Capaciteitsgroep Elektrische Energietechniek Electrical ...12 /e CapaciteitsgroepElektrische...

12

/e

Capaciteitsgroep Elektrische Energietechniek Electrical Power Systems

Invloed van decentrale opweksystemen op de prestaties

van het elektriciteitsnet.

Toegepast op het Continuon Testnet Lelystad

door: P.A.J. Freij

EPS.03.A.169

De faculteit Elektrotechniek van de

Technische Universiteit Eindhoven

aanvaardt geen verantwoordelijkheid

voor de inhoud van stage- en

afstudeerverslagen

Afstudeerwerk verricht o.l.v.: Prof.ir. W.L. Kling, TU/e Ir. J.G.J. Sloot, TU/e Ir. J.F.G. Cobben, Continuon en TU/e maart 2003 – december 2003

Samenvatting

P.A.J. Freij Invloed van decentrale opweksystemen op het elektriciteitsnet Pagina I

Samenvatting Door recente ontwikkelingen rond de elektriciteitsvoorziening is er een toenemende belangstelling voor de elektriciteitssector. Denk vooral aan de liberalisering van de energiesector en de groter wordende invloed van decentrale opwekeenheden (DG, Dispersed Generation) op het gebruik van het elektriciteitsnetwerk. Was het netwerk ‘vroeger’ voornamelijk eenrichtingsverkeer van de producent naar de klant, tegenwoordig is het een interactie tussen allerlei partijen. De klant kan tegenwoordig tegelijkertijd een kleine producent zijn. Denk bijvoorbeeld aan de windturbine bij de boer, de zonnepanelen bij de huishoudens en de WKK’s bij de tuinders of de kleine bedrijfjes. Met betrekking tot deze veranderingen zal dus onderzoek gedaan moeten worden naar de mogelijkheden en de knelpunten in het elektriciteitsnet. Met betrekking tot de prestaties van het elektriciteitsnet is door de toezichthouder voor de energiesector, de DTe, een netcode [4] opgesteld waar producenten, netbeheerders en klanten zich aan moeten houden. Om alle aspecten, die van belang zijn, in beeld te brengen, zijn voor zowel de klant als de netbeheerder de “prestatie indicatoren” op een rij gezet. Deze prestatie indicatoren omschrijven voorwaarden rond aspecten als spanningskwaliteit, decentrale opwekeenheden, betrouwbaarheid en veiligheid. In dit afstudeerproject zijn aspecten als betrouwbaarheid, dips, benutting en verliezen verder uitgediept op theoretisch en op praktisch niveau. Op theoretisch niveau zijn de kenmerken beschreven en zijn formules opgesteld om aan deze aspecten te kunnen rekenen. Op praktisch niveau zijn simulaties uitgevoerd en metingen verwerkt om te komen tot algemeen geldende classificaties. Met betrekking tot benutting en verliezen zijn formules opgesteld die economische en technische aspecten combineren. Vanuit Continuon Netbeheer, de netbeheerder van het energiebedrijf Nuon, is een deel van het middenspanningsnet beschikbaar gesteld als testnet. Dit net omvat een middenspanningsonderstation met verschillende afgaande velden die interessante eigenschappen hebben met betrekking tot decentrale opwekeenheden. Dit testnet is in dit afstudeerproject geanalyseerd en gesimuleerd met behulp van het simulatieprogramma DIgSILENT. De huidige situatie van het testnet is geanalyseerd om toekomstige veranderingen (verbeteringen of verslechteringen) aan te kunnen wijzen. Qua betrouwbaarheid ligt het testnet nu reeds boven het landelijke gemiddelde. Aan de hand van berekeningen aan het testnet, (landelijke) meetgegevens en theorie zijn classificaties opgesteld om aspecten als betrouwbaarheid en dips eenduidig en algemeen te kunnen kwantificeren. Tevens is er gekeken naar de invloed van veel extra decentrale opwekeenheden en weinig lokale belasting op de spanningshuishouding van afgaande velden. Uit dit onderzoek kan onder andere geconcludeerd worden dat decentrale opwekeenheden een positieve invloed kunnen hebben op de prestaties van het elektriciteitsnet. • DG kan, mits goed geplaatst, de problemen rond dips verkleinen. De diepte van de dips

kan met plaatsing van DG verminderd worden. • DG heeft momenteel nog geen (positieve) invloed op de betrouwbaarheid van het

elektriciteitsnet. Indien bedrijfsvoering met autonome netten een optie wordt, kan dit veranderen.

• Met betrekking tot netverliezen kan DG de prestaties van het net verbeteren. Slimme plaatsing van DG kan de verliezen in een netwerk aanzienlijk verminderen.

• Er kan ook geconcludeerd worden dat eventuele blindvermogensregeling buiten de grenzen van de DTe-netcode soms een positieve invloed kan hebben op de spanningshuishouding in een MS-netwerk als de X/R-verhouding groot genoeg is.

• Sommige regels in de DTe netcode zullen nog eens kritisch onder de loep genomen moeten worden. In het licht van de huidige ontwikkelingen is dat zeker aan te raden.

Summary

P.A.J. Freij Invloed van decentrale opweksystemen op het elektriciteitsnet Pagina II

Summary Due to recent developments in the power supply there is an increasing interest in the energy sector. Especially the liberalization of the energy sector and the increasing influence of dispersed generation (DG) play an important role. Where the electricity grid was mainly one-way traffic from producer to customer, it is now an interaction between all kinds of participants. Nowadays the customer can be consumer and producer of electrical power at the same time. Think about for example the windturbines installed at farms, solar panels in residential area’s and combined heat and power (CHP) installed in green houses or small companies. Such being the case, research has to be done with regard to the possibilities and the bottlenecks in the electricity grid. With regard to the performance of the electricity grid, the Dutch regulator DTe, has set a grid code [4] to which producers, grid controllers and consumers have to comply with. To bring forward all the aspects, which are important, performance-indicators for both customer and grid controller have been listed. These performance-indicators characterize conditions for aspects like reliability, safety, dispersed generation and voltage quality. In this master thesis aspects like reliability, voltage sags, exploitation and losses have been studied more in depth on the theoretical and practical field. In the theoretical field characteristics have been described and formulae for calculating these aspects have been developed. In the practical field simulations have been performed and measurements have been incorporated to obtain generally valid classifications. With regard to exploitation and losses, formulae have been developed to combine economical and technical aspects. Continuon Netbeheer, the grid controller of the Dutch power utility Nuon, has made a part of its medium-voltage (10kV) grid available for research activities. This test grid consists of medium-voltage substation with several feeders, containing several interesting aspects with regard to DG. This medium-voltage grid has been simulated and analyzed during my master thesis with the simulation program DIgSILENT. The current conditions of the grid have been analyzed to be able to record future changes (both positive and negative). With regard to reliability the test grid is already above the national average. With the help of calculations, (national) measurement data and theoretical analyses, general classifications have been made for reliability and voltage sags. Also the influences of a huge amount of extra DG and a low-load level on the supply-voltage have been analyzed. From the research, done during my master thesis, it can be concluded that dispersed generation may have a positive influence on the performance of the electricity grid. • DG can, when placed properly, decrease the problems with voltage sags. The sag-depth

can be decreased by placing DG. • DG hasn’t got yet a (positive) influence on the reliability of the electricity grid. If in the

future island operation of (parts of) the grid is allowed, reliability can be improved. • With regard to grid losses, DG can improve the performance of the grid. Smart placement

of DG-units can minimize the losses radically. • It can be concluded that operation of the reactive power-control outside the borders set by

the DTe grid code, may have a positive influence on the voltage-control in MV-grids if the X/R-ratio of the grid is large enough.

• A critical study regarding some legislation in the DTe grid code is advisable in the light of the current developments in the energy sector.

Voorwoord

P.A.J. Freij Invloed van decentrale opweksystemen op het elektriciteitsnet Pagina III

Voorwoord Als we wisten wat we deden, dan heette het geen onderzoek. Albert Einstein. Je bent 18, net klaar met het VWO en denkt alles te weten. Er volgt een introductieweek op en rond het TU/e terrein en daarna begin je aan je studie elektrotechniek. Al in de eerste week kom je erachter dat je eigenlijk helemaal niets weet. Het begin is dus drie jaar leren en practica volgen om de broodnodige basiskennis op te doen. Het vierde jaar geeft de mogelijkheid om, door middel van keuzevakken en een interne stage, te specialiseren in een bepaalde richting. Het vijfde jaar biedt de mogelijkheid om een buitenlandse bedrijfsstage te doen om zo een kijkje te kunnen nemen in de keuken van het bedrijfsleven. Daarna begint de periode waar het uiteindelijk allemaal om draait. Het “afstuderen”. De mogelijkheid om alle opgedane kennis van de afgelopen 4,5 jaar toe te passen. Toch zijn er vele vragen die open blijven en niet met kennis maar alleen met onderzoek te beantwoorden zijn. Vandaar ook het bovenstaande citaat van een wijze man. Afstuderen is research en is dus het onderzoeken van onbekend terrein waarvan we nog niet alle aspecten kennen. Hopelijk heeft dit afstudeerproject bijgedragen aan het ontginnen en in kaart brengen van een klein stukje onbekend gebied. Er wordt altijd gezegd dat je studeren niet alleen doet. Gedurende mijn studie was het dan natuurlijk ook erg leuk en leerzaam om een groep medestudenten om je heen te hebben waarmee je niet alleen de zogenaamde “up’s en down’s” kon delen, maar zeker ook het delen van kennis helpt zeer. Tijdens je studietijd komt een zeer groot deel van de ondersteuning (in verschillende vormen) ook van je familie, welke zeer waardevol is. Met betrekking tot het laatste jaar gaat mijn dank o.a. naar Prof. W.L. Kling, die zo aardig was een leuke buitenlandse stage bij Alstom T&D in Kassel (D) te regelen en voor de mogelijkheid om af te studeren bij de leerstoel “intelligente netten”. Ir. J.F.G Cobben dank ik hartelijk voor de mogelijkheid te werken aan een opdracht van Continuon Netbeheer, voor de stroom van informatie, de prettige discussies, het opbouwende commentaar en het doorlezen en verbeteren van (de vele) voorlopige versies van mijn afstudeerscriptie. Ir. J.G.J. Sloot dank ik natuurlijk ook hartelijk voor de goede begeleiding tijdens mijn afstuderen. Het doorlezen van mijn deelverslagen en het leveren van nuttig commentaar. Ook het sociale aspect tijdens het afstuderen mag niet vergeten worden, Daarom dank ik mijn mede-afstudeerders in Eeg 2.17 Paul Hesen, Chris Liu, Pim Jacobs en Thijs van Schendel voor de aangename tijd en de vele kannen koffie die in de loop van de tijd geconsumeerd zijn. Chris Liu dank ik natuurlijk ook voor zijn hulp tijdens het leren begrijpen van DIgSILENT en het gedane vooronderzoek. Dit afstudeerproject kan ik met recht een mooie afsluiting noemen van een leerzame en aangename tijd op de Technische Universiteit Eindhoven. Hopelijk heeft de toekomst eenzelfde mooie en succesvolle tijd te bieden. November 2003 Pim Freij

Inhoudsopgave

P.A.J. Freij Invloed van decentrale opweksystemen op het elektriciteitsnet Pagina IV

Inhoudsopgave:

Samenvatting …………………………………………………………………… I

Summary ………………………………………………………………………… II

Voorwoord ………………………………………………………………………. III

Inhoudsopgave …………………………………………………………………. IV

1. Inleiding ……………………………………………………………………….. 1 1.1 Achtergrond ……………………………………………………………. 1 1.2 Probleemstelling ……………………………………………………….. 1 1.3 Plan van aanpak onderzoek ……………………………………………. 2 1.4 Structuur van het afstudeerverslag …………………………………….. 2

2. Continuon Testnet …………………………………………………………... 3 2.1 Omschrijving Continuon testnet ……………………………………….. 3 2.2 Bijzonderheden Continuon testnet …………………………………….. 4

3. Modelleren en simuleren van het Testnet in DIgSILENT …………….. 5 3.1 Modelleren in DIgSILENT ……………………………………………. 5 3.2 Simuleren in DIgSILENT ……………………………………………... 5 3.3 Gebruik van DIgSILENT ……………………………………………… 6

4. Prestatie indicatoren van het elektriciteitsnet …………………………. 7 4.1 Belangen van de klant …………………………………………………. 8 4.2 Belangen van de netbeheerder …………………………………………. 10

5. Betrouwbaarheid ……………………………………………………………. 11 5.1 Berekenen van betrouwbaarheid ………………………………………. 11 5.2 Classificatie van betrouwbaarheid ……………………………………... 15 5.3 Netconfiguraties m.b.t. classificatie betrouwbaarheid ………………… 17 5.4 Betrouwbaarheid van netten van andere Europese landen …………….. 19

6. Dips ……………………………………………………………………………. 21 6.1 Berekenen van dips ……………………………………………………. 23 6.1.1 Drie-fase kortsluitingen ……………………………………………… 23 6.1.2 Invloed van DG op dips ……………………………………………… 24 6.1.3 Eén-fase kortsluitingen ……………………………………………… 25 6.2 Classificatie van dips …………………………………………………... 27

Inhoudsopgave

P.A.J. Freij Invloed van decentrale opweksystemen op het elektriciteitsnet Pagina V

7. Benutting en verliezen ……………………………………………………… 32 7.1 Benuttinggraad voor verschillende netcomponenten ………………….. 32 7.2 Verliezen in de verschillende netcomponenten ………………………... 34 7.3 Economische aspecten voor de netbeheerder ………………………….. 36 7.4 Indicatie voor benutting versus netverliezen …………………………... 37 7.4.1 Break-even-point van MS- en LS-kabels …………………………… 37 7.4.2 Break-even-point van MS/LS-transformatoren …………………… 39

8. Testnet zonder DG ………………………………………………………….. 41 8.1 Betrouwbaarheid in het testnet ………………………………………… 41 8.1.1 Betrouwbaarheid in ZDV 2.18 ……………………………………… 41 8.1.2 Betrouwbaarheid in ZDV 2.02 ……………………………………… 42 8.1.3 Betrouwbaarheid in ZDV 2.04 en ZDV 2.05 ……………………… 43 8.2 Dips in het testnet ……………………………………………………… 44 8.2.1 Berekening dips in Zuiderveld ……………………………………… 46 8.3 Benuttinggraad in het testnet …………………………………………... 48 8.4 Netverliezen in het testnet ……………………………………………... 50

9. Testnet met DG ………………………………………………………………. 51 9.1 Betrouwbaarheid ………………………………………………………. 51 9.2 Dips ……………………………………………………………………. 51 9.3 Benuttinggraad in het testnet …………………………………………... 53 9.3.1 Benuttinggraad in ZDV 2.02 ………………………………………… 53 9.3.2 Benuttinggraad in ZDV 2.18 ………………………………………… 54 9.3.3 Benuttinggraad in ZDV 2.04 ………………………………………… 55 9.3.4 Benuttinggraad in ZDV 2.05 ………………………………………… 55 9.4 Netverliezen ……………………………………………………………. 56 9.4.1 Netverliezen in ZDV 2.02 …………………………………………… 56 9.4.2 Netverliezen in ZDV 2.18 …………………………………………… 57 9.4.3 Netverliezen in ZDV 2.04 …………………………………………… 58 9.4.4 Netverliezen in ZDV 2.05 …………………………………………… 58 9.5 Spanningshuishouding bij veel extra DG ……………………………… 59

10. Conclusies en aanbevelingen …………………………………………… 61 10.1 Betrouwbaarheid ……………………………………………………... 61 10.2 Dips …………………………………………………………………... 61 10.3 Benutting en verliezen ………………………………………………... 62 10.4 Aanbevelingen ………………………………………………………... 62

11. Literatuur ……………………………………………………………………. 63

12. Gebruikte symbolen en afkortingen ……………………………………. 65

Inhoudsopgave

P.A.J. Freij Invloed van decentrale opweksystemen op het elektriciteitsnet Pagina VI

Bijlage 1. Continuon Testnet ……………………………………………….. 68

Bijlage 2. Testnet in DIgSILENT ……………………………………………. 69 Bijlage 2.1 ZDV 2.02 ……………………………………………………… 69 Bijlage 2.2 ZDV 2.03 en ZDV 2.18 ……………………………………….. 70 Bijlage 2.3 ZDV 2.04 ……………………………………………………… 71 Bijlage 2.4 ZDV 2.05 ……………………………………………………… 72

Bijlage 3. Netcomponenten in DIgSILENT ……………………………….. 73

Bijlage 4. DIgSILENT Programming Language …………………………. 75

Bijlage 5. Fouten in onderstation Zaltbommel ………………………….. 79

Bijlage 6. Betrouwbaarheid met omschakelen ………………………….. 80

Bijlage 7. Conventies ………………………………………………………… 81

Bijlage 8. Benutting kabels ZDV 2.05 ……………………………………... 82

1. Inleiding

P.A.J. Freij Invloed van decentrale opweksystemen op het elektriciteitsnet Pagina 1

1. Inleiding Dit afstudeerverslag beschrijft de inhoud en de resultaten van het afstudeerwerk met de titel ‘Invloed van decentrale opweksystemen op de prestaties van het elektriciteitsnet’. Het afstudeerproject is uitgevoerd aan de Technische Universiteit Eindhoven (Electrical Power Systems) in opdracht van en in samenwerking met Continuon Netbeheer. In deze inleiding zal achtereenvolgens de achtergrond, de probleemstellingen en de manier waarop problemen zijn aangepakt, beschreven worden. Ook de indeling van dit verslag is toegelicht.

1.1 Achtergrond Vanuit Continuon Netbeheer, de netbeheerder van het energiebedrijf Nuon, is een deel van het middenspanningsnetwerk beschikbaar gesteld als “real-life” testnet. In samenwerking met twee Nederlandse universiteiten wordt onderzoek gedaan op het gebied van “intelligentie in netten”. Het elektriciteitsnetwerk en de bijbehorende instanties zijn door onder ander liberalisering en deregulering onderhevig aan veranderingen. In het kader van deze veranderingen worden nieuwe technieken en problemen onderzocht. In de komende jaren zullen verschillende onderzoeksgebieden grondig onderzocht worden. Verschillende nieuwe, maar ook reeds bestaande opties om het elektriciteitsnetwerk “intelligenter” te maken zullen onderzocht worden. Denk hierbij bijvoorbeeld aan de invloed van:

• Opslagmethodieken • DC-opties • Vermogenselektronica (FACTS) • Autonome netwerken • (duurzame) Decentrale opweksystemen

Dit laatste punt is het onderwerp van onderzoek van dit afstudeerproject. De decentrale opweksystemen (Dispersed Generation, DG) worden in steeds grotere getale geïnstalleerd in het Nederlandse elektriciteitsnetwerk. Denk hierbij aan de boer die zijn eigen windturbine installeert en een teveel aan energie terugvoedt op het elektriciteitsnetwerk, de consument die zonnepanelen op het dak installeert en kleine bedrijven die een eigen WKK-eenheid (Warmte Kracht Koppeling) installeren. De toename van DG vereist een goed inzicht in de invloed van deze opwekeenheden op de verschillende aspecten van het elektriciteitsnet. Aspecten als veiligheid, stabiliteit, benutting, netverliezen en powerquality spelen hierbij een grote rol. De DTe (Dienst Uitvoering en Toezicht energie) speelt een belangrijke rol in de geliberaliseerde energiesector en heeft onder andere regelgeving opgesteld voor de inpassing van decentrale opwek. Aan deze eisen moet uiteraard voldaan worden, maar voor de energiebedrijven liggen binnen deze regels nog verscheidene mogelijkheden. Reden voor een interessant onderzoeksproject.

1.2 Probleemstelling De toename van decentrale opwekeenheden heeft een toenemende invloed op de prestaties van het elektriciteitsnet, zoals betrouwbaarheid spanningsgrenzen, e.d.. De traditionele manier van rekenen aan en plannen van elektriciteitsnetwerken is nu niet altijd meer mogelijk. De vermogensstroom in de netten is nu niet meer “top-to-bottom”, maar kan op verschillende tijdstippen verschillende groottes en richtingen hebben. De invloed van decentrale opwekeenheden op een middenspanningsnetwerk is nog nauwelijks onderzocht. Naast de reeds bestaande opwekeenheden zal in de toekomst hoogwaarschijnlijk veel nieuwe DG geïnstalleerd worden. Om de invloed van DG op de prestatie-indicatoren van het elektriciteitsnet te kunnen analyseren moet eerst de huidige situatie in kaart gebracht worden.

1. Inleiding


Aspecten die in dit afstudeerproject uitgediept worden zijn betrouwbaarheid, benuttinggraad, netverliezen en spanningsdips. Aan de hand van een huidige situatie en een landelijk gemiddelde kunnen classificaties opgesteld worden, die bij onderzoek naar de invloed van DG ook gebruikt kunnen worden om de veranderingen in de prestaties van het netwerk weer te geven. Aan de hand van deze classificaties worden de extrema met betrekking tot maximaal in te voeden decentraal vermogen opgezocht. De invloed op de prestatie-indicatoren wordt bepaald en aanbevelingen kunnen gedaan worden.

1.3 Plan van aanpak onderzoek Om tot goede en onderbouwde resultaten te komen is het noodzakelijk enige structuur aan te brengen in een onderzoek. Het gehele afstudeerproject is onderverdeeld in verschillende onderdelen die elk hun specifieke deelproblemen onderzoeken. Deze zijn:

1. Literatuuronderzoek. Het vinden van technische voorwaarden en codes, het onderzoeken van reeds gedane onderzoeksprojecten en het opdoen van specifieke kennis die van belang is voor dit onderzoek.

2. Onderzoeken, beschrijven en rangschikken van de prestatie-indicatoren. Het vinden, analyseren en rangschikken van technische en economische kenmerken van elektriciteitsnetten die voor netbeheerder en klant van belang zijn. Tevens het opstellen van beschrijvende formules voor het rekenen aan deze prestatie-indicatoren.

3. Analyseren en classificeren van de huidige situatie van het testnet. Onderzoek doen naar de huidige situatie van het testnet aan de hand van meetgegevens, en simulaties en deze verwerken in classificaties.

4. Analyseren en classificeren van het testnet met extra DG. Onderzoek doen naar mogelijke toekomstige situaties in het testnet door middel van simulaties. Deze situaties classificeren om uitspraken te kunnen doen over de invloed van DG.

1.4 Structuur van het afstudeerverslag In hoofdstuk 2 wordt de opbouw van het Continuon Testnet behandeld. Gegevens over netstructuur, belastingen en decentrale opwekeenheden zullen kort uitgewerkt worden. Uitgebreidere informatie over het testnet is in bijlage 1 te vinden. In hoofdstuk 3 is beknopte informatie te vinden over (het gebruik van) DIgSILENT. Dit is het simulatieprogramma dat gebruikt is voor modellering en simulatie van het testnet. Voor uitgebreidere informatie wordt hier ook weer verwezen naar de bijlagen van dit afstudeerverslag. In hoofdstuk 4 worden algemene begrippen uitgelegd en de verschillende belangen voor netbeheerder en klant uiteengezet. In hoofdstuk 5 worden formules en een classificatie voor betrouwbaarheid opgesteld, komen netconfiguraties aan bod en wordt een vergelijking op Europees niveau gemaakt. In hoofdstuk 6 worden formules en een classificatie voor dips opgesteld. In hoofdstuk 7 worden formules voor benutting en netverliezen opgesteld, komen economische aspecten aan bod en wordt een indicatie gegeven voor de wisselwerking tussen benutting en verliezen. In hoofdstuk 8 komen de resultaten van de simulaties aan het testnet zonder DG aan bod. Deze simulaties zijn de basis om de invloed van DG op de prestatie-indicatoren te onderzoeken. Waar mogelijk zijn de prestaties geclassificeerd in categorieën. In hoofdstuk 9 wordt verder ingegaan op de resultaten van het simuleren van het testnet. Nu komt de invloed van DG op de prestatie-indicatoren aan bod. In hoofdstuk 10 worden tenslotte conclusies getrokken en aanbevelingen voor het vervolg gedaan.

2. Continuon Testnet


2. Continuon Testnet Om de invloed van nieuwe technische ontwikkelingen op het elektriciteitsnetwerk te kunnen onderzoeken, heeft Continuon besloten om een deel van zijn elektriciteitsnet te gebruiken als realistisch testnet. Het testnet is aangesloten op het 150/10 kV onderstation Zuiderveld te Lelystad. Een aantal afgaande velden van dit 10 kV station zijn gekozen als onderdeel van het testnet omdat zij interessante eigenschappen hebben, die het mogelijk maken de invloed van onder andere decentrale opwek (DG) te onderzoeken. Tevens heeft dit testnet de mogelijkheid om de invloed van vermazingen in het net te onderzoeken met betrekking tot bijvoorbeeld de betrouwbaarheid. Verschillende soorten van karakteristieken in het belastingpatroon van zuiderveld geven ook de mogelijkheid de invloed van decentrale opwek onder verschillende situaties te onderzoeken. In de komende drie jaar zal ook nog onderzoek gedaan worden naar onder andere de invloed van opslag, FACT’s en DC-opties.

2.1 Omschrijving Continuon testnet Zoals reeds vermeld, bestaat het testnet uit verschillende afgaande velden van het 10 kV onderstation Zuiderveld. In een aantal van deze geselecteerde velden is decentrale opwek aanwezig of staat de installatie hiervan gepland. De decentrale opwekeenheden in deze velden bestaat uit windmolens, PV-systemen en WKK’s (Warmte-Kracht-Koppeling). In figuur 2.1 is een schematische weergave te zien van de drie afgaande velden die decentrale opwekeenheden bevatten. Een uitgebreidere weergave van het testnet is te vinden in bijlage 1.

Figuur 2.1. Afgaande velden van onderstation ZDV met decentrale opwekeenheden. Met:

2. Continuon Testnet


Het afgaande veld ZDV 2.02 heeft de volgende kenmerken: • Het afgaande veld is gesitueerd in een agrarische omgeving. • De maximale belasting in dit veld is ongeveer 1,26 MVA (cos ϕ ≈ 0,9). • De minimale belasting in dit veld is ongeveer 0,42 MVA (cos ϕ ≈ 0,9). • De totale lengte van alle kabels samen is ongeveer 14,9 km. • Behalve de vermogensschakelaar aan het begin van het veld, zit er nog een tweede

vermogensschakelaar om de veiligheid te vergroten. • Het veld heeft koppelingen met drie andere velden via netopeningen. • De decentrale opwek in dit afgaande veld omvat drie windturbines met een nominaal

vermogen van 80kW, 600kW en 660kW. Samen dus maximaal 1,34 MW (cos ϕ = 1). Het afgaande veld ZDV 2.18 heeft de volgende kenmerken: • Het afgaande veld is gesitueerd in een omgeving met veel woningbouw. • De maximale belasting in dit veld is ongeveer 1,44 MVA (cos ϕ ≈ 0,9). • De minimale belasting in dit veld is ongeveer 0,48 MVA (cos ϕ ≈ 0,9). • De totale lengte van alle kabels samen is ongeveer 3,8 km. • Het veld heeft koppelingen met andere velden via een netopening. Onder andere een

koppeling met ZDV 2.03 (zie bijlage 1), dat ook deel uitmaakt van het testnet. Tevens heeft het veld nog een interne netopening om te kunnen omschakelen.

• De decentrale opwek in dit afgaande veld is nog niet aanwezig, maar kan in de toekomst PV-systemen omvatten. Tijdens simulaties zal er onderzoek gedaan worden naar de maximaal mogelijke decentrale opwek in dit veld.

• ZDV 2.18 zal uiteindelijk 1600 wooneenheden gaan omvatten als het complete bouwproces afgerond is.

De afgaande velden ZDV 2.04 en 2.05 hebben de volgende kenmerken: • Beide afgaande velden zijn gesitueerd in een gemengde omgeving met woningbouw,

utiliteit en industrie. • De maximale belasting in dit veld is ongeveer 4,35 MVA (cos ϕ ≈ 0,9). • De minimale belasting in dit veld is ongeveer 1,45 MVA (cos ϕ ≈ 0,9). • De totale lengte van alle kabels samen is ongeveer 27,3 km. • De twee velden hebben koppelingen met diverse andere velden via verschillende

netopeningen. Tevens heeft het veld nog interne netopeningen om te kunnen omschakelen.

• De decentrale opwek in deze afgaande velden bestaat uit (gas)generatoren met samen een maximaal op te wekken vermogen van 5,2 MW.

2.2 Bijzonderheden Continuon testnet Naast de hierboven beschreven afgaande velden bevat het testnet nog twee afgaande velden die verder geen decentrale opwekeenheden omvatten. Verder is er een schakelhuis aanwezig waarmee het mogelijk is de spanning op de verdeelrail van Zuigerplasdreef te regelen. Zie bijlage 1. Elk afgaand veld van het onderstation Zuiderveld bevat in het begin van het veld een smoorspoel om kortsluitstromen te kunnen beperken. De smoorspoelen hebben ook nog een positieve invloed op bijvoorbeeld dips, maar een negatief effect op de spanningshuishouding. De invloed op dips komt verderop in dit verslag aan bod. De (MS-)kabels in het testnet variëren bijvoorbeeld van Al 50 mm2 in omgevingen met alleen maar woonhuizen zonder DG tot Al 240 mm2 in stukken waar meer transport van energie plaats kan vinden. De invloed van de verschillende type kabels komt ook duidelijk naar voren. Soms veroorzaakt een bepaald type kabel een knelpunt voor de vermogensstromen in het net. Al deze eigenschappen en kenmerken die in dit hoofdstuk besproken zijn, zijn geïmplementeerd en gemodelleerd in DIgSILENT. Hierover meer in het volgende hoofdstuk. De afzonderlijke delen van het testnet, geïmplementeerd in DIgSILENT, staan in bijlage 2.

3. Modelleren en simuleren in DIgSILENT


3. Modelleren en simuleren van het Testnet in DIgSILENT Het simulatieprogramma Power Factory 12.1 van de Duitse firma DIgSILENT (verder in dit verslag DIgSILENT genoemd) kan gebruikt worden voor allerlei simulaties op het gebied van elektriciteitsnetten. Ook voor de modellering van het Continuon Testnet, zoals beschreven in het vorige hoofdstuk, is gebruik gemaakt van DIgSILENT. DIgSILENT is een simulatieprogramma met een uitgebreide grafische representatie van het te bouwen of simuleren netwerk. De volgende berekeningen zijn met deze software uit te voeren:

- Loadflow- en kortsluitberekeningen - Contingency analyses - Beveiligingscoördinatie - Dynamische simulaties - Transiënte simulaties - Harmonische analyse - Betrouwbaarheidsberekeningen

De software is wereldwijd in gebruik maar voornamelijk in Europa, Latijns Amerika en het Verre Oosten. Voor dit onderzoek is gebruik gemaakt van de loadflow-, betrouwbaarheids- en kortsluitmodules.

3.1 Modelleren in DIgSILENT Componenten worden in DIgSILENT in twee onderdelen gekenmerkt. Ten eerste het type-deel van een component. Hierin worden karakteristieke waardes vastgelegd die specifiek zijn voor dat type component. Denk hierbij aan bijvoorbeeld de impedantie per meter van een bepaalde kabel. Ten tweede heeft elke component een element-deel met variabele kenmerken. Hierin zijn variabelen opgenomen die voor meerdere componenten verschillend zijn. Bijvoorbeeld de lengte van een kabel is een variabele die opgenomen is in het element-deel. DIgSILENT bevat reeds een uitgebreide bibliotheek van componenten waarin de typegegevens staan. Deze types zijn eenvoudig aan te passen aan eigen wensen. Om het Continuon Testnet te kunnen modelleren zijn gegevens over dit netwerk nodig. De gegevens voor het element-deel zijn allemaal door Continuon aangeleverd in de vorm van Excel-sheets en nettekeningen. Hierin staan gegevens over netconfiguraties, kabellengte, type kabel, kenmerken van belastingen en koppelingen met andere netdelen. In bijlage 3 zijn de gegevens te vinden van de componenten die gebruikt zijn in het Continuon Testnet. Tevens staan hier enkele technische gegevens van de componenten weergegeven en hun bijbehorende type-naam in DIgSILENT.

3.2 Simuleren in DIgSILENT Na modellering van een net in DIgSILENT is het mogelijk hieraan berekeningen en simulaties uit te voeren. De verschillende simulaties kunnen opgestart worden via de toolbars. Bij deze simulaties zijn de gewenste randvoorwaarden zelf te definiëren. Er bestaan mogelijkheden voor statische berekeningen en dynamische berekeningen. De verschillende berekeningen kunnen ondergebracht worden in verschillende study-cases. Van een gemodelleerd net is de basisconfiguratie onder te brengen in zogenaamde system-stages. Hierdoor is het mogelijk in de verschillende study-cases veranderingen in het netwerk aan te brengen om verschillende simulatiescenario’s mogelijk te maken zonder de basisconfiguratie van het netwerk aan te tasten. Van elke simulatie geeft de editor onder in beeld het verloop weer. Bij statische berekeningen kunnen de verschillende berekende waardes in zogenaamde resultboxes (zie figuur 3.1) bij iedere component weergegeven worden.

3. Modelleren en simuleren in DIgSILENT


Figuur 3.1. Resultaatweergave m.b.v. resultboxes. Deze resultaten zijn in DIgSILENT ook weer te geven in grafieken en rapporten. Dynamische simulaties kunnen in DIgSILENT alleen weergegeven worden in grafieken. Indien men de gegevens van simulaties uit DIgSILENT wil uitvoeren in spreadsheet formaat of men meerdere scenario’s achter elkaar wil laten uitvoeren, dan komt de toepassing van DPL (DIgSILENT Programming Language) om de hoek kijken. Dit is een programmeertaal van DIgSILENT die eigenschappen heeft van de C++- en Visual-basic-programmeertaal. Hiermee kunnen bijvoorbeeld parameters uit het element-deel van een component gewijzigd worden. Hierdoor is het mogelijk om binnen een study-case meerdere simulaties uit te voeren binnen een loop waarin parameters veranderd worden. De resultaten van deze simulaties worden dan opgeslagen in een result-file (.ElmRes) en kunnen na afloop van de simulaties door een DPL-script geëxporteerd worden naar een spreadsheet-file. Een uitgebreidere uitleg van de werking van DPL is te vinden in bijlage 4. Voor verdere informatie wordt verwezen naar de handleiding van DIgSILENT Power Factory [11].

3.3 Gebruik van DIgSILENT De verschillende modules (reken/simulatie-mogelijkheden) van DIgSILENT, zoals reeds genoemd in § 3.1, kunnen voor verschillende problemen ingezet worden. Voor dit afstudeerproject zal voornamelijk gebruik gemaakt worden van loadflow-, kortsluit- en betrouwbaarheidsberekeningen. Voor het onderzoeken van betrouwbaarheid wordt gebruik gemaakt van de betrouwbaarheidsmodule in DIgSILENT. De betrouwbaarheidsmodule kan gecombineerd worden met loadflow-berekeningen om vlak na de foutsituaties de vermogensstromen te onderzoeken. De verschillende resultaten voor de betrouwbaarheidsindices kunnen met behulp van een DPL-programma geëxporteerd worden. Onderzoek naar benutting van netcomponenten en naar de verliezen in deze netcomponenten wordt geheel gedaan met loadflow-berekeningen. De resultaten met betrekking tot benutting en verliezen worden weer geëxporteerd in spreadsheet formaat. Tevens wordt, gedurende de simulaties, gelet op de spanningen van de verschillende knooppunten om de spanningsgrenzen, vastgelegd door de DTe, in acht te nemen. De dip-problematiek wordt met behulp van meerdere modules onderzocht. Om de invloed van dips op spanningen te onderzoeken wordt gebruik gemaakt van:

- kortsluitberekeningen, om de invloed van kortsluitingen op de spanningen te bepalen, - betrouwbaarheidsberekeningen die de kans van falen te berekenen om zo uitspraken

te kunnen doen over te verwachten dips, - dynamische simulaties om de invloed van het in-/uitschakelen van belastingen te

simuleren. Al deze informatie van de verschillende berekeningen wordt gecombineerd om een goed beeld van dips in het testnet te verkrijgen.

4. Prestatie indicatoren


4. Prestatie indicatoren van het elektriciteitsnet In de elektriciteitsvoorziening zijn er verschillende partijen die een rol spelen. Iedereen heeft zijn eigen rol binnen de elektriciteitsvoorziening. De verschillende partijen en hun bijbehorende taken zijn als volgt verdeeld: 1. De Producent:

• Opwekken van elektrische energie binnen gestelde grenzen • Verkopen van deze energie aan handelaren of verbruikers

2. De Handelaar: • Inkopen van elektrische energie • Doorverkopen van deze elektrische energie aan verbruikers

3. De Netbeheerder: • Instandhouden van de transport- en distributienetten • Aansluiten van klanten op het net • Transporteren van de energie van producent naar verbruiker

4. De Verbruiker: • Afnemer van energie • Contract met de producent of handelaar over de levering • Eventuele eigen opwek terugvoeden in het net (leveren, dus de verbruiker is dan

tevens producent) 5. Het Meetbedrijf:

• Plaatsen van meetapparatuur (in opdracht van producent, handelaar of verbruiker) • Het opnemen en doorsturen van meetgegevens • Onderhoud van de meetapparatuur

Voor elektriciteitsvoorzieningsystemen bestaan er verschillende mogelijkheden om de prestaties hiervan te kwalificeren. Vanuit verschillende oogpunten kan naar deze problematiek gekeken worden. Het is duidelijk dat de prioriteiten van een verbruiker (afnemer van elektrische energie) met betrekking tot de energielevering niet hetzelfde hoeven te zijn als die van de leverancier (producent, handelaar) en de netbeheerder. Bij elke partij zal er een afweging zijn tussen de kosten en de baten van een investering of een dienst. Voor de netbeheerder is het bijvoorbeeld interessant te weten hoe de verschillende indicatoren van het elektriciteitsnet reageren op nieuwe (technische) ontwikkelingen. Uiteraard zijn de belangen van de klant ook belangrijk voor de netbeheerder. Deze netbeheerder moet namelijk voldoen aan de eisen die gesteld zijn met betrekking tot de leveringskwaliteit. Aan de hand van de verschillende belangen voor zowel de netbeheerder als de klant kunnen verschillende prestatie-indicatoren gedefinieerd worden, die de kwaliteit van de geleverde energie weergeven of een indicatie geven voor de manier van leveren. In dit afstudeerproject zullen prestatie-indicatoren zoals betrouwbaarheid en dips onderzocht worden. Ook een indicatie voor benutting en verliezen zal aan bod komen.



4.1 Belangen van de klant In onderstaande opsomming is een beeld geschetst van de mogelijke onderwerpen die voor de klant van belang zouden kunnen zijn. Hierbij is gekeken naar technische aspecten als frequentie, spanningsvormen, e.d. Voor een goede en actuele definitie van de verschillende geselecteerde kenmerken in deze paragraaf is gebruikt gemaakt van het PREGO 2 rapport [3], de DTe netcode [4] en de NEN-EN 50160 norm [5]. Belangen voor de klant: • Betrouwbaarheid

o Onderbrekingsfrequentie [gemiddeld aantal onderbrekingen per klant per jaar] o Onderbrekingsduur [gemiddeld aantal minuten onderbreking per onderbreking] o Jaarlijkse niet beschikbaarheid [gemiddeld aantal minuten onderbreking per

klant per jaar] • Powerquality

(met een bepaald percentage van de tijd wordt steeds het percentage van alle 10-minuten-gemiddeldes van een jaar bedoeld dat binnen bepaalde grenzen moet liggen) Tabel 4.1 Powerquality kenmerken van het Nederlandse net.

Powerquality kenmerk Kenmerken en criteria Spanningsdips Plotselinge daling van de voedingsspanning tot een niveau

tussen 90% en 1% van Un, duur tussen 10 ms en 1 min. Langzame spanningsvariaties

Daling of stijging van de spanning ten gevolge van de totale belasting van het elektriciteitsnet. - 90%*Unom < U < 110%*Unom gedurende 95% v.d. tijd - 85%*Unom < U < 110%*Unom gedurende 100% v.d. tijd

Harmonische spanningsvervorming

Sinusvormige spanningen die niet tot de grondharmonische behoren. - T/m de 40e harmonische geldt: • THD ≤ 8% (gedurende 95% v.d. tijd) en • THD ≤ 12% (gedurende 99,9% v.d. tijd) - Elke relatieve waarde van een harmonische ligt binnen 150% van de waarde weergegeven in [5] voor 99,9% van de tijd

Flikker Herhaalde snelle spanningsverandering met bepaald niveau en herhalingsfrequentie. - voor laagspanning geldt: • variatie ≤ 3% Un, • variatie ≤ 10% Un in het geval van verlies van productie, afschakelen van zware belastingen en gestoorde verbindingen, • Plt ≤ 1 (gedurende 95% v.d. tijd) en • Plt ≤ 5 (gedurende 100% v.d. tijd) - voor middenspanning geldt: • variatie ≤ 3% Uc, • variatie ≤ 10% Uc in het geval van verlies van productie, afschakelen van zware belastingen en gestoorde verbindingen, • Plt ≤ 1 (gedurende 95% v.d. tijd) en • Plt ≤ 5 (gedurende 100% v.d. tijd), met Uc de gecontracteerde nominale leveringsspanning)

Asymmetrie Toestand in het driefasen systeem, waarbij de effectieve waarden van de fasespanningen of de fasehoeken niet



gelijk zijn. - De inverse spanning is maximaal 2% van de normale spanning gedurende 95% v.d. tijd en - De inverse spanning is maximaal 3% van de normale spanning gedurende 100% v.d. tijd

Overspanningen Tijdelijke overspanning: - een oscillerende overspanning van lange duur die niet of zwak gedempt is. Transiënte overspanning: - kort durende oscillerende of pulsvormige overspanning die sterk gedempt is in het ms bereik

Frequentieafwijkingen Afwijking in de herhalingsverhouding van de grondgolf van de voedingsspanning. - frequentie moet liggen tussen 49,0 – 51,0 Hz gedurende 99,5 % van de tijd en - frequentie moet liggen tussen 47 – 52 Hz gedurende 100% van de tijd

Signaalspanningen Een signaal dat gesuperponeerd is op de voedingsspanning met als doel het overbrengen van informatie via het distributienet, variërend van: - maximaal 9% van de nominale netspanning voor lage frequenties (100-1000Hz) - tot maximaal 1,1% van de nominale netspanning voor hoge frequenties (tot 100kHz). - Zie voor de exacte figuur van de toegelaten signaalspanningen [5]

• Veiligheid

o Sterpuntsbehandeling op MS-niveau o Type stroomstelsel op LS-niveau (TN-C, TN-S, TT) o Beveiliging van het net

• Informatie o Informatie mogelijkheden (over bijvoorbeeld de kwaliteit van de eigen

voorziening)



4.2 Belangen van de netbeheerder Voor de netbeheerder zijn logischerwijs de belangen van de klant belangrijk. Verder zijn er enkele aspecten die voor de netbeheerder van belang zijn, maar die de klant helemaal niet interesseren. Denk hierbij aan bijvoorbeeld economische aspecten als netverliezen en benuttinggraden. De belangen van de netbeheerder staan hieronder opgesomd. Belangen voor de netbeheerder: • Alle belangen van de klant (zowel verbruiker als producent) • Benuttinggraad van netcomponenten (% benutting van een component t.o.v.

nominaal vermogen) o Benuttinggraad vs. kosten (netverliezen en investeringskosten)

• Netverliezen die optreden (vermogen en energie, verloren door transport over afstand) o Wat is de meest optimale bedrijfstoestand? o Zijn er mogelijkheden deze verliezen te verminderen?

• Veiligheid in het net o Detectie van fouten (snelheid en gebied van afschakelen)

• Stabiliteit van het net o Gevoeligheid voor belastingveranderingen (plotseling bij- of afschakelen van

grote belastingen) Al deze onderdelen hebben een bepaalde invloed op de netprestatie. Er zal een balans gevonden moeten worden tussen de belangen van de klant en die van de netbeheerder. Een afweging tussen enerzijds kwaliteit en leveringszekerheid en anderzijds de investeringskosten. In dit afstudeerproject zal de invloed van decentrale opwekeenheden op verschillende prestatie-indicatoren, zoals betrouwbaarheid, dips, benutting en verliezen, onderzocht worden. Voor de netbeheerder kan het nuttig zijn om verschillende, algemeen geldende formules tot zijn beschikking te hebben om netten door te rekenen. Om de netbeheerder de mogelijkheid te bieden om op het gebied van benuttinggraad, netverliezen en betrouwbaarheid met formules te werken die algemeen geldig zijn, zijn in de volgende hoofdstukken (5 t/m 7) voorstellen voor formules uitgewerkt en beschreven. Deze formules zijn naar behoefte aan te passen aan specifieke omstandigheden.

5. Betrouwbaarheid


5. Betrouwbaarheid Binnen de problematiek van elektriciteitsnetten speelt de betrouwbaarheid van de levering een grote rol. Vanuit de DTe (Dienst uitvoering en toezicht Energie) zijn bepaalde regels opgelegd aan de netbeheerders. Deze zijn te vinden in de verschillende codes van de DTe. In dit hoofdstuk zal ingegaan worden op de berekening van de betrouwbaarheidsindices en zal een classificatie gepresenteerd worden die het mogelijk maakt om de betrouwbaarheid van MS- en LS-aansluitingen te classificeren.

5.1 Berekenen van betrouwbaarheid Om formules op te stellen voor de betrouwbaarheid (Beschikbaarheid (A) en niet-beschikbaarheid (U)) wordt gebruik gemaakt van algemene formules. Deze zijn o.a. te vinden in het TU/e dictaat “Planning en bedrijfsvoering van elektriciteitsvoorzieningsystemen” [1]. Hierin staan de definities voor de verschillende begrippen die bij betrouwbaarheidsvraagstukken gebruikt worden. De belangrijkste begrippen zijn: 1. MTTF = Mean Time To Failure (gemiddelde in-bedrijf-tijd van componenten) 2. MTTR = Mean Time To Repair (gemiddelde uit-bedrijf-tijd van componenten) 3. Faaltempo (λ) = Indicatie van het tempo van falen van een component.

Gedefinieerd als 1

MTTFλ =

4. Reparatietempo (µ) = Indicatie van het tempo van reparatie van een component

Gedefinieerd als 1

MTTRµ =

5. Beschikbaarheid (A) = De kans dat het systeem correct functioneert of kan functioneren op een tijdstip t. 6. Niet-beschikbaarheid (U) = De kans dat het systeem niet correct functioneert of kan functioneren op een tijdstip t. 7. ACIF = Average Customer Interruption Frequency [keer/jaar] 8. AID = Average Interruption Duration [min] 9. ACIT = Average Customer Interruption Time [min/jaar] De beschikbaarheid en niet-beschikbaarheid zijn aan elkaar gerelateerd volgens: 1A U+ = (1) Hierbij kan worden opgemerkt dat, indien men de totale betrouwbaarheid voor verschillende netdelen wil weten, slechts de unavailability U gesommeerd mag worden en deze daarna omgerekend kan worden naar beschikbaarheid met formule (1). De betekenis van de gebruikte symbolen staat weergegeven in het formuleblad. Voor de verschillende netdelen kunnen de volgende formules opgesteld worden (formule (2) t/m (6)): LV netkabel (radiaal): Voor een laagspanningsnetkabel met of zonder decentrale opwekking (DG) kan de volgende formule opgesteld worden voor de niet-beschikbaarheid (unavailability) van de aansluitkabel, welke radiaal aangelegd is.

busbar+hoger gelegen netdeel1 1 1 1

z h c dg m DG B

LS netg m DG Bg g m m DG DG B B

U Uλ λ λ λ

λ µ λ µ λ µ λ µ−= = = =

= + + + ++ + + +∑ ∑ ∑ ∑ (2)

In figuur 5.1 is de betekenis van de gebruikte symbolen verduidelijkt.

5. Betrouwbaarheid


Figuur 5.1 Verduidelijking symbolen. Aangezien de decentrale opwekkers en belastingen wel uitval van de netkabel kunnen veroorzaken (dus een λ) zijn zij meegenomen. Een belasting zou door toedoen van a-selectiviteit in zijn beveiliging kunnen zorgen voor uitval van een deelnet. Indien alle beveiligingen in een decentrale opwekeenheid falen, kan deze ook zorgen voor uitval van een deelnet. Echter de kans is zo gering dat deze belastingen en opwekkers een kabel kunnen storen, dat deze verwaarloosd kunnen worden. Dus blijft de volgende formule over:

busbar+hoger gelegen netdeel1 1

z hg m

netkabelg mg g m m

U Uλ λ

λ µ λ µ= =

= + ++ +∑ ∑ (3)

MV distributiekabel (ringstructuur): Voor een MV distributiekabel kan in principe dezelfde formule (3) gebruikt worden. Echter door de beveiligingen in de ringstructuur wordt niet gekeken naar alle lijnstukken, maar naar de lijnstukken van een knooppunt (waar een extra beveiliging geïnstalleerd is) tot aan de busbar. Dus geen “z”, maar een “e” in de formule, en moeten meerdere netcomponenten op dit stuk meegenomen worden. (vermogensschakelaars, busbars, verbindingen en scheiders) Voor het herstellen van de elektriciteitslevering kan gebruik worden gemaakt van het omschakelen van netopeningen om belastingen via een andere weg van energie te voorzien. Daarom wordt in de formule gebruik gemaakt van de µnetopening. Deze bestaat uit de tijd die nodig is voor het omschakelen van de netconfiguratie. Bij het component-deel van de formule is gebruik gemaakt van de µherstel. Deze µherstel kan bestaan uit de omschakeltijd van het net, of de hersteltijd van die specifieke component. Dit in verband met het feit dat een component gestoord kan zijn die relevant is voor de levering aan een bepaalde belasting van de MS-kabel (bv. een busbar). In de meeste gevallen zal echter gelden dat µherstel gelijk gemaakt kan worden aan µnetopening. Er is ook een rekening gehouden met het feit dat tijdens een omschakeling (als gevolg van een storing), een volgende storing leidt tot een langdurigere onderbreking. Een λvervolgfout zal dan meegenomen worden in de formule.

lgbusbar+hoger gelegen netdeel

1 1 lg

feg comp vervo fout

distributiekabelg compg netopening comp herstel vervo fout herstel

U Uλ λ λ

λ µ λ µ λ µ= == + + +

+ + +∑ ∑ (4)

Formule (4) geeft de unavailability weer. Hierin is de λvervolgfout verwerkt. Deze kan gedefinieerd worden als het normale faaltempo vermenigvuldigd met het faaltempo van nog een fout in de ongeschakelde situatie. Aangenomen wordt, dat deze situatie echter maar ongeveer 2 dagen per jaar optreedt. In formule (5) wordt de λvervolgfout volledig gedefinieerd.

lg1 1 1 1

2* *

365

n ne ffe

vervo fout g comp g compg comp g comp

λ λ λ λ λ= = = =

= + + ∑ ∑ ∑ ∑ (5)

Deze λvervolgfout is zeer klein en dus kan het deel van de vervolgfout verwaarloosd worden. In formule (6) is deze dus weggelaten en wordt de formule eenvoudiger.

busbar+hoger..1 1

feg comp

distributiekabelg compg netopening comp herstel

U Uλ λ

λ µ λ µ= == + +

+ +∑ ∑ (6)

Vanwege de wetgeving omtrent de betrouwbaarheid van de elektriciteitsvoorziening is de netbeheerder ook verplicht om in netten vanaf 110 kV het n-1 criterium toe te passen. Dit houdt in dat bij bijvoorbeeld drie parallelle transformatoren in bedrijf er bijvoorbeeld één mag

B=1 B=2 B=3 B=4 B=d=5

m=1k =

m=2

~

m=3 m=5 m=4 m=h=6

DG=1

~ DG=c=2

g=1 g=2 g=3 g=5 g=4 g=z=6 MS net

5. Betrouwbaarheid


uitvallen en dat de voorziening dan, met eventuele omschakeling, toch nog gewoon moet functioneren. Om hiermee te kunnen rekenen is er een formule voor een M-uit-N-systeem. In dit systeem moeten minstens M van de N systemen in bedrijf zijn. De beschikbaarheid van dit systeem (AMN) is dan als volgt te bepalen:

(1 )N

k n kMN

k M

NA A A

k−

=

= −

∑ (7)

Waarbij A de beschikbaarheid van de afzonderlijke componenten is. Zoals reeds vermeld, kan men de niet-beschikbaarheid (U) sommeren. Voor een net(deel) kan men dus de waardes van alle componenten van de bovenliggende netdelen sommeren. Er is dus een niet-beschikbaarheid (Usys) uit te rekenen voor een geheel systeem. Dit gebeurt dan als volgt:

sys netdeelU U=∑ (8)

Met formule (1) is dan dus ook de beschikbaarheid (Asys) te berekenen. Nu is het ook nog interessant de andere parameters van het systeem te bepalen. Dit zijn de faalfrequentie (fsys), het faaltempo (λsys) en het reparatietempo (µsys). Deze hangen samen met formule (9). * *sys sys sys sys sysf A Uλ µ= = (9)

De Usys is reeds bekend door middel van formule (8), de Asys is bekend met behulp van de Usys en formule (1) en de andere waardes zijn te bepalen indien één van hen bekend is. Het is echter een probleem de λsys of de µsys te bepalen van een geheel systeem. Het is namelijk niet zomaar toegestaan λ’s of µ’s op te tellen. Voor een eenvoudig systeem, of indien de faaltempi van grotere systeemdelen die in serie staan bekend zijn, dan mogen de faaltempi opgeteld worden. Er volgt dan eenvoudig dat:

,sys deelsysteem serieλ λ=∑ (10)

Indien deze manier van bepalen van de λsys niet eenvoudig uit te voeren is, dan is er nog een deterministische manier om de λ van het systeem te bepalen. Dit kan op de volgende manier gedaan worden:

8760

gemeten gemetenssys

S Sn

up tijd up tijd ACITλ λ= ⇒ = =

− − −∑ ∑ (11)

Nu de λsys bepaald kan worden, kunnen ook de faalfrequentie van het systeem (fsys) (vaak met behulp van simulaties) bepaald worden. Het reparatietempo van het systeem (µsys) kan vervolgens bepaald worden met behulp van formule (9). Nu alle typische waarden van het systeem bekend zijn, kunnen de verschillende kwaliteits-indicatoren van het systeem bepaald worden. De faalfrequentie [aantal/jaar] geeft het (gemiddeld) aantal storingen per jaar weer en de gemiddelde tijdsduur voor herstel (MTTR = mean time to repair) [minuten] kan bepaald worden uit de µsys m.b.v. formule (12).

1

= sys

MTTRµ

(12)

De laatste belangrijke kwaliteitsindicator van een systeem is de gemiddelde uitvalsduur [min/jaar] en is gelijk aan de niet beschikbaarheid Usys.

5. Betrouwbaarheid


Voorbeeld 5.1 Voor een eenvoudige faalkarakteristiek van een bepaalde component zijn eenvoudig de verschillende faal- en reparatie tempi te berekenen. Als voorbeeld is de faalkarakteristiek van figuur 5.2 genomen. Figuur 5.2. Faalkarakteristiek van een willekeurige component. De gehele geëvalueerde tijdsperiode omvat 1 jaar (8760 uur) en in die tijdsperiode zijn twee storingen

te verwachten met een tijdsduur van 1 uur. De totale up-tijd [jaar] is dan 8758

8760en de totale down-tijd

is dan 2

8760. De verschillende tempi zijn nu eenvoudig met de formules uit §5.1 te berekenen.

22,000456725 /

87588760

snjaar

up tijdλ = = =

−

∑

28760 /

28760

snjaar

down tijdµ = = =

−

∑

1/0,999771689

1/ + 1/

MTTFA

MTTF MTTR

λλ µ

= = =+

1 1 0,999771689 0,000228311U A= − = − = * 2,000456725*0,999771689 2,0 keer/jaarf Aλ= = = Er is dus te zien dat de faalfrequentie gelijk is aan 2,0 keer per jaar. Dit komt overeen met hetgeen te zien is in figuur 5.1. Hierin treden gemiddeld 2 down-periodes per jaar op. Voorbeeld 5.2 Een ander voorbeeld kan aan de hand van een deel van het testnet (ZDV 2.02) geïllustreerd worden.

Indien dit veld gesimuleerd wordt in DIgSILENT, kan de faalfrequentie voor de verschillende belastingpunten berekend worden. Hiervoor moet in DIgSILENT voor elke component een betrouwbaarheidsindicatie meegegeven worden. De verschillende faaltempi zijn: HV-net: 0,15 [1/jaar], HV/MV trafo: 0,0026 [1/jaar], MV-busbar: 0,0126 [1/jaar], MV-kabel: 1,19 [1/jaar/100 km.], MV/LV-station: 0,0022 [1/jaar], MV-netopening: 0,0002 [1/jaar]. Simulatie in DIgSILENT resulteert in een ACIF van 0,190173 [1/jaar] tussen vermogensschakelaar nr. 1 en nr. 2 en een ACIF van 0,40101 [1/jaar] onder vermogensschakelaar nr. 2. Met behulp van formule (10) is dit zelf ook eenvoudig te bepalen. Bereken met behulp van de kabellengte de faaltempi van de verschillende kabels (lengte van de kabel[km]*0,0119). Optellen van de verschillende faaltempi van de kabels en de verschillende

up

1 jaar

1 uur 1 uur

down

Nr. 1

Nr. 2

Figuur 5.3. ZDV 2.02.

5. Betrouwbaarheid


busbars resulteert in een ACIF van 0,19 [1/jaar] tussen vermogensschakelaar nr. 1 en nr. 2. Dit is een optelling van: HV-net: 0,15 HV/MV-trafo: 0,0026 Dubbele busbar: 0,0126*2 1 kabel (0,64 km): 0,64*0,0119 MV/LV-station: 0,0022 1 kabel (0,03 km): 0,03*0,0119 MV/LV-station: 0,0022 + ACIF = 0,19016 Dit resultaat komt overeen met hetgeen DIgSILENT berekend heeft. Voor het deel van het deelnet onder vermogensschakelaar nr. 2 is op dezelfde manier met de hand de betrouwbaarheid te berekenen. Hiervoor volgt dan een ACIF van 0,4002. Dit komt ook goed overeen. Voor waardes met betrekking tot betrouwbaarheid voor onder andere het uitvoeren van simulaties of handmatige berekeningen, kan het boek Elektriciteitsdistributienetten [6] waardevolle informatie leveren. Hierin staan waardes voor faaltempi en reparatietempi voor bijna alle voorkomende netcomponenten.

5.2 Classificatie van betrouwbaarheid Ten tijde van een liberaliserende energiemarkt komt het vraagstuk “betrouwbaarheid” weer hoger op de agenda te staan. Toenemende belangstelling van klanten, overheid en pers voor storingsonderbrekingen, zorgt voor het aanwakkeren van de betrouwbaarheidsdiscussie. Om afzonderlijke netten of netdelen met elkaar te kunnen vergelijken of om klanten te kunnen informeren over de toestand van het elektriciteitsnet, is het van belang om een eenduidige waardering toe te kennen. Dit kan door de drie hoofdkenmerken van een net(deel), de faalfrequentie de onderbrekingsduur per storing en de totale storingsduur per jaar, te bekijken en onder te verdelen in categorieën. De betrouwbaarheid voor aansluitingen op de verschillende spanningsniveaus is dan onder te verdelen in categorieën, lopend van A (excellent) via C (gemiddelde huidige situatie) tot E (zeer slecht). Zie tabel 5.1. Tabel 5.1. Onderverdeling classificatie betrouwbaarheid.

A B C D E

Excellente kwaliteit

Goede kwaliteit

Gemiddelde kwaliteit

Slechte kwaliteit

Zeer slechte

kwaliteit In tabel 5.1 is er een onderverdeling gemaakt voor de classificatie van netten of netdelen. De categorie “C” geeft een gemiddelde voor de huidige situatie weer. Deze huidige situatie is bepaald aan de hand van de gegevens, afkomstig uit “Onvoorziene niet-beschikbaarheid in netten van 0,4kV t/m 380kV in 2001” [7]. Voor de betrouwbaarheid wordt altijd gekeken naar het gemiddeld aantal minuten uitval van de energielevering per jaar voor een klant. Deze uitvalsduur is natuurlijk afhankelijk van onder andere de hoeveelheid redundantie die aanwezig is in een net. De betrouwbaarheidskenmerken zijn de ACIF (average customer interruption frequency [keer/jaar]), de AID (average interruption duration [min]) en de ACIT (average customer interruption duration [min/jaar]). Deze drie begrippen zijn als volgt voor te stellen.

5. Betrouwbaarheid


Figuur 5.4. Weergave betrouwbaarheid. De ACIT is het product van de ACIF en de AID. De ACIT is nu weer te geven als functie van de ACIF en de AID. Als grenzen voor de betrouwbaarheid kunnen lijnen met gelijke ACIT genomen worden. Voor de verschillende netaansluitingen (LS en MS) zijn nu grafieken op te stellen voor een classificatie. Deze grafieken zijn tweedimensionale weergaven. Op de twee assen zijn de ACIF en de AID tegen elkaar uitgezet. In deze figuren is de gemiddelde huidige situatie weergegeven, zijn er lijnen (ACIT in min/jaar) die de grenzen van de verschillende classificaties weergeven en is er een scheidingslijn die onderscheid maakt tussen twee categorieën van onderbrekingen. Per categorie (A t/m D) is er nog een onderverdeling gemaakt. Dit is weergegeven met een plus- en een minteken. Deze extra onderverdeling is gemaakt vanwege het feit dat veel klanten niet blij zijn met veel storingen, maar toch een geringe storingsduur. Elke uitval gaat namelijk gepaard met problemen en uitval en opnieuw opstarten van systemen. Denk hierbij aan computernetwerken in bedrijven en kassasystemen in winkels. Weinig onderbrekingen met een relatief langere tijdsduur zijn voor de meeste afnemers daardoor wenselijker dan veel onderbrekingen met een relatief korte onderbrekingsduur. In figuur 5.5 en figuur 5.6 staan deze indelingen voor een classificatie weergegeven voor de verschillende aansluitingen.

Betrouwbaarheidscijfer LS-aansluiting

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1

gemiddeld aantal onderbrekingen per jaar (ACIF) [aantal/jaar]

gem

idd

eld

e o

nd

erb

reki

ng

sdu

ur

per

on

der

bre

kin

g (

AID

) [m

in]

42 min/jaar

32 min/jaar

22 min/jaar

12 min/jaar

Figuur 5.5. Classificatie voor een laagspanningsaansluiting.

A+

A-

B+

C+

D+

E

B-

C-

D- ACIT

AID

ACIF

gelijke ACIT

5. Betrouwbaarheid


De verdeling rondom deze waarde ‘C’ is in beide richtingen evenredig verdeeld. Deze verdeling is aan de hand van actuele meetwaardes zodanig gekozen dat er, voor de verzameling van de classificaties van alle metingen, een zo goed mogelijke verdeling ontstaat rondom de gemiddelde waarde. Aan de hand van simulaties en/of metingen is nu voor elke aansluiting aan het elektriciteitsnetwerk een classificatie voor de betrouwbaarheid te bepalen. Deze uitkomsten van de metingen kunnen per jaar geclassificeerd worden, maar een classificatie van de voortschrijdende gemiddeldes over bijvoorbeeld 5 jaar is beter. Het voortschrijdende gemiddelde is een gemiddelde dat voortschrijdend berekend wordt over een bepaalde periode. Dit gemiddelde filtert scherpe fluctuaties uit de meetgegevens en geeft het trendmatige verloop weer.

5.3 Netconfiguraties m.b.t. classificatie betrouwbaarheid Voor de verschillende netconfiguraties die invloed kunnen hebben op de betrouwbaarheid van een net(deel) (zie tabel 5.2) zijn de bijbehorende kenmerken en betrouwbaarheidsgegevens te bepalen. Hoe meer redundantie in het net(deel) zit, des te betrouwbaarder is het net(deel). Voor de verschillende classificaties is de bijbehorende netstructuur bepaald en omschreven en deze zijn naderhand met simulaties in DIgSILENT geverifieerd. In de onderstaande tabel staan de verschillende kenmerken voor de verschillende classificaties. Deze kenmerken zijn weergegeven in een figuur en zijn omschreven onder het kopje ‘kenmerken’. De laatste kolom geeft de waardes weer die berekening, van die bepaalde netstructuur met bijbehorende kenmerken, in DIgSILENT oplevert.

Betrouwbaarheidsclassificatie MS-aansluiting

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1

gemiddeld aantal onderbrekingen per jaar (ACIF) [aantal/jaar]

gem

idd

eld

e o

nd

erb

reki

ng

sdu

ur

per

on

der

bre

kin

g (

AID

) [m

in]

39 min/jaar

29 min/jaar

19 min/jaar

9 min/jaar

Figuur 5.6. Classificatie voor een middenspanningsaansluiting.

A-

A+

B+

C+

D+

E

B-

C-

D- ACIT

MS1

MS2

MS3

MS4

MS5

5. Betrouwbaarheid


Tabel 5.2. Verschillende kenmerken voor de classificatie m.b.t. betrouwbaarheid van MS-aansluiting. Type

aansluiting: Classi-ficatie:

Netcon-figuratie:

Kenmerken: Betrouw-baarheid:

MS1 A • Radiaal bedreven • Omschakelen mogelijk naar andere

voedende trafo • Foutisolatie en omschakelen in

maximaal 15 min. • Korte kabelstukken (< 6 km per

afgaand veld) • Extra vermogensschakelaars in het

veld

Faalfreq.: 0,273 [1/jaar] Ond. duur: 14,842 [min/#] Storingsduur: 4,057 [min/jaar]

MS2 B • Radiaal bedreven • Omschakelen mogelijk naar andere

voedende trafo • Omschakeltijd maximaal 40 min. • Korte kabelstukken (< 6 km per

afgaand veld) • Extra vermogensschakelaars in het

veld


MS3 C • Radiaal bedreven • Omschakelen mogelijk via een ander

veld in de ring • Omschakeltijd maximaal 60 min. • Normale lengte van de kabelstukken

(< 10 km per afgaand veld)


MS4 D • Radiaal bedreven • Omschakelen mogelijk in ander veld • Lange kabelstukken (≈ 15km per

afgaand veld) • Omschakeltijd 80 min.


MS5 E • Het einde van een radiale structuur • Omschakelen niet mogelijk • Lange kabelstukken (≈ 20km per

afgaand veld) • Aanrijden en storing afschakelen in

100 min. • Aanrijtijd noodstroom-aggregaat 4 uur


Bij de simulatie van de netconfiguraties en de bijbehorende kenmerken van tabel 5.2, komen waardes naar voren die in overeenstemming zijn met de classificatie in figuur 5.6. De resultaten van de simulaties staan in de laatste kolom van tabel 5.2. Deze resultaten zijn ook te zien als de verschillende (op zichzelf staande) punten in figuur 5.6. Voor LV-(verdeel)netten zijn ook verschillende configuraties te bedenken om de leveringszekerheid te verbeteren. Normaal gesproken zijn de nieuwere laagspanningsnetten radiaal van structuur en is omschakelen niet mogelijk. Vanuit één of meerdere MS ruimtes zijn verschillende laagspanningsconfiguraties te bedenken die weergegeven staan in figuur 5.7.a t/m figuur 5.7.b.

5. Betrouwbaarheid


Figuur 5.7.a Figuur 5.7.b Figuur 5.7.c In figuur 5.7.c staat een “normale” radiale netstructuur weergegeven zoals nu in bijna iedere situatie wordt toegepast. Om een hogere betrouwbaarheid te krijgen zou men kunnen overgaan naar de situatie van figuur 5.7.b. Hierin wordt een ringstructuur met een netopening aangelegd die verbonden is met één of twee MS/LS transformatoren. Verder zijn er scheiders aanwezig om fouten te isoleren. In de configuratie van figuur 5.7.a is ook een ringstructuur aangelegd, maar dan met voeding van twee MS/LS transformatoren die elk op een ander middenspanningsrail aangesloten zijn. De, op afstand bedienbare, vermogensschakelaars in het veld zorgen voor een zeer snelle foutisolatie en sluiten van de netopening. Zoals uit de jaarlijkse meetgegevens bekend is, blijken de meeste fouten hun oorsprong te hebben in de middenspanning. Het middenspanningsnet is dus dominant in de betrouwbaarheidsanalyse. Door beredenering, maar ook uit simulaties in DIgSILENT kan geconcludeerd worden, dat de laagspannings-configuratie van figuur 5.7.a de enige configuratie is die problemen in het middenspanningsnet voor een deel teniet kan doen. Deze configuratie is namelijk verbonden met twee verschillende MS-aansluitingen en de betrouwbaarheid van deze combinatie is hoger dan van één enkele aansluiting. De andere configuraties hebben geen verschuiving in de classificatie van de betrouwbaarheid van de laagspanningsaansluiting tot gevolg. Indien men een laagspanningsklant een betere aansluiting qua betrouwbaarheid wil aanbieden, dan moet de netbeheerder de overweging maken om: a) te investeren in het laagspanningsnet (volgens figuur 5.7.a), b) verbeteringen door te voeren om de betrouwbaarheid van het middenspanningsnet te

vergroten (volgens tabel 5.2), c) lokale energieopwekking in eilandbedrijf toe te passen. Hierbij moeten dan wel de

veiligheidseisen in acht genomen worden. Het is echter economisch niet rendabel om te investeren in verbeteringen op laagspanningsniveau. Investeringen om de betrouwbaarheid te vergroten kunnen het beste gedaan worden in het middenspanningsnet. Hier valt het meeste resultaat te behalen.

5.4 Betrouwbaarheid van netten van andere Europese landen De classificatie met betrekking tot de betrouwbaarheid uit de vorige paragraaf kan alleen toegepast worden op het Nederlandse elektriciteitsnet. De vergelijking tussen de verschillende netbeheerders is hiermee mogelijk. Indien men in Europees verband wil gaan vergelijken tussen de verschillende netten moet men het gemiddelde nemen voor de Europese netten en dit verwerken in de categorie ‘C’. Dan ontstaat een geheel ander beeld en zullen bijna alle Nederlandse netbeheerders in de categorie ‘A’ vallen. Nederland komt in de betrouwbaarheid van de Europese elektriciteitsnetten op de tweede plaats. Duitsland staat qua betrouwbaarheid bovenaan. In de gegevens van de ‘Council of European Energy Regulators, VDEW’ over het jaar 1999 is het gemiddeld aantal storingsminuten per klant voor een aantal West-Europese landen terug te vinden. Deze waardes staan samengevat in tabel 5.3.

MS/LS MS/LS MS/LS

5. Betrouwbaarheid


Tabel 5.3. Storingsgegevens West-Europese landen van 1999 Land: Gemiddelde onderbrekingsduur per LS-

klant [min]: Duitsland 15 Nederland 25 Frankrijk 57* Verenigd Koninkrijk 63 Zweden 152 Noorwegen 180 Italië 191 * = zonder de extreme stormschade van 1999

Bron: de ‘Council of European Energy Regulators, VDEW’ Bij vergelijkingen tussen Europese netbeheerders moet er rekening gehouden worden met de verschillen per land. Verschillen in de gemiddelde onderbrekingsduur tussen de verschillende landen vinden hun oorsprong onder andere in de uitgestrektheid, de bevolkingsdichtheid en de wijze waarop energiedistributie op middenspanning plaats vindt (een ondergronds of bovengronds middenspanningsnet). De gedachte dat Nederland door de hoge mate van bekabeling de hoogste betrouwbaarheid in Europa heeft, klopt niet helemaal. Ondanks de aanwezigheid van (gedeeltelijke) bovengrondse elektriciteitsdistributie in Duitsland slaagt men er in Duitsland toch in een hoge mate van betrouwbaarheid te realiseren.

6. Dips


6. Dips Een veel voorkomend verschijnsel in elektriciteitsnetten is dips. Dips zijn spanningsdalingen in de voedingsspanning die van korte duur zijn en uitkomen beneden van de grens van 90% van de nominale voedingsspanning. De spanning Vdip is gedefinieerd als de resterende spanning gedurende een dip. Deze dips kunnen hun oorzaak hebben in: 1. kortsluitingen in het eigen, of aangrenzende netwerk, 2. kortstondige fouten in het bovenliggende netwerk, 3. inschakelen van zware belastingen. Als het elektriciteitsnet voldoende sterk is, en de klant zich houdt aan de DTe netcode, dan zouden startende zware motoren met hun spanning binnen 3% van de nominale spanning moeten blijven, en dus geen dips mogen veroorzaken. Ook het in- of afschakelen van zware belastingen mag in de praktijk geen problemen veroorzaken in het distributienetwerk. Problemen met startende motoren en het in- of afschakelen van zware belastingen leiden wel vaak in de eigen installaties van een klant tot problemen. In figuur 6.1 wordt het gebied geschetst waarin de punten liggen die de EN-50160 definieert als zijnde dips in de voedingsspanning.

Figuur 6.1. Definitie van spanningsgebeurtenissen. EN-50160 Uit figuur 6.1 is ook te concluderen dat, met betrekking tot het optreden van dips, het niet raadzaam is om de toegestane grenzen van de normale bedrijfsspanning (langzame spanningsvariaties) helemaal te benutten. Indien de grenzen van het toelaatbare (U = 0,9 p.u.) opgezocht worden kunnen kleine spanningsdalingen, ontstaan door toedoen van inschakelen van belastingen, zorgen voor het optreden van dips. Normaal gesproken zouden deze kleine spanningsvariaties niet mogen leiden tot het optreden van dips. Binnen het dip-gebied reageert niet elk apparaat op dezelfde manier op dips. Voor ieder apparaat kan een gevoeligheidscurve bepaald worden. Dit is de grens voor dips, met een bepaalde diepte en duur, die de overgang aangeeft van goed functioneren naar foutief functioneren. In figuur 6.2 is dit grafisch weergegeven.

normale bedrijfsspanning

0,5 periode

60 sec. 3 min.

Dips onderspanning

overspanning tijdelijke overspanning

0,9 p.u. 1,1 p.u. tr

ansi

ënte

ov

ersp

anni

ng

0,1 p.u.

tijd

span-ning

lange onderbreking korte onderbreking

6. Dips


Figuur 6.2. Dipgevoeligheid voor verschillende apparatuur-curves De verschillende curves geven de gevoeligheid van verschillende types apparatuur weer. Indien een dip optreedt boven alle curves dan zal deze geen problemen veroorzaken. Indien een dip optreedt beneden alle curves dan zorgt de dip zeker voor problemen. Voor een classificatie kan dan gekozen worden voor de meest gevoelige curve als grens voor het maximaal toelaatbare. De minst gevoelige curve kan daarbij ook nog gekozen worden als curve voor hetgeen absoluut niet toelaatbaar is. Voorbeeld 6.1 Er wordt steeds meer onderzoek gedaan naar de invloed van dips op apparatuur. Een recent onderzoek van ECN, in samenwerking met verschillende (energietechnische) bedrijven, naar het gedrag van invertoren voor de invoeding van zonne-energie in het elektriciteitsnet heeft enkele interessante verschijnselen naar voren gebracht. Er zijn enkele kleinere (Iac ≤ 2,25A) en enkele grotere (S ≤ 5kVA)

invertoren van Nederlandse en Duitse makelij aan verschillende tests onderworpen. De verschillende invertoren zouden bij een dip die kleiner is dan 100ms (tdip < 0,1s) niet uit mogen schakelen, echter bij een dip die groter of gelijk is aan 100ms (tdip ≥ 0,1s) zou de inverter (en dus de levering van energie aan het net) moeten uitschakelen. In figuur 6.3 is een voorbeeld te zien van testresultaten. Het bovenste signaal (kanaal 1) is de netspanning die een dip (Vdip = 0,49 p.u. / 10ms) vertoont. Het onderste signaal (kanaal 2) is de stroom die uit de inverter komt. De dip die optreedt, is duidelijk te zien. De reactie van de inverter is ook duidelijk te zien. De inverter reageert onnodig snel

(afschakeling weliswaar binnen 0,1 sec die door de DTe netcode aan beveiligingen voor afwijkende spanningen is gesteld). Deze korte dip zou namelijk niet tot het afschakelen van de inverter mogen leiden. Een onnodige afschakeling heeft namelijk een vermindering van de vermogenslevering aan het net tot gevolg en kan leiden tot een dip bij de laagspanningsklant. Verder onderzoek naar beveiligingen van DG in combinatie met de DTe netcode is dus zeker wenselijk.

1,0 p.u. 0,9 p.u.

Vdip

Duur

Onacceptabel (onder alle curves)

Acceptabel (boven alle curves)

E

I

M

E

I

M

Elektronische apparatuur

Inverters

Motoren

Figuur 6.3. Test van een inverter. (20ms/div)

6. Dips


Om de gehele dipproblematiek te kunnen onderzoeken is het van belang om duur en vooral de grootte van de dipspanning te kunnen berekenen. In paragraaf §6.1 wordt hier een aanzet voor gegeven.

6.1 Berekenen van dips Voor het berekenen van dips kan gebruikt gemaakt worden van hoofdstuk 4 van [8]. Voor de verschillende oorzaken zijn ook verschillende berekeningen nodig om de spanning van de dip (Vdip) te kunnen berekenen. Enkele oorzaken die een bepaalde aanpak of berekening benodigen, zijn: 1. drie-fase kortsluitingen (radiale en vermaasde netten) 2. invloed van DG op dips 3. één-fase kortsluitingen (radiale en vermaasde netten) 4. twee-fase kortsluitingen (radiale en vermaasde netten) 5. inschakelen van grote belastingen In de komende paragrafen zullen de eerste drie punten uitvoerig behandeld worden.

6.1.1 Drie-fase kortsluitingen De makkelijkste berekeningen kunnen gedaan worden bij drie-fase kortsluitingen (drie-fase systemen die in balans zijn). Deze systemen zijn met een één-fasig vervangingsschema uit te rekenen. Voor deze berekening wordt eerst het pcc (point-of-common coupling) gedefinieerd [8]. Dit is het punt van waaruit en de fout en de belasting gevoed worden en zo dicht mogelijk bij de fout ligt. Beter gezegd, is dit de plaats waar de stroom naar de belasting aftakt van de foutstroom. Verder kunnen de impedanties gedefinieerd worden voor de fout (Zf) en voor het systeem (Zs). In een figuur ziet dit er dan als volgt uit:

Figuur 6.4. Definitie pcc in een één-fase vervangingsschema. Voor een kortsluiting is dan de spanning op het pcc te bepalen met behulp van de volgende formule:

*fdip

s f

ZV E

Z Z=

+ (13)

E is hierin de spanning ten tijde van voor de foutsituatie en dus normaal gelijk aan 1 p.u. (nominale spanning). Zf kan uitgeschreven worden als Zf = Zk * Γ (Zk = impedantie kabel per lengte-eenheid en Γ = lengte tussen de fout en pcc). Er volgt dan:

*

*k

dips k

ZV

Z Z

Γ=+ Γ

(14)

Echter, vaak zijn de impedanties niet bekend, maar wel de kortsluitvermogens op verschillende plaatsen in het net. Met behulp van deze gegevens kan dan ook de Vdip bepaald worden volgens:

2 2

(3 ) (3 )

3* 3* en 1 1n n s Fout

Fout fasig pcc fasig dips f s s f pcc

V V Z SS S V

Z Z Z Z Z S= = ⇒ = − = −

+ + (15)

Vaak zijn dips van een bepaalde waarde nog acceptabel. Indien men beneden deze waarde komt kan apparatuur niet meer functioneren. Indien de afstand tussen de foutplaats en het pcc

EZs

Zf

pcc

VDIP

belasting

6. Dips


geringer wordt, zal de Vdip kleiner worden. Het is dus logisch dat, hoe verder een fout weg is van het pcc, de ernst van de dip geringer zal zijn. Indien men de kritische waarde van de Vdip (Vkrit) op het pcc kent (dus er moet gelden: Vdip ≥ Vkrit), dan kan men met formule (16) de kritische lengte berekenen.

*1

s kritkrit

k krit

Z V

Z VΓ =

− (16)

Met behulp van de kritische lengtes is dan een gebied te bepalen (Zone A figuur 6.5) waarbinnen een dip leidt tot problemen voor de afnemer op het pcc. Zone B is het gebied waarbinnen een sluiting nog wel merkbaar is als een dip voor de afnemer, maar niet tot uitval van de afnemer leidt. Figuur 6.5. Kritisch gebied van een fout in het netwerk. De verklaring waarom scheidingslijnen van de verschillende gebieden precies door de transformatoren lopen, wordt verderop in dit verslag gegeven in §8.2.

6.1.2 Invloed van DG op dips Het is ook van belang om in niet-radiale systemen met DG de Vdip uit te kunnen rekenen. Dit is ook mogelijk. Figuur 6.6. Voorbeeld berekening Vdip bij aanwezigheid decentrale opwek. In figuur 6.6 is een eenvoudig voorbeeld te zien waarin een middenspannings busbar gevoed wordt vanuit het hoogspanningsnet. Aan deze busbar zitten enkele distributiekabels, waarin een sluiting zal optreden. Tevens zit aan deze busbar nog een andere busbar waarop een belasting en een decentrale opwekeenheid aangesloten zijn. Deze decentrale opwekeenheid zal ten tijde van een sluiting ook op deze sluiting gaan voeden. Hierdoor zal de spanning (Vdip) op de rail van de belasting door de decentrale opwek minder diep zakken, vergeleken

HS/MS trafo

net

~ DG

belasting distributie kabels

belasting

~ ~ Z4 Z3

Z2

Z1

pcc pcc VDIP

afnemer

Zone A

Zone B

6. Dips


met geen decentrale opwek. Er wordt nu van twee kanten op de fout ingevoed. Met behulp van eenvoudige netwerktheorie kan nu de volgende formule bepaald worden voor de Vdip.

4

3 4

(1 ) (1 )dip pcc

ZV V

Z Z− = −

+ (17)

Hieruit blijkt dat de spanningsval op de generator (of belasting) – bus gelijk is aan

4

3 4

Z

Z Z+maal de spanningsval op het pcc. De spanningsval bij de belasting kan kleiner

worden, indien de Z3 groter wordt (een zwakke connectie met het pcc) of als Z4 kleiner gemaakt wordt (een grotere decentrale generator). Met bovenstaande theorie is het nu dus mogelijk om ook in een netwerk met decentrale opwek de invloed van kortsluitingen op spanningen te bepalen. Deze invloed zal later in dit verslag met behulp van simulaties behandeld worden.

6.1.3 Eén-fase kortsluitingen Voor één-fase kortsluitingen (fase-aarde) is het verhaal iets anders. Het probleem zit hierbij in de berekening van de verschillende impedanties. Aangezien het net niet symmetrisch belast wordt door toedoen van de kortsluiting, moet men de methode van de symmetrische componenten toepassen. De methode van symmetrische componenten gaat uit van drie verschillende systemen, te weten: 1. normaal systeem (V1), 2. invers systeem (V2), 3. homopolair systeem (V0). Voor een één-fase kortsluiting is dan een vervangingsschema op te stellen volgens figuur 6.7. Figuur 6.7. Equivalent circuit voor een één-fase kortsluiting. In bovenstaand figuur is nu het vervangingsschema bekend. Met E = 1 kunnen de volgende formules opgesteld worden voor de spanningen V1, V2 en V0.

( ) ( )1 2 2 0 0

1 2 0 1 2 0

1 F S F S F

F F F S S S

Z Z Z Z ZV

Z Z Z Z Z Z

+ + + +=+ + + + +

(18)

( ) ( )2

1 2 0 1 2 0

2 S

F F F S S S

ZV

Z Z Z Z Z Z

−=+ + + + +

(19)

( ) ( )0

1 2 0 1 2 0

0 S

F F F S S S

ZV

Z Z Z Z Z Z

−=+ + + + +

(20)

+ E -

~ +

V1 -

+ V2

-

+ V0

-

ZF1

ZS2 ZF2

ZF0 ZS0

ZS1

I1

I2

I0

6. Dips


De fasespanningen kunnen uit formule (18) t/m (20) bepaald worden met behulp van de onderstaande relatie.

22

2

2j

3

4j2 3

2 3 4

1 2 3

1 0

1 2 0

,met

2 2 1 1a e cos sin 3

3 3 2 2

4 4 1 1a e cos sin 3

3 3 2 2

1 0; 1; a

a

b

c

V V V V

V a V aV V

V aV a V V

j j

j j

a a a a

π

π

π π

π π

= + +

= + +

= + +

= = + = − +

= = + = − −

+ + = = =

(21)

Voor de fasespanning Va volgt dan met behulp van formule (18) t/m (21):

( ) ( )1 2 0

1 2 0 1 2 0

F F Fa

F F F S S S

Z Z ZV

Z Z Z Z Z Z

+ +=+ + + + +

(22)

Hierin is te zien dat er geldt: ZF = ZF1 + ZF2 + ZF0 en ZS = ZS1 + ZS2 + ZS0. Hieruit blijkt dat formule (13) ook voor één-fase kortsluitingen in een geaard net geldt, met als criterium dat de Va de dipspanning is van de gestoorde fase en dat gebruikte impedanties de som zijn van de normale-, inverse- en homopolaire impedanties. De spanningen van de andere (ongestoorde) fases kunnen berekend worden met behulp van formule (21). Beschrijving van de minder vaak voorkomende kortsluitberekeningen zoals één-fasige kortsluitingen in een impedantie-geaard netwerk en twee-fase kortsluiting voert hier te ver in detail. Voor uitleg over deze kortsluitingen wordt verwezen naar §4.4 van [8]. Voorbeeld 6.2 Het verschil tussen de verschillende soorten netten is het meest duidelijk te illustreren aan de hand van simulaties aan verschillende netten. In bovenstaande theorie zijn de zwevende netten niet behandeld, maar om een beeld te krijgen van de problematiek is er een voorbeeld onderzocht van netten die zwevend of geaard geïnstalleerd zijn. Als voorbeeld is het veld ZDV2.18 genomen. De configuratie van de HS/MS transformator kan zodanig veranderd worden, dat het middenspanningsnet ofwel zwevend, ofwel geaard bedreven wordt. In de eerste situatie wordt het MS-net zwevend bedreven. Op iedere busbar van het netwerk wordt het één-fasige kortsluitvermogen berekend.

Figuur 6.8. Kortsluiting bij zwevend MS-net Figuur 6.9. Kortsluiting bij geaard MS-net In bovenstaande figuren is duidelijk de invloed te zien van het al dan niet aanleggen van een geaard MS-net. Bij een geaard netwerk is de kortsluitstroom duidelijk groter dan bij een zwevend netwerk. Het voordeel van een geaard netwerk is een snelle en selectieve afschakeling van het gestoorde gebied. Er treedt wel een aanzienlijke spanningsdip op. Het voordeel van een zwevend netwerk is de geringe kortsluitstroom. Hierdoor is er geen spanningsdip en kan de voorziening in bedrijf blijven totdat de precieze foutlocatie opgespoord is. De afnemers merken niets van deze aardsluiting. Wel is er een groter risico op een tweede aardsluiting elders door de met √3 verhoogde spanning op de niet-gestoorde fasen. (zgn. cross-country fouten) Meestal wordt het MS-net in Nederland zwevend bedreven.

6. Dips


De invloed van het inschakelen van grote belastingen zal ook te verwaarlozen zijn. Het elektriciteitsnet is sterk genoeg om problemen te voorkomen. Bij afzonderlijke klanten kunnen, afhankelijk van de installatie, wel problemen met het inschakelen van belastingen optreden. Dit zal echter (bijna) geen invloed hebben op de dipproblematiek in het netwerk.

6.2 Classificatie van dips [9],[10] Zoals in figuur 6.1 te zien is, vallen spanningsdips in een bepaald gebied. Om de dips in dit gebied te kunnen classificeren zijn kenmerken nodig om het fenomeen ‘dip’ te kunnen omvatten. Belangrijk bij de beoordeling van dips zijn onder andere: 1. De spanning van de dip (Vdip) [p.u.] 2. De duur van de dip [sec.] 3. De hoeveelheid dips op een aansluitpunt [per jaar] 4. Het kritische gebied in een elektriciteitsnetwerk waarbinnen gebeurtenissen zorgen voor

problematische dips (zie ook figuur 6.5) Classificatie dips met behulp van compatibiliteitscurves: Voor de classificatie van afzonderlijke dips zijn de diepte en de duur van de dip van belang. Om tot een classificatie te komen betreffende deze twee kenmerken is in figuur 6.10 een mogelijke onderverdeling te zien. Met behulp van het working document van IEEE P1564 [12] en informatie uit [13] is de bovenstaande figuur op te stellen. De dips worden nu niet onderverdeeld aan de hand van vaste grenzen, maar aan de hand van grenzen die door de aangesloten apparatuur worden gesteld. Voor de meest gevoelige curve kan gebruik gemaakt worden van de CBEMA-curve, de ITIC-curve (de opvolger van de CBEMA-curve) of de SEMI-curve. Er is gekozen voor de SEMI-curve aangezien de ITIC-curve en de CBEMA-curve sowieso ook ontworpen zijn voor overspanningen en de CBEMA-curve ook meer gedateerd is. In figuur 6.10 zijn twee curves te zien. De bovenste curve is de meeste gevoelige curve, de zogenaamde SEMI-curve (Semiconductor Equipment and Materials International group). Indien de tijdsduur en de diepte van een dip boven deze curve ligt, zal deze dip geen probleem vormen voor alle denkbare apparatuur. Voor een ondergrens, waaronder alle op het net aangesloten apparaten niet meer goed functioneren, is een tweede curve genomen. Deze tweede curve, die de minst

Dip classificatie

W = 1

W = 1

W = 1

W = 1

W = 1

0

0,2

0,4

0,6

0,8

1

0,01 0,1 1 10 100

tijd (sec)

Vd

ip

SEMI-curve

asynchronemachine

Figuur 6.10. Classificatie van dips.

6. Dips


gevoelige apparatuur representeert, is van een asynchrone machine, waarbij de het koppel van de belasting constant is, en moet gelden dat de hoeksnelheid groter moet blijven dan 0,95 p.u.. Met behulp van deze grenzen is een classificatie op te stellen. Aan de hand van deze classificatie is een weegfactor te bepalen, die de ernst van de dip weergeeft. De classificatie is zo opgezet dat de SEMI-curve precies de weegfactor “1” heeft. Alles wat boven deze curve ligt heeft een weegfactor die kleiner is dan 1. Alle dips die in het gebied onder de curve van de asynchrone machine vallen, hebben een extra zware weegfactor. Dit omdat dit het gebied is waar de dips voor veel problemen zorgen. Aan de hand van [12] en de curve voor de asynchrone machine is de volgende classificatie op te stellen: Tabel 6.1. Weegfactoren voor dips. Weegfactor voor Dips:

10ms ≤ t < 20ms w = C1*(1-Vdip) 20ms ≤ t < 200ms w = C2*(1-Vdip) 200ms ≤ t < 500ms w = C3*(1-Vdip) 500ms ≤ t < 10 sec w = C4*(1-Vdip) 10sec ≤ t < 60 sec w = C5*(1-Vdip)

Met: Tabel 6.2. Constanten voor weegfactor dips. C1 = 1 C2 = 2 voor: t < 0,032 en Vdip ≥ (33,33*t – 0,666) en voor

t ≥ 0,032 en Vdip ≥ 0,4 11 voor: t < 0,032 en Vdip < (33,33*t – 0,666) en voor

t ≥ 0,032 en Vdip < 0,4 C3 = 3,33 voor: Vdip ≥ 0,4 C3 = 12,33 voor: Vdip < 0,4 C4 = 5 voor: Vdip ≥ 0,4 C4 = 14 voor: Vdip < 0,4 C5 = 10 voor: Vdip ≥ 0,4 C5 = 19 voor: Vdip < 0,4 De weegfactoren voor het gebied boven de curve van de asynchrone machine is zodanig gekozen dat de weegfactor op de SEMI-curve precies 1 is. De weegfactor voor het gebied beneden de curve van de asynchrone machine is zo gekozen dat minst zware weegfactor in dit gebied net iets groter is dan de zwaarste weegfactor boven de curve van de asynchrone machine. Met behulp van de bovenstaande tabellen is nu aan iedere dip een weegfactor mee te geven. Indien men de mogelijkheid wil hebben om een aansluitpunt te kunnen beoordelen, kan men de dips met hun weegfactor sommeren. Om de kwaliteit van een aansluiting met betrekking tot dips te kunnen classificeren kan gebruik gemaakt worden van de dipfactor of van de sommatie van de verschillende weegfactoren. Voor de grenzen van de classificatie kunnen de waardes gehaald worden uit meetdata en simulaties van het Nederlandse elektriciteitsnet. Berekeningen voor het testnet hebben de volgende data opgeleverd per 100 km kabel aan een MS-onderstation (zie ook §8.2): Tabel 6.3. Verwacht aantal dips voor een middenspanningsaansluiting.

20ms < tdip ≤ 100ms 100ms < tdip ≤ 500ms 10% ≤ Vdip < 30% 0,0240 1/a (#) ( *) 30% ≤ Vdip < 60% 0,0240 1/a (#) 0,1584 1/a 60% ≤ Vdip < 90% 0,4797 1/a 0,8466 1/a

6. Dips


(*): Deze categorie treedt niet op vanwege het feit dat er smoorspoelen in het net aanwezig zijn en dat de beveiligingen verder in het veld altijd een snelle afschakeltijd hebben. De spanning op de MS-busbar zakt dus nooit zo ver in ten gevolge van een fout in een afgaand veld en in het eigen veld kan een fout niet een dip veroorzaken in deze categorie. (#): Deze twee dipcategorieën ontstaan door fouten in het eigen afgaande veld. Deze dips treden alleen op als er meerdere beveiligingen in een afgaand veld aanwezig zijn. De dips van deze categorieën treden op achter een snellere tweede beveiliging verderop in het veld en deze diepte kan door toedoen van de smoorspoel en de afstand vanaf de busbar nooit merkbaar zijn op de MS-busbar zelf. De dips die dan optreden in het eerste stuk van het afgaande veld ten gevolge van fouten in het tweede deel van het afgaande veld, zijn dan dieper van aard. Ongeveer de helft dan de fouten die optreden in dit tweede deel van het afgaande veld zorgen voor een zeer diepe dip (10% ≤ Vdip < 30%), de andere helft zorgt voor een minder diepe dip (30% ≤ Vdip < 60%). Tabel 6.3 resulteert dan in ongeveer 1,5 dips/jaar*100km. Voor onderstations met een andere totale lengte van de afgaande velden, kunnen de waardes van de bovenstaande tabel eenvoudig omgerekend worden (waarde*(aantal km/100km)). De resultaten van een aantal jaar meten (1997-2003) aan het MS-onderstation Zaltbommel (300km aan afgaande kabels) geven een gemiddeld aantal merkbare fouten van 4,3/jaar ten gevolge van fouten in de afgaande velden en 1 dip per jaar ten gevolge van het bovenliggende hoogspanningsnet (de waarde van 4,3 keer/jaar komt overeen met de berekende waardes voor

het testnet (§8.2.1 tabel 8.4; dips dips

1,5 *300km = 4,5jaar 100km jaar•

)). In bijlage 5 staan de

fouten van Zaltbommel onderverdeeld naar de verschillende soorten fouten. Om de classificatie te verifiëren kunnen de gegevens van de afgelopen twee jaar (2002 & 2003) in de classificatiefiguur ingevuld worden. Dit resulteert dan in figuur 6.12. In de bovenstaande figuur zijn de punten van de berekende dipswaardes van ZDV (g) en de punten van het onderstation Zaltbommel (2002(♦) & 2003()) weergegeven. De punten van de berekende waardes van ZDV zijn geplaatst op het midden van de verschillende spanningsgrenzen en voor de tijdcategorieën op 90ms (direct afschakelen bij kortsluitwaarde) en 390ms (afschakelen na 300ms bij kortsluitwaarde). Met behulp van tabel 6.1 en 6.2 is nu voor beide situaties de sommatie van de weegfactoren te berekenen. Dit wordt gedaan met behulp van de dipfactor:

* (1/ )D w aantal dips a=∑ (23)

Dip classificatie

0

0,2

0,4

0,6

0,8

1

0,01 0,1 1 10tijd (sec)

Vd

ip

Figuur 6.12. Classificatie van dips.

6. Dips


Voor de situatie in ZDV (ongeveer 200 km) resulteert dit in:

0, 24*2*(0,8*11) 0,24*2*(0,55*2) 0, 4797*2*(0, 25*2)

0,1584*2*(0,55*3,33) 0,8466*2*(0, 25*3,33) 7,22

D = + ++ + =

Voor het onderstation Zaltbommel (ongeveer 300 km) resulteert dit voor de verschillende jaren in verschillende waardes voor D. In onderstaande tabel staan de waardes opgesomd. Tabel 6.4. Waardes voor D voor Zuiderveld en Zaltbommel.

Jaar/veld: D = berekend / Zuiderveld 7,22 1997 / Zaltbommel 2,52 1999 / Zaltbommel 7,89 2001 / Zaltbommel 2,71 2002 / Zaltbommel 2,97 2003 / Zaltbommel 6,20 Gemiddeld: 4,92

Met behulp van bovenstaande tabel is het nu mogelijk om een classificatie op te stellen voor een middenspanningsaansluiting. Het gemiddelde geldt voor een MS-onderstation. Voor een middenspanningsaansluiting kan de waarde voor de D iets hoger uitvallen door toedoen van fouten in het eigen veld (selectiviteit van beveiligingen). In onderstaande tabel is een classificatie opgesteld om MS-aansluitingen te kunnen classificeren. De onderverdeling is weer gerangschikt in de categorieën “A” t/m “E”. Tabel 6.5. Onderverdeling classificatie MS-aansluiting m.b.t. dips.

A B C D E

Excellente kwaliteit

Goede kwaliteit

Gemiddelde kwaliteit

Slechte kwaliteit

Zeer slechte

kwaliteit

D < 2 2 ≤ D < 4 4 ≤ D < 6 6 ≤ D < 8 8 ≤ D

Met behulp van de grenzen in tabel 6.5 is nu iedere middenspanningsaansluiting te classificeren met betrekking tot de prestaties op het gebied van dips. Zoals te zien is in tabel 6.4, kunnen de waardes voor een bepaalde aansluiting gedurende de verschillende jaren variëren. Daarom is het raadzaam om bij een classificatie uit te gaan van bijvoorbeeld het (voortschrijdende)gemiddelde over de laatste vijf jaar (evenals bij betrouwbaarheid). Aan de hand van figuur 6.12 kan opgemerkt worden dat, door middel van intelligente beveiligingsfilosofieën, een groot aantal problematische dips (in het gebied 200ms ≤ tdip < 500ms en 0,5p.u. ≤ Vdip < 0,7p.u.) verplaatst kunnen worden naar een gebied dat niet meer problematisch is. Dit door een snellere afschakeling van de ernstige fouten vlak bij een MS-onderstation te bewerkstelligen. Men zou bijvoorbeeld beveiligingen onderling met elkaar kunnen laten communiceren via PLC (Power Line Carrier). Aan de hand van onderstaand voorbeeld is dit in te zien.

6. Dips


Voorbeeld 6.3 In figuur 6.13 is een voorbeeld-netstructuur weergegeven. In deze netstructuur zijn drie vermogensschakelaars ( , , ) opgenomen. Deze drie beveiligingen kunnen met elkaar

communiceren door middel van PLC (Power Line Carrier). In figuur 6.13 staan verschillende foutsituaties (a t/m d) weergegeven. Iedere foutsituatie zal selectief door één beveiliging uitgeschakeld moeten worden. In Tabel 6.6 staan de verschillende foutsituaties weergegeven met bijbehorende kenmerken. Tabel 6.6. Fouten en slimme beveiligingen

Fout: Fout gezien door: Snelle uitschakeling door: a + + b + c + d

Door de vereiste selectiviteit van de beveiligingen zijn de uitschakeltijden van de beveiligingen gestaffeld. De

vermogensschakelaar die het dichtst bij het onderstation ligt heeft dan dus de hoogste uitschakeltijd. Fouten dicht bij de busbar, welke de ergste gevolgen hebben, blijven dus het langste staan. In de situatie van slimme beveiligingen kunnen alle schakelaars op dezelfde (korte) uitschakeltijd ingesteld worden. Neem bijvoorbeeld” foutsituatie b”. Deze fout wordt gezien door zowel beveiliging

als door beveiliging . De fout ligt dus niet op het eerste stuk en beveiliging hoeft dus niet aan te spreken. Beveiliging moet dus zo snel mogelijk aanspreken.

comm.

comm.

a b

d

c

Figuur 6.13. Beveiligingen

7. Benutting en verliezen


7. Benutting en verliezen Misschien zijn benutting van het net en de verliezen in dit net niet direct interessant voor de klant, voor de netbeheerder zijn dit echter twee belangrijke aspecten. Netverliezen kosten namelijk geld. In dit hoofdstuk zullen formules voor de berekening van benutting en verliezen opgesteld worden en zal de economische wisselwerking tussen benutting en verliezen aan bod komen.

7.1 Benuttinggraad voor verschillende netcomponenten

Figuur 7.1. Voorbeeld van een streng van een aansluit/distributiekabel. Om benuttinggraden (α) van verschillende netcomponenten te bepalen, zijn er twee mogelijkheden. Bij de momentane benuttinggraad wordt er slechts op één bepaald tijdstip de benuttinggraad geanalyseerd. Bij de gemiddelde benuttinggraad wordt een gemiddelde genomen over een bepaalde tijdsperiode. Deze tijdsperiode kan variëren van dagen tot jaren. Wel moet hierbij opgelet worden dat het sample-interval niet te groot wordt (neem bijvoorbeeld: T ≤ 10 min.) om te voorkomen dat informatie verloren gaat. Voor de stromen in de kabel is gekeken naar de verschillende lijnstukken (Il,g). De benuttinggraden voor de verschillende componenten zijn weergegeven in de formules (24) t/m (30). De gebruikte symbolen in de verschillende formules staan in de symbolenlijst opgesomd. Lijn of kabel: De momentane benuttinggraad van een kabel kan met behulp van formule (24) bepaald worden. Hierin wordt gekeken naar ieder lijnstuk afzonderlijk. Dit mede omdat het een beter beeld geeft, en aangeeft waar de mogelijkheden tot meer aansluiting van belasting en/of decentrale opwekking liggen. Momentaan [%]:

( ) ( )2 2

, , , ,,1

, ,

3* * *cos 3* * *sin*100% *100%

3* *

l g l g g l g l g gl g

nom kabel nom nom kabel

I U I UI

I U I

ϕ ϕα

+= = (24)

Deze momentane benuttinggraad geeft echter alleen maar een momentopname weer. Het is veel interessanter te kijken naar de gemiddelde benuttinggraad van een lijnstuk over een bepaalde tijdsperiode. Hierbij moet opgemerkt worden, dat het belangrijk is om (zoals in formule (25) en (26) gedaan is) het reële en het imaginaire deel van de verschillende vermogens apart op te tellen. Dit in verband met het feit dat de verschillende schijnbare vermogens niet zondermeer opgeteld mogen worden. Deze kunnen namelijk onderling een verschillende fasehoek hebben.

> Il,g

Ul,g

SB

SB

SB

Ul,g = Ul,1 = Un

Il,g = Il,1



Gemiddeld per tijdseenheid over de gehele kabel [%]:

( ) ( )2 2

, , , ,1 1 1

2

,

* 3 * * *cos 3 * * *sin

*100%* * * 3 * *

n z z

l g l g g l g l g gt g g

nom nom kabel

T I U I U

z n T U I

ϕ ϕα = = =

+=∑ ∑ ∑

(25)

waarbij de kabel overal van gelijk type en dikte moet zijn. Of men kan kijken naar de benuttinggraad van de kabel, gemiddeld over een tijdseenheid, maar dan gekeken naar ieder lijnstuk afzonderlijk:

( ) ( )2 2

, , , ,1

3

,

* 3 * * *cos 3* * *sin*100%

* * 3 * *

n

l g l g g l g l g gt

nom nom kabel

T I U I U

n T U I

ϕ ϕα =

+=∑

(26)

Transformator: Voor een transformator kan ook worden gekeken naar de benuttinggraad. De formule voor de momentane benutting van een transformator (27) is redelijk triviaal. Momentaan [%]:

4,

*100%momentaan

nom trafo

S

Sα = (27)

Voor de gemiddelde benuttinggraad van een transformator kan weer over een bepaalde tijdseenheid gekeken worden. Hierbij wordt weer gekeken naar het schijnbare vermogen dat overgedragen wordt. Er wordt gekeken aan de secundaire kant, zodat de verliezen van de transformator niet meegenomen worden in de benuttinggraad (het nominale vermogen van een transformator is namelijk gegeven voor de levering aan de secundaire kant) Gemiddeld per tijdseenheid [%]:

, sec, sec,

1 15

, ,

* 3 * * **100% *100%

* * * *

n n

Tr t n t tt t

nom trafo nom trafo

S T U I T

n T S n T Sα = == =

∑ ∑ (28)

Benutting bij homogeen verdeelde belastingen Voor afgaande velden in laagspanning kan bij berekeningen aangenomen worden dat de belasting homogeen verdeeld is over de laagspanningskabel. Figuur 7.2 is dan een representatie van een afgaand veld van een LS onderstation. De belastingen (N stuks) zijn allemaal gelijk (SB) en homogeen verdeeld. Figuur 7.2. Representatie van homogene verdeling van belasting Voor een compleet homogene aanname kan voor de hoogste benuttinggraad een formule worden opgesteld. Deze zal dan optreden op lijnstuk l=1. Neem aan dat elke belasting een vermogen SB afneemt en dat er N belastingen zijn. De hoogste benuttinggraad van deze LS-kabel wordt dan gegeven door:

SB SB SB SB SB

B= 1 2

3 N-1 N

g = 1 2 3 N



max,

,

**100%

3 * *B

h

nom nom kabel

N S

U Iα = (29)

Echter hoeft een afgaand LS-veld niet uit allemaal dezelfde (typen) lijnstukken te bestaan. Men kan ook de benutting van ieder lijnstuk afzonderlijk bepalen. Voor het berekenen van de gemiddelde benuttinggraden kan de volgende formule gebruikt worden:

( )

,

,

1 **100%

3 * *B

g h

nom nom kabel

N g S

U Iα

+ −= (30)

Bij deze formule (30) moet dan wel afzonderlijk gekeken worden welk lijnstuk de hoogste benuttinggraad heeft. Maximale benuttinggraden van componenten Vanwege bepaalde regelgeving met betrekking tot betrouwbaarheid is er een maximale benuttinggraad voor de verschillende componenten van een net te definiëren:

max( 1)

*100%n

n

a

vα

−

= (31)

waarin: an = aantal componenten nodig voor normale bedrijfsvoering zonder fouten v(n-1) = verplicht aantal aanwezige componenten m.b.t. leveringszekerheid (b.v. indien n- 1 criterium: an = v(n-1) – 1)

Economische benutting van de verschillende componenten Voor de economische benuttinggraad van componenten in LS- en MS-netten moet alleen de getransporteerde werkzame energie in de bovenstaande formules meegenomen worden. Dit is eenvoudig in te zien en de formules zijn eenvoudig om te schrijven, door de blindvermogenscomponent weg te laten. Dit verschil hoeft niet gemaakt te worden in de HS-netten, omdat hier wel een verrekening van Mvar’s optreedt. Verdere economische aspecten met betrekking tot het beheer en de exploitatie van elektriciteitsnetten komen aan bod in §7.3.

7.2 Verliezen in de verschillende netcomponenten Voor de verliezen in de verschillende netcomponenten kunnen ook formules opgesteld worden. Deze zijn onder te verdelen in momentane verliezen (vermogensverlies), gemiddelde verliezen over een bepaald tijdsinterval (gemiddeld vermogensverlies) en energieverliezen. Voor de verschillende componenten zijn de verliezen weergegeven in formule (32) t/m (40). Bij de (transport) kabels en lijnen is weer gekeken naar de stromen door de verschillende lijnstukken (Il,g). In sommige gevallen is het mogelijk de benuttinggraad van §7.1 mee te nemen in de formule. De verliezen in de transformatoren zijn opgedeeld in de constante verliezen (ijzerverliezen) en de belastingafhankelijke verliezen (koperverliezen). Voor het berekenen van de verliezen van een transformator moeten de spanning en stroom van de primaire kant van de transformator bekend zijn. De verklaring van de gebruikte symbolen staat in de symbolenlijst opgesomd. Aansluit/distributiekabel: Momentaan:

( ) ( )2 2

,1 , , , ,1 1

3* * *z z

v l g N g N g Nul gg g

P I R I R= =

= +∑ ∑ (32)



Gemiddeld over een tijdsinterval:

( ) ( )2 2

, , , ,1 1 1

,2

3* * * *

*

n z z

l g N g N g Nul gt g g

v

I R I R T

Pn T

= = =

+

=∑ ∑ ∑

(33)

Energieverlies voor een bepaalde tijdseenheid:

,1 ,1

0

t

v vE P dt∆

= ∫ (34)

Transportkabel: Momentaan:

2,3 3* *v l NP I R= (35)

Met benuttinggraad (gemiddeld):

2

3,4 ,3 * *

100v kabel nom NP I Rα =

(36)


,2 ,3

0

t

v vE P dt∆

= ∫ (37)

Transformator: Momentaan:

2 2

,5 , ,* 3 *nom nom

prim primv v fe v Cu

nom nom

U IP P P

U I

= +

(38)

Gemiddeld over een tijdseenheid:

2

42 ,1

,6 ,

3* * *100

**

nom

nom

n

v Cuprim t

v v fenom

P TU

P PU n T

α=

= +

∑ (39)


,3 ,5

0

t

v vE P dt∆

= ∫ (40)

Naast analyse van de optredende verliezen, kunnen ook maatregelen genomen worden op een hoger niveau om verliezen te beperken. Verschillende maatregelen op systeemniveau kunnen verliezen beperken [2]. Denk hierbij aan het vlak houden van het spanningsprofiel op een hoog niveau en de trapregeling van HS/MS-transformatoren op een hoog niveau in te stellen. Sterk variërende spanningen in een netwerk kunnen extra verliezen tot gevolg hebben. Bij constant te grote netverliezen kan gekeken worden naar het omhoog brengen van de nominale netspanning. Bij zwaar belaste lijnen of kabels is het interessant te kijken naar de balans tussen de verschillende fases. Hierdoor kunnen verliezen ook beperkt worden. Verder speelt de blindvermogenshuishouding een belangrijke rol binnen de verliesproblematiek. Compensatie van blindvermogensvraag is hierbij een belangrijk thema. Bij al deze problematieken kan gekeken worden naar de mogelijkheid van inpassing van decentrale opwekeenheden en hun afstemming op de belastingen in hun nabijheid. Een betere afstemming kan leiden tot minimalisatie van verliezen.



7.3 Economische aspecten voor de netbeheerder Door de huidige liberalisering van de energiesector zijn opwekker, distributeur en leverancier gescheiden ondernemingen geworden. De transporteur en de distributeur (netbeheerder) onderhouden en investeren in hun eigen transport- en distributienet. De toezichthouder DTe heeft de inkomsten van de netbeheerders gereguleerd. De inkomsten voor het transport van elektrische energie zijn gebonden aan bepaalde maxima. Voor de netbeheerder spelen de uitgaven aan onderhoud, transportverliezen en investeringen dus een grote rol. Voor de netbeheerder is het interessant te weten wat de kosten en de baten zijn voor de levering aan een laagspanningsklant. Hierbij wordt dan gekeken naar de investeringskosten, de verliezen in het net en de exploitatiekosten versus de inkomsten per aangesloten klant. De kosten (KL) die de netbeheerder maakt, om de levering van energie aan de klant mogelijk te maken, kunnen worden opgesplitst in investeringskosten (KL,i) en exploitatiekosten (KL,e). De kosten voor de investeringen die verrekend moeten worden zijn in formule (41) weergegeven.

( )/ / / /

,

/ ** * *

/

aantal gebruikers op 1 MS/LS transformator

kHS MSnet jaar MS LS station jaar lijnstuk jaar

NLL i

V jaar NK K K z v

V jaarK

+ −

+ +

= (41)

De kosten met betrekking tot de exploitatie kunnen gerepresenteerd worden door formule (42) Hierin zijn de kosten ook teruggerekend naar 1/klant.

,2 / / ,6 /,

* *

aantal gebruikers op 1 MS/LS transformatorv verlies kW onderhoud jaar v verlies kW

L e

P K K P KK

+ += (42)

met als voorwaarde dat n.T in de formules Pv,x gelijk is aan 1 jaar en dat alle investeringskosten en onderhoudskosten naar 1/jaar teruggerekend worden. Voor de totale kosten voor levering aan een laagspanningsklant kan dus geconcludeerd worden: , ,L L i L eK K K= + (43)

De waardes voor de verschillende investeringskosten (K) moeten omgerekend worden naar “per jaar” (1/jaar). Hiervoor kan gebruik worden gemaakt van constante lasten methode, welke afgeleid kan worden uit de contante waarde methode.

( ) ( )1 1

, met R=1-r1

q qf fA A

Ir R

τ ττ τ= =

= =−

∑ ∑ (44)

De contante waarde methode in formule (44) kan dan omgeschreven worden, zodanig dat de aflossing (A) bepaald kan worden. Na omschrijven volgt dan de afschrijving A per periode voor de constante lasten:

( )* * 1

1

q

f q

I R RA

R

−=

− (45)

De investeringskosten (I) van bijvoorbeeld het hoogspannings- en middenspanningsnet (IHSenMS-net) kunnen aan de hand van hun levensduur en de rentevoet omgerekend worden naar een vaste investeringswaarde per jaar. Met behulp van formule (45) volgt dan: IHSenMS-net ⇒ KHsenMS-net/jaar. De inkomsten (baten, BL) die de netbeheerder ontvangt voor de levering aan de klant kunnen als volgt worden samengevat:

( ) ( ) ( )k , kvastrecht klant/jaar + P * V /jaar * transportvergoeding/kWhL kW contrB K= + (46)

Het totale beeld van de opbrengsten per LS-klant kan dan dus bepaald worden door BL – KL. Als het goed is moet dit dan een positieve uitkomst hebben.



Het gebruik van de formules (41) t/m (43) en (46) is in de praktijk een groot en ingewikkeld karwei dat voornamelijk door economen doorgerekend zal moeten worden. Om technische ontwerpers en netbeheerders een indicatie te geven van de economische rentabiliteit van een net(deel) is een hulpmiddel aangereikt in § 7.4.

7.4 Indicatie voor benutting versus netverliezen Net als bij het betrouwbaarheidsvraagstuk en de dipproblematiek, is het ook van belang om een classificatie te kunnen geven aan de wisselwerking tussen verliezen (en de bijbehorende kosten) en benutting van een component. Bij slechts een lage benutting kan de component over-gedimensioneerd zijn. Bij een te hoge benutting kunnen de verliezen echter zo groot zijn, dat deze een te hoge verliespost vormen. Een classificatie voor een geheel (deel)systeem opzetten is moeilijk. Dit vereist kennis van en inzicht in de verschillende financiële structuren die betrekking hebben op investerings-, onderhouds- en verlieskosten van een net. Tevens moet duidelijk zijn in hoeverre delen van de transportopbrengsten toegekend kunnen worden aan een (deel)net. In onderstaand figuur staat een mogelijkheid weergegeven om te komen tot een waardering m.b.t. de verliezen en de benutting.

Figuur 7.3. Kosten en opbrengsten karakteristiek voor verschillende benuttinggraad. Hierin is te zien dat slechts in een bepaald gebied het (deel)net rendabel bedreven kan worden. Het optimum is natuurlijk dat punt waar het verschil tussen inkomsten en kosten het grootst is in positieve zin.

7.4.1 Break-even-point van MS- en LS-kabels Een meer eenvoudige manier om te komen tot een indicatie met betrekking tot benuttinggraad en netverliezen is het zoeken naar het break-even-point (BEP) waar het, vanwege de toenemende netverliezen, economisch gunstiger is om te investeren in een component met een hoger nominaal vermogen. Dit break-even-point voor een kabel is dus het punt waar de kabel economisch het beste benut wordt. Het classificatie m.b.t. benutting en netverliezen wordt dan dus ingedeeld rondom dit break-even-point. De benodigde gegevens om te komen tot dit punt zijn de kosten van afschrijving voor de betreffende component per jaar en de kosten voor de verliezen per jaar. De kosten voor bedrijfsvoering, onderhoud, e.d. zijn voor componenten van een zelfde productgroep hetzelfde en hoeven dus niet meegenomen te worden in de berekening. Voor bijvoorbeeld een kabel is de volgende formule te gebruiken:

( )2

totaal afschrijving/jaar 2 , verlies/kWhK = K + 3* * *R*8,760*K [ / ]nom kabelI Euro mα (47)



Hiermee kunnen dan voor twee opeenvolgende kabels bij een zelfde stroom de totale kosten bepaald worden. Voor de verlieskosten per kWh (Kverlies/kWh) is een waarde van € 0,0475 genomen. α2 is reeds eerder beschreven in formule (25). In figuur 7.4 staat een voorbeeld van voor het verschil tussen een Al 95 MS-kabel en een Al 150 MS-kabel in een landelijke omgeving. Voor elke kabel is nu een berekening te maken voor het punt van de benuttinggraad, waar het interessant wordt een andere kabel in te zetten in verband met groter wordende verliezen. De investeringskosten voor de verschillende middenspannings- en laagspanningskabels kunnen onderverdeeld worden in verschillende categorieën. De verschillende categorieën zijn ontstaan uit de verschillende kosten voor b.v. graafwerkzaamheden of planologisch onderzoek en omvatten: • A: landelijk gebied (uitbreidingsgebieden en buiten bebouwde kom) • B: verstedelijkt gebied (bestaande woon- en industriegebieden) • C: stadsgebied (stedelijk centrum) Van de verschillende MS- en LS-kabels zijn de volgende waardes bekend en gebruikt voor de verschillende berekeningen: Tabel 7.1. Investeringskosten en technische gegevens van kabels. MS-kabel: Kosten (‘A’): Kosten (‘B’): Kosten (‘C’): Inominaal [A]: R [ohm/km]:

AL 95 40,93 €/m 61,46 €/m 76,83 €/m 185 0,32 AL 150 46,67 €/m 66,65 €/m 82,02 €/m 240 0,206 AL 240 53,76 €/m 73,91 €/m 89,18 €/m 320 0,125

LS-kabel:

AL 50 20,46 €/m 34,95 €/m 47,94 €/m 125 0,641 AL 95 29,87 €/m 43,98 €/m 57,98 €/m 185 0,32

AL 150 31,60 €/m 44,83 €/m 60,23 €/m 240 0,206 (bij 20 oC)

Deze kosten zijn de kosten van de aanschaf en de installatie per meter kabel. De investeringskosten van de verschillende kabels moeten teruggerekend worden naar de aflossing per jaar (met behulp van formule (45)). Voor deze omrekening is een rentevoet van 4% genomen en een aflossingsperiode van 40 jaar. Ook de weerstand van de kabel moet teruggerekend worden naar per meter. Met behulp van formule (47) is nu het BEP tussen twee kabels te berekenen. Hierbij moet wel worden opgelet, dat de berekening bij beide kabels

Kosten AL kabel in Euro per meter per jaar bij constante belasting

0

0,5

1

1,5

2

2,5

3

0 5 10 15 20 25 30 35 40

Benutting van Kabel AL 95 [%]

Ko

sten

[E

uro

/m]

Kosten AL 95

Kosten AL 150

Figuur 7.4. Kostenverschillen tussen twee kabels.



plaatsvindt bij dezelfde stroom. Deze is namelijk een maat voor het vermogen dat getransporteerd wordt. Berekening is ook mogelijk voor verschillende bedrijfstijden van een netcomponent. In formule (47) moet dan de bedrijfstijd van 8760 uur vervangen worden. Na bepaling van het snijpunt tussen beide kostengrafieken is het BEP bekend. De verschillende waardes voor de break-even-points staan weergegeven in tabel 7.2. Tabel 7.2. Break-even-points voor de verschillende kabeltypes en bij verschillende bedrijfstijden. MS-kabel:

bedr.tijd 100%

bedr.tijd 75%

bedr.tijd 50%

bedr.tijd 25%

AL 95 → AL 150 cat ‘A’ 24,4% 28,2% 34,5% 48,8% AL 95 → AL 150 cat ‘B’ 23,1% 26,8% 32,8% 46,4% AL 95 → AL 150 cat ‘C’ 23,2% 26,8% 32,8% 46,4% AL 150 → AL 240 cat ‘A’ 24,8% 28,7% 35,1% 49,6% AL 150 → AL 240 cat ‘B’ 25,1% 29,0% 35,5% 50,2% AL 150 → AL 240 cat ‘C’ 24,9% 28,8% 35,3% 49,9% LS-kabel: AL 50 → AL 95 cat ‘A’ 27,5% 31,8% 38,9% 55,1% AL 50 → AL 95 cat ‘B’ 26,9% 31,2% 38,2% 54,0% AL 50 → AL 95 cat ‘C’ 28,5% 32,9% 40,2% 56,9% AL 95 → AL 150 cat ‘A’ 13,2% 15,3% 19,1% 26,9% AL 95 → AL 150 cat ‘B’ 9,4% 11,0% 13,3% 18,7% AL 95 → AL 150 cat ‘C’ 15,2% 17,6% 21,7% 30,6% In tabel 7.2 is dus te zien dat bij reeds een reeds lage continue belasting het al rendabel is om bij het ontwerp een kabel te kiezen met een grotere nominale stroom. Indien er dus veel transport plaatsvindt ten gevolge van bijvoorbeeld decentrale opwek, is het nuttig om vooraf de kosten voor verschillende kabels uit te rekenen en niet alleen te kijken naar de goedkoopste kabel die de maximale stroom kan voeren.

7.4.2 Break-even-point van MS/LS-transformatoren Naar analogie van de kabels in § 7.4.1 zijn ook voor de verschillende (genormaliseerde) MS/LS-transformatoren de BEP’s te bepalen. Ook nu zijn weer verschillende gegevens nodig: 1. de afschrijvingskosten (Kafschrijving/jaar) die voor elke trafo verschillend zijn, 2. de ijzerverliezen (P0) van de transformatoren, 3. de kortsluitverliezen (Pko) (koperverliezen bij nominaal gebruik) van de trafo, 4. de verlieskosten per kWh. Voor de verschillende transformatoren staan de gegevens opgesomd in tabel 7.3. Tabel 7.3. Investeringskosten en technische gegevens van transformatoren. Snom,trafo: Investerings kosten [€]: Afschrijving [€/jaar]: P0 [W]: Pko [W]: 100 kVA 2410 121,76 190 1350 160 kVA 2830 142,98 260 1905 250 kVA 3450 174,31 365 2640 400 kVA 4470 225,84 515 3750 630 kVA 6200 313,25 745 5200 Met behulp van de gegevens uit tabel 7.3 zijn nu weer grafieken te berekenen naar analogie van de grafiek uit figuur 7.4 van de MS-kabel. De volgende formule geeft aan hoe de exploitatiekosten voor de transformatoren berekend worden:



22

primtotaal afschrijving/jaar 0 verlies/kWh ko verlies/kWh

nom ,

UK = K + * *8,760*K + 3* *P *8,760*K

Umomentaan

nom trafo

SP

S

(48)

Uit de verschillende figuren, die gecreëerd zijn met behulp van tabel 7.3 en formule (48), zijn de break-even-points te bepalen voor de genormaliseerde MS/LS-transformatoren. Ook bij de transformatoren kan de berekening aangepast worden om verschillende bedrijfstijden mee te nemen. De 8760 uur die gebruikt wordt, moet dan weer vervangen worden door andere waarden. De berekende BEP’s staan weergegeven in tabel 7.4. Tabel 7.4. Break-even-points voor de verschillende MS/LS-transformatoren. Snom,trafo: bedr.tijd 100% bedr.tijd 75% bedr.tijd 50% bedr.tijd 25% 100 kVA → 160 kVA 25,8% 27,4% - - 160 kVA → 250 kVA 27,0% 28,8% 32,1% 40,6% 250 kVA → 400 kVA 27,9% 30,0% 33,6% 42,8% 400 kVA → 630 kVA 29,8% 32,2% 36,2% 46,5%

Uit tabel 7.4 blijkt dat het ook bij de transformatoren nuttig is om vooraf na te denken over de plaatsing van een bepaald nominaal vermogen. Als alle investeringskosten voor de verschillende componenten beschikbaar zijn, dan is het mogelijk om voor iedere component die (net)verliezen produceert een break-even-point te berekenen. Dit geeft de mogelijkheid om reeds bij het netontwerp te letten op de economische aspecten van de bedrijfsvoering. Bij vervanging van oude kabels of transformatoren is het ook zaak naar deze break-even-points te kijken. Hier is het nog makkelijker, omdat men redelijk kan meten wat de continue belasting van de ‘oude’ kabel of transformator is. Het is niet zinvol om een classificatie op te stellen voor de benutting van kabels of transformatoren. Aangezien het financieel gezien erg moeilijk is om een goed beeld te krijgen van uitgaven in inkomsten, is een classificatie niet goed te onderbouwen. De gegevens voor de break-even-points zijn daardoor echter niet minder interessant. Voor een snelle analyse van bepaalde kabels of transformatoren in netten, of tijdens het ontwerp van netten zijn de gegevens van tabel 7.2 en tabel 7.4 zeer nuttig.

8. Testnet zonder DG


8. Testnet zonder DG Om uitspraken te kunnen doen over de invloed van decentrale opweksystemen op de prestatie indicatoren van het elektriciteitsnet, moet wel bekend zijn hoe de situatie in het net is zonder decentrale opwekeenheden. Hiervoor is het nuttig om met simulaties in DIgSILENT de situatie zonder DG te onderzoeken. Hierbij zal vooral gekeken worden naar de afgaande velden van het onderstation Zuiderveld die reeds decentrale opwekeenheden herbergen, of velden waar de aanleg van DG gepland staat.

8.1 Betrouwbaarheid in het testnet De betrouwbaarheid in het Continuon testnet is met behulp van DIgSILENT te analyseren. Voor deze analyse hoeft niet gekeken te worden naar de invloed van decentrale opwekeenheden. Dit in verband met het feit dat er (nog) geen eilandbedrijf in distributienetten op mag treden. In de DTe netcode [4] staan een aantal indicatieve waardes voor decentrale opwekeenheden. Voor aangesloten opwekeenheden (S > 5kVA) op laagspanningsniveau staat beschreven:

• een onderspanningsbeveiliging met een aanspreektijd van 2 seconden bij 80% van de nominale spanning en van 0,2 seconden bij 70% van de nominale spanning,

• een overspanningsbeveiliging met een aanspreeksnelheid van 2 seconden bij 106% van de nominale spanning,

• een maximum-stroomtijdbeveiliging; bij een vermogenselektronische omzetter een overbelastingsbeveiliging,

• een frequentiebeveiliging met een aanspreeksnelheid van 2 seconden bij een afwijking van 2 Hz; deze beveiliging mag éénfasig zijn,

• een inschakelvertraging na uitschakeling van 2 minuten. De regeling van de geïnstalleerde windturbines is zo ingesteld dat frequentieveranderingen binnen +1/-3 Hz. moeten vallen en dat de spanning een maximale variatie mag hebben van +6%/-10%. Buiten dit werkgebied wordt de windturbine van het net afgekoppeld. Soortgelijke waarden gelden ook voor andere decentrale opwekeenheden op middenspanningsniveau. Deze grens voor de netspanning is echter niet goed gekozen, aangezien volgens de netcode spanningsvariaties toegestaan zijn van -10%/+10% van de nominale spanning. Voor de WKK eenheden in de velden ZDV 2.04 en ZDV 2.05 zijn soortgelijke waardes van kracht. Ook deze eenheden worden bij een storing van het net afgekoppeld. Voor aangesloten opwekeenheden op hoogspanningsniveau staat beschreven dat de beveiligingen selectief zijn ten opzichte van de beveiligingen in het net van de netbeheerder, de producenten dragen zorg voor een adequate beveiliging van de productie-eenheid tegen zowel storingen die ontstaan in het net als tegen extreme afwijkingen van spanning en frequentie. In de simulaties van § 8.1.1 t/m § 8.1.3 is steeds de betrouwbaarheid bepaald met weglating van de DG eenheden, aangezien deze toch afgeschakeld worden. Indien men in de toekomst overweegt om eilandbedrijf in velden met eigen opwekeenheden mogelijk te maken, dan zal de betrouwbaarheid groter worden. Echter, aangezien de velden nu reeds een relatief hoge betrouwbaarheid hebben, is het de vraag of investeringen in apparatuur en man-uren lonend zullen zijn. Eilandbedrijf zal voor gebieden met een slechte bereikbaarheid, weinig of geen omschakelmogelijkheden en genoeg eigen opwek een optie kunnen zijn in plaats van netverbetering. Dit zal financieel goed afgewogen moeten worden.

8.1.1 Betrouwbaarheid in ZDV 2.18 Om de betrouwbaarheid van een afgaand veld te kunnen bepalen, moet de invloed van een netopening ook meegenomen worden in de simulatie. Voor het veld ZDV 2.18 moet dus de



invloed van ZDV 2.03 meegenomen worden. Bij simulatie in DIgSILENT volgt voor de busbar Zuiderveld een faalfrequentie van 0,1778 keer per jaar. Voor de belastingknooppunten in ZDV 2.18 (zie bijlage 2.2) volgt voor elk knooppunt een faalfrequentie van 0,2433 keer per jaar. Samen met de reparatietijden is dan een grafiek op te stellen van het aantal minuten uitval per jaar per belastingknooppunt. Dit is weergegeven in figuur 8.1. In figuur 8.1 is te zien dat de betrouwbaarheid in het gehele afgaande veld bijna gelijk is. Dit komt doordat er een ringstructuur zit in het veld. De faalfrequenties zijn voor iedere belasting hetzelfde, maar de kleine verschillen komen door minieme verschillen in de reparatieduur. De betrouwbaarheid van de busbar (gerepresenteerd door de belasting “alle andere velden”) is natuurlijk hoger dan de belastingen in de afgaande velden. Herstel van levering wordt mogelijk gemaakt door omschakeling in het veld intern, of via ZDV 2.03 en hangt niet af van de reparatietijd van bepaalde componenten. Tenzij er natuurlijk een storing op het middenspanningsknooppunt zelf optreedt, maar dan zijn alle belastingen betrokken. Indien een klant ervoor zou kiezen om rechtstreeks op de busbar Zuiderveld aangesloten te worden, dan zou de betrouwbaarheid van de aansluiting volgens de classificatie van figuur 5.6 terechtkomen in de categorie “A+” (zie figuur 5.5, met ACIF = 0,178 keer/jaar en ACIT = 8,32 min./jaar). Voor de middenspanningsaansluitingen in ZDV 2.18 geldt dat zij terechtkomen in de categorie “B+” (zie figuur 5.5, met ACIF = 0,243 keer/jaar en ACIT = 10,23 min./jaar). Er mag dus geconcludeerd worden dat de betrouwbaarheid van ZDV 2.18 boven het landelijke gemiddelde ligt. De netconfiguratie van ZDV 2.18 komt niet helemaal overeen met configuratie, behorende bij de categorie B+, in tabel 5.2. Dit komt door de relatief korte afstanden in ZDV 2.18. Vandaar dat de classificatie van ZDV 2.18 beter uitkomt dan de netconfiguratie zou doen vermoeden.

8.1.2 Betrouwbaarheid in ZDV 2.02 Voor de betrouwbaarheid van het veld ZDV 2.02 is op dezelfde manier een simulatie uitgevoerd als beschreven in § 8.1.1. Hierbij moet opgemerkt worden dat het veld ZDV 2.02 meerdere koppelingen heeft met andere velden. Het is niet mogelijk om de gehele structuur van al deze velden te implementeren en door te rekenen. Dit laat de aanwezige licentie van het software pakket niet toe (maximaal 100 busbars). Voor de betrouwbaarheid van de netopening is een gemiddelde waarde voor een MS-aansluiting in het naburige veld genomen (ACIF = 0,2433 keer/jaar en AID = 0,7142 uur). Het achterliggende veld wordt niet in de berekening meegenomen. In bijlage 4 is te zien hoe

ZDV2.18, ACIT in min/jaar

0

2

4

6

8

10

12

Alle

ande

reve

lden

Gen

eral

Load

R02

Gen

eral

Load

R03

Gen

eral

Load

R04

Gen

eral

Load

R05

Gen

eral

Load

R06

Gen

eral

Load

R07

Gen

eral

Load

R08

Gen

eral

Load

R09Ave

rag

e in

terr

up

tio

n d

ura

tio

n [

min

/jaar

]

Figuur 8.1. Betrouwbaarheid in ZDV 2.18 (zie ook bijlage 2.2).



dit in DIgSILENT geïmplementeerd is. Bij het omschakelen is zoveel mogelijk de originele netstructuur intact gelaten. De berekeningen in DIgSILENT hebben de resultaten van figuur 8.2 tot gevolg. Hierin is te zien dat de betrouwbaarheid voor de busbar, zoals verwacht, gelijk gebleven is. Door de koppeling met andere velden die op een andere middenspanningsbusbar (DNT-veld en LLS-veld) en aangesloten zijn, is de betrouwbaarheid van ZDV 2.02 groter. Het “minst goede” aansluitpunt valt in de categorie “A-”. Vertaald in betrouwbaarheidsindices resulteert dit in ACIF = 0,409 keer/jaar en ACIT = 6,16 min./jaar. De betrouwbaarheid in ZDV 2.02 is dus erg hoog en ligt boven het landelijke gemiddelde. De oorzaak waarom de Belasting B13 een minder hoge betrouwbaarheid heeft dan bijvoorbeeld belasting B02, ligt in het feit dat Belasting B13 aan een uitloper van het veld ligt en geen omschakelmogelijkheden heeft.

8.1.3 Betrouwbaarheid in ZDV 2.04 en ZDV 2.05 De velden ZDV 2.04 en ZDV 2.05 (zie § 2.1 voor een schematische weergave) zijn twee velden met decentrale opwekeenheden in de vorm van WKK’s. Deze WKK’s hebben geen invloed op de betrouwbaarheid van de beide velden aangezien er (nog) geen eilandbedrijf mag optreden. Vanwege het grote aantal netopeningen in beide velden en de vele mogelijkheden van omschakeling, is bij het simuleren van de betrouwbaarheid in beide velden op dezelfde manier gewerkt als beschreven in § 8.1.2. Alle netopeningen zijn verbonden met een ander onderstation. De verschillende netopeningen hebben een gemiddelde betrouwbaarheidskarakteristiek in hun model (element-deel) meegekregen. Bij het omschakelen is zoveel mogelijk de originele netstructuur in takt gelaten. De simulaties in DIgSILENT hebben de resultaten tot gevolg die weergegeven zijn in figuur 8.3.

ZDV2.02, ACIT in min/jaar

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Alle

and

ere

veld

en

Gen

eral

Loa

d B

02

Gen

eral

Loa

d B

03

Gen

eral

Loa

d B

04

Gen

eral

Loa

d B

05

Gen

eral

Loa

d B

06

Gen

eral

Loa

d B

07

Gen

eral

Loa

d B

09

Gen

eral

Loa

d B

11

Gen

eral

Loa

d B

12

Gen

eral

Loa

d B

13

Gen

eral

Loa

d B

14

Gen

eral

Loa

d B

15

Ave

rag

e in

terr

up

tio

n d

ura

tio

n [

min

/jaar

]

Figuur 8.2. Betrouwbaarheid in ZDV 2.02 (zie bijlage 2).



In figuur 8.3 is weer te zien dat de gemiddelde onderbrekingsduur van de busbar ZDV weer overeen komt met vorige simulaties. In ZDV 2.04 heeft het “minst goede” aansluitpunt een ACIT van 10,85 min/jaar en een ACIF van 0,26 keer/jaar. De betrouwbaarheids indices voor het “minst goede” MS-aansluitpunt in ZDV 2.05 geven de volgende waardes: ACIT = 13,37 min/jaar en ACIF = 0,49 keer/jaar. Voor ZDV 2.04 zou dit volgens figuur 5.5 een classificatie van B+ betekenen. ZDV 2.05 zou uitkomen op een classificatie van B-. ZDV 2.04 is een relatief klein veld met kleine afstanden. ZDV 2.05 is duidelijk een uitgestrekt veld met veel kabelstukken en MS/LS-stations. De vele netopeningen zorgen voor goede mogelijkheden om de aangesloten bedrijventerreinen en winkelgebieden toch weer snel van energie te voorzien.

8.2 Dips in het testnet Het simuleren van spanningsdips in het testnet kan eenvoudig in DIgSILENT uitgevoerd worden. Het creëren van sluitingen op kabels op verschillende plaatsen geeft een spanningsdip op elke terminal in het net. Hierbij moet wel rekening gehouden worden met het doorwerken van sluitingen in het laagspanningsnet op het middenspanningsnet. Met behulp van benaderingsformule (49) is de doorwerking van kortsluitingen, aan de laagspanningskant van de transformator, te bepalen op een hoger spanningsniveau.

,,

, ,

[ . .]k MS netdip MS

k MS net k trafo

SV p u

S S−

−

=+

(49)

Om het mogelijk te maken te kijken of bij simulaties op middenspanningsniveau ook rekening gehouden moet worden met doorwerking van dips op laagspanningsniveau, is een tabel (tabel 8.1) opgesteld met de normtransformatoren die in Nederland voorkomen. In deze tabel staan in de linker kolom de verschillende transformatoren en hun bijbehorende kortsluitvermogen. Voor verschillende kortsluitvermogens van het middenspanningsnet is nu de dip op de middenspanningsklemmen van de transformator berekend.

ZDV2.04 en ZDV2.05, ACIT in min/a

0

2

4

6

8

10

12

14

16

Alle

and

ere

veld

en

Gen

eral

Loa

d E

03

Gen

eral

Loa

d E

04

Gen

eral

Loa

d E

05

Gen

eral

Loa

d E

06

Gen

eral

Loa

d E

07

Gen

eral

Loa

d E

08

Gen

eral

Loa

d E

09

Gen

eral

Loa

d E

10

Gen

eral

Loa

d E

11

Gen

eral

Loa

d E

12

Gen

eral

Loa

d E

14

Gen

eral

Loa

d E

15

Gen

eral

Loa

d E

16

Gen

eral

Loa

d E

17

Gen

eral

Loa

d E

21

Gen

eral

Loa

d E

22

Gen

eral

Loa

d E

23

Gen

eral

Loa

d E

24

Gen

eral

Loa

d E

25

Gen

eral

Loa

d E

26

Gen

eral

Loa

d E

27

Gen

eral

Loa

d E

28

Gen

eral

Loa

d E

29

Gen

eral

Loa

d E

30

Gen

eral

Loa

d E

31

Gen

eral

Loa

d E

32

Gen

eral

Loa

d IN

ST

1

Gen

eral

Loa

d P

RO

V

Ave

rag

e in

terr

up

tio

n d

ura

tio

n [

min

/a]

Figuur 8.3. Betrouwbaarheid in ZDV 2.04 en ZDV 2.05.



Tabel 8.1. Doorwerking dips van LS op MS. Sk net [MVA]: 50 100 150 200 250

Trafo [kVA]:

Sk trafo [MVA]:

Vdip [%]:

250 5,65 89,85 94,65 96,37 97,25 97,79 400 9,70 83,75 91,12 93,93 95,37 96,26 630 13,63 78,60 88,00 91,67 93,62 94,83 800 11,69 81,05 89,53 92,77 94,48 95,53 1000 14,37 77,68 87,44 91,26 93,30 94,56 1600 22,45 69,01 81,67 86,98 89,90 91,76 Voorbeeld 8.1 Bovenstaande formule (49) en tabel kunnen ook toegepast worden op een afgaand veld van ZDV. Op het einde van ZDV 2.18 is een MS/LS transformator aangesloten. Met DIgSILENT is in eerste instantie het kortsluitvermogen op het MS punt bepaald. (zie figuur 8.4)

Figuur8.4. Kortsluitvermogen op de MS-busbar. De MS/LS transformator heeft een nominaal vermogen van 400kVA. Met behulp van de gegevens uit tabel 8.1 en formule (49) kan de Vdip op de MS-busbar berekend worden. Er volgt dan:

,,

, ,

105,94= = 0,92 V [ . .]

105,94+9,70k MS net

dip MS

k MS net k trafo

SV p u

S S−

−

=+

Simulatie van deze situatie door een drie-fase kortsluiting aan de LS-kant (Sk=9,6MVA) van de transformator aan te brengen geeft het volgende resultaat:

Figuur 8.5. Doorgave Vdip. Berekend was een spanning van 0,92 p.u. en simulatie geeft een resultaat van 0,906 p.u. De benaderingsformule voor de Vdip,MS is dus bruikbaar. Ook de smoorspoelen, die aan het begin van een afgaand veld geïnstalleerd zijn, helpen mee aan het onderdrukken van de invloed van kortsluitingen, in het ene afgaande veld, op dips in andere afgaande velden van het netwerk. Zij beperken namelijk de kortsluitstromen, waardoor de spanning minder diep inzakt. Om aanschouwelijk te maken dat de netconfiguratie ook van invloed is op de diepte van dips, zijn in figuur 8.6 de berekeningen te zien voor een middenspanningsbusbar die op twee verschillende manieren op het HS-net aangesloten is (met 1 transformator of 2 transformatoren parallel) en al dan niet met een smoorspoel in het afgaande veld. De afstand van de kortsluiting vanaf de busbar is gevarieerd (de lengte van de Al240-kabel) en de Vdip op de busbar is in de verschillende situaties berekend.



Uit figuur 8.6 is te concluderen dat bij een hoger kortsluitvermogen op de MS-busbar twee HV/MV-transformatoren parallel de voorkeur geniet boven een enkele transformator. Ook is te zien dat de smoorspoel een positieve invloed heeft op de Vdip. Deze invloed verdwijnt na een aantal kilometer. Vanaf dat punt speelt de weerstand van de kabel een grotere rol dan de reactantie van de smoorspoel.

8.2.1 Berekening dips in Zuiderveld Met behulp van DIgSILENT is het mogelijk de doorwerking van dips op andere velden te berekenen. De diepste dips treden op tijdens een drie-fase kortsluiting in een afgaand veld. De mate waarin de spanning op de busbar Zuiderveld verandert, geeft aan hoeveel spanningsval de knooppunten in de andere afgaande velden ondervinden tijdens een dip. Berekeningen kunnen uitgevoerd worden door op ieder knooppunt een kortsluitberekening uit te voeren en de spanningen te analyseren op de overige knooppunten. Het is voldoende te kijken naar de spanningsdip op de busbar Zuiderveld. De spanningsval op deze busbar werkt namelijk door op alle andere velden. Voor de velden ZDV 2.02, ZDV 2.18, ZDV 2.03, ZDV 2.04 en ZDV 2.05 zijn kortsluitberekeningen uitgevoerd op ieder knooppunt. De DG is in deze simulaties weggelaten, om in latere simulaties (hoofdstuk 9) de invloed van DG op spanningsdips te kunnen onderzoeken. De resterende spanning (Vdip) die deze spanningsdips tot gevolg hebben in het onderstation Zuiderveld zijn samengevat in onderstaande tabel. Tabel 8.2. Doorwerking van dips op andere velden. Veldnaam: Vdip,ZDV,min [% van Unom] Vdip,ZDV,max [% van Unom] ZDV 2.02 55,3 % 95,5 % ZDV 2.18 55,3 % 72,1 % ZDV 2.03 55,3 % 87,6 % ZDV 2.04 55,3 % 88,5 % ZDV 2.05 55,3 % 99,8 %

De geringste spanningsval (Vdip = maximaal) treedt op bij een kortsluiting op een knooppunt aan het einde van een veld. De weerstand voor de kortsluitstroom is dan het grootste en de spanningsval op de busbar dus het geringste. Logischerwijs treedt de grootste spanningsval op de busbar dan op bij een kortsluiting vlak bij de busbar (direct achter de smoorspoel). Uit tabel 8.2 blijkt dat de spanning van de busbar niet zakt onder 55,3 % van zijn nominale

Figuur 8.6. Berekening Vdip bij verschillende netconfiguraties.



spanning. Ook niet als de kortsluiting in het afgaande veld vlak bij de busbar optreedt. Dit komt door de smoorspoel die aan het begin van een afgaand veld ingebouwd is (Zs ≈ 0,3Ω) en de kortsluitstroom beperkt. Deze dipspanning wordt volledig overgezet naar de andere afgaande velden. Indien een kortsluiting in ZDV 2.02 op de busbar een spanningsdip veroorzaakt van 30% (Vdip = 70%) van de nominale spanning, dan ondervinden alle knooppunten in de andere afgaande velden dezelfde spanningsdip. Met behulp van de betrouwbaarheidsindices van de verschillende netcomponenten is nu een verwachtingswaarde te berekenen voor het verwachtte aantal dips, dat op een middenspanningsaansluiting kan optreden. Hierbij kan gebruik gemaakt worden van de formules ingedeeld in onderstaande tabel. In deze tabel is gebruik gemaakt van de “UNIPEDE measurement guide”-onderverdeling, met het verschil dat de grootste categorie slechts gaat tot 90% en niet tot 99% (zoals in beschreven in UNIPEDE measurement guide). Dit omdat dips volgens de DTe netcode pas beginnen vanaf 90%. Tabel 8.3. Berekening van de verwachte dips per jaar.

20ms < tdip ≤ 100ms 100ms < tdip ≤ 500ms 10% ≤ Vdip < 15% (50), met go=10% en gb=15% (51), met go=10% en gb=15% 15% ≤ Vdip < 30% (50), met go=15% en gb=30% (51), met go=15% en gb=30% 30% ≤ Vdip < 60% (50), met go=30% en gb=60% (51), met go=30% en gb=60% 60% ≤ Vdip < 90% (50), met go=60% en gb=90% (51), met go=60% en gb=90%

23

541

,1 1 1

1,19*100% * ( )*0,0022 *0,0022

100

t

k k

v o ofout BB

kabel i o b kv i a i afout

Z Zl g g o a M

Z= = + = +

− ≤ < + − +

∑ ∑ ∑ (50)

( ),1 1 1

1,19*100% * ( )*0,0022 *0,0022

100

t k kv a afout BB

kabel i o b kv i ifout

Z Zl g g a M

Z= = =

− ≤ < + + ∑ ∑ ∑ (51)

2

,1

*

100*k l

BB trafo HV net HV nettrafo

i

fout BB comp coco

UZ Z Z Z

S

Z Z Z

ε− −

=

= + = +

= +∑ (52)

De bovenstaande formules rekenen met de Vdip die een fout (op een bepaald kabelstuk) veroorzaakt op de MS-busbar en met de verwachtingswaarde dat een fout kan optreden in een component. De Vdip wordt bepaald met de verschillende impedanties (nr.2 in (50)). De lengte van alle kabels (nr.1 in (50)), die binnen de grenzen van een bepaalde dipdiepte vallen, wordt vermenigvuldigd met de faalkans van deze kabels (nr.3 in (50)). Tevens wordt hierbij nog de faalkans van alle busbars (welke een sommatie is van de faalkans van een busbar en de bijbehorende randapparatuur zoals schakelaars en scheiders, nr.4 in (50)) en moffen (nr.5 in (50)) in dit gebied opgeteld. Formule (51) voor het eerste deel van de afgaande velden is op eenzelfde manier berekend. Met behulp van de bovenstaande formules (formule (50) t/m (52)) is nu de invloed van fouten in de afgaande velden, behorende bij het testnet, op de spanning van de busbar van het onderstation Zuiderveld te bepalen. In tabel 8.2 staan reeds de maximale en minimale waarden waarbinnen de Vdip varieert. Voor elk veld is nu afzonderlijk de invloed te bepalen. In tabel 8.4 staan de resultaten van berekening in ZDV voor een kabellengte van ongeveer 33 km opgesomd per dip-categorie.



Tabel 8.4. Invloed testnet op dips onderstation Zuiderveld. 20ms < tdip ≤ 100ms 100ms < tdip ≤ 500ms 30% ≤ Vdip < 60% - - 0,0528 1/a 60% ≤ Vdip < 90% 0,1599 1/a 0,2822 1/a

Indien men dit met behulp van het aantal kilometers aangesloten kabel gaat generaliseren tot een benadering voor snelle berekening, dan resulteert dit in een waarde van ongeveer

dips1,5

jaar 100km• voor het onderstation Zuiderveld.

Met behulp van bovenstaande gegevens kan een tabel opgezet worden voor een gemiddelde middenspanningsaansluiting. Stel dat een onderstation met 100km aan afgaande kabel gemiddeld 10 afgaande velden heeft. Een tiende deel van de waarde voor de kans van optreden van dips in de categorie 60%≤Vdip<90%;20ms≤tdip<100ms kan dan ongeveer gelijk verdeeld worden als indicatie voor de dips tengevolge van een sluiting in het eigen veld achter een volgende beveiliging. Dit resulteert dan in de volgende tabel voor het verwachtte aantal dips op een MS-aansluiting, onderverdeeld in de verschillende categorieën. Tabel 8.5. Verwacht aantal dips voor een middenspanningsaansluiting.

20ms < tdip ≤ 100ms 100ms < tdip ≤ 500ms 10% ≤ Vdip < 30% 0,0240 1/a (#) ( *) 30% ≤ Vdip < 60% 0,0240 1/a (#) 0,1584 1/a 60% ≤ Vdip < 90% 0,4797 1/a 0,8466 1/a

( *) treedt niet op vanwege de beveilingsfilosofie in middenspanningsnetten. De bovenstaande tabel is bepaald per 100km kabel aan een middenspannings-onderstation. De categorie met (*) treedt niet op vanwege het feit dat er smoorspoelen in het net aanwezig zijn en dat de beveiligingen verder in het veld altijd een snelle afschakeltijd hebben (zie ook tabel 6.3). De twee dipcategorieën voor een middenspanningsaansluiting met (#) ontstaan door fouten in het eigen afgaande veld. Deze dips treden alleen op als er meerdere beveiligingen in een afgaand veld aanwezig zijn. De dips die dan optreden in het eerste stuk van het afgaande veld zijn dan dieper van aard. Ongeveer de helft dan de fouten die optreden in dit tweede deel van het afgaande veld zorgen voor een zeer diepe dip (10% ≤ Vdip < 30%), de andere helft zorgt voor een minder diepe dip (30% ≤ Vdip < 60%) (zie ook tabel 6.3). Voor een onderstation met ongeveer 250 km aan afgaande kabel zal dit voor de verschillende aansluitpunten resulteren in ongeveer 4 dips/jaar.

8.3 Benuttinggraad in het testnet Voor de verschillende velden is de benuttinggraad van de kabels en de transformatoren te bepalen. Voor de verschillende velden is de momentane benuttinggraad van alle kabels bepaald in het geval van geen decentrale opwekeenheden in de velden en een gelijktijdigheidsfactor (g) van 0,2 en 0,6 van het nominale transformatorvermogen. In de onderstaande figuren (figuur 8.7 t/m figuur 8.9) staan de resultaten weergegeven voor de verschillende kabels.



Benuttinggraad ZDV2.02 [%]

0

5

10

15

20

25

Kab

el B

01.0

-B02

Kab

el B

02-B

03

Kab

el B

02-B

12

Kab

el B

03-B

04a

Kab

el B

03-B

04b

Kab

el B

04-B

05a

Kab

el B

04-B

05b

Kab

el B

04-B

13

Kab

el B

04-B

99a

Kab

el B

04-B

99b

Kab

el B

05-B

06a

Kab

el B

05-B

06b

Kab

el B

05-B

14

Kab

el B

06-B

07

Kab

el B

06-B

15a

Kab

el B

06-B

15b

Kab

el B

06-B

15c

Kab

el B

07-B

08

Kab

el B

08-B

09

Kab

el B

09-B

10

Kab

el B

10-B

11

Kab

el B

15-B

16a

Kab

el B

15-B

16b

Ben

utt

ing

gra

ad [

%]

g = 0,2

g = 0,6

Figuur 8.7. Benuttinggraden in ZDV 2.02

Benuttinggraad ZDV 2.04 en 2.05 [%]

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Kab

el D

02-D

03

Kab

el D

03-D

04

Kab

el D

03-D

05

Kab

el D

04-D

06

Kab

el E

02-E

03

Kab

el E

03-E

04

Kab

el E

03-E

17

Kab

el E

03-E

20

Kab

el E

04-E

05

Kab

el E

04-E

06

Kab

el E

06-E

07

Kab

el E

07-E

08

Kab

el E

08-E

09

Kab

el E

09-E

10

Kab

el E

10-E

11

Kab

el E

10-E

14

Kab

el E

11-E

12

Kab

el E

12-E

13

Kab

el E

13-E

14

Kab

el E

14-E

21

Kab

el E

15-E

10

Kab

el E

15-E

16

Kab

el E

17-E

18

Kab

el E

18-E

19

Kab

el E

19-E

20

Kab

el E

21-E

22

Kab

el E

22-E

23

Kab

el E

23-E

24

Kab

el E

24-E

25

Kab

el E

24-E

27

Kab

el E

25-E

26

Kab

el E

27-E

28

Kab

el E

28-E

29

Ben

utt

ing

gra

ad [

%]

g = 0,2

g = 0,6

Figuur 8.8. Benuttinggraden in ZDV 2.04 en 2.05

Benuttinggraad ZDV 2.18 [%]

0

5

10

15

20

25

30

35

40

Kab

el C

01-

C02

Kab

el C

02-

C03

Kab

el C

02-

C09

Kab

el C

03-

C04

Kab

el C

04-

C05

Kab

el C

05-

C06

Kab

el C

06-

C07

Kab

el C

07-

C08

Kab

el C

08-

C09

Line

Ben

utt

ing

gra

ad [

%]

g = 0,2

g = 0,6




Uit bovenstaande figuren blijkt duidelijk dat er nog plaats is in de velden ZDV 2.02 en ZDV 2.18 voor extra belasting en/of decentrale opwekeenheden. De kabels in ZDV 2.18 worden ‘slechts’ maximaal benut tot 35%. In de situatie zonder decentrale opwekeenheden mag de benutting van de kabels niet boven de 60% uitkomen. Dit in verband met de ringstructuur in distributienetwerken die omschakelen ten tijden van foutsituaties mogelijk moet maken. Om dus ook andere velden tijdens een foutsituatie ook van energie te kunnen voorzien mag de benutting in de situatie zonder DG niet boven de 60% uitkomen. Tijdens de situatie met decentrale opwekeenheden mogen de afzonderlijke kabels echter tot maximaal 100% benut worden. Dit is toegestaan omdat in een foutsituatie de decentrale opwekeenheden afgeschakeld worden en omschakelen dus zonder problemen mogelijk is. Ook in ZDV 2.04 is voldoende ruimte voor decentrale opwek. De kabels zijn tot maximaal 7% benut (kabels met een “D” in de naam). Voor ZDV 2.05 is het zaak te onderzoeken hoe de decentrale opwekeenheden in het veld geplaatst kunnen worden om de hoge benutting aan het begin van het veld te verminderen. In §9.3 wordt de invloed van decentrale opwekeenheden op de benuttinggraad van kabels verder onderzocht.

8.4 Netverliezen in het testnet In ieder netwerk treden netverliezen op. Dit geldt voornamelijk voor de transformatoren en de kabels. In §7.2 is dieper ingegaan op de verliezen in de verschillende netcomponenten. Om de invloed van decentrale opwekeenheden op de netverliezen te analyseren, moet eerst een analyse gemaakt worden van de verliezen in de situatie zonder DG. Voor elke kabel en transformator zijn de verliezen te bepalen. Per afgaand veld is dit afzonderlijk bepaald. In de situatie zonder decentrale opwekeenheden heeft dit de volgende verliezen tot gevolg: Tabel 8.6. Verliezen in ZDV zonder DG Veld: Pverlies [kW] bij g = 0,2 Pverlies [kW] bij g = 0,6 ZDV 2.02 0,90512 9,37947 ZDV 2.18 0,27799 2,84483 ZDV 2.04 en ZDV 2.05 19,32529 201,2073

De grote verliezen in onder andere ZDV 2.05 worden veroorzaakt door de hoge benutting van de kabel in het begin van het afgaande veld (kabel E02-E03). Zonder DG wordt deze voor 93% benut. Eventuele DG verderop in het veld kan de hoge benutting van deze kabel iets verminderen. Dit komt in hoofdstuk 9 verder aan de orde.

9. Testnet met DG


9. Testnet met DG De bedoeling van het Continuon Testnet is het onderzoeken van de invloed van decentrale opwekeenheden op de netprestaties. In dit hoofdstuk wordt gekeken naar de invloed op de prestatie indicatoren zoals betrouwbaarheid, dips, benuttinggraad en netverliezen. Bij het analyseren van de invloed van bepaalde hoeveelheden DG in een veld moet niet alleen naar de invloed gekeken worden, maar moeten ook de technische randvoorwaarden in de gaten gehouden worden. Tevens wordt de problematiek rond de cos(ϕ)-grenzen van de DG en de daarmee samenhangende spanningshuishouding aangestipt.

9.1 Betrouwbaarheid in het testnet De invloed van DG op de betrouwbaarheid van het testnet hoeft niet onderzocht te worden, onder de veronderstelling dat bij een foutsituatie de decentrale opwekeenheden van het net worden ontkoppeld. De betrouwbaarheid voor de verschillende velden is dus hetzelfde als in de berekeningen van §8.1. Tenzij er in de toekomst regelingen en mogelijkheden geboden worden voor een mogelijk eilandbedrijf in netten, zullen decentrale opwekeenheden geen invloed hebben op de betrouwbaarheid van netdelen.

9.2 Dips in het testnet Decentrale opwekeenheden kunnen de invloed van kortsluitingen op de spanning beperken. Decentrale opwekeenheden met generatoren dragen bij aan het kortsluitvermogen. De generator heeft een kortsluitvermogen dat enkele malen groter is dan zijn nominale vermogen. Het invoeden van vermogen tijdens een kortsluiting beperkt de spanningsdip in het veld. Dit heeft een kleinere dip (een hogere Vdip) op de busbar ‘Zuiderveld’ tot gevolg. Voorbeelden van dit soort DG zijn bijvoorbeeld windturbines en WKK’s. Andere vormen van DG zullen echter niet of nauwelijks bijdragen aan het kortsluitvermogen. Denk hierbij aan bijvoorbeeld zonnepanelen. Ten tijde van een kortsluiting zal het vermogen dat geleverd wordt, nauwelijks uitkomen boven het nominale vermogen van het zonnepaneel. De bijdrage van de zonnepanelen aan het verbeteren van de Vdip is dus nihil. Voor de berekening van de invloed van DG op de dips is bij windturbines gebruik gemaakt van asynchrone generatoren en voor WKK’s van synchrone generatoren. Voor ieder veld met DG (of waar DG gepland staat) is weer de berekening van de Vdip, op de busbar van onderstation Zuiderveld, uitgevoerd. Voor ZDV 2.18 is de berekening uitgevoerd met synchrone generatoren. Indien er alleen maar zonnepanelen in dit afgaande veld geïnstalleerd worden, dan is de invloed hiervan op de Vdip nul. De maximale en minimale Vdip voor verschillende DG-cases staan weergegeven in onderstaande tabel.

9. Testnet met DG


Tabel 9.1 Maximale en minimale Vdip. Veldnaam: Situatie DG: Vdip,ZDV,min

[% van Unom] Vdip,ZDV,max

[% van Unom] ZDV 2.02 Zonder DG (§5.2.1) 55,3% 95,5% Normale situatie DG 55,3% 95,5% Met extra (maximale) DG a.h. begin 55,3% 97,6% Met extra (maximale) DG a.h. einde 55,3% 95,5% ZDV 2.18 Zonder DG (§5.2.1) 55,3% 72,1% Met extra (maximale) DG a.h. begin 55,3% 74,2% Met extra (maximale) DG a.h. einde 55,3% 72,1% ZDV 2.04 Zonder DG (§5.2.1) 55,3% 88,5% Normale situatie DG 55,3% 89,9% Met extra (maximale) DG a.h. begin 55,3% 91,1% Met extra (maximale) DG a.h. einde 55,3% 89,9% ZDV 2.05 Zonder DG (§5.2.1) 55,3% 99,8% Normale situatie DG 55,3% 100%

Uit tabel 9.1 is te concluderen dat de plaatsing van de DG slechts een geringe invloed heeft op de spanning van de busbar ten tijde van foutsituaties. Indien de DG dicht bij het foutpunt staat, is de invloed gering. Indien de DG aan het begin van het afgaande veld geplaatst wordt is het positieve effect op de dipspanning op de busbar maximaal. Aan de hand van de volgende figuur is dit inzichtelijk te maken. Figuur 9.1. Invloed plaatsing DG op Vdip. In figuur 9.1 staat vier keer een representatie van een sterk net, verbonden via een impedantie Z1 met een middenspanningsbusbar. Deze busbar voedt een afgaand veld. Dit afgaande veld is tussen de verschillende MS/LS-stations gerepresenteerd door de verschillende impedanties (Z2 t/m Z4). De kortsluiting op het einde van het afgaande veld druk een spanning van nul volt op, op die plek. De dipspanning op de busbar wordt dan veroorzaakt door de kortsluitstromen die door de verschillende impedanties lopen. De Vdip op de busbar is dan, met behulp van superpositie, als volgt te berekenen:

1

, 22

, 33

4

*( 2 3 4)

1 2 3 4*( 2 3 4) *( 1*( 2 3 4))

1 2 3 4*( 2 3 4) *( 1*( 3 4))

1 2 3 4*( 2 3 4)

1 2 3 4

ndip

n k DGdip

n k DGdip

ndip

U Z Z ZV

Z Z Z ZU Z Z Z I Z Z Z Z

VZ Z Z Z

U Z Z Z I Z Z ZV

Z Z Z ZU Z Z Z

VZ Z Z Z

+ +=+ + +

+ + + + +=

+ + ++ + + +

=+ + +

+ +=+ + +

(53)

~

Z1

Z2

Z3

Z4

Vdip,1

Ik,net

Z1

Z2

Z3

Z4

Vdip,4

Ik,net

Ik,DG4

Z1

Z2

Z3

Z4

Vdip,3

Ik,net

~ Ik,DG3

Z1

Z2

Z3

Z4

Vdip,2

~ Ik,DG2

9. Testnet met DG


Er is dan eenvoudig in te zien dat moet gelden: ,1 ,4 ,1 ,3 ,2 dip dip dip dip dipV V en V V V= < < (54)

Er kan dus geconcludeerd worden dat het, met betrekking tot de beïnvloeding van dips, het gunstigste is om de DG zo dicht mogelijk bij de hoofd-busbar te installeren. In het algemeen kan nu ook gesteld worden dat plaatsing van DG zo dicht mogelijk bij een knooppunt (waar spanningsverbetering moet plaatsvinden) de dips op dit punt positief beïnvloedt.

9.3 Benuttinggraad in het testnet Door toedoen van het toevoegen van decentrale opwekeenheden aan een netwerk zullen de verschillende benuttinggraden van netcomponenten veranderen. Deze benutting kan, afhankelijk van de plaats van aankoppelingspunt van het decentrale vermogen, stijgen of dalen. Het is interessant te analyseren hoeveel de maximaal toelaatbare hoeveelheid DG per veld is. Dit is de hoeveelheid DG die ingevoegd kan worden waarbij de benuttinggraad van alle afzonderlijke verbindingen maximaal is toegenomen, maar net niet boven de 100% uitkomt. Hoogstwaarschijnlijk zal de kabelbelasting de beperkende factor zijn, maar er zal toch steeds een controle van de spanningen uitgevoerd moeten worden. Voor de spanningen op een aansluiting zijn door de DTe voorwaarden opgesteld. Zoals reeds vermeld in §4.1 moet voor langzame spanningsvariaties gelden dat:

90%*Unom<U<110%*Unom(gedurende 95% v.d. tijd) en 85%*Unom<U<110%*Unom(gedurende 100% v.d. tijd).

Echter vanwege spanningsverlies op laagspanningsniveau zullen voor MS-netten strengere eisen moeten gelden om op laagspanningsniveau binnen de gestelde grenzen te blijven. In [14] staan voorwaarden die op het middenspanningsnet toegepast kunnen worden. De gemiddelde spanning moet binnen +/- 5% van de nominale spanning blijven, zodat deze door de manuele trapstanden regeling van de MS/LS transformatoren nog teruggeregeld kan worden naar de nominale spanning. Tevens moet de variatie van de spanning op middenspaningsniveau binnen +/- 3% van de gemiddelde spanning blijven, zodat de variatie op laagspanningsniveau binnen +/- 10% kan blijven. In formulevorm geeft dit de volgende twee formules:

min max0.95* 1.05*2n n

U UU U

+≤ ≤ (55)

max min2* 0.06* nU U U U∆ = − ≤ (56) Ten aanzien van het blindvermogen worden aan decentrale opwekeenheden ook eisen gesteld. Voor DG op MS-niveau geldt (volgens [4]) voor de cos ϕ: 1,0 cos 0,85 (inductief)ϕ≤ ≤ (57) Voor simulatie is het ook interessant om te kijken naar het opnemen van blindvermogen door DG. Dus naar de grenzen: 0,85 (capacitief) cos 0,85 (inductief)ϕ≤ ≤ (58) In bijlage 7 staan onder andere verschillende conventies weergegeven die deze grenzen verduidelijken. Om de maximale hoeveelheden DG, die op een plaats in het net erbij gezet kunnen worden, te bepalen moet rekening worden gehouden met de maximale belasting van een kabel en de formules (55) t/m (58).

9.3.1 Benuttinggraad in ZDV 2.02 In onderstaande figuur zijn de maximale en minimale benuttinggraden te zien bij verschillende situaties.

9. Testnet met DG


In het geval van nachtbelasting (g = 0,2) en een decentrale opwek (op het einde van het veld, B11) bij 0,85 inductief, worden de grenzen van de spanning bereikt en is het maximale vermogen 2,0 MW. De maximale belasting van de kabels in ZDV 2.02 treedt echter op bij g = 0,2 en 2,0MW opwek bij 0,85 capacitief. Bij plaatsing van DG op het begin van het veld (knooppunt B02) wordt de maximale hoeveelheid bepaald door de belastbaarheid van de eerste kabel. De maximale hoeveelheid aan te sluiten DG is in deze situatie 4,0 MW. De maximale belastbaarheid wordt bereikt voordat de voorwaarden van de spanningen op de knooppunten bereikt worden. Deze maximale belasting wordt bereikt bij een opwek van cos ϕ = 0,85 capacitief en een nachtbelasting (g = 0,2). Twee andere plaatsingsmogelijkheden zijn ook weergegeven. Bij plaatsing op B11 vormt de spanningshuishouding de beperkende factor. Bij plaatsing op B04 is de maximale kabelbelasting de beperkende factor.

9.3.2 Benuttinggraad in ZDV 2.18 De verschillende benuttinggraden voor de kabels in ZDV 2.18 staan weergegeven in figuur 9.3. Hierin zijn de verschillende cases te zien waarvoor gesimuleerd is. De hoogste benutting van de kabels treedt op bij een decentraal vermogen van 5,0 MW op knooppunt R06 en een instelling van de generator van cos ϕ = 0,85capacitief en een laag belastingsprofiel (g = 0,2).

Maximale en minimale benuttinggraad ZDV 2.02 [%]

0

20

40

60

80

100

120K

abel

B01

.0-B

02

Kab

el B

02-B

03

Kab

el B

02-B

12

Kab

el B

03-B

04a

Kab

el B

03-B

04b

Kab

el B

04-B

05a

Kab

el B

04-B

05b

Kab

el B

04-B

13

Kab

el B

04-B

99a

Kab

el B

04-B

99b

Kab

el B

05-B

06a

Kab

el B

05-B

06b

Kab

el B

05-B

14

Kab

el B

06-B

07

Kab

el B

06-B

15a

Kab

el B

06-B

15b

Kab

el B

06-B

15c

Kab

el B

07-B

08

Kab

el B

08-B

09

Kab

el B

09-B

10

Kab

el B

10-B

11

Kab

el B

15-B

16a

Kab

el B

15-B

16b

Ben

utt

ing

gra

ad [

%]

zonder extraDG; g = 0,2

zonder extraDG; g = 0,6

met 4,0 MW opB02; g = 0,2 cosphi = 0,85cap





9. Testnet met DG


9.3.3 Benuttinggraad in ZDV 2.04 De benutting van de verschillende kabels in ZDV 2.04 wordt bijna geheel gedomineerd door de aangesloten opwekeenheden. Er is namelijk slechts één belasting aanwezig in het veld. De benutting van de verschillende kabels staat weergegeven in de volgende figuur. Het maximaal te installeren vermogen hangt in dit korte veld duidelijk samen met de maximale benutting van de verschillende kabels. De invloed van de spanningshuishouding speelt hier geen rol.

9.3.4 Benuttinggraad in ZDV 2.05 De benutting van de verschillende kabels in ZDV 2.05 is sterk veranderlijk met de hoeveelheid aangesloten decentrale opwek en de plaats van aansluiting. Door de uitgestrektheid van ZDV 2.05 spelen de spanningscriteria een grote rol bij het maximaal aan te sluiten decentraal vermogen. Waar in figuur 8.8 de benutting van de eerste kabel nog erg hoog was in de configuratie zonder DG, is deze door toevoeging van DG nu geringer geworden. Het figuur met de

Maximale en minimale benuttinggraad ZDV2.18 [%]

0

20

40

60

80

100

120

Kab

elC

01-C

02

Kab

elC

02-C

03

Kab

elC

02-C

09

Kab

elC

03-C

04

Kab

elC

04-C

05

Kab

elC

05-C

06

Kab

elC

06-C

07

Kab

elC

07-C

08

Kab

elC

08-C

09

Line

Ben

utt

ing

gra

ad [

%]

zonder DG; g = 0,2

5,0 MW extra DG op R02; g =0,2; cosphi DG = 0,85cap








5,0 MW verspreid


Maximale en minimale benuttinggraad ZDV 2.04 [%]

0

20

40

60

80

100

120

Kabel D02-D03

Kabel D03-D04

Kabel D03-D05

Kabel D04-D06

Kabel sp4-D02

Ben

utt

ing

gra

ad [

%]

zonder extra DG; g = 0,2

zonder extra DG; g = 0,6

met 3,0 MW op D02; g =0,2 cos phi = 0,85capmet 3,0 MW op D03; g =0,2 cos phi = 0,85capmet 3,0 MW op D04; g =0,2 cos phi = 0,85capmet 1,8 MW op D05; g =0,2 cos phi = 0,85capmet 2,8 MW op D06; g =0,2 cos phi = 0,85cap


9. Testnet met DG


benutting van iedere kabel staat weergegeven in bijlage 8. Dit in verband met het omvangrijke aantal kabels in ZDV 2.05. Door slimme plaatsing van de DG is de benutting van de kabels te verminderen en daardoor worden de netverliezen ook positief beïnvloed. Hierover meer in § 9.4.

9.4 Netverliezen in het testnet Voor de verschillende afgaande velden kan de invloed van de decentrale opwek op de netverliezen geanalyseerd worden. Deze verliezen kunnen, met gebruikmaking van de benuttinggraad van de verschillende netcomponenten, met de hand berekend worden met de formules van § 7.2 maar de berekening van verliezen in DIgSILENT werken op dezelfde manier en kunnen eenvoudig gesimuleerd worden. De verliezen bestaan uit de ohmse verliezen in de kabels en de koper- en ijzerverliezen in de transformatoren van de decentrale opwekeenheden. Voor plaatsing van een maximale hoeveelheid decentraal vermogen in afgaand veld zullen in de volgende paragrafen berekeningen uitgevoerd worden. Indien men niet van plan is een maximale hoeveelheid DG in een veld te plaatsen, maar een vermogen dat “slechts” een deel van de minimaal optredende belasting van energie kan voorzien, dan moet er een plaatsingspunt bepaald worden waarbij de verliezen geminimaliseerd zijn. Dit is weergegeven in figuur 9.5 Figuur 9.5. Eenvoudige netstructuur ter bepaling van kopt. Met de volgende twee vuistregels is het optimale plaatsingspunt te bepalen.

= BBn

DG BBk

S S en k zo klein mogelijk∑ (59)

, = = (max )BBn

opt BB kk

Optimaal aansluitpunt k k S (60)

Het optimale aansluitpunt voor decentrale opwekeenheden, in het geval van minder opwek dan minimale afname, is zo ver mogelijk in het veld bij de grootste belasting.

9.4.1 Netverliezen in ZDV 2.02 In figuur 9.6 zijn de verliezen in ZDV 2.02 te zien ten gevolge van plaatsing van extra DG in het veld ZDV 2.02. Hierbij is voor de plaatsing van de DG gekozen voor een aantal punten in het afgaande veld om de extrema te vinden. Een punt aan het begin van het veld (B02), een punt halverwege het veld en twee punten op de uiteindes van de vertakkingen van het veld.

SBB,1 SBB,2 SBB,3 SBB,4 SBB,5

k = 5 4 3 2 1

~ kopt = ???

9. Testnet met DG


Opvallend is dat bij plaatsing van de maximale hoeveelheid DG op knooppunt B02 de verliezen het geringste zijn vergeleken met plaatsing van minder DG op de andere knooppunten. Dit komt door de windturbines die al in het netwerk aanwezig zijn en de relatief dunne kabels die halverwege het veld een knelpunt veroorzaken.

9.4.2 Netverliezen in ZDV 2.18 Met behulp van DIgSILENT is de invloed van decentrale opwekeenheden op de totale verliezen in ZDV 2.18 berekend. Voor ieder knooppunt is de maximaal toelaatbare hoeveelheid decentraal opgewekt vermogen bepaald. Tevens is gekeken naar een spreiding van een maximaal op te wekken vermogen. De totale verliezen van ZDV 2.18 zijn steeds voor deze verschillende cases bepaald. De resultaten zijn te zien in figuur 9.7. Uit bovenstaande figuur kan geconcludeerd worden dat de verliezen het geringst zijn bij een plaatsing van 5,0 MW op knooppunt R02. Dit is het knooppunt dat het dichtst bij het onderstation Zuiderveld ligt. Er is dus zo min mogelijk transport door de kabels van ZDV 2.18 en dus minder verlies in de kabels.

Verliezen in ZDV 2.18

0

20

40

60

80

100

120

140

R02

met

5,0M

W

R03

met

5,0M

W

R04

met

5,0M

W

R05

met

5,0M

W

R06

met

5,0M

W

R07

met

4,5M

W

R08

met

4,5M

W

R09

met

4,5M

W

Ver

spre

idm

et 5

,0M

W

Maximale DG op knooppunt

Ver

lieze

n in

ZD

V 2

.18

[kW

]

g = 0,2; DG = 0

g = 0,6; DG = 0

g = 0,2; cosphi =0,85cap

g = 0,2; cosphi =1,0

g = 0,2; cosphi =0,85ind


g = 0,6; cosphi =1,0


Figuur 9.7. Verliezen in ZDV 2.18


0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

B02 met 4,0MW

B04 met 2,5MW

B11 met 2,0MW

B15 met 2,0MW

Maximale (extra) DG op knooppunt

Ver

lieze

n in

ZD

V 2

.02

[kW

]g = 0,2; extra DG = 0

g = 0,6; extra DG = 0

g = 0,2; cosphi = 0,85cap

g = 0,2; cosphi = 1,0

g = 0,2; cosphi = 0,85ind

g = 0,6; cosphi = 0,85cap

g = 0,6; cosphi = 1,0

g = 0,6; cosphi = 0,85ind


9. Testnet met DG


9.4.3 Netverliezen in ZDV 2.04 De verliezen in ZDV 2.04 worden bijna geheeld veroorzaakt door het transport van de opgewekte energie naar de busbar ZDV. In ZDV 2.04 is namelijk bijna geen belasting aanwezig. De verliezen die optreden bij plaatsing van extra decentrale opwek staat weergegeven in de onderstaande figuur. In figuur 9.8 is duidelijk te zien dat de meeste DG aan het begin van het afgaande veld te plaatsen is. De verliezen zijn hier natuurlijk ook het geringste, vanwege de korte afstand waarover het vermogen getransporteerd moet worden.

9.4.4 Netverliezen in ZDV 2.05 De netverliezen in ZDV 2.05 verschillen aanzienlijk bij verschillende plaatsing van DG. Natuurlijk kan niet op elk knooppunt de gelijke hoeveelheid DG geplaatst worden. Plaatsing van grote installaties met veel opwek is nog steeds alleen maar mogelijk aan het begin van het veld. Slimme plaatsing van DG volgens (59) en (60) levert een mooie reductie van de verliezen op. De maximale hoeveelheid DG die dan geplaatst kan worden wordt dan echter door de spanningsgrenzen beperkt. In figuur 9.9 zijn de waardes voor de verliezen in ZDV 2.05 weergegeven.


0

20

40

60

80

100

120

140

160

D02 met 3,0MW

D03 met 3,0MW

D04 met 3,0MW

D05 met 1,8MW

D06 met 2,8MW


Ver

lieze

n in

ZD

V 2

.04

[kW

]

g = 0,2; DG = 0

g = 0,6; DG = 0


g = 0,2; cosphi = 1,0



g = 0,6; cosphi = 1,0




0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

E02 met4,6M W

E11 met2,2M W

E16 met2,4M W

E19 met3,4M W

E26 met1,8M W

E32 met1,2M W

E02 met4,0M W

4,0M Wverdeeld


Ver

lieze

n in

ZD

V 2

.05

[kW

]

g = 0,2; DG = 0

g = 0,6; DG = 0

g = 0,2; cosphi =0,85capg = 0,2; cosphi = 1,0

g = 0,2; cosphi =0,85indg = 0,6; cosphi =0,85capg = 0,6; cosphi = 1,0



9. Testnet met DG


In bovenstaande figuur is ook het verschil weergegeven tussen 4,0 MW aan decentraal vermogen geplaatst op E02 en verspreid over het netwerk. Tenzij de DG met een cos ϕ = 0,85 capacitief tijdens nachtbelasting draait, zijn de verliezen bij verdeelde DG geringer dan bij plaatsing op één knooppunt.

9.5 Spanningshuishouding bij veel DG Er kan in een elektriciteitsnet een situatie ontstaan, waarbij er veel decentrale opwek is en maar weinig belasting. In een afgaand veld kan dit voor problemen in de spanningshuishouding veroorzaken. In figuur 9.10 is een voorbeeld geschetst van een situatie die kan optreden. Figuur 9.10. Veel extra opwek, weinig belasting In figuur 9.10 is een situatie geschetst van een afgaand MS veld. Dit veld heeft tien knooppunten met elk een belasting en een decentrale opwekeenheid (200 kVA). In de normale situatie draaien de opwekeenheden bij een cos(ϕ) van 1. Voor deze netstructuur zijn verschillende situaties onderzocht, om de invloed van weinig of geen belasting en veel (kleine) decentrale opwekeenheden op de spanningshuishouding te bepalen. De spanningen op de verschillende knooppunten (V1 t/m V10) moeten namelijk binnen de maximaal gestelde grenzen blijven (zie (55) en (56)). Met betrekking tot de simulaties zijn er verschillende mogelijkheden, voor onderzoek. Men kan ervoor kiezen om generatoren op het einde van het veld om de beurt met een steeds kleinere (capacitieve) cos(ϕ) te laten draaien, net zolang tot de spanningen binnen de gestelde grenzen blijven. Er kan ook gekozen worden om de cos(ϕ) van alle generatoren gezamenlijk aan te passen totdat de spanningen op ieder knooppunt binnen de gestelde grenzen blijven. In onderstaande tabel zijn de verschillende cases beschreven die gesimuleerd zijn. Tabel 9.2. Cases voor simulaties spanningshuishouding Case nr. Generator instellingen Belasting instellingen

case 1 cos(ϕgen) = 1 SB = 100 kVA; cos(ϕB) = 0,9 case 2 cos(ϕgen10) = 0,87cap; cos(ϕgen01 t/m 09) = 1 SB = 100 kVA; cos(ϕB) = 0,9 case 3 cos(ϕgen10) = 0; cos(ϕgen01 t/m 09) = 1 SB = 100 kVA; cos(ϕB) = 0,9 case 4 cos(ϕgen10) = 0; cos(ϕgen09) = 0,87cap;

cos(ϕgen01 t/m 08) = 1 SB = 100 kVA; cos(ϕB) = 0,9

case 5 cos(ϕgen10) = 0; cos(ϕgen09) = 0,8cap; cos(ϕgen01 t/m 08) = 1

SB = 100 kVA; cos(ϕB) = 0,9

case 6 cos(ϕgen) = 0,92cap; (Pgen = 0,1833MW) SB = 100 kVA; cos(ϕB) = 0,9 case 7 cos(ϕgen) = 0,6cap SB = 0 kVA case 8 cos(ϕgen) = 1; (Pgen = 0,12MW) SB = 100 kVA; cos(ϕB) = 0,9

De eerste case geeft de spanningsproblemen weer bij veel decentrale opwek en weinig belasting. Tijdens case 2 tot en met 5 wordt de cos(ϕ) van de generatoren aan het einde van het veld net zo lang bijgesteld totdat aan de spanningseisen voldaan wordt. Bij case 6 wordt de cos(ϕ) van alle generatoren in gelijke mate aangepast totdat aan de spanningseis voldaan is en bij case 7 wordt weer de cos(ϕ) van alle generatoren aangepast, maar nu zonder belasting

SB1 SB2 SB3 SB9 SB10

~ ~ ~ ~ ~ Sgen1 Sgen2 Sgen3 Sgen9 Sgen10

15km

V1 V10 V9 V3 V2

9. Testnet met DG


in het afgaande veld. In case 8 wordt nog gekeken naar de mogelijkheid om te regelen zonder blindvermogen (cos(ϕgen)=1). De hoeveelheid reëel vermogen wordt verminderd totdat aan de spanningsgrenzen voldaan wordt. Er blijkt dat dan slechts 120kW geleverd kan worden door iedere generator vergeleken met de 183kW bij case 6. In figuur 9.11 zijn, voor de verschillende cases, de spanningen op de verschillende knooppunten te zien. Uit figuur 9.11 blijkt dat, in een situatie van veel decentrale opwek en weinig (lokale) belasting, de cos(ϕ) van de generatoren geregeld moet kunnen worden om de spanningen binnen de gestelde grenzen te laten vallen. Dit kan op twee manieren:

1. Alleen de regelmogelijkheden van de generatoren op het einde van het veld helemaal benutten. (case 2 t/m 5)

2. De regelmogelijkheden van alle generatoren in gelijke mate benutten (case 6) Indien er helemaal geen belasting aanwezig is in het veld (case 7), dan moet de regeling van iedere generator behoorlijk aangesproken worden. In dit geval moet iedere generator dan zelfs bij een cos(ϕ) van 0,6 capacitief draaien om aan de spanningseisen te voldoen. Dit geeft eens te meer aan, dat de gestelde grenzen van de DTe (zie (57)) in de netcode [4] niet de mogelijkheid geven om vrij te regelen. Indien de netbeheerder vrij zou zijn om afspraken te maken met de aangesloten decentrale opwekkers omtrent regelingen voor productie, dan zou dit de regeling van de spanningshuishouding in bepaald gevallen vergemakkelijken. Deze simulatie is gedaan voor kabels van AL240. Indien men echter gaat kijken naar kabels met kleinere doorsneden, dan blijkt dat de spanningsregeling met behulp van blindvermogensregeling bij een dergelijk veld steeds minder effectief is. Indien met blindvermogensregeling toe wil passen moet de X/R-ratio van de kabels zo hoog mogelijk zijn. Bij blindvermogensregeling is tevens de benutting van de kabels hoger dan bij regeling met actief vermogen. De netverliezen zijn hier dus aanzienlijk groter. Indien aan de afgaande velden van een MS-onderstation veel DG gekoppeld is, is het ook raadzaam om de spanning op de busbar van het MS-onderstation niet op te regelen naar 10,5kV, maar deze lager in te stellen. Veel problemen met de bovengrens van de spanningseisen zijn dan verholpen.

Spanningshuishouding bij overschot aan DG

10

10,1

10,2

10,3

10,4

10,5

10,6

10,7

case 1 case 2 case 3 case 4 case 5 case 6 case 7 case 8

Situatie

Spa

nnin

g [k

V]

Vbb

V1

V2

V3

V4

V5

V6

V7

V8

V9

V10

Figuur 9.11. Spanningshuishouding bij een overschot aan DG.

10. Conclusies en aanbevelingen


10 Conclusies en aanbevelingen Gedurende dit afstudeerproject is een aantal regels opgesteld voor verschillende gebieden in de energiedistributie zoals betrouwbaarheid, dips, benutting en netverliezen. Deze regels zijn algemeen geldig en zorgen voor een beter inzicht in en een beter begrip van de problemen die op kunnen treden. Met behulp van onder andere deze regels, zijn de huidige situatie van het Continuon Testnet en de knelpunten rond de inpassing van decentrale opwekeenheden onderzocht. Hierbij gaat het vooral om de analyse van betrouwbaarheid, dips en de combinatie van benutting en netverliezen.

10.1 Betrouwbaarheid Aan de hand van betrouwbaarheidsgegevens van het Nederlandse elektriciteitsnetwerk is het mogelijk geweest een classificatie voor de betrouwbaarheid van een laagspannings- en een middenspanningsaansluiting op te stellen. Uit de opgestelde classificatie en berekeningen blijkt dat de huidige situatie van het testnet reeds zeer betrouwbaar is en boven het landelijke gemiddelde ligt. De invloed van DG op de betrouwbaarheid van het testnet is te verwaarlozen. Door het gedrag van DG ten tijde van een foutsituatie, is het thans niet mogelijk om bepaalde delen van het elektriciteitsnet in eilandbedrijf te laten functioneren. Vanwege de hoge betrouwbaarheid van het Nederlandse elektriciteitsnetwerk is het ook de vraag of het financieel wel rendabel is om het netwerk voor eilandbedrijf in te richten. De financiële middelen kunnen waarschijnlijk beter in het snel opsporen en verhelpen van storingen gestoken worden. Verbeteringen om de betrouwbaarheid van het elektriciteitsnetwerk te vergroten, zijn het meest effectief op middenspanningsniveau.

10.2 Dips De dipproblematiek speelt vandaag de dag een steeds grotere rol. De noodzaak om dips te classificeren en hiervoor normen te stellen wordt door de DTe aangegeven. Met behulp van de berekende waardes voor de te verwachten dips in het testnet en de gemeten dips in een middenspanningsonderstation over de afgelopen 7 jaar, is een classificatie opgesteld die het mogelijk maakt om deze aansluiting te classificeren. Echter, vanwege de hoge betrouwbaarheid van het Nederlandse net, moet een dergelijke meting minimaal gedurende één jaar uitgevoerd worden. De metingen aan het onderstation Zaltbommel laten zien dat ‘slechts’ de helft van het aantal dips dat optreedt een probleem vormt. Door slimmere beveiligingen zou dit aantal nog verder beperkt kunnen worden. De inpassing van DG kan een positieve invloed hebben op dips, die optreden in het netwerk. Om de positieve invloed te maximaliseren moet de DG zo dicht mogelijk bij het onderstation geplaatst worden. Wel moet het kortsluitvermogen in de gaten gehouden worden. Dit mag bepaalde ontwerpwaardes namelijk niet overschrijden. De positieve invloed van DG op de dipproblematiek is niet alleen afhankelijk van de plaatsing van de DG, maar ook van het type opwekeenheid. Niet ieder type DG draagt evenveel bij aan het kortsluitvermogen. Zonnepanelen dragen niet bij aan het kortsluitvermogen en hebben dus ook geen positieve invloed op de diepte van dips.

10.3 Benutting en netverliezen Voor de technische uitleg van de wisselwerking tussen benutting van componenten en de netverliezen die optreden zijn formules opgesteld, die het mogelijk maken om benutting en verliezen van de verschillende netcomponenten afzonderlijk uit te rekenen. Verder zijn de break-even-points voor transformatoren en kabels berekend. Zo is in één oogopslag te zien of

10. Conclusies en aanbevelingen


het economisch gezien nuttig is, vanwege de netverliezen, een zwaardere component te installeren. De inpassing van DG kan de benutting en netverliezen van een netwerk sterk beïnvloeden. Vanwege de verliezen is het raadzaam een hoeveelheid DG zo te verspreiden dat ter plekke aan de minimale vermogensvraag voldaan wordt. De overige DG kan het best zo dicht mogelijk bij het onderstation geplaatst worden; zo worden de transportverliezen in de kabels het meeste beperkt. De hoeveelheid maximaal in te passen DG-vermogen is bij korte velden afhankelijk van de maximale benutting van de verschillende kabels. Bij meer uitgestrekte velden zijn de spanningsgrenzen op ieder MS/LS-station de beperkende factor voor het maximaal in te passen DG-vermogen.

10.4 Aanbevelingen Als de trend van de laatste jaren doorzet, zal in de toekomst de inpassing van decentraal opgewekt vermogen meer en meer toenemen. Het is van belang om goed na te denken over de plaatsing van deze DG. Slimme plaatsing kan namelijk de prestatie van een netwerk verbeteren. Verliezen kunnen zo namelijk aanzienlijk beperkt worden. Tevens kan vroegtijdige vervanging van componenten, door een zwaardere component, in sommige gevallen economisch rendabeler zijn dan verlenging van de levensduur indien men let op netverliezen door hoge benutting. Op het gebied van power quality en dan met name de dipproblematiek, hebben smoorspoelen in de afgaande velden en een zwevend middenspanningsnet een positief effect op deze netprestatie. DG kan de netprestaties op dit gebied in positieve zin beïnvloeden. Hierbij moet dan wel weer gelet worden op de plaatsing van de DG. Voor de toekomst is het interessant om verschillende technische aspecten verder te onderzoeken:

• Verder onderzoek doen naar en het classificeren van de overige prestatie-indicatoren, zoals het spanningsniveau, flikker, overspanningen, asymmetrie en harmonische vervorming.

• Verbetering van de netstructuur om, in combinatie met ‘slimme’ beveiligingen (zie ook voorbeeld 6.3), het net in een ringstructuur te kunnen bedrijven om zo de betrouwbaarheid te kunnen vergroten.

• Onderzoek doen naar de mogelijkheden van eilandbedrijf om de kwaliteit van de elektriciteitsvoorziening te verbeteren.

• Nader onderzoek doen naar eventuele inpassing van nieuwe (decentrale en/of duurzame) opwekmogelijkheden (b.v. micro-wkk en waterstofcellen) en opslagmethodieken. Dit om mogelijke toekomstige problemen voor te zijn en netten langer in bedrijf te houden tijdens probleemsituaties.

Er zijn andere niet-technische aspecten die zeker ook aandacht verdienen: • De afschakelgrenzen van de beveiligingen van decentrale opwekeenheden vertonen

een afwijking met de toegestane grenzen voor het elektriciteitsnetwerk; dit zal aangepast moeten worden.

• De te leveren of op te nemen hoeveelheid blindvermogen door een opwekeenheid wordt volgens de DTe netcode eenmalig tussen klant en netbeheerder vastgesteld. Indien regelbaar, zou dit de spanningshuishouding ten goede kunnen komen.

• De mogelijkheid om eisen te stellen (met betrekking tot bijvoorbeeld vermogen) aan de installatie van DG op (bepaalde) knooppunten. Dit zou een optie zijn om de prestaties van het net te verbeteren en eventuele problemen te voorkomen. Deze mogelijkheid zal dan vanuit de DTe gegeven moeten worden.

11. Literatuur


11. Literatuur [1] Kling, W.L.:

PLANNING EN BEDRIJFSVOERING VAN ELEKTRICITEITSVOORZIENINGSSYSTEMEN Collegedictaat 5818, Faculteit Elektrotechniek, Technische Universiteit Eindhoven, NL, 2001

[2] Davidson, I.E.; Odubiyi, A.; Kachienga, M.O.; Manhire, B.

TECHNICAL LOSS COMPUTATION AND ECONOMIC DISPATCH MODEL FOR T&D SYSTEMS IN A DEREGULATED ESI Power Engineering Journal, Volume: 16 Issue: 2 ,Page(s): 55 -60, 2002

[3] Kema, ECN PREGO 2 RAPPORT Vertrouwelijk concept, Kema & ECN, NL, 2003 [4] DTe Dienst uitvoering en Toezicht Energie DTe NETCODE, SYSTEEMCODE EN MEETCODE Regeling, DTe (Dienst uitvoering en Toezicht Energie), NL, september 2003 [5] Nederlands Normalisatie-instituut NEDERLANDSE NORM NEN-EN 50160 (EN) Norm, Nederlands Normalisatie-instituut, NL, januari 2000 [6] EnergieNed ELEKTRICITEITSDISTRIBUTIENETTEN Kluwer Techniek, ISBN 90-5576-069-2, NL, 1996 [7] Kema T&D Consulting

ONVOORZIENE NIET-BESCHIKBAARHEID IN NETTEN VAN 0,4KV T/M 380KV IN 2001

KEMA T&D Consulting, NL, 16 juli 2002, VERTROUWELIJK [8] Bollen, Math H.J. UNDERSTANDING POWER QUALITY PROBLEMS IEEE Press, 2000, ISBN 0-7803-4713-7 [9] Rombouts, S.P.J.; Driessen-Mutters, L.

CALCULATION OF SAG QUANTITIES INCLUDING PROTECTION SETTINGS AND BREAKER FAILURE IN VOLTAGE SAG PREDICTION

Cired, …,NL [10] Koch, R.G.; Balgobind, P.; Tshwele, E.

NEW DEVELOPMENTS IN THE MANAGEMENT OF POWER QUALITY PERFORMANCE IN A REGULATED ENVIRONMENT Africon Conference in Africa, 2002. IEEE AFRICON. 6th , Volume: 2 , 2-4 Oct 2002 Page(s): 835 –840, 2002

[11] DIgSILENT GmbH. TECHNICAL REFERENCE DIgSILENT POWER FACTORY VERSION 12.0 Gomaringen, Duitsland, D, 2001

11. Literatuur


[12] IEEE VOLTAGE SAG INDICES, WORKING DOCUMENT FOR IEEE P1564 IEEE, Draft 3, June 2003. [13] J. Kyei

ANALYSIS AND DESIGN OF POWER ACCEPTABILITY CURVES FOR INDUSTRIAL LOADS

Master thesis, PSerc publication 01-28, Arizona State University, Februari 2001 [14] Stavros A. Papathanassiou

TECHNICAL REQUIREMENTS FOR THE CONNECTION OF DISPERSED GENERATION TO THE GRID

Power Engineering Society Summer Meeting, 2001. IEEE, Pagina’s 749-754, Volume: 2, 15-19 Juli 2001.

12. Gebruikte symbolen en afkortingen



α benuttinggraad in % αg,h benuttinggraad van een bepaald lijnstuk in een laagspanningskabel bij homogene

belasting αmax maximale benuttinggraad van een netcomponent t.g.v. netcriteria αmax,h maximale benuttinggraad van een laagspanningskabel bij homogene belasting αx verwijzing naar een bepaalde benuttinggraad ∆t tijdsduur waarover de energieverliezen bepaald worden η rendement van een transformator λ faaltempo λsys faaltempo van een bepaald systeem λvervolgfout faaltempo waarin een vervolgfout optreedt tijdens een omgeschakelde situatie na

een eerdere fout, voordat de normale bedrijfstoestand hersteld is Γ lengte van de kabel tussen pcc en de foutplaats µ reparatietempo µherstel kan bestaan uit de omschakeltijd van het net, of de hersteltijd van die specifieke

component µnetopening deze waarde hangt af van de snelheid waarmee de netomschakeling gemaakt kan

worden. τ een bepaalde aflossingsperiode ϕg fasehoek van de stroom van een lijn- of kabelstuk a 2

3j

eπ

an aantal componenten nodig voor normale bedrijfsvoering A availability, beschikbaarheid Af aflossing per periode (aan het einde van een periode) ak aantal kabels (met een voorwaarde voor de verhoudingen van de impedanties) tot

aan de eerstvolgende beveiliging ACIF average customer interruption frequency [aantal/jaar], onderbrekingsfrequentie ACIT average customer interruption time [min/jaar], verwachte onderbrekingsduur AID average interruption duration [min], gemiddelde duur van een onderbreking B een bepaalde belasting BEP break-even-point, rentabiliteitsdrempel c totaal aantal decentrale opwekkers C constante voor weegfactor dips co teller voor netcomponenten vanaf de busbar tot aan een bepaalde component i comp bepaalde netcomponent die in de ringstructuur opgenomen is (b.v.

vermogensschakelaar of een busbar) d totaal aantal belastingen D dipfactor voor classificatie MS-aansluiting DG een bepaalde decentrale opwekker (Dispersed Generation) DPL DIgSILENT Programming Language DTe Dienst uitvoering en Toezicht energie E nominale spanning in p.u. e aantal lijnstukken tot aan de busbar in de MS-kabel en aantal lijnstukken tot de busbar in de MS-kabel in een omgeschakelde situatie Ev,x energieverlies in een bepaalde component f totaal aantal netcomponenten tot aan de busbar (hierin zijn o.a. busbars,

vermogensschakelaars, scheiders en moffen vertegenwoordigd) fn totaal aantal netcomponenten tot aan de busbar in een omgeschakelde situatie



(hierin zijn o.a. busbars, vermogensschakelaars, scheiders en moffen vertegenwoordigd)

fsys de faalfrequentie g een bepaald lijn/kabelstuk gb bovengrens voor een bepaalde dipcategorie go ondergrens voor een bepaalde dipcategorie h totaal aantal verbindingen in de kabel HS hoogspanning i een bepaalde kabel I totale investeringskosten Ikabel,nom nominale stroom van een kabel Il,g stroom door een bepaald lijnstuk IN,g stroom door een nul-ader van een kabel op een bepaald lijnstuk Inom,kabel nominale lijnstroom van de kabel (alleen voor 1 type kabel) Iprim primaire (fase) stroom van de transformator k een bepaalde busbar Kafschrijving/jaar kosten van de investering van een kabel, teruggerekend naar de aflossing per KHS+MS net kosten voor de afschrijving van het HS en MS net KkW,contr kosten per kW gecontracteerd KL kosten voor de levering aan de klant KL,e exploitatiekosten voor de levering aan de klant KL,i investeringskosten voor de levering aan de klant Klijnstuk kosten van een lijn/kabel-stuk KMS-LS-station kosten van een MS/LS-station kopt optimaal aansluitpunt van een bepaalde hoeveelheid DG Konderhoud vaste kosten voor onderhoud en bedrijfsvoering per MS-veld Ktotaal type-afhankelijke kosten van een kabel (afschrijving en verliezen). Kverlies kosten voor netverliezen Kverlies/kWh kosten voor de netverliezen per kWh. LS laagspanning m een bepaalde verbinding M aantal moffen in een kabelstuk MTTF Mean Time To Failure MTTR Mean Time To Repair MS middenspanning N aantal belastingen en lijnstukken bij een homogene representatie van een

laagspanningskabel n aantal samples ns aantal storingen per jaar in het systeem N aantal gebruikers op een MS/LS-transformator o aantal kabels vanaf de tweede beveiliging tot aan het einde van het veld p een bepaalde dip P0 nullastverliezen van een transformator Pk gemiddeld vermogen van een consument (in kW) Pko kortsluitverliezen van de transformator Pv vermogensverlies in een component Pv,2 verliezen op een lijn/kabel (zie Verliezen) Pv,6 verliezen transformator (zie Verliezen) Pv,Cunom koperverliezen van de transformator bij nominaal bedrijf Pv,fenom ijzerverliezen van de transformator bij nominaal bedrijf pcc point-of-common coupling q aantal aflossingen (aan het einde van een periode)



Q aantal dips in een bepaalde tijdsperiode R 1 – r r rente per periode RBB kortsluitweerstand van het bovenliggende net, op de busbar RN,g weerstand van een lijn/kabel stuk RNul,g weerstand van de nul-ader van een kabel op een bepaald lijnstuk SB vermogen van een belasting bij een homogene verdeling SBB afgenomen vermogen op een busbar SDG vermogen opgewekt door de DG Sfout kortsluitvermogen op de foutplaats Sgemeten gemiddeld aantal storingen per jaar Sk,MS-net kortsluitvermogen van het bovenliggende middenspanningsnet Sk,trafo kortsluitvermogen van de MS/LS transformator Smax maximaal te transporteren vermogen door een kabel Smomentaan momentaan vermogen door een component Smomentaan, trafo momentaan vermogen van een transformator Snom,trafo nominaal vermogen van de transformator Spcc kortsluitvermogen op het pcc T sample interval (met T ≤ 10 min.) Tdip de duur van een bepaalde dip t een bepaald sample-interval U unavailability, niet-beschikbaarheid Ubusbar+….. verwachtingswaarde dat de busbar niet van energie voorzien wordt, of dat deze

zelf niet functioneert. Uc gecontracteerde nominale leveringsspanning Ul spanning van de kabel of lijn(stuk) (gekoppelde spanning) aan het begin van een

lijnstuk Ul,g spanning van een lijnstuk (gekoppelde spanning) Umax maximaal optredende spanning Umin minimaal optredende spanning Unom nominale spanning van het systeem (gekoppelde spanning) Uprim primaire spanning van de transformator (fasespanning) up-tijd totale tijd gedurende het jaar dat het systeem beschikbaar is v aantal afgaande velden in MS/LS-station v(n-1) verplicht aantal aanwezige componenten m.b.t. leveringszekerheid (b.v. indien

n-1 criterium: a = v – 1) Va Spanning van “fase a” vaf een bepaald afgaand veld Vb Spanning van “fase b” Vc Spanning van “fase c” Vdip spanning op een punt tijdens een dip Vk gemiddeld verbruik van een consument (in kWh) Vn nominale spanning VNL gemiddeld verbruik in Nederland (in kWh) vt aantal afgaande velden van het MS-onderstation w weegfactor voor dips XBB kortsluitreactantie van het bovenliggende net, op de busbar z aantal kabel/lijnstukken (tussen b.v. LS-verdeelpunt en de LS-aansluiting) ZBB kortsluitimpedantie van het bovenliggende net, op de busbar Zf impedantie van de kortsluitstroom vanaf het pcc tot de fout Zfout kortsluitimpedantie van het bovenliggende net, vanaf de foutplaats zk impedantie van een kabel per lengte-eenheid Zs impedantie van het bovenliggende systeem

Bijlage 1. Continuon Testnet


Bijlage 1. Continuon Testnet

Bijlage 2. Testnet in DIgSILENT


Bijlage 2.1 “ZDV 2.02”

Nodes Branches

External Grid

Tra

fo W

T3

Alle andere velden

G~

WT2

G~

WT3

G~

WT1

Tra

fo W

T2

General Load B14

Ser

ies

Rea

ctor

Tra

fo W

T1

General Load B12

General Load B11

General Load B15

General Load B09

General Load B07

General Load B06

General Load B02

General Load B04

General Load B05

General Load B13

General Load B03

Trafo HV

Kab

el B

10-B

11K

abel

B09

-B10

Kabel B06-B07

Kab

el B

08-B

09K

abel

B07

-B08

Kab

el B

05-B

14

Kabel B04-B13

Kabel B02-B12

Kab

el B

02-B

03K

abel

B01

.0-B

02

Kabel B15-B16bKabel B15-B16a

Kab

el B

04-B

99a

Kab

el B

04-B

99b

Kab

el B

05-B

06a

Kab

el B

05-B

06b

Kab

el B

06-B

15a

Kab

el B

06-B

15b

Kab

el B

06-B

15c

Kab

el B

04-B

05a

Kabel B04-B05b

Kab

el B

03-B

04a

Kab

el B

03-B

04b

DRTS/B16

MKW/B99

HV

AQTB/B12

CPI2/B14

CPI1/B05

VGW/B04 NPL/B13

POR/B03

AQT1/B02

ZAW4/B11

WAS/B10

ZAW3/B09

EVE/B08

ZAW2/B07

DRT/B15

ZAW1/B06

ZDV/B0.1

ZDV/B0.0

DIg

SIL

EN

T



Bijlage 2.2 “ZDV 2.03 en ZDV 2.18”

Line

Sm

oors

poel

3

Kabel B01-C02

General Load C07

General Load C05

General Load C04

General Load C06

General Load C08

General Load C03

General Load C02

Kab

el C

07-C

08(1

)K

abel

C06

-C07

(1)

Kab

el C

05-C

06(1

)K

abel

C04

-C05

(1)

Kab

el C

02-C

03(1

)K

abel

C03

..K

abel

C03

..K

abel

C03

..

POL/C08

ZPL/C07

LDP/C06

TVL/C05

PTV/C04

WWZ/C03

NWW/C02

PowerFactory 12.1.192

Project:

Graphic: Veld 2.18

Date: 9/19/2003

Annex:

Nodes Branches General Load

Sm

oors

poel

18

Alle andere velden

General Load R09

General Load R08

General Load R07

General Load R06

General Load R05

General Load R04

General Load R03

General Load R02K

abel

C08

..

Kabel C02-C09

Kab

el C

07..

Kab

el C

06-C

07K

abel

C05

-C06

Kab

el C

04-C

05K

abel

C03

-C04

Kab

el C

02-C

03

External Grid

Kabel C01-C02

Trafo HV

LB9/R09

LF2N/R08

LF2Z/R07

LF2W/R06

LB8/R05

LF1M/R04

LF1W/R03

LF1N/R02

HV ZDV/B0.1

ZDV/B0.0

DIg

SIL

EN

T





Project:

Graphic: Veld 2.04

Date: 9/22/2003

Annex:

Nodes Branches

Zuiderveld 2.04

G~

WKKB

G~

WKK2

Sm

oors

poel

04

Kab

el s

p4-D

02K

abel

D04

-D06

Trafo WKKB

Trafo WKK2

General Load PROV

Kabel D03-D05

Kab

el D

03-D

04K

abel

D02

-D03

Alle andere velden

External Grid

Trafo HV

Line

Rou

te

Line Route(1)

Term Smoorspoel 4

PRO/D06

WKKB/D05

INS1/D04

INS2/D03

WKK2/D02

HWC/E05

HV

ZDV/B0.1

ZDV/B0.0

DIg

SIL

EN

T




Sm

oors

poel

05

TU/e Continuon


Project:

Graphic: Veld 2.05

Date: 9/22/2003

Annex:

Nodes Branches

General L..

General L..

General L..

General L..

verb

indi

n..

verb

indi

n..

General Load E29

General Load E26

General Load E22

General Load E28

General Load E06

General Load E04

General Load E16

Gen

eral

Loa

d E

14

General Load E12

Kab

el E

18-E

19

Kabel E19-E20

Kabel E17-E18

Kabel sp5-E02

Kab

el E

31-E

32K

abel

E30

-E31

Kab

el E

29-E

30K

abel

E28

-E29

Kab

el E

27-E

28

Kabel E24-E27

Kab

el E

25-E

26K

abel

E24

-E25

Kab

el E

23-E

24

Kab

el E

15-E

16

Kabel E15-E10

Kab

el E

22-E

23K

abel

E21

-E22

Kab

el E

14-E

21

Kab

el E

03-E

20

Kabel E03-E17

Kabel E04-E05

Kabel E10-E14

Kab

el E

13-E

14K

abel

E12

-E13

Kab

el E

11-E

12

Kab

el E

10-E

11K

abel

E09

-E10

Kab

el E

08-E

09K

abel

E07

-E08

Kab

el E

06-E

07K

abel

E04

-E06

Kab

el E

03-E

04K

abel

E02

-E03

G~

WKKSPF

Trafo WKK..

General Load E10

General Load E11

General Load E08

General Load E15

General Load E25

General Load E23

General Load E07

G~W

KK

1

General Load E09

Trafo WKK1

General Load E21

General Load E27

General Load E24

General Load E32

General Load E31

General Load E17

General Load E30

General Load E03

General Load E05

netopening super

netopening botter 23-12a

ARTZ/E19

APW2/E18

Term Smoorspoel 5

BEJ/E32

SCH5/E31

SC

H4/

E30

SC

H3/

E29

SC

H2/

E28

SC

H1/

E27

BOT4/E26

BOT3/E25

BOT2/E24

BOT1/E23

SPF/E22

TJA2/E21

BRA/E12

MFE/E13

NRWE/E11

TJA1/E14

CLO/E16

OIC/E15 RVL/E10

GRT/E09

ATC/E08

FDM/E07

SGR/E06

HWC/E05

TCG/E04

ARTN/E03

UXE/E20

WKK1/E02

APW1/E17

ZDV/B0.1

ZDV/B0.0

DIg

SIL

EN

T

Bijlage 3. Netcomponenten in DIgSILENT


Bijlage 3. Netcomponenten in DIgSILENT Voor de implementatie van het testnet in DIgSILENT zijn de verschillende netcomponenten gemodelleerd. Iedere netcomponent heeft in DIgSILENT zijn bijbehorende type-element. In onderstaande tabel staande verschillende netcomponenten, bijhorende types en de technische kenmerken weergegeven. Tabel B3.1. Netcomponenten in DIgSILENT. Netcomponent DIgSILENT model (Technische) bijzonderheden (*) HS-net / Slack-bus External Grid (ElmXnet) • Constante spanning en fasehoek

• Vast kortsluitvermogen (≈16000MVA) • Betrouwbaarheid = 0,15 keer/jaar;

0,111 uur/jaar (incl. bijbeh. apparatuur)

HS/MS transformator

Two-winding Transformer (TypTr2)

• Automatische trapregeling • Nominaal vermogen = 47 MVA • Spanning 150kV/11kV • Voltage setpoint rond 10,5 kV • Schakeling = YN/D • Kortsluitspanning = 20,3% • Koperverliezen = 224 kW • Magnetiseringsstroom = 0,05% • IJzerverliezen = 20kW • Betrouwbaarheid = 0,0026 keer/jaar; 0,00442

uur/jaar

MS onderstation Station (TypBar) • Dubbelrailsysteem • Betrouwbaarheid = 0,0126 keer/jaar; 0,01688

uur/jaar (incl. bijbeh. apparatuur)

MS busbar Terminal (TypBar) • Enkelrailsysteem • MS/LS station • Betrouwbaarheid = 0,0022 keer/jaar; 0,00352

uur/jaar (incl. bijbeh. apparatuur)

MS smoorspoel Serie-reactance (ElmSind) • Kortsluitstroom beperkende reactantie • Un = 10 kV • X = 0,3003428 Ω • R = 0,01000228 Ω

MS knooppunt (b.v. mof)

Terminal (TypBar) • Verbindingsstuk voor twee kabelstukken • Betrouwbaarheid = 0,0022 keer/jaar;

0,003454 uur/jaar

MS kabel Line (TypLne) • Afhankelijk van het type kabel of lijn zijn verschillende types in DIgSILENT te definiëren (b.v. GPLK AL240)

• Un = 10 kV • In = 320 A (GPLK AL240) • R = 0,125 Ω/km (GPLK AL240) • X = 0,078 Ω/km (GPLK AL240) • I(1sec) = 20,4 kA (GPLK AL240) • Betrouwbaarheid =

1,19 keer/(jaar*100km); 1,8445 uur/(jaar*100km)

Bijlage 3. Netcomponenten in DIgSILENT


MS belasting General Load (TypLod) • Belasting met een vastgelegd schijnbaar vermogen en cosϕ

Decentrale generator

Synchronous machine (TypSym)

• Leveren van een ingesteld schijnbaar vermogen met een bepaalde cosϕ (b.v. Vestas windturbine 660kW)

• Sn = 0,66 MVA (Windturbine 660kW) • Un = 0,69 kV (Windturbine 660kW) • cosϕ = 1 (Windturbine 660kW) • xd = 1,5 p.u. (Windturbine 660kW) • xq = 0,75 p.u. (Windturbine 660kW) • xd” = 0,168 p.u. (Windturbine 660kW)

Asynchronous machine (TypAsmo)

• Gebruikt tijdens kortsluitberekeningen in ZDV 2.02

MS/LS transformator


• Handmatige trapstand regeling • Nominaal vermogen = 0,4 MVA • Spanning 10kV/0,4kV • Schakeling = D/YN • Kortsluitspanning = 4% • Koperverliezen = 4,6 kW • Magnetiseringsstroom = 0,5% • IJzerverliezen = 0,93kW • Betrouwbaarheid = 0,0026 keer/jaar; 0,00442

uur/jaar

Step-up transformator


• Handmatige trapstand regeling • Verbinding tussen decentrale generator en het

net • Nominaal vermogen = 0,77 MVA • Spanning 0,69kV/11kV • Schakeling = YN/D • Kortsluitspanning = 4% • Koperverliezen = 9,5 kW • Magnetiseringsstroom = 0,11% • IJzerverliezen = 0,8kW • Betrouwbaarheid = 0,0026 keer/jaar; 0,00442

uur/jaar

(*) Meer (uitgebreide) informatie is te vinden in de library’s van het testnet in DIgSILENT.

Bijlage 4. DIgSILENT Programming Language


Bijlage 4. DIgSILENT Programming Language DPL (DIgSILENT Programming Language) is een programmeertaal ingebouwd in DIgSILENT. Deze programmeertaal, welke een mengeling is van C++ en Visual Basic, geeft onder andere de mogelijkheid om:

1. simulaties uitgebreider te maken, 2. tijdens simulaties gegevens in het element-deel van componenten te veranderen, 3. een verzameling van simulatieresultaten op te stellen, 4. simulatieresultaten uitvoeren in spreadsheetformaat en 5. het inbrengen van criteria waarbinnen simulatie-loops uitgevoerd moeten worden.

Meestal worden voor verschillende types van simulaties aan de verschillende velden afzonderlijke study cases gecreëerd. Zo’n study case kan verschillende onderdelen omvatten. In figuur B4.1 is een voorbeeld te zien van een study case. In bovenstaande figuur is de opbouw van de study case “Case ZDV 2.02 (Pim) met DG” te zien. De case omvat onder andere:

1. het netwerk waaraan gesimuleerd zal worden (Summary Grid), 2. een folder met verschillende DPL command-windows (.ComDpl) (bv DPLcommand

(extra WT)), 3. een library voor verschillende component-types, 4. een folder met schalen (.ChaVec) om de aansturing van bepaalde componenten te

vergemakkelijken, 5. verschillende general sets voor de verschillende simulaties en 6. verschillende simulatie-instellingen (voor bijvoorbeeld betrouwbaarheid en

loadflow). In een bepaalde study case kan een DPL command-window aangemaakt worden. Onder een DPL command worden meestal meerdere files voor resultaten, variabelen selectie, subroutines en export-files toegevoegd. In de eigenlijke DPL command zijn deze files aan te roepen. In figuur B4.2 is zo’n command-window te zien.

Figuur B4.1. DPL command-window



In figuur B4.2 is de naam en bijbehorende study case te zien van deze DPL command. Bij de general selection staat de verzameling van componenten die in deze code meegenomen wordt. In deze general selection staan onder andere alle kabels en busbars waarvan de simulatie gegevens berekend moeten worden. Bij “external objects” staan de externe files of componenten (die niet ondergebracht zijn bij de DPL command), die in de DPL-code aangeroepen kunnen worden voor bijvoorbeeld aanpassing van bepaalde gegevens. Onder het derde tabblad staat ruimte voor het programmeren van scripts. In onderstaande figuur staat de bijbehorende script-code voor deze case. Hierin worden de belastingen van de kabels en de verliezen in kabels en transformatoren uitgerekend. Aan de hand van het commentaar (voorafgegaan door minimaal één “!” uitroepteken) is te volgen hoe de simulatie verloopt. !------------------------------------------------------------------- ! Programmeercode voor Case ZDV 2.02 "plaatsing extra windturbines" ! P.A.J. Freij !!Declaratie variabelen set aSel; int iTmp, factor, perc, WT, n, cosphi, error, serv, serv1;

Figuur B4.2. DPL command-window



!!Controle of de "general selection" niet "leeg" is aSel=SEL.All(); iTmp=aSel.Count(); if (iTmp=0) output('No elements for export selected'); exit(); !!Run subroutines ter voorbereiding van de result files PrepFileLoad.Execute(VarLoad,ResLoad); !kabelbelasting PrepFileLoss.Execute(VarLoss,ResLoss); !kabelverliezen PrepFileLossTr.Execute(VarLossTr,ResLossTr); !transformatorverliezen !! Start simulaties !! !!Geen DG vermogen (transformator uitschakelen) serv= 1; Trafo:outserv = serv; TrafoWT1:outserv = serv; TrafoWT2:outserv = serv; TrafoWT3:outserv = serv; !Loop gelijktijdigheidsfactor nacht (20%) en dag (60%) factor = 0; while (factor < 2) Gelijkfactor:trigger = factor; error=Loadexe.Execute(); !Loadflow berekening if (error) exit(); ResLoad.Write(); !Schrijf kabelbelasting naar result file ResLoss.Write(); !Schrijf kabelverliezen naar result file ResLossTr.Write(); !Schrijf trafoverliezen naar result file factor += 1; !!Geen extra DG vermogen, normale netconfiguratie serv= 1; Trafo:outserv = serv; serv1= 0; TrafoWT1:outserv = serv1; TrafoWT2:outserv = serv1; TrafoWT3:outserv = serv1; ! Loop gelijktijdigheidsfactor nacht (20%) en dag (60%) factor = 0; while (factor < 2) Gelijkfactor:trigger = factor; error=Loadexe.Execute(); !Loadflow berekening if (error) exit(); ResLoad.Write(); !Schrijf kabelbelasting naar result file ResLoss.Write(); !Schrijf kabelverliezen naar result file ResLossTr.Write(); !Schrijf trafoverliezen naar result file factor += 1; !! Wel extra DG vermogen (extra toegevoegd)



serv= 0; Trafo:outserv = serv; TrafoWT1:outserv = serv; TrafoWT2:outserv = serv; TrafoWT3:outserv = serv; ! Loop gelijktijdigheidsfactor nacht (20%) en dag (60%) factor = 0; while (factor < 2) Gelijkfactor:trigger = factor; !Loop DGvermogen WT = 0; while (WT < 19) NrWT:trigger = WT; error=Loadexe.Execute(); !Loadflow berekening if (error) exit(); ResLoad.Write(); !Schrijf kabelbelasting naar result file ResLoss.Write(); !Schrijf kabelverliezen naar result file ResLossTr.Write(); !Schrijf trafoverliezen naar result file WT += 1; factor += 1; !!exporteren van de gegevens in de result files naar spreadsheets exportload.Execute(); exportloss.Execute(); exportlossTr.Execute(); !------------------------------------------------------------------- Figuur B4.3. Voorbeeld van een script voor verschillende simulaties In bovenstaand script worden ook nog subroutines aangeroepen zoals PrepFileLoad, PrepFilLoss, PrepFileLossTr. Deze subroutines bereiden de result-files voor voor de simulaties. De uit te voeren variabelen van de verschillende componenten, zoals gedefinieerd in de “variable set” en de “general set” worden aan de result-file toegevoegd. Na elke simulatie kunnen de resultaten van die simulatie naar de bijbehorende plek in de result-file geschreven worden.

Bijlage 5. Fouten in onderstation Zaltbommel


Bijlage 5. Fouten in onderstation Zaltbommel Over de periode 1997 tot en met 2003 zijn alle fouten in de afgaande velden van het onderstation Zaltbommel geregistreerd. In de onderstaande figuur staan deze fouten onderverdeeld in de verschillende categorieën. De vierde serie is de som van de fouten die een dip kunnen veroorzaken. De één-fase fouten veroorzaken namelijk geen dips in het onderstation. Dit vanwege de zwevende netstructuur.

Figuur B5.1. Fouten in de afgaande velden van onderstation Zaltbommel

Bijlage 6. Betrouwbaarheid met omschakelen


Bijlage 6. Betrouwbaarheid met omschakelen Voor velden met maar één netopening met een ander veld is de betrouwbaarheid nog eenvoudig te berekenen door beide velden te modelleren. Indien een afgaand veld gekoppeld is met veel andere velden die ook nog op verschillende busbars aangesloten zijn, dan is het te veel werk en moeite om al die velden ook te modelleren. De eenvoudigste oplossing is een 100% betrouwbaar secundair net opzetten en aan de verschillende netopeningen een algemene waarde voor de betrouwbaarheid meegeven. In onderstaande figuur is ZDV 2.04 te zien, waarbij een extra net geplaatst is, dat 100% betrouwbaarheid als betrouwbaarheidsgegeven heeft en een MS-netopening die de gemiddelde betrouwbaarheidswaarde voor een netopening heeft (faalfrequentie van 0,243 1/a en onderbrekingsduur van 0,1738 h/a). De overige componenten in ZDV 2.04 hebben hun gewone betrouwbaarheidgegevens. Na definitie van de schakelaar bij de netopening als “power-restoration-switch” kan de betrouwbaarheidsberekening uitgevoerd worden. Deze manier van simuleren bespaart veel modelleringswerk en zal geen significante afwijking in de berekening veroorzaken.

Figuur B6.1. Betrouwbaarheid met omschakelen.

100% betrouw-baarheid

Betrouw-baarheid MS-netopening

Bijlage 7. Conventies


Bijlage 7. Conventies Voor een goed begrip van de verschillende gebruikte termen in dit verslag staan hieronder enkele definities en conventies uitgelegd. De gebruikte waardes zijn effectieve waardes en de onderstreepte symbolen zijn fasoren in het complex vlak. • Complex vermogen S = U • I*

• Werkzaam (reële) vermogen (kW, MW) P = Re(S) = UI cos(ϕ)

• Blind (imaginair) vermogen (kvar, Mvar) Q = Im(S) = UI sin(ϕ)

• Schijnbaar vermogen (kVA, MVA) S = |S| = UI

Leveringsconventie: Verbruikersconventie:

Werkzaam vermogen Leveren Opname

positief negatief

Opname Leveren

Positief blindvermogen Overbekrachtigde generator, levert blindvermogen, draait inductief

Inductieve belasting, neemt blindvermogen op

Naijlende stroom

Negatief blindvermogen Onderbekrachtigde generator, neemt blindvermogen op, draait capacitief

Capacitieve belasting, levert blindvermogen

Voorijlende stroom

Generator

I

S +

- U Verbruiker

I

S +

- U

ϕ

I

U

ϕ

I

U

Bijlage 8. Benutting ZDV 2.05


Bijlage 8. Benutting kabels ZDV 2.05

Capaciteitsgroep Elektrische Energietechniek Electrical ...12 /e CapaciteitsgroepElektrische...

Documents

Transcript of Capaciteitsgroep Elektrische Energietechniek Electrical ...12 /e CapaciteitsgroepElektrische...