Verifiera Nätberäkningar i dpPower: Verifiering av nätberäkningar i NIS systemet DP Power

Examensarbete, 15 hp

Högskoleingenjörsprogrammet i elkraftteknik, 180 hp Institutionen för tillämpad fysik och elektronik

VERIFIERA

NÄTBERÄKNINGAR

Verifiering av nätberäkningar i NIS systemet DP Power

Robin Eliasson

Sammanfattning

Härnösand Energi och Miljö AB använder dagligen NIS-systemet dpPo- wer från digpro, där hela deras elnät är dokumenterat. I dpPower kan även nätberäkningar göras. En tidigare medarbetare upptäckte felaktiga resultat i dpPower och arbetade för att få ordning på det men efter han slutat visste man inte om problemet var löst och detta har lett till rykten om att beräkningarna i dpPower inte går att lita på. Rapporten syftar till att klargöra om nätberäkningarna i dpPower är tillförlitliga. En stor del av arbetet har lagts på att verifiera de parametrar som används i dpPo- wer, vilka annars kan vara en felkälla.

Arbetet har gjorts genom att beräkna samma värden som programmet gör och sedan jämföra dessa, även några mätningar ute på nätet har gjorts. Den linjesträcka som man sedan tidigare varit osäker på är också den del av elnätet som arbetet fokuserat på.

Vid jämförelse med teori och belastningsuppgifter från kundmätare kom- mer man fram till att dpPowers beräkningsresultat är korrekt, för att öka precisionen bör ingående parametrar noggrant kontrolleras. Linjen som undersöks har många fritidshus vilket ställer till problem med väldigt låga årsförbrukningar som i kombination med Velandersformel resulte- rar i låga toppeffekter och låg belastningsström. Om detta är korrekt eller inte är svårt att uttala sig om, man kan tänka sig att förbrukningen är koncentrerad till semesterperiod och storhelg, därför ger inte Velander- metoden rättvisande effekt. Härnösands Energi och Miljö AB är mitt i ett utbyte av elmätare, de nya elmätarna har timvis avläsning och kan för- hoppningsvis i framtiden ge mer information kring det problemet.

Nyckelord: Nätberäkningar, digpro, dpPower

Summary

Härnösand Energi och Miljö AB are daily using the NIS-system dpPower from digpro, where all of their electrical system is documented. In dpPower it is possible to perform grid calculations. A former employee acknowledged some miscalculations in dpPower and was assigned to fix this, but when he left without a proper closing the other employees could not tell if the work was finished. This led to some mistrust towards calcu- lations made in dpPower. This report is meant to clarify if the calculations made in dpPower are to be trusted. A big part of the work was also put into verifying the data values being used in dpPower.

The work has been done by doing the same calculations as the program does and comparing the results, some measurements from the real grid have also been collected. The line which has been in focus is the same line that previously showed inaccurate values.

By comparing theory and consumer data from customer meters the con- clusion is that the results from dpPower are correct, to improve the calcu- lations it is important to verify the parameters in use. The line in question contains several holiday homes which leads to low annual consumption and this in combination with Velander’s-formula will result in very low currents. It is hard to say if this is correct or not, one might think that consumption will be higher around summer vacation and holidays.

Härnösands Energi och Miljö AB is in the middle of upgrading the elec- tricity meters, the new meters will have the option to collect hourly con- sumption values and this will hopefully clarify this in the future.

Keywords: electrical grid calculations, digpro, dpPower

Förord

Detta examensarbete på 15 hp avslutar mina distansstudier till högskole- ingenjör i elkraftteknik vid Umeå Universitet, Mittuniversitetet och Luleå Tekniska Universitet.

Det är Härnösand Energi och Miljö AB som tillhandahållit uppdraget och kommit med idén till examensarbetet. Jag vill därför tacka för att de har delat med sig av sin tid och energi.

Arbetet har genomförts under speciella omständigheter vid rådande Co- ronapandemi, vilket har försvårat vissa delar i arbetet. Det med sagt vill jag rikta ett stort tack till Tomas Styf och Erik Bylund på Härnösands El- nät som delat med sig av både tid, kunskap och engagemang.

Sollefteå, juni 2020 Robin Eliasson

Innehållsförteckning

Sammanfattning ... ii

Summary ... iii

Förord ... iv

1 Introduktion ... 1

1.1 Härnösand Energi & Miljö ... 1

1.2 Bakgrund och motivering ... 1

1.3 Problemformulering ... 2

1.4 Avgränsningar ... 2

1.5 Syfte och mål ... 3

2 Teori ... 4

2.1 Digpro ... 4

2.2 dpPower ... 4

2.3 Nätberäkningar i Analyzer ... 5

2.3.1 Matningspunkter ... 6

2.3.2 Topologi ... 8

2.4 Nätets elektriska egenskaper ... 9

2.4.1 Transformatorer ... 9

2.4.2 Ledningar... 14

2.5 Nätberäkningar ... 18

2.5.1 Kortslutnings- och jordslutningsberäkningar ... 18

2.5.2 Spänningsfall ... 21

2.5.3 Selektivitet ... 22

2.6 Belastningsuppgifter ... 23

3 Metod ... 24

3.1 Programvara ... 24

3.2 Genomförande ... 25

3.2.1 Området ... 25

3.2.2 Verifiering av parametrar och värden ... 26

3.2.3 Beräkningar ... 27

3.2.4 Litteraturstudier av Velandermetoden ... 27

3.2.5 Mätningar i fält ... 27

4 Resultat ... 28

4.1 Verifiering av parametrar och värden ... 28

4.2 Nätberäkningar ... 35

4.3 Velandersformel ... 42

4.4 Mätningar i fält ... 43

5 Diskussion ... 44

5.1 Slutsats ... 46

5.2 Förslag på förändringar i dpPower ... 48

5.3 Fortsatta studier ... 49

Referenser ... 50

Bilaga 1 ... 51

Bilaga 2 ... 52

Bilaga 3 ... 53

Bilaga 4 ... 54

Bilaga 5 ... 55

Bilaga 6 ... 56

Bilaga 7 ... 57

Bilaga 8 ... 58

Bilaga 9 ... 59

1 Introduktion

1.1 Härnösand Energi & Miljö

Härnösand Energi & Miljö AB, HEMAB, är ett framåt och utvecklingsori- enterat företag med 140 anställda. Våra verksamheter är viktiga för en hållbar utveckling av Härnösand. Vi arbetar främst med elnät, fjärr- värme, återvinning, vatten, vindkraft, biogas och ladd-infrastruktur för elfordon, men vår ägare Härnösands kommun är tydlig med att vi även ska ta en aktiv roll i lokalsamhället.

1.2 Bakgrund och motivering

Härnösand Energi och Miljö har sedan 2013 arbetat intensivt med att vä- dersäkra sina elledningar. Det var efter stormarna Dagmar och Ivar som ett beslut togs att befintliga luftledningar skall grävas ner, där det är eko- nomiskt försvarbart. Därutöver har det under de senaste åren blivit van- ligare med mikroproducenter i elnätet. Detta har inneburit att elnätet gått från att distribuera el i en riktning till att även i vissa perioder distribuera el i andra riktningen. Detta medför att det uppstår nya fenomen i elnätet.

Ovanstående förändringar i nätet gör att de elektriska förutsättningarna förändras. Att kunna utföra tillförlitliga nätberäkningar är av största vikt för att få ett funktionsdugligt och föreskriftsenligt nät.

En översiktsbild av HEMABs nätområde finns i bilaga 1.

1.3 Problemformulering

HEMABs elnät är dokumenterat i NIS-systemet dpPower, vilket även an- vänds för nätberäkningar av kortslutningseffekter, jordslutningsström- mar, spänningsfall, selektivitetsberäkningar med mera.

Att kunna planera och verifiera en säker och optimal användning av el- nätet, enklare kunna avgöra den optimala investeringen i nätkonstrukt- ionen och kontrollera dimensionering samt aktuell skyddsutrustning bygger på att beräkningarna i dpPower faktiskt är korrekt och stämmer överens med verkligheten.

En tidigare anställd vid HEMAB hade uppmärksammat avvikande be- räkningsresultat i dpPower, framförallt på linjen utgående från fack 2 vid fördelningsstationen i Västby. Det var framförallt höga spänningsfall till kund, som inte verkade rimliga, efter kontrollmätning på fältet kunde man konstatera att något inte stämde i dataprogrammet. Han fick i upp- gift att undersöka detta och därefter göra erforderliga förändringar. Efter samtal med den före detta medarbetaren framgår att framförallt Velan- dertabellen omarbetades, vad han kan minnas.

När personen senare slutade vid HEMAB gjordes ingen överlämning av uppdraget och det har lett till diskussioner kring huruvida problemet lös- tes eller inte.

Uppgiften blir därför att utifrån teorin beräkna samma parametrar och jämföra med resultatet från dpPower. Projektet syftar till att säkerställa att parametrar, värden och beräkningar är korrekt både teoretiskt och i verkligheten.

1.4 Avgränsningar

Det finns tidigare erfarenheter hos HEMAB som påvisat problem på lin- jen från Västby mot Hansjön. Arbetet kommer därför att baseras på denna linje, både vad gäller beräkningar och kontroll av parametrar. Kartor, scheman och kunduppgifter kommer att vara redigerade för att inte in- nehålla något av företagshemlig natur.

1.5 Syfte och mål

Målet är att dpPower ska ge användaren korrekt information, utifrån de parametrar som finns tillgängliga. Stämmer beräkningsresultat i dpPower överens med teoretiska beräkningar samt faktiska värden i ledningsnätet?

- Verifiering av parametrar och värden som används i dpPower.

- En sammanställning av beräkningsresultat från dpPower och beräknade värden.

- En jämförelse med några faktiska värden i ledningsnätet

- Utifrån resultaten ge förslag på eventuella förändringar av parametrar i NIS-systemet.

2 Teori

Här ges en kort introduktion till Digpro, dpPower och hur det fungerar, några av de beräkningar som kan göras och vad som krävs för detta. Det är även här teorin bakom beräkningarna, som ligger till grund för senare delar i rapporten, presenteras.

2.1 Digpro

Digpro levererar ett brett utbud av produkter för att hantera geografisk information. Det finns stöd för telekomnät, vatten och avloppsnät, gasnät, fjärrvärmenät och elnät med flera tilläggsmoduler inom varje produkt- grupp.

Deras produktserie baseras på GIS-teknik, geografiskt informationssy- stem, som i kombination med diverse annan nätinformation utgör ett NIS-system. NIS står för nätverksinformationssystem och kombinerar kartfunktioner med en stor mängd annan data som behövs för att besk- riva nätet, allt från datainsamling till lagring, analys, drift och underhåll.

”Vår programvara kombinerar detaljerad information om den anslutna infra- strukturen med geografisk information samt specialbyggt affärsprocesstöd. Det hjälper våra kunder att få en djupare kunskap om deras nät, uppnå bättre kvalité i deras nätverksmodell och skapa effektivare arbetsflöden.” Digpro [1].

2.2 dpPower

Digpros nätinformationssystem för elnät heter dpPower och är det sy- stem som Härnösands elnät är dokumenterat i, det är version 9.0 som an- vänds. ”Analyzer” är ett nätberäkningspaket för dpPower och används för distributionsberäkningar, från 230 V till 400 kV.

”Analyzer” använder den nätinformation och topologi som lagrats i sy- stemet med dpPower, diverse databaser kan importeras och dpPower har stöd för många olika filformat men mycket måste ändå läggas in manuellt i systemet av användarna.

2.3 Nätberäkningar i Analyzer

För att kunna göra en komplett nätberäkning av ett distributionsnät krävs att, enligt användarguide [3]:

- Matningspunkter till nätet, bakomliggande nät och produktion har korrekt data avseende spänningar och kortslutningsimpedanser, detta kan hanteras som nätekvivalenter. Alternativt kan standardvärden användas men rekommenderas inte.

- En topologiskt riktig modell av nätet. Nätet är korrekt kopplat med knutpunkter, ledningar och switchar.

- Nätets elektriska egenskaper finns dokumenterade och är riktiga:

- Transformatorer har nödvändiga data dokumenterat.

- Ledningar har rätt typ ansatt och rätt data dokumenterat.

- Säkringar är korrekt inkopplade och har uppdateradutlösningska- raktär i typ-data.

- Belastningsuppgifter finns tillgängliga, som något av:

- Kunddata med Velanderkategorier. (Används av HEMAB).

- Standardlaster med Velanderkategorier. (Används av HEMAB).

- I knutpunkter inmatade projektlaster.

- Typkurveberäkning enligt Betty-modellen.

- Importerad förbrukningsdata från mätinsamlingssystemet finns tillgängligt.

- Uppskattning av last baserad på i nätet förekommande transfor- matorer.

Det är de två första punkterna under belastningsuppgifter som oftast an- vänds av HEMAB, den första för befintliga nät och kunder samt den andra vid projektering och utökning av nätet. Det är i alla fall den inform- ation jag fått.

2.3.1 Matningspunkter

Alla elnät, små som stora, har en eller flera inmatningspunkter. Inmat- ningspunkter kan vara punkten där bakomliggande nät ansluts eller in- kopplingspunkter för produktion, generering av elenergi till exempel från vind- eller vattenkraftverk.

I Sverige är elnätet uppdelat i tre huvudsakliga nätnivåer med olika spän- ningsnivåer [5]:

Stamnätet:

Är ryggraden i den svenska elöverföringen och sträcker sig från norr till söder, stamnätet är även anslutet till utlandet. Stamnätet kopplar sam- man de stora vattenkraftstationerna i norr samt kärnkraftverken i söder och används för att koppla samman de olika regionnäten, för att balan- sera energiproduktionen med de olika behoven, allt för att möta kraven på säker leverans. Stamnätet ägs av Svenska staten och förvaltas av Svenska kraftnät, spänningen är mellan 220 kV och 400 kV. Stamnätet kallas även för transmissionsnät då dess uppgift är att överföra stora mängder energi.

Regionnät:

Under stamnätet är det regionnätet som överför energi mellan stamnät, lokalnät, medelstora producenter och stora elförbrukare. Här är spän- ningen mellan 40 kV och 130 kV, med vissa lokala avvikelser. Regionnät kallas även subtransmissionsnät, då de har i stort sett samma uppgift som stamnätet men är begränsade till en belastningsregion. Dessa nät är nor- malt anslutna till Stamnätet i en eller två anslutningspunkter. Större delen av regionnätet ägs av Vattenfall Eldistribution, Ellevio AB (fd. Fortum Distribution) och E.ON Elnät Sverige [4].

Lokalnät:

Under regionnät finns lokalnät, som levererar energi fram till slutkund, hushåll, näringsidkare, skolor och så vidare. Detta kallas även distribut- ionsnät då uppgiften är att distribuera kraften, istället för att som tidigare överföra kraften. Även distributionsnätet kan delas upp i två nivåer, en nivå för primärfördelning med spänningar mellan 40 kV och 10 kV och en nivå för sekundär fördelning med lågspänningen 230/400 V.

För högre spänningsnivåer, över 10 kV, används luftledning och vid lägre

Det finns ca 160 elnätsföretag som äger de lokala elnäten, inom varje el- nätsområde råder monopol på nätet. Detta kallas för koncession och in- nebär att även om bara ett företag äger elnätet så måste det vara öppet för alla företag som vill handla med el [5].

Figur 1 - Schematisk bild över de olika nätnivåerna [5]

Nätekvivalent:

De tidigare beskrivna näten sammankopplas i matningspunkter, via transformatorer enligt figur 1. Då de olika näten ofta inte har samma ägare så har företagen en mycket begränsad insyn i hur nätet bakom mat- ningspunkten, transformatorn, ser ut. Nätägaren till det överliggande nä- tet lämnar då över den data som de har i matningspunkten. Detta är då en nätekvivalent, en förenkling som bara innehåller nödvändiga elekt- riska data, även kallat kortslutningsdata eller förimpedans.

Den information kund eller nätägare då får från ägaren av överliggande nät är spänningsnivå i punkten och impedans i punkten, impedansen be- står av en resistiv del och en reaktiv del. Detta kallas även kortslut- ningsimpedans då det är denna impedans och spänning som bestämmer kortslutningsström och kortslutningseffekt i matningspunkten.

Det är ju naturligtvis alltid trefasiga inmatningspunkter mellan olika nät och för det mesta även till slutkund. Förimpedans anges enfasigt med an- tagandet om att det är samma värden i alla tre faser. Nätekvivalenten av- ser ett symmetriskt trefassystem, reducerat till en fas, se figur 2.

Figur 2 - Schematisk bild över nätekvivalent.

2.3.2 Topologi

Topologi beskriver formen på nätet utan att ta hänsyn till avstånd eller geografisk position, detta är viktigt inom alla typer av nätverk och även elnätet beskrivs utifrån en topologisk modell. De två vanligaste topologi- erna är maskade nät och radiella nät.

Figur 3 - Principskiss maskat- & radiellt nät

Stam- och regionnäten ställer högst krav på driftsäkerhet, då ett avbrott här skulle påverka det underliggande nätet, dessa är därför maskade.

Maskade nät har mer än en matningsväg till varje nätdel, om ett fel upp- står kan då strömmen matas fram via alternativa vägar.

Avbrott på lokalnätet drabbar bara de lokala nätkunderna och radiella nät är därför vanligast men lokalt kan det också finnas maskade nät, vil- ken topologi som används bestäms genom en uppskattning av vilken samhällspåverkan ett avbrott skulle medföra och vad den ekonomiska kostnaden skulle bli, maskade nät är naturligtvis dyrare så det måste gå att motivera investeringen. På landsbygden är radiella nät vanligast med några få alternativa matningsvägar och inom tätorter finns normalt fler matningsvägar.

Topologiskt riktig modell av nätet:

I dpPower anges att en topologiskt riktig modell av nätet ska finnas, nätet ska vara korrekt kopplat med knutpunkter, ledningar och switchar.

Detta innebär att enlinjeschemat i dpPower är korrekt utformat, ett enlin- jeschema visar kopplingsvägar utan att ta hänsyn till kabellängder och geografisk placering. När det är korrekt utformat är ledningarna anslutna till skenorna korrekt och switchar är i det driftläge man vill utföra beräk- ningen för. Det finns integrerade funktioner i dpPower för att utföra kon- sistenskontroller vilket är till stor hjälp i konstruktionsfasen.

2.4 Nätets elektriska egenskaper

Här ges den teoretiska bakgrunden till de ingående delarna i nätet och den nätdata detta resulterar i.

2.4.1 Transformatorer

Transformatorn används för att ändra spänningsnivå vid övergången mellan de olika nätnivåerna, en högre spänning är fördelaktig vid över- föring över längre sträckor då kabelarean kan minskas och överförings- förlusterna minimeras [6] kap 1.

Med högre spänning ökar också risken för människor och ställer högre krav på isolering. Därför minskas succesivt spänningen desto närmare man kommer slutkund.

Principen för en transformator [6]:

Transformatorn är en statisk elmaskin och principen är simpel. Runt en järnkärna, av sammanfogade stålplåtar, lindas två lindningar av koppar eller aluminium. Den ena lindningen kallas primärlindning och här ma- tas energin in, den andra lindningen kallas sekundärlindning och där tas energi ut. Energiöverföringen sker genom elektromagnetisk induktion, något förenklat kan man beskriva det som att spänningen över primär- lindningen ger upphov till ett varierande magnetiskt fält i järnkärnan som i sin tur inducerar en spänning över sekundärlindningen.

Som tidigare nämnts är elnätet uppbyggt med tre-faser och därför an- vänds trefastransformatorer, även om det också hade fungerat med tre enfastransformatorer kopplade som en trefasenhet. De vanligaste trefas krafttransformatorerna är uppbyggd utav en trebent kärna och tre iden- tiska primärlindningar samt tre identiska sekundärlindningar, se figur 4.

Figur 4 - Trefas transformator med tre ben, endast primärlindning visas [6].

För en ideal transformator bestäms det magnetiska flödet av antalet lind- ningsvarv på primärsidan och spänningen över lindningen, den induce- rade spänningen på sekundärsidan bestäms av antalet lindningsvarv på sekundärsidan samt det magnetiska flödet. Då det magnetiska flödet är enhetligt i kärnan är det endast spänning och lindningsvarv som kommer förändras mellan primär- och sekundärsida. Då transformatorn är ideal finns inga förluster och effektbalans råder, formel 1. Transformatorns spänningsomsättning ges därför av formel 2.

𝑆₁ = 𝑆₂ ⇒ 𝑈₁∗ 𝐼₁ = 𝑈₂∗ 𝐼₂ 𝑆_1,2− 𝑆𝑘𝑒𝑛𝑏𝑎𝑟 𝑒𝑓𝑓𝑒𝑘𝑡 (𝐼𝑁 𝑈𝑇⁄ ) 𝑈₁, 𝐼₁ − 𝑆𝑝ä𝑛𝑛𝑖𝑛𝑔 𝑜𝑐ℎ 𝑠𝑡𝑟ö𝑚 𝐼𝑁 𝑈₂, 𝐼₂− 𝑆𝑝ä𝑛𝑛𝑖𝑛𝑔 𝑜𝑐ℎ 𝑠𝑡𝑟ö𝑚 𝑈𝑇

Formel 1 – Effektbalansen

𝑁₂ 𝑁₁ = 𝑈₂

𝑈₁ = 𝐼₁ 𝐼₂ N − Antal lindningsvarv 1 − Primärsida, 2 − Sekundärsida

Formel 2 – Spänningsomsättning

Transformatorns spänningsfall och förluster:

I verkligheten är inte transformatorn ideal och detta leder till spännings- fall samt effektförlust, i form av värme som måste kylas. Detta innebär också att spänningsomsättningen inte helt följer formel 2, då spännings- fall över transformatorn ger en lägre utspänning.

Effektförlusterna i transformatorn delas upp i två delar, tomgångsförlus- ter och belastningsförluster:

Tomgångsförluster:

Tomgångsförluster eller järnförluster är förluster som framförallt uppstår i transformatorkärnan av magnetiseringsflödet. Tomgångsförlusten är oberoende av belastning och kan mätas med ett tomgångsprov, där märk- spänning ansluts till sekundärsidan och primärsidan hålls öppen, ström- men i ledarna kan då mätas. Tomgångsförlusterna är mycket små i för- hållande till belastningsförlusterna men kan vara intressant vid val av transformator om den ska stå obelastad stora delar av året.

Belastningsförluster:

Belastningsförluster är förluster som främst uppstår i lindningarna och som beror på belastningsströmmen genom transformatorn. Belastnings- förlusterna bestäms med ett kortslutningsprov, där man ansluter en vari- abel spänning till primärsidan och kortsluter sekundärsidan sedan höjs spänningen tills man uppnår märkström, den då tillförda effekten är be- lastningsförluster vid märkström. Från kortslutningsprovet kan im- pedans och resistans beräknas, detta anges även ofta i datablad eller som en bilaga i form av provningsprotokoll. Impedans och resistans anges ofta i procent, omräkning visas nedan:

𝑍_𝑘 = 𝑈_𝑘

√3 ∗ 𝐼_𝑛 ⇒ 𝑧_𝑘(%) = 𝑍_𝑘 𝑈_𝑛² 𝑆_𝑛

∗ 100 𝑍_𝑘− 𝑘𝑜𝑟𝑡𝑠𝑙𝑢𝑡𝑛𝑖𝑛𝑔𝑠𝑖𝑚𝑝𝑒𝑑𝑎𝑛𝑠 𝑈_𝑘− 𝑘𝑜𝑟𝑡𝑠𝑙𝑢𝑡𝑛𝑖𝑛𝑔𝑠𝑠𝑝ä𝑛𝑛𝑖𝑛𝑔 𝐼_𝑛 − 𝑚ä𝑟𝑘𝑠𝑡𝑟ö𝑚/𝑘𝑜𝑟𝑡𝑠𝑙𝑢𝑡𝑛𝑖𝑛𝑔𝑠𝑠𝑡𝑟ö𝑚

𝑈_𝑛, 𝑆_𝑛 − 𝑚ä𝑟𝑘𝑠𝑝ä𝑛𝑛𝑖𝑛𝑔, 𝑚ä𝑟𝑘𝑒𝑓𝑓𝑒𝑘𝑡

Formel 3 – Kortslutningsimpedans

𝑅_𝑘 = 𝑃_𝑏𝑛

3 ∗ 𝐼_𝑘² ⇒ 𝑟_𝑘(%) = 𝑍_𝑘 𝑈_𝑛² 𝑆_𝑛

∗ 100 =𝑃_𝑏𝑛

𝑆_𝑛 ∗ 100 𝑃_𝑏𝑛− belastningsförlust vid märkström

Formel 4 – Kortslutningsresistans

Kortslutningsprov genomförs normalt vid rumstemperatur och lind- ningsresistansen är temperaturberoende. En drifttemperatur som ofta anges av tillverkare är 75 ˚C, omräkning kan göras enligt formel 5.

𝑅₇₅(𝐶𝑢) = 𝑅_𝑡∗ 310 235 + 𝑡 𝑅₇₅(𝐴𝑙) = 𝑅_𝑡∗ 300

225 + 𝑡

Formel 5 – Omräkning från temperatur 𝑡 till 75 ˚C för lindningsresistans Kopparlindning Cu eller Aluminiumlindning Al

Belastningsförlusterna varierar även med belastningen, sambandet är kvadratiskt enligt formel 6. Belastningsgraden är kvoten mellan lastström och märkström.

𝑥 = 𝐼_{𝐿𝑎𝑠𝑡}

𝐼_{𝑀ä𝑟𝑘}; 𝑃_{𝑓ö𝑟𝑙𝑢𝑠𝑡} = 𝑃_𝑏𝑛∗ 𝑥²

Formel 6 – Belastningsförlust vid x belastningsgrad.

Figur 5 - Effektförlust som funktion av belastning

Omsättningskopplare och Lindningskopplare:

För att motverka spänningsvariationer i elnätet finns på de flesta transformatorer möjligheten att variera primärsidans lindningsantal, så att spänningsomsättningen ändras enligt formel 2.

Det viktigaste är att spänningsnivån hos slutkund håller sig inom lagstadgade gränser, SS-EN 50160[7], 230 V ± 10%.

En omsättningskopplare manövreras normalt manuellt, i spänningslöst tillstånd. Dessa sitter ofta på nätstationernas transformatorer och inställning görs vid installation genom att mäta sekundärspänning och justera tills man får 230/400 V. De olika stegen ger en sekundär spänning som kan varieras några procent upp och ner.

Figur 6 - Principen för omsättningskopplare sid. 40 [6].

En lindningskopplare kan manövreras vid drift, med ansluten last.

Lindningskopplaren är mycket mer avancerad än omsättningskopplaren, därför också dyrare. Dessa kan vara automatiska och justera gentemot en referensspänning på sekundärsidan eller fjärrstyras från kontrollrum.

Dessa finns ofta bara vid transformatorer i fördelnings- eller

mottagningsstationer, alltså övergång mellan regionnät och lokalnät. Det ska vara speciella omständigheter som gör att man använder lindningskopplare på nätstationer. Lindningskopplaren har fler steg än omsättningskopplaren med mindre skillnad och detta möjliggör en mer precis reglering.

2.4.2 Ledningar

För att överföra elektrisk energi används antingen markkabel eller luft- ledning, luftledning delas upp i friledning och isolerad luftledning. Efter stormen Gudrun ändrades lagstiftning, leveranssäkra elnät [8], vilket in- nebar nedgrävning av kabel för att kunna möta kraven på leveranssäker- het. Nedgrävningen utökades efter fler stormar, bland annat Dagmar och Ivar. Stamnätet, regionnäten samt lokalnätets primärfördelning består utav mest luftledning med breda ledningsgator. Lokalnätet med lägre spänningar är där man huvudsakligen gräver ner markkabel.

Ledare har tre elektriska egenskaper: resistans, induktans och kapacitans.

Dessa sammantaget ger ledarens impedans. Den stora skillnaden mellan luftledning och markkabel är att markkabeln har betydligt högre kapaci- tans än luftledningen samt att markkabeln har lägre induktans än luftled- ningen.

Elektriska ledare för växelström kan illustreras med ett ekvivalent π- schema, figur 7. Där R är resistansen, jX^L den induktiva reaktansen och driftskapacitansen delas upp mellan ändarna på ledaren. [9]

Figur 7 - Ekvivalent π-schema för en fas

Ledningsresistans:

Resistansen är beroende av ledarens area och material. Det tillkommer även resistiva tilläggsförluster vid hopslagning av flera trådar till ledare, dessutom ökar resistansen linjärt med stigande temperatur. Ledarresi- stansen kan beräknas:

Figur 8 - Beräkningsformel för resistans NKT [10] sid. 20

Resistansen anges även av kabeltillverkaren i datablad, så beräkningen kan vara överflödig. I SS-EN 60228 (IEC 60228) anges högsta tillåtna vär- den på ledarresistansen för kraftkablar och styrkablar, ett utdrag från standarden finns som bilaga 2, ofta anger kabeltillverkaren samma värde som standarden.

Ledningsinduktans:

Induktansen verkar som en tilläggsimpedans i en växelströmsledning, i trefastillämpningar beror induktansen på avståndet mellan ledarna, ledarens diameter och fasernas inbördes placering. Induktansen kan beräknas [10]:

𝐿 = 0,05 + 0,2 ∗ ln (𝑎

𝑟) [𝑚𝐻/𝑘𝑚]

𝑑 − 𝑎𝑣𝑠𝑡å𝑛𝑑 𝑚𝑒𝑙𝑙𝑎𝑛 𝑙𝑒𝑑𝑎𝑟𝑒, 𝑟 − 𝑙𝑒𝑑𝑎𝑟𝑒𝑛𝑠 𝑟𝑎𝑑𝑖𝑒

Formel 7 – induktansen hos ledare

Formel 7 gäller för olika typer av ledarplacering men när ledarna inte har ett symmetriskt avstånd till varandra blir induktansen olika för de tre ledarna då avståndet är olika. Ett förenklat medelvärde för avståndet mellan ledarna som man kan räkna med, när ledarna är förlagda i ett plan, är 1,26 ∗ 𝑎 där a syftar på avståndet mellan två ledare [10]. Figur 9 visar en vanlig placering av ledare och avståndet a.

Figur 9 - Tre ledare i ett plan

Tillverkare av ledningar med flera ledare anger induktansen i datablad, det finns även diverse tabeller och standarder att tillgå. För luftledningar blir impedansen mer komplicerad då man behöver veta avståndet mellan ledarna för den aktuella linjen, för normala luftledningar är ett uppskattat medelvärde på reaktansen runt 0,4 Ω/km [9].

Kapacitans:

Kapacitansen i kabel är högre än i en friledning, då avståndet mellan le- dare är mindre, kabelisoleringen har högre dielektricitetstal än luft och avståndet till jord är större [9]. I datablad för ledare anges ofta både den laddningsström som kapacitansen orsakar och den faktiska kapacitansen.

För luftledning är kapacitansen svårt att bestämma med exakthet.

Kapacitansens inverkan kommer att försummas i beräkningarna.

Reaktans:

Ledare för växelspänning har en reaktans som kan liknas vid en tilläggs- resistans. Reaktansen beror på både kapacitans och induktans, den är även frekvensberoende men det är den induktiva reaktansen som domi- nerar och frekvensen är ju 50 Hz i svenska nät, då ingen hänsyn tas till övertoner.

𝑋_𝐿 = 2𝜋 ∗ 𝑓 ∗ 𝐿 ∗ 10⁻³ [Ω/𝑘𝑚]

𝑋_𝐿− 𝑖𝑛𝑑𝑢𝑘𝑡𝑖𝑣 𝑟𝑒𝑎𝑘𝑡𝑎𝑛𝑠, 𝑓 − 𝑓𝑟𝑒𝑘𝑣𝑒𝑛𝑠

Formel 8 – Induktiv reaktans

Impedans:

Växelströmsmotståndet kallas impedans och summeras enligt:

𝑍 = √𝑅²+ 𝑋² 𝑍 − 𝑖𝑚𝑝𝑒𝑑𝑎𝑛𝑠

Formel 9 – Impedans

Även impedansen transformeras över transformatorn [12], i enlighet med spänningsomsättningen, formel 2.

𝑍^′= 𝑍 ∗ (𝑁₂ 𝑁₁)

2

Formel 10 – Impedans transformering

2.5 Nätberäkningar

Här presenteras de beräkningar som ligger till grund för rapporten.

2.5.1 Kortslutnings- och jordslutningsberäkningar

Med kortslutning menas en förbindelse mellan ledare i ledningssystemet, resulterande i låg impedans vilket leder till höga strömmar [12].

Kortslutningsströmmen är en dimensionerande faktor för skydd och le- dare.

Trefasig kortslutning:

Vid elektrisk kontakt mellan systemets tre faser uppstår den största strömmen för systemet. Även kortslutningseffekten brukar beräknas men är inte nödvändig, fördelen är att kortslutningseffekten är densamma vid olika spänningsnivåer och kan på så sätt underlätta vissa beräkningar.

𝐼_𝑘3= 𝑈_𝑛

√3 ∗ 𝑍_𝑡𝑜𝑡

𝐼_𝑘3− 𝑆𝑡𝑟ö𝑚; 𝑍_𝑡𝑜𝑡− 𝐼𝑚𝑝𝑒𝑑𝑎𝑛𝑠 𝑓𝑟𝑎𝑚 𝑡𝑖𝑙𝑙 𝑓𝑒𝑙𝑠𝑡ä𝑙𝑙𝑒 𝑈_𝑛− 𝐷𝑟𝑖𝑓𝑡𝑠𝑝ä𝑛𝑛𝑖𝑛𝑔

Formel 11 – Trefasig kortslutningsström

𝑆_𝑘3 = √3 ∗ 𝑈_𝑛∗ 𝐼_𝑘3 = 𝑈_𝑛² 𝑍_𝑡𝑜𝑡 𝑆_𝑘3− 𝐾𝑜𝑟𝑡𝑠𝑙𝑢𝑡𝑛𝑖𝑛𝑔𝑠𝑒𝑓𝑓𝑒𝑘𝑡

Formel 12 – Trefasig kortslutningseffekt

Har man stora nät kan kortslutningseffekten beräknas för varje del och varje dels driftspänning, summering sker sedan enligt:

Parallella deleffekter:

𝑆 = 𝑆₁+ 𝑆₂+ ⋯

Deleffekter i serie:

1 𝑆= 1

𝑆₁+ 1 𝑆₂+ ⋯

Dock måste hänsyn tas till att både impedanser och skenbar effekt är

Tvåfasig kortslutning:

Eftersom tvåfasig kortslutningsström endas skiljer sig från den trefasiga med en faktor √3 2⁄ , enligt nedanstående, läggs ingen energi på detta.

Den tvåfasiga kortslutningen är ganska ointressant.

𝐼_𝑘2 = 𝑈_𝑛

2 ∗ 𝑍_𝑡𝑜𝑡 ⇒ 𝑆_𝑘2= 𝑈_𝑛∗ 𝐼_𝑘2 = 𝑈_𝑛² 2 ∗ 𝑍_𝑡𝑜𝑡 𝐼_𝑘2= √3

2 ∗ 𝐼_𝑘3 ⇒ 𝑆_𝑘2 = 𝑆_𝑘3 2 Jordslutning:

Vid jordslutning får en ledare kontakt med nolledaren, denna är antingen ledarens skärm eller en separat nolledare.

Alla transformatorer för lågspänningsnätet som undersökts har y-kopp- lad sekundärsida vilket innebär att den har en neutralpunkt. Det är jord- slutningsströmmen, via jordslutningsimpedansen i leveranspunkt på låg- spänningsnätet som kommer behandlas.

Jordslutningsströmmen beräknas enligt:

𝐼_𝑘1= 𝑐 ∗ 𝑈_𝑓 𝑍_{𝐽𝑡𝑜𝑡} c − Spänningsfaktor

𝑍_{𝐽𝑡𝑜𝑡}− Totala jordslutningsimpedansen 𝑈_𝑓− Fasspänning, 230V.

Formel 13 – Jordslutningsström

𝑈_𝑓 som är fasspänningen antas alltid vara 230 V på lågspänningsnät och c är en kompensationsfaktor, för att säkerställa att skydd löser ut om spänningen avviker vid jordslutning, I dpPower används c = 0,8 vilket motsvarar standarden. Det är då som synes endast jordslut- ningsimpedansen som är av intresse för jordslutningsströmmen och där- för kommer denna att approximeras.

Det är komplicerat att exakt bestämma den totala jordslutningsimpedan- sen, 𝑍𝐽𝑡𝑜𝑡. Med nedanstående modell kan den i alla fall uppskattas.

Figur 10 - De olika impedanserna vid jordslutning, sid 171 [12].

𝑍₀ − 𝑇𝑟𝑎𝑛𝑠𝑓𝑜𝑟𝑚𝑎𝑡𝑜𝑟𝑛𝑠 𝑛𝑜𝑙𝑙𝑓ö𝑙𝑗𝑑𝑠𝑖𝑚𝑝𝑒𝑑𝑎𝑛𝑠 𝑍_𝑇, 𝑍_𝑛− 𝐼𝑚𝑝𝑒𝑑𝑎𝑛𝑠 𝑡𝑟𝑎𝑛𝑠𝑓𝑜𝑟𝑚𝑎𝑡𝑜𝑟 𝑜𝑐ℎ 𝑛ä𝑡 𝑍_𝑀𝑓, 𝑍_𝐿𝑓− 𝐿𝑒𝑑𝑎𝑟𝑒𝑛𝑠 𝑖𝑚𝑝𝑒𝑑𝑎𝑛𝑠

𝑍_𝑀𝑔, 𝑍_𝐿𝑔− Å𝑡𝑒𝑟𝑙𝑒𝑑𝑎𝑟𝑒𝑛𝑠 𝑖𝑚𝑝𝑒𝑑𝑎𝑛𝑠 (𝑁𝑜𝑙𝑙𝑒𝑑𝑎𝑟𝑒) Dessa sammantaget ger totala jordslutningsimpedansen:

𝑍_{𝐽𝑡𝑜𝑡} = 𝑍_𝑇 + 𝑍_𝑛+ 𝑍_𝑀𝑓+ 𝑍_𝐿𝑓+ 𝑍_𝑀𝑔+ 𝑍_𝐿𝑔+𝑍₀− (𝑍_𝑛+ 𝑍_𝑇) 3

Formel 14 – Summering av impedanser för jordslutningsberäkning

Olika transformatortyper har olika nollföljdsimpedans och vill man ha exakta värden måste detta mätas för varje enskild transformator.

Nollföljdsimpedans anges ofta inte i datablad för transformatorer.

Enligt SS 424 14 05 kan man utifrån kortslutningsdata uppskatta nollföljdsimpedansen för transformatorer enligt:

Figur 11 - Tabell för uppskattning av transformators nollföljdsimpedans, SS 424 14 05 [15]

2.5.2 Spänningsfall

Den ström som flyter genom en ledare kommer att skapa ett spännings- fall då ledaren inte är ideal, enligt ohms lag. Spänningen i slutet av leda- ren är lägre än i början av ledaren. Detta skulle kunna orsaka problem för kunden men man löser det med en tillräckligt grov ledare och genom att höja spänningen med lindningskopplare.

Det viktigaste är att spänningsnivån hos slutkund håller sig inom lagstad- gade gränser, SS-EN 50160[7], 230 V ± 10%.

Figur 12 - Spänningsfall i ledare

Spänningsfallet kan beräknas:

Δ𝑈 = 𝑅 ∗ 𝐼 ∗ 𝑐𝑜𝑠𝜙 + 𝑋 ∗ 𝐼 ∗ 𝑠𝑖𝑛𝜙

Formel 14 – Spänningsfall

𝑐𝑜𝑠𝜙 är effektfaktorn för lasten, vinkeln mellan spänning och ström eller förhållandet 𝑐𝑜𝑠𝜙 = 𝑃 𝑆⁄ .

Spänningsfallet beräknas separat för varje delsträcka fram till berörd kund och adderas sedan.

Vid spänningsfallsberäkningar är man mest intresserad av högsta spän- ningsfall och då måste man veta högsta belastningen, hur denna hante- ras presenteras i 2.6 Belastningsuppgifter.

2.5.3 Selektivitet

Selektiva skydd innebär att endast skyddet närmast felet ska lösa ut, detta kan vara en komplicerad fråga och jag har valt att endast titta på smält- säkringars utlösning.

Selektivitet uppnås genom att skydden rangordnas med hänsyn till kort- slutningsströmmen som uppstår vid fel och den tid det tar för säkringen att lösa ut vid den strömmen. Kortslutningsströmmen sjunker längre ut i nätet och då måste skydden vara anpassad för detta. Funktionskurvorna för skydden illustrerar detta.

2.6 Belastningsuppgifter

För att kunna beräkna spänningsfallet måste man kunna uppskatta det maximala effektuttaget och därigenom den högsta belastningsströmmen.

För att inte överdimensionera elnätet i onödan brukar man använda sammanlagring för att ta hänsyn till att alla förbrukare inte utnyttjar maximal effekt samtidigt. Den metod för sammanlagring som används är Velanders formel med Velanderkonstanter för att uppskatta maximalt effektuttag, för en kund eller en grupp av kunder.

𝑃_𝑚𝑎𝑥 = 𝑘₁∗ 𝑊 + 𝑘₂∗ √𝑊

Formel 15 – Velanders formel för en kund och kundkategori

𝑃_𝑚𝑎𝑥 är maximalt uttagen effekt, W är kundens årsförbrukning i kWh, 𝑘₁ och 𝑘₂ är konstanter som ska reflektera kundens förbrukningsmönster, dessa är olika för olika kundkategorier.

Vid beräkning av toppeffekt för många olika kundkategorier används en generell formel enligt:

P = ∑_𝑗(k _1𝑗 ∗ ∑_𝑖 W_𝑖𝑗) + √∑ (k_2𝑗² ∗ ∑_𝑖W_𝑖𝑗)

Formel 16 – Sammanlagring av kunder med olika kundkategorier och förbrukning.

3 Metod

Mycket av arbetet har ägnats till att utforska dpPower och dess hjälpdokumentation, dpPower innehåller en stor mängd funktioner och det finns inte alltid en tydlig väg till dessa. Även jämförelser mellan dokumentationens beräkningsmetoder och litteratur har också gjorts.

dpPower har en stor mängd variabler och beräkningsmöjligheter varav vissa inte används, det finns även flera tilläggsmoduler. Jag utgår från att HEMAB har bra koll på vad behovet är och har inte gjort någon analys av detta. Allt eftersom arbetet fortlöpt har det dock framgått att HEMAB inte har så bra koll då frågor uppstått.

Mycket litteraturstudier har gjorts kring problematiken med Velander- metoden i samband med låg årsförbrukning och säsongsvariationer i förbrukningen.

3.1 Programvara

Programvaran som jämförelser görs mot är dpPower version 9.0 och mo- dulen Analyzer.

Microsoft Excel 2016 har använts för databehandling, beräkningar och sammanställning av den data som hämtats från dpPower och datablad.

3.2 Genomförande

3.2.1 Området

Arbetet började med att få en överblick av området, linjen som var aktuell för arbetet och dess kunder.

Från fördelningsstationen i Västby sträcker sig linjen mot nätstationen i Ytterhansjö, en större områdesöversikt finns i bilaga 3, en sträcka på cirka 12 km. Till det aktuella facket är ca 100 kunder anslutna.

Figur 14 - Enlinjeschema för matning till nätstationer, servisledningar är ej med.

Större bild i bilaga 4

3.2.2 Verifiering av parametrar och värden

För att kunna besvara frågeställningen, se inledning, studerades hjälp- dokumentationen [3] för att avgöra hur arbetet skulle läggas upp.

Matningspunkt:

Som det syns i bilaga 2 är det E.ON som äger nätet som ligger runt Härnö- sands Elnäts nätområde och det är även E.ON som äger regionnätet och alltså tillhandahåller data för inmatningspunkten. Det finns en huvud- matning och en reservmatning med märkspänning 130 kV, verklig spän- ning mellan 135 och 145 kV, förimpedansen fås från E.ON i form av kort- slutningsresistans och impedans. Övertransformering har sedan gjorts över varje transformator, med märkomsättning.

Produktion:

Det finns ingen produktion eller microproduktion på linjen som under- sökts, i form av solceller, så detta kommer inte att behandlas.

Topologi, knutpunkter och ledningar:

Enligt dpPower är det viktigt att nätet är korrekt ritat och stämmer över- ens med verkligheten. Det finns varningsflaggor i dpPower och kontroll- funktioner för att i alla fall säkerställa att det är korrekt ur teknisk syn- punkt.

Säkringar:

Jämförelser med bilder från stationer och en snabb kontroll på några stäl- len.

Transformatorer:

Datablad och provningsprotokoll i samband med formel 3 & 4 jämfördes med det data som finns i dpPower. Sedan gjordes en sammanställning i Excel. Om lindningsomkopplaren saknar värde i dpPower sätts lågspän- ning till 235 V automatiskt, omkopplardata kontrolleras och jämförs med datablad.

Ledningar:

Datablad, standarder och i undantagsfall beräkningar för kabeldata sammanställdes och jämförs med dpPower.

Kunddata, årsförbrukning och huvudsäkring:

Kunddata i form av avläst årsförbrukning finns inläst till dpPower så denna har använts vid spänningsfallsberäkningar. Den inlästa årsför- brukningen uppdateras dagligen och motsvarar därför 365 dagar bakåt, varje dag, därför kan denna skilja sig lite beroende på vilken dag datan hämtas men ingen hänsyn tas till detta. Några jämförelser mellan inköpt huvudsäkring och årsförbrukning gjordes också.

3.2.3 Beräkningar

Beräkningar gjordes i Excel med de formler som anges i teoriavsnittet.

– Kortslutningsberäkningar.

– Jordslutningsimpedans.

– Spänningsfall.

– Utlösningstid för några säkringar.

Jämförelse mellan beräkningar och dpPower.

HEMAB dimensionerar lågspänningsnätet med utgång från jordslut- ningsimpedans i leveranspunkt enligt personal.

3.2.4 Litteraturstudier av Velandermetoden

Det framkommer under arbetets gång att man misstänker att de Velan- derkonstanter man använder kan vara en stor fel källa. Den som tidigare påpekat missvisande värden på linjen gjorde förändringar av konstan- terna som används. Det finns många studier kring detta sedan tidigare men problemet tycks ändå aktuellt. De konstanter som används av HE- MAB jämförs med konstanter som rapporter har kommit fram till är rim- liga.

3.2.5 Mätningar i fält

Spänning och ström mättes med Fluke strömtång och medföljande spän- ningsprober på några ställen i nätet. Mätningen kom egentligen att bli intetsägande men det var bra att få se några nätstationer i verkligheten.

4 Resultat

4.1 Verifiering av parametrar och värden

Matningspunkt:

Det finns två nätekvivalenter anslutna till 130 kV skenan i Saltvikshöjden detta representerar de två matningsvägarna som finns, då regionnätet är maskat. Det finns alltså tre driftlägen för matningen då de båda matning- arna kan köras parallellt, HEMAB har inget sätt att övervaka denna drift utan får ringa till E.ON om de vill veta hur nätet matas. Samtal till E.ON verifierar att vid normal drift är det MK som matar nätet, förimpedan- serna kunde även verifieras. På dagen då mätningarna genomfördes var det faktiskt parallelldrift på matningen, därför att man planerade någon typ av underhåll.

I dpPower används dock alltid parallelldrift av ekvivalenterna då dessa båda är satt i normalläget ”till”. Detta verifieras även vid beräkning av kortslutningseffekt och kortslutningsström, på 130 kV skenan.

Figur 15 – Anslutning nätekvivalenter.

Tabell 1 – Kortslutningsdata för de olika driftlägena.

MK och NK fås från E.ON, Parallell fallet beräknas.

Inkommande 135 kV R+ Ω X+ Ω Saltvikshöjden_NK 3,4896 21,7374 Saltvikshöjden_MK 1,4678 10,0859 Parallell drift 1,03321 6,8893309

Dessa värden transformeras sedan ner till lågspänningsnätet, med formel 10 impedans transformering, nedan är en jämförelse mellan kortslut- ningsimpedans vid transformering till olika spänningar i nätet, med mär- komsättning på transformatorer:

Driftläge Z+ [40 kV] Z+ [10 kV] Z+ [0,4 kV]

Saltvikshöjden_NK 2,215708 0,1323954 0,00019301 Saltvikshöjden_MK 1,0257588 0,0612923 8,9355E-05 Parallell drift 0,7011107 0,0418935 6,1075E-05 Tabell 2 – Impedans vid olika driftlägen och spänningsnivåer.

Topologi och Säkringar:

De som arbetar med elnätet på HEMAB vill påstå att nätet är korrekt in- ritat. Det är i praktiken omöjligt att verifiera på annat sätt. Det viktiga med den topologiska modellen är, som tidigare nämnts, att de olika le- darna är kopplade från och till korrekt punkt detta får ändå ses som att det stämmer. Längden kan avvika då den beräknas från den geografiskt inritade ledaren i dpPower men små avvikelser har ingen inverkan.

Vid en snabb kontroll av säkringar är det två säkringar som blivit skiftade i dpPower, säkringarna i 9250, 35/50 A har satts på fel utgående linje på lågspänningsnätet. Anledningen till att det uppmärksammas är att det är fler abonnenter anslutna till 35 A säkringen än till 50 A. Detta kan verifie- ras från en kamerabild på stationen.

Transformatorer:

Det saknas protokoll för en transformator men det är kopierat från en av samma modell. Det får accepteras som korrekt.

En sak att uppmärksamma är att om ingen procentuell kortslutningsresi- stans (ur%) anges beräknas denna av dpPower, enligt formel 4. Det räcker alltså att fylla i korrekt belastningsförlust och märkeffekt istället för att anta ett felaktigt värde, detta kan dock ha att göra med vilken version av dpPower som användes vid tidpunkten för inmatning av transformato- rerna. Av de 16 transformatorer som undersökts har 12 någon typ av fel- aktighet.

Nedan presenteras en tabell med samtliga transformatorer på linjen och i dpPower inmatade värden. Gulmarkerade celler indikerar fel värde, jäm- fört med provningsprotokoll.

Sammanställda data från provningsprotokoll finns i bilaga 5.

ID Märksp. Uppsida Märksp. Nersida Märkeffekt Bel. Förlust 75C Tomg. Förlust uk% ur%

F8-T1 45 11 10000 kVA 52000 7500 7,55 0,5

T673 11 0,4 100 kVA 1609 179 3,7 1,5

T104 10,5 0,4 100 kVA 1600 290 3,8 1,6

T312 11 0,42 100 kVA 1614 170 3,7 1,5

T786 11 0,42 100 kVA 1544 176 3,7 1,5

T311 11 0,42 100 kVA 1613 170 3,7 1,5

T194 11 0,42 100 kVA 1600 290 3,8 1,6

T900 11 0,42 100 kVA 1619 127 3,9 -

T881 11 0,4 100 kVA 1613 129 3,89 -

T880 11 0,4 100 kVA 1610 128 3,95 -

T877 11 0,42 100 kVA 1627 126 3,94 -

T215 11 0,42 100 kVA 1280 191 3,44 1,54

T309 11 0,42 100 kVA 1629 210 3,7 1,8

T876 11 0,42 100 kVA 1613 129 3,89 -

T875 11 0,42 100 kVA 1613 129 3,93 -

T878 11 0,42 100 kVA 1627 126 3,89 -

Tabell 3 – Transformatordata för linjen, gul indikerar avvikelse och grön korrekt.

Ledningar:

Det som verkade vara mest intressant att verifiera, det jag antog som viktigast vid beräkning av kortslutningsström och spänningsfall, var le- darnas resistans och induktans men det skulle senare visa sig att andra oväntade parametrar också kunde ha en inverkan på grundläggande be- räkningar.

Vid kontroll av resistans och induktans var det två ledningar som hade felaktiga data, i bilaga 7 finns all kabeldata:

Material Area NollArea FasR dp NollR dp IndFasDP IndNoll DP

AHXAMK-W 150 Al 150 25 0,25 0,524 0,35 0

35 0,206

N1XE AR 4G 16 Al 16 16 1,15 1,15 0,25 0,25

1,91 1,91 Tabell 4 – Felaktig kabeldata

Ett frågetecken var induktansen för nolledaren som här betecknas

”IndNoll DP” ibland anges samma induktans som fasledaren och ibland anges 0. Detta förklaras med [3]:

Några mindre felaktigheter som inte används idag men som bör ändras av dokumentationsskäl för att vara konsekvent. Kablar har PE area istället för nollarea och en kabel saknar nollarea.

Kabel PE area Noll area AXCLIGHT-O TT 95 25

AXLJ-F LT 50 16

AHXAMK-W 120

Tabell 5 – Exempel på kablar med felaktig area.

Detta används alltså inte idag [3]:

PE area, PE-induktans, PE-resistans Används ej idag.

Förberedelse för ev. specialhantering av 5-ledarsystem.

För kabel med koncentrisk nolledare skall denna term vara = 0.

Det finns många kolumner för kabeldata som inte används av HEMAB, detta har man då löst genom att antingen fylla i en ”0” eller genom att lämna det tomt. Ingen förklaring till detta finns.

Res.ökning matar fas Res.ökning servis fas ÖmsInd F-N ÖmsInd F-F

0 0 0 0

0 0 0 0

0 0 0 0

0 0 0 0

Detta verkar vara ett genomgående tema, vet man inte sätter man en nolla eller lämnar tomt, om man läser dokumentationen i dpPower så får dock detta olika effekter på beräkningarna. Vill man att dpPower använder schablonvärden ska schablonvärdet vara ifyllt. Om man istället vill att dpPower använder svensk standard för beräkningen ska fältet vara tomt alternativt ska en etta vara ifyllt. Vilken inverkan detta har framgår inte men det är ju dokumentationsmässigt inkonsekvent.

Från dokumentationen i dpPower ”Resistansökning vid uppvärmning vid jord- fel”[3].

För att beakta temperaturhöjningen vid kortslutning fas nolla finns två meto- der definierade i dpPower Analyzer.

Metod 1 Schablonmetoden

Om schablonmetoden skall användas anges resistansöknings- faktorer för matarledning resp. servis.

Metod 2 SEN SS424 14 05

Om beräkning av resistansökning skall ske i enl. med SEN SS424 14 05 måste följande anges.

OBS! om denna metod skall användas skall schablonvärdena ej vara angivna (eller =1).

Resistansökningen används enbart för beräkning av jordfelsström ej för trefaskortslutningsström.

Kunddata, årsförbrukning:

Kunddatan i dpPower får ses som korrekt då den hämtas och uppdate- ras varje dag från kundsystemet och kundernas elmätare, detta är väl kontrollerat då man måste kunna lämna korrekta uppgifter till elhan- delsföretag. Det kan naturligtvis finnas ”strömtjuvar” som kopplat in sig före mätaren men detta är inget som kommer analyseras.

Huvudsäkring:

Vilken årsförbrukning kunden har kombinerat med SCB-kod, Velander- tabell, ger en beräknad högsta förbrukningsström. När denna ström är markant högre än inköpt säkring finns det ett fel, antingen har kunden en annan säkring eller så är kunden felkategoriserad. I dpPower finns ett verktyg för att beräkna högsta ström med aktuell Velandertabell.

Vissa kunder har en förbrukning och kategori som ger en högsta ström som är dubbelt så hög som deras inköpta säkring. Mer utförlig tabell finns som bilaga 8.

Anslutningspunkt Aktuell säkring Energiförbrukning Ström, W (A) Kvot, %

1 16 31226 38,2553 239,0953

2 16 23922 32,6496 204,0603

3 16 23791 32,5441 203,4008

4 16 23615 32,402 202,5128

Tabell 3 – Beräknad ström med Velandermetod, anslutningspunkt anges inte av sekretesskäl.

De kunder med hög belastningsström har alla Velanderkategorin för

’Småhus utan elvärme’, om detta skulle vara ett ’Småhus med elvärme’

görs en jämförelse för vilken inverkan detta skulle få.

SCB Typ: k1 k2

92 Småhus utan elvärme 0,000161 0,117 91 Småhus med elvärme 0,0003 0,025

Anslutningspunkt Aktuell säkring Energiförbrukning Ström, (A) Ström 92 ber Ström 91 ber

1 16 31226 38,25525116 39,0506285 20,94493074

2 16 23922 32,64964842 33,34581598 16,77853514

3 16 23791 32,54412859 33,23838738 16,70271724

4 16 23615 32,4020423 33,09372834 16,60078505

Tabell 4 – Jämförelse vilken inverkan av Velanderkategori som anges.

Skulle det vara hus med elvärme så är det bara en kund som egentligen har för liten säkring. Värt att notera är skillnaden i ström mellan beräk- ningen i dpPower och formel 15, det skiljer ca 1 A.

4.2 Nätberäkningar

Kortslutningsberäkning:

Det finns många olika värden och driftsfall som kan tas med vid kortslut- ningsberäkningar i dpPower. Jag kommer göra jämförelser med en refe- rensberäkning och det innebär bland annat att vindkraftverk och mikro- produktion inte inkluderas. Arbetet utgår ifrån fördelningsstation F8, för att se så förimpedansen behandlas som tänkt och kortslutningsströmmen följer den beräkning jag gjort. Detta visar då att impedanserna transfor- meras och summeras i enlighet med teori.

Kortslutningsdata för 40 kV skenan F8:

dpPower U [V] ∆U% Ureal [V] Ik3 [A] Sk [MVA]

F8 DP Prim 40 kV 42898 1,98 42048,62 1208,9 93460,1 Tabell 5 – Kortslutningsdata för 40 kV skena F8 hämtat från dpPower,

U är den spännings som anges, ∆U% är ett spänningsfall som inte tycks subtraheras från spänningen, Ureal är den spänning som skulle fås om spänningsfallet räknas med. Vilken spänning dpPower använder vid kortslutning är svårt att utläsa och det är svårt att förstå hur Ik3, Sk och spänning hänger ihop med kortslutningsdatan som ges. Formel 11 beskriver sambandet mellan dessa tre. 𝑆_𝑘3= √3 ∗ 𝑈_𝑛∗ 𝐼_𝑘3.

𝑆_𝑘3

√3 ∗ 𝐼𝑘3

= 𝑈_𝑛 = 44635 𝑉

Vad dpPower får den spänningen ifrån är svårt att veta.

Spänning: Ik3 DP Sk ber Skillnad % Sk DP Ik3 ber Skillnad % 42898 1208,9 89823,102 3,8914979 93460,1 1257,849 3,891498 42048,6196 1208,9 88044,605 5,7944463 93460,1 1283,258 5,794446 45000 1208,9 94224,43 0,8178142 93460,1 1199,094 0,817814 Tabell 6 – Beräknade Ik3 och Sk med olika spänningsnivåer. Närmast dpPowers

resultat kommer man med märkspänning.

Beräknade kortslutningsdata:

Från den nätdata jag har: förimpedans F4, transformator F4 och ledning till F8 beräknas samma kortslutningsström på båda sidor av transformatorn F8. Skillnaden i Ik3 vid märkspänning på transformatorn och som tidigare antagits som korrekt är 116 A, alltså använder dpPower ibland märkspänning vid beräkning och ibland omräknas spänningen i förhållande till lindningskopplarens läge.

NK, MK och // är olika driftlägen för överliggande nätet. DPT4 och DataT4 är transformatordata för T4 i dpPower respektive Datablad.

45 kV är märkspänning, U är spänningen vid T8 enligt dpPower.

Tabell 7 – Beräknade värden för olika driftsfall och spänningar.

Gulmarkerade celler använder dpPowers värden för T4, Rosamarkerade värden är från datablad för T4. Avrundning är skillnaden.

Blå celler borde matcha beräkningarna i tabell 6, storleksordningen är densamma men dpPowers kortslutningsvärden är lägre.

Till höger i tabellen är beräknad resistans och reaktans transformerad till 11 kV, orangemarkerade celler borde vara de som stämmer överens med dpPower.

R [45kV] X [45kV] Ik3 45 kV Sk 45 kV Ik3 U Sk3 U R [11kV] X [11kV]

F8_NK_DPT4 4,8326767 20,552095 1230,579 95914,13 1173,097 87162,89 0,2887673 1,2280511 F8_MK_DPT4 4,6291985 19,379464 1303,948 101632,7 1243,04 92359,72 0,2766089 1,1579828 F8_//_DPT4 4,5854605 19,057755 1325,438 103307,7 1263,525 93881,84 0,2739954 1,1387597 F8_NK_DataT4 4,8749967 20,614572 1226,482 95594,81 1169,192 86872,72 0,2912961 1,2317843 F8_MK_DataT4 4,6715185 19,44194 1299,343 101273,8 1238,65 92033,54 0,2791376 1,1617159 F8_//_DataT4 4,6277805 19,120231 1320,677 102936,6 1258,987 93544,63 0,2765242 1,1424928

Kortslutningseffekt på 10 kV nät:

Kortslutningseffekten på sekundärsidan av F8, alltså 10kV skena, stämmer med mina beräkningar.

Märkspänning för transformator är alltså 11 kV på sekundärsidan men efterföljande skena och nät har märkspänning 10 kV, detta kan uppfattas som lite märkligt men så här är det inom branschen. Lågspänningsnätet är bestämt till 230/400 V, alltid. Vid högre spänningar är spänningsgränserna väldigt flytande, dpPower försöker att räkna med att lindningskopplaren i F8 kommer anpassa spänningen för att hålla lågspänningsstandard. Allt ovan gör det svårt att jämföra beräkningar med dpPower, som använder en spänning mellan 10 kV och 11 kV, jämförelsen kommer därför att skilja sig lite. Huvudsaken är att storleksordningen är korrekt.

Beräknad förimpedans hänförd till 10 kV sidan är:

𝑍_𝑛ä𝑡 = 0,274 + 𝑗1,139

Transformatorns impedans hänförd till sekundärsidan:

𝑍_𝑇8 = 0,063 + 𝑗0,911

ID R 10 kV X 10 kV Z 10 kV Ik3 ber Ik3 dp Sk3 ber Sk3 dp Ik3 % Sk3 % F8-L8002 0,337 2,05 2,077515 2779,042 2819,7 52947,87 53288 1,44191 0,638286

Tabell 8 – Beräknade och avläst kortslutningsdata, procentuell jämförelse.

Verifierar att impedanstransformering stämmer överens.

När förimpedansen till F8 verifierats så ska det bara vara att addera följande ledarimpedanser för den aktuella linjen och

kortslutningsströmmen kan beräknas på 10 kV sidan av följande transformatorer.

Här uppstod ett problem, första stationen 9227 har 60% lägre kortslutningsström än beräknat och därför uppstår samma problem på följande stationer på linjen. Då andra stationer som ligger parallellt på samma skena har korrekt data måste felet vara mellan F8 och 9227.

Figur 16 - Stationer på samma skena har rätt värden, endast linje L8002 är fel.

ID R 10 kV X 10 kV Z 10 kV Ik3 ber Ik3 dp Sk3 ber Sk3 dp Ik3 % Sk3 % 9227 0,999746 2,160593895 2,380684 2425,144 1493,2 46205,2 28219,4 -62,4126 -63,7356 9340 0,604329 2,152974282 2,236182 2581,857 2635 49190,98 49797,3 2,016818 1,217577 9354 0,395656 2,142181565 2,178414 2650,324 2705,3 50495,46 51125,8 2,032145 1,232917

Tabell 9 – Felaktig kortslutningsström 9227

En av ledarna mot 9227 är kraftigt överbelastad, något som kanske borde upptäckts i dpPower.

Figur 17 - Överbelastad ledare på grund av felaktiga ledardata.