Är en planeringsnivå som är låg och borgar för hög elkvalitet alltid det rätta? Naturligtvis är frågan väldigt komplex, och på kundnivå finns det troligtvis många olika svar. Kunder med elkvalitetsproblem som härrör från underdi-mensionerade nät, tycker naturligtvis att nätet skall byggas om och dimen-sioneras för högre elkvalitet. Andra kunder fördrar lägre nätavgifter framför högre elkvalitet. Dessutom ställer en hög nätstyrka krav på kundens egen anläggning som måste dimensioneras för höga kortslutningsströmmar. Anledningen till att det idag finns nätområden med låg elkvalitet, på grund av deras dimensionering, härrör från gamla dimensioneringskrav. Ett exempel på ett sådant är att nätföretagen i Sverige traditionellt har dimensionerat lågspänningsnäten för symmetrisk trefaslaster. Detta förklaras mer noggrant i kapitel 11. När sedan Sverige gick med i EU har detta ändrats.
Innan EU-inträdet var alla större hushållslaster, exempelvis spisar, värme-pumpar och vattenvärme-pumpar trefasiga för att få anslutas till det svenska el-nätet. I andra delar av Europa fanns inte dessa bestämmelser utan de har haft en lång tradition av enfasiga maskiner och apparater. Fördelen med de enfasiga maskinerna är att de i många fall är billigare att tillverka än de trefasiga, dessutom krävs det ingen elektriker för att göra den fasta trefa-sanslutningen utan det är bara att ansluta maskinen i ett vanligt vägguttag. Nackdelen med de enfasiga apparaterna är att de leder till större förluster i elnäten och påverkar elkvaliteten negativt. Detta förklaras mer ingående in kapitel 11.
Då Sverige haft en lång tradition av trefaslaster har de svenska nätföretagen dimensionerat sina nät för detta. Detta visar sig idag i form av i första hand flimmerproblematik i lågspänningsnäten och tyvärr är det många lågspän-ningsnät som idag inte uppfyller kraven på god elkvalitet som måste byggas om. Slutsatsen av detta är att det kan vara vanskligt att dimensionera el-näten efter lasttyper och förbrukningsbeteenden som finns hos kunder idag. Det vill säga att när ett elnät dimensioneras idag bör det överdimensione-ras något för att säkerställa att det fungerar även i framtiden. Framtiden är
omöjligt att känna till redan idag, men det förefaller inte osannolikt att ex-empelvis elbilar kommer att bli vanligare. För att ladda elbilarna kommer det att krävas likriktare som likriktar AC-spänningen och dessutom ofrånkomligt skapar övertoner och dessutom kommer hela elnätet att belastas mycket mer. Det är naturligtvis bättre, på kort sikt, för ett elnätsbolag att i dagsläget göra en mindre investering som svarar mot dagens behov. Tänkvärt är att investe-ringar i ett elnät ska och bör göras med en teknisk livslängd på åtminstone 30-40 år.
9 Effekt
Effekt är en momentan storhet och definieras av det arbete som uträttas per tidsenhet eller det omvända, energin E är tidsintegralen av effekten p(t) det vill säga:
E = Z
p(t) dt ⇐⇒ p(t) = dE dt
I figur 23 syns två olika kunders simulerade effektuttag under en timme. Den första kunden har en last som varierar mycket, vilket syns på effektuttagets min- och maxvärde som i detta fallet är 0.2 MW och 5, 5 MW . Den andra kunden har en mer konstant last vars effektuttag inte varierar lika ofta och med mindre amplitud. Effektens min- och maxvärde är 1, 7 MW respektive 2, 3 MW.
Energiförbrukningen hos de både kunderna i figur 23 ges av arean under de respektive kurvorna. Vattenfall och andra elnätsföretag mäter energiförbruk-ningen hos kunderna för att använda som underlag till debiteringen. Kunder som är anslutna direkt till mellan- eller högspänningsnäten är effektkunder. Det finns även effektkunder i lågspänningsnäten. Effektkunder betalar en av-gift som beror på deras effektbehov och energiförbrukning. Av tradition och enligt branschpraxis och via myndighetsstyrt regelverk, mäts dessa effekter som en medeleffekt under en timme. Det görs genom att energiförbrukning-en mäts under varje timme, det vill säga antalet förbrukade kWh eller för större kunder antalet MWh under den aktuella timmen dividerad med 1 h. Enheten för detta blir kWh/h respektive MWh/h vilket har samma storhet som effekt, men är en medeleffekt som beskrivs av:
Figur 23: Två kunders olika effektuttag Pmedel = 1 t2− t1 Z t2 t1 p(t) dt
Att medeleffekten inte säger något om kundens momentana uttag av max-effekt inses om medelmax-effekterna för de två olika kunderna i figur 23 räknas ut och jämförs med deras högsta momentana effektuttag. I detta fall, som är simulerat, har faktiskt kund 1 medeleffekten 1.8 MW som är mindre än kund 2 som har medeleffektbehovet 2.0 MW. Dessa världen ska jämföras med de momentana maxeffekter kunderna har där kund 1 har ett mycket varierande effektuttag och tar ut effekter så höga som 5, 5 MW medan kund två har ett jämnare effektuttag centrerat runt 2 MW.
9.1 Effektkund med stora lastvariationer
Ett exempel från verkligheten med en kund som har stora lastvariationer är följande:
I figur 24 visas max- och minvärdet av spänningen och strömmen, för varje minut, i de tre faserna. Elkvalitetsmätaren är alltså inställd så att lägsta och högsta värdet på spänningen och strömmen sparas varje minut. Kundens last är en ljusbågsugn som har stora lastvariationer. När ljusbågsugnen körs
Spänning och ström min, max 12:20 2009-11-16 Monday 12:40 13:00 13:20 13:40 14:00 14:20 14:40 15:00 21000 22000 23000 24000 25000 26000 Volts A Vrms (max/min) 22000 23000 24000 25000 26000 Volts B Vrms (max/min) 21000 22000 23000 24000 25000 26000 Volts C Vrms (max/min) 0 500 1000 1500 Amps A Irms (max/min) 0 500 1000 1500 Amps B Irms (max/min) 0 500 1000 1500 Amps C Irms (max/min)
Figur 24: Spänningen och strömmen i de tre faserna
i början och i slutet av mätningen varierar strömmens effektivvärde mellan 120 A och drygt 1500 A varje minut, samtidigt varierar spänningen mellan 21 kV och 26 kV. Mellan klockan 12:40 och 13:30 är spänningsvariationerna små vilket även gäller strömmen. Klockan 13:30 slås ett kondensatorbatteri ifrån vilket även det syns i figuren som ett spänningssprång nedåt.
Max- och minspänning Max- och minström Flimmer [Pst, 1 min] 12:20 2009-11-16 12:40 13:00 13:20 13:40 14:00 14:20 14:40 15:00 0 250 500 750 1000 1250 1500 Amps A Irms (max/min) 0.0 2.5 5.0 7.5 10.0 12.5 15.0 17.5 A VPst 21000 22000 23000 24000 25000 26000 Volts A Vrms (max/min)
Figur 25: Spännings, ström och flimmer i fas L1
I figur 25 visar samma mätning som figur 24 men endast i fas L1 och dess-utom framgår flimmernivån för varje minut i form av Pst. Det som tydligt framgår är att de mycket kraftiga flimmerstörningarna är inre störningar som uppkommer när kundens lastströmmar varierar. Flimmer ska enligt standard högst ha ett flimmervärde Pst = 1. Notera dock att standardens flimmervär-de är 95% värflimmervär-det unflimmervär-der 10 minuter och att mätvärflimmervär-dena här är 95% värflimmervär-det under varje minut.
Slutsatserna som går att dra hittills är att nätet inte är dimensionerat för dessa stora effektuttag eller med andra ord strömuttag. Vems är då felet? Är det kunden som tar ut för stora strömmar eller är det nätbolaget som har för klent nät för att kundens ska kunna ta ut stora strömmar? Svaret beror naturligtvis på hur avtalet mellan kund och nätägare ser ut. Kunden borde aldrig ha fått tillåtelse att ansluta en sådan här last och detta hade med all säkerhet visat sig om nätbolaget hade tilldelat kunden ett individuellt störutrymme, enligt kapitel 10.
Min/max - aktiv effekt Min/max - reaktiv effekt Min/max - skenbar effekt
12:20 2009-11-16 12:40 13:00 13:20 13:40 14:00 14:20 14:40 15:00 -25000 0 25000 50000 75000 100000 kW TOT P(kW) (max/min) -25000 0 25000 50000 75000 100000 kVAR
TOT QFnd(kVAR) (max/min)
-25000 0 25000 50000 75000 100000 kVA
TOT S-arit(kVA) (max/min)
Figur 26: Aktiv, reaktiv och skenbar effekt
I figur 26 visas kundens effektuttag under mätningen. Även här syns tyd-ligt att kundens kondensatorbatteri slår ifrån ungefär klockan 13:30. Vidare framgår det att klockan 12:23 går den reaktiva effekten från −28 MVAr till 67 MVAr vilket ger ett ∆Q = 95 MVAr under den minuten. Enligt [14] kan en tumregel användas för att se storleksordningen på spänningsändringen ∆U som uppträder då en laständring på ∆Q sker. Denna tumregel framgår av ekvation 39. ∆U U = ∆S Sk = p∆P2+ ∆Q2 U2 Z = p∆P2 + ∆Q2·pr2 k+ x2 k U2 (37)
Om ekvation 37 förenklas med antagandet att rk xk och ∆P ∆Q fås: ∆U
U =
∆Q · xk
U2 (38)
Detta ger tumregeln:
∆U
U =
∆Q
Enligt ekvation 39 går det alltså att minska spänningsvariationerna som ger upphov till flimmret på två sätt. Antingen genom att minska variationerna i reaktiv effekt ∆Q med hjälp av en SVC, eller genom att höja kortslutnings-effekten Sk, i anslutningspunkten. Förbrukad energi 12:20 2009-11-16 12:40 13:00 13:20 13:40 14:00 14:20 14:40 15:00 0 5000 10000 15000 20000 25000 30000 35000 40000 kWh TOT PintgFwd(kWh)
Figur 27: Förbrukad energi [kWh]
Om vi istället studerar kundens medeleffekt under en timme, mellan 14:00 och 15:00 fångar vi en smälta som pågår ungefär 40 minuter. Detta visas i figur 27. Kunden har under denna timme förbrukat ca: 25 MWh vilket då ger en medeleffekt på 25 MWh/h. Då framgår det med tydlighet att medeleffekten är ett väldig dålig approximation till att beskriva de momentana effektuttagen och effektvariationerna som visas i figur 26 som når upp till ∆Q = 95 MVAr. En viktig aspekt som måste beaktas ur elkvalitetssynpunkt är hur Vattenfalls debiteringssystem fungerar i praktiken. Kunder med effektabonnemang har enligt sitt nätavtal rätt att under varje timme ta ut en maximal energimängd. Stora kunder har därför egen mätutrustning för effektstyrning/effektpriorite-ring som övervakar att de inte förbrukar för mycket energi under en pågående timme eftersom de annars skulle debiteras extra. När kunden ser att de under en driftstimme är på väg att förbruka för mycket energi minskar de helt en-kelt produktionen i slutet av timmen, för att när nästa timme börjar, direkt öka igen. Detta medför naturligtvis icke önskvärda effektpendlingar, men ställer inte till några problem för nätägaren då det fortfarande är relativt få kunder som har egen energimätning med effektstyrning/effektprioritering.
Numer är terminologin och grunden för debitering vid Vattenfall, Ansluten effekt och Uttagen effekt. Ansluten effekt är den märkeffekt som maximalt kan tas ut. Den begränsas av den matande servisledningens och serviscentra-lens termiska dimensionering. Uttagen effekt är det högsta timmedelvärdet av den uppmätta effekten under någon av årets månader.
Det är viktigt att skilja på mätningar för ändamålet debitering och ändamålet att övervaka elkvaliteten som beror på vilka effektuttag kunden har rätt att ta ut under korta stunder. Alla kunder är anslutna till en överenskommen spänning som Vattenfall har åtagit sig att hålla god spänningskvalitet på. Kunden har då ansvar för strömkvaliteten, det vill säga att kunden inte får ta ut vilka strömmar som helst. Detta gäller både lågspänningskunder med säkringsabonnemang och effektkunder med avtalad timmedeleffekt.
10 Fördelning av störutrymme
Ett mycket viktigt användningsområde för planeringsnivåer är att de ger nätföretag möjlighet att tilldela kunder individuella emissionsgränser. Det-ta görs genom att fördela den toDet-tala mängden störningar, som kan tillåDet-tas i det aktuella nätavsnittet, mellan de olika kunderna. Den totala mängden störningar beskrivs av störutrymmet och är som tidigare nämnt utrymmet mellan bakgrundsnivån och planeringsnivån. Dessa nivåer kan ses i figur 28 där det gråskuggade området är störutrymmet. Vid mätningar där befint-liga laster redan är anslutna är det som tidigare nämnts svårt att urskilja bakgrundsnivån från de redan anslutna lasternas emissioner. I sådana fall är det möjligt att låta störutrymmet utgöras av utrymmet mellan den aktuella störnivån och planeringsnivån.
Några kortfattade förklaringar till de olika begreppen i figur 28:
• Immunitetsnivå - Den nivå av störningar kundernas utrustning bör klara utan driftstörningar.
• Kompatibilitetsnivå - Anger det gräns, som om den överskrids, med-för hög sannolikhet att elkvalitetsproblem uppstår. Det är denna nivå som anges i standarder.
• Planeringsnivå - Den nivå som nätägaren planerar för och som ska vara lägre än kompabilitetsnivån.
Figur 28: Översikt av störutrymme
• Störutrymme - Utrymmet mellan planeringsnivån och bakgrundsni-vån.
• Aktuellt störutrymme - I praktiken är det svårt att använda bak-grundsnivåer. Därför kan ett aktuellt störutrymme tas fram som ut-rymmet mellan störnivå och planeringsnivå.
• Uppmätt störnivå - Nivån som framkommer vid elkvalitetsmätning-ar. Det vill säga nivån av emissionerna och bakgrundsnivån i mätpunk-ten.
• Emissionsnivå - De störningar lasten själv orsakar och sprider ut på nätet
• Bakgrundsnivå - Emissioner från okända och ofta avlägsna källor, det vill säga bakgrundsbruset.
Vid en nyanslutning eller begäran om ökning av last för en kund bör alltså störutrymmet tas fram och sedan dela detta bland de befintliga kunderna och till viss del framtida kunder. Detta bör göras enligt nedanstående punkter:
1. Ta reda på anslutningspunktens nätstyrka. Genom att beräkna anslut-ningspunktens kortslutningseffekt Sk, vid normal driftläggning.
2. Ta reda på bakgrundsnivån. Detta görs genom att mäta elkvaliteten i den aktuella inkopplingspunkten alternativt är den redan uppmätt och dokumenterad i den framtida strategin för kartläggning av plane-ringsnivåer.
3. Utifrån bakgrundsnivån beräkna störutrymmet till planeringsnivån. Ett annat ord som används är störmarginal.
4. När störutrymmet är känt ska det fördelas som individuella störutrym-men mellan den nya kunden och de befintliga. (En kund torde alltså inte få hela störutrymmet eftersom det omöjliggör anslutning av ytterligare kunder utan att förstärka nätet)
5. Kontrollmätning av elkvaliteten efter installation.
6. När kunden väl har fått sin individuella emissionsnivå ska den hållas och inte ändras när andra kunder vill ansluta till nätet. Om inget stör-utrymme finns tillgängligt åt nya kunder måste nätet förstärkas.
10.1 Fördelning av individuellt störutrymme
Flimmer Det totala störutrymmet för flimmer Pstör, punkt 3 i listan ovan-för, utgörs av utrymmet mellan planeringsnivån Pplanoch den uppmätta bak-grundsnivån Pbak enligt ekvation 40.
Pstör = m
q Pm
plan− Pm
bak (40)
där m är en konstant som beror på vilken sorts störning det handlar om enligt [13]. För flimmer används 1 ≤ m ≤ 4.
Det individuella störutrymmet för flimmer Pi, punkt 4 i listan ovan, ges då av:
Pi = Pstör· m
r Si
Stot− Snu (41)
där Si är den nya lastens effekt, Stot är den totala effekten i PCC som är tillägnad kunder (uppskattningsvis 10% av Sk) och Snu är nuvarande, redan ansluten last.
Övertoner Det totala störutrymmet för övertoner Uthdstör, punkt 3 i lis-tan ovanför, utgörs av utrymmet mellan planeringsnivån Uthdplan och den uppmätta bakgrundsnivån Uthdbak enligt ekvation 42.
U thdstör = mpUthdm− U thdm
bak (42)
där m är en konstant som beror på vilken sorts störning det handlar om enligt [13]. För övertoner används 1 ≤ m ≤ 2
Det individuella störutrymmet för övertoner Uthdi, punkt 4 i listan ovan, ges då av:
U thdi = U thdstör· m
r Si
Stot− Snu (43)
Det är dock svårt både teoretisk och praktiskt att ta fram Stot som används i ekvation 41 och 43, speciellt i ett maskat nät. Stot står för den totala max-effekten i PCC som kan säljas, genom avtal, till effektkunder. Att det är svårt att få fram detta beror på att i ett maskat nät ändras load flow-värden om en lasts effekt ändras någonstans i nätet. Det är alltså inte nödvändigt-vis matande ledning som bestämmer huruvida en lastökning är möjligt i en punkt, utan lastökningen kan ge överlaster på andra ledningar, någon helt annanstans i nätet.
Exempelvis kan en lastökning i punkt 5 i figur 29 ge en överlast på ledningen mellan punkterna 9 och 12. Det vill säga att ledningarna som går till/från punkt 5 inte behöver bli överlastade, utan att överlasten inträffar någon helt annanstans i nätet. Antag sedan att nätföretaget vill känna till Stoti alla sina anslutningspunkter. Då inses att load flow-analysen kommer ge väldigt osäkra värden på Stot. Därför kan i många fall Stot approximeras med Stot ≈ Sk
10, enligt [13]. Dessutom är konstanten m i ekvationerna 40 och 42 inte entydigt bestämd utan vilken konstant som ska användas varierar efter sannolikheten att de aktuella störningarna liknar varandra. Det viktiga är alltså att inse att fördelningen av individuellt störutrymme inte är en exakt metod, utan mer ger riktvärden som är baserade på tumregler.
Figur 29: Exempel på ett maskat nät