Jännitekuopat Jakeluverkon jännitekuopat TkL Antti Mäkinen Jännitekuoppa /SFS-EN56/: Jakelujännitteen äkillinen aleneminen välille 9 % ja jännitteen palautuminen lyhyen ajan kuluttua Jännitekuopan kesto on tavallisesti ms min Syynä yleensä vikatapaukset ja myös kuormitusten kytkemiset (esim. suurten moottorien käynnistykset) Jännitekuopan suuruus määritellään vertaamalla jännitteen alinta tehollisarvoa sopimuksen mukaiseen jakelujännitteeseen Standardissa SFS-EN 56 ei anneta jännitekuoppien määrälle tarkkoja raja-arvoja vaan ainoastaan indikatiivisia arvoja. Tämän mukaan normaaleissa käyttöolosuhteissa jännitekuoppien odotettavissa oleva määrä vuoden aikana voi olla muutamista kymmenistä tuhanteen. 2 Jännitekuoppa Pienjänniteverkon jännitekuoppa, jonka on aiheuttanut 2-v. vika kj-verkossa Volts Jännitekuoppa 4 3 2 - -2-3 -4 2:29:35,2 2:29:35,4 2:29:35,6 2:29:35,8 2:29:35, 2:29:35,2 2:29:35,4 Volts CHD CHA CHB Volts CHC Volts Volts Waveform event at 3.9.999 2:29:35,2 PrevRMS MinRMS MaxRMS WorstIMP Phase AV Volts 23.7 22.9 23.2. deg. BV Volts 23.5 38. 232.2. deg. CV Volts 23.7 93.9 229.9. deg. DV Volts..9.6. deg. VTT C2JK2 3 4
Jännitekuoppa, 3-v. vika kj-verkossa Jännitekuoppien aiheuttamia haittoja nopeussäädettyjen sähkökäyttöjen toimintahäiriöt ja pysähtymiset prosessilaitteiden ja automaation toimintahäiriöt kontaktorien päästämiset ja toimintahäiriöt elektroniikkalaitteiden toimintahäiriöt (tietokoneet, ajastimet jne.) valaistuksen muutokset ja purkauslamppujen sammumiset 5 6 Keskijänniteverkon jännitetasot kolmivaiheisen oikosulun aikana Jännitteet kolmivaiheisessa oikosulussa Syöttävä verkko /2 kv Kisko Vika ~ A Z A KISKO B Z B ASIAKAS VIKA Jännitteen Viallinen normaalitaso Kiskon B ja terveiden lähtöjen jännitteet lähtö B = Z A ZB + Z B A Kisko Vikapaikka Etäisyys kiskosta 7 8
Jännitteet kaksivaiheisessa oikosulussa Jännitteet kaksivaiheisessa oikosulussa A ~ Z A MYÖTÄ- VERKKO Z A2 VASTA- VERKKO Z A I B I 2 B2 I Z B Z B2 Z B Z F = B B2 B = = Z = A A Z A Z + Z B Z A + Z + Z + Z A2 B A A2 A + Z A2 B2 + Z B2 Vaihejännitteet saadaan kaavasta v v2 v3 = P B B B2 2 P = a a, jossa a = 2 = 2 + 2 a a j 3 2 NOLLA- VERKKO B Pääjännitteet voidaan laskea vaihejännitteiden erotuksena 9 Keskijänniteverkon jännitteet kaksivaiheisessa oikosulussa v3,8,6,4,2 kiskossa - -,8 -,6 -,4 -,2,2,4,6,8 -,2 v2vika kiskossa v3vika kiskossa Vikapaikka v2=v3 v2 -,4 -,6 -,8 - vvika = v C C C 2 Jännitekuoppien leviäminen muuntajien läpi Vaihejännitteiden symmetriset komponentit muuntajan toisiossa saadaan kaavalla = k A = A B B B 2 α ( α ) jossa C viittaa toisioon ja B ensiöpuole lle jossa kulma α ilmaisee, paljonko toision vaihejännitteet ovat edellä ensiön vaihejännitteitä sekä k = nollaverkon katketessa muuntajassa ja k = nollaverkon jatkuessa muuntajan läpi Esim. Dyn-kytkentäisen muuntajan ensiöpuolen pääjännitteiden muutokset näkyvät yhtä suurina suhteellisina muutoksina toisiopuolen vaihejännitteissä 2
Keskijänniteverkon muuttunut jännitekolmio kaksivaiheisessa oikosulussa v3,8,6 v3vika kiskossa Vikapaikka v2=v3,4,2 vvika = v kiskossa - -,8 -,6 -,4 -,2,2,4,6,8 -,2 v2vika kiskossa -,4 Jännitekolmio muuttuu -> näkyy Dynmuuntajan pj-puolella -,6 -,8 v2-3 4 Jännitteet kj-verkon -v. maasulussa v3,8 Test 2, 29.,klo5:23 Inha MITATT Event waveform/detail SIMLOIT,6,4,2 - -,8 -,6 -,4 -,2,2,4,6,8 -,2 -,4 -,6 v Jännitekolmio käytännössä ennallaan -> vika ei näy juurikaan Dynmuuntajan pj-puolella v2 -,8 - AV,BV,CVImpulseevent at 29..24 5:23:3,9 PrevRMS MinRMS MaxRMS WorstIMP Phase HFHits AVVolts 222.8 222.8 223.4 38. 92deg BVVolts 224.4 22.8 227. 33. 3deg CVVolts 223.8 225.2 23.7-9. 65deg 5 6
kv Yritys X:n jännitekuoppamittaukset 3/ 45 kv G 7 & 9 km G I k 2 kv km kpl oikosulkuja (2-v., 3-v.) I v ac, v, v ac I v,4 kv ac ac ac M M, I v M Jännitteet 3-v. viassa % Vikaetäisyys 2 km 9 % 8 % 7 % 6 % 5 % 4 % 3 % 2 % % % 45 kv 2 kv,4 kv,23 kv 7 8 Jännitekuopat kaksivaiheisissa oikosuluissa Jännitekuoppamittaukset 3/ % 9 % 8 % 7 % 6 % 5 % 4 % 3 % 2 % % % Vikaetäisyys 2 km 9 % 8 % 7 % 6 % 5 % 4 % 3 % 2 % % % 45 kv 2 kv,4 kv,23 kv 45 kv 2 kv,4 kv,23 kv 45, 2 ja,4 kv pääjännitteet ja,23 kv vaihejännitteet 9 % Vikaetäisyys 6,7 km Tehdastason analyysia eri sähkökäyttöjen ja laitteiden häiriöherkkyys vaihtelee kannattaa yrittää vähentää häiriöitä mm. suojaus- ym. asettelujen virittämisellä harkittavaksi tulee myös herkimmän tasavirtakäytön muutos taajuusmuuttajakäytöksi tilastoinnilla lisätietoa häiriöherkkyyksistä vaihtoehtoina jatkossa mm. Custom Power -laitteet yms. sis. myös PS:it sekä yleisen jakeluverkon investoinnit Jännitekuoppaseurantaa jatketaan sähköasematasolla ja häiriöseuranta tehtaalla jatkuu Casen mallinnus laskelmilla jakeluverkon investointien vaikutus jännitekuoppiin verkon eri osissa Jakeluverkon vikojen vähentämiskeinoja sekä verkon kytkentätilan vaikutuksia arvioidaan 2
Oikosulkuvikojen vaikutuksia jännitteisiin 2 kv 2 kv johdot: km Raven 5 69 % 63 84 % (8 92 rengas) 2 kv 39 % 56 67% 2 kv 45 kv 2 kv kv kv Kantaverkko Kantaverkko 2 kv 69 87 % 2 kv 2 Jännitekuopat ja keskeytykset sähköasemalla A B C Päivä klo Sec min / V max / V Sec min / V max / V Sec min / V max / V 4.kesä 8:3:7,6 88,6 237,3 25,2 24 232,4 24,3 8:3:9,2 87 237,9 23, 238,4 232,7 24,4 8:5:9,34 84,9 24,4 27,3 24,4 224,9 238,7 8:6:2,36 83,8 24,7 28,5 24,6 224,3 24,4 5.kesä :7:5,8 86,5 233,7 226,8 235,9,8 45,3 234,8 :7:52,2 86,4 234,4 225,2 233,7,2 46,3 233,9 7:2:25 225,2 234,4 27,5 23,2,8 2, 234,2 23.kesä :2:8,4 2 232,4 98,6 229,5,2 2,5 232 29.kesä 2:59:47 23,2 235,6,6 86 233,9 2,5 233,5 3.kesä 7:49:6,8 65,3 235,3 232,3 235,7,8 23,5 237,6 7:5:46 228,8 236,8 92, 237,9,8 4,4 235, 7:54:7,3,7 233,7,3 237,3,3,8 237,7 7:57:2,4 9,4 232,9,4 67 234,2,4 63, 23,6 8:2:35,8 98,2 23,6,8 99,3 234,4,8 99,2 234,4 8:3:7 44,6 235,2 44,8 233,5 44,7 232 9:28:2 23,5 243,8,2 94 234,3,2 57,9 235,6 9:28:22 22 24,2 89,6 235,3,2 58, 237,5 22 Jännitekuoppien kertymä n. 9 kk ajalta Jännitekuopan vaikutus johtolähdön tehoon Kertymä % % 9 % 8 % 7 % 6 % 5 % 4 % 3 % 2 % % % % % 2 % 3 % 4 % 5 % 6 % 7 % 8 % 9 % % Jännitekuoppa % (jäljelle jäävä jännite) 23 8 6 4 2 8 6 4 2 6:: 7:: 8:: 9:: :: :: 2:: 24
Jännitekuoppien kertymät: yksittäiset vaiheet ja kaikki tapahtumat Jännitekuoppalaskenta, kun kaikkien sähköasemien (6 kpl) alueiden oikosulut ja 2 voimalaitosta ovat mukana Kuoppa (jäljelle jäävä jännite) 9 % 8 % 7 % 6 % 5 % 4 % 3 % 2 % % % % % 2 % 3 % 4 % 5 % 6 % 7 % 8 % 9 % % Kuoppien lukumäärä 25 Open++ Integra VTJ i5 km PSS/E TM -simuloinnit i4 solmun verkko Oikosulkulaskennan tulokset Kuoppajakaumien korjauskertoimet Analyysiohjelma itarkennettu verkkomalli ioikosulkuja metrin välein koko verkkoon % Kertymä % 9 % 8 % 7 % 6 % 5 % 4 % 3 % 2 % % % Jännitekuoppien jakaumat Lasketut kuopat 2 kv kiskossa, kun molemmat generaattorit ovat mukana % % 2 % 3 % 4 % 5% Kuopat koko kj-verkon oikosuluista Kuopat oman sähköaseman kj-verkon alueen vioista 6 % 7 % 8 % 9 % % Kuopan syvyys % (jäljelle jäävä jännite) 26 8 7 6 5 4 3 2 Kotalan syöttölähdön vaikutus koko verkon aiheuttamiin jännitekuoppiin Kotala ennen Kotala uusi % % 2 % 3 % 4 % 5 % 6 % 7 % 8 % 9 % % Jännitekuoppa % (jäljelle jäävä jännite) 27 Sähkönjakeluverkon jännitekuoppien seuranta osana sähkön laadun hallintaa, TESLA-raportti Antti Mäkinen, Janne Rissanen ja Pertti Järventausta, TTKK http://www.vtt.fi/ene/tutkimus/tesla/julkaisut/rap45.pdf Sähkön laadun hallinnan kehittäminen -tutkimusprojekti Standardi SFS-EN 56 ja sähkönjakeluverkon jännitekuopat Sähkönjakeluverkon jännitekuoppien laskenta Jännitekuoppakokeet esimerkkitapauksessa Koejärjestelyt.Mittaustulokset..Jatkotoimenpiteet Jännitekuoppien laskennallinen leviäminen ja jakauman määritys Jännitekuoppaseurannan toteutus esimerkkitapauksessa Jännitekuoppaseurannan toteutustavat...tulokset.jatkokehitys Jännitekuoppaseurannan mahdollisuudet REF-kennoterminaalilla REF -kennoterminaali ja sen sovellukset Jännitteiden seuranta ja valvontatoiminnot Käytännön toteutukset ja jatkoselvitykset 28
Välkyntämittaukset Keskeytysten ja kuoppien vaikutus välkyntämittauksiin Välkynnän osalta raja-arvo on standardissa SFS-EN 56 esitetty muodossa tulisi olla ( should be ) Välkyntämittaus on ongelmallinen eri mittarit antavat toisistaan poikkeavia tuloksia jännitekuopat ja lyhyet katkot aiheuttavat korkeita lukemia esim. jo viisi tapahtumaa viikon aikana voi aiheuttaa suositellun rajan ylittymisen epänormaalien tapahtumien vaikutusten poisto? standardointi etenee... Short interruption 5% voltage dip base case P st P lt P st P lt P st =P lt Dranetz PP,7 5, 9, 3,9,3 Dranetz PP,7 5, 9, 3,9,24 Memobox 686 3,2,4 3,2,4,44 Memobox 8 3,2,4 3,2,4,45 TOPAS 9, 4,,5 29 3 Sähkön laadun (PQ) hallinta osana sähkönjakeluautomaation kokonaisuutta Esimerkki jakeluverkon jänniteseurannasta Asiakastietojärjestelmä SÄHKÖ- ASEMA 2 kv kv,4 kv Tiedostot Suojareleet PQ mittalaite Internet Raportointi PQ mittalaite PQ mittalaite PQ mittalaite Raportit SCADA DMS Dokumentit Transmit DB Viewer - tiedon haku - raportit Sähkön laatu (PQ) DB AM/FM/GIS verkkotietojärjestelmä Internet Kaukoluenta 3 PQ mittalaite PQ mittalaite PQ mittalaite PQ mittalaite Kaukoluenta Trans- - mit DB Power quality DB Internet 32
Sähkön laadun seurannan Internet-näkymä Koillis-Satakunnan Sähkö Oy:n Case Laatuvahti SCADA DMS Viewer EQL -reporting Laatuvahti Laatuvahti Transmit DB Sähkön laatu DB VTJ Internet 33 34 Laatumittausten ja verkkotietojärjestelmän integrointi Jännitekuoppiin liittyvää kirjallisuutta Math H. J. Bollen: nderstanding Power Quality Problems: Voltage Sags and Interruptions IEEE 2, 543 s. 35 36
ELECTRIC POWER ENGINEERING What is a Voltage Dip? 8 6 Voltage Dips Part C understanding power quality Math Bollen, Tampere, August 22 Voltage in kv 4 2-2 -4-6 -8-2 3 4 5 6 Time in ms Voltage Dips origin of voltage dips characterisation and indices three-phase analysis stochastic prediction of voltage dips mitigation of voltage dips Causes of Voltage Dips. Motor starts --> sharp drop, slow recovery --> balanced 2. Transformer energizing --> sharp drop, slow recovery --> unbalanced 3. Short-circuit faults --> sharp drop, sharp recovery
Overcurrent and ndervoltage transmission / distribution network Voltage Dips due to Faults rms values undervoltage voltage rms values overcurrent current customers experience an interruption current M M2 voltage time Other load M motor being started time customers experience a voltage dip symmetrical faults --> balanced dips nonsymmetrical faults --> unbalanced dips Measurement Example.5 Voltage Magnitude versus Time RMS voltage in kv.5 9.5 9 8.5 5 5 2 Time in Cycles
Two-Step Voltage Recovery Measurement Example CB2 CB.5 RMS voltage in kv 9.5 9 CB opens before CB2: voltage recovers in two steps 8.5 5 5 2 25 3 35 Time in Cycles Developing Faults Measurement Example 3 Dip magnitude changes Fault develops e.g. from single-phase to two-phase Phase Voltage in V 2 - -2-3.5..5 Time in Seconds.2.25
26 24 Voltage Magnitude versus Time.2 Another example Phase Voltage in V 22 2 8 6 4 2 8 6.5..5 Time in Seconds.2.25 Voltage RMS (pu).8.6.4 2 3 4 5 6 7 Time(msec) Three-phase-to-ground fault Double-phase-to-ground fault Single-phase fault Induction Motor Starting Measurement Example customers on all feeders experience a voltage dip IM motor takes a high starting current
22 Voltage Magnitude versus Time Transformer Energizing 25 RMS voltage in V 2 25 2 transformer takes a high current during energising, with large even harmonic distortion customers on all feeders experience a dip and serious second harmonic distortion 95 2 4 6 8 2 Time in Cycles Measurement Example Measurement Example Voltage in kv 5 5-5 - -5 5 5 2 25 Time in cycles RMS voltage in kv.9.8.7.6.5.4.3.2. 5 5 2 25 3 Time in Cycles
Transformer saturation: Reclosing Fault + Motor Recovery 8 6 Voltage waveforms Fault.5 9.5 Reclosing voltage speed 4 9 Voltage (kv) 2-2 (kv) 8.5 8 7.5-4 7-6 -8-6.5 6 Voltage (kv).9.8.7.6.5.4.3.2. 5 5 2 25 3 35 4 45 5 55 Time(msec) Harmonics of voltage 2 nd 4 th 3 rd 35 4 45 5 55 Time(msec) During reclosing Current(A) - -5 5.5 5 5 2 25 3 35 4 45 5 55 Time(msec) 5 5-5 Currents 4 45 5 55 Time(msec) impedance motor current motors cause additional voltage drop during the fault and slow recovery after the fault.225 Measurement Example Motor Recovery and nbalanced Dips.5 RMS voltage in kv.22.25.2.25.2.95 motors slow down motors speed up.9 2 4 6 8 2 4 Time in Cycles voltage magnitude in pu.95.9.85.8.75.7.65.6 motors slow down motors speed up.55 5 5 2 time in cycles
ELECTRIC POWER ENGINEERING ELECTRIC POWER ENGINEERING Fault + Transformer Saturation transformers saturate when voltage recovers RMS voltage in kv 9 8 7 6 5 4 Measurement Example transformer saturation two-stage recovery customers on all feeders experience an 2 extended dip with high even harmonics 5 5 2 25 3 3 Time in Cycles Voltage Dips The road towards voltage dip indices measurements origin of voltage dips I Voltage in pu.8.6.4.2 -.2 -.4 -.6 -.8-2 3 4 5 6 Time in cycles sampled voltages detailed simulations characterisation and indices II Voltage in pu.8.6.4.2 characteristics versus time 2 3 4 5 6 Time in cycles three-phase analysis III magnitude duration single-event indices simple calculations stochastic prediction of voltage dips IV # events single-site indices more events mitigation of voltage dips V average # events system indices more sites
Step I. Measurements From continuous analogue voltages to digital discrete samples voltage transformer (protection or metering) analogue anti-aliasing filter sampling (frequency, number of bits) digital anti-aliasing filter down-sampling IEC 6-4-3: sufficient to obtain the required accuracy.2% in rms for class A, 2% for class B 4 harmonics (8 samples per cycle) IEEE 59.: probably identical to IEC 6-4-3 Voltage in pu.8.6.4.2 -.2 -.4 -.6 -.8 - Step II. Characteristics versus time sampled voltages The rms voltage 2 3 4 5 6 Time in cycles ELECTRIC POWER ENGINEERING Voltage in pu.8.6.4.2 rms voltage versus time 2 3 4 5 6 Time in cycles ELECTRIC POWER ENGINEERING IEEE 59.2: half-cycle window, updated every sample IEC 6-4-3: : one-cycle, updated every /2 cycle for class A meters: locked to zero-crossing and frequency Voltage Dips Calculation of Dip Magnitude origin of voltage dips characterisation and indices E Z S dip Z F dip = Z F Z F + Z S E three-phase analysis stochastic prediction of voltage dips mitigation of voltage dips E: pre-fault voltage at the pcc dip : voltage during the fault at the pcc Z S : source-impedance at the pcc Z F : impedance between the fault and the pcc
Voltage Divider for Three Phases Symmetrical Component Circuits source source voltage E source impedance Z S Z S2 Z S E Z S Z F Positive-sequence circuit PCC 2 faulted feeder Z S2 Z F2 load or monitor impedance to the fault Z F Z F2 Z F Z S 2 Z F Negative-sequence circuit Zero-sequence circuit E + - + Z S 2 2 Three-Phase Fault + - = E Z = E Z Z F S S Z F + Z Z F + Z F F 2 + E - = E Z = S Z F + Z Z S Z F F + - 2 -.. Critical Distances (6) transmission substation N outgoing lines S fault level at the bus z line impedance at base S b critical distance l crit = Z S z Z S = V V source impedance in pu N N S b S exposed length l exp = Nl crit = N 2 N S b S z V V
2.. Critical Distances (7) Voltage Dips origin of voltage dips 8 6 characterisation and indices 4 three-phase analysis 2 stochastic prediction of voltage dips,2,3,4,5,6,7,8,9 Critical Voltage mitigation of voltage dips Voltage dip mitigation Voltage Dip Mitigation Options SHORT CIRCIT Reduce number of faults Reduce fault-clearing time Aim: reducing the number of instances of equipment tripping due to a voltage dip POWER SYSTEM INTERFACE Improve system design Install mitigation equipment EQIPMENT Improve equipment
Different dips Different costs Magnitude % 8% 5% % fuses transmission system faults faults in other distribution networks faults in local distribution network. s sec motors + transformers interruptions Duration Magnitude % 8% 5% % fuses transmission system faults HIGH SYSTEM COSTS faults in other distribution networks faults in local distribution network. s sec motors + transformers HIGH SYSTEM COSTS HIGH EQIPMENT COSTS interruptions Duration Different solutions Future IEC Standard? Magnitude % 8% 5% % fuses transmission system faults faults in other distribution networks equipment improvement faults in local distribution network. s sec motors + transformers system improvement interruptions Duration Magnitude % 8% 5% % fuses faults in other motors + transformers distribution networks Events for which the equipment should be immune transmission system faults faults in local distribution network. s sec Events that rarely happen interruptions Duration
PS + Computer Series Voltage Controller 2 x 4 ac PS ac ac computer digital electronics.5.5 -.5 - -.5 injected voltage battery block Voltage sag in the system -2 2 4 6 8 2 4 6 Constant load voltage 2 x 4 2 x 4 ac computer digital electronics.5.5 -.5 - VSC.5.5 -.5 - -.5 -.5 battery block -2 2 4 6 8 2 4 6 energy storage -2 2 4 6 8 2 4 6 Custom Power -teknologia system Low-Voltage Application STS load reactor as low-pass filter capacitor storage PWM inverter
system Shunt-Series Controller VSC VSC load active power needed for voltage injection is obtained from the remaining voltage Back-up Power Source system static switch Can ride through interruptions, if the energy reservoir is big enough. voltage dip: ms second interruption: second minutes VSC load energy storage reservoir Static Transfer Switch normal supply A I C II backup supply B Fast Mechanical Transfer Switch normal mechanical switch: 3 to 5 cycles vacuum switches:.5 cycles static switch: <.5 cycle normal supply load voltage dip in the normal supply 2 3 2 3 no dip in the backup supply but commutation transient backup fast vacuum switches series controller with 2-cycle energy storage
Motor-Generator Set with Power Electronics flywheel adjustable-speed drive ac motor ac generator power system motor generator sensitive load power system ac Classical solution: ride-through time up to about second Modern solutions: ride-trough time of seconds or more adjustable-speed drive accelerates the ac motor to above its nominal speed converter keeps the output frequency and voltage constant as Back-up Power Source Parallel, loop, or radial? power system static switch synchronous machine flywheel load 25 km substation substation substation I II III I II III I II III plant km 25 km plant km 2x25 km plant km diesel engine km km km another machine inside the synchronous machine doubles the rotational speed. Synchronous machine is kept at constant speed. Radial Feeders with/without STS Loop Parallel Feeders
Exposed length (km) 3 25 2 5 5.. depends on the equipment 2 5 9 Voltage tolerance (%) radial looped parallel switch Conclusions Voltage dips are due to faults, motors and transformers Most dips are due to transmission system faults The most severe dips are due to distribution system faults Watch out for transformer dips Motor dips could be a problem locally Shallow dips should be tolerated by equipment Severe dips require a system solution Voltage-dip characterisation requires a three-phase approach