Jämförelse mellan GIS- och AIS-system för elkraftmatning till innerstadsområden

Transkript

1 Jämförelse mellan GIS- och AIS-system för elkraftmatning till innerstadsområden ABB har studerat olika alternativ för elkraftmatning till innerstadsområden. Resultaten visar att en kombination av gasisolerade högspänningsställverk (GIS) och högspänningskabelsystem ger viktiga fördelar i jämförelse med system som bygger på luftisolerade ställverk (AIS) och friledningar. GIS-ställverk är kompakta och flexibla och är därför enklare att placera nära förbrukarna, vilket tillåter mycket effektivare konfiguration för både högspänningsnätet och mellanspänningsdistributionsnäten. Besparingarna i investerings- och driftskostnader kompenserar för de högre kostnader per komponent, som är förbundna med GIS-anläggningar och kabelsystem. Bland fördelarna kan nämnas högre tillförlitlighet och möjligheten att integrera ett fullständigt GIS-ställverk i en befintlig byggnad om det inte skulle finnas någon tomtmark tillgänglig. F örutom den viktiga roll elektriska matningssystem spelar i moderna marknadsekonomier har de också stor inverkan på miljön. Därför påverkas de av sociala paradigmskiften. Det är en orsak till att moderna mellanspänningssystem för matning av storstadsområden nästan alltid byggs i form av kabelnät med inomhusställverk. Förutom den minskade "estetiska föroreningen" som påverkar vårt dagliga liv, möjliggör gasisolerade ställverk (GIS) tillförlitliga och flexibla lösningar för högspänningssystem i områden med hög förbrukartäthet och där det inte finns plats att bygga stora ställverksanläggningar. Matningssystem till storstadsområden som kombinerar GIS-teknik och högspänningskabel är säkra, tillförlitliga och miljömässigt fördelaktiga 1. En direkt jämförelse av komponentinvesteringarna för identiska ställverkskonfigurationer visar att GIS-varianten visserligen är dyrare per komponent än motsvarande luftisolerade ställverkslösning (AIS). Men en sådan jämförelse tar inte hänsyn till faktum att det blir en mycket effektivare nätverksstruktur om transformatorstationen kan placeras nära förbrukarna. Detta gäller på både högspännings- och mellanspänningsnivå. Därmed minskar såväl investerings- som driftskostnaderna. För att kvantifiera skillnaderna mellan AIS- och GIS-tekniken på högspänningsoch mellanspänningsnivåerna i ett matningssystem för ett storstadsområde studeras ett befintligt kraftnät med en maximal uttagen effekt på 120 MW. Mellanspänningsnätet har i exemplet optimerats för var och en av högspänningsnätvarianterna (GIS och AIS), i vardera fallet för Werner Zimmermann André Osterholt Dr. Jürgen Backes ABB Calor Emag Schaltanlagen AG distributionsspänningar på 10 kv respektive 20 kv, så att fyra olika hög- och mellanspänningsnät kan utvärderas. Jämförelsen bygger på livscykelkostnader för de olika matningsprinciperna. Konstruktion av de olika AIS/GIS-nätverksvarianterna Högspänningsnät Den optimala placeringen för högspänningsinmatningspunkterna till distributionsnätet beror i hög grad på vilken teknik (AIS eller GIS) som väljs för högspänningssystemet. Det finns sällan tillräckligt mycket tomtmark för en AIStransformatorstation, och skulle det mot förmodan finnas utrymme för en sådan är kvadratmeterpriset mycket högt. Men det är inte bara det mindre utrymmesbehovet som gör GIS till det billigare alternativet: GIS är dessutom ett ekonomiskt bättre alternativ i samband med utbyggnad eller utbyte av befintliga transformatorstationer. En tomt i ett innerstadsområde som tidigare har använts för en luftisolerad anläggning kan säljas eller hyras ut, så att den genererar en inkomst som kan bidra till att finansiera den nya transformatorstationen. Den kompakta GIS-tekniken gör det möjligt att integrera en högspänningstransformatorstation i en befintlig byggnad, eventuellt med tillbyggnad av en våning eller utgrävning av en källare. Utrymmesfrågan sträcker sig längre än till själva transformatorstationen, faktiskt ända ut till högspänningsanslutningarna. Friledningar är idag inget rimligt alternativ för innerstadsområden. Och även om det skulle finnas koncession på en friledning kan det utrymmet oftast utnyttjas mer ekonomiskt på andra sätt. Bland typiska invändningar mot friledningar kan nämnas att de förfular miljön och genererar elektromagnetiska fält, vars effekter är föremål för ständig och intensiv allmän debatt. Moderna högspänningskablar erbjuder inte bara hög tillförlitlighet utan dessutom vissa tekniska fördelar i jämförelse med friledningar. Med tanke på dessa as- ABB Tidning 2/

2 Genom att använda gasisolerad ställverksutrustning från ABB kunde transformatorstationen på 132 kv i Barbaña i centrum av spanska Orense byggas i en källare under en park och därmed smälta in fullständigt i miljön. Parkens vattenfall fungerar som värmeväxlare och vattenbruset döljer fläktbullret km pekter finns det idag inget realistiskt alternativ till högspänningskabel för matning av storstadsområden. 2.7 km 3.7 km TS1 TS3 63 MVA TS2 GIS GIS-varianten 2 som betraktas i studien består av tre högspänningstransformatorstationer i innerstaden. Anslutningen till det omgivande 110 kv-nätet utgörs av tre kablar som dras från närmaste högspänningstransformatorstation till huvudstationen för innerstadens högspänningsnät. Denna huvudstation är utförd med dubbla samlingsskenor, en lösning som gör det möjligt att underhålla den ena samlingsskenan utan att hela statio MVA 4.1 km 27.8 MVA GIS-variant av 110 kv-nätet 2 TS1,2,3 Transformatorstationerna 1, 2, 3 20 ABB Tidning 2/1999

3 nen behöver frånskiljas. De övriga stationerna i högspännings-kabelringen, vilka också är placerade i stadskärnan, är transformatorstationer av H-typ med busslänk. Även dessa är utförda för att tillåta underhåll och reparation i gasvolymerna på halva samlingsskenan medan den andra halvan fortfarande är i drift. TS1 3 km 4.2 km AIS I AIS-varianten 3 finns en friledningsring kring förbrukarregionen. Friledningsringens högra halva består av dubbla linjer (på grund av lastflödena). Liksom i GISvarianten består huvudhögspänningsstationen av ett dubbelt samlingsskensystem, medan övriga högspänningstransformatorstationer har H-konfiguration. Transformatorstationen TS2 har dubbel T-anslutning till den dubbla friledningen, medan transformatorstationen TS3 är kopplad till enkelledningen på vänster sida. På grund av det större utrymme som krävs för ställverksutrustningen måste dessa transformatorstationer placeras i mindre tätbefolkade områden utanför innerstaden. Den yttre ringen är ansluten till transformatorstationerna via dubbla ledningar, dvs. det finns två kretsar på samma stolpar. Denna lösning utnyttjar tillgängligt utrymme effektivt. Nackdelen är att tillförlitligheten minskar i högspänningsmatningen, eftersom båda kretsarna kan lösa ut av samma skäl ( common mode failure, exempelvis på grund av överslag i backriktningen från jordlinan till båda kretsarna som följd av blixtnedslag i jordlinan eller kontakt med träd). Mellanspänningsnät En jämförelse mellan GIS- och AIS-varianterna som uteslutande bygger på skillnaderna i högspänningsnätkonfigurationen är alltför begränsad, eftersom placering av högspänningstransformatorstationerna har avgörande betydelse och inverkar kraftigt på mellanspänningsnätets struktur. Studien utgår därför från belastningssituationen i ett faktiskt storstadsnät, inkluderande lastvärdena och 5.6 km TS3 1km 30.3 MVA SS MVA 11.6 km AIS-variant av 110 kv-nätet TS4 den geografiska placeringen av mellanspännings-transformatorstationerna 4. Om en radiell struktur väljs för ett mellanspänningsnät uppstår många möjliga nätverkskoncept. Förutom skillnader sett till initiala kapitalkostnader påverkar det också driften av nätet i hög grad. Varje kraftbolag har sina egna planeringsregler, beroende på vilken av nätverkskonfigurationen som har valts för att uppfylla kundernas krav, och utgående från den geografiska placeringen av mellan-spänningslasterna. 1.6 km TS1,2,3,4 Transformatorstationerna 1,2,3,4 SS1,2 Satellitstationerna 1, 2 SS2 35 MVA TS2 2 km 33.2 MVA 8.6 km 1 km Planeringsregler De tekniska begränsningarna för varje nätverksvariant är det tillåtna spänningsbandet och den maximalt tillåtna kortslutningseffekten. Dessa data styrs av ställverkets kapacitet. Vidare måste ytterligare några konstruktionsregler formuleras: Användning av standardkomponenter: XLPE-mellanspänningskablar med aluminiumledare som har tvärsnittsarean 150 mm 2 (distributionskablar) och 240 mm 2 (transmissionskablar) 110 kv-mellanspänningstransfor- 3 ABB Tidning 2/

4 matorer med märkeffekten 31,5/40 MVA Öppen topologi för distributionsnätet. Distributionskablarna utgår från mellanspänningsskenan i hög-/mellanspänningstransformatorstationerna, löper mellan kundens transformatorstationer och återvänder till mellanspänningsskenan i samma högspänningsstation som de utgick från. Under normal drift är en av kablarna i ringen öppen för att förenkla skyddsfunktionen. Varje hög-/mellanspänningstransformatorstation har sin egen backup-transformator som gör det möjligt att underhålla en transformator utan att behöva manövrera några brytare i mellanspänningsnätet. Maximalt 14 kundtransformatorstationer i samma krets. Detta begränsar 1.4 MW 2.7 MW antalet kunder som skulle få matningsavbrott i händelse av fel i mellanspänningsnätet, eftersom endast den inmatning som är ansluten till hög-/mellanspänningsstationens skena är utrustad med överspänningsskydd och brytare. Normal belastning av matningskablarna, så att värsta fallet (matningsfel nära hög-/mellanspänningstransformatorstationen) inte belastar någon kabel med mer än 120 % av dess kapacitet. Den maximala belastningen 5,2 MVA per kabel vid 10 kv (10,2 MVA vid 20 kv) vid början av planeringsperioden tar hänsyn till den minskade kapaciteten för kablar som löper i samma kabelgrav nära transformatorn, liksom till en viss marginal för lasttillväxt under planeringsperioden. Distributionskapacitet och märklast för mellanspänningstransformatorstationer används som utgångspunkt för jämförelse mellan GIS- och AIS-system. 5.5 MW 4.9 MW 10 MW 11.3 MW 7.4 MW 3.1 MW 0.9 MW 11.3 MW 19.7 MW 7.1 MW 6.7 MW 4.5 MW 1.3 MW 3.6 MW 4.2 MW 7.4 MW 3.9 MW 8.4 MW 1.5 MW 1.7 MW 1.5 MW 0.5 MW 6.2 MW 1.9 MW 0.4 MW 0.2 MW 7.7 MW 6.1 MW 2.3 MW 1.1 MW 2.9 MW 1.8 MW 3.5 MW 0.3 MW 0.9 MW 0.8 MW 0.5 MW 4 Planeringsresultat Den inneboende flexibiliteten i ett GISställverk gör det möjligt att placera inmatningspunkterna nära förbrukningscentra 5. Den första effekten av detta påverkar antalet laster som betecknas som optimalt för varje högspänningstransformatorstation och därmed dess installerade transformatorkapacitet. För det andra minskar erforderlig effektöverföringskapacitet i mellanspänningsnätet, vilket i sin tur innebär en ytterligare besparing eftersom mellanspänningskablarnas tvärsnittsarea kan minskas. För det tredje undviks transmissionsförluster. Minskningen i driftskostnader på grund av denna tredje fördel är särskilt uppenbar vid låga distributionsspänningar. Dessa allmänna effekter återspeglas av de resultat som uppnås med de beskrivna nätverkslösningarna. Mellanspänningsnätet som får sin energi från GIStransformatorstationer består av radiella (öppna) grenar, vilka alla matas från mellanspänningsskenorna i högspänningstransformatorstationerna. Den perifera placeringen av transformatorstationerna i AIS-varianten gör det nödvändigt att bygga ytterligare satellitstationer 6. Dessa har fjärrmanövrerade mellanspänningsskenor som matas från högspänningstransformatorstationerna via flera parallella och selektivt skyddade transmissionskablar. Tillförlitligheten är jämförbar med den för mellanspänningsskenorna i högspänningstransformatorstationerna, men lösningen kräver en extra kapitalinvestering och orsakar tillkommande förluster. AIS-varianten med en spänning på 10 kv kräver sex parallella kablar från högspänningsinmatningspunkten till satellitstationen, medan 20 kv-varianten kräver fyra kablar. Dessa satellitskenor, liksom mellanspänningsskenorna i högspänningsstationerna, matar effekt till mellanspänningsstationerna via öppna kretsar km 22 ABB Tidning 2/1999

5 TS1 TS2 TS1 TS2 TS4 TS3 TS3 Topologi för GIS-varianten med inmatningspunkter nära förbrukarcentra (distributionsspänning 20 kv) TS1,2,3 Transformatorstationerna 1, 2, 3 5 Topologi för AIS-varianten med perifera transformatorstationer och tillkommande satellitstationer (distributionsspänning 20 kv) TS1,2,3,4 Transformatorstationerna 1, 2, 3, 4 6 Kostnadsjämförelse mellan GIS och AIS 7 och 8 jämför kostnaderna för AIS- respektive GIS-varianterna (siffervärdena för komponenter och externa tjänster gäller den tyska marknaden). En räntesats på 8 % och en inflation på 3 % har antagits för nuvärdesberäkningen. En lasttillväxt på 1,5 % per år (linjärt) har antagits och nuvärdet har beräknats för en planeringshorisont på tio år. Noteras bör att planeringstider på 20 och mer, år som ofta har använts tidigare för att utvärdera olika varianter, inte är realistiskt i dagens snabbt föränderliga marknadsmiljö. Den första kostnaden som måste beaktas i jämförelsen är den för högspänningsställverksutrustningen. Där är kostnaden betydligt högre för GIS- än för AISlösningen. Noteras bör emellertid att skillnaden i total systemkostnad är relativt sett mindre än skillnaden i kostnaden för enskilda komponenter (t.ex. ställverksfack). Detta beror på att den inneboende flexibiliteten i GIS-/kabeltopologin tillåter en effektivare konfiguration av högspänningsnätet, vilket leder till minskat antal högspänningsstationer (3 för GIS, 4 för AIS) och dessutom ett mindre antal ställverksfack per högspänningsstation. Om vi sedan betraktar kostnaderna för 110 kv-anslutningarna ser vi en liknande Kostnadsjämförelse mellan GIS- och AIS-varianterna (nuvärde sett över en period på tio år) CV rel 45 % CV rel 10 Relativt nuvärde 5 0 Friledningar / kablar för 110 kv Transformatorer för110 kv 110 kv-ställverksutrustning Ställverksutrustning för mellanspänning Kablar för mellanspänning bild. Även om kabellängden i GIS-varianten är mycket mindre än friledningarnas längd med AIS blir kapitalkostnaden för utrustning och anläggningsarbeten högre för GIS-varianten. Instrumentering och kontroll Förluster AIS ( 20kV ) AIS ( 10kV ) GIS ( 20kV ) GIS ( 10kV ) Underhåll och reparation Mark och anläggningsarbeten Avbrottskostnader 7 ABB Tidning 2/

6 CV rel 100 % AIS ( 20kV ) AIS ( 10kV ) GIS ( 20kV ) GIS ( 10kV ) Jämförelse mellan livscykelkostnader för GIS och AIS (nuvärde sett över en period på tio år) CV rel Relativt nuvärde 110 kv-ställverks- Mellanspännings- Tomtmark/ utrustning ställverksutrustning byggnadskostnader 110 kv-ledningar/ Mellanspännings- Förluster -kablar kablar 110 kv-transformatorer Styr- och instrumen- Underhåll/reparation teringssystem Skillnaden i kostnad för 110 kv-transformatorerna beror på det olika antalet transformatorer i de båda varianterna. I fallet GIS i transformatorstationen TS1 krävs två transformatorer för normal drift, varför det endast behövs en extra enhet för backup. AIS-varianten kräver en dedicerad backupenhet för transformatorn i varje högspänningstransformatorstation. Ytterligare en faktor som talar för GISvarianten är kostnaden för ställverksinstallationer på mellanspänningsnivån. Skillnaden här beror på de tillkommande ställverksfack som behövs för satellitstationerna i AIS-konfigurationen. Kostnaden för mellanspänningskabel är mycket hög för båda varianterna (omkring 40 % av livscykelkostnaden betraktat som nuvärde). Absolutvärdet, liksom skillnaden mellan AIS och GIS, visar hur viktigt det är att jämföra fullständiga matningskoncept i stället för att bara studera själva högspänningsstationerna, om resultaten ska bli tillförlitliga och realistiska. Högspänningsinmatning nära förbrukarcentra minskar kostnaden för mellanspänningsnätet betydligt. Det mindre antalet högspänningsstationer, avsaknaden av fjärrstyrda mellanspänningssatellitstationer och det mindre antalet högspänningsanslutningar minskar också kostnaderna för sekundärutrustning (t.ex. för skydd, styrning och instrumentering) i GIS-varianten. Dessutom är kostnaden för tomtmark, fundament och byggnader lägre för GISvarianten. Detta beror på den mindre yta som behövs, vilket faktiskt kan kompensera för det högre kvadratmeterpriset i innerstadsområden. Dessutom kan ett GIS-ställverk integreras i källaren till en befintlig byggnad och därmed få erforderligt utrymme utan behov av extra tomtmark. Eftersom denna lösning fortfarande är ovanlig i Tyskland har den inte beaktats i jämförelsen. I Sydostasien och 8 i andra regioner har kraftbolagen ofta utnyttjat denna möjlighet att installera högspänningsstationer i tätbefolkade förbrukarcentra. Skillnaden i nuvärde för förlusterna kvantifierar de tillkommande transmissionslasterna i mellanspänningsnätet. Med GIS går det att uppnå en besparing på ca 25 %. Det är kostnader som dessa som understryker i hur hög grad resultatet beror på de grundläggande antagandena för jämförelsen, t.ex. räntesatsen och planeringshorisonten. Den korta planeringshorisont som valts för denna jämförelse innebär att besparingarna med GIS sett till förlusterna underskattas. När AIS- och GIS-komponenter av modernaste slag används minimeras kostnaderna för underhåll och inspektion. Som jämförelsen visar har underhållskostnaderna ingen inverkan på rankningen av varianterna. GIS-varianten uppvisar de lägsta kostnaderna, eftersom den kräver färre inspektioner (varje GIS-fack behöver inspekteras en gång vart åttonde år, AIS-facken en gång vart femte år). Dessutom finns det flera ställverksfack i AIS-varianten. Den slutliga faktorn i jämförelsen är avbrottskostnaden, dvs. kostnaden i förbrukaränden som följd av matningsavbrott. Även om det är kunden som står för räkningen i detta fall, medför dessa kostnader att icke-tillförlitligheten i nätverket kan ges ett värde i pengar. Det finns också betydande skillnader mellan 10 kv- och 20 kv-matning på mellanspänningsnivån. Ett 20 kv-nät kan överföra ungefär dubbelt så mycket effekt som ett 10 kv-nät med samma ledartvärsnittsarea. Detta förhållande kan antingen utnyttjas för att minska investeringskostnaden i primärutrustning (på grund av det lägre antalet mellanspänningskablar) eller för att minska förlusterna med oförändrad kabeldimension. Denna effekt kan inte utnyttjas till fullo i den faktiska planeringen. Det maximala antalet mellanspänningstransformatorstationer, som kan matas via samma kabel i områden med hög förbrukartäthet, begränsas inte bara av strömöverförings- 24 ABB Tidning 2/1999

7 förmågan i matningskablarna utan även av behovet att hålla antalet kunder som påverkas av ett och samma fel så lågt som möjligt. En annan begränsande faktor ligger i den öppna topologin: Mellanspännings-transformatorstationerna måste tilldelas två halvkretsar, av vilka båda startar från högspänningstransformatorstationens skena och länkas till den andra via en sektionering i nätverket. Kostnadsjämförelsen för GIS- och AISvarianterna i fallet 20 kv-nät visar på mindre skillnader i förluster och i investeringar för mellanspänningskabel. Emellertid är kostnaderna fortfarande betydligt (ca 4 %) högre i AIS-varianten. Den direkta jämförelsen av 20 kv- och 10 kv-varianterna för motsvarande högspänningsteknik visar på en fördel med 20 kv-lösningen. Detta resultat är plausibelt och ligger i linje med aktuell planeringserfarenhet. IF TS1 SS1 TS2 SS2 TS3 TS4 Avbrottsfrekvens (IF) på mellanspänningsskenorna i högspänningstransformatorstationen TS1,2,3,4 Transformatorstationerna 1,2,3,4 SS1,2 Satellitstationerna 1, 2 GIS AIS 9 Tillförlitlighet för AIS- respektive GIS-varianterna Tillförlitlig energimatning är av särskilt stor vikt i storstadsområden där lasttätheten är hög och användarna är känsliga för avbrott. Anläggningens uppträdande i samband med avbrott och återkomst av matning är ett område där det finns grundläggande skillnader mellan GIS-/kabellösningen och AIS-/friledningslösningen, åtminstone vad de stora förbrukarna beträffar. Fel på 110 kv-kablar är sällsynta och de beror i de flesta fall på grävskador. Eftersom högspänningskablar är djupare nedgrävda än mellanspänningskablar, som placeras ovanför högspänningskablarna, får högspänningskablarna en viss grad av extra skydd. Om högspänningskabeln i sig själv inte är tillräckligt robust (exempelvis skyddad av ett omgivande stålrör, som i fallet rörledningskabel) kan cementtunnlar användas för att ge nödvändigt skydd. Detta minimerar felfrekvensen även i områden där storskaligt byggnadsarbete förekommer. Förutom själva kostnaden är den huvudsakliga nackdelen med högspänningskablar att reparation tar lång tid, eftersom kablarna måste skarvas av personal från kabelleverantören. Det karakteristiska uppträdandet för friledningar skiljer sig något från det som är typiskt för kablar. Friledningar kännetecknas av frekventa avbrott men korta avbrottstider. För att hålla friledningssystem kompakta är det vanligt att dra parallella kretsar på samma stolpar. Som nämnts tidigare kan en enda händelse därför leda till fel på flera kretsar samtidigt. Denna aspekt är viktig och måste beaktas i varje tillförlitlighetsjämförelse. Tabell 1 visar de värden som används i tillförlitlighetsberäkningar för högspänningssystem i form av friledningar respektive kabel. Det höga värdet på felfrekvensen är en pessimistisk uppskattning där majoriteten av felen antas bero på externa kabelskador. En tillförlitlighetsberäkning genomfördes för att kvantifiera skillnaden mellan 110 kv-varianterna av AIS- och GIS-koncepten. Beräkningen si- Tabell 1: Tillförlitlighetsdata för kablar och friledningar (110 kv) Avbrottsfrekvens 1) per år och 100 km Högspännings- kort friledning (1 krets) lång Högspännings-friledning (gemensamma fel) Högspännings- kort kabel lång ) Oberoende, stokastiska fel Tid för reparation (h) ABB Tidning 2/

8 140 GIS 120 AIS n IF Fördelning av avbrottsfrekvens utgående från kundernas erfarenhet 10 n Antal mellanspänningsnoder IF Område för avbrottsfrekvenser (per år, övre värde) mulerar relevanta komponentfeltyper och utvärderar och kvantifierar konsekvenserna för kunderna. Komponentuppträdandet har hämtats från tidigare insamlad felstatistik. Resultatet av denna beräkning visas i tiva skydd som finns för de parallella transmissionskablarna mellan transformatorstationerna och satellitstationerna. Varken ett enkelfel eller multipelfel på kablarna kommer att påverka satellitstationerna så länge skydden fungerar korrekt. 9. Det framstår tydligt att avbrottsfrekvensen Som framgår av 10 finns det inga betydande är mycket lägre för GIS-/kabel- varianten, även om höga felfrekvenser för högspänningskablarna har antagits. Inverkan på tillförlitligheten märks vid mellanspänningsskenorna till högspänningstransformatorn. Värdena för GIS ligger i storleksordningen 0,01 per år, dvs. ett avbrott per period om 100 år. Avbrottsfrekvenserna för AIS-transformatorstationerna TS1 och TS4 ligger i samma storleksordning, medan TS3 och framför allt TS2 uppvisar högre avbrottsfrekvens (en faktor 3 till 4). Orsaken är inmatningen via dubbla friledningar som har antagits i båda fallen, och då det gäller TS2 dessutom den dubbla T-anslutningen till den omgivande matningsringen (alltså en dubbel friledning). Värdena för satellitstationerna som matas från TS1 och TS2 är desamma som för mellanspänningsskenorna till högspännings-transformatorstationerna. Detta är plausibelt på grund av det selekvarianterna skillnader mellan AIS- och GISvarianten, inom mellanspänningsnätet i sig själv. Orsaken ligger i den radiella utformningen av mellanspänningskretsarna. Varje fel medför att motsvarande matningspunkt löser ut och avbryter matningen till samtliga förbrukare inom samma halvkrets. Detta matningsavbrott åtgärdas vanligen genom brytarmanövrering (manuell eller fjärrstyrd). Det stora antalet händelser i mellanspänningsnätet i jämförelse med antalet i 110 kv-systemet är styrande för avbrottsuppträdandet och garanterar komparativ tillförlitlighet vid samtliga förbrukarnoder. Denna effekt understryks av den jämförbara avbrottskostnaden för AIS och GIS 7. I fall där specialtariffkunder även är anslutna till högspänningstransformatorstationen via parallella kablar, överförs tillförlitligheten för högspänningstransformatorstationen direkt till kunden, vilken i detta fall drar fördel av GIS-lösningen. Sammanfattning Även om GIS-lösningen initialt förefaller dyrare är den samtidigt så flexibel att högspänningstransformatorstationerna kan placeras optimalt. Antalet inmatningspunkter från högspänningssystemet kan optimeras och transmissionsbelastningen på mellanspänningsnätet minskas. Detta medför betydligt lägre investerings- och driftskostnader, som mer än väl kompenserar GIS-anläggningarnas och högspänningskablarnas högre pris. En annan fördel med kombinationen GIS/kabel är den högre tillförlitligheten i jämförelse med lösningen AIS/friledning. Stora förbrukare som är kopplade till högspännings-transformatorstationen via parallella mellanspänningskablar märker av tillförlitlighetsökningen i den dagliga driften. Och eftersom detta är en inneboende fördel i GIS-/kabelvarianten innebär det ingen tillkommande kostnad för nätverksoperatören. GIS-tekniken erbjuder ytterligare fördelar som är svårare att kvantifiera men som kan vara avgörande för genomförandet av ett projekt. Ett exempel är möjligheten att fullständigt integrera en GIStransformatorstation i en befintlig byggnad i fall då det inte finns någon tomtmark tillgänglig. Sammanfattningsvis är GIS en ekonomisk, flexibel och tillförlitlig lösning för matningssystem i områden med hög lasttäthet. Författarnas adress Werner Zimmermann André Osterholt Dr. Jürgen Backes ABB Calor Emag Schaltanlagen AG Käfertaler Str. 250 D Mannheim werner.zimmermann@deace.mail.abb.de andre.osterholt@deace.mail.abb.de juergen.backes@deace.mail.abb.de 26 ABB Tidning 2/1999