Hei,

I kraftproduksjon er det viktig å ha kraftreserve. Når vi snakker om kraftreserve, snakker vi om kortsiktig og langsiktig.

For å kunne raskt utligne frekvensavvik i nettet, trenger du en generator som har momentan effektreserve. Denne momentane effektreserven kalles for statikk. Statikken angis i prosent av generatorens merkeeffekt. Jeg tror denne funksjonen på engelsk heter "Droop".

Turtallet til turbinen er via generatoren direkte proporsjonal med frekvensen på nettet. Regulerstyrken sier noe om hvor mange mega-watt (MW) kraftverkene kan "gi på" ekstra hvis frekvensen faller med for eksempel 0,1 Hz (og motsatt ved tilsvarende frekvensøkning).

"Droop"-hastighetsstyring gjør at generatorer kan kjøres i parallell, og at belastningen kan deles mellom disse. I utgangspunktet vil "Droop" gi et avvik i frekvensen. Den ønskede frekvensen er 50 Hertz. Avviket i frekvensen (grunnet Droop-linjen) kan fjernes ved at kontrollsystemet justeres den vertikale posisjonen (men ikke vinkelen) på Droop-linjen. Dermed oppnår vi 50 Hertz.

En Droop-linje fungerer etter samme prinsipp som for en P-regulator (Proporsjonal regulator).

Ja, der regner vi da på "Speed drop" regner med det er samme du tenker på. Men hvis jeg da har 2 generatorer i parallell drift:

G1 har F0 60 HZ og FP 51HZ / G2 har F0 60 HZ og FP 54 HZ. Da vil ikke disse linjene være like på andre punkter enn ved 0 last%.

Er da litt forvirrende siden i bøkene så tar de opp parallell drift der disse linjene har kontakt på alle figurer, såkalt "tilfredsstillende lastfordeling"

Der er også disse kriteriene som er nevnt på parallell drift: faselikhet, spenningslikhet og frekvenslikhet i tillegg til lik turtall og spenningkarakteristikk.

Jeg blir derfor usikker på om det bør ringe en bjelle hos meg som sier at dette ikke lar seg gjennomføre med parallelldrift av disse to generatorene?

Hei,

Jeg har litt utfordring med å følge deg; beklager dette. Jeg håper allikevel at mitt svar kan bidra/"fylle på" det du lurer på.

For eksempel, på skip, aksepteres visse variasjoner i frekvensen. Dette er ikke bare tillatt, men også nødvendig. En normal variasjon i turtall på en hjelpemotor, det vil si frekvensvariasjon fra null til full belastning, regnes vanligvis som drivmaskinens statikk. Som kjent er det utelukkende drivmaskinens regulator som bestemmer hvor stor aktiv belastning i kilowatt aggregatet skal kunne levere.

Hva med generator som har lik ytelse og lik statikk?

For å kunne oppnå stabil parallelldrift av to eller flere aggregater, er det nødvendig at (hastighets-)regulatorene har en viss statikk. I moderne systemer er det ikke nødvendig med mer enn 2 - 3 prosent statikk. Parallellkjørte aggregater må ha samme statikk fra null til full belastning. De vil da dele den aktive belastningen prosentuelt likt uansett størrelse.

Figur: Her har to generatorer lik ytelse (samme statikk = 5 % ved full belastning). Ved full belastning vil systemet levere 100 % frekvens (for eksempel 60 Hertz). Reduseres belastningen til null, vil systemet levere 105 prosent frekvens (60 * 1,05 Hertz = 63 Hertz).

Hva med generatorer som har ulik ytelse eller ulik statikk?

Figur: Generator med ulik ytelse eller ulik statikk.

Hvis de to generatorene ikke har lik statikk, vil man få problemer med belastningsfordelingen. Ta en kikk på figuren over.

Aggregat nummer 2 har omtrent dobbel så stor statikk som aggregat nummer 1. Vi ser at begge aggregatene har en frekvens på 105 % av nominell frekvens (fn) ved null belastning. Aggregat nummer 1, med statikk på 5%, vil falle til nominell frekvens (f.eks 60 Hz) ved nominell (=100 %) belastning, mens aggregat nummer 2 vil falle til 95 % frekvens ved nominell (=100 %) belastning.

Som vi ser av eksempelet vil aggregat nummer 2 derfor bli belastet bare halvparten så mye som aggregat nummer 1 etter hvert som nettbelastnignen øker.

Vi ser også av dette at hvis belastningen øker så langt som til 100 % belastning for aggregat nummer 1, vil aggregat nummer 2 kun ta 50 % belastning. Økes belastningen ytterligere, vil aggregat nummer 1 bli overbelastet, til tross for at aggregat nummer 2 går med relativt liten belastning.

Hvis aggregat nummer 2 derimot har en nominell ytelse som er mindre enn aggregat nummer 1, må begge være justert med lik statikk i området 0 - 100 % effekt. Av diagrammet fremgår også slikt tilfelle. Den heltrukne røde linjen for aggregat nummer 2 (i området 0 til 50 % effekt) viser dette hvis aggregat nummer 2 er 50 % ytelse av aggregat nummer 1.

I dette eksempler har vi kryssende statikk ("Speed Droop") linjer.

Figur: Kryssende statikk-linjer.

På figuren er vist at belastningen er delt likt mellom aggregatene med cirka 45 % belastning på hvert aggregat ved 60 Hertz. Da får vi tilfredsstillende lastfordeling i punkt 'x' (i skjæringspunktet mellom blå og rød heltrukne linjer).

Vi ser at hvis belastningen øker, vil frekvensen falle til vi får ny likevekt, for eksempel ved linje 'A'. Men, da er belastningsfordelingen mellom aggregatene forandret. Generator nummer 2 tar nå en forholdsmessig større del av den totale belastningen enn generator nummer 1. I vårt eksempel vil generator nummer 1 bidra med ca 65 % belastning, mens generator nummer 2 vil bidra med ca 90 % belastning.

Som konklusjon på dette eksempel kan vi si:

* Hvis vi parallellkjører 2 (eller flere) aggregater med forskjellig turtallskarakteristikker (Statikk), kan vi kun oppnå symmetrisk belastningsfordeling ved en bestemt belastning

* Hvis vi derimot parallellkjører 2 (eller flere) aggregater med samme turtallskarakteristikk, vil vi få symmetrisk belastningsfordeling ved alle belastningstilstander hvis den er symmetrisk ved én tilstand.