Modellering og analyse av lange kabler på generatorside av generatortransformatorer

Abstract

Statkraft har fått forespørsler fra industri om mulighetene til å koble anlegg direkte til generatorspenningsnivå. Spesielt i områder med manglende infrastruktur kan dette være ønskelig. Dette er en uprøvd løsning i Norge, og Statkraft ønsker en kartlegging av konsekvensene en slik løsning kan ha for et kraftverk.

Oppgaven kartlegger hvilke påkjenninger en slik kabel tilfører komponentene i kraftverket. Den undersøker også om IEEE standard C62.92.2 kan bli benyttet som en retningslinje for å minimere overspenninger når en kabel blir koblet på generatorspenning.

Arbeidet er basert på data fra et reellt kraftverk og systemet blir simulert ved flere ulike driftsscenarioer. De ulike steady-state driftsscenarioene innebærer følgende tester: drift med generator- og nettilkobling, drift uten generatortilkobling og drift uten nettilkobling. I tillegg undersøkes spenningssetting av kabler og transformator både fra nettet og fra generator. Feilsituasjonene som har blitt testet er som følger: plutselig tap av nettilkobling, stående jordfeil og jordfeil med gjentenning. Oppgaven har undersøkt en kabel på maksimalt 1500 meter med en last på 2 MW. Simuleringene har blitt utført i det grafiske grensesnittet ATPdraw.

Resultatet viser at systemet opprettholder stabil drift og håndterer en belastning på 2 MW uten skadelige påkjenninger på generator, last og transformator. Ved spenningsetting via nettet viser resultatene heller ikke større påkjenninger på komponentene. Ved plutselig tap av nettilkoblingen får systemet forhøyet frekvens, samt at spenningen på generatorterminalene øker. Dette vil ikke slå ut vern, eller gi skade på generator. Lasten vil i en slik situasjon oppleve et lastuttak på 3 MW, i motsetning til de vanlige 2 MW.

Oppgaven har verifisert IEEE standard C62.92.2 for situasjoner der motstandsjording i nøytralpunktet varierer og jordfeilen er gjentennende. Ved stående jordfeil er overspenningene på generatorterminalene langt lavere, og følger ikke standarden. Resultatene viser også at det er tvilsomt om standarden kan brukes som retningslinje for å unngå overspenninger når kapasistansen i systemet varieres. Verken stående eller gjentennende jordfeil gir større påkjenninger på generator eller transformator. Dette gjelder både dersom jordfeilen er på generatorklemmen og hvis jordfeilen er på enden av kabelen. En påkoblet last på 2 MW vil derimot oppleve et betydelig økning i lastuttak. En last må derfor være dimensjonert for en slik økning, som i verste fall blir nesten fire ganger så høy.

Statkraft has received inquiries from industry regarding the possibilities of connecting industrial facilities directly to generator voltage. Especially in areas with inadequate infrastructure, this could be desirable. This is a solution that is untested in Norway today, and Statkraft wants an assessment of the consequences such a solution would have for a power plant.

The thesis assesses the stresses such a cable imposes on the components of the power plant. It also investigates whether IEEE standard C62.92.2 can be used as a guideline to minimize overvoltages when a cable is connected to generator voltage.

The work is based on data from a real power plant, and the system is simulated under several different operating scenarios. The various steady-state operating scenarios involve the following tests: operation with generator and grid connection, operation without generator connection, and operation without grid connection. Additionally, energization of cables and transformers are examined both from the grid and from the generator. The fault situations that have been tested are as follows: sudden loss of grid connection, persisting ground fault, and earth fault with re-ignition. The task has considered a cable of maximum 1500 meters, with a load of 2 MW. The simulations have been performed using the graphical interface ATPdraw.

The results shows that the system maintains stable operation and handles a load of 2 MW without major stresses on the generator, load, and transformer. When energizing via the grid, the results also show no major stresses on the components. In the event of a sudden loss of grid connection, the system experiences increased frequency, and the voltage at the generator terminals increases. This will not trip the protection system or cause damage to the generator. In such a situation, the load will draw 3 MW, as opposed to the usual 2 MW.

The task has verified IEEE standard C62.92.2 for situations where the resistance grounding in the neutral point varies and the ground fault is re-ignited. With a persisting ground fault, the overvoltages at the generator terminals are much lower and do not follow the standard. The results also show that it is doubtful whether the standard can be used as a guideline to avoid overvoltages when the capacitance in the system varies. Neither persisting nor re-ignited ground faults impose greater stresses on the generator or transformer. This applies both if the ground fault is at the generator terminal and if the ground fault is at the end of the cable. However, a connected load of 2 MW will experience a significant increase in consumed power. Therefore, a load must be designed for such an increase, which in the worst case scenario becomes almost four times as high.