Maritime Elektriske Kraft og Distribusjonssystemer

Maritime Elektriske Kraft og Distribusjonssystemer
Elektriske kraftsystemer Et elektrisk kraftsystem er et sammensatt system som produserer og distribuerer elektrisk energi i form av aktiv (W) og reaktiv (Var) effekt. De enkelte primærkomponentene som inngår i kraftsystemet må dimensjoneres slik at de tåler de termiske, mekaniske og dynamiske påkjenningene som kan oppstå under normal drift og ved feilsituasjoner som: nødvendig effektflyt til forbrukerene last påslag og last avslag kortslutning jordslutning Ut fra nevnte kriterier stilles det krav til at kraftsystemet ikke skal ha spenning og frekvens variasjoner større enn at forbrukerene kan tolerere disse. For at kraftsystemet skal kunne opprettholde spenning og frekvens og ikke bryte sammen under nevnte betingelser må det ha god evne til å opprettholde både stasjonær og transient stabilitet. Med stabilitet i et kraftsystemet av sammenkoblede dynamiske komponenter menes den evnen systemet har til å vende tilbake til en normal, stabil driftstilstand etter det har vært utsatt for en forstyrrelse. Dette oppnås ved riktig valg av karakteristikk på turbin/diesel og generator samt reguleringsutrustning som pådrags- regulator (governor) og spenningsregulator (AVR).

Maritime Elektriske Kraft og Fordelingssystemer
Stabilitet i kraftsystemer I et kraftsystem skjer det til stadighet belastningsendringer. Hver belastningsendring, stor eller liten, må utjevnes med en tilsvarende endring i produksjonen av energi. Ved belastnings- eller produksjonsendringer i et kraftsystem vil frekvensen påvirkes momentant. Øker belastningen, blir den energien som skal forbrukes, i første omgang bli tatt ut fra den roterende massen i de maskinene som er tilkoblet kraftnettet. Dette fører til at frekvensen synker. Synker belastningen, blir det overskudd av energi. Denne energien blir da tatt opp av de roterende masser som er tilkoblet kraftsystemet. Dette fører til at frekvensen øker. Frekvensen og/eller aktiv effekt blir derfor benyttet til å styre diesel/turbin regulatoren som sørger for at energitilførselen til nettet er i balanse med forbruket. Under normale driftsforhold vil derfor alle synkronmaskiner tilkoblet kraftsystemet måtte ha samme ”elektriske” hastighet (samme polhjulsvinkel) som er bestemt for kraftnettet som da vil være nettfrekvensen. For å forstå stabilitetsbegrepet bedre må vi se nærmere på hva som skjer inne i synkronmaskinen (generatorene) ved en ytre forstyrrelse som nevnt.

Stabilitet i kraftsystemer Stabilitetskriteriet kan vi knytte direkte til hvordan polhjulsvinklen for synkronmaskinen i kraftsystemet oppfører seg. Så lenge disse ligger i ro i forhold til en synkron referanse er kraftsystemet stabilt. For at kraftsystemet skal karakteriseres som stabilt må følgende stabilitetskrav tilfredsstilles: 1. Stasjonær stabilitet Systemet må i stasjonær drift være stabilt. Med dette menes at det har en iboende evne til å vende tilbake til samme stasjonære tilstand etter en forbigående liten forstyrrelse. Dette undersøkes ved en såkalt stasjonær stabilitetsanalyse. 2. Transient stabilitet Systemet må, etter å ha blitt påført større definerte virkelig forstyrrelse, innta en driftstilstand hvor man oppnår stabil stasjonær drift gjerne definert etter en gitt tid etter at forstyrrelsen oppstod eller ble frakoblet. Dette er viktig å huske på da virkelige forstyrrelser i nettet vil medføre at polhjulet vil utføre svingninger inntil det kommer til ro i den nye likeveksvinkelen (driftstilstanden, ny eller gammel). Dette skal vi forklare litt nærmere !!

Stabilitet i kraftsystemer Stabilitet kan representeres ved grafisk framstilling. Pkt. A er den opprinnelige driftstilstanden (før feil). Ved på- trykking av feil forandres avgitt elektrisk effekt, og vi beveger oss momentant til pkt. B. Her vil tilført effekt (fra turbin/diesel) være større enn elektrisk effekt (elektrisk moment) Pt > Pe og drivmaskinen vil aksellereres. Polhjulsvinklen øker, - og vi beveger oss mot høyre i diagrammet. Ved pkt. C har vi likevekt mellom Pt og Pe, men da maskinen har oversynkron hastighet, vil polhjulsvinklen fortsatt øke til høyre for pkt. C, men nå er Pt < Pe og drivmaskinen retarderes inntil vi ved pkt. D har har synkron hastighet. I pkt. D er imidlertid Pt < Pe og maskinen vil retardere ytterligere. Polhjulsvinklen vil forsette å svinge omkring det nye likevektspunktet C inntil det er helt utdempet. Generatorens avgitte effekt kan uttrykkes:

Valg av nettkonfigurasjon og systemjording For å kunne gjøre et riktig design av kraftnettet med tanke på konfigurasjon og systemjording er det til dels mange parameter å ta hensyn til. Først og fremst er det innretningens, - oprasjonelle krav, driftsmodier og klassekrav som vil bestemme hovedutformingen på kraftnettet. Videre er jordsystemets topologi viktig å fastlegge fra starten av fordi; systemjording vil påvirke: - Valg av relevern for deteksjon av jordfeil - Utkobling av feilstedet eller kun alarm - Dimensjonering av primærkomponenter

Valg av nettkonfigurasjon og systemjording I høyspente maritime fordelingsnett benyttes i hovedsak IT-system. IT - systemet er isolert fra jord eller forbundet til jord over en tilstrekkelig høy resistans i generatorens nøytralpunkt eller i et kunstig nøytralpunkt over en jordingstransformator i tavla. 1. Høyohmig jordet system benyttes: - for å begrense jordfeilstrømmen over feilstedet - for undertrykke overspenninger ved intermitterende jordfeil - for å sikre selektiv utkobling av feilstedet 2. Isolert system benyttes: - der ikke utkobling av første jordfeil er på krevet/ønsket som følge av f.eks driftshensyn - der jordfeilstrømmer i skrog ønskes begrenset til et minimum for å redusere f.eks tennfare i gassoner

Valg av nettkonfigurasjon og systemjording Som nevnt er det innretningens oprasjonelle krav, driftsmodier og klassekrav som vil bestemme hovedutformingen på kraftnettet. Når kraftsystemet er definert som et hovedsystem skal alltid hovedfordelingstavlene kunne seksjoneres ved hjelp av en bus-tie bryter eller transferbrytere. Kraftsystemets nettkonfigurasjon kan være utformet som et radialnett eller ringnett. Begge nettkonfigurasjoner har fordeler og ulemper sett i forhold til hverandre. For å illustrere dette kortfattet kan det skilles mellom: - normal drift og - feilsituasjoner. G G G G

Valg av nettkonfigurasjon og systemjording Normaldrift. Under normal drift er det enkelt å se at ringnett kontra radialnett gir: - høyere regularitet i form av kraftproduksjon til forbrukerene - høyere tilgjenglighet i form av koblingsmuligheter Feilsituasjoner. Under feilsituasjoner stilles det høyere krav til relevern og selektivitet i ringnett for at regularitet og tilgjenglighet skal være opprettholdt. Dette kommer av at ved feil i ringnett vil det være mating inn til feilstedet fra to sider. For å frakoble feilbeheftet anleggsdel kan dette gjøres ved å benytte differensialvern og frakoble begge bryterene samtidig eller benytte overstrømsvern i kombinasjon med retningsstyrte vern og frakoble feilbeheftet anleggsdel med tidsselektivitet mellom bryterene. G G G G

Valg av nettkonfigurasjon og systemjording Ved valg av nettkonfigurasjon og systemjording er det viktig å være klar over hvilken ekstra kostnadsmessige konsekvenser de enkelte tekniske løsningene innebærer sett opp mot den oprasjonelle gevinsten dette gir. Dersom det ikke foreligger spesielle krav til ringnett er det få fordeler som under drift kan forsvares med den ekstra kostnaden dette medføre. Dette gjør ringnett til en kostbar løsning fordi det benyttes: - flere kabler og effektbrytere - komplekse relevernløsninger - komplekse kontrolløsninger - utstrakt bruk av differensialvern - flere engineeringstimer Det er derfor viktig å definere behovet for type nettkonfigurasjon opp mot kravet til operasjon, drift og klasse før konfigurasjonen bestemmes.

Valg av systemspenning Valg av systemspenninger er i første rekke gitt av kraftsystemets: - Installerte generator effekt - kortslutningsnivå - oprasjonelle oppgaver - kompleksitet - type og antall forbrukere - hoved og fordelingstavler Valg av høyspent eller lavspent som hovedsystemspenning (generering) kan være gitt av innretningens: - kortslutningsnivå og - valg av f.eks. framdriftssystem Typiske valg av spenning gitt av effekten kan være: 11 kV, 3 fase : Generator effekt >20 MW. Bør benyttes til motorer med nominell effekt >400kW 6.6 kV, 3 fase: Generator effekt 4-20 MW. Bør benyttes til motorer med nominell effekt >300kW 690 V, 3 fase: Generator effekt <4 MW. Bør benyttes til motorer med nominell effekt <300kW, statiske forbrukere < 400 kW og som forsyningsspenning til drilling og prosess tavler. 400/230 V 3 fase + N: TN eller IT system. Benyttes som distribusjonsspenning til lys/varme og mindre kraftkrevende forbrukere.

Valg av lavspent systemspenninger Lavspenning som hovedkraftsystem blir kun benyttet i mindre kraftkrevende installasjoner. På større installasjoner der lavspentsystemene inngår som underfordelinger er disse matet via transformatorer fra høyspentsystemet. De mest vanlige spenningsnivåene er: 690 V 400 V (440 V) 230 V For valg av lavspent systemspenninger vil man kunne vurdere langt flere systemtekniske egenskaper enn ved høyspent som kan knyttes direkte mot anleggskostnadene. Disse kan være: - Behov for forskjellig kabeltverrsnitt for føring av trefaseeffekt - Spenningsfall - Effekttapene - Størrelsen på kortslutningsstrømmen - Termisk og mekaniske påkjenninger - Valg av utstyr

Øistein Martinsen: Maritime Elektriske Kraft og Fordelingssystemer Valg av lavspent systemspenninger Tar vi for oss de nevnet systemtekniske egenskapene som kan være relevante å vurdere ved valg av spenning kan vi ved enkle beregninger vurdere hvilket spenningsnivå som vil være best teknisk/økonomisk formålstjenlig å velge. Behov for forskjellig kabeltverrsnitt for føring av trefaseeffekt Gitt systemspenningene: U1 = 230 V, U2 = 400 V, U3 = 690 V Trefase effekt er gitt ved: Forholdene mellom spenningene er gitt ved: Dersom samme effekt skal framføres ved gitte spenninger har vi:

Valg av lavspent systemspenninger Gitt en laststrøm ved 230 V på 200 A Dette gir følgende strømmer og kabeltverrsnitt for systemspenningene: Systemspenning: Nominell strøm: Valgt kabeltverrsnitt (CU): 230 V 200 A 70mm2 400 V 115A 35mm 690 V 66 A 16 mm2 For trefase effektoverføring over 10 kW vil det tilnærmet kreve omkring det halve kabeltverrsnitt for hvert system-spenningsnivå man går opp. Utregnet teoretisk blir forholdene ennå bedre: Innsatt: Utledet gir dette et ekvivalent teoretisk kabeltverrsnitt:

U1 I*X Valg av lavspent systemspenninger Stasjonært Spenningsfall Spenningsfallet i trefaseføringer for ind. Laster kan uttrykkes: Forutsettes samme kabeltverrsnitt for alle spenningsnivåer kan man ut fra uttrykket for spenningsfall ved overføring av samme effekt over samme lengde uttrykke: For trefaseeffekter og samme kabeltverrsnitt er det et forhold på 3 mellom spenningsfallet og spenningssystemene. Dersom kablene utnyttes likt i alle systemer ved at tverrsnittet reduseres for hvert spenningsnivå en går opp, kan kabler dimensjonert etter laststrøm føres (trekkes) 50% lengere for de fleste effekter . I*R U2 I

Valg av lavspent systemspenning Effekttapene Ved samme overføringslengde og spenningsfall er forholdet mellom effektene som kan overføres for spenningsnivåene gitt av: Effekttapet i en leder er: Effekttapet for en trefase overføring er: Ved trefaseføringer blir effekttapene pr. kabelmeter omkring 50% mindre for hvert spenningsnivå en går opp når kablene er dimensjonert for laststrøm og kablenlengdene er like lange. Blir kabellengden bestemt av spenningsfallet for alle spenningsnivåer, slik at alle systemer gir samme relative spenningsfall, blir også tapene like i alle systemer. Tapene blir da like store i % av overført effekt som det relative spenningsfallet i %.

Valg av lavspent systemspenning Kortslutningsstrømmer og påkjenninger. Kortslutningsstrømmer i lavspent anlegget er vanligvis ikke dimensjonert for mer enn 50 kA effektivverdi. Dette er bl.a. med på å bestemme de maksimale transformatorytelser som kan benyttes. Ved beregning av symmetriske kortslutningsstrømmer på transformatorens sekundærklemmer øker kortslutningstrømmen omkring 1.73 ganger for hvert spenningsnivå en går ned. Strømmens størrelse er i hovedsak bestemt av transformator ytelsen, og i mindre grad av nettets kortslutningseffekt. Empirisk kan en anta: - 100 % økning av transformatorytelsen gir omkring 45% økning av kortslutningsstrømmen sekundært - 100 % økning av nettets kortslutningsytelse gir omkring 5-8% økning av kortslutningstrømmen sekundært Kortslutningstrømmen utover i anlegget vil reduseres betydelig, gitt av kabeltype og dimensjoner som benyttes. I underfordelingene reduseres forholdet mellom kortslutningstrømmen mellom spenningsnivåene fra 1.73 til til ca. 1.2 etter bare 50 meter fra transformatoren når tverrsnittet er redusert for det økte spenningsnivået.

Valg av lavspent systemspenning: Kortslutningsstrømmer og påkjenninger. For å belyse sammenhengen er følgende eksempel gitt ved å sammenlikne 400 V med 690 V med variasjon i kortslutningseffekt og transformator ytelse: Trafo ytelse :1000kVA, 2000kVA, Xt = 6% Spenning: primær 6.6 kV, sekundært 400, 690 V Kortslutningeseffekt: Skmin = 150 MVA, Skmax = 300 MVA Formler:

Valg av lavspent systemspenning: Påkjenninger ved kortslutning Kortslutningsstrømmen forårsaker både termiske og mekaniske påkjenninger. Disse påkjenningene er størst i den delen av installasjonen som ligger nærmest transformatoren. De mekaniske påkjenningene er er mest framtredende i: - brytere - skinnesystemer - enlederkabler Kraftpåvirkningen på skinner og støtteisolatorer er proposjonal med støtstrømmen i kvadrat. Forholdet mellom støtstrømmen i kvadrat gir ca. 3 ganger så store mekaniske påkjenninger for hvert spenningsnivå en går ned like etter transformatoren. De termiske påkjenningene er også proposjonale med kortslutningsstrømmen i kvadrat (joules lov), men avhenger av tiden strømmen står på. Ved samme utkoblingstid blir påkjenningene 3 ganger større for hver spenningsnivå en går ned.

Valg av lavspent systemspenning: Valg av utstyr. Valg av utstyr som effektbrytere og tavler for 400 V og 690 V er normalt ikke noe problem opp til 50 kA. Dog bør en prøve å begrense kortslutningsstrømmen til maks. 40 kA subtransient rms. For 230 V underfordelinger er det som oftest automatsikringene som er begrensningen da disse ikke tåler mer enn 10 kA. For å unngå selektivietsproblemer, eller utkobling ved kortslutning på lange kabelstrekk, bør en på dette spenningsnivået ligge med en symmetrisk kortslutningsstrøm rundt 6 kA i fordelingstavla.

Valg av systemspenning: Valg av høyspent systemspenning: Valg av systemspenning på dette nivået er i stor grad bestemt av nødvendig kraftgenerering og nominelle ytelser på laster tilkoblet hovedfordelingssystemet. Kortslutningsstrømmens størrelse vil påvirke valg av spenningsnivået, men vil ikke få avgjørende betydning på dette spenningsnivået da kravet til kraftproduksjon og dertil ytelser på synkronmaskinene som avgjør spenningsnivået. Strømføringseven for høyspentkabler fra 3.3 kV til 12 kV er den sammen og er derfor ikke av betydning for valg av spenningsnivå. Kabeltap og spenningsfall har derfor liten eller ingen betydning på 6.6 kV og 11 kV spenningsnivå, men kan ha en viss betydning på 3.3 kV ved overføringer over 1 Km. Men dette er normalt ikke kabellenger som oppnås på skip. Derimot er innkjøpskostnadene ca. 12 % høyere for hvert spenningsnivå.

Kortslutningsstrømmer: Det er generatorer og store motorer som hovedsaklig produserer kortslutningsstrømmer ved feil i nettet. På kortslutningsstedet bryter spenningen mer eller mindre sammen, mens generatorene prøver å opprettholde spenningen. Kortslutningsstrømmens størrelse varierer med serieimpedansen mellom innmatingsstedet og feilstedet. IEC skiller mellom beregninger av kortslutningsstrømmer: 1. Kortslutning fjernt fra generator 2. Kortslutning nær generator For kortslutning fjernt fra generatorene er IEC standard 909 mest benyttet. For kortslutninger nær generatorene er IEC 363standard mest benyttet. Begge beregningsmetoter kan benyttes om hverandre men vil kunne gi noe forskjellige resultater avhengig hvor i forløpet man sammenlikner verdiene. I maritime kraftsystemer beregnes kortslutningsstrømmen nær generator.

Kortslutningsstrømmer: Det skilles mellom to hovedtyper av kortslutning. 1. Symmetrisk kortslutning, a. trefase kortslutning 2. Usymmetrisk kortslutning, b. fase-fase kortslutning c. fase-fase kortslutning til jord d. fase-jord kortslutning Kortslutningsstrømmens øyeblikksverdi eller momentanverdi ”ik” er den virkelige kortslutningsstrømmen. Den består av: - et vekselstrømsledd (maksimal symmetrisk effektivverdi) - et likestrømsledd Vekselstrømsleddet kan deles opp i tre perioder: - subtransient periode Ik” ( begynnelsesperioden) - transiet periode Ik” (overgangsperioden) - stasjonær periode Ik (stasjonærperioden)

Kortslutningsstrømmer: Kortslutningsstrømmens øyeblikksverdi eller momentanverdi ”ik” er den virkelige kortslutningsstrømmen. Den består av: - et vekselstrømsledd (maksimal symmetrisk effektivverdi) - et likestrømsledd Vekselstrømsleddet kan deles opp i tre perioder: - subtransient periode Ik” ( begynnelsesperioden) - transiet periode Ik” (overgangsperioden) - stasjonær periode Ik (stasjonærperioden) Effektivverdien av vekselstrømsleddet kan uttrykkes som:

Kortslutningsstrømmer: Likestrømsleddet: I tillegge til vekselstrømsleddet kommer likestrømsleddet som kan ved kortslutning være like stort og mottsatt rettet vekselstrømsleddet i kortslutningsøyeblikket som er Summen av vekselstrømsleddet og likestrømsleddet utgjør kortslutningstrømmens maksimale øyeblikksverdi. Inntreffer kortslutningen ved spenningens nullgjennomgang oppstår den maksimale øyeblikksverdi etter 1/2 periode dersom X>>R da vil strømmen ligger nesten 90 grader etter spenningen. Kortslutningsstrømmens maksimale usymmetriske øyeblikksverdi kan uttrykkes: Med liten dempning i kretsen vokser likestrømsleddet nesten til Ik”, uttrykket for øyeblikksverdien regnes derfor med en viss dempning gitt av R/X forholdet kalt ”kappa”, i praksis er vanlig å ikke regne med kappa større enn 1.8. Har man god tilgang på data kan man som for vekselsstrømskomponenten uttrykke likestrømskomponenten på formen: Kortslutningsstrømmens maksimale usymmetriske øyeblikksverdi kan da uttrykkes:

Kortslutningsstrømmer: Typiske kortslutningsreaktanser og tidskonstanter for generatorer med utpregende poler som benyttes i maritime høyspenningsanlegg kan være: Xd” = 0,15 - 0,25 Xd’ = 0,2 - 0,35 Xd = 0,9 - 1,8 Td” = ms Td’ = ms TL tilnærmet lik 0,2 eller ofte satt lik Td’ Viserdiagrammene framstiller en generator under kortslutningsforløpet.

Kortslutningsstrømmer: Kortslutningsforløp for asynkronmaskiner (motorbidrag) Asynkronmaskiner har intet magnetiseringssystem, og ved 3 polet kortslutning vil disse maskinene ikke gi noe bidrag til den stasjonære feilstrømmen da klemmespenningen vil falle til null ved kortslutning. Tilsvarende framstilling av kortslutningsforløpet som for synkronmaskiner kan gjøres for asynkronmaskiner. Oscillogrammene viser typiske 3 polet kortslutningsstrøm fra lavspent og høyspent asynkronmaskin. Kortslutningsstrømmen fra en høyspent motor kan ha betydning i det transiente området for for generatoren.

Kortslutningsstrømmer Kortslutningsstrømmene som da benyttes til dimensjonering er: 1. Kortslutningstrømmens maksimale subtransient vekselstrømskomponent ved t = 0 2. Kortslutningstrømmens maksimale øyeblikksverdi - støtkortslutning ved t = 1/2T 3. Minimum kortslutningsstrøm - stasjonær vekselstrømskomponent (eller topolet kortslutningsstrøm) Disse strømmene benyttes til dimensjonering elektrisk og mekanisk holdfasthet av alle hovedkomponenter som inngår i et kraftsystem: - generator - tavler - effektbrytere - kabler - transformatorer De samme strømmene benyttes også til valg av relevern samt velge korrekt innstilling på relevern for å oppnå: - selektivitet - beskytte anleggskomponenter - stabilitet i kraftsystemet.

Motordrifter - valg av startmetode. Som vi vet er start av trefase-kortslutningsmotorer beheftet med ulempen at startstrømmen er vesentlig, opptil 5-7 ggr. strømmen ved full last. Startstrømmens størrelse er bestemt av motorimpedansen og dermed motorens konstruksjon, - og er helt uavhengig av motorens belastning. Figuren viser hvordan startstrømmen forandres med hastigheten for en typisk motor. Som det framgår holder startstrømmen seg relativt konstant i det lavere hastighetsområdet for så å falle relativt raskt til den nominelle strømmen ved driftshastighet. Ist t=sek

Motordrifter - valg av startmetode. Asynkronmaskinens startstrøm er uavhengig av motorens last, men vi skal nå se at varigheten av startstrømmen er avhengig av den lasten motoren er mekanisk tilkoblet. Figuren viser en hastighetsmomentkurve for en motor og to forskjellige hastighetsmomentkurver for to to forskjellige laster. Begge lastene vil gi samme Moment nominelle hastighet og belastingsmoment, men T akselerasjonstiden og dermed varigheten av start- strømmen vil være avhengig av lastmoment karateristikken. Det er differansen mellom motormoment og lastmoment som utgjør akselerasjonsmomentet. Ut fra dette ser vi at motor vil akselerere raskere med last 1 og har følgelig kortere starttid. n=O/min

Motordrifter - valg av startmetode. Asynkronmaskinens akselerasjonsmoment er relativt lite i det nedre turtallsområdet noe som gjør at startstrømmen vil holde seg relativt konstant fordi motoren vil bruke relativt lang tid på å akselerere gjennom det lavere hastighetsområdet for så raskt å akselerere seg gjennom det øvre hastighetsområdet. Som en ser av figuren vil startstrømmene for de to lastene være forskjellig i varighet som funksjon av det akselererende moment Strøm I In t= sek

Motordrifter - valg av startmetode. Asynkronmaskinens starttid kan beregnes ut fra akselerasjonsmomentet (Ta) gitt av middel motormoment fratrukket middel lastmoment. Starttiden kan beregnes etter følgende formel: Moment T nM = nominelle hastighet (o/min) GD2 = treghetsmoment (kgm2) Ta Ta = akselerasjonsmoment (Nm) n=O/min

Motordrifter - valg av startmetode. Asynkronmaskinens starttid og startstrømmer har stor betydning for kraftssystemets stabilitet og spenningsvariasjon samt innstilling av relevern. Er det få generatorer tilkoblet nettet kan dette slå kraftig ut på, først som spenningsfall og noe senere som ustabilitet og pendlinger mellom generatorene. For unngå høye startstrømmer ved direkte start må vi redusere startstrømmen ved å innføre forskjellige startmetoder. De mest vanlige startmetodene er: - Y/D start - Autotrafo start - Mykstart - Start med frekvensomformer Hvilken startmetode som velges kan være avhengig av: - motor og last-moment - antall generatorer - mekaniske forhold - driftsform - pris

Motordrifter - Y/D start. Denne metoden er basert på at motoren kobles inn på nettet med statorviklingene viklingene stjernekoblet og etter en viss tid når motoren har akselerert tilstrekkelig og startstrømmen er gått ned kobles viklingen om til trekant. Denne metoden medfører at startstrømmene blir 1/3 av strømmen ved direkte start, men samtidig reduseres startmomentet til 1/3 av nominelt moment. Fordeler: 1. Enkel startmetode Moment T Prisgunstig Ulemper: Ved denne startmetoden blir det ved omkobling fra Y til D generert en strømspiss og moment som kan forårsake korte transiente spenningsfall i nettet. 2. Momentet er låst til 1/3 av nominelt moment. Kan derfor ikke brukes laster med høyt lastmoment n=o/min

Motordrifter - Y/D start. Strømforhold vist ved direkte start og Y/D start. Strøm I M n=o/min

Motordrifter - Autotrafo start. Denne metoden er basert på at motoren kobles inn på nettet med hjelp av en transformator som under start reduserer spenningen til motorklemmene. Med denne startmetoden kan man velge spenningsuttak i forhold til lastmomentet og dermed tilpasse helt nøyaktig akselerasjonsmomentet og dermed startiden. Det er med denne startmetoden i større grad mulig begrense spenningsfallet i nettet da redusert spenning til motorklemmene kan tilpasses nøyaktig i forhold til maks tillatt spenningsfall i nettet. Fordeler: 1. Relativt enkel startmetode Moment T Unngår transiente strømspisser ved omkobling til nettspenning Ulemper: Innkjøp av trafo kommer som tillegg til startarrangement n=o/min

Motordrifter - Autotrafo start. Strømforhold vist ved direkte start og autotrafo start. Strøm I M M n=o/min

Spenningsfall Startstrømmen vil forårsake et transient spenningsfall som er bestemt av motorimpedansen og nettets subtransiente reaktans. I lavspenningsanlegg kommer kabelimpedansen i tillegg. Ser vi bort fra kabelimpedansen kan vi lage ekvivalentskjema. Ussk Transient spenningsfall uten AVR Ug Ussk Xd” Xm t

Spenningsregulering (AVR) Til spenningsregulering av generatorer i maritime anlegg benyttes i hovedsak kompoundert spenningsregulering med påbygget børsteløs magnetiseringsmaskin som vist på skjema. Regulatoren får sin energi fra hovedgeneratorens klemmer og sørger for at magnetiseringsmaskinens statorvikling får tilført en passe stor likespenning. Den induserte vekselspenningen i magnetiseringsmaskinens rotor blir likerettet og tilført hovedgeneratorens magnetiseringssystem uten å gå om børster og sleperinger.

Spenningsregulering (AVR) Ved belastning av generatoren vil klemmespenningen tendere til å synke, og dette blir oppfattet av regulatoren som sørger for å kompensere for spenningsfallet ved å øke magnetiseringsmaskinens stator strøm, - hvilkte fører til høyere magnetiseringsstrøm. Ved kortslutning vil klemmespenningen være tilnærmet null, hvilket medfører at magnetiseringskretsen ikke får tilført noe energi og følgelig er det kun den remanete magnetiske fluksen tilbake i systemet. Dette er i de aller fleste tilfeller altfor lite til å gi noen varig kortslutningsstrøm av betydning. Derfor sørger man for at reguleringssytemet blir kompoundert med hjelp av en strømtrafo som ved kortslutning mater tilbake energi til magnetiseringskretsen slik at den varige kortslutningsstrømmen ikke blir mindre enn 3 ggr. nominell generator strøm.

Spenningsregulering (AVR) Indusert spenning Em i generator ved varierende reaktiv effekt og cos phi Konstant pådrag = konstant avgitt aktiv effekt Ved endring av magnetiseringsstrømmen vil størrelsen på Em endres da Em alltid skal ende på den konstante last linjen, - vil Ia x Xd endres og dermed Ia.

Valg og dimensjonering av generatorer i maritime høyspenningsanlegg
Valg av generatorer i maritime høyspenningsanlegg avhenger av flere styrende faktorer. Det foreligger ingen klar metodikk for valget utover de kjente styrende faktorer som nevnes under. Valgene avhenger I hovedsak av 3 hoved kriterier: 1. Pris 2. Leveringstid 3. Teknikk Herunder kommer følgende vurderinger og beregninger inn ved valget: 1. Spenningsnivå, kan bestemme produsent (Finland, Frankrike) 2. Teknikk, konstruksjon (Kundespesifikasjon, påkjenninger) 3. Ytelse, rammestørrelse, (type kjøling, karakteristikk) 4. Pris, leveringstid (Marked, kunde) 5. Kundekrav, spesifikasjon se over 6. Beregninger (kortslutning, spenningsfall, harmonisk, Cos phi) 7. Generelle krav som klassekrav DnV, Diesel leverandør, turtall, regulator valg 8. Annet ! Type lager, glide/rullelager, smøreoljer etc.

Maritime Elektriske Kraft og Distribusjonssystemer

Liknende presentasjoner

Presentasjon om: "Maritime Elektriske Kraft og Distribusjonssystemer"— Utskrift av presentasjonen:

Liknende presentasjoner

Om prosjektet

Tilbakemelding

Logg inn

Logg deg på via sosiale nettverk:

Maritime Elektriske Kraft og Distribusjonssystemer

Liknende presentasjoner

Presentasjon om: "Maritime Elektriske Kraft og Distribusjonssystemer"— Utskrift av presentasjonen:

Liknende presentasjoner

Om prosjektet

Tilbakemelding