Elektriske anlegg. 1 [1, 3 ed.] 8200430081 [PDF]

Zitiervorschau

Torleif Røyter - John Langeland

Elektriske anlegg 1 3. utgave

Bokmål

Universitetsforlaget

© Universitetsforlaget AS 1971 ISBN 82-00-43008-1

2. 2. 2. 3. 3.

utgave 1980 utgave, 2. opplag 1982 utgave, 3. opplag 1985 utgave 1987 utgave, 2. opplag 1991

Det må ikke kopieres fra denne boka i strid med åndsverkloven og fotografiloven eller i strid med avtaler om kopiering inngått med Kopinor, interesseorgan for rettighetshavere til åndsverk.

Henvendelser om denne boka kan rettes til:

Universitetsforlaget AS Boks 2959 Tøyen 0608 Oslo 6

Omslagsbildet er hentet fra en transformatorstasjon ved Statens Vattenfallsverk i Sverige, og velvilligst utlånt av National Industri A/S, Drammen. Trykk: PDC ■ Printing Data Center a.s, 1930 Aurskog 1991.

Forord

Boka er beregnet for undervisning i faget Elektriske anlegg ved Teknisk fagskole og Ingeniørskolen. Den egner seg også som oppslagsbok. I forhold til forrige utgave (1980) er det foretatt en del forandringer. Boka har fått flere nye avsnitt. De tar for seg rørturbiner og generatorer, som har fått stor betydning for elvekraftverk med lav fallhøyde. Avsnit­ tene Samkjøring og Driftledelse er omarbeidet. Kapittel 7 og 8 er supplert med nye brytertyper og gasskapslete koplingsanlegg. Kapittel 9 er sup­ plert med mekanisk beregning av skinnesystem og statiske releer. Vi takker alle firmaer og institusjoner som har ytet verdifull assistanse med opplysninger og illustrasjonsmateriale.

Porsgrunn, 1987

Torleif Røyter og John Langeland

Innhold

1 Elektriske kraftverker ................................................................... 1.1 Innledning ................................................................................ 1.2 Vannkraftverk........................................................................... 1.3 Hydrologi.................................................................................. 1.4 Tunneler .................................................................................. 1.5 Turbintyper .............................................................................. 1.6 Pumpekraftverk ....................................................................... 1.7 Generatorer ............................................................................. 1.8 Transformatorer....................................................................... 1.9 Apparatanlegg .........................................................................

7 7 9 9 11 12 18 19 23 23

2 Kraftoverføring, fordeling og samkjøring.................................. 2.1 Høyspenningsoverføringslinjer .............................................. 2.2 Systemspenninger................................................................... 2.3 Forstyrrelser på svakstrømsledninger.................................... 2.4 Samkjøring .............................................................................. 2.5 Driftsledelse ............................................................................ 2.6 Lavspennings-fordelingsanlegg.............................................. 2.7 Konsesjonslover .....................................................................

26 26 28 28 28 32 34 37

3 Overføringslinjer og fordelingsnett. Generelle formler og uttrykk ....................................................... 3.1 Fordelingssystemer................................................................. 3.2 Lederkonstanter....................................................................... 3.3 Spenningsfall ........................................................................... 3.4 Effekttap .................................................................................. 3.5 Beregning av ledertverrsnitt og driftsspenning....................... 3.6 Fasekompensering .................................................................

39 39 41 50 57 60 67

4 Høyspenningslinjer ....................................................................... 4.1 Ledningsmaterialeretc.............................................................. 4.2 Isolatorer.................................................................................. 4.3 Feste-, skjøte- og klemmemateriell ........................................ 4.4 Master og mastemateriell Arrangement av lederne .........................................................

71 71 78 89

95

4.5 Gjennomgående jordliner ....................................................... 102 4.6 Lederavstand ........................................................................... 105 4.7 Masteavstand (spennvidder) .................................................. 108 4.8 Nedhengingsvariasjoner, tilstandslikningen, 110 Heumannomogram (diagram) ............................................... 4.9 Krysninger, nærføringer ......................................................... 125 4.10 Prosjektering av linjer ............................................................. 126 4.11 Generelle betraktninger om kostnader .................................. 132 5 Lavspenningslinjer ..................................................................... 5.1 Innledning ................................................................................ 5.2 Beregning av belastningens tyngdepunkt ............................. 5.3 Utførelse av luftledningsnettet ............................................... 5.4 Spenningsfallberegning ......................................................... 5.5 Effekttapsberegning ............................................................... 5.6 Pilhøyder.................................................................................. 5.7 Stolper...................................................................................... 5.8 Isolatorer.................................................................................. 5.9 Ledningsmontasje ...................................................................

134 134 134 136 136 140 141 143 145 146

6Kabelanlegg.................................................................................... 6.1 Innledning ................................................................................. 6.2 Kabeltyper................................................................................ 6.3 Kabelmuffer og tilbehør........................................................... 6.4 Dimensjonering ...................................................................... 6.5 Utlegging av kabel ...................................................................

147 147 147 151 152 153

7 Brytere og sikringer ...................................................................... 7.1 Innledning ................................................................................ 7.2 Brytere for lavspenning og mellomspenning ......................... 7.3 Effektbrytere ............................................................................ 7.4 Skillebrytere ............................................................................ 7.5 Lastskillebrytere...................................................................... 7.6 Gjeninnkopling ........................................................................ 7.7 Sikringer .................................................................................. 7.8 Selektivitet ..............................................................................

154 154 155 159 166 168 170 172 177

8Transformatorstasjoner og koplingsstasjoner 8.1 Innledning ................................................................................ 8.2 Koplingsmetoder ..................................................................... 8.3 Apparatanlegg ........................................................................ 8.4 Transformatoranlegg............................................................... 8.5 Nettstasjoner ..........................................................................

178 178 178 182 186 190

Betjeningssystem ................................................................... Hjelpeanlegg ........................................................................... Isolasjonskoordinering ...........................................................

194 195 196

9 Beskyttelse av elektriske anlegg ................................................ 9.1 De viktigste feiltyper i ledningsnett ........................................ 9.2 Kortslutningsstrømmer ........................................................... 9.3 Jordslutningsstrømmer ........................................................... 9.4 Reléer .................................................................................. 9.5 Forskjellige overspenninger og overspenningsbeskyttelse

198 198 202 228 232 247

10 Jording i elektriske anlegg........................................................... 10.1 Elektrodetyper, overgangsmotstander .................................. 10.2 Skrittspenning ......................................................................... 10.3 Termisk påkjenning av jordelektroder .................................... 10.4 Jordingssystemer ................................................................... 10.5 Berøringsspenning ................................................................. 10.6 Dimensjonering og opplegg av jordledninger......................... 10.7 Reaktansspole, Petersen-spole..............................................

272 272 280 283 285 287 295 298

Stikkord ..

300

8.6 8.7 8.8

Elektriske kraftverker

1.1 Innledning Elektrisk energi framstilles ved omforming av andre energiformer som f.eks. vannkraft, varmekraft eller eventuelt vindkraft. I land med rike forekomster av kull, olje eller gass er det gjerne mest økonomisk å omdanne råstoffenes varmeenergi til elektrisitet i varmekraftverk. 1 utlan­ det har også kjernekraftverk, særlig med uran som råstoff, fått stadig større betydning. Når urankjerner spaltes i to deler, utvikles samtidig varmeenergi, som kan omdannes til elektrisk energi. Ca. 65 % av verdens elektrisitetsproduksjon framstilles i kull- eller oljefyrte varmekraftverk. Her produseres overhetet vanndamp med høyt trykk og høy temperatur, som tilføres én eller flere dampturbiner. Det teoretiske arbeid er lik skilnaden i dampens varmeinnhold før og etter turbinen og kan beregnes av et Carnot-diagram. Turbinen er direkte koplet til en vekselstrømsgenerator, som normalt er 2-polet uten utpre­ gede poler. Den roterer med 3 000 omdr./min når frekvensen er 50 Hz. For å sikre elektrisitetsforsyningen mot avbrudd bygges etter behov reserve varmekraftverk. Disse drives oftest av en dieselmotor eller gass­ turbin med naturgass eller oljeforbrenning. Både diesel- og gassturbindrevne aggregater har høye driftskostnader og lav virkningsgrad, lavest ved gassturbiner. Reserveaggregater dekker normalt bare det mest livs­ viktige forbruk - såkalt prioritert belastning - mens annen last utkoples når reserveaggregatet starter automatisk. I Norge produseres bare 0,2 % av den elektriske energiforsyning ved varmekraft. Vannkraft er således helt dominerende og vil derfor bli behandlet i de følgende avsnitt. I 1990 er om lag 60 % av den norske vannkraft utbygd. Her medregnes bare større vannfall som det er økono­ misk å bygge ut. En rekke vassdrag er midlertidig eller varig vernet. I tillegg til større kraftverk bygges hvert år et antall småkraftverk med små Francisturbiner eller rørturbiner, jfr. side 16.

7

I 1984 utga Miljøverndepartementet ”Samlet plan for vassdrag” som grunnlag for den senere stortingsmelding om Samlet Plan. Her klassifise­ res og prioriteres vassdragene slik at de prosjekter — som har laveste utbyggingskostnader og som minst berører andre brukerinteresser — kan bli konsesjonsbehandlet først. For noen prosjekter foreligger flere alter­ nativer for utbygging. Regjeringen antyder et utbyggingstak på 125 TWh produksjonsevne i et midlere vannår. 1 TWh = 109 kWh. I utgangspunktet omfatter Samlet Plan alle økonomiske nyttbare vannkraftressurser som ikke allerede er utbygd, gitt konsesjon eller er varig vernet. Figur 1.1 viser fordelingen av totalt nyttbar vannkraft pr. 1.1.84.

FORDELINGEN AV NYTTBAR VANNKRAFT

Figur 1.1. Totalt nyttbar vasskraft pr. 1.1.1984: 174,3 TWh

8

1.2 Vannkraftverk Disse inndeles i magasinkraftverk med stor fallhøyde og beskjeden vann­ føring og elvekraftverk med lav fallhøyde, jfr. figur 1.2 og 1.4. Elvas vannføring er betydelig og varierer gjerne sterkt med årstidene. Ikke sjelden ligger flere kraftverk etter hverandre langs et vassdrag og utnytter i fellesskap den totale fallhøyde. Er kraftverkets netto fallhøyde H m og vannføringen Q m3/s, blir tyngdekraftens arbeid pr. sekund lik 9,81 • 1 000- Q ■ H Nm. Er resulte­ rende virkningsgrad for turbin og generator

7] = i?r •

tjg

= 0,9 • 0,95 = 0,855

blir den avgitte elektriske effekt

P = 9.81-1 000-g-tt-0,855 =

.„ kW

1 000 Moderne fjellsprengningsteknikk har gjort det mulig å legge kraftstasjo­ nen på det gunstigste sted hvor de samlede falltap blir et minimum. Som regel sprenges nå både turbinledningen og stasjonen inn i fjell, slik at kraftverket blir sikret mot luftangrep i tilfelle krig. En kort undervannstunnel leder vannet fra stasjonen ut i elva.

1.3 Hydrologi Med kraftverkets nedslagsfelt mener vi det området hvorfra rennende og stående vann har avløp til elva og det utbygde vannfallet. Grensene for nedslagsfeltet - som betinges av de topografiske forhold - fastlegges på kartet når kraftverket planlegges. Ofte kan nedslagsfeltets naturlige gren­ ser utvides ved at vann overføres gjennom tunnel eller pumpes over fra nabovassdrag. På grunnlag av tidligere meteorologisk observasjoner kan nedslagsfel­ tets midlere årlige nedbør og årlige avdunstning vanligvis bestemmes ganske nøyaktig. I Sør-Norge er den årlige avdunstning omkring 500 mm, mens den midlere årsnedbør varierer mellom 600 mm på Hamar, 823 mm i Trondheim og 1 944 mm i Bergen. Om vinteren bindes en del av nedbøren i form av snø, som smelter om våren. Den totale årlige avløp i millioner nr vann fra nedslagsfeltet kan derved beregnes. Den hydrologiske avdeling ved Norges Vassdrags- og Elektrisi­ tetsvesen (NVE) har for øvrig utarbeidet karter over hele landet med såkalte avløpskoter. Disse angir direkte det midlere avløp i liter pr. sekund pr. km2. Mens avløpet for størstedelen av Østlandet ligger lavere enn 20 1/s, har Vestlandet, samt deler av Trøndelag og Nord-Norge til dels betydelig over 50 1/s. 9

For det aktuelle regulerte vassdrag beregnes minstevannføringen i det «bestemmende år», som er det nest dårligste vannår i en tiårsperiode. På grunnlag av vannføringen, driftsforholdene, mulighetene for samkjøring m.v. bestemmes endelig kraftverkets maskininstallasjon. Dammer Dammer brukes dels for oppsamling av vann, dels for regulering av vannføringen og dels for å øke fallhøyden for kraftverket. Da belastnin­ gen i kraftverkets forsyningsområde veksler sterkt over døgnet, uken og året, demmer vi opp store magasiner for uke- og årsregulering, helst i samband med naturlige sjøer i vassdraget. I Norge ligger forholdene særlig godt til rette for store magasiner i høyereliggende strøk. Foruten ved oppdemming kan magasinet også økes ved å senke vannstanden under det normale ved tapping gjennom en utsprengt tunnel. Som døgnreguleringsmagasin tjenestegjør ofte kraftverkets inntaksbas­ seng, se figur 1.2. Iblant er dammens overløp utstyrt med én eller flere bevegelige valsedammer for regulering av vannspeilet. Foruten tappeluker og varegrinder - eventuelt med elektrisk oppvarming - er dammene undertiden også utrustet med tømmerrenner, fisketrapper etc. For provisoriske dammer anvendes iblant tre, mens jord, stein eller betong for øvrig er de vanligste byggematerialer. Betongdammer bygges nå oftest som armerte én- eller flerhvelvdammer, mens jord- og steindammer er gravitasjonsdammer. Disse er brede og kompakte og får sin stabili­ tet på grunn av sin egen tyngde. Mens eldre steindammer ble bygd av kvader- eller bruddstein, utnyttes nå stein fra tunnelsprengning til steinfyllingsdammer. Både jord- og steinfyllingsdammer bygges normalt med en tettingskjerne av stampet leire og spuntvegg eller eventuelt tettingsplate av jernbetong. Disse damptyper faller billigst når naturlige materialer finnes nær damstedet og kan

Figur 1.2. Magasinkraftverk i fjell. 1. dammer, 2. hovedmagasin, 3. inntaksmaga­ sin, 4. driftstunnel, 5. lukehus, 6. trykksjakt, 7. ventilhus, 8. Pelton-turbin, 9. undervannskanal.

10

transporteres på plass ved hjelp av transport-bane, -bånd, dumpere, vannspyling eller liknende. Normalt legges overløp over deler av damkronen, som forsterkes og sikres mot undervasking.

l. 4 Tunneler Som kjent ble utformingen av magasinverk endret radikalt for om lag 40-50 år siden. Mens eldre anlegg har stasjonsbygningen ute i det fri og åpne rørgater på betongklosser i fjellsiden, har nyere anlegg normalt både stasjonen og turbinrørene innsprengt i fjell. Denne utførelse gir en meget rasjonell og økonomisk stasjonstype. Fra hovedmagasinet renner vannet oftest i elv eller kanal til inntaksbas­ senget. Herfra fører driftstunnelen i svak helling videre til rørinntaket. Iblant har driftstunnelen en lengde av ca. 2 mil og opptar underveis greintunneler og bekkeinntak. Foran rørinntaket er det innsprengt et utjevningsbasseng, hvor vann­ standen vil variere i takt med vannforbruket. Herfra utgår ett eller flere turbinrør, som kan avstenges ved hjelp av luker og ventiler. Normalt har hvert rør en automatisk spjeldventil, som lukker hvis vannhastigheten overstiger en viss grense, f.eks. ved rørbrudd. I slike tilfelle må videre en vakuumventil etter spjeldventilen slippe luft inn i turbinrøret etter som dette tømmes for vann. I motsatt fall ville røret bli flatklemt av det ytre lufttrykket. Et tomt turbinrør må fylles langsomt med vann. Til dette brukes en fylleventil, som fører forbi den lukkede spjeldventil. Ved landets første, større magasinverk i fjell, Tyin, Mår og Aura, ble turbinrørene forlagt på betongklosser i tunnel i ca. 45 ° helling. Med 2-3 rør samt transportbane får tunnelen et stort tverrsnitt og en bredde på 8-9 m. I dårlig fjell må tunneltaket sikres, eventuelt med kostbart betonghvelv. Dette urasjonelle og kostbare rørarrangement er radikalt endret ved nyere magasinverk siden 1950-årene. Nå anvendes trykksjaktcr med eller uten stålforing. I siste tilfelle er røret innstøpt i en sirkulær tunnel, der fjellet opptar ca. 75 % av vanntrykket. Ved bruk av trykksjakt oppnås store reduksjoner av både utsprengt volum og rørvekt, samtidig som utvendig korrosjonsbeskyttelse av røret bortfaller. Norges høyeste trykksjakt er konstruert for 970 m fallhøyde ved Fortun kraftverk. Sjaktlengden og falltapene kan reduseres ved å øke hellingsvinkelen inntil 70 °. I godt fjell utføres iblant trykksjakter opp til 450 m fallhøyde uten stålforing. I slike tilfelle anordnes en finvaregrind med gruve for oppsamling av eventuelle løse steiner der sjakten ender foran ventilkammeret.

11

Dette kammeret er normalt atskilt fra kraftstasjonen for å sikre denne mot oversvømmelse ved brudd på rør eller ventiler. I slike tilfelle avledes vannet gjennom en spesiell tunnel til undervannstunneien. Fra ventilkammeret leder et greinrør fram til hver turbin, og herfra føres vannet i undervannstunneien tilbake til elva.

1.5 Turbintyper Etter konstruksjonen inndeles vannturbiner i to typer. Den eldste type er partial- eller fristråleturbinen, hvor skovlhjulet løper i luft og bare en del av skovlene er fylt med vann fra ett eller flere strålerør. Av denne type brukes i dag utelukkende Pelton-turbinen, oppkalt etter sin amerikanske oppfinner. Den annen type er fullturbinen, hvor hele skovlhjulet løper vannfylt fra en krans av ledeskovler. Til denne type hører Francis-turbinen. konstruert av en amerikaner, og Kaplan-turbinen, konstruert av en tysker. Turbinen er sammenkoplet med den elektriske generator til et maskinaggregat. Oftest har aggregater av eldre type horisontal aksel, mens nyere har vertikal aksel. Dette er en plassbesparende og billigere konstruksjon, som imidlertid stiller store krav til det vannkjølte bærelager. Lageret som er av segmenttypen, må bære hele rotorvekten og oppta vertikale krefter fra turbinen; til sammen flere hundre tonn ved store aggregater. 1.5.1 Pelton-turbinen Typen kan anvendes for de største fallhøyder som forekommer. I verdens­ målestokk er dette Chandolin i de franske alper med ca. 1700 m fall. Blant norske kraftverk leder Tyin med fallhøyde 1007 m. Ved slike høytrykksverk er vannforbruket meget beskjedent. Hver av Tyins turbiner bruker ca. 4 m3/s når avgitt effekt er ca. 33 000 kW. Nyere turbiner har helstøpte skovlhjul av rustfritt kromnikkelstål. Pelton-turbiner med vertikal aksel har opptil 6 strålerør fordelt rundt omkretsen, Horisontalaggregater har som regel bare 2 strålerør, se figur 1.2. Turbinenes vannforbruk, som kalles pådrag, reguleres med en nålventil i hvert strålerør. Alle nåler beveges parallelt ved hjelp av trykkoljen i et hydraulisk system, som påvirkes av turbinregulatoren. Hvis aggregatet plutselig avlastes ved at generatorbryteren faller ut, vil det ruse opp i et høyere turtall. Skovlhjulet og rotoren må selvsagt tåle mv~ sterkt økte sentrifugalkrefter (C=------ ). For å holde rusningshastigr heten innen rimelige grenser avbøyes vannstrålene ved rusning umiddel­ bart fra skovlhjulet av de dreibare deflektorer ved hvert strålerør. Samti­ dig stenger nålene langsomt strålerørene for å unngå trykkstøt.

Virkningsgraden for Pelton-turbiner er noe lavere enn for andre turbintyper, blant annet fordi fallhøyden mellom skovlhjulet og undervannsspeilet går tapt. 1.5.2 Francis-turbinen Fullturbiner utnytter hele fallhøyden ned til undervannsspeilet ved hjelp av sugerøret 1 på figur 1.3. Største høyde av sugerøret er teoretisk 10 m, i praksis ca. 7 m. På grunn av kavitasjonsfaren ved større turbiner anvendes iblant negativ sugerørhøyde, dvs. skovlhjulet ligger under undervanns­ speilet, jfr. figur 1.4. Skovlhjulet 2 støpes normalt av legert stål. Iblant innstøpes formpressede stålskovler i kranser av støpestål. Turbinpådraget reguleres av en krans ledeskovler 3, som vris av en ring over turbinlokket ved hjelp av hydrauliske stempler påvirket av turbinregulatoren. Ved de laveste fallhøyder blir billigste type enkel eller dobbelt kumturbin med horisontal aksel. Sistnevnte type har både det dobbelte skovlhjul og begge sett ledeskovler plassert i en stor vannkum. Under skovlhjulene fører sugerøret ned til undervannskanalen. Gjennom en pakkboks går akselen ut i generatorhallcn. Ved større fallhøyder brukes oftest vertikal aksel. Hele rotoren bæres da av et segmentbærelager i et bjelkekors over generatoren eller på turbinlokket, se figur 1.3. Lageret - som er vannkjølt - konstrueres etter behov for bæreevne opptil flere hundre tonn. Over golvet i kraftstasjonen ser man bare akseltappen, eventuelt bærelageret og magnetiseringsmaskinen. I de seinere år er Francis-turbiner konstruert for fallhøyde opptil 500 m, hvor tidligere Pelton-turbiner var enerådende. Ved slike store fallhøyder anbringes en sikkerhetsventil mellom spiraltrommen 5 og sugerøret 1. Ventilen avleder vann utenom turbinen ved plutselige lastavslag. Derved reduseres rusningshastighet og trykkstøt i turbinrør og spiraltromme. Trommen har form som et sneglehus som omslutter ledeskovlene.

1.5.3 Kaplan-turbinen Denne type som er utviklet på grunnlag av Francis-turbinen, er i de seinere år blitt den mest anvendte turbintype for store vannføringer og lave fallhøyder (inntil ca. 80 m). Turbinen får vesentlig mindre dimensjo­ ner og om lag dobbelt så høyt turtall som en tilsvarende Francis-turbin. Herved blir generatoren mindre og billigere. Kaplan-turbinen har også meget høy overbelastningsevne. Figur 1.4 viser en Kaplan-turbin. Løpehjulet 4 har et fåtall radielle, dreibare skovler festet til turbinnavet. Både ledeskovlene og løpeskovlene reguleres her av turbinregulatoren. Derved får turbinen en meget gunstig virkningsgradskurve, som holder seg høy over et stort pådragsområde, jfr. 13

Figur 1.3. Snitt av en vertikal Francis-turbin med generator av paraplytype 6. Rotorens bærelager 4 er her plassert på turbinlokket. 14

Figur 1.4. Snitt gjennom Vamma elvekraftverk med Kaplan-turbin på 100 MW ved vannføring 450 m3/s. Gjennom varegrind 1, luke 2, turbinrør og spiraltromme 3 strømmer vannet forbi turbinskovlene 4 og via sugerøret 5 tilbake til elva. Over turbinen sees generatoren 6 og transformatoren 7.

figur 1.6, side 17. For lave fallhøyder støpes gjerne spiraltrommen i betong. Ved utførelse av såkalt hevertturbin kan dessuten luker spares. Turbinen startes ved å åpne ledeskovlene.

1.5.4 Rørturbiner Som kjent gir utbygging av elvekraftverk med særlig lav fallhøyde relativ høy spesifikk pris pr. kW og kWh. Dette er grunnen til at en rekke slike vannfall med god vannføring, men med lav fallhøyde, helt opp til vare dager har ligget utnyttet. I de seinere år har en forenklet aggregattype med horisontal aksel muliggjort en mer rasjonell og økonomisk utbygging av slike vannfall. Som regel brukes ett eller to røraggregater montert i vannstrømmen i kraftverkets betongdam. På grunn av gunstigere vannløp med liten vinkelavbøyning får rørturbiner opptil 2 % høyere virkningsgrad enn andre turbintyper. Kraftverket blir lite skjemmende og betongdammen kan eventuelt nyttes til vegbru over elva. Røraggregater kan inndeles i større og midlere aggregater av torpedotypen og miniturbiner med gear. 15

Figur 1.5. Større røraggregat (N.I.).

1) Større røraggregater 8 - 30 MVA. Som figur 1.5 viser er synkrongeneratoren med separat kjølevifte plassert inne i torpedoen på oppstrømssiden, mens Kaplan-turbinens regulerbare lede- og løpeskovler står på nedstrømssiden. Av hensyn til hydraulisk utforming begrenses torpedoens ytterdiameter og dermed rørgeneratorens diameter til ca. 65 % av en tilsvarende normal vannkraftgenerator. Grunnet liten diameter og lavt turtall - 65 - 150 o/min - kreves separat kjølevifte. Spenningen velges lav, oftest 3-6 kV og cos ~ 0,9 av hensyn til de pressede generatordimensjoner. En vertikal rørsjakt fra dammen ned til torpedoen muliggjør tilsyn og vedlikehold. 2) Midlere røraggregater 2,5 - 8 MVA. Også disse aggregater kan som regel med moderate anleggskostnader og små inngrep i naturen plasseres i tidligere regulerte elver. Eventuelt kan de utnytte fallhøyden mellom reguleringsmagasiner. Normalt konstrueres de for fallhøyder på 5 - 15 m. Sammenliknet med forannevnte type har midlere aggregater tilsvarende mindre dimensjoner og er mest mulig forenklet med faste lede- og løpe­ skovler, børsteløs magnetisert synkrongenerator eller eventuelt bruk av asynkrongenerator.

16

Figur 1.6. Miniturbin med gear (Kværner - Sørumsand).

3) Miniturbiner med gear 0,5 - 2,5 MVA. Som figur 1.6 viser avviker konstruksjonen fra typene foran. Akselen for denne rørturbin føres gjen­ nom en pakkboks i rørveggen til et tannhjulsgear, slik at asynkrongeneratoren får høyere turtall og dermed mindre dimensjoner. Denne kjøres med oversynkront turtall, tilkoples samkjøringsnettet og overvåkes som automatisk stasjon uten betjening. Mulige feil bevirker frakopling fra nettet og stopp samt alarm til nærmeste betjening. Miniturbiner gir følge­ lig moderate driftskostnader. Typen er konstruert med pakkeløsninger for ulike diametre og effekter. Miniturbiner tar spesielt sikte på å erstatte utslitt maskineri i småkraftverk, som ble bygd for bedrifter eller lokal elektrisitetsforsyning i begyn­ nelsen av dette århundret. Da maskineriet ble nedslitt, betjenings- og vedlikeholdskostnader steg og rimelig energi kunne fås fra den almin­ nelige elektrisitetsforsyning, ble de fleste av disse småkraftverk nedlagt, men dammer, kanaler, turbinrør osv. er som regel inntakt. Beliggenheten er oftest så sentral at overførings kostnader blir minimale. Da det fins mange slike småkraftverk som kan opprustes, er det sammenlagt bety­ delige energimengder som kan innvinnes.

Figur 1.7. Virkningsgraden, ry, som funksjon av belastningen for to forskjellige turbintyper. Kurve 2 gjelder for en Kaplan-turbin.

17

1.5.5 Reguleringsorganer Ved magasinkraftverk for store fallhøyder kreves som nevnt en rekke sikkerhetsventiler og avstengningsventiler. Sistnevnte utføres som spjeld-, sluse-, kule- eller ringventiler, oftest med ventilhus av støpestål. Turbinregulatoren holder aggregatets turtall og dermed nettfrekvensen konstant (normalt 50 Hz). Når lasten øker, innstiller regulatoren automa­ tisk økt pådrag og omvendt. 1 alminnelighet har regulatoren en såkalt statisk karakteristikk. Eldre turbinregulatorer er av mekanisk type, ofte med direkte reimdrift fra turbinakselen. Nye regulatorer er av elektronisk type. Typen kan da standardiseres og serieframstilies for alle slags ag­ gregater. Mens turbinregulatoren regulerer aggregatets aktive effekt, reguleres den reaktive effekt ved hjelp av generatorens spenningsregulator. Denne er normalt innstilt på å holde konstant eller eventuelt noe økende spen­ ning ved økende last (kompoundering). Moderne spenningsrcgulatorer er av elektronisk type. I et samkjøringsnett fordeles den totale aktive og reaktive effekt på flere kraftverk, som er sammenkoplet med kraftlinjer. Økes spenningen i ett av disse kraftverk, vil dette overta en større andel av samkjøringsnettets reaktive effekt, Q, som måles i kVAr. Ligger dette kraftverket nær større forbrukere av reaktiv effekt (motorer, lysbueovner m. v.), avlastes kraftlinjene for reaktiv effekt, og spenningsfallet minsker. På grunn av nye restriksjoner på uttak av reaktiv effekt fra hovednettet må fasekompensering utbygges sterkt i 1980-årene.

1.6 Pumpekraftverk I et samkjøringsnett oppnår man betydelige fordeler ved samarbeid mel­ lom elvekraftverk og magasinverk. Mens førstnevnte må kjøre med den vannføring elva for øyeblikket har, kan sistnevnte spare vann i sine magasiner, eventuelt lagre vann for andres regning. Ved de pumpekraftverk som er bygd i de seinere år, åpnes adgang til utvidet lagring av vann på kunstig vis. Har samkjøringsnettet periodevis store overskudd, f.eks. på nattkraft, kan dette overskudd leveres til ett eller flere magasinverk, utbygd som pumpekraftverk. Her løper nå én eller flere generatorer som motorer og pumper vann fra undervannet opp i magasinet. Tidligere ble slike aggregat utført med generator, turbin og sentrifugalpumpe på samme aksel. Under normal generatordrift kunne pumpa frakoples akselen ved hjelp av en kopling. Nå konstrueres en kombinert Francisturbin og sentrifugalpumpe. Omstilling fra normal kraftverksdrift til pumpedrift tar snaut ett minutt.

18

Det er bare noen kraftverk der forholdene ligger til rette for installasjon av ett eller flere pumpeaggregater. Følgende vilkår må oppfylles: 1) Magasinet må være vesentlig større enn det som fylles av naturlig tilsig. 2) I undervannet nedenfor kraftverket må vann kunne pumpes opp uten å forstyrre driften av de øvrige kraftverker nedover i vassdraget. 3) Elektrisk energi for pumpedrift - eksempelvis nattenergi til økonomisk pris - må kunne uttas fra samkjøringsnettet. 1.6.1 Regneeksempel Et pumpekraftverk med et kombinert aggregat med merkeeffekt 14 MW har midlere brutto fallhøyde 140 m. Turbinrørets falltap er 4 % og synkronmaskinens virkningsgrad i}s = 0,95 (både ved normal drift og ved pumpedrift). Virkningsgraden for Francisturbin pt = 0,9 og for sentrifugalpumpe i7p = 0,85. a) Beregn ved pumpedrift vannføringen Q m7s b) Beregn resulterende virkningsgrad 17% fra energi for pumpedrift til produsert energi ved kraftverksdrift.

Løsning a) Vi bruker netto for fallhøyde og formelen for tyngdekraftens effekt på side 9 for å finne vannføringen

1 000 ■ P fa ■ 7)„) 1000-14-(0,95-0.8) ------------------------- — =---------------------------------- = 8,08 m/s 9,81-1 000 • H 9,81 • 1 000 • (140 • 0,96)

b) Resulterende virkningsgrad

p = 100 • r?,2 • r/s2 • 77p • = 63,63 %

= 100 • 0,962 • 0,952 • 0,85 • 0,9 =

Pumpekraftverk kan forvandle rimelig nattenergi til verdifull dagenergi, eksempelvis til dobbelt pris. Noen vassdrag har flere kraftverk i serie på flere nivåer med dårlige magasinforhold. Her kan et par pumpeaggregater om natten pumpe vannet opp til hovedmagasinet øverst.

1.7 Generatorer Vannkraftgeneratorer utføres som normale trefasede synkronmaskiner med stator av 0,35 - 0,5 mm oksyd- eller lakkisolert dynamoblikk med lave spesifikke tap, ca. 1,3 W/kg. Blikket har åpne, utstansede spor for viklin­ gene og er samlet i paketter om lag 8 cm tykke. Mellom disse ligger pressplater påsveist umagnetiske pressfingre, slik at det dannes ca. 1 cm radielle kjølekanaler. Det utvendige statorhus er utført som en sveist 19

Figur 1.8. Montasje av 35 MVA trefasegenerator for 500 o/min med horisontal aksel. (Øvre statorhalvdel samt innkapsling er fjernet.)

platekonstruksjon forankret i generatorfundamentet. Figur 1.8 viser mon­ tasje av en 35 MVA 3-fasegenerator med horisontal aksel. Øvre stator­ halvdel og kapsel mangler. Statorviklingen er en av de mest påkjente deler i maskinen. Viklingens holdfasthet overfor dielektrisk, termisk og mekanisk påkjenning er av avgjørende betydning for generatorens driftssikkerhet og levetid. Inntil 1963 brukte de fleste generatorfabrikker til sporisolasjon asfaltmikafolium, som inneholder naturproduktet glimmer. Nyere generatorer isoleres nå med kunstharpiks, (Micadur) glimmer og glass. Normalt anvendes røbelstavvikling med to staver pr. spor. Stavene består av delledere med fullstendig revolvering, hvilket gir små tilleggstap og god temperaturfordeling. Dellederisolasjonen består av glassgarn og delvis herdet kunst­ harpiks. Etter at stavene er bøyd, bakt under trykk og harpiksen fullsten­ dig herdet, omvikles de med tørre glassbånd, som impregneres med kunstharpiks under vakuum og trykk og herdes. Før innlegging i sporene pusses stavene og forsynes med ledende sporlakk og overgangslakk, som hindrer glimming. Til slutt forbindes stavene med loddehylser, som isole­ res med støpte kapper av kunstharpiks. Spolehodene utstyres med kraf­ tige avstøttinger av elementer med små tap. 20

I motsetning til de hurtiggående 2-polte turbogeneratorer i varmekraft­ verk er vannkraftgeneratorer langsomtgående maskiner med utpregede poler. Ved frekvens f= 50Hz og turtall n omdr./min blir poltallet „ 2- 60-f 6 000 lp =--------- =-----------n n

Et fåtall norske vannkraftgeneratorer har turtall 750 omdr./min og 8 poler. For større maskiner ligger turtallet oftest på 500, 428, 375, 300 eller 250 omdr./min. som tilsvarer henholdsvis 12, 14, 16, 20 eller 24 poler. Rotoren eller polhjulet har oftest et sveist nav, påkrympet flere helsmidde polringer av Siemens-Martin-stål. 1 ringene er det utfrest dobbelte svalehalespor for feste av polene. Iblant er både poler og polsko framstilt av legert støpestål, men ofte er polsko og eventuelt poler oppbygd av lamellerte stalblikk, hvilket gir lavere tap. Polviklingene utføres av kopperbånd viklet på høykant. Enkelte vindinger er framstående og omdanner således kjøleribber. Isolasjonen består vesentlig av asbest og glass. Mellom polene finnes viklingsstøtter av umagnetisk materiale. Polskoene har spor for dempeviklingen av kopper med kortslutningsringer på begge sider. Utenfor hver ring er en krans av dreibare skovler direkte festet til polringene. Skovlene besørger den nød­ vendige aksialventilasjon i generatoren. Rotorens magnetiseringsstrøm, som tilføres over to sleperinger, leveres ved eldre generatorer av en shuntkoplet likestrømsgenerator på samme aksel. Ved større aggregater fremmedmagnetiseres denne fra en hjelpemagnetiseringsmaskin ytterst på akselen. Magnetiseringsstrømmen og dermed synkrongeneratorens spenning innstilles av den automatiske spenningsregulatoren.

Figur 1.9. Direkte vannkjølt stator for 190 MVA generator, 12 kV, 375 o/min (NEBB).

21

Da magnetiseringsmaskiner for store, langsomtløpende vannkraft gene­ ratorer blir meget kostbare og plasskrevende, har man i de seinere år gått over til statisk likerettermagnetisering. Via en transformator uttas effek­ ten direkte fra synkrongeneratorens klemmer og likerettes i en tyristorbru, som kontrolleres av den elektroniske spenningsregulator. Mens eldre generatorer oftest er utstyrt med automatisk brannslokkingsanlegg som kan fylle hele generatorgruva med CO2-gass, ansees dette unødvendig ved nyere maskiner med ikke brennbar isolasjon. Ved de fleste kraftverk i fjell sirkulerer kjølelufta internt og avkjøles av vannkjølere plassert under generatorkapslingen eller i gruva. Omtrent samtidig som Norges største luftkjølte generator på 155 MVA i Trollheim kraftverk ble satt i drift i 1968, ble også landets første genera­ tor på 190 MVA med direkte vannkjøling levert til Tonstad kraftverk (Sira-Kvina), se figur 1.9. Med vannkjøling kan generatorer av denne størrelsesorden bygges mer kompakt med mindre dimensjoner og betyde­ lig lavere vekt. En tilsvarende luftkjølt generator ville veie nærmere 50 % mer. Den vannkjølte generator har fire kjølekretser: 1) statorviklingen har hule vannkjølte ledere, 2) statorblikket har aksiale kjølerør gjennom blikket, 3) pressplatcne har innstøpte kjølerør og 4) rotorviklingen kjøles ved hulledere. Til og fra rotoren føres kjølevannet gjennom et såkalt «vannhode» på toppen av den utborede aksel. Figur 1.10 viser skjematisk en gjennomskåret vannkjølt generator.

Figur 1.10. Snitt av en vannkjølt generator (NEBB). 22

1.8 T ransformatorer I normale kraftverk er hver generator og transformator direkte sammen­ koplet i såkalt blokkopling. Transformatorens sekundærside er via effektog skillebrytere tilkoplet stasjonens samleskinner. Herved oppnår man en enkel og oversiktlig kopling, der generator og transformator kan beskyttes effektivt av et felles differensialrelé. Man unngår også de store kortslutningsstrømmer, som ville opptre på en generator-samleskinne. Som regel anvendes normale vannkjølte 3-fasetransformatorer i brann­ sikre celler innsprengt i fjellet. En oppdeling på 3 sammenkoplede énfasetransformatorer reduserer transportproblemet, men øker plassbehovet og kostnadene. Ofte står da en fjerde énfasetransformator i reserve. Dette arrangement benyttes ofte i USA, men sjelden i Norge. I USA erstattes også iblant den vanlige, raffinerte mineralolje for transformatorer av brannsikre, men kostbare isolerende væsker på askarel- eller clophenbasis. Ved de høye overføringsspenninger — som anvendes ved moderne kraftverk - kreves oljekabler for å føre energien ut gjennom atkomsttunnelen til fjernledningene. Ved å tilkople kablene direkte i kabelboks på transformatorkassen unngås blanke skinner med disse høye spenninger i transformatorcellen. Derimot brukes normalt blanke skinner for overfø­ ring av energien fra generator til transformator. Her dreier det seg imid­ lertid om generatorspenning av størrelsesorden 8-16 kV, hvilket betinger små fase- og jord-avstander.

1.9 Apparatanlegg Figur 1.11 viser et typisk énleder koplingsskjema for et kraftverk i fjell med to generatorer, to transformatorer samt utendørs koplingsanlegg. Dette omfatter dobbelte samleskinner med kondensatorer for spenningsmåling, koplingsbryter, effektbryter og strømtransformator for hvert aggregat samt for fjernlinjer. Ved hjelp av skillebrytere kan aggregatene og linjene koples til den ene eller annen samleskinne. Linjens effektbryter kan forbikoples av en spesiell skillebryter, utkoples, jordes og revideres under drift. Linjeenden og oljekablene beskyttes av overspenningsavledere. Vanlige elektrotekniske symboler er brukt. Av økonomiske grunner anvendes nesten utelukkende utendørs kop­ lingsanlegg ved de høye overføringsspenninger 132 - 300 kV, som nå er vanlig. I enkelte tilfelle er imidlertid koplingsanlegg for opptil 132 kV innsprengt beskyttet i fjell. Energi for kraftverkets eget forbruk uttas normalt fra en av generato­ rene via en reaktansspole - som begrenser kortslutning - og ned­ transformeres til 220 V. Ved total driftstans sikres egetforbruket fra en 23

Gl

G2

Figur 1.11. Hovedkoplingsskjema for et kraftverk med to generatorer G1 og G2 samt to fjernledninger L1 og L2.

liten «husgenerator», som drives av en liten Pelton-turbin. For betjeningsstrøm, meldinger, nødlys m. v. benyttes likestrøm fra et akkumulatorbatteri på 220 eller 110 V. Et kompressoranlegg forsyner bryterne med trykkluft. Kraftverkets kontrollrom ligger gjerne i enden av selve maskinsalen med vinduer mot denne. Her kan vakthavende maskinist ved sin betjeningspult foran et blindskjema tilsvarende figur 1.11 kontrollere verkets drift og avlese de viktigste måleinstrumenter. Foruten frekvens, spenning, strøm, aktiv og reaktiv effekt samt energi kan også temperaturer og vannstander avleses ved fjernmåling og ventilstillinger registreres. Til kontrollrommet innløper feilmeldinger ved unormal temperaturstigning i lagre, generatorviklinger, transformatorer m. v. For kontakt med nær­ meste driftssentral eller andre kraftverker benyttes høyfrekvens bæretelefon med modulert bærebølge på selve kraftledningene. Lokaltelefon gir forbindelse med maskinmester og vakthavende ingeniør i eget kraftverk. Fra pulten og blindskjemaet kan agrregatene stoppes eller startes, innfases på samkjøringsnettet, samt aktiv og reaktiv effekt kan reguleres. Ved kraftverk i fjell ligger koplingsanlegget oftest langt fra kontroll­ rommet. Derfor fjernstyres bryterne ved hjelp av 220 V eller 110 V likestrømmotorer eller elektropneumatisk ved trykkluftsylindre. Hver bryter betjenes av en såkalt styrekvitteringsbryter, som står på brytersymbolets plass i blindskjemaet. Denne består normalt av en trekkbryter for styring og en vribryter med lampe for melding og kvittering, se koplingsskjema figur 1.12. Som regel brukes mørkt blindskjema, hvor alle meldelamper er mørke når skjemaet er i samsvar med kraftverkets virkelige koplingstilstand. Da effektbryteren på figur 1.12 a er innkoplet, er lampen mørk når vribrytc24

Figur 1.12. Styrekvitteringsbryter for avstandsbetjening.

rens tverrstrek står loddrett liksom strømveien i blindskjemaet. Faller bryteren ut, varsles maskinisten ved akustisk alarm og blinklys i meldelampen, som avstilles ved omlegging av vribryteren. Figur 1.11 b viser effektbryter og styrekvitteringsbryter i utkoplet stil­ ling. Før innkopling vrir man først om vribryteren. Herved tennes meldelampen og viser at det ikke lenger er samsvar mellom brytersymbolet på blindskjemaet og effektbryteren. Ved betjening av trekkbryteren legges plusspenning til effektbryterens innspole. Bryteren innkoples, og meldelampen slokker. For at lampene alltid skal være i orden, må de regelmes­ sig prøves ved hjelp av en spesiell prøvebryter. Iblant må skillebrytere betjenes for hånd eller ved trykk-knapper ute i koplingsanlegget. Hver skillebryter markeres da på blindskjemaet ved en magnetisk stillingsviser, hvor spolene får strøm fra skillebryterens kontaktvalse. I strømløs tilstand inntar stillingsviseren en nøytral stilling 45 ° på skrå i skjemaet. I stedet for slike stillingsvisere brukes ofte enkle kvitteringsbrytere med meldelampe. Når det ikke lenger er samsvar mel­ lom stillingen av skillebryter og kvitteringsbryter, tennes mcldelampen. Denne slokkes når brytersymbolet vris om. Som kjent anvendes skille­ brytere for å gjøre deler av koplingsanlegget spenningsløst ved revisjon. For å unngå feilaktig utkopling av strømførende skillebrytere bør disse forrigles, dvs. låses slik at feilbetjening hindres.

25

2

Kraftoverføring, fordeling og samkjøring

2.1 Høyspenningsoverføringslinjer Da vannkraftverkene oftest ligger langt fra forbruksstedene, må den elektriske energi overføres dit gjennom fjernledninger. For å holde ledningstapene på et rimelig nivå ved en viss overført effekt må strømstyrken holdes lav og følgelig spenningen høy. Jo, lengre avstand og jo større effekt, jo høyere overføringsspenning må anvendes. Landets viktigste stamlinjer og overføringslinjer til Sverige utbygges nå for 300 eller 420 kV spenning med direkte jordet nullpunkt. For tidligere

Kraftverk

Stam linje 300/132 kV

Innfiringsstasjon Hoved fordelingslinje 66/44 kV Understasjon

Hiysp. fordelingsnett 6/10/15/20 kV

Nettstasjon Lavspenningsnett 220 (380) V

Stikkledning

Installasjonsledning Forbruker

26

Figur 2.1. Prinsippskjema av kraftverk med overførings- og fordelingsnett.

utbygde stamlinjer benyttes 132 kV spenning med indirekte jordet null­ punkt, jfr. kapittel 10. Figur 2.1 viser skjematisk hvordan elektrisitetsfor­ syningen er oppbygd. Stamlinjer og overføringslinjer er tilkoplet større innføringsstasjoner, som også kalles sekundærstasjoner. Her nedtransfor­ meres spenningen oftest til 66 eller 44 kV, som via luftlinjer eller oljekabler overføres til flere understasjoner, også kalt tertiærstasjoner. Både innførings- og understasjoner har som regel koplingsanlegg og transformatorer plassert utendørs. I understasjonene nedtransformeres spenningen til 6, 10, 15 eller 20 kV fordelingsspenning, som via stråleeller ringnett tilføres nettstasjonene. I stedet for to høyspente fordelingsspenninger, f.eks. 66 og 10 kV, anvendes iblant én fordelingsspenning, som regel 20 kV med direkte nedtransformering fra 132 kV. I større byer og tettbygde strøk er det høyspente fordelingsnett forlagt som jordkabler, og nettstasjonene er transformatorkiosker. For øvrig brukes luftledninger og mastetransformatorer, som er betydelig billigere, men selvsagt mer skjemmende. De forskjellige typer transformatorstasjoner behandles detaljert i kapittel 8. Tabell 2.1. Systemspenninger og overført effekt.

Standardspenning

Midlere effekt

kV

U2 kV

P MW

380 300 220 165 132 110 77 66 55 44 33 22 11 6,6 3,3 1,65

345 275 200 150 120 100 70 60 50 40 30 20 10 6 3 1,5

360 200 120 75 55 40 25 18 15 10 5 2,5 1,0 0,4 0,2 0,1 27

2.2 Systemspenninger Tabell 2.1 viser de overførings- og fordelingsspenninger som er standardi­ sert av Internasjonal Elektrisk Komité (IEC). Første kolonne angir spen­ ningen i avsenderen U{, mens annen kolonne angir spenningen i mottakerenden U2. Normal overføringseffekt (for enkel luftlinje) P = \Ty~ Ul- cos angis i tredje kolonne. For en enkel 220 kV luftlinje uten fasekompensering eller andre kraft­ verk tilkoplet på linjen kan ca. 400 km anses være rimelig overføringslengde. Ved lavere spenninger minsker lengden proporsjonalt med spen­ ningen. Helt ned til lavspenning gir denne regel rimelige overføringslengder, f.eks. ca. 400 m ved 220 V. Selvsagt forekommer mange avvikelser fra disse retningslinjer, særlig hvor energien overføres med generatorspenning fra kraftverk til nærlig­ gende industri.

2.3 Forstyrrelser på svakstrømsledninger I mange norske dalfører må kraftlinjer og svakstrømsledninger på grunn av begrenset plass føres parallelt over store avstander. Iblant går også en elektrisk jernbane langsetter dalen. Banen drives av énfaset strøm med spenning 15 kV og frekvens IbyHz. Hvis parallellføringen er lang og den innbyrdes avstand kort, kan sterkstrømsledningene forårsake forstyrrelser i form av lyder, falske signaler eller skadelige overspenninger på telefonog svakstrømsledningene. Årsaken til forstyrrelsene er elektromagnetisk induksjon eller elektro­ statisk induksjon. Sistnevnte er sterkest når svakstrømsledningene ligger nær høyspentledningene, men i ulik avstand. Det vil da induseres en utjevningsstrøm i svakstrømsledningene. Ved jordfeil på høyspenningslinjen øker forstyrrelsene sterkt. Elektrostatisk induksjon svekkes ved økende avstand og elimineres dersom svakstrømsledningene legges i kabel. I alminnelighet er den elektromagnetiske induksjonen mest sjenerende; denne virker dessuten på større avstand. Normalt er høyspenningslinjer revolvert, dvs. ledningene bytter med jevne mellomrom plass på mastene. Uten revolvering kan man få usymmetri, som vil forårsake en kapasitiv disymmetristrøm i samme retning i alle tre faser og tilbake gjennom jord. I områder hvor jorda har dårlig ledningsevne, kan jordstrømmen spre seg sterkt og bevirke store forstyrrelser. Ved jordfeil på våre 300 kV stamlinjer-som har direkte jordet nullpunkt - kan jordslutningsstrømmen gå opp i 5 - 10 kA i Oslo-området. Ved direkte jordet nullpunkt er enfaset jordslutning det samme som enpolet kortslutning, hvilket krever rask automatisk utkopling, eventuelt

28

ved enpolet bryter. I andre nett kan imidlertid jordslutninger bli stående i lengre tid, og jordslutningsstrømmen kan indusere betydelige spenninger i nærliggende svakstrømsledninger. Den induserte spenning er proporsjo­ nal både med jordslutningsstrømmens størrelse og med lengden av nærfø­ ringen, men omvendt proporsjonal med avstanden mellom svakstrøms- og sterkstrømsledningene. Den induserte spenning er også avhengig av jordens ledningsevne. Er ledningsevnen dårlig - som tilfellet ofte er i Norge - vil jordstrømmen spre seg sterkt utover og indusere en høyere spenning i svakstrømsledningen. Er den gjensidige induksjon mellom svakstrøms- og sterksstrømsledningen M mH/km blir den induserte spenning U = 2tt r 11 M. Stamlinjer for 300 og 132 kV er normalt ustyrt med to toppliner som vern mot direkte lynnedslag, hvilket gir en reduksjonsfaktor 0,7 i formelen for U. Ved disse høye spenninger opptrer også koronautladninger som bevir­ ker radiostøy i en sone på noen hundre meters bredde langs kraftlinjen. Koronastøy øker ved regn og sludd. På eldre linjer med piggisolatorer for 30-60 kV spenning oppstår ofte radiostøy på grunn av gliming mellom isolator og pigg eller gliming mellom leder og isolator. På nye linjer med spenning over 30 kV brukes derfor normalt hengeisolatorer.

2.4 Samkjøring Med samkjøring mellom flere elverker — forbundet med kraft­ linjer - forstår vi et teknisk og økonomisk samarbeid som omfatter både produksjon, overføring og fordeling av elektrisk energi. Såvel i Europa som i andre verdensdeler foregår en omfattende samkjøring over lande­ grensene. Betydelige økonomiske gevinster oppnås ved samkjøring mel­ lom vannkraft- og varmekraftverker eller ved samkjøring mellom vannkraftverker med forskjellige hydrologiske forhold. Etter et innledende teknisk samarbeid ble foreningen «Samkjøringen av Øst-Norges kraftverker» stiftet av 9 medlemmer i 1932. Foreningen fikk etter hvert tilslutning av alle større elverk på Østlandet og i Agder. Verkene har fortsatt det fulle ansvar for elektrisitetsforsyningen i sine egne områder. Etter dette mønster ble samkjøringsselskaper etter hvert også organisert i andre landsdeler. I 1971 begynte den nye landsomfattende samkjøringsorganisasjon sin virksomhet, hvor region 1 omfatter området til «Øst-Norges kraftverker». De to vestnorske samkjøringsselskaper er slått sammen til region 2 med administrasjon i Bergen, mens region 3 i Trondheim omfatter Møre, Trøndelag og størstedelen av Nordland. Resten av Nord-Norge tilhører region 4 med administrasjon i Narvik.

29

Figur 2.2. Det nordiske hovednettet.

2.4.1 Fordeler ved samkjøring Et elvekraftverk med et isolert forsyningsområde må basere sin produk­ sjon på det vann som renner i elva, og har som regel små muligheter for rasjonell utnyttelse av årsvannføringen. Normalt er vannføringen minst om vinteren, når effektbehovet er størst, mens det vår, sommer og høst er overskudd på vann, som renner unyttet forbi kraftverket. Maskininstalla-

30

sjonen må minst kunne dekke verkets maksimale effekt (belastnings­ topp), og for øvrig bør reserveaggregat finnes. Likevel har det hendt at isolerte forsyningsområder i ekstremt vannfattige år er blitt rammet av hardhendt rasjonering og ved større tekniske uhell av total strømstans. Eksempelvis inntraff i 1959 et dambrudd ved Rånåsfoss Kraftverk, som i mange måneder reduserte produksjonen til en brøkdel av den normale. De viktigste fordeler som oppnås ved samkjøring, kan sammenfattes i følgende punkter: 1) Da alle elektrisitetsverk i området er sammenknyttet gjennom samkjøringsnettet, vil det enkelte verk med stor sikkerhet kunne oppfylle sine kontraktmessige forpliktelser overfor forbrukerne. 1 tilfelle tekniske feil eller nødvendige revisjoner kan elverket kjøpe energi fra andre verk. 2) Samkjøringen bevirker en utjevning av energiproduksjonen. Dårlige vannår i enkelte vassdrag får derved mindre betydning. Jo større samkjøringsområde - desto mer vil også hydrologiske ulikheter gjøre seg gjeldende. 3) I samkjøringsnettet får man også en utjevning av effektforbruket på grunn av ulike forbruk, forskjellige temperaturforhold m.v. Da verkenes maksimale effekt ikke inntreffer samtidig, muliggjør samkjøringen en økt total energiproduksjon. Betydelige mengder spillkraft kan selges som sikker primakraft til høyere pris. 4) Ved nyanlegg kan de mest lønnsomme objekter velges. Iblant kan overføringslinjer forkortes på grunn av eksisterende nett. 5) I nye kraftverk kan større og mer økonomiske maskinaggregater vel­ ges. Behovet for egne reserveaggregater bortfaller, idet noen få store, felles reserveaggregater i nettet er tilstrekkelig. 6) Fra starten får nye kraftverk hele samkjøringsområdet som marked og får dermed muligheter for avsetning av hele sin energiproduksjon. Even­ tuelt kan samkjørende kraftverker bytte leveringssteder og slik redusere overføringstapene.

2.4.2 Mangler ved samkjøring Selv om fordelene ved samkjøring er dominerende, unngår man ikke at det oppstår visse ulemper. Disse kan sammenfattes i følgende punkter: 1) Elverkenes selvbestemmelsesrett minsker noe, idet alle medlemmer må følge samkjøringens direktiver. Eventuell kraftrasjonering vil omfatte hele samkjøringsområdet. Styret fastsetter da for kommende periode en bestemt rasjoneringsprosent, f.eks. 90 % i forhold til et basisår. Rasjoneringsprosenten gjelder da for alle medlemmer, også for dem som selv har dekning av sitt kraftforbruk. 2) I teknisk henseende må ledningsnett og koplingsstasjoner utbygges og forsterkes. Ofte må isolasjonsnivået forhøyes og ledningstverrsnittet økes. 31

3) Mens kortslutningseffekten Sk ved isolerte kraftverk er begrenset til hva verkets egne generatorer kan levere, øker Sk voldsomt ved samkjø­ ring. Kortslutningsstrømmens dynamiske og termiske virkning medfører oftest forsterkning av samleskinner og utskiftning av brytere, reléer, måletransformatorer m.v. 4) I et samkjøringsnett kan kortslutninger og jordslutninger lett forårsake forstyrrelser og utkoplinger i hele nettet. Relévernet må forbedres med mer kompliserte og kostbare reléer. Ved større feil i Samkjøringen har det hendt at nettet er blitt oppdelt i flere deler ved utfall av effektbrytere, men noen totalstopp for hele nettet har ikke forekommet.

2.5 Driftsledelse Driften ledes fra landssentralen i Oslo og fire regionsentraler. Samkjørin­ gens kontrollapparat er fellesnavnet på det nettet av driftssentraler som utbygges for å forestå den tekniske og økonomiske drift av kraftforsynin­ gen. Apparatet er organisert i fire kontrollnivåer: lands-, region-, gruppeog stasjonsnivå, jfr. figur 2.3. På Smestad i Oslo ligger landssentralen og regionsentralen for region 1, mens de tre øvrige regionsentraler ligger i Bergen, Trondheim og Narvik. Utbyggingen av kontrollapparatet er basert på en arbeidsdeling mellom de ulike kontrollnivåer vertikalt og horisontalt. Innføring av prosessdatamaskiner i driftssentralene gir sikrere og raskere kontroll og avlaster personalet for rutinearbeid.

Figur 2.3. Samkjøringens kontrollapparat skjematisk framstilt.

32

Figur 2.4. Samkjøringens landssentral på Smestad i Oslo. Siktemålet med samkjøringen er å få totalkontroll over elektrisitetsfor­ syningen, og samtidig oppnå optimal drift og økonomi. Det kan sammen­ fattes i følgende punkter: 1. Optimalisering av produksjons-, overførings- og fordelingssystemet. 2. Økt regularitet og kvalitet. Selektiv utkopling av nettfeil. 3. Reduksjon av drifts- og vedlikeholdskostnader.

2.5.1 Telekommunikasjoner For at samkjøringen skal fungere effektivt, kreves gode telekommunikasjonsforbindelser mellom driftssentralene og kraftverkene. Samkjøringen har etablert sin egen høyfrekvens driftstelefon, der selve kraftledningene i hovednettet benyttes som trådforbindelse. Man bruker modulerte bære­ bølger, hovedsakelig i frekvensområdet 40 - 160 kHz (BF). En bånd­ bredde på 4 kHz gir plass for én telefonkanal 300 - 2 400 Hz samt ni 50 baud tonetelegrafikanaler for målinger, kontroll og regulering. Hver sentral er utstyrt med BF-sendere og BF-mottaker, som over en kapasitiv spenningsdeler er tilkoplet kraftledningene, normalt mellom to faser. Etter hvert som behovet for telekommunikasjoner vokser, kommer radiosamband inn som et supplement. Her benyttes enten VHF (meter­ bølger) 30 - 300 MHz eller UHF (desimeterbølger) 460 - 470 MHz. Figur 2.4 viser Samkjøringens landssentral på Smestad i Oslo. Her er også regionsentralen for region 1. Samkjøringens kontrollapparat omfat­ ter følgende hovedfunksjoner: 1) Nettbilder på semigrafisk bildeskjerm med 4 forskjellige oversiktsnivåer og dynamiske måleverdier og bryterstillinger. Skjermen viser utsnitt og nettbilder av enkelte stasjoner, mens hovednettet vises på en stor 33

mosaikktavle. Bruk av farger på skjermen gir følgende tilleggsinforma­ sjon: grønn - under spenning, blå — spenningsløs og klar for innkopling, gul - sperret for kommunikasjon, rød - alarm eller fare. Fjernsty­ ring av spenning og last samt bryterkoplinger utføres ved hjelp av bildeskjerm og tastatur etter standardiserte prosedyrer. 2) Måleverdier som registreres lokalt i nettet, kontrolleres sentralt før de innskrives i databasen. Herfra kan verdiene presenteres i stasjonsbilder og oversikter på bildeskjermen. Hvert døgn skrives oversikten automa­ tisk ut på en skrivemaskin i en driftsdagbok. 3) Grenseverdiovervåking av enkeltmålinger, sum av målinger og bereg­ nede størrelser. Spenningsverdien jevnføres med nedre grenser og strømverdier med øvre grenser. Under eller overskridelser gir visuell og akustisk alarm og skrives ut i dagboken. 4) Kraftbalansen overvåkes automatisk ved løpende effektmålinger hvert 5. minutt. Herved holdes energiutvekslingen mellom de enkelte elverk og områder innenfor avtalte grenser — den såkalte timebalanse. Avvi­ kelser utover ± 5 MWh/time må oppgjøres ved kjøp eller salg. Hensik­ ten er at hvert enkelt elverk står ansvarlig for avvikelser fra egne prognoser, slik at ulempene ikke veltes over på andre.

2.5.2 Relévern I store samkjøringsnett er det ikke lett å få et tilfredsstillende relévern for alle anleggsdeler. For generatorer og transformatorer anvendes normalt differensialreléer, som bare virker ved interne feil i disse anleggsdeler. Bruk av enkle overstrømreléer som vern for lange overføringslinjer kan dels medføre selektivitetssvikt, det vil si at også friske anleggsdeler feilak­ tig utkoples. Dels kan overstrømsreléenes lange utløsetider føre til at generatorer langt borte fra feilstedet faller ut av synkronisme. Dette kalles stabilitetssvikt. Følgelig må enkle overstrømreléer erstattes av mer kompliserte og dyrere distansereléer med flere vernesoner. Planlegging av samvirket mellom de forskjellige relévern er meget komplisert og tidkrevende. Samkjøringen har derfor sitt eget relékontor som utarbeider forslag til nye reléplaner. Kontoret analyserer videre alle driftsforstyrrelser og kontrol­ lerer om tidligere installerte reléer har virket tilfredsstillende.

2.6 Lavspennings-fordelingsanlegg 2.6.1 Fordelingssystemer Den dominerende lavspente fordelingsspenning i Norge er 220 V, men nettransformatorens sekundærspenning er som regel 230-240 V mellom fasene for å kompensere spenningsfallet i fordelingssnettet. Normalt

34

anvendes 3-faseledninger med jevn fordeling av énfasede forbrukere på de tre faser. Etter godkjennelse av NVE, Elektrisitetstilsynet har enkelte elverk innført 4-ledersystem med 380 V mellom de tre faseledere. Denne spen­ ning brukes for 3-fasemotorer og større forbruksapparater. Enfaseforbrukere fordeles jevnest mulig mellom de tre faseledere og null-lederen, hvor fasespenningen er 220 V. Ved helt jevn fordeling fører nullederen ikke strøm. Etter forskriftene skal nullederens tverrsnitt være halvparten av hver faseleders tverrsnitt. Nullederen må ikke forsynes med smeltesikring. Ved samme tverrsnitt, overføringslengde og spenningsfall muliggjør 4-ledersystemet overføring av betydelig større effekter enn 220 V 3ledersystemet. 4-ledersystemet anvendes derfor mye i utlandet. 2.6.2 Fordelingsnett Som nevnt i forrige avsnitt har det høyspente fordelingsnett som regel én av følgende spenninger: 6, 10, 15 eller 20 kV. Sistnevnte fordelingsspenning er den mest anvendte på landsbygda. Figur 2.6 viser en understasjon A med høyspennings-strålenett til nettstasjonene 1, 2, 3 og 4, 5. Høyspenningsnettet - markert med en tykk strek - kan eventuelt utvides med forbindelse 3-4 som vist stiplet. I så fall endres strålenettet til et ringnett, som gir mulighet for strømtilførsel til alle nettstasjoner, selv om linjen A-5 skulle bli skadd. I hver nettstasjon finnes brytere slik at skadde linjedeler kan utkoples. Normalt drives ringnettet åpent, dvs. med åpen bryter i stasjon 3. Drives ringen lukket, kreves raske releer og hurtige effektbrytere for utkopling av feil.

Figur 2.5. Fireleder 220/380 V system med O-leder.

Figur 2.6. Høyspenningsfordelingsnett med nettstasjonene 1—5. Lavspenningsfordelingsnettet vises med tynn strek. 35

Figur 2.7. Kabelfordelingsskap for to matekabler og fire utgående kabler. På landsbygda og i villastrøk blir lavspenningsnettet normalt utført som luftledninger. I bymessige strøk anvendes jordkabler. Også lavspennings­ nettet kan utføres som strålenett eller ringnett. På figuren er lavspennings­ nettet trukket med tynn strek. I større bysentra blir ofte flere kabelringer koplet sammen i knutepunktene, jfr. stasjon 1-3. Derved framkommer et maskenett med gode reservemuligheter som også normalt drives åpent. Kabelringene er ført inn i kabelskap med flere løp og horisontale knivbrytere for oppdeling og omkopling av maskenettet, se figur 2.7. I nettet inngår også flere andre kabelselskap, hvorfra stikkabler fører inn i huskjellerne til inntakssikringene. Kabelskapene plasseres på husvegg eller hagegjerde. Fra luftnett føres stikkledningen til gavlvegg og tilkoples inntaksledning, som føres gjennom en kortslutningssikker porselens trakt til inntakssikringene. 2.6.3 Overstrømvern Det er nå vanlig praksis å sløyfe stolpesikringer foran stikkledninger i lavspennings-luftnett. Normalt brukes bare høyeffektsikringer i alle faser foran hver utgående kurs i nettstasjonen. Ved kortslutning utkopler disse sikringer feilen så raskt at dette overstrømvern i nettstasjonen vanligvis

36

også er tilstrekkelig i kabelfordelingsnett. Her kreves imidlertid forskrif­ tene at kablenes oppvarming ved kortslutning kontrolleres. Overskrides grensen i § 507, må ekstra avgreiningssikringer settes i kabelskap. Dette er sjelden nødvendig.

2.7 Konsesjonslover Den 14.12.1917 vedtok Stortinget to lover som tar sikte på å hindre at utenlandske kapitalinteresser erverver eiendoms- eller bruksrett til norske vannfall. Ervervsloven fastsetter nemlig at konsesjon er nødvendig der­ som andre enn staten og norske kommuner vil erverve vannfall som antas gi mer enn 1 000 naturhestekrefter. I henhold til en seinere lov av 1921 må også kommuner og fylker ha Regjeringens samtykke for produksjon eller kjøp av elektrisk energi, som overstiger 500 hk. Også kraftleie av elektrisk energi produsert ved vannkraft utover 1 000 kW er avhengig av konse­ sjon. Unntak er bare gjort for staten og norske kommuner. Konsesjon gis inntil 50 (eventuelt 60) år. Deretter tilfaller vannfallet og kraftverket med alt tilbehør staten uten vederlag. Skal et vannfall utbyg­ ges for den alminnelige elektrisitetsforsyningen i distriktet, kan konsesjon gis på ubegrenset tid til norske aksjeselskaper og andelslag der kapitalen eies av norske kommuner. I dag domineres den alminnelige elektrisitetsforsyning av kommunale og interkommunale elverker. Dette skyldes dels ervervsloven, dels de store kapitalinvesteringer som kreves. Staten driver selv ikke fordeling av elektrisk energi. Derimot er NVE den største enkeltprodusent av elek­ trisk energi med ca. 26 % av installert generatoreffekt i norske kraftsta­ sjoner. NVE eier også ca. 90 % av stamlinjenettet for de høyeste spennin­ ger (132-420 kV). Samtidig med Ervervsloven vedtok Stortinget også en lov som fastsetter konsesjonsplikt for vassdragsregulering og overføring av vann fra annet vassdrag. Denne plikt gjelder for alle kraftverkseiere, formelt også for statskraftverkene. Konsesjonstiden er 50 (eventuelt 60) år, hvoretter reguleringsanlegget med tilhørende grunn etc. tilfaller staten uten veder­ lag. Reguleringskonsesjon kan imidlertid gis på ubegrenset tid, dersom vannkraften skal utnyttes for den alminnelige elektrisitetsforsyning i dis­ triktet og anlegget eies av norske kommuner. Den skade og ulempe reguleringen volder på eiendommer langs vassdraget, fastsettes ved skjønn. Erstatning må betales ofte delvis in naturalia, f.eks. i form av gratis kraft, bygging av veier, bruer, fisketrapper m.v. Erstatningsreglene er fastsatt i Vassdragsloven av 15.3.1940. 37

Større elverker og industribedrifter kan etter søknad få områdekonsesjon. Høyspenningsanlegg innen området kan da settes i drift etter mel­ ding til Elektrisitetstilsynet. De fleste elverker utfører stedlig tilsyn i sine forsyningsområder. Her har de rett og plikt til å kontrollere at statens forskrifter overholdes. Materiell og apparater for lavspenningsanlegg (§ 103) skal kontrolleres og godkjennes av Norges Elektriske Materiellkontroll (NEMKO) i Oslo. I henhold til Lov om registrering av kraftledninger, skal alle høyspenningslinjer registreres hos sorenskriveren i det distrikt der linjen går.

38

3

Overføringslinjer og fordelingsnett. Generelle formler og uttrykk

3.1 Fordelingssystemer Vi kan regne at utviklingen av elektriske anlegg for sterkstrøm i moderne forstand tok til omtrent samtidig med at Edison i 1879 konstruerte de første glødelampene, fordi han også utviklet hensiktsmessige brytere og armaturer. Edison gikk inn for at alle bruksgjenstander prinsipielt skulle koples i parallell, for rent teoretisk å ha konstant spenning på alle bruks­ gjenstander. Oppkoplingen kalles derfor ofte konstantspenning-systemet. I den alminnelige elektrisitetsforsyning blir også i dag praktisk talt bare dette system benyttet, og de forskjellige fordelingssystemer baserer seg på denne prinsipielle oppkopling. I den første tiden ble det bare brukt likestrøm, men i slutten av 1890årene slo vekselstrømmen igjennom for alvor. Bruken av likestrøm ble derfor sterkt redusert like til årene før og under den annen verdenskrig, da det ble arbeidet for å komme fram til tekniske og økonomiske løsnin­ ger for kraftoverføringer med høyspent likestrøm. De fordelingssystemer som benyttes ved likestrøm er:

Figur 3.1. Likestrøm, 2-ledersystem.

a) 2-ledersystem, figur 3.1. Dette system kan legges opp med to isolerte ledere, eller vi benytter bare én leder, og jord (vann) virker som den andre lederen. b) 3-ledersystem, figur 3.2. Nullederen vil ved symmetrisk last ikke føre strøm. Det er her mulighet for å ta ut dobbelt spenning ved å kople mellom ytterlederne. 39

I dag drives det anlegg med likespenning opptil 250 kV, selv om en av de viktigste mangler ved likestrømmen er vanskelighetene ved spenningsendringer. Videre er det foreløpig ikke utviklet effektbrytere, noe som medfører at likestrømsoverføringer ikke kan bygges sammen til forgreinede nett.

Figur 3.2. Likestrøm, 3-ledersystem. Til tross for økingen i likestrømskraftoverføringer er det først og fremst i industrien likestrømmen blir benyttet, f.eks. ved elektrolyse, valseverk o.l. Etter at vekselstrømmen først kom inn i bildet, er den etter hvert blitt enerådende for den alminnelige elektriske forsyning, blant annet fordi spenningen lett kan endres ved hjelp av transformatorer. De fleste gene­ ratorene som produserer energien, og de viktigste kraftoverføringene, er bygd for 3-faset vekselstrøm. De system som da kan benyttes, er: •M/V---------------------- ww WW'---------------------------- WW

VW\r~-------------------------- VWw Generator Last

jwø---------------------

Figur 3.3.a Vekselstrøm, trefase, isolert nullpunkt.

ww

/vw--------------------- vvw W---------------------------- VW

Generator

Last

Figur 3.3.b Vekselstrøm, trefase, jordet nullpunkt.

a) 3-fase, 3-ledersystem med enten isolert nullpunkt (figur 3.3a) eller jordet nullpunkt (figur 3.3b). Dette er de vanlige lavspente og høyspente fordelingsnett i vårt land, med lasten koplet i trekant eller i stjerne.

40

b) 3-fase, 4-ledersystem med jordet nulleder (figur 3.4). Dette er det vanlige lavspente fordelingssystem i Europa og mange andre steder. I vårt land kan dette system kun brukes etter søknad og er særlig aktuelt for industri- og skipsanlegg. Linjespenningen er da vanligvis 380 V og spenning mot jord (fasespenning) 380/V^~ = 220 V. jW?----------------------ww

-------------------- -ww'

* ------------------- ww ww ______ Nulleder________ ~ Generator Last^

Figur 3.4. Vekselstrøm, 4-ledersystem.

De fleste apparater i hjemmene og i enkelte tilfelle i industrien er koplet énfaset, som for eksempel lamper, ovner og små motorer. Forde­ lingssystemet til vanlige husholdninger, kontorer o.l. kan da være et énfaset isolert system som for likestrøm. I USA er dette et aktuelt system også for ganske store installasjoner.

3.2 Lederkonstanter 3.2.1 Innledning I de kretser som tidligere er regnet, har alle elementer vært betraktet som konsentrerte. Dette er en tilnærmelse til en fullstendig elektromagnetisk teori, og regningen med slike kretser betyr en forenkling av regningen. En bedre tilnærmelse ville det være om enhver linje ble gjengitt ved det ekvivalentskjema som er vist på figur 3.5. Linjen er her tillagt en resistans

Figur 3.5. Ledningens ekvivalentskjema. (ohmsk motstand) r og en induktivitet / pr. lengdeenhet. Likedan har den en kapasitet c og en avledning g pr. lengdeenhet til et «nøytralt punkt», f.eks. jord. Regningen med dette skjemaet vil som ventelig bli mer kom­

41

plisert enn regningen med kretser med konsentrerte enheter. Uten at det skal bevises her, viser det seg imidlertid at vi i praksis kan se bort fra virkningen av noen av elementene og betrakte de resterende som konsen­ trerte enheter. Vi får følgende tilfelle:

a) Linjer som bare inneholder resistans. Hit hører alle likestrømsledninger, installasjonsledninger og lavspenningskabler. Øvre grense regnes ved ca. 6,6 kV og 70 mm2. b) Linjer som inneholder resistans og induktivitet. Hit hører alle luftled­ ninger for vekselstrøm med spenninger mindre enn 100 kV og lengde mindre enn 50 - 100 km. c) Linjer som inneholder resistans, induktivitet og kapasitet. Hit hører alle luftledninger som ikke inngår i punkt b). Avledningen, g, kan det med meget stor rett ses bort fra.

3.2.2 Luftlinjers resistans Resistansen er:

R—

q-— (ohm)

A

likning 3.1

. , tverrsnittsenhet hvor: q = spesifikk motstand i ohm •----------------------lengdeenhet

/ = lengde. A = ledertverrsnitt.

Vi innfører ofte spesifikk ledningsevne y. gitt ved: 1 y= — Q og får da:

R =-------- (ohm) yA

likning 3.2

Den spesifikke motstand er referert til likestrøm, slik at de formler som er angitt, gir motstanden ved likestrøm. Resistansen ved vekselstrøm vil alltid være større på grunn av hysteresetap og strømfortrengning. For umagnetiske materialer (kopper og aluminium) er imidlertid økingen i resistansen liten (1 - 4 %), og som regel ses det bort fra denne for ledere av slike materialer ved vanlige periodetall. For ledere av stål (magnetisk materiale) vil økingen i resistansen være relativt stor. For å få fram denne økingen kan vi skrive: 42

hvor:

*6 v —f' Ry = resistans ved vekselstrøm, /?L = resistans ved likestrøm, f = faktor som angir relativ øking i resistansen.

Figur 3.6a og b viser kurver for forholdet f= Ry/R^ som funksjon av midlere strømtetthet = total strømstyrke/ledningstverrsnitt ( = /M). Kurvene er tegnet for 50 Hz og gjelder for stål med bruddfasthet (jB = 600-700 N/mm2, og en spesifikk motstand lik 0,12-0,14 ohm • mm2/m.

Strømtetthet A/mm2

Figur 3.6.a Forholdet f for enkel tråd.

Figur 3.6.b Forholdet f for 7-trådet wire.

Ved materialer med lavere eller høyere bruddfasthet er faktoren f hen­ holdsvis større eller mindre enn kurvene angir. Verdiene er da: Ved crB = 400 N/mm2, f ca. 50 % større. ved crB = 1200 N/mm2,/ca. 15 % mindre.

3.2.3 Luftlinjers induktivitet Da induktiviteten avhenger av ledernes geometriske anordning, er det nødvendig først å se på den såkalte ekvivalente faseavstand. Den ekvivalente faseavstand er lik den geometriske middelavstand til de andre ledere når det bare dreier seg om et ledersett. For et enfasesystem er ekvivalent faseavstand lik den virkelige avstand mellom lederne. Figur 3.7 a og b viser to ulike monteringsmåter for lederne i et 3fasesystem. Lederavstandcne er her:

43

«12 =

«13 =

«23 =

avstanden mellom lederne 1 og 2, avstanden mellom lederne 1 og 3, avstanden mellom lederne 2 og 3.

a23

a12

x_____ Su___ Figur 3.7. Monteringsmåter for ledere.

Den ekvivalente faseavstand for de enkelte ledere (D, for leder 1, D2 for leder 2 og D2 for leder 3) er da: D] — V

«J2 • «13 ,

D2 — V

«21 • «23

og

r>3 —

V «31 • «32

Geometrisk middelverdi av de ekvivalente faseavstander:

D = V £>] • D2 • Dt, kalles den resulterende ekvivalente faseavstand. For de system som er vist ovenfor, er:

D=

V «12 ‘ «13 - V «21 ‘ °23 ' V «31 • «32

3__________ = V «12 • «13 • «23

likning 3.3

Induktiviteten, L, i et ledersystem er avhengig av ledernes dimensjoner, det omgivende mediums permeabilitet og som nevnt ovenfor av ledernes geometriske anordning. Dersom alle lederne i et sett har samme tverr­ snitt, kan induktiviteten for en leder beregnes etter følgende formel som gjelder for umagnetisk materiale: £i = (0,5 + 4,6-log 2D1 \ d

■ 10 4 (H/km, fase)

likning 3.4

Hvor: = induktivitet for leder 1, Dx = ekvivalent faseavstand for leder 1 i mm, d — lederdiameter i mm. For de øvrige ledere skjer beregningen helt analogt til det som er vist. Dersom vi setter inn den resulterende ekvivalente faseavstand D, får vi en middelverdi av induktiviteten pr. fase for hele ledersettet. Foretas syklisk

44

ombytting av lederne, revolvering, vil den induktiviteten vi regner ut når vi setter inn D, være like middelverdien for induktiviteten for hver leder. Når det ved luftledninger benyttes flertrådet wire, må følgende verdier benyttes for lederdiameteren d:

7-trådet wire, d = 0,927 • omskrevne sirkels diameter, 19-trådet wire, d = 0,973 • omskrevne sirkels diameter, 37-trådet wire, d = 0,986 • omskrevne sirkels diameter.

Ved overslagsmessige beregninger kan vi regne at induktiviteten er ca. 1,27 • 10”3 H/(km, fase) når det nyttes ledere av umagnetisk materiale. For stålledere gjelder ikke ovenstående formel, som forutsetter et umagnetisk materiale med magnetisk permeabilitet /j.r = 1. Induktiviteten i stålledere kan for overslagsberegninger regnes ut etter følgende tilnær­ mede formler: For tråd: Q J\ \ 4,6 • log------- - + — + Æj | • 10“4 (H/km, fase) likning 3.5 d 4 /

(

hvor:

/x = permeabiliteten. Denne tas ut av fig. 3.8. kx = konstant, avhenger av ledernes anordninger. Ved énfasesystem og 3-fasesystem med like faseavstander (lederne i trekant) kx = 0. Ved 3-fasesystem med lederne i samme plan (planopphenging) kx = 0,46.

For flertrådet wire:

L, = (4,6 • log \

d

+ — • — + kx + k2Y 10’4 (H/km, fase) n

4

/

likning 3.6

hvor: n = antall tråder i wiren. k2 = konstant, avhenger av antall tråder i wiren og har følgende verdier:

0,315 ved 7-trådet wire. 0,256 ved 19-trådet wire. 0,235 ved 37-trådet wire.

Figur 3.8 viser permeabiliteten /x for stål med bruddfasthet o-B = 600-700 N/mm2 som funksjon av midlere strømtetthet. De verdier som finnes for /x, kan benyttes i likningene 3.5 og 3.6 ovenfor.

45

Figur 3.8. Permeabiliteten /z, for stål.

Ved nøyaktigere beregninger av induktiviteten ved stålledere må det foretas målinger, da eksakte formler ikke kan settes opp. 3.2.4 Luftlinjers kapasitet Enhver leder vil ha en kapasitet til alle andre ledere og til jord. Kapasite­ tene til jord for luftledninger i et vanlig 3-fasesystem vil alltid være usymmetriske. Det er bare ved revolvering at det er mulig å oppnå en midlere symmetri. Forutsetter vi at det er symmetri, har vi et ekvivalentskjema som vist på figur 3.9. Kapasitetene ca og q betegner delkapasitetene henholdsvis mellom lederne og mellom leder og jord. Trekantkoplingen av delkapa-

Figur 3.9. Ekvivalentskjema for en linje.

sitetene ca kan lett omdannes til en stjernekopling med kapasitet c{ = 3 • ca mellom hver leder og stjernepunktet. Dette punktet og jordoverflaten vil ha samme potensial, slik at kapasiteten c{ og q er parallellkoplet. Vi kan forenkle ekvivalentskjemaet til det skjema som er vist på figur 3.10, hvor driftskapasiteten cd er innført:

cd = q + cf = q + 3 • ca

Denne angir kapasiteten for hver leder. 46

2

Figur 3.10. Forenklet ekvivalentskjema.

Figur 3.11. Lederne og deres speilbilder.

Figur 3.11 viser en luftlinje i et 3-fasesystem, hvor også ledernes speilbilder om jordoverflaten er tegnet inn. For denne luftledning vil vi kunne regne med følgende driftskapasitet cd:

24 15 • 1()-9

Ca =------ ------------------ (farad/km, fase)

likning 3.7

/ 4•h D \ log--------------\ d D' ) hvor: d ~ lederdiameter i mm,

h = V /?[ • /z2 • /i3 er den geometriske middelverdi av ledernes høyde over marken i mm, 3___________ D=V a^i er den resulterende ekvivalente faseavstand i mm. D' = V «1?- • a->y ■ axy er den geometriske middelverdi av av­ standen mellom lederne og deres speilbilder i mm.

I praksis kan vi ofte sette D' ~ 2 • A, og dette gir:

24 15•10-9 cd =---- ------------- (farad/km, fase) 2D •og —-

likning 3.8

d

De formler som her er angitt for driftskapasiteten, vil kunne benyttes ved følgende revolverte luftlinjer:

Dobbelt ledersett uten jordliner. I dette tilfelle vil vi få driftskapa­ siteten for hvert ledersett dersom vi regner dette som to helt atskilte og uavhengige ledninger. 47

Luftlinjer med jordliner. Ved disse linjer regner vi som om det ikke var jordliner, da jordlinene ikke har innvirkning på driftskapasitetens tallverdi. Ved luftlinjer i énfasesystem vil likning 3.7 kunne benyttes dersom vi innfører // = V hx - h2 , D = al2 og D'=a12-, hvor «12 er avstanden mellom lederne. Likning 3.7 gjelder ved en del forutsetninger som ikke er tilfredsstilt i praksis:

a) Det er forutsatt jevn overflate på lederne, men for tverrsnitt over 25-35 mm2 vil det som regel bli benyttet flertrådet wire med ujevn overflate. Nøyaktigheten er imidlertid tilstrekkelig om vi regner med den omskrevne sirkelens diameter. b) Avstanden mellom lederne er sjelden konstant, enten på grunn av ujevn last på lederne (snø, is, vind), eller avstanden mellom festepunktene varierer. Som regel regner vi med avstandene i en vanlig mast.

c) Den største betydning har variasjonen i høyden over marken som følge av ledernes nedhenging mellom mastene. Vi kan regne med en gjennom­ snittlig høyde for hele luftlinjen gitt ved: h * Amast - 0,7 ■ b hvor: ^mast

b

gjennomsnittlig høyde over marken i mastepunktene, = gjennomsnittlig nedhenging.

Dersom det er skog i og langs linjegaten, vil dette bety en reduksjon av høyden. Om vinteren vil snø og is bety økt «lederdiameter» og redusert høyde på grunn av større nedhenging og snølag i linjegaten. d) Det kommer også tillegg fra kapasiteter i master, transformatorer og apparater. Alle disse avvik vil bety økt kapasitet for lederne i forhold til det beregnede, en øking som kan settes til ca. 2-5 %. Økingen er relativt størst ved de laveste spenninger, da det her benyttes flere master (kortere spenn) og flere stasjoner enn ved de høyeste spenninger.

Eksempel på beregning av induktivitet og kapasitet for 3-faset luftlinje. Vi tar for oss en enkel, revolvert 145 kV luftlinje med planoppheng, slik figur 3.12 viser. Lederne har en diameter d = 19,4 mm og er av umagne­ tisk materiale. 48

Figur 3.12. Avstander ved 145 kV-overføring.

Induktivitetsberegning: Resulterende ekvivalent faseavstand er ifølge likning 3.3: 3,--------------------------

3,----------------------------

D = V a12-a23-a31 = V 4 • 4 • (4 + 4) = 5,04m. Middelverdien for hele ledersettets induktivitet er hver leders induktivitet ved revolvert linje og er ifølge likning 3.4: / 2- D \ L = ( 0,5 + 4,6 ■ log —— j • 10’4

= f0,5 + 4,6 • log 2'5 040 \

19,4

. io-4

/

= 12,99-10”4 (H/km, fase) Kapasitetsberegning: Vi har nå:

h = y/ hx-h2-h3 = \ I4f = 14 m.

D' = y/ air-a2ya3V = V V 282 + 42 • V 282 + 42 • V 282 + 82 = 28,5 m.

Ifølge likning 3.7 er driftskapasiteten: 24,15 -10-9 24,15-lO"9 cd =-------------------------- =--------------------------------------/ 4■h D \ / 4 • 14 000 5 040 \ log-------------- log----------------------- ----------\ d D' ) \ 19,4 28 500 ) = 8,94 • 10“9 F/km, fase. Dersom vi setter D' = 2 • h, blir driftskapasiteten ifølge likning 3.8:

24,15-lO’9

24,15-10-9

2 •D log------d

2 • 5 040 log -----------19,4

on in_Q r/]

t

Ca =----------- =--------------------- = 8,9 • 10 9 F/km, fase)

x

49

3.3 Spenningsfall 3.3.1 Beregning av spenningsfall i enfasede overføringer Figur 3.13 viser en énfaset overføring med lengde 5, spenning mellom lederne ved lasten og spenning l/G ved generatoren. Forbrukerne ønsker at UL holdes konstant lik merkeverdien for de elektriske bruksgjenstan­ dene. Dette er en betingelse som det ikke er praktisk mulig å oppfylle, både fordi abonnentene er tilkoplet overføringen på ulike steder, og fordi de enkelte forbruk varierer med tiden, slik at spenningsfallene er en funksjon av tid og sted. Beregningen av spenningsfallene fra generatoren til lasten eller spenningsstigningen fra lasten til generatoren er av de viktigste beregninger i overføringer for sterkstrøm.

Figur 3.13. Énfaset overføring.

Ved vektorregning er det mulig å finne den geometriske differansen mellom spenningene. Det er imidlertid spenningens tallverdi, det vil si voltmeterutslaget, som har betydning for forbruker. For generatoren karakteriseres spenningen på samme måte, og vi har derfor behov for spenningens tallverdi. I 3.2 ble det nevnt at ved korte luftlinjer, 5 < 50-100 km og U < 100kV, var det tilstrekkelig å regne med resistansen og induktiviteten. 2R

Last

Figur 3.14. Ekvivalentskjema for en énfaset overføring.

Vi får således følgende ekvivalentskjema for overføringen, figur 3.14. Her er: R = r • s (ohm) og X = x • 5 = w • l • s(ohm)

Verdiene r og l finnes av formlene i 3.22 og 3.23. Det vil i det følgende bli benyttet små bokstaver for størrelse pr. lengdeenhet, f.eks. r (ohm/km), og store bokstaver for totale verdier, f.eks. R = r ■ s (ohm). Resistansen og reakstansen (æ/) for fram- og tilbakelederen er på skje­ maet konsentrert i en leder.

50

Lasten er representert ved dennes aktive effekt PL og effektfaktor cos