Förlustbesparingsåtgärder för nätstationer (LV) och fördelningsstationer (HV) och dess påverkan på nätets tillförlitlighet.

Transkript

1 Förlustbesparingsåtgärder för nätstationer (LV) och fördelningsstationer (HV) och dess påverkan på nätets tillförlitlighet. Loss savings measures for substations (LV) and distribution stations (HV) and its impacts on network reliability. Mehdi Mirzaali Examensarbete, 15 hp Högskoleingenjör I Elkraftteknik, 180 hp EL1604

2 Sammanfattning Denna rapport är uppdelad i två delar och behandlar besparingsåtgärder på Umeå Energis distributionstransformatorer. Hur påverkar avställning av transformatorer nätets stabilitet och tillförlitlighet? Del ett behandlar olika nätstationer utrustade med två 800 kva transformatorer. Rapporten beskriver åtgärder som leder till förlustbesparingar och att dessa åtgärder har ingen påverkan av kortslutningseffekter och strömmar (ända längst ut i lågspänningsnätet). Avställning av en transformator (särskilt under sommarhalvåret) beskrivs som direkta ingripande och kan utföras utan någon investering. Rekommendationer har baserats på att behålla nätets tillförlitlighet samtidigt som parametrar som impedanser, kortslutningseffekter och kortslutningsströmmarna behålls inom rimliga ramar och interna standarder. Umeå Energi har genom tiden skaffats sig den erfarenheten att elkvaliten bevaras om impedansen hos abonnenten inte överskrider vissa värden (riktlinje 500 mω). Denna del av rapporten styrker att avställning av en transformator på sommarhalvåret april-september har minimal påverkan på kortslutningseffekter samt kortslutningsströmmar på Umeå Energis lågspänningsnät. Det är teoretiskt fullt möjligt, att med fokus på perioden april- september stänga av en av transformatorerna i respektive station. Viktigt att påpeka att dessa valda stationer och dess laster aldrig överskrider märkeffekten av transformatorn, (under 2014). Resultatet av detta blir att en transformator kan ställas av under sommarhalvåret utan att påverka nätets stabilitet och tillförlitlighet. Del två behandlar förlustbesparande åtgärder i form av avställning av krafttransformatorer med storleken 6,3 MVA -50 MVA. Dessa åtgärder måste göras med fokus på sommarhalvåret april september och kräver inga vidare investeringar. Med hjälp av avlästa timvärden har förluster för respektive driftfall beräknats. Rapporten beskriver även övervägandet att driftsätta båda transformatorerna under sommarhalvåret med en i tomgång. Resultatet har redovisats i form av stationskort som presenterar olika förlustberäkningar för respektive driftfall. Rekommendationer för denna del tar hänsyn till att behålla tillförlitligheten i nätet. Driftoptimeringar i form av avställning av en transformator är teoretisk fullt möjliga och förlustbesparingar på 750 MWh kan uppnås om dessa åtgärder utförs mellan april september (förlustberäkningarna presenterar även möjligheten att avställa en transformator under längre period än april - september). Rapporten behandlar även hur överbelastningar av transformatorer kan påverka dess livslängd och prestanda och har tagits hänsyn till under arbetets gång. I

3 Förord Examensarbetet är utfört på avdelningen elnät och på uppdrag av Umeå Energi Elnät AB. Arbetet omfattar 15 hp och är sista steget i programmet Högskoleingenjör i Elkraftteknik vid Umeå universitet. Jag vill tacka personalen på Umeå Energi för hjälp, stöd och det otroligt vänliga bemötandet de har bidragit med under arbetets gång. Ett extra stor tack till min familj och min fru Ana Ardeshiri Anari som genom utbildningens gång stöttat mig och stått vid min sida och har varit största motivationen och drivkraften. II

4 Innehåll 1 Inledning Bakgrund Syfte och mål Belastning av oljeisolerade transformatorer och dess påverkan Metod Avgränsningar och antagande Effekt och strömmars påverkan på utlösningsvillkoret på lågspänningsnätet Driftoptimeringar och Åtgärder för Krafttransformatorer Teori Transformatorn Uppbyggnad Grundprincip Förluster Tomgångsförluster (Järnförluster) Belastningsförluster Förlustberäkningar Transformatorns driftläggningar Parallelldrift Driftoptimering Kortslutningsström Kortslutningseffekt Impedanssummeringsmetoden Genomförande Effekt och strömmars påverkan på utlösningsvillkoret på lågspänningsnätet Påverkan på utlösningsvillkoret på lågspänningsnätet Åtgärder för Krafttransformatorer Belastningsgraden för respektive transformator Förluster och besparingar för respektive driftfall Förluster och besparingar för respektive driftfall Dimensionering av stationer Backen, Kvarnfors samt Laxen Resultat och Rekommendationer Påverkan på utlösningsvillkoret på lågspänningsnätet Driftoptimering av krafttransformatorer Rekommendation för driftoptimering av krafttransformatorer... 30

5 4.2.2 Dimensionering av station Backen, Kvarnfors samt Laxen Diskussion Referenser Internet länkar Bilagor Spänningslagen för Transformatorn Kortslutnings -Ström & Effekt Impedansberäkningar Tid-Strömkurvor Märkdata för respektive fördelningsstation Station Ersboda Station Holmsund Station Hörnefors Station Klockarbäcken Station Kvarnfors Station Laxen Station Mariehem Station Sävar Station Teg Station Umåker Station Universitetet Station Västerslätt Station Ålidhem Station Östteg Maxlast för stationer Backen, Kvarnfors samt Laxen

6 5

7 1 Inledning 1.1 Bakgrund Idag är elanvändarens medvetande om sin elkonsumtion i stort fokus bland olika elbolag. Konsumenten blir mer och mer involverad i allt från sin konsumtion, timvärde på elpriserna och eventuell microproduktion i form av t.ex. solceller [9]. Åtgärder i form av förlustbesparingar är viktiga för att minska elkostnaderna. Detta har haft ett positivt utfall där många väljer energisnålare sätt att värma upp sitt hushåll, lågenergibelysning och även producera egen el för att försörja vissa aspekter av sin vardag. Den snabba utvecklingen inom uppbyggnad av svensk vattenkraft i början av 40-talet [10] var största orsaken till att intresset av kraftvärme minskade. Under andra världskriget begränsades utbyggnaden av vattenkraftstationer, samtidigt som det i slutet av 40-talet upplevdes några torra år. Bedömningen var att elen från vattenkraftverk inte var tillräcklig och risken för elransoneringar var överhängande. Detta gjorde att intresset för kraftvärme väcktes på nytt. Grundtanken var främst elproduktion samtidigt som man fick värme som en biprodukt. Det var först under 60- och 70-talet som intresset för fjärrvärmeanslutningar ökade och fler hushåll använde sig av fjärrvärme och färre av elvärme och fossila bränslen [11]. Resultatet av detta är en anledning till varför nätstationerna idag anses vara överdimensionerade. Detta leder till att stationerna inte belastas lika mycket i dag och utnyttjar en mycket mindre del av sin kapacitet. Idag ställs höga krav på energibolagen, elöverföringen ska ske på ett säkert och tillförlitligt sätt samtidigt som miljöpåverkan av elproduktionen och distributionen ska vara minimal. Medan yttre kraven på energibolagen blir striktare, så bör en balans mellan yttre krav och företagets egna visioner mötas [12]. Därför är det mer tilltalande för energibolagen att hitta olika åtgärder för att driftoptimera det redan existerande elnätet. Dessa åtgärder behöver inte innebära stora investeringskostnader för att ha positiva verkan i form av besparingar av kapital samt minskningar av energiförluster. Största förlusterna sker under transport av el i ledningarna samt vid transformering i transformatorerna (tomgångsförluster och belastningsförluster). 1

8 1.2 Syfte och mål Detta projekt behandlar driftoptimeringar av Umeå Energis distributionstransformatorer med storleken 800 kva, och hur detta påverkar kortslutningseffekten och strömmar längst ut i lågspänningsnätet. Rapporten behandlar även åtgärder för driftoptimering av krafttransformatorer i storleksordningen 6,3 MVA 50 MVA. Umeå Energi strävar efter att minska sina förluster genom åtgärder i form av frånkoppling eller optimering av dimensionen på distributionstransformatorer och krafttransformatorer. Med redundans i nätet har man möjligheten att slå av en överflödig transformator eller ersätta transformatorerna till en bättre anpassad storlek. I vissa områden kan effektbehovet vara mindre än den redan existerade transformator/transformatorerna kan leverera. På detta sätt minskas transformatorförlusterna (behandlas mer i avsnitt 2.2) och besparingar kan göras. Dessa optimeringar/åtgärder kommer att påverka kortslutningseffekterna längs lågspänningsnätet och kan ha en negativ påverkan av utlösningsvillkoret. När det gäller krafttransformatorer som är av storleken 6,3 MVA 50 MVA, önskar man kunna ställa av en transformator, särskilt under delar av året april - september. I denna rapport kommer i första hand transformatorförlusterna att behandlas och därefter optimeringsrekommendationer att göras. Studien ska ge Umeå Energi förslag om besparingsåtgärder som kan göras i det befintliga nätet. Dessa förslag och åtgärder kan hjälpa Umeå Energi i framtida investeringar för ett mer optimerat elnät. Målet med studien var att minska tomgångsförlusterna i transformatorerna utan att påverka säkerheten och tillförlitlighet i nätet, och samtidigt göra besparingar inom företaget. 2

9 1.3 Belastning av oljeisolerade transformatorer och dess påverkan Det pågår kontinuerlig forskning på hur påfrestningar genom överbelastningar försämrar transformatorns livslängd. Överlast orsakar försämring av isoleringen och lamineringsskiktet i transformatorn. Att belasta en transformator över sin märklast medför risk. Därför är det viktigt att identifiera dessa risker och fastställa begränsningar och riktlinjer, för att minimera riskerna till en acceptabel nivå. Dessa försämringar och åldrande av lindningsisoleringen har legat i grunden för hur transformatorn ska belastas och en högre effekt medför ökande risker. De riskområden som bör övervägas vid överbelastning av transformatorer beskrivs nedan [14]: Gasutvecklingen från lindningsisoleringen och isolerade ledare värms upp av lasten och de existerande virvelströmmarna och kan äventyra dielektriska integriteten. Drift vid hög temperatur kan vara orsaken till minskad mekanisk hållbarhet för isoleringar. Dessa effekter är av stor betydelse under perioder med tillfälliga överströmmar (genomgående fel). Termisk expansion av isoleringsmaterial, eller konstruktionsdelar vid höga temperaturer kan leda till permanenta deformationer som bidrar till mekaniska eller dielektriska fel. Tryckuppbyggnad kan leda till läckande packningar, förlust av olja, och dielektriska fel. Optimeringar i form av avställningar av transformatorer måste göras med hänsyn till dessa riskområden. Det är viktigt att välja rätt transformator med rätt storlek för driftsättning, detta för att minimera överbelastningen och minimera riskerna det medför. 3

10 1.4 Metod Projektet har utförts på plats i Umeå Energis Lokaler. Metoden bestod till stor del av analys av data från uppmätta timvärden på stationer, nättopologi etc. Märkdata, kabellängd och information om elnätet har samlats med hjälp av DigPro (Spatial). DigPro är ett kart- och beräkningsprogram som används av Umeå Energi. Nätberäkningar har genomförts i DigPro samtidigt som beräkningar av strömmar, kortslutningseffekter samt impedanser har gjorts i beräkningsprogrammet Nettkoll, detta för att bekräfta beräkningar och simuleringar som har utförts i DigPro. 1.5 Avgränsningar och antagande Effekt och strömmars påverkan på utlösningsvillkoret på lågspänningsnätet Denna del av arbetet behandlar 25 stycken nätstationer utrustade med dubbla transformatorer med märkeffekten 800 kva. Projektet är en fördjupning på tidigare projekt som utfördes 2014 av Sebastian Krantz[7], med uppdragsgivare Umeå Energi. Här har man gjort antagandet att lasten i en station antas vara lika fördelade mellan transformatorerna, och rent resistiva[7] Driftoptimeringar och Åtgärder för Krafttransformatorer Största avgränsningen var att det saknades reaktiva timvärdena (kvarh) och att många stationer hade en ofullständig mätvärdeserie för reaktiva effekten (vissa stationer saknade värde). Här har det aktiva timvärdet (kwh) motsvarat den skenbara timvärden (kvah). Hur detta påverkar resultatet diskuteras mer i avsnitt 5, Diskussion. 2 Teori 2.1 Transformatorn Uppbyggnad Transformatorn är en elektromagnetisk statisk maskin utan några rörliga delar [1]. Med hjälp av en transformator kan elenergi från ett spänningssystem (växelström) transformeras till ett högre eller lägre spänningssystem med oförändrad frekvens. Den absolut enklaste formen av en transformator (enfastransformator) består av två spolar placerade på en magnetisk ledare i form av en järnkärna [2]. En transformator arbetar enligt induktionsprincipen där spänningen 4

11 genom primärlindningen via induktion, genererar ett magnetiskflöde i den magnetiska ledaren. Dessa magnetiska flöden genererar i sin tur en spänning i sekundärlindningen. På detta sätt kan elenergi omvandlas till olika nivåer men man kan även använda denna princip för att galvaniskt isolera elektriska kretsar från varandra. Nedanstående bild (figur 1) är principuppbyggnaden på en enfastransformator. I detta projekt behandlas trefastransformatorer i form av krafttransformatorer (märkeffekt 5 kva, trefas), men grundläggande principen samt samband och driftegenskaperna är desamma. Fig 1 Enfastransformatorns principuppbyggnad [2] Grundprincip Som tidigare nämnts är samband och driftegenskaper hos enfas- och trefastransformatorer likvärdiga, därför beskrivs grundprincipen i följande avsnitt på avseende till enfastransformatorn. Detta görs för att förenkla förståelsen av transformatorns grundbegrepp. Det är viktigt nämna att i verkligheten är primär och sekundärlindningarna fördelade på båda transformatorbenen (detta för att det magnetiska läckaget ska bli så litet som möjligt) [2]. Växelspänningen på primärlindningen orsakar ett varierande växelflöde i järnkärnan, flödet passerar de båda lindningarna. Detta leder till att man får en inducerad spänning över båda lindningarna. Ekvation (1) visar enligt induktionslagen, hur den inducerade spänningen e (elektromotoriska kraften) är beroende av antal lindningsvarv N och det varierande växelflödet dφ/dt. 5

12 e = N dφ dt (1) Från ekvation (1) kan nedanstående samband erhållas, sambandet kallas för spänningslagen. E! E! = N! N! (2) Om spänningsfallen i en ideal transformator försummas så kan antagandet om att E = U göras och detta leder till att ekvation (2) kan skrivas till: U! U! = N! N! = n (3) Där n är transformatorns omsättningsfaktor, N 1 samt N 2 primär- och sekundärsidans lindningsvarvtal och U 1 och U 2 primär- och sekundärsidans spänning i tomgång (en transformator i tomgång har inte sekundärsidan ansluten till någon belastning som förbrukar ström) [2]. Härledning av ekvation (3) representeras i bilaga Förluster Transformators förluster delas upp i två huvudsakliga förluster, tomgångsförluster P 0 samt belastningsförluster P b Tomgångsförluster (Järnförluster) När transformatorns sekundärlindning inte är ansluten till någon last (I 2 =0), anses transformatorn i tomgångstillstånd. På grund av primärspänningen U 1 uppkommer ett flöde Φ som orsakar tomgångsström I 0 och järnförluster i den magnetiska ledaren (järnkärnan). Viktigt att påpeka att i detta tillstånd uppkommer så kallade resistansförluster i primärlindningen, men eftersom I 0 vanligen är några procent av märkströmmen kan dessa 6

13 förluster försummas i tomgång [2]. Tomgångsförlusterna P 0 är beroende av den konstanta primärspänningen U 1 i kvadrat enligt ekvation (4) [2]. P! = U!! R! (4) Där R m motsvarar järnförlustresistansen, Belastningsförluster När transformatorns sekundärsida belastas (ansluts till någon strömförbrukande belastning), framträder resistansförluster i både primär och sekundärlindningen. Dessa förluster uppges av tillverkaren i märkdata på transformatorn, där tomgångsförluster P 0 är givna vid märkspänning och belastnings-förlusterna P b vid märkström. Lindningsresistansen är temperaturberoende, de förlustuppgifter som uppges i märkdata för transformatorn gäller vanligtvis vid drifttemperatur, 75ºC [2] Förlustberäkningar De totala transformatorförlusterna representeras med hjälp av Ekvation (7), där P ftot representerar totala förlusterna, P 0 som mäts i tomgångsprovet representerar tomgångsförlusterna samt P b som bestäms i ett så kallad kortslutningsprov, ekvation (5) representerar belastningsförlusterna [2]. P! = P!" I! I!!! = P!" x! (5) Belastningsförluster består i första hand av resistiva förluster i lindningarna och har ett kvadratiskt samband mot belastningsgraden (x). Totala förlusterna är summan av belastningsförluster och tomgångsförluster enligt ekvation (6) [2]: 7

14 P!"#" = P! + P!" I! I!!! = P! + P!" x! = P! + P!" S S!! (6) Där I 2 är lastströmmen, I 2n är markströmmen, P bn är belastningsförlusterna vid märklast, S är verkliga belastningen och S n är transformatorns märkeffekt. Förlustberäkningarna beräknas med hjälp av ekvation (7) där T 1 och T 2 presenterar transformator 1 samt 2. P!"#" = (P!!! + P!!! ) + P!"! S S!"!! + P!"! S S!"!! (7) 2.3 Transformatorns driftläggningar Parallelldrift Parallelldrift är vanligare i nätstationer vid lågspänningssidan. Genom att låta två transformatorer hantera effektbehovet förstärks nätet. Detta driftsätt är även en lösning när effektbehovet ökar och det finns inget intresse att byta ut en redan befintlig transformator mot en större. På detta sätt ökar man tillförlitligheten i systemet och minskar avbrottstider och kan även lättare utföra underhåll av systemet [2]. För att utnyttja parallelldrift på bästa sätt, strävar man efter att transformatorerna delar lasten i förhållande till deras märkeffekter. För att kunna göra detta måste ett antal villkor vara uppfyllda[2]. Samma omsättning, (tomgångsspänning) en skillnad i omsättning medför en cirkulerande, huvudsakligen reaktiv ström mellan transformatorerna. Samma fasläge på nedsidan Samma kortslutningsimpedans, Z k, helst även samma kortslutnings resistans, r k och reaktans, x k. Om kortslutningsimpedanserna är olika kommer spänningsfallen vid fullast olika i de båda transformatorerna och detta leder till att man får en ojämn lastfördelning[2]. 8

15 När det gäller Umeå Energis elnät så används parallelldrift i nätstationer vid lågspänningssidan där majoriteten av stationer är utrustade med dubbla transformatorer. Figur 2 illustrerar parallelldrift av transformatorer T310 [800 kva] samt T557 [800 kva] som är utplacerade på stationen Pianot. Fig 2 Nätstation schema Pianot, generad i DP (Umeå Energis nätprogram). När det gäller fördelningsstationer med större transformatorer, brukar lasten fördelas mellan T1 och T2. Fördelningen sker med hjälp av en brytare som visas i figur 3, eller vid större stationer med hjälp av två separata skenor som visas i figur 4. Dessa driftsätt är för närvarande de existerande driftsätten för Umeå Energis fördelningsstationer. Figur 3 visar hur två parallellkopplade transformatorer driftsätts. I figuren matar T41 [25 MVA] sin sektion (vänstra delen) och T42 [32 MVA] sin sektion (högradelen). Fördelningen av effekten har gjorts med hjälp av en brytare. Vid haveri av en transformator kan man enkelt med hjälp av manövrering av brytaren enkelt låta andra transformatorn ta hand om utgående effekt. Svarta cirklarna representerar brytare i öppet tillstånd. 9

16 Figur 3. Fördelningsstation schema Ersboda, är generad i DP (Umeå Energis nätprogram). Figur 4 Fördelningsstation schema Teg, är generad i DP (Umeå Energis nätprogram). I figur 4 matar T1 [25 MVA] röd skena som representerar skena A, och T2 [25 MVA] matar blå skena som representerar skena B. På detta sätt har man säkerställt systemet med uppdelning av effekten på skena A respektive B Driftoptimering För vissa förhållande uppnås inte maximala lasten för transformatorn medan man för andra transformatorstationer kan behöva mer kapacitet. Detta kan bero på flera faktorer, som påverkar hur en transformator utnyttjar sin kapacitet. Det handlar allt ifrån vilket område transformatorerna är placerade i och vilken last de måste täcka. Årstider som till exempel vintertid, där förbrukningen ökar är också av stor betydelse. Därför är det viktigt att anpassa driften efter dessa omständigheter. Under extrema situationer där en transformator inte räcker 10

17 till måste lasten delas upp på två transformatorer. Under sommarhalvåret när förbrukningen sjunker, är det lämpligt att köra enkeldrift och välja rätt transformator för detta driftläge så att förlusterna minimeras. När det gäller Umeå Energis elnät, kommer hädanefter i rapporten driftläget parallelldrift att gälla distributionstransformatorer (Storleksordningen 800 [kva], 11/0,4 [kv]) på lågspänningssidan, detta har illustrerats i figur 2. När det gäller fördelningsstationer med transformatorer mellan 6,3 MVA 50 MVA, kommer uttrycket normaldrift att representera två transformatorer som tar hand om var sin last. Detta är illustrerat med hjälp av figur 3 och 4. Med hjälp av transformatorns märkdata (P 0 och P bn ) och den aktuella lasten, kan en brytpunkt för effektförlusterna räknas ut. Beroende på hur stor den aktuella lasten är kan man bedöma om parallelldrift är gynnsam ur förlustsynpunkt. Brytpunkten är den last då effektförlusterna är lika för de olika driftläggningarna, detta kan beskrivas med nedanstående ekvation (8). P!! + P!! = P!"#$%&'()* (8) Det vänstra ledet representerar förlusterna av parallelldrift/normaldrift och den högra leden representerar förlusten av enkeldrift, av T1 eller T2. I vissa fall har transformatorerna inte samma märkeffekt, för att uppehålla villkoren för parallellkoppling måste lastfördelningen ske på ett korrekt sätt. 2.4 Kortslutningsström En elektriskt ledande förbindelse mellan två eller flera ledare i ett ledningssystem kallas för kortslutning. Denna förbindelse har låg impedans då den last som är tänkt försörjas förbikopplas och blir strömlös. Detta leder till att spänningen i felstället sjunker från sitt normala värde till nästan noll. Den numera starka och kraftigt dimensionerade elnätet medför mycket stora kortslutningsströmmar, dessa kortslutningsfel kan medföra kritiska konsekvenser i form av termiska och mekaniska verkningar. Vid dimensionering av anläggningar måste beräkningar av kortslutningsströmmars storlek och bortkopplingstider fastställas [3]. De vanligaste felen som uppstår i ett trefassystem är, trefasig kortslutning, tvåfasig kortslutning 11

18 samt enfasig jordslutning. Vid dimensionering av anläggningar, har trefasig kortslutning samt enfasig jordslutning största betydelsen och är de dimensionerande amplituderna (största och minsta kortslutningsströmmarna). Den stationära kortslutningsströmmen I k beräknas med Ohms Lag och representeras här nedan: Trefasiga kortslutningsströmmen beräknas med hjälp av ekvation (9). Trefasig kortslutning I!! = U! 3 Z (9) Där Z är impedansen fram till felstället, U n är huvudspänningen [3]. 2.5 Kortslutningseffekt Beräkningar av kortslutningsströmmar kan ske med olika metoder, en av dessa beräkningsmetoder är att använda sig av delkortslutningseffekter. Begreppet kortslutningseffekt definieras som den trefaseffekt som fås av kortslutningsströmmen och spänningen i den punkt, där effekten beräknas. [4]: S! = 3 U! I! (10) U n är normalspänning innan kortslutningen inträffat (huvudspännigen), I k kortslutningsströmmen sedan felet inträffat. Denna metod är inte lika tillförlitligt på grund av att den endast framhåller symmetrisk trefasig kortslutningsström. (se även bilaga 2) 2.6 Impedanssummeringsmetoden Impedanssummeringsmetoden är en mer fördelaktig och mer tillförlitligt lösning för beräkningar av kortslutningsströmmar jämfört med tidigare nämnda delkortslutningsmetoden. Nackdelen med delkortslutningseffektmetoden är att beräkningarna utförs på en uppskattning av absolutbeloppet av kortslutningseffektens värde, den aritmetriska summan, medan beräkningar med impedanssummeringsmetoden är alla vektoriella summeringar och en mer 12

19 exaktare beräkningsmetod. Denna ström används senare för att kontrollera utlösningsvillkoret i den valda punkten. Figur 5 visar ett förenklat elschema över ett elsystem, där impedansen hos abonnenten är den resulterande impedansen genom hela elssystemet, och beräknas enligt ekvation (11). Redovisning av ekvationer för metoden representeras i bilaga (3). Z!"! = Z! + Z! + Z! (11) Fig 5. Förenklat elschema över ett elsystem, matande nät fram till abonnent. 3 Genomförande 3.1 Effekt och strömmars påverkan på utlösningsvillkoret på lågspänningsnätet Umeå Energi äger år 2015, 1257 stycken nätstationer (exklusive 380 stolptransformatorer), dessa nätstationer är utrustade med en eller två transformatorer i storleksordningen 50 kva 1250 kva. Många av de tidigare nämnda stationerna är placerade i mindre områden och täcker få abonnenter. Därför har 25 nätstationer utrustade med dubbla 800 kva transformatorer valts. Anledningen till detta är att tidigare last och förlustberäkningar för stationer kommer att användas i analyser och slutsatser. Dessa uträkningar och resultat är presenterade i tidigare projekt med Umeå Energi som uppdragsgivare. Rapporten är skriven 13

20 2014 av Sebastian Krantz som behandlar energieffektiviserande åtgärder i Umeå Energis nätstationer [7]. Denna rapport har används som underlag för att kontrollera hur driftoptimeringar av stationerna påverkar abonnentens utlösningsvillkor. Alla 25 presenterade nätstationer har analyserats i rapporten [7], här har stationer med lastens totala storlek som inte överstiger transformator effekt sorterats ut. Det är dessa stationer som är av störst intresse där optimeringar av sorten avställning eller tomgångskörning av en transformator kan utföras med en minimal investeringskostnad. Vidare undersökning av maxlasten för de respektive 25 nätstationerna, är avgörande till valet av 13 nätstationerna där maximala effektbehovet kan täckas av en transformator och åtgärderna för respektive station kräver inga ytterligare investeringar. Tabell 1 visar dessa nätstationer och dess märkdata på transformatorer av storleken 800 kva. Tabell 1. Umeå Energis 13 valda nätstationer med märkdata, där maximala effektbehovet inte överstiger transformatorns märkeffekt [800 kva] [7]. Belastningsgrad 1 Maxlast S [kva] P 0 T1 [W] P bt1 [W] P 0 T2 [W] För Maxlast [S/S N ][%] Station P bt2 [W] Pianot 630, ,8 2 Blosset 568, ,0 3 Borret 582, ,7 4 Handverkan 637, ,7 5 Kronojägaren 582, ,7 6 Fröhuset 692, ,6 7 Klarbäret 540, ,6 8 Körsbäret 519, ,9 9 Järven 651, ,4 14

21 Belastningsgrad Station Maxlast S [kva] P 0 T1 [W] P bt1 [W] P 0 T2 [W] P bt2 [W] För Maxlast [S/S N ][%] 10 Triangeln 554, ,3 11 Sandbacka 2 692, ,6 12 Östra Hagaparken 526, ,8 13 Sparren 346, ,3 Verifiering av beräkningar genomfördes med hjälp av beräkningsprogrammet Nettkoll. Tabell 2 fastställde att beräkningarna i DP (Spatial) ligger inom samma ramar och betraktades godtyckliga. På grund av den begränsade tiden användes bara beräkningsverktyg DP (Spatial) under projektets gång. Tabell 2. Beräkningar i DP samt Nettkoll på nätstationer Pianot samt Blosset. Pianot DigPro Nettkoll Driftläge Impedans Ik3 IJ Sk3 Impedans Ik3 IJ Sk3 [mohm] [A] [A] [KVA] [mohm] [A] [A] [KVA] 2 x 800 [kva] 159,5 1441,6 540,2 994, x 800 [kva] 161,0 1428,2 538,5 985, Blosset DigPro Nettkoll Driftläge Impedans Ik3 IJ Sk3 Impedans Ik3 IJ Sk3 [mohm] [A] [A] [KVA] [mohm] [A] [A] [KVA] 2 x 800 [kva] 287,6 799,8 321,5 551, x 800 [kva] 289,0 795,8 320,8 549, Abonnenternas trefasiga kortslutningsströmmar sorterades från minsta till största värden, minsta strömmen som är av störst betydelse har analyserats. Lägsta trefasiga kortslutningsströmmen innebär högsta impedansen i anslutningspunkten. Umeå Energi strävar efter att impedansen hos abonnent inte överstiga 500mΩ (tabell 4), detta är en intern standard som har framtagits efter erfarenhet hur nätet är uppbyggt. För nybyggnation måste detta förhållande erhållas och man eftersträvar att hålla sig inom dessa ramar för det resterande befintliga nätet [6]. Höga impedanser har en dämpande effekt på strömmen och leder till låga strömmar, som påverkar det befintliga skyddet. Simuleringarna 15

22 för varje station har utförts i nätberäkningsprogrammet DigPro (Dp). Här har jordslutningsimpedansen, trefasiga kortslutningsströmmen, trefasiga skenbara kortslutningseffekten samt minsta kortslutningsströmmen mellan olika fall analyserats. Minsta kortslutningsströmmen I j är av största intresset för utlösningstider, som baseras på fabrikantens uppgivna Tid-strömkurva för säkringen (bilaga 4). Även Säkringsstorleken för respektive matande servicekabel som befinner sig i anslutningspunkter med högsta jordslutningsimpedansen är avlästa, och utlösningsvillkoret för säkringens storlek har analyserats med hjälp av tid-strömkurvor i diagrammet som presenteras i bilaga 4. Två driftfall har analyserats, ett där parallelldrift råder med det antagandet att lasten är resistiv och fördelade mellan båda transformatorerna på vardera 800 kva. Fall två betyder att en transformator är avställd medan den andra belastas med hela lasten Påverkan på utlösningsvillkoret på lågspänningsnätet I detta avsnitt presenteras resultatet av beräkningar och simuleringar samt jämförelse med fallet där parallelldrift råder. I tabell 3 har respektive driftsättning ställts upp. Tabell 3. Redovisning av värden för 13 valda nätstationer för respektive driftsättning. Station Ik3 [A] Parallelldrift 2x800 [kva] Ij [A] SK3 [kva] Ik3 [A] Enkeldrift 1x800[kVA] Ij [A] SK3 [kva] Säkring [A] Pianot 1441,6 540,2 994,3 1428,2 538,5 985,4 63 Blosset 799,8 321,5 551,9 795,8 320,8 549,1 35 Borret 1045,9 387,8 721,6 1037,5 386,7 715,9 63 Hantverkaren 1204,1 476,8 830,9 1195,6 475,5 825,0 63 Kronojägaren 1107,8 409,6 764,4 1099,4 408,5 758,6 63 Fröhuset 1200,7 479,7 828,5 1190,9 478,1 821,7 50 Klarbäret 1360,8 524,9 939,0 1346,7 522,9 929,2 50 Körsbäret 1344,3 507,5 927,5 1330,6 505,6 918,1 63 Järven 1330,5 476,9 918,0 1313,4 474,9 906,2 n/a triangeln 902,3 323,5 622,6 896,5 322,7 618,6 50 Sandbacka ,2 444,8 768,8 1106,7 443,6 763,5 50 Ö- Hagaparken 1190,5 463,2 821,4 1181,8 461,3 815,5 35 Sparren 1168,9 432,1 806,6 1156,9 430,5 798,3 63 Enligt standarden SS , utgåva 2 gäller Villkoret brytning inom tider upp till 5 sekunder anses uppfyllt om beräkning sker enligt följande [8]. Jordfelströmmen I j beräknas enligt ekvation (12). 16

23 I! = c U! Z (12) Enligt IEC ska dock den drivande spänningen multipliceras med faktor c 0,95 för att ta hänsyn till spänningsvariationer beroende på tid och plats, inverkan av belastningar och kapacitanser m m. [8] Ekvation (12) består av strömmen Ij, U f den nominella fasspänningen, c är faktor 0,8 för Umeå Energis Elnät, Z är en resulterande impedans som består av: Kortslutningsimpedansen vid trefasig kortslutning omedelbart efter transformatorn. Transformatorns Nollföljdsimpedans. Fasledarens impedans fram till felstället. Återledarens impedans fram till felstället. Med hjälp av tabell 4 kan slutsatsen dras att åtgärder i form av avställning av en transformator, inte påverkar utlösningsvillkoret. Här har även utlösningstider för strömmar med en faktor c på 0,95 beräknats, enligt standard IEC [8]. Tabell 4. Avlästa utlösningstider för respektive ström och säkring med hjälp av tidströmkurvor i bilaga (4). Station Ij C=0,8 [A] Ij C=0,95 [A] Enkeldrift 1x800[kVA] Säkring [A] Z [mohm] Utlösnings tid C=0,8[s] Pianot 538,5 639, ,72 0,25 0,1 Blosset 320,8 380, ,57 0,1 0,05 Borret 386,7 459, ,76 1,5 0,35 Hantverkaren 475,5 564, ,97 0,4 0,13 Kronojägaren 408,5 485, ,47 1,0 0,2 Fröhuset 478,1 567, ,84 0,15 0,07 Klarbäret 522,9 620, ,90 0,1 0,03 Körsbäret 505,6 600, ,92 0,35 0,2 Järven 474,9 564,0 n/a 387,41 n/a n/a triangeln 322,7 383, ,14 0,9 0,5 Sandbacka 2 443,6 526, ,83 0,2 0,09 Ö-Hagaparken 461,3 547, ,85 0,03 0,015 Sparren 430,5 511, ,36 0,8 0,4 Utlösnings tid C=0,95[s] 17

24 Ovanstående tabell beskriver hur optimeringar i form av avställning av en transformator i de 13 valda nätstationera, har en minimal påverkan på impedansen. Denna impedans är den avgörande faktorn för hur kortslutningsströmmarna förändras och påverkar utlösningsvillkoret. Jordfelströmmen I j är den avgörande strömmen för beräkningarna av frånkopplingstider. Här är I j för den matande servicekabeln desamma som I j i anslutningspunkten. Med ekvation (12) och tid-strömkurvor (bilaga 4), impedanser för utlösningsvillkoret vid 5 sekunder för tre säkringsstorlekar framställdes och visas i tabell 5. Tabell 5. Största Impedansen Z [mohm] för respektive Säkringsstorlek, då utlösningsvillkoret 5 sekunder uppnås. (gg-säkring) Ström Z för C=0,8 Z för C=0,95 Utlösning tid [A] [A] [Ohm] [Ohm [Sekunder] ,22 1, ,92 1, ,64 0, Åtgärder för Krafttransformatorer Genom att undersöka insamlad data för respektive station, kan den skenbara effekten S [kva] beräknas. Det är med hjälp av denna effekt som förluster samt belastningsgraden för respektive transformator beräknades. En Sammanställningen av alla mätvärden gjordes i Microsoft Excel, bilaga 5. Genom att undersöka de fem olika driftfallen för respektive fördelningsstation, kan det bestämmas om det finns en möjlighet för åtgärder och driftoptimeringar. Dessa driftfall beskrivs med hjälp av tabell 6. Tabell 6. Fem olika driftfall, gällande fördelningsstationer med transformatorstorlek 6,3 MVA 50 MVA. Driftfall 1 Enkeldrift T1 (T2 Avställd) Bara T1 i drift, T2 avställd under sommarhalvåret (april-september). Driftfall 2 Enkeldrift T2 (T1 Avställd) Bara T2 i drift, T1 avställd under sommarhalvåret (april-september). Driftfall 3 (T2 Tomgång) T1 i drift, T2 i tomgång. Driftfall 4 (T1 Tomgång) T2 i drift, T1 i tomgång. Driftfall 5 Normaldrift T1 & T2 T1 samt T2 i drift med var sin respektive last. Lasten är fördelad mellan transformatorerna enligt figur 3 och 4. 18

25 Driftfall 1 samt 2 i tabell 6 är endast intressanta under sommarhalvåret. När effektbehovet sjunker under sommarhalvåret sjunker även belastningen på transformatorerna för respektive station. Detta kan vara orsaken till att en transformator är överflödig, och genom att utföra vissa åtgärder kan besparingar av förluster göras. Det är inte rekommenderat att ställa av en transformator längre perioder, detta för att kondensbildning i transformatorn leder till att den åldras snabbare. Driftfall 3 samt 4 i tabell 6 är intressanta för resterande månaderna för året, särskild under perioder där belastningen inte överskrider största transformatorns märkbelastning. Då kan det vara mer effektivt (ur förlust perspektivet) att lägga den totala lasten på en transformator och låta den andra gå i tomgång. Driftfall 5 i tabell 6 är den så kallade normaldriften som råder i dagsläge. I detta driftfall har lasten delats mellan respektive transformator och skiljs med hjälp av till exempel en brytare. (Se figur 3 och figur 4). Med hjälp av ekvationer 5-7 kan förlusterna på respektive transformator beräknas. Samtidigt med hjälp av den totala skenbara effekten för T1 och T2 har en belastningsgrad tagits fram. De månader den totala skenbara lasten inte översteg märkeffekten på respektive transformator har presenterats med hjälp av tabell 7-8. Månader med belastningsgrad över 100 % är markerade med grå färg, under dessa månader bör båda transformatorerna vara i drift. Samtidigt har sommarhalvåret april september markerats med grön färg där åtgärder i form av avslagning av en transformator kan ske. Här har fokus lagts på den transformator som har största märkeffekten, detta på grund av att om en transformator avställs så ska den transformatorn med största storleken användas. På detta sätt minimeras påfrestningarna på den driftsatta transformatorn. Den presenterade belastningsgraden är framtaget med hjälp av max lasten för respektive månad, detta för att bestämma en grad där transformatorn är i sitt mest belastade tillstånd. Belastningsgraden X är ett förhållande mellan belastningsströmmen I 2 och märkströmmen I 2M [1]. Med en konstant spänning U kan sambandet i ekvation (13) uppnås, där förhållandet mellan strömmarna motsvarar förhållandet mellan effekterna. Belastingsgraden kan beräknas med hjälp av ekvation (13), S den totala effekten för T1 och T2, S N märkeffekten. 19

26 X = I! I!! = S S! (13) Belastningsgraden för respektive transformator Tabell 7. Sammanställning av belastningsgraden för respektive station. Station Backen Ersboda Holmsund Hörnefors Klockarb. Kvarnfors Mariehem Månad T1 50MVA T1 25MVA T1 33MVA T1 16MVA T1 32,5MVA T1 10MVA T1 25MVA Januari 28,5% 101,3% 42,8% 48,0% 27,5% 37,1% 96,7% Februari 22,8% 72,2% 34,5% 38,4% 23,0% 28,3% 85,2% Mars 22,5% 105,7% 32,1% 34,6% 23,0% 28,7% 78,8% April 18,7% 63,5% 29,3% 27,3% 20,1% 20,2% 68,6% Maj 17,6% 86,9% 25,8% 30,3% 20,7% 17,0% 64,6% Juni 16,6% 83,7% 20,6% 20,5% 19,6% 13,3% 60,6% Juli 17,8% 87,0% 18,2% 16,5% 19,4% 10,7% 57,8% Augusti 20,0% 86,5% 20,0% 18,4% 19,7% 12,1% 60,9% September 17,8% 87,0% 26,7% 26,0% 20,0% 17,6% 67,7% Oktober 19,4% 66,0% 29,3% 30,8% 22,3% 22,3% 77,9% November 22,8% 102,2% 36,4% 38,9% 25,5% 26,8% 85,0% December 27,2% 108,1% 43,1% 48,7% 27,9% 36,1% 85,5% Station Backen Ersboda Holmsund Hörnefors Klockarb. Kvarnfors Mariehem T2 32MVA T2 32,5MVA T2 32,5MVA T2 10MVA T2 32,5MVA T2 6,3MVA T2 25MVA Månad Januari 44,52% 77,9% 42,8% 76,8% 27,5% 58,9% 96,7% Februari 35,68% 55,5% 34,5% 61,4% 23,0% 44,9% 85,2% Mars 35,08% 81,3% 32,1% 55,4% 23,0% 45,6% 78,8% April 29,29% 48,8% 29,3% 43,7% 20,1% 32,1% 68,6% Maj 27,54% 66,9% 25,8% 48,5% 20,7% 27,0% 64,6% Juni 25,89% 64,4% 20,6% 32,8% 19,6% 21,2% 60,6% Juli 27,75% 66,9% 18,2% 26,4% 19,4% 17,0% 57,8% Augusti 31,18% 66,6% 20,0% 29,4% 19,7% 19,1% 60,9% September 27,78% 66,9% 26,7% 41,5% 20,0% 28,0% 67,7% Oktober 30,33% 50,8% 29,3% 49,3% 22,3% 35,4% 77,9% November 35,56% 78,6% 36,4% 62,3% 25,5% 42,5% 85,0% December 42,50% 83,2% 43,1% 77,9% 27,9% 57,4% 85,5% 20

27 Tabell 8. Sammanställning av belastningsgraden för respektive station. Station Laxen Sävar Teg Umåker Universitet Västerslätt Ålidhem Östteg T1 50MVA T1 25MVA T1 25MVA T1 20MVA T1 25MVA T1 32,5MVA T1 25MVA T1 25MVA Månad Januari 44,3% 67,0% 55,9% 82,9% 61,5% 44,5% 117,7% 45,1% Februari 39,7% 46,4% 43,4% 77,7% 57,4% 34,0% 109,2% 42,3% Mars 38,4% 51,4% 35,3% 74,7% 56,3% 32,4% 101,5% 43,3% April 48,4% 41,1% 28,7% 69,6% 52,8% 28,8% 58,4% 35,2% Maj 46,8% 36,7% 24,9% 83,0% 50,3% 31,0% 86,5% 39,5% Juni 28,3% 29,1% 24,8% 72,2% 48,6% 31,4% 74,6% 28,6% Juli 25,5% 27,9% 20,1% 66,6% 42,2% 25,7% 72,9% 20,3% Augusti 27,8% 27,5% 22,1% 67,0% 54,6% 36,0% 64,7% 28,5% September 33,4% 40,2% 73,2% 68,4% 58,6% 35,8% 85,7% 31,9% Oktober 36,2% 45,8% 75,7% 80,7% 55,7% 31,9% 69,2% 36,2% November 56,5% 54,6% 86,7% 76,5% 81,5% 35,4% 113,5% 44,7% December 40,9% 57,1% 88,7% 19,6% 58,6% 36,6% 118,4% 51,5% Station Laxen Sävar Teg Umåker Universitet Västerslätt Ålidhem Östteg T2 50MVA T2 16MVA T2 25MVA T2 13MVA T2 32,5MVA T2 32,5MVA T2 25MVA T2 21MVA Månad Januari 44,3% 104,8% 55,9% 127,6% 47,3% 44,5% 117,7% 53,7% Februari 39,7% 72,5% 43,4% 119,6% 44,2% 34,0% 109,2% 50,3% Mars 38,4% 80,3% 35,3% 114,9% 43,3% 32,4% 101,5% 51,5% April 48,4% 64,2% 28,7% 107,0% 40,6% 28,8% 58,4% 41,9% Maj 46,8% 57,3% 24,9% 127,8% 38,7% 31,0% 86,5% 47,0% Juni 28,3% 45,5% 24,8% 111,1% 37,4% 31,4% 74,6% 34,0% Juli 25,5% 43,7% 20,1% 102,4% 32,4% 25,7% 72,9% 24,2% Augusti 27,8% 42,9% 22,1% 103,1% 42,0% 36,0% 64,7% 33,9% September 33,4% 62,9% 73,2% 105,2% 45,1% 35,8% 85,7% 38,0% Oktober 36,2% 71,6% 75,7% 124,1% 42,8% 31,9% 69,2% 43,1% November 56,5% 85,3% 86,7% 117,8% 62,7% 35,4% 113,5% 53,2% December 40,9% 89,3% 88,7% 30,1% 45,1% 36,6% 118,4% 61,3% Noggrannare undersökning av tabell 7-8 visar att belastningsgraden på majoriteten av stationerna inte överstiger 100 % med undantag för stationer Umåker, Ålidhem, Sävar och Ersboda. Teoretiskt kan resterande stationer vara driftsatta med en transformator (för hela året), men enkeldrift på stationerna eliminerar tillförlitligheten och säkerheten för systemet. Enkeldrift av T1 eller T2 är fullt möjligt om fokus läggs på sommarhalvåret (markerade med grönt). Om driftfall 1 och 2 ställs mot normaldrift, kan vissa förlustbesparingar göras. Dessa besparingar visas i tabell 9, summan av alla besparingar är den totala förlustbesparingar som kan uppnås om endast T1 eller T2 är i drift under april- september

28 3.2.2 Förluster och besparingar för respektive driftfall 2014 Tabell 9. Förlustberäkningar för respektive driftläge 1,2 samt driftläge 5 (tabell 6). Förluster samt besparingar som uppnås för sommarhalvåret (2014) april-september. Station Normaldrift [Apr-Sep] Förlustberäkningar för Driftläge 1,2 samt 5 [kwh] T1 Enkeldrift T2 Enkeldrift Besparing [Apr-Sep] [Apr-Sep] T1 Besparing T2 1 Backen Ersboda Holmsund Hörnefors Klockarb Kvarnfors Laxen Mariehem Sävar Teg Umåker n/a n/a 12 Universitetet Västerslätt Ålidhem Östteg Summa Besparing [kwh] På station Umåker kan T1 användas i enkeldrift under april september, transformator T2 kan inte täcka maxbelastningen för varje månad under Sammanställning av förluster för respektive driftläggning presenteras med hjälp av stationskort. I denna rapport presenterades station Backen med hjälp av tabell 11 och resterande 14 stationer presenterades med hjälp av bilaga

29 Tabell 11. Redovisning av förlustberäkningar för Station Backen, respektive driftlägen. Backen [T1:50MVA, T2:32,5MVA] Normaldrift [T1 &T2] Månad Dagar Förlust [kwh] 1 Januari ,96 2 Februari ,92 3 Mars ,19 Förluster [År] 4 April ,55 Summa [kwh] 5 Maj , ,1 6 Juni ,78 7 Juli ,82 8 Augusti ,84 Förluster [Apr-Sep] 9 September ,41 Sommar [kwh] 10 Oktober , ,6 11 November ,97 12 December ,41 Enkeldrift T1 Månad Dagar Förlust T1 [kwh] T2 i Tomgång[kWh] 1 Januari , ,57 2 Februari , ,96 Förluster [År] 3 Mars , ,43 Summa bara T1 [kwh] 4 April , , ,9 5 Maj , ,37 Summa T2 i Tomgång [kwh] 6 Juni , , ,9 7 Juli , ,01 Förluster [Apr-Sep] 8 Augusti , ,97 Bara T1 [kwh] 9 September , , ,5 10 Oktober , ,53 T2 i tomgång [kwh] 11 November , , ,3 12 December , ,22 Enkeldrift T2 Månad Dagar Förlust T2 [kwh] T1 i Tomgång[kWh] 1 Januari , ,21 2 Februari , ,42 Förluster [År] 3 Mars , ,65 Summa bara T2 [kwh] 4 April , ,23 5 Maj , ,13 Summa T1 i Tomgång [kw] ,2 6 Juni , , ,2 7 Juli , ,07 Förluster [Apr-Sep] 8 Augusti , ,28 Bara T2 [kwh] 9 September , , ,9 10 Oktober , ,74 T1 i tomgång [kwh] 11 November , , ,5 12 December , ,92 Tabell 11 innehåller alla fem driftfall. Förluster för T1 eller T2 i tomgång representerade drift- fall 3 och 4 (se tabell 6). 23

30 3.2.3 Förluster och besparingar för respektive driftfall 2010 På samma sätt som avsnitt sammanställdes totala förlustbesparingar för respektive stationer för Detta visas i tabell 12. Tabell 12. Förlustberäkningar för respektive driftläge 1,2 samt driftläge 5 (tabell 6). Förluster samt besparingar som uppnås för sommarhalvåret (2010) april-september. Station Normaldrift [Apr-Sep] Förlustberäkningar för Driftläge 1,2 samt 5 [kwh] T1 Enkeldrift [Apr-Sep] T2 Enkeldrift [Apr-Sep] Besparing T1 Besparing T2 Backen Ersboda Holmsund Hörnefors Klockarb Kvarnfors Laxen Mariehem Sävar Teg Umåker n/a n/a Universitetet Västerslätt Ålidhem Östteg Summa Besparing [kwh] På samma sätt som för 2014 uteslöts station Umåker, en jämförelse mellan 2010 och 2014 visas i graf 1. Graf 1. Jämförelse mellan respektive stationer för april september 2010 samt Summa Förlustbesparing för 14 fördelningsstationer april - september 2014 Total besparing [kwh]

31 3.2.4 Dimensionering av stationer Backen, Kvarnfors samt Laxen Tabeller 7 och 8 visar möjligheter för dimensionering av transformatorer i stationerna där tre stationer med god dimensionerings marginaler valdes. Dessa stationer med dess märkdata representerats med hjälp av tabell 13. Med hjälp av bilaga 5 valdes ny märkdata för de berörda transformatorerna. Antagande medförde att station Backens transformator T1 50 MVA byttes mot en 32 MVA (Märkdata för T2 på samma station användes). Samma antagande gjordes för station kvarnfors. Station Laxen byttes båda transformatorerna, här gjordes antagandet att nya transformatorerna är av samma typ som Västerslätts T1 och T2 (se bilaga 5). Västerslätts transformatorer är av samma spänningsomsättning, tillverkningsåret och de låga belastningsförlusterna i märkdrift var en lockande faktor i valprocessen. Max belastningen för 2014 för stationer Backen, Kvarnfors samt Laxen presenteras i bilaga 20, det är nämnvärt att maxlasten för respektive station övervägdes när valet av nya transformatorer utfördes. Tabell 13. Station Backen, Kvarnfors och Laxen med märkdata. Nuläge Efter Optimering Station Effekt T1/T2 [MVA] Spänning [kv] Pb T1/T2 [kw] P0 T1/T2 [kw] Effekt efter optimering [MVA] Pb T1/T2 [kw] P0 T1/T2 [kw] Backen 50/32 145/11 231,6 17,3 32/32 126,5 17 Kvarnfors 10/6,3 45/11 57,9 10 6,3/6,3 43,7 5,6 Laxen 50/50 145/11 231/228,5 18/18,1 32,5/32,5 126,5/126,2 17/17 Nya förlustberäkningarna presenterats med tabellerna

32 Tabell 14. Redovisning av förlustberäkningar för Station Backen-2, respektive driftlägen. Backen- 2 [T1:32,5MVA, T2:32,5MVA] Normaldrift [T1 &T2] Månad Dagar Förlust [kwh] 1 Januari ,16 2 Februari ,13 3 Mars ,25 Förluster 4 April ,26 Summa År [kwh] 5 Maj , ,6 6 Juni ,61 7 Juli ,13 8 Augusti ,26 Förluster 9 September ,10 Sommar [kwh] 10 Oktober , ,6 11 November ,42 12 December ,57 Enkeldrift T1 Månad Dagar Förlust T1 [kwh] T2 i Tomgång[kWh] 1 Januari , ,77 2 Februari , ,81 Förluster 3 Mars , ,33 Summa bara T1 År [kwh] 4 April , , ,5 5 Maj , ,07 Summa T2 i Tomgång [kw] 6 Juni , , ,5 7 Juli , ,21 Förluster Sommar 8 Augusti , ,04 Bara T1 [kwh] 9 September , , ,1 10 Oktober , ,71 T2 i tomgång [kwh] 11 November , , ,9 12 December , ,80 Enkeldrift T2 Månad Dagar Förlust T2 [kwh] T1 i Tomgång[kWh] 1 Januari , ,01 2 Februari , ,82 Förluster 3 Mars , ,45 Summa bara T2 År [kwh] 4 April , , ,2 5 Maj , ,93 Summa T1 i Tomgång [kw] 6 Juni , , ,2 7 Juli , ,87 Förluster Sommar 8 Augusti , ,08 Bara T2 [kwh] 9 September , , ,9 10 Oktober , ,54 T1 i tomgång [kwh] 11 November , , ,9 12 December , ,72 26

33 Tabell 15. Redovisning av förlustberäkningar för Station Kvarnfors-2, respektive driftlägen. Kvarnfors- 2 [T1:6,3MVA, T2:6,3MVA] Normaldrift [T1 &T2] Månad Dagar Förlust [kwh] 1 Januari ,76 2 Februari ,33 3 Mars ,10 Förluster 4 April ,01 Summa År [kwh] 5 Maj , ,2 6 Juni ,92 7 Juli ,60 8 Augusti ,58 Förluster 9 September ,79 Sommar [kwh] 10 Oktober , ,2 11 November ,94 12 December ,98 Enkeldrift T1 Månad Dagar Förlust T1 [kwh] T2 i Tomgång[kWh] 1 Januari , ,73 2 Februari , ,30 Förluster 3 Mars , ,89 Summa bara T1 År [kwh] 4 April , , ,1 5 Maj , ,40 Summa T2 i Tomgång [kwh] 6 Juni , , ,1 7 Juli , ,60 Förluster Sommar 8 Augusti , ,58 Bara T1 [kwh] 9 September , , ,2 10 Oktober , ,92 T2 i tomgång [kwh] 11 November , , ,4 12 December , ,98 Enkeldrift T2 Månad Dagar Förlust T2 [kwh] T1 i Tomgång[kWh] 1 Januari , ,73 2 Februari , ,30 Förluster 3 Mars , ,89 Summa bara T2 År [kwh] 4 April , , ,1 5 Maj , ,40 Summa T1 i Tomgång [kwh] 6 Juni , , ,1 7 Juli , ,60 Förluster Sommar 8 Augusti , ,58 Bara T2 [kwh] 9 September , , ,2 10 Oktober , ,92 T1 i tomgång [kwh] 11 November , , ,4 12 December , ,98 27

34 Tabell 16. Redovisning av förlustberäkningar för Station Laxen-2, respektive driftlägen. Laxen- 2 [T1:32,5MVA, T2:32,5MVA] Normaldrift [T1 &T2] Månad Dagar Förlust [kwh] 1 Januari ,34 2 Februari ,35 3 Mars ,08 Förluster 4 April ,18 Summa År [kwh] 5 Maj , ,9 6 Juni ,51 7 Juli ,71 8 Augusti ,78 Förluster 9 September ,09 Sommar [kwh] 10 Oktober , ,1 11 November ,99 12 December ,70 Enkeldrift T1 Månad Dagar Förlust T1 [kwh] T2 i Tomgång[kWh] 1 Januari , ,63 2 Februari , ,07 Förluster 3 Mars , ,40 Summa bara T1 År [kwh] 4 April , , ,2 5 Maj , ,67 Summa T2 i Tomgång [kwh] 6 Juni , , ,2 7 Juli , ,97 Förluster Sommar 8 Augusti , ,63 Bara T1 [kwh] 9 September , , ,0 10 Oktober , ,98 T2 i tomgång [kwh] 11 November , , ,0 12 December , ,48 Enkeldrift T2 Månad Dagar Förlust T2 [kwh] T1 i Tomgång[kWh] 1 Januari , ,93 2 Februari , ,63 Förluster 3 Mars , ,84 Summa bara T2 År [kwh] 4 April , , ,0 5 Maj , ,40 Summa T1 i Tomgång [kwh] 6 Juni , , ,0 7 Juli , ,60 Förluster Sommar 8 Augusti , ,43 Bara T2 [kwh] 9 September , , ,5 10 Oktober , ,00 T1 i tomgång [kwh] 11 November , , ,5 12 December , ,41 28

35 4 Resultat och Rekommendationer 4.1 Påverkan på utlösningsvillkoret på lågspänningsnätet Denna del av rapporten byggdes på analyser om hur åtgärder i form av driftoptimeringar av distributionstransformatorer påverkar kortslutningseffekten och strömmarna längst ut i Umeå Energis lågspänningsnät. Resultat har presenterats med hjälp av tabell 4. Det är teoretiskt fullt möjligt, att med fokus på perioden april- september stänga av en av transformatorerna i respektive station (tabell 1). Viktigt att påpeka att dessa valda stationer och dess laster aldrig överskridit märkeffekten av transformatorn, (under 2014). Utan några investeringar kan en transformator ställas av under sommarhalvåret. Långsiktiga åtgärder har föreslagits i tidigare rapport som har större inverkan och kräver större investeringar[7]. Att avställa en transformator under perioden april- september är teoretiskt fullt möjligt till hänsyn av flera viktiga faktorer. Tidigare nämndes att det inte är önskvärt att ställa av en transformator under vinterhalvåret, detta för att lasten inte är hanterbar för en transformator. Annat skäl är att oljans viskositet ökar. Detta gäller för transformatorer som är placerade utomhus, inomhus transformatorer påverkas mindre av detta. Därför behandlas endast åtgärder för sommarhalvåret aprilseptember. I tabell 4 Visas jordslutningsimpedansen (vanligen benämnd förimpedansen), detta är impedansen i anknytningspunkten och densamma som den matande servicekabeln för samma punkt. Det är efter denna impedans säkringar dimensionerats. Tabell 5 beskriver den högsta teoretiska impedansen för respektive säkring, vid denna impedans kommer säkringen att lösa vid 5 sekunder. En jämförelse mellan tabell 4 och 5 visar att förändringarna i driftläge inte har större påverkan på kortslutningseffekterna samt strömmarna, och säkerheten i nätet är intakt även efter att en transformator avställs. För att implementera dessa teorier till praktiska åtgärder måste viktiga faktorer betänkas, här är det viktigt att rekommendationer och slutsatser håller sig inom de fall där extrema fall råder. Det är inte bara en självklarhet att ställa av en transformator, frågor som kan uppkomma är förhållandet av dessa åtgärder till plötsligt avbrott, omgivningens temperatur, klimatförändringar, transformatorns hållning till planerade samt oplanerade överbelastningar. 29

36 Hur påverkar dessa faktorer transformatorns hållbarhet och åldrande? Är dessa driftoptimeringar ekonomiskt försvarbara om skadorna och föråldring på utrustningen blir orsaken till stora investeringar? 4.2 Driftoptimering av krafttransformatorer Noggrannare analys av tabeller 7-8, avslöjade möjligheter som leder till förlustbesparingar. Dessa möjligheter kan uppnås genom avställning av en transformator, med fokus på perioden april- september. Jämförelse mellan förluster (april- september) för driftfall 1, 2 samt 5 (tabell 4) visar att med enkla åtgärder kan teoretiska besparingar på [kwh] uppnås. Tabell 9 illustrerar vilken av respektive transformatorerna är lämpliga för driftsättning under sommarhalvåret(detta är markerade med grå färg). Station Umåker är dock inte lämpligt att användas för enkeldrift och detta gäller för hela året. Anledningen till detta är att Umåker försörjer Volvo Lastvagnar i Umeå och måste ha båda transformatorerna i drift hela året. Under delar av november och hela december 2014 matades station Umåker (med T1 avställd) från station Teg, detta var orsaken till en minskning av belastningsgraden särskilt under december månad. Dessa åtgärder är omedelbara ingripande som inte kräver investeringar Rekommendation för driftoptimering av krafttransformatorer Förlustberäkningarna bekräftade att driftfall 3 samt 4 (tabell 6) anses inte lämpliga, tomgångsförlusterna för den transformatorn orsakade att totala förlusterna ökade. För att uppnå effektivare överföring skulle T1 samt T2 sättas i driftläge 5 under månaderna januarimars samt oktober- december, och driftfall 1 eller 2 ska gälla för sommarhalvåret aprilseptember. För driftläge 1 samt 2 kunde förlustbesparingar optimeras genom att välja rätt transformator. Nedanstående punkter var avgörande under valprocessen: Om T1 och T2 är av samma storlek: Transformatorn med lägsta belastningsförlust vid märkdrift ska väljas, detta på grund av att belastningsförlusterna är proportionella mot belastningsgraden i kvadrat ekvation (5). 30

37 Om T1 och T2 är av två olika storlekar: Transformatorn med största märkeffekten ska väljas, detta på grund av att högre märkeffekt resulterar till lägre belastningsgrad, ekvation (5) Dimensionering av station Backen, Kvarnfors samt Laxen För ytterligare optimeringar valdes nya dimensioner (se avsnitt 3.3.4) för stationer Backen, Kvarnfors och Laxen, se tabell 13. Resultatet visade att besparingarna minskade. Förlusterna ökade när märkeffekten minskades, lägre märkeffekt resulterar till högre belastningsgrad, ekvation (5). Tabell 15. Förlustberäkningar för respektive driftläge 1,2 samt driftläge 5 (tabell 6) efter optimeringar av stationer Backen, Kvarnfors och Laxen. Station Paralelldrift [Apr-Sep] Förlustberäkningar för Driftläge 1,2 samt 5 [kwh] T1 En k e l dri ft [Apr-S e p] T2 En k e l dri ft [Apr-S e p] Besparning T1 Besparning T2 Backen Ersboda Holmsund Hörnefors Klockarb Kvarnfors Laxen Mariehem Sävar Teg Umåker n/a n/a Universitetet Västerslätt Ålidhem Östteg Summa Besparning [kwh] Skillnaden mellan besparingar efter att transformatorer dimensionerats motsvarade en förlustökning med [kwh] för april-september. Därför kan inte åtgärder i form av byte av transformatorer rekommenderas. Ökningen av förluster mot investeringar som måste göras 31

38 är inte ekonomiskt försvarbart, bästa resultatet uppnås med hjälp av rekommendationer i avsnitt Diskussion Rapporten visar på förslag till konkreta besparingsåtgärder som Umeå Energi kan implementera i befintligt nät. Det är viktigt att nämna att det finns självklara synpunkter gällande detta arbete. När det gäller nätstationerna så måste avställningen av transformatorerna ske på ett säkert sätt, därför en god kännedom av Umeå Energis nätupptopologi har stora fördelar. Att utlösningsvillkoret håller sig inom goda marginaler är viktigt, men optimeringar får inte påverka nätets säkerhet samt elkvaliten. Det är nämnvärt (se avsnitt 1.3) att överbelastningar har stor påverkan på transformatorns livslängd. Därför måste hänsyn till hur transformatorerna ska belastas tas under planeringsstadiet. Detta verkar inte vara något större problem för Umeå Energi som följer strikta rutiner och checklistor för driftsättning och avställning av transformatorer. Här kommer personsäkerheten först och därefter utrustningen och egendomen skyddas mot ytterligare risker som kan uppstå under extrema scenarier. Umeå Energis nät är uppbyggt på ett sådant sätt där majoriteten av alla nätstationer kan matas med hjälp av en slinga, och detta minimerar riskerna för överbelastningar om en station med en transformator utsätts för stora problem. Avställning av en transformator i centrala Umeå påverkar inte utlösningsvillkoret, detta gäller för det överdimensionerade nätet i tätorter inom Umeå. Avställning av en transformator har större påverkan ute på landsbyggden där transportsträckor är betydligt längre och nätet mer sårbart. Optimering av detta kräver dock mer tid och större investeringar. För att kunna sammanställa en noggrannare förlustberäkning gällande Umeå Energis fördelningsstationer krävs det mer utförliga mätning av effekterna för respektive station. Detta nämndes tidigare i avsnitt 1.5.2, där mätvärden på den reaktiva effekten var ofullständigt. Jämförelse mellan besparingar för år 2010 och 2014 visade att förlusterna hade minskat med 3 % för sommarhalvåret (2014). Detta beror på att beräkningarna för år 2010 var mer noggrannare (innehåll både den aktiva och den reaktiva effekten). Denna jämförelse visas med hjälp av graf 1. Här kan slutsatsen tas att förlusterna under sommarhalvåret är relativt konstanta och påverkan av de ofullständiga mätdata har en minimal påverkan på resultatet. Att med enkla åtgärder och utan några investeringar ställa av en transformator under sommarhalvåret april september, är i dagsläge det mest effektivaste sättet för att uppnå förlustbesparningar. På grund av transformatorernas storlek [MVA] så kan påföljden av 32

39 överbelastningen vara större (jämfört med nätstationer (se avsnitt 1.3)). Återigen är detta inte av större problem när det gäller Umeå Energis fördelningsstationer, detta på grund av de grundliga rutiner som existerar för driftsättning och avställning av transformatorer. Det är viktigt att nämna att det finns stora möjligheter att ställa av en transformator under längre perioder än april september. Tabell 7 och 8 beskriver belastningsgraden för respektive station där de flesta stationer inte uppnår sin fulla kapacitet större delar av året. Att ställa av en transformator under en längre period medför vissa risker som Umeå Energi måste ta hänsyn till. Dessa risker är beskrivna i nedanstående punkter. Kalla väderförhållande ändrar oljekaraktären i transformatorn (oljenivån sjunker isoleringen försämras). Ökade belastning på den inkopplade transformatorn påskyndar föråldringen på isoleringar i transformatorn. Enkel drift på stationerna eliminerar tillförlitligheten och säkerheten för systemet. Det är fullt möjligt att ställa av en transformator under längre perioder och pumpa oljan igenom ett värmeelement. På detta sätt behålls oljan i gott skikt och transformatorn kan kopplas in vid behov. Men nya förlustberäkningar måste utföras och försluter som orsakas av värmeelementet måste tilläggas till de totala förlusterna för stationen. Detta kan medföra en minskning av förlustbesparingar (kräver ytterligare studier och beräkningar för jämförelse). För att utföra en djupare analys om huruvida det är lönsamt att byta ut transformatorerna i respektive station till en mer anpassande storlek och effektivare modell måste ytterligare studier utföras. Studier och analyser måste ta hänsyn till EU direktiv 2009/125/EG. Detta direktiv kommer att gälla för fas 1 (fr.o.m. den 1 juli 2015) där kravet för ekodesign för små och stora krafttransformatorer måste uppfyllas och behandlar transformatorförlusterna [13]. 33

40 6 Referenser [1] Thomas Franzén, Sivert Lundgren, Transformator Kapitel 2, Elkraftteknik ISBN Studentlitteratur AB. [2] Rejminger, Anders, adjunkt, Transformatorer. Anders Cronqvist redaktör. Elkrafthandboken Elmaskiner ISBN Stockholm: Liber AB. [3] Blomqvist H, Elkrafthandboken Elkraftsystem 2, Elkraftsberäkningar, ISBN , Tredje upplagan, 2012 [4] Elfving G. ABB Handbok Elkraft, Kortslutningseffekt, ISBN , Andra upplagan, feb 1989 [5] Blomqvist H, Elkrafthandboken Elkraftsystem 1, Säkringar, ISBN , Andra upplagan, 2012 [6] Jakobsson Andreas, Projekt Ingenjör Nätbyggnad, UE Elnät AB, Samtalade med Umeå Energi [ ] [7] Krantz Sebastian, Underlag till energieffektiviserande åtgärder i nätstationer Examensarbete 15 hp, Högskoleingenjör i Elkraftteknik, Vt 2014 [8] SEK Handbok 444, Elinstallationsreglerna- SS ISBN , Utgåva 1, 2010 Internet länkar [9] [Hämtad , Energieffektivisering- gör mindre för mindre fel] [10] [Hämtad , Fjärrvärmens historia] [11] [Hämtad ] [12] [Hämtad , Hållbar energi] [13] 6rordning%20548%202014%20av%20den%2021%20maj% pdf [Hämtad ] [14] [Hämtad ] 34

41 7 Bilagor 1 Spänningslagen för Transformatorn Den anslutna spänningen samt magnetflödet: u! t = U! 2 sin ωt V Φ = Φ sin ωt e! t = N!!(!)!" Primär emk:ns effektivvärde: (transformatorformeln) f=frekvensen [Hz] E! = e! 2 = 2π 2 f N! Φ = π 2 f N! Φ = 4,44 f N! Φ N 1 =primärlindningens varvtal Φ = BA =kärnflödets maximivärde i [Vs] A=kärnbenets effektiva järnarea [m 2 ] Flödet Φ är samma i båda lindningarna då gäller: E! = 4,44 f N! Φ (1) E! = 4,44 f N! Φ (2) Division av ekvation (1) och (2) ger:!!!! =!!!! (3) I 0 är liten då görs antagandet att E 1 =U 1 Samt E 2 =U 2 ekvation (3) kan skrivas: U! U! = E! E! = N! N! 35

42 2 Kortslutnings -Ström & Effekt Trefasig kortslutningsström I!! =!!!! (1) Trefasig Korslutningseffekt S! = 3 U I! (2) Med hjälp av ekvation (1) och (2) kan trefasig kortslutningseffekt beräknas: Sk! = 3 U!!! =!!!!! (3) Tvåfasig kortslutningsström I!! =!!!! (4) Tvåfasig Korslutningseffekt Sk! = U! I!! (5) Med hjälp av ekvation (4) och (5) kan tvåfasig kortslutningseffekt beräknas: Enfasig jordlutningsström Sk! = U!!! =!!! =! Sk!!!!!! (6) I!! =!!!! (7) Enfasig Korslutningseffekt Sk! =!!! I!! =!!!!! =!!!!! =!!! =! Sk!!!!!! (8) U n motsvarar huvudspänningen i punkten felet inträffar, Z är impedansen fram till felstället. 36

43 3 Impedansberäkningar Impedans Föreliggande Nät: Z!ä! =!!!ä!!!!ä! (1) För att räkna om impedansen till en annan spänningsnivå kan ekvation (2) användas: Exempel beräkna Z Nät hänfört till 0,4kv nivån: Z!ä!!,! =!!!ä!!,!!!!ä! (2) Impedans Transformator: Z! =!!!!!""!! (3) Impedans Ledningar: Z! = Lednings Längd (R! + jx! ) (4) Där R L är ledningens Resistans, X L är ledningen induktiva reaktans. Z L är ledningens impedans per fas enligt: Z! = R!! + X!! (6) 37

44 4 Tid-Strömkurvor 38