny fornybar energiproduksjon og resultater fra målinger i en del viktige punkter i nettet i forbindelse med slik produksjon er viktig.

Måleinstrumentene som benyttes brukes også av SINTEF Energi ved problemløsningsoppdrag for næringsliv, industri og nettselskap. Til sammen 27 målepunkter er valgt for måling over flere år og 25 av disse er per oktober 2010 opprettet i samarbeid med sju nettselskap (se figur 1).
Måledataene hentes automatisk og kontinuerlig inn over internettforbindelser til måleinstrumentene (fiber, ADSL, mobile bredbåndslinjer etc) og legges automatisk inn i en SQL-basert måledatabase (PQScada). Måledataene kan analyseres med en egen programvare fra alle PC-ene med forbindelse til databasen.

Figur 1. Utplasserte måleinstrumenter pr 2010-10-26 

Unikt måleprinsipp
Måleinstrumentene som benyttes er av typen Elspec Blackbox G4420, G4430 og G4500. Disse instrumentene ble valgt da selve måleprinsippet er unikt ved at kurveformen av spenninger og strømmer lagres kontinuerlig med relativt høy tidsoppløsning for hver eneste grunnharmoniske periode. Dataene kan dermed analyseres i ettertid og enhver parameter kan regnes ut i den tidsoppløsning man ønsker.

Denne måten å måle på er gjort mulig gjennom avansert komprimering av måledataene der komprimeringsgraden er avhengig av målenøyaktigheten valgt av brukeren (fra 0,1 % og oppover) samt hvor mye forstyrrelser som måles. Til tross for datakomprimeringen blir datamengden stor med typisk 5 til 25 GB data per målepunkt per år. Dette er den eneste ulempen av betydning med akkurat dette målesystemet.

Ulike metoder
Det er imidlertid flere fordeler med denne måten å måle på sammenlignet med den ”klassiske” måten å måle spenningskvalitet (spenninger, strømmer, effekt etc). Den ”klassiske” måten å måle på har oftest vært basert på to måleprinsipp (gjerne i samme instrument) der den ene har vært å måle midlere verdi for mange parametere (effektivverdi, overharmoniske komponenter, usymmetri osv) over standardiserte tidsintervall der 10 sekunder, 1 minutt, 10 minutter og 2 timer er de vanligste.

Det andre måleprinsippet har vært å detektere når ulike parametere kortvarig har overskredet brukervalgte grenser og i slike tilfeller lagre den hurtige variasjonen i eksempelvis effektivverdien eller også kurveform for spenninger og strømmer i et begrenset antall perioder.

De to største fordelene ved å måle på den ”klassiske måten” er at man får betydelige mindre mengder rådata og at det ikke behøves så stor regnekraft i datautstyret for avansert analyser på måledataene. Vi har imidlertid allerede dokumentert flere typer forstyrrelser og forhold i nettet som man kan gå glipp av ved å måle på den ”klassiske” måten.

Ser på forskjellige variasjoner
Når vi nå har tilgang på spenningenes og strømmenes kontinuerlige kurveform samplet med 512 eller 1024 (for spenning) punkter pr grunnharmonisk periode (20 millisekunder) og 256 (for strøm) kan vi regne ut en hvilken som helst parameter i hvilken som helst tidsoppløsning. Vi kan altså se på variasjonene i alle typer spenningsforstyrrelser, men også eksempelvis effekt og energiforbruk med tidsoppløsning fra 20 millisekunder opp til sekunder, minutter, timer, dager, måneder og år.

Vi har på denne måten blant annet kunne påvise at en del moderne elektriske apparater medfører til dels store og hurtige variasjoner i lasten til kunder (se figur 2). Lastprofiler basert på tradisjonelle timeverdier vil ikke fange opp noe i nærheten av de maksimale verdiene og dette kan i sin tur medføre vesentlig større overbelastning i nettet enn nettselskapene er klar over.

Eksempelvis oppdaget ganske nylig et nettselskap at en transformator de trodde var maksimalt ca 115 % belastet i realiteten hadde en maksimal last på ca 200 %. Det har i mange tilfeller vist seg at forskjellene i registrering av eksempelvis spenning og effekt mellom å bruke 1 time tidsintervall og 10 minutt intervall er vesentlig mindre enn forskjellen mellom å bruke 10 minutt intervall og 1 minutt intervall.

Figur 2. Eksempel på ”moderne” lastvariasjon (aktiv og reaktiv effekt) målt som kundens totale last i inntaket hos en næringskunde. Den viste måleperioden er på ett døgn. 

Se stor figur

 


”Falske” spenningsdipp
Eksempel på andre viktige fenomen som er oppdaget er metning i måletransformatorer ved jordfeil og hvordan dette påvirker målingene til nettselskapene. Norske nettselskap foretar i dag kontinuerlig målinger av spenningskvalitet for å oppfylle kravene i forskrift om leveringskvalitet (FoL). Nettselskapene måler blant annet hvor mange spenningsdipp som forekommer i linjespenningen og mange nettselskap måler ikke samtidig spenningsvariasjonene mellom fase og jord. 

SINTEFs målinger har påvist hvordan jordfeil på grunn av metning i måletransformatorene kan forårsake ”falske” spenningsdipp. Dette er jordfeil som ikke påvirker linjespenningen, men som på sekundærsiden av måletransformatorene ser ut som kortvarige spenningsdipp. Et eksempel på en slik jordfeil/”falsk” spenningsdipp er vist i figur 3.

Øverst i figur 3 vises variasjonen i linjespenningens effektivverdi (rms) for hvert 20 millisekund. Under linjespenningens effektivverdi vises variasjonen i fasespenningens effektivverdi og en jordfeil kan ses fra målingen. Dernest kan vi se kurveformen til linjespenningen og at det forekommer en metning i måletransformatorene i det jordfeilen er over før vi nest nederst kan se kurveformen på fasespenningene. Helt i bunnen av figuren kan vi se variasjonen i de overharmoniske komponentene fra 2.harmonisk spenning til 25.harmonisk spenning.

Metning i transformatorer (og motorer) medfører gjerne både betydelige DC-komponenter og 2. harmoniske komponenter. Etter gjennomgang av målinger av mange slike jordfeil kan det se ut som om den 2. harmoniske spenningskomponenten i linjespenningen er en meget god indikator på ”falske” spenningsdipp.  For tilnærmet 100 % treff på å luke ut falske spenningsdipp bør en imidlertid ha noen tilleggsfunksjoner, men alt dette kan implementeres i automatiserte systemer for analyse av måledataene.

Figur 3. Jordfeil som forårsaker metning i måletransformatorene og dermed ”falsk spenningsdipp” målt i linjespenningen. Øverst i figuren vises variasjonen for hvert 20 millisekund i de målte trefase linjespenningene. Tilsvarende vises fasespenningene under linjespenningene. Dernest vises kurveformen til linjespenningene og deretter fasespenningene. I bunnen vises variasjonen i mange overharmoniske komponenter i linjespenningen der den 2.harmoniske komponenten er størst. 

Se stor figur

 

Målingene til de tre forskningsprosjektene har også påvist hvordan utbygging av både småkraft og vindkraft kan skape til dels komplekse problemer i nettet. Eksempel på dette er hyppigere kobling i trinnkoblere der de ulike produksjonsanleggene kan skape problemer for hverandre.

 

 

Kontakt: