Evigt liv eller maximal energi? En utvärdering av livslängden för distributionstransformatorer i Göteborgs Energis elnät vid olika belastningsgrader Albin Andersson, Axel Fogelberg INSTITUTIONEN FÖR ELEKTROTEKNIK CHALMERS TEKNISKA HÖGSKOLA Göteborg, Sverige 2022 www.chalmers.se www.chalmers.se Förord Denna uppsats är en del av slutmomentet på Högskoleingenjörsprogrammet för elektrostudenter på Chalmers Tekniska Högskola och arbetet innefattar 15 högskole- poäng. Författarna vill tacka vår examinator och handledare Thomas Hammarström för all hjälp vi fått. Vi vill också tacka vår handledare på GENAB Ferruccio Vuino- vich som stått till hands med data, vägledning, och bra diskussioner. Sammanfattning Uppsatsen skrevs i samarbete med Göteborg energis elnät (GENAB) och målet var att undersöka hur fyra stycken transformatorer på olika fysiska platser i nätet var belastade. Genom datainsamling kunde datan analyseras i Matlab och resultaten visade att tre av fyra transformatorer var underbelastade (mindre än 30% av mär- keffekt). Vidare visade också resultaten att om man skulle öka lasten så skulle även verkningsgraden för samtliga tre transformatorer öka, vilket skulle gör att de blev mer effektiva. När lasten ökades upp mot 100%, eller mer, av märkdrift så började livslängden förkortas drastiskt, från 100-tals år till under tio, där det var isolations- pappret som bröts ner snabbare än isoleringsoljan. Dock kunde belastningsgraden öka utan att livslängden blev kortare än 40 år, där den största ökningen blev 280% ökning av lasten. Rapporten visar att GENAB inte behöver aktiv temperaturmät- ning i sina transformatorer på grund av den belastningsnivå som de ligger på idag inte leder till att oljan når för höga temperaturer. Men GENAB bör försöka öka lastnivån på de transformatorer som är underlastade för att öka andelen energi de överför samtidigt som de ökar verkningsgraden. Abstract This bachelor thesis have evaluated four distribution transformers at various loca- tions on behalf of the company that owns the Gothenburg electric grid, also known as GENAB. The collected data was analyzed through Matlab and the results show that three out of four transformers were lightly loaded (less than 30% of rated ca- pacity) and had an efficiency level that would be increased with an increased load. Also, the increase in load would not lead to a decrease in life expectancy, where one of the transformers would take no harm even if the load was increased by 280%. The authors concluded that constant temperature monitoring inside the transfor- mer was not necessary, because the size of the load did not affect the oil, nor the isolationpaper, negatively. However, the results show that as the load increase up to, and above, 100% of capacity the life expectancy quickly deteriorates, where the isolationpaper is the part that breaks down first. The conclusion is that GENAB can, and should, increase the load slightly for their transformers in order to sell more energy and become more efficient without impacting the life expectancy of the distributiontransformer. Innehåll 1 Inledning 1 1.1 Inledning . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1 1.2 Bakgrund . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1 1.3 Syfte . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1 1.4 Avgränsningar . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2 1.5 Precisering av frågeställningar . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2 2 Teori 3 2.1 Distributionstransformatorer . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3 2.2 Isoleringsmaterial . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5 2.3 Gasvakt . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6 2.4 Tomgångs- och belastningsförluster . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6 2.5 Identifiering av kylningsmetod . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7 2.6 Verkningsgrad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8 2.7 Krav på vätskeisolerade transformatorer gällande förluster . . . . . . 9 2.8 Peak Efficiency Index . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10 2.9 Hotspot . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11 2.10 Samband temperatur och livslängd för vätskeisolerade transformatorer 12 2.11 Krav på tillverkare gällande temperaturstegring . . . . . . . . . . . . 14 2.12 Solceller . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15 2.13 Ventilation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17 3 Metod 18 3.1 dpSpatial . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18 3.2 Matlab . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19 4 Resultat 20 4.1 Oljetemperatur vid olika laster . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20 4.2 Mätdata från nätstationer . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22 4.2.1 Transformator 1 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22 4.2.2 Transformator 2 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27 4.2.3 Transformator 3 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32 4.2.4 Transformator 4 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36 4.3 Sammanfattning av mätdata . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41 4.4 Livslängd på olja och isolationspapper . . . . . . . . . . . . . . . . . 42 4.5 Solcellsanläggning och Ventilation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43 i Innehåll 5 Slutsats 46 5.1 Framtida undersökningsområden . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49 A DOVA Datablad I B LONGI Datablad II C Sunpower Datablad III D Matlab Kod IV ii 1 Inledning 1.1 Inledning Förbrukningen av elektricitet är större än vad den någonsin varit tidigare och kom- mer med allra största sannolikhet inte att minska i framtiden heller. Ökad förbruk- ning av elektricitet kommer sätta krav på den elektriska infrastrukturen och en viktig komponent av denna infrastuktur är transformatorn. En transformator används för att omvandla den elektriska energin mellan olika spänningsnivåer i nätet och det finns många olika typer av dessa. Denna uppsats kommer att undersöka den typ av distributionstransformator som finns i Göteborg Energis Elnät (GENAB) och som arbetar på spänningsnivåer mellan 11/0.42 kV. 1.2 Bakgrund När allt fler laster ansluts till en transformator så ökar temperaturen i tanken och om denna blir för hög så minskar livslängden. För GENABs transformatorer är temperaturen framförallt problematisk på sommaren, i och med de högre utom- hustemperaturerna under denna årstid. I nuläget är transformatorerna vanligtvis överdimensionerade av olika skäl. Detta leder till att transformatorer arbetar på en låg verkningsgrad, de produerar onödigt höga förluster, och det finns outnyttjad kapacitet i nätet. Göteborg Energi är därför intresserade av att undersöka om man kan använda denna outnyttjade kapacitet utan att skada transformatorerna. Vidare så kan man genom förbättrad luftcirkulering i stationen sänka temperaturen. Då ut- omhustemperaturen är som högst under sommartid, och det är under dessa månader som solen lyser som mest, så kan en ventilation matas av en solpanelsanläggning. Uppdraget innefattar därför också att undersöka hur en möjlig lösning för detta skulle kunna se ut. 1.3 Syfte Syftet med projektet är främst att undersöka ifall GENABS distributionstransfor- matorer idag är underlastade. Om så är fallet så skall denna rapport också ta reda på hur mycket mer det går att öka den befintliga lasten, utan att man skadar transformatorn. Vidare så kommer författarna att försöka hitta ett samband mellan temperatur och livslängd och genom detta samband förutspå hur mycket mer lasten kan öka utan att påverka livslängden, förluster, och verkningsgrad negativt. 1 1. Inledning Utöver detta så kommer författarna att undersöka om det är möjligt att mata en ventilationsanläggning med en solcellsanordning som huvudsakligen skall placeras på ett nätstationstak för att öka luftcirkuleringen i stationen och möjliggöra ytterligare belastning. 1.4 Avgränsningar Då undersökningen skrivs i samarbete med Göteborg Energi så kommer den att behandla just Göteborg Energis elnät och speciellt deras distributionstransformato- rer. Fyra stycken vätskeisolerade distributionstransformatorer på olika nätstationer i nätet kommer undersökas och med huvudsakligen en skenbareffekt mellan 800-1250 kVA. De solpaneler som undersöks har ingen speciell koppling till GENAB utan har valts på måfå. Endast en storlek av nätstationstation kommer undersökas i kopp- ling till solpanelsanläggningen och likaså endast en typ av ventilation. Arbetet sker rent teoretiskt och lösningarna framtagna av resultaten kommer inte att prövas i verkligheten inom ramen av detta examensarbete. 1.5 Precisering av frågeställningar Rapporten kommer att besvara följande frågor: - Hur är GENABs distributionstransformatorer belastade i nuläget? - Är GENABs distributionstransformatorer underlastade? - Om de är underlastade, hur mycket mer kan de belastas? - Är det möjligt att med en begränsad yta i form av ett nätstationstak installe- ra en solcellsanläggning som driver en ventilation? 2 2 Teori I detta kapitel så beskrivs de teorier som använts under arbetet för att komma fram till de lösningar som arbetet kommer att rekommendera. Kapitlet täcker huvud- delarna av uppsatsen och innefattar distributionstransformatorer, deras livslängd, temperaturgivare, gasmätare, solceller, och luftkonditionering. 2.1 Distributionstransformatorer En transformator är en komponent i elnätet som sammankopplar delar med olika spänningsnivåer. I figur 2.1 nedan visas en principskiss på en ideal trefastransfor- mator. Figur 2.1: Principskiss av en trefastransformator [1]. En trefastransformator innehåller en järnkärna. Den består av tre ”ben” och varje ben innehåller två lindningspar. Varje ben i figuren innehåller en fas och har både upp- och nedspänningssida monterade runt samma magnetiska järnkärna ϕa, ϕb, eller ϕc i figur 2.1. Beroende på antalet varv [N] som lindningarna i Ua1 och Ua2 har så kommer relationen mellan upp- och nedspänning att förändras och beskrivs (med figur 2.1 benämningar) som: Ua2 = NUa2 NUa1 · Ua1 (2.1) 3 2. Teori På samma sätt kan strömmen [I] i nedspänningslindningen beskrivas med samban- det: Ia2 = NUa2 NUa1 · Ia1 (2.2) Det finns två typer av transformatorer som kallas Kraft- och Distributionstransfor- mator och skillnaden på dem, även om de är uppbyggda på samma sätt, är vilka spänningsnivåer de arbetar med. En rapport från Energiforsk säger att gränsen går vid 36kV (på uppspänningssidan) där transformatorer som arbetar över den- na gräns tillhör krafttransformator [2] och de som arbetar under tillhör distribu- tionstransformatorer. Spänningsnivåerna i GENABs nät, där de använder sig av distributionstransformatorer, är nominellt 11 kV på uppspänningssidan och 0,42 kV på nedspänningssidan. Vidare så skiljer sig isolationsmediet något för distributionstransformatorer. De kan vara luft- eller vätskeisolerade. Luftisolerade transformatorer används ofta i inom- husmiljöer då de inte riskerar att läcka, men är dyrare per kVA än vätskeisolerade transformatorer. Nedan i figur 2.2 visas en bild på två stycken luftisolerade trans- formatorer. Figur 2.2: Torrisolerad transformator med avskärmning för begränsande av mag- netfält i en nätsation i GENABs nät Det man kan se i figur 2.2 är 11 kV kablar som kopplas in på ovansidan (Nr 2 i figur 2.2) av transformatorn och 420 V sidan kopplas på i den nedre delen (Nr 1 i figur 2.2). Vanligtvis är högspänningskabeln mycket tunnare än lågspänningskabeln då den hanterar mindre strömmar. I mitten av bilden kan man följa ventilationsrör 4 2. Teori från tak till golv (Nr 3 i figur 2.2) som förser tilluft, eller frisk uteluft, till den nedre delen av transformatorn för att ventilera omgivningsluften men också transforma- torn, när det blir för varmt. Figur 2.3: Oljeisolerad transformator i en nätstation i GENABs nät I transformatorer med flytande isolation är järnkärnan nedsänkt i en vätska, vanligt- vis mineralolja, som både hjälper till att kyla men också främst att elektriskt isolera transformatorn [3]. Då man vill minska risken för miljöfarligt läckage så är dessa transformatorer ofta placerade i nätstationer som ej är anslutna till bostadshus eller kontor. Eftersom transformatorn är en viktig del i elnätet så är det viktigt att den är kontinuerligt driftsatt. När transformatorer åldras så försämras isolationen och det kan komma in fukt eller luft vilket kan göra att den kortsluts. I GENABs nät an- vänds vanligtvis vätskeisolerade distributionstransformatorer och målet är att dem skall ha en livslängd mellan 30-40 år. I figur 2.3 ovan visas en oljeisolerad transfor- mator. Både 11- (Nr 2 i figur 2.3) och 0,4 kV kablarna (Nr 1 i figur 2.3) kopplas in på ovansidan då transformatorer med flytande isolering i regel inte blir lika varma som luftisolerade transformatorer. På sidorna sitter radiatorer (Nr 3 i figur 2.3) där oljan kan kylas naturligt av luftcirkulation. Transformatorn står avskiljd i en sänka ifall den skulle börja läcka, då sänkan samlar upp det mesta av läckaget och förhindrar att miljöfarligt material släpps ut. 2.2 Isoleringsmaterial Isoleringsmaterialet i en vätskeisolerad transformator består av papper eller kartong som omsluter lindningarna, likt plasthöljen på kablar som finns i hemmet. Materia- lets huvuduppgift är att elektriskt och mekaniskt isolera transformatorns lindningar för att förhindra skador och åldrande. Isoleringsmaterialet är transformatorns sva- gaste länk, sett till isolationsnivå, därför att det är ofta det som går sönder först och det är många gånger inte värt tiden eller pengarna det kostar att byta ut den [4]. 5 2. Teori 2.3 Gasvakt När det blir interna fel i en oljefylld transformator så utvecklas gas. När gasut- veckling sker så minskar oljenivån i transformatorn, vilket betyder att man indirekt övervakar gasutveckling genom att bevaka oljenivån. Det är vanligt bland kraft- transformatorer att ha ett skydd kallad gasvakt och det finns olika typer av sådana. Ett av dessa kallas Buchholz relä. Dessa känner av oljenivån i transformatorn och varnar när denna minskar [5]. Om nivån skulle bli för låg så kan dessa reläer koppla bort transformatorn från nätet för att undvika olyckor . En annan typ av vakt är tryckrelä. Vakten känner av en plötslig ökning av tryck inuti oljetanken, vilket är en följd av ett internt fel i transformatorn. Reläer kan placeras på sidan eller ovanpå tanken. Typen som placeras ovanpå tanken kallas för ”In Gas” tryckrelä och den reagerar t.ex. när det blir ett internt ljusbågsfel i transformatorn och trycket stiger kraftigt. Det typ av relä som placeras på sidan av transformatorn kallas ”Under oil” och då den endast arbetar med transformatoroljan så kan den placeras på vilken typ av vätskeisolerad transformator som helst [6]. Till sist så brukar transformatorer med expansionskärl ha en mätare för oljenivån, som kan varna när oljan når en för hög eller för låg nivå. 2.4 Tomgångs- och belastningsförluster I Sverige finns idag en totalt installerad transformatoreffekt på 228 GVA utplacerade på diverse olika spänningsnivåer från 400 till 0,4 kV. Det är beräknat att transfor- matorer står för 3 TWh i förluster varje år vilket motsvarar elförfrukningen i 150000 villor med årlig elförbrukning på 20000 kWh [7]. På grund av detta är det viktigt att ta med förluster när man utför beräkningar på en transformator för att få en så noggrann modell som möjligt. Eftersom lindningarna är gjorda i ett ledande materi- al, vanligtvis koppar, kommer dessa därför ha en resistans. Denna resistans kommer leda till ett spänningsfall och en effektförlust när det går ström igenom lindningen. I det ekvivalenta schemat nedan i figur 2.4 beskrivs resistansen i lindningarna som R1 och R2. Transformatorn järnkärna skall vara utformad så att det magnetiska mot- ståndet minimeras. Permeabiliteten är oändligt, magnetiseringsström. Detta kallas vanligen för magnetiseringsström och denna ström är proportionell mot den induce- rade spänningen. Motståndet visas som jXm i figur 2.4. Det magnetiska motståndet gör också att en del av flödet som uppstår kommer läcka ur kärnan, och vanligt- vis kallas detta läckflöde för läckinduktanser. Läckinduktanserna ger upphov till ett induktivt spänningsfall när det går ström genom lindingarna och visas i figur 2.4 som jX1 och jX2. Dessutom har den magnetiska järnkärnan förluster. Dessa beror delvis på hysteres, men också på grund av att det växlande flödet i kärnan ger upp- hov till virvelströmmar. Hysteresens och virvelströmmarnas förluster är ungefärligt proportionella mot flödet i kvadrat och beskrivs som Rfe i 2.4. 6 2. Teori Figur 2.4: Ekvivalent kretsschema för en transformator. Transformatorn skapar effektförluster på grund av det ovan beskrivna spännings- fallet och magnetiseringsströmmen. Tillsammans bidrar dem till att transformatorn konsumerar aktiv och reaktiv effekt. De aktiva effekterna som transformatorn för- brukar kan delas in i tomgångs- och belastningsförluster [1]. Tomgångsförlusterna är konstanta och förbrukas under hela tiden som transformatorn är kopplad till en spänning, eller nätet i detta fall, och skapas när järnkärnan magnetiseras. I denna rapport kommer de aktiva tomgångsförlusterna i fortsättningen kallas PA0. Belast- ningsförlusterna sker när det går ström genom lindningsresistanserna och detta sker endast när en last är kopplad till transformatorn, därav namet. I fortsättningen benäms de aktiva belastningsförlusterna med PAk. Den reaktiva effekten som trans- formatorn förbrukar beror på de reaktanser som visas i 2.4 ovan. Den ena delen av den reaktiva effektförbrukningen beror på magnetiseringsströmmen och den andra beror på att läckinduktanserna konsumerar reaktiv effekt när det går ström genom dem [1]. I denna rapport, och enligt GENAB själva, så modelleras näten och trans- formatorerna så att man kan överföra effekt med en effektfaktor på cos φ = 0.95. 2.5 Identifiering av kylningsmetod För att identifiera vilken typ av kylsystem en oljeisolerad transformator använder så brukar den betecknas med fyra bokstäver på märkplåten. Följande information är hämtad från SS-EN 60076-2 som är en svensk standard för krafttransformatorer [8]. Den första bokstaven beskriver vilken typ av intern kylningsmetod som används och det finns tre olika typer, nämligen: • O: mineralolja eller syntetisk olja med antändningspunkt > 300 °C • K: isoleringsvätska med antändningspunkt > 300 °C • L: isoleringsvätska utan en mätbar antändningspunkt Den andra bokstaven beskriver cirkulationsmetoden för den interna kylningen. Här finns det också tre olika bokstäver: • N: naturellt flöde genom kylutrustning och lindningar • F: forcerat flöde genom kylutrustning, naturellt genom lindningar • D: forcerat flöde genom kylutrustning, riktat från kylutrustning mot huvud- lindningarna 7 2. Teori Den tredje bokstaven beskriver den externa kylningsmetoden: • A: Luft • W: Vatten Den sista bokstaven beskriver cirkulationsmetoden för den externa kylningen: • N: Naturellt flöde • F: Forcerat flöde (t.ex. fläktar eller pumpar) De typer av kylsystem som denna uppsats främst kommer behandla är ONAN och ONAF transformatorer, då det är dem vanligaste transformatorer som GENAB använder sig utav. 2.6 Verkningsgrad Kapitel 2.4 beskriver förluster hos transformatorn vilket uppgår till 3 TWh i Sve- rige vilket motsvarar elförbrukning för 150000 villor. Därmed är det väsentligt att transformatorerna går på hög verkningsgrad för att minska förluster i nätet. För att estimera verkningsgraden på transformatorer användas följande formel: η = Pu Pi = Pu Pu + ∆P (2.3) Där, Pu = Nyttjande effekt i transformator. Pi = Totala effekt i transformator. ∆P = Belastningsförluster, tomgång och kortslutningseffekt. Vid omskrivning av ∆P i ekvation 2.3 går det slutligen estimera verkningsgraden genom följande: Pu Pu + ∆P = α · Pn α · Pn + α2 · PAk + PA0 (2.4) Där, Pn = Märkeffekt för transformator. α = Procentandel av märkeffekt som transformatorn är belastad vid ett givet till- fälle. PAk = Belastningsförluster vid märkspänning och märkfrekvens. PA0 = Tomgångsförluster vid märkspänning och märkfrekvens. Värden gällande märkeffekt, tomgångsförluster och belastningsförluster finns till- gängliga på transformatorns märkskylt. På så sätt går det att utföra estimeringar på verkningsgraden för transformatorn. Sedan används värdena tillsammans med olika belastningsgrader för att se vid vilken belastning transformatorn är som mest effektiv. 8 2. Teori 2.7 Krav på vätskeisolerade transformatorer gäl- lande förluster Vid produktion av transformatorer har tillverkarna krav på sig att leverera trans- formatorer där, vid en specifik märkdrift, värden gällande tomgångseffekt och be- lastningsförluster inte överskrids. I tabell 2.1 visas värdena från och med 1 juli 2015. Tabell 2.1: Tomgång och belastningsförluster för vätskeisolerade transformatorer (fr.o.m den 1 juli 2015). Märkeffekt (kVA) Belastningsförluster (kW) Tomgångsförluster (kW) 800 8.4 0.65 1250 11 0.95 Efter 2015 tillkom striktare krav på transformatorer vilket lyder följande enligt tabell 2.2. Tabell 2.2: Tomgång och belastningsförluster för vätskeisolerade transformatorer (fr.o.m den 1 juli 2021). Märkeffekt (kVA) Belastningsförluster (kW) Tomgångsförluster (kW) 800 6 0.585 1250 9.5 0.855 Vid bestämmande av verkningsgraden för torrisolerad transformator så undersöktes en av GENABs 1250 kVA transformatorer, där verkningsgraden plottades med hjälp av ekvation 2.4. Denna transformator är märkt med tomgångseffekt på 1.475 kW, belastningsförlust 9.053 kW vid 70°C och 10.411 kW vid 120°C. Med hjälp av dessa värden plottas verkningsgraden enligt följande: 9 2. Teori Figur 2.5: Plott av olika krav på verkningsgraden som ställs på tillverkare. Samt verkningsgrad för en transformator vid oljetemperatur på 70°C och 120°C med av- seende på lastfaktor. Den lila/gula grafen visar minikraven på verkningsgrad för torrisolerade transforma- torer för 2015 respektive 2021. Med andra ord så måste verkningsgraden vid olika belastningar vara över kurvan för minikraven vilket det är i detta fall, denna transfor- mator ligger därmed inom standarden. Blåa/orangea kurvan visar verkningsgraden för transformatorn vid 70°C respektive 120°C. Vid alla lastfaktorer så har trans- formatorn vid låga temperaturer högre verkningsgrad än vid högre temperaturen. Detta visar väsentligheten av att kyla transformatorn. Ur grafen går det även att avläsa de lastfaktorer vid vilken transformatorn är som mest effektiv. Detta inträffar när transformatorn är belastad med cirka 40% av sin märkdrift. 2.8 Peak Efficiency Index I Sverige används idag ett mått som kallas Peak Efficiency Index eller PEI som ett mått för att utvärdera energieffektivitet hos olika transformatorer och jämföra dem [2]. Grundekvationen är hämtad ur SS-EN 50588 och följer: PEI = 1 − 2(PA0 + PAC0) 1, 05 · Sr √ PA0 + PAC0 PAk (pu) (2.5) Där, PA0 = Tomgångsförluster vid märkspänning och märkfrekvens PAC0 = Effekten som krävs för att driva kylsystemet vid tomgång 10 2. Teori PAk = Belastningsförluster vid märkspänning och märkfrekvens Sr = Skenbar effekt vid märkspänning och märkfrekvens I Sverige sätts PAc0 = 0 [2] och då kan ekvation 2.5 förenklas till följande: PEI = 1 − 2 √ PA0 · PAk Sr (2.6) I ekvation 2.6 så är det enkelt att se vilken inverkan tomgångsförluster och belast- ningsförluster har på en transformators PEI. 2.9 Hotspot Som beskrivet i kaptiel 2.1 används två typer av interna kylningssystem i transfor- matorer, vätska och luft. Eftersom transformatorns livslängd minskar när transfor- matorn blir för varm är det viktigt att mäta temperaturen så att livslängden inte reduceras. Det finns flera metoder för att mäta temperaturen i transformatorn, men det viktigaste att mäta är den varmaste punkten, så kallad HotSpot Temperature (HST). HST är svår bestämbar i den mån att varmaste punkten inträffar på olika ställen på transformatorn. Hotspot temperaturen är beroende av de tre parametrar Q, S och H som används i följande samband [9]: H = Q · S (2.7) H = Dimensionslös faktor för att uppskatta lokala ökningen av lindingsgradienten. Q = Dimensionslös faktor för att uppskatta ökningen av den genomsnittliga lind- ningsgradienten med hänsyn till ökning av lokala förluster S = Dimensionslös faktor för att uppskatta lokala ökningen av medellindningsgra- dienten med hänsyn till variation i vätskeflödet. För att avslutningsvis kunna bestämma HST behövs temperaturmätningar på top- pen av oljan, botten av oljan och medeltemperaturen i lindningarna göras. Mätning av temperaturen i toppen på oljan (θo) görs optimalt genom att montera en eller fle- ra sensorer nedsänkt i den isolerade vätskan. Temperaturmätning i botten av oljan (θb) görs gynnsammast genom att montera sensorer på tillbaka vägen från kylare eller radiatorer. Medeltemperaturen (θom) bestäms med hjälp av medelvärdet från topp och botten temperaturerna beskrivet i ekvation 2.8. θom = (θo + θb) 2 (2.8) Efter att parametrarna bestämts utökas samband 2.7 enligt följande [9]: H = Q · S = θhs − θo θw − 0.5 · (θo + θb) (2.9) 11 2. Teori Där, θom = Medelvärde av temperatur i toppen och botten i vätskan. θo = Temperaturen i vätskan i toppen av tanken. θhs = Varmaste temperaturen i lindningarna med solid eller flytande isolering (Hotspot). θw = Medelvärdet av lindningstemperaturen. θb = Temperaturen i vätskan i botten av tanken [9]. Ifall aktiva temperaturmätningar av oljan i botten och toppen av tanken inte görs, kan inte formel 2.9 användas. Enligt [8] så kan följande formel istället användas, med hjälp av data från märkplåten: θhs = θt + Khf · ∆θwo + θa (2.10) Där, θhs = Hotspot temperaturen på transformator. θt = Temperaturstegring på oljan. Khf = Hotspot faktor (1.1 för distributionstransformatorer). ∆θwo = Skillnad i temperatur mellan lindningar och oljan. θa = Omgivningstemperatur. 2.10 Samband temperatur och livslängd för väts- keisolerade transformatorer Distributionstransformatorer har från praktisk erfarenhet visats sig ha en livslängd mellan 30-50 år och dess livslängd har koppling till dess drifttemperatur. Tempe- raturen i transformatorn påverkas av omgivningstemperaturen samt hur mycket transformatorn är belastad. Vid höga temperaturer så försämras isoleringsmateria- let snabbare vilket försämrar livslängden. Som beskrivet i kapitel 2.9 är det HST som främst bidrar till åldrandet, men också är den bästa indikatorn för hur snabbt transformatorn åldras. Att estimera livslängden har visats sig vara komplicerat, men en metod som har fått acceptans inom området är Arrhenius ekvation som lyder en- ligt följande: pu = A · e ( B θh + 273 ) (2.11) Där, pu = Livslängd på transformator i per unit. θh = Lindningarnas varmaste temperatur (Hotspot). 12 2. Teori A = Frekvensfaktor A, konstant som beskriver sannolikheten att molekyler kollide- rar vid särkilt tillfälle. B = Aktiveringsenergi för den kemiska reaktionen. Ekvation 2.11 kan användas i flera sammanhang men den är en central punkt när det kommer till livstidsberäkningar för transformatorer. Genom att använda ekvationen kan den accelererande åldersfaktorn FAA att bestämmas. Denna faktor beskriver hur snabbt åldrandet av transformatorns isoleringsolja är vid en specifik hotspot tem- peratur. Vid plottande av FAA kontra HST beskrivs åldrandet av transformatorn (referens temperatur 110℃). Vid högre temperaturer än 110°C kommer värdet av FAA vara större än 1 (åldras snabbare) och vid lägre temperaturer än 110°C kommer FAA vara mindre än 1 (åldras långsammare). Förhållandet beskrivs genom följande samband: FAA = e ( B 383− B θhs + 273 ) (2.12) Där FAA = Accelerande ålders faktor. θhs = Lindningarna varmaste temperatur (Hotspot). B = Aktiveringsenergi för den kemiska reaktionen. Nedan visas grafer som beskriver åldrande av isoleringsmaterialet vid exponering av olika hotspot temperaturer. I studien så utfördes tester på mineralolja för att få fram dess livslängd när det utsattes för olika temperaturer under sin livstid. Studien kom fram till att om olja utsattes för en konstant temperatur på 110°C så var livslängden på dess isolationsförmåga 20,55 år. Vid lägre temperaturer så blev livslängden längre och vid högre temperaturer så blev livslängden kortare än 20,55 år. Genom att kontant mäta HST på oljan kan livslängden estimeras genom figur 2.6 [10]. 13 2. Teori Figur 2.6: Transformatorns åldrande faktor (referens 110°C => 20,55 år) I [11] beskrivs ytterligare hur oljans livslängd är kopplat till temperatur. Det är estimerat att om temperaturen på oljan minskas med 6-8 °C så ökar livslängden tvåfaldigt. Det vill säga att om temperaturen i oljan minskas till 102-104°C från 110°C så blir livslängden på oljan 41,1 år i stället för 20,55 år. På så sätt har sambandet för oljans livslängd tagits fram. 2.11 Krav på tillverkare gällande temperatursteg- ring SS-EN 60076-2 är en svensk standard som är framtagen från en europastandard gällande temperaturstegring (temperature rise) för vätskeisolerade transformatorer. Den presenterar riktlinjer som tillverkare och kunder måste följa när de tillverkar eller köper en transformator. Nedan i tabell 2.3 visas maximala temperaturstegrings- gränser för olika delar i transformatorn. Ett exempel är ifall temperaturen inne i stationen är 20°C kan man avläsa från tabell 2.3 att toppisoleringsoljans temperatur ej får överstiga 20 + 60 = 80°C. Tabellen är gjord för medelomgivningstemperatu- rer mellan 20°C upp till 35°C i steg av 5°C, där man för varje steg subtraherar 5 från temperaturstegringsgränsen i tabell 2.3. Standarden ger inga riktlinjer ifall me- delomgivningstemperaturen skulle understiga 20°C, i de fallen måste nya riktlinker skapas i samråd med tillverkare. 14 2. Teori Tabell 2.3: Begränsning maximal temperaturstegring för olika komponenter i trans- formatorn Komponent Temperaturstegringsgräns [K] Toppisoleringsolja 60 Genomsnitt i lindningar (ON och OF) 65 Genomsnitt i lindningar (OD) 70 Varmaste temperatur i lindningar 78 2.12 Solceller Ett sätt att driva en AC kan vara genom att placera solceller på nätstationens tak, då stationer går som varmast på sommaren när solen lyser som mest. Solpaneler består av flera celler som tillsammans utgör en panel, men i Sverige kallas de oftast för solceller. Cellerna kan sättas i serie för att öka spänningen, eller parallellt för att öka strömmen och beroende på hur de monteras så påverkar man den producerade effekten [12]. Den producerade effekten brukar visas i en I-U kurva där flera fall visas. Ett fall kallas för standardiserade provningsförhållandet (STC) där man har arbetat med en solstrålningsnivå på 1000 W/m2, vinkelrätt infall mot panelytan, 25 °C solcellstemperatur och en optisk luftmassa på 1,5. Eftersom dessa förhållanden sällan inträffar i verkligheten så finns ett ytterligare fall som kallas Normal Ope- ration Cell Temperature (NOCT). I detta fall är solstrålningsnivån på 800 W/m2 och temperaturen på cellen är 45 °C. I produktblad så finns ofta denna I-U kurva och genom den kan man beräkna vilken effekt som är möjlig att producera för just den panelen. Då solcellens effekt beror på solstrålningsnivån och temperaturen på cellen så kan man använda sig av en optimerare för att hela tiden reglera att panelen producerar maximal effekt [13]. Vidare så är det viktigt att ta hänsyn till skuggning. Om delar av paneler skuggas slutar strömmen flöda där, vilket leder till att flödet avbryts för alla celler som sit- ter i samma slinga [13]. Detta kan undvikas med hjälp av en bypassdiod som ger strömmen i slingan en väg att gå ifall en/flera celler skulle bli skuggade. En metod för att undvika skuggning är att analysera att inga höga objekt befinner sig söder om panelen. Ifall det skulle finnas t.ex. träd där, så är det viktigt att panelen inte placeras närmare än tre gånger det skuggade föremålets höjd enligt figur 2.7 och i en sektor om +/- 30 grader enligt figur 2.8 [13]. 15 2. Teori Figur 2.7: Panelens avstånd till ett skuggande objekt rekommenderas vara 3 gånger höjden på objektet Figur 2.8: Vanligtvis skuggar ett sydligt objekt en radie på 60° mot panelen Det finns två typer montering för att så mycket sol som möjligt skall nå panelerna och bästa möjliga verkningsgrad kan uppnås. En typ är att sätta panelerna rakt mot söder, då solen går upp i öst och ner i väst så får panelen sol under hela dagen. Om man gör detta så är den optimala vinkeln någonstans mellan 30 − 50° beroende på vart man befinner sig i Sverige. Ett annat sätt är att placera panelen på en nord/syd axel som kan vinkla den mot öst och väst. Dock så är den senare monteringen för- modligen mycket dyrare då den kräver rörliga delar och reglerteknik som kan gå sönder. Det finns flera typer av solceller men de som används mest är monokristallina-, polykristallina-, och tunnfilmssolceller. Det som skiljer dom åt är pris, verkningsgrad, och livslängd. Den monokristallina är billigast medans den polykristallina ger en högre verkningsgrad och livslängd, men är i sin tur mycket dyrare [12]. Oavsett vilken typ man väljer så beräknas livslängden vara upp mot 20 år. 16 2. Teori 2.13 Ventilation I dagens nätstationer där luftcirkulation finns, är det vanligt att ha en fläkt som suger in tilluft och blåser ut den vid marknivå inne i stationen. Sedan har man ett hål i taket där varmluft kan åka ut. För att kunna bestämma vilken typ av fläkt som kan vara lämplig så behöver man veta storleken på transformatorstationen. Storleken mäts lämpligast i kubikmeter (m3) då maximala luftflödet för fläktar i produktblad mäts i m3/h. När man vet hur stor transformatorstationen är och man hittar en fläkt med lämplig storlek så visar också produktbladet hur mycket effekt som fläkten konsumerar vid drift. 17 3 Metod För att kartlägga vad som krävdes för att utföra uppgiften började författarna med att samla teorier kring ämnet. Då rapporten främst behandlar transformatorer så var det av stor vikt att förstå denna viktiga teknik i elnätet. Teorierna samlades in främst genom läsning av artiklar från olika databaser, böcker, och standarder. Med hjälp av teorierna kunde man utforma beräkningsmetoder som senare kunde besvara frågeställningen. Data samlades in via ett program som GENAB använder sig av kallat dpSpatial, och senare behandlades datan i Matlab för att enklare utföra matrisberäkningar och framställa grafer. 3.1 dpSpatial För att samla in mätdata på transformatorernas belastning i GENABs nät användes programmet dpSpatial. Programmet lagrar mätdata på effektförbrukning från alla distributionstransformatorer i GENABs nät både ur ett perspektiv från en station, som kan innehålla en/flera transformatorer, och en kund. Skillnaden mellan stations- och kunddatan är förlusterna i kablar. Ur dpSpatial valdes fyra nätstationer belägna i olika delar i Göteborg för att täcka ett så stort område som möjligt och därigenom kunna få en övergripande helhetsbild av belastningarna på transformatorerna. När datan skulle importeras upptäcktes ett fel som gjorde att stationsdatan saknades för en period under ett år. För att kompensera för detta så interpolerades kund- datan linjärt för att kunna uppskatta datan för en transformator i nätstationen. Denna mätdata har lagt grunden till att bestämma belastningsgrad, verkningsgrad, varaktighet och livslängd. För att undersöka hur mycket mer lasten kunde öka på en station så importerades data från den största kunden för varje nätstation. På så sätt kunde författarna visualisera hur många fler liknande kunder som skulle kunna installeras på en transformator i nätstationen, innan den blev överlastad. Anledning- en till att data för en befintlig last importerades, istället för att skapa en syntetiskt last, var för att göra simuleringen så verklighetstrogen som möjligt. Den här mätda- tan lägger grunden till vilka slutsatser som drogs gällande de fyra nätstationer som undersöktes. 18 3. Metod 3.2 Matlab Med hjälp av Matlab kunde mätdata från dpSpatial visualiseras. Mätdatan importe- ras från excel till Matlab. I Matlab skrev författarna scripts, med hjälp av ekvationer från teorin, som gjorde att datan kunde analyseras och plottas i grafer. Koden möj- liggjorde också att simulera ökade laster på stationerna, där författarna valde en slutlig belastning som inte skulle skada transformatorn eller negativt påverka dess livslängd. Med hjälp av graferna plottade i matlab kunde författarna få en helhets- bild av projektet och därifrån dra slutsatser gällande de fyra olika stationerna och framtida rekommendationer till GENAB. Koden som används finns i bilaga D. 19 4 Resultat I detta kapitel visas resultat med hjälp av formler beskrivna i kapitel 2 och resultaten visualiserades med hjälp av Matlab. Här visas verkningsgradsberäkningar för olika transformatorer i GENABs nät, olika möjligheter för att öka lasten på dem, samt estimeringar på transformatorernas åldrande med hänsyn till temperatur under sin drift. 4.1 Oljetemperatur vid olika laster Som beskrivet i kapitel 2.10 är temperaturen på oljan väsentlig när det gäller livs- längden på transformatorn. För att producenter ska kunna kartlägga temperaturen på oljan görs temperaturstegringstester på transformatorer. Där belastas transfor- matorn med en kontinuerlig last under en period för att undersöka hur mycket temperaturen stiger. Utifrån en framtagen EU-standard har tillverkarna krav på sig när det gäller hur högt temperaturen på oljan får stiga jämfört med omgivningstem- peraturen, som beskrivs i tabell 2.3. Enligt standarden får toppisoleringsoljan inte överstiga 60°C över omgivningstemperaturen, då detta är skadligt och rent av far- ligt. I en studie gjord i samarbete med Kooshkan Transformer Company gjorde man temperaturmätningstester på en 800 kVA ONAN transformator vid olika belastning- ar. Temperaturtestet gjordes med omgivningstemperatur på 45°C och temperaturen på isoleringsoljan mättes kontinuerligt med belastningsfaktorer på 1, 1.05, 1.1, 1.15, 1.2, 1.25 gånger märkeffekten [14]. I figur 4.1 visas resultatet för de olika testerna. 20 4. Resultat Figur 4.1: Temperaturstegringstest med omgivningstemperatur 45°C. För att åskådliggöra temperaturstegringstestet i figur 4.1, kunna använda det vid olika omgivningstemperaturer, och jämföra resultaten med standarden i tabell 2.3 så subtraherades omgivningstemperaturen från figur 4.1 och resultatet visas i figur 4.2. I denna figur ses temperaturstegringstestet vid de olika lastfaktorerna och från grafen kan man urskilja att när transformatorn är belastad med 25% överlast så börjar temperaturen efter ett antal timmar att stiga över den enligt standarden godkända stegringen om 60°C. Resultatet visar att efter 7 timmar med kontinuerlig överlast på 25% så var temperaturen på 59,7°C vilket ligger inom standard. Men efter 8 timmar blev temperaturen 60,1°C vilket inte är godkänt enligt standard. Utifrån denna datamätning bestämndes att GENABS transformatorer med en skenbareffekt på 800 kVA kan överlastas 25% i ca. 7 timmar, innan temperaturen blir för hög och skadar transformatorn. 21 4. Resultat Figur 4.2: Temperaturstegringstest vid olika laster oberoende av omgivningstem- peratur. 4.2 Mätdata från nätstationer I denna del av resultatet visas den mätdata som blivit insamlad och presenteras genom grafer. Först visas en graf för verkningsgraden där det optimala värdet är så nära 1 som möjligt. För att få en tydligare bild av hur transformatorerna är lastade så visas sedan den historiska mätdatan för en transformator i en nätstation. Denna data har blivit insamlad varje timma, dygnet runt, i ett år, från 1 Januari till 31 December 2021. Utifrån denna mätdata så har en graf för belastningsgraden tagits fram, där den optimala belastningsgraden har beräknats genom Matlab. Vidare visas grafer som visar varaktigheten i nuläget och vid ökad last, och slutligen har beräkningar kring förluster och total transporterad energi utförts där resultatet visas i tabeller nedan. Koden som är skriven i Matlab finns i bilaga D. 4.2.1 Transformator 1 Denna nätstation är belägen mitt i centrala Göteborg och innefattar tre KNAN transformatorer på 800 kVA vardera. Genom att undersöka märkskylten kan man utifrån denna data beräkna den teoretiska verkningsgraden vid olika laster enligt avsnitt 2.6. Station 1 har PAk = 6,053 kW och PA0 = 0,645 kW. Resultatet från beräkningarna har plottats i figur 4.3 nedan. Här kan man se att den optimala teoretiska lastfaktorn för transformatorn är mellan 30 − 35%. Vid denna belast- ningsgrad arbetar den med en verkningsgrad på 99, 47%. Grafen i figur 4.3 visar också minikraven på verkningsgraden som standarden ställer på tillverkaren. Trans- 22 4. Resultat formatorerna i denna station är tillverkade 2016 och man ser därför att den faktiska verkningsgraden (röd kurva) ligger väl över minikraven (lila kurva) i figur 4.3. Figur 4.3: Beräknad verkningsgrad för 800 kVA transformator vid olika laster Figur 4.4 visar den faktiska belastningen för en av transformatorerna i Station 1 under året 2021. Eftersom mätdatan samlades in varje timma, varje dag under hela året så visas 8760 mätpunkter. För att visualisera en tydligare bild har x-axeln ändrats till månader, istället för timmar, för att visa en tydligare bild. Detta är gjort för alla grafer utom varaktighetsdiagrammet. Som förväntat kan man i figur 4.4 se att den aktiva effekten som transformator 1 överför ökar under de kalla månaderna. Den högsta belastningen var 346 kW, den lägsta på 111,4 kW, och medelbelastningen var 209,36 kW. 23 4. Resultat Figur 4.4: Historisk mätdata för transformator 1. Som figur 4.5 visar så är transformator 1 något underbelastad med avseende på opti- mal verkningsgrad. Med hjälp av Matlab beräknades medelbelastningen till 27, 55% vilket jämfört med den beräknade optimala belastningsgraden från figur 4.3, som var kring 30 − 35%, tyder på att transformatorn var underbelastad och kan optimeras genom att öka belastningen med några procentenheter. Figur 4.5: Belastningsgrad för transformator 1. 24 4. Resultat Figur 4.6 beskriver hur verkningsgraden varierar under året. Som figuren tydligt visar så går den faktiska verkningsgraden under den optimala flera gånger i månaden och detta beror på variation i belastningen på transformatorn. Genom Matlab kunde medelverkningsgraden under 2021 beräknas till 99,46% och på samma sätt, med hjälp av avsnitt 2.8, beräknades PEI till 99, 49%. Figur 4.6: Verkningsgrad för transformator 1. I figur 4.7 visas varaktighetsdiagram för transformator 1, det vill säga hur många timmar på dygnet transformatorn överför en specifik effekt. Till exempel överför transformator 1 som minst 111,43 kW belastad under alla årets timmar och under 4000 timmar överför den som minst 223,1 kW. Ifall man integrerar varaktighetsdia- grammet mellan tidpunkt 0 och 8760 fås mängden kWh som transformator 1 överför under ett år. Denna integrering gjordes genom Matlab och beräknades till 1,834 · 106 kWh för året 2021. Tidigare beräknades medelverkningsgraden till 99,46% som användes för att lösa ut ∆P ur ekvation 2.3. Då kunde de totala förlusterna beräknas och de uppgick till 9904 kWh för 2021. 25 4. Resultat Figur 4.7: Varaktighetsdiagram för transformator 1. Som figur 4.2 tydigt visade får inte transformatorer med en skenbareffekt på 800 kVA lastas med 25% överlast i mer än 7 timmar i streck, då detta leder till att tempera- turskillnaden mellan omgivningen och oljan överstiger 60°C. För att visualisera hur mycket mer stationen kunde lastas kopierades den kund som bestod av största delen av lasten, och öka den tills den totala varaktigheten ledde till 25% överlast vid mind- re än 8 timmar. För just transformator 1 kunde man lägga till en last som var 2,3 gånger den största kundens effektbehov. Då ökade transformator 1 sin medelbelast- ningsgrad från 27,55% till 78,4%. I simuleringen går det att se att verkningsgraden påverkas negativt i och med denna höjning. I nuläget låg medelverkningsgraden på 99,46% men efter simuleringen minskades medelverkningsgraden till 99,23%, alltså en minskning på 0,23 procentenheter. Det nya varaktighetsdiagrammet efter simu- lering visas i figur 4.8. 26 4. Resultat Figur 4.8: Varaktighetsdiagram med 25% överlast för transformator 1. 4.2.2 Transformator 2 Nätstation 2 ligger belägen i östra delen av Göteborg och innefattar en ONAN transformator på 800 kVA. Liknande transformator 1 undersöktes märkplåten för att kunna bestämma vid vilken lastfaktor den optimala verkningsgraden inträffade. Transformator 2 har PAk = 6,3 kW och PA0 = 0,635 kW och genom ekvation 2.4 kun- de verkningsgraden vid olika lastfaktorer plottas. I figur 4.9 visas verkningsgraden och den optimala verkningsgraden var 99.48% vilket inträffade vid ungefär 30−35% lastfaktor. 27 4. Resultat Figur 4.9: Verkningsgraden för transformator 2 vid olika laster I figur 4.10 går det att avläsa hur transformator 2 är belastad ifrån 1 Januari till 31 December under året 2021. Under vinterhalvåret var station 2 belastad hårdare än sommarhalvåret, där den högsta belastningen låg på cirka 540 kW och den minsta var 127 kW. Den genomsnittliga belastningen under hela året var 277,06 kW. Figur 4.10: Historisk mätdata transformator 2. 28 4. Resultat Figur 4.11 beskriver belastningsgraden för transformator 2 med avseende på märkef- fekt. Transformatorn har en genomsnittlig lastfaktor på 36, 46% vilket kan jämföras med den optimala verkningsgraden som var 32-35%. I genomsnitt på ett år är trans- formatorn i stortsätt optimalt lastad. Figur 4.11: Belastningsgrad transformator 2. Gällande verkningsgrad för transformatorn under året så hamnade medelverknings- graden på 99,45% mellan 1 Jan. - 31 Dec. Överlag går transformatorn på optimal verkningsgrad under året bortsett från vissa tidpunkter på vinterhalvåret då trans- formatorn belastas med 70% belastningsgrad. PEI index för transformatorn beräk- nades till 99,5%. 29 4. Resultat Figur 4.12: Verkningsgrad transformator 2. Varaktighetsdiagram för transformator 2 plottas i figur 4.13 och ger en bild över hur många timmar under året transformatorn har en specifik belastning. Genom Matlab integrerades figur 4.13 för att beräkna den mängd kWh som transformatorn levererade. Transformator 2 överförde 2,427 · 106 kWh under 2021 med en medel- verkningsgrad på 99.45%. Därefter kunde förlusterna beräknas till 13349 kWh under 2021 genom ∆P i ekvation 2.3. 30 4. Resultat Figur 4.13: Varaktighetsdiagram för transformator 2. För transformator 2 simulerades, liknande transformator 1, en lasthöjning tills be- lastningsgraden uppgick i 25% överlast. För att utföra detta behövdes effektbehovet för den största kunden ökas med en faktor 7, eftersom största kunden för den- na transformator hade ett relativt lågt effektbehov. När detta utfördes höjdes me- delbelastningsgraden från 36,46% till 49,69% och medelverkningsgraden sjönk från 99,45% till 99,42%. I och med att den största kunden på station 2 hade ett lågt effektbehov under hela året höjdes inte medelbelastningsgraden något avsevärt och därmed påverkades den inte märkbärt. 31 4. Resultat Figur 4.14: Varaktighetsdiagram 25% överlast för transformator. 4.2.3 Transformator 3 Nätstation 3 ligger i Askim och innehåller två stycken ONAN transformatorer. Enligt märkplåten så har de båda en märkeffekt på Sr = 1250 kVA, PAk = 10,146 kW, och PA0 = 0,881 kW. Från figur 4.15 kan man utläsa att den högsta verkningsgraden på 99, 5% fås när transformatorn är lastad till ca. 30%. 32 4. Resultat Figur 4.15: Verkningsgraden för transformator 3 vid olika laster Den historiska mätdatan i figur 4.16 visar, precis som datan från de andra trans- formatorerna, att belastningen är högst under de kalla vintermånaderna. Som mest överför transformator 3 370 kW och som minst 40,3 kW. Medelbelastningen för beräknades till 185,3 kW under 2021. Figur 4.16: Historisk mätdata transformator 3. 33 4. Resultat Vid plottande av belastningsgrad med avseende på märkeffekt ges en bild av hur transformator 3 är lastad under året. Under vissa tidpunkter på året är lasten endast 5% av märkeffekt och som mest är den ca 30% av märkeffekt. i figur 4.17 visas be- lastningsgraden, genom grafen beräknades medelbelastningen under året till 15,6% av märkeffekt. Figur 4.17: Belastningsgrad transformator 3. I figur 4.18 visas verkningsgraden för transformator 3 under året. Medelverknings- graden var 99,4% vilket kan jämföras med den optimala verkningsgraden på 99,5%. Ur figur 4.18 går det att avläsa att lägsta verkningsgrad hamnar på 97,9% vilket har och göra med den låga lasten under sommarnätter. PEI index beräknades till 99,52%. 34 4. Resultat Figur 4.18: Verkningsgrad transformator 3. I figur 4.19 plottas ett varaktighetsdiagram för transformator 3. Genom integration av denna graf fås mängden kWh som transformatorn överförde. Resultatet visade att den överförde 1.624 ·106 kWh under 2021 med en medelverkningsgrad på 99,4%. Med hjälp av detta beräknades ∆P till 9744 kW under 2021. Figur 4.19: Varaktighetsdiagram för transformator 3. 35 4. Resultat För transformator 3 simulerades en ökning med 4 gånger den största kundens ef- fektbehov för att uppnå 25% överlast. Medelbelastningsgraden steg då markant från 15,61% till 69,57% och detta beror på att den största kunden har ett effektbehov som är jämnt utspritt över hela året. Som visas i figur 4.20 så ligger belastningen på 1000 kW under halva tiden av året, vilket leder till en hög medelbelastning sett till hela året. När lasten ökades till 25% överlast minskades medelverkningsgraden för transformator 3. Den sjönk ifrån 99,4% till 99,3%. Figur 4.20: Varaktighetsdiagram 25% överlast för transformator 3. 4.2.4 Transformator 4 Den 4:e och sista nätstationen ligger belägen i hamnen på Hisingen och består av en 800 kVA ONAN transformator. Transformator 4 har belastningsförluster på PAk = 6,906 kW och tomgångsförluster på PA0 = 1,04 kW. Detta användes för att beräkna verkningsgraden på transformatorn vid diverse olika laster. Denna transformator har en optimal verkningsgrad på 99,3% och det inträffar vid en lastfaktor på runt 35- 40% av märkeffekt. Resultatet plottades i figur 4.21. Minikraven för verkningsgrad plottades även i grafen. Anledningen till att den faktiska verkningsgraden är lägre vid vissa nivåer av lastfaktorer beror på att transformator 4 producerades på 80-talet och minikraven för verkningsgrad var lägre på den tiden. 36 4. Resultat Figur 4.21: Verkningsgrad för transformator vid olika laster Den historiska mätdatan för transformator 4 plottas i figur 4.22. Här skiljer sig förbrukningen från vinterhalvåret till sommarhalvåret markant. På vintern överför transformatorn en maximal effekt på cirka 425 kW och på sommaren är den lägsta effektöverföringen ca. 53 kW. Medelbelastningen för transformatorn var 203,6 kW under 2021. 37 4. Resultat Figur 4.22: Historisk mätdata transformator 4. Belastningsgraden plottas i figur 4.23 vilket ger en bild hur hårt lastad transfor- matorn är med avseende på märkeffekt. Under vinterhalvåret var transformator 4 belastad ca 55% av märkeffekt medan den på sommaren minskade till ca 10% belast- ning. Medelbelastningen för transformator 4 hamnade på 26,79% av sin märkeffekt. Figur 4.23: Belastningsgrad för transformator 4. 38 4. Resultat Figur 4.24 plottas verkningsgraden under året för station 4. Medelverkningsgraden var 99,25% för station 4 där den pendlade mellan 99,3% som högst och 98% som lägst , vilket skedde under sommaren i och med den låga lasten. PEI index räknades fram till 99,33% för station 4. Figur 4.24: Verkningsgrad för transformator 4. Varaktighetsdiagramet för transformator 4 plottades även för att kunna beräkna mängden kWh som den överförde. Genom integrering fastslogs det att transforma- torn överförde 1,783 ·106 kWh med en medelverkningsgrad på 99,25%. På så sätt räknades mängden förluster fram till 13373 kWh under året 2021. 39 4. Resultat Figur 4.25: Varaktighetsdiagram för transformator 4. För transformator 4 simulerades en ökning med 3,7 gånger den största kundens effektbehov för att uppnå den önskvärda 25% överlast. Detta gjorde att medelbe- lastningsgraden ökade från 26,79% till 60,99% och liknande transformator 3 beror detta förmodligen på att den största kundens effektbehov till stor del utgör den to- tala lasten för stationen. Från figur 4.26 kan man urläsa att den minsta belastningen under hela året var ca. 120 kW och den högsta var 900 kW. När transformatorn be- lastades med 25% överlast gick medelverkningsgraden ner från 99,25% till 99,23%. 40 4. Resultat Figur 4.26: Varaktighetsdiagram 25% överlast för transformator 4. 4.3 Sammanfattning av mätdata Nedan sammanfattas den beräknade datan i tabeller för att underlätta visualisering- en av resultaten som beräknades i tidigare avsnitt. I tabell 4.1 visas en samman- fattning från transformatorerna där man kan jämföra hur de är belastade i nuläget jämfört med vad den optimala lastnivån är. Sedan visar tabellen vad medelbelast- ningen blev när de belastades med 25% överlast, och till sist visas det beräknade PEI värdet. Tabell 4.1: Sammanfattning av medelbelastning för stationerna Transformator Optimal lastnivå [%] Medelbelastning1 [%] Medelbelastning efter överlast2 [%] PEI [%] 1 31,5 27,55 78,4 99,49 2 32 36,46 49,69 99,5 3 29,5 15,61 69,57 99,52 4 39 26,79 60,99 99,33 Tabell 4.2 visar sammanfattning av medelverkningsgraden för transformatorerna och hur mycket energi de överförde under 2021. Fjärde kolumnen beskriver mängden energiförluster för varje transformator. 1Medebelastningen beräknades genom att beräkna medelvärdet för effekten under ett år och dividera värdet med märkeffekt. 2Medelbelastning efter överlast beräknades på samma sätt som medelbelastningen, men där en simulerad överlast adderades till medelvärdet för effekt under ett år. 41 4. Resultat Tabell 4.2: Medelverkningsgrad, överförd energi, och förluster för transformatorer- na. Transformator Medelverkningsgrad [%] Energi [kWh] Förluster [kWh] 1 99,46 1,834 ·106 9904 2 99,45 2,427 ·106 13349 3 99,40 1,624 ·106 9744 4 99,25 1,783 ·106 13373 4.4 Livslängd på olja och isolationspapper För att undersöka livslängden på olja och isolationspappret så behövde hotspot temperaturen θhs bestämmas först, detta gjordes med hjälp av ekvation 2.10. Tem- peratur stegringen vid de olika lasterna hämtades från [14]. Med hjälp av den datan kunde ∆θwo beräknas, som sedan användes för att uppskatta θhs vid olika omgiv- ningstemperaturer. Tabell 4.3: Hotspottemperatur vid tre olika omgivningstemperaturer och även tre olika lastfaktorer, där den högsta godkända absoluttemperaturen för oljan är 118 °C. Hotspottemperatur vid olika omständigheter [°C] Omgivningstemp 0°C 20°C 40°C Lastfaktor 50% 100% 125% 50% 100% 125% 50% 100% 125% θhs 21 71 109 41 91 129 61 111 149 Därefter var θhs bestämnd och då kunde livslängden på oljan och isolationspappret bestämmas genom att sätta in värdet på θhs i tabellen för livslängd i standarden IEC 60076-7 [15]. Tabell 4.4: Livslängd på olja vid tre olika omgivningstemperaturer och tre olika lastfaktorer. Livslängd på olja [år] Omgivningstemp 0°C 20°C 40°C Lastfaktor 50% 100% 125% 50% 100% 125% 50% 100% 125% Livslängd > 1000 > 1000 22,8 > 1000 158,7 3,2 > 1000 18,6 0,5 I tabell 4.5 visas resultaten för livslängden på isolationspappret där belastningsnivå på 50%, 100% och 125% av märkdrift undersöktes. Därtill undersöktes de tre belast- ningsnivåerna vid tre olika omgivningstemperaturer 0°C, 20°C, 40°C för att kunna kartlägga livslängden vid de olika scenarierna. Undersökningen av livslängd gjorde på icke värmeuppgraderat papper samt värmeuppgraderat papper. 42 4. Resultat Tabell 4.5: Livslängd på isolationspapper Livslängd på isoleringspapper [år] Omgivningstemp 0°C 20°C 40°C Lastfaktor 50% 100% 125% 50% 100% 125% 50% 100% 125% Ej-värmeuppgraderat > 97,3 > 97,3 3,91 > 97,3 27,1 < 3,2 > 97,3 < 3,2 < 3,2 Värmeuppgraderat > 151,9 > 151,9 17,1 > 151,9 63,9 < 15,3 > 151,9 < 15,3 < 15,3 4.5 Solcellsanläggning och Ventilation Figur 4.27: Till vänster en typisk nätstation, till höger en solpanel. Denna uppsats har valt en typisk nätstation hos GENAB som är placerad utomhus. I beräkningarna som görs nedan används benämningar från figur 4.27. Data från GENAB säger att en typisk transformatorstaion har L = 5500 mm och B = 3220 mm. Med hjälp av detta så kan takarean [A] beräknas enligt följande: Atak = L · B = 5500 · 3220 mm = 17,71 m2 Då GENAB inte har någon specifik producent som de köper solpaneler ifrån så val- des två solpanelsföretag på måfå. Den första typen av paneler är av märket LONGI och modellen som valdes är LR5-54HPB-400, vilket är en monokrystallin panel. En- ligt produktbladet i Appendix B så är längden på panelen L = 1722mm och bredden är B = 1134mm. Detta ger en area per panel på: Apanel = 1722 · 1134 mm = 1,953 m2 För att ta reda på hur många paneler som får plats på taket på nätstationen så användes följande formel: Antal paneler = Atak Apanel = 17, 71 1, 953 = 9, 06 paneler Enligt databladet för LR5-54HPB-400 i Appendix B så producerar panelen en effekt på 400 W vid STC och 299 W vid NOCT. Vid användandet av 9 stycken paneler 43 4. Resultat kan då anläggningen producera: Pmax = 400 W · 9 st = 3,6 kW vid STC Pmax = 299 W · 9 st = 2,691 kW vid NOCT Vidare så kan man ur Appendix A urläsa att ventilationen som är av modellen DOVA 10 kräver 715 W, 230 V AC för att drivas. LONGI panelerna producerar vid maximal effekt, enligt Appendix B, under NOCT förhållanden en spänning på 28,74 V. Sätter man panelerna i serie behöver man installera, för att uppnå 230 Volt: Antal paneler för 230 V = 230 28, 74 = 8 Paneler vid NOCT När det är beräknat att ytan för taket är tillräckligt stor för att kunna producera en tillräcklig effekt med en godtycklig spänning så är det intressant att beräkna om panelerna faktiskt får plats på taket i verkligheten. Enligt 2.12 valdes en vinkel på 40° från nätstationens tak. Med hjälp av trigonometriska samband kan man beräkna höjden som panelen kommer ha från taket vid denna vinkel och kan därefter besluta om anläggningen kommer få plats på nätstationstaket. För att få reda på höjden [H] på panelen när den står vid 40° lutning användes följande trigonometriska samband: H = sin 40° · Hypotenusan (som blir samma längd som B på panelen i figur 4.27) = sin 40° · 1,134 m = 0,729 m Eftersom avsnitt 2.12 säger att avståndet mellan panelen och ett skuggande ob- jekt skall vara tre gånger höjden på det skuggande objektet fås avståndet till nästa panel genom: Avstånd = 3 · 0,729 = 2,19 m Alltså måste nästa panelrad placeras cirka 2,2 meter bakom den sydåtriktade panel- raden. För att ta reda på om detta får plats måste man först ta reda på hur mycket plats panelen tar [Bas] när den står i 40°. Detta fås genom följande trigonometriska samband: Bas = cos 40° · Hypotenusan = cos 40° · 1,134 m = 0,87 m För att få den totala bredden på två panelrader måste man addera bredden med avståndet som beräknades ovan, och då får man: Bredd på anläggning = 0,87 + 0,87 + 2,19 m = 3,93 m ̸= 3,22 m Då bredden på anläggningen blir större än takets bredd på 3,22 meter så kom- mer inte en ytterligare panelrad att få plats på taket. Om man istället undersöker hur många som får plats på längden får man följande: Antal paneler på längden = LT ak LP anel = 5, 5 1, 722 ≈ 3 paneler 44 4. Resultat Med dessa uträkningar kan man bevisa att storleken på transformationstations- taket ej kommer att räcka till en anläggning på minst 8 paneler om panelerna skall placeras med 40° vinkel. Ifall man vill installera panelerna med denna vinkel så kommer det maximalt att få plats 3 stycken på längden, vilket är tillräckligt sett till effekten de kan producera men inte för att få upp spänningen i 230 V. För att jämföra valdes också en panel från Sunpower. Denna panel består av mo- nokrystallina celler och en panel producerar maximalt en effekt på 370 W. Enligt Appendix C så har panelen en längd på L = 1558 mm och en bredd på B = 1046 mm. Detta ger en area på: Apanel = 1558 · 1046 mm = 1,63 m2 För att få reda på hur många paneler som får plats på taket, hur mycket de kan producera, och om de faktiskt får plats på taket användes samma formler som tidi- gare: Antal paneler = Atak Apanel = 17, 71 1, 63 ≈ 10 paneler Pmax = P · Antal paneler = 370 W · 10 st = 3,7 kW vid STC Antal paneler för 230 V = 230 59, 1 ≈ 4 Paneler vid STC H = sin 40° · Hypotenusan = sin 40° · 1,046 m = 0,673 m Avstånd = 3 · 0,673 = 2,02 m B = cos 40° · Hypotenusan = cos 40° · 1,046 m = 0,81 m Bredd på anläggning = 0,81 + 0,81 + 2,02 m = 3,64 m ̸= 3,22 m Antal paneler på längden = LT ak LP anel = 5, 5 1, 558 ≈ 3 paneler Med Sunpowers panel så får man samma resultat som med LONGI panelen. Det betyder att transformatortakets yta är för liten för att kunna placera paneler med en vinkel mellan 30-50°. Ifall man skulle placera panelerna platt på taket så skulle den teoretiska effekten som panelerna kan producera och spänningsnivån vara tillräck- lig för att driva ett ventilationssystem av typen DOVA 10. Då behöver man också en växelriktare som gör om DC spänningen från panelerna till AC som ventilation kan drivas av. Då är det viktigt att tänka på att inverteraren skall klara av den producerade effekten och spänningsnivån som anläggningen producerar. 45 5 Slutsats Denna rapport har undersökt ett flertal frågor. Först och främst ville författarna få en bild av hur transformatorerna i GENABs nät var belastade i nuläget. Efter att insamlad data blivit analyserad i Matlab kunde det fastställas att tre av fyra transformatorer som undersöktes hade en medelbelastning som låg under en optimal belastningsnivå. Detta kan bero på flera olika variabler. En orsak kan vara att när en kund startar ett nytt abonnemang hos GENAB är dem inte medvetna om hur stort effektbehovet är, och överestimerar därför sin konsumtion. En annan orsak är att GENAB vill ha outnyttjad effekt i sina transformatorer ifall det totala effektbehovet för stationen skulle öka p.g.a. tillbyggnader. Resultaten på denna fråga visas också tydligt i tabell 4.1. När det var bekräftat att de transformatorer som undersöktes faktiskt var underlastande ledde detta vidare till nästa fråga, hur mycket mer kan dem belastas? För att ta reda på detta behövde mer information insamlas om vad det är som påverkar en transformators livslängd. Eftersom denna rapport i huvudsak fokusera- de på ON-, eller oljeisolerade, transformatorer så var oljan en självklar komponent att undersöka. Senare framgick det, från standarder, att också isoleringspappret var intressant att undersöka då det är denna komponent som i regel går sönder först i en transformator. Efter faktainsamling från olika källor och standarder hittades ett samband mellan oljetemperaturen och livslängden, där oljetemperaturen steg ju mer man belastade transformatorn. Då en transformator i GENABs nät ska ha en livslängd på 30-40 år så var det intressant att undersöka hur varm oljan kunde bli innan den degraderas så mycket att transformatorn inte skulle överleva i 40 år. Från en rapport som gjorts i samråd med en transformatortillverkare vid namn Kooshkan Transformer Company hämtades data som visade på att en transformator på 800 kVA kunde lastas med 25% överlast i ca. 7 timmar i streck, utan att temperaturen uppgick i nivåer som ej är godkänt enligt standard. Vid ett senare tillfälle fick förfat- tarna ett temperaturstegringstest från Helmerverken som validerade datan. Därför sattes denna last- och tidsnivå som riktmärke och utifrån detta kunde simulationer utföras. Simuleringen gick ut på att kopiera den största lasten, även känd som kunden, i en transformator och öka den tills den totala lasten uppgick i 125% av märkdrift. Dock inte i mer än 7 timmar som nämdes tidigare. Genom denna simulering bevisades att samtliga transformatorer kunde belastas med minst ytterligare 17 procentenheter, där den största ökningen skedde för transformator 1 som ökade sin medelbelastning med 50,85 procentenheter, eller 285%. Denna ökning resulterade i att transforma- 46 5. Slutsats torn kunde överföra mer än dubbelt så mycket energi, totalt 3,4 miljoner kWh, än vad den gör idag. Men, bara för att det går att belasta transformatorn mer betyder inte detta att det var värt att göra det. Något som författarna blev väl insatta i var verkningsgraden för transformatorer. Från tabell 4.1 kan man se vad den optimala lastnivån för varje enskild transformator var, sett från ett verkningsgradsperspek- tiv. Ur varje stations verkningsgradskurva framgick att verkningsgraden ej bör gå under 99%, som var minikraven för transformatorer producerade efter 2015, och den optimala verkningsgraden för samtliga transformatorer låg mellan 99,3-99,5%. Det som framgick tydligt var att om man skulle ta verkningsgraden i beaktning så kunde man ändå öka belastningen för tre av de fyra transformatorerna. Dock blev ej ökningen lika tilltaglig som när man utgick från ett livslängdsperspektiv. Den transformator där man kunde öka belastningen mest för att uppnå optimal lastnivå var nummer 3, där lasten ökade med 13,89 procentenheter. När man ökade lasten för transformator 1 med 50,85 procentenheter gick verkningsgraden ner från 99,46% till 99,23%. Huruvida denna förlust i verkningsgrad är värd den ökning i energi som transformatorn kan överföra vet författarna inte. Vidare så kan dessa siffror använ- das som underlag när beslut om nya nätstationer skall byggas eller inte. Undersökningen av de tre belastningsgraderna vid olika omgivningstemperaturer visade att det vanligtvis var isoleringspappret i transformatorn som degraderades så pass mycket att den var tvungen att tas ur bruk, snarare än kvalitén på oljan. Resul- taten i tabell 4.5 visar livslängden på isolationspappret. Den önskavärda livslängden för transformatorer är mellan 30-40 år innan de byts ut. För en omgivningstempe- ratur på 0°C så överstiger livslängden på isolationspappret 97,3 respektive 151,9 år för 50% och 100% belastningsgrad. Vid 125% belastningsgrad blir den estime- rade livslängden 3,91 år respektive 17,1 år för isolationspappret. Därmed bör man vara varsam att transformatorn inte belastas med 125% belastningsgrad för ofta för då blir livslängden kortare än den önskade. Vid 20 gradig omgivningstempe- ratur blev livslängden längre än 97,3 år samt 151,9 år för 50% belastningsgrad. För 100% belastningsgrad blev livslängden på pappret 27,1 år respektive 63,9 år, ur ett livslängdsperspektiv är detta en relativt optimal belastningsgrad för trans- formatorn. 125% belastningsgrad vid 20°C omgivningstemperatur ger en estimerad livslängd kortare än 3,2 respektive 15,3 år. Vid 40°C omgivningstemperatur bör man vara varsam att transformatorn inte belastas alldeles för högt. Såpass höga omgivningstemperaturer ger väldigt korta livslängder på isolationspappret. För 50% belastningsgrad är livslängden fortfarande längre än 97,3 respektive 151,9 år. Men för 100% och 125% belastning blir livslängden kortare än 3,2 år respektive 15,3 år. Höga omgivningstemperaturer inträffar främst på sommarhalvåret och då är be- lastningen i regel mycket lägre än vad den är under vinterhalvåret. Detta medför att hotspot temperaturen hålls på en rimlig nivå i det svenska klimatet generellt sätt. Men för de transformatorer som är högt belastade under sommarhalvåret bör noggrann undersökning göras och främst försöka få ner omgivningstemperatur med hjälp av effektivt ventilationssystem. Aktiv temperaturmätning av olja är ingenting som används i transformatorerna i GENABs nät i dagsläget. En aktiv mätning av temperaturen på oljan skulle medföra 47 5. Slutsats att man på ett effektivare sätt kan estimera livslängden på transformatorn genom sambanden beskrivna i kapitel 2.6. Men i och med att transformatorerna i nätet en- dast belastas cirka 20-30% av märkdrift så behövs ingen aktiv temperaturmätning eftersom temperaturerna inte överstiger nivåer som medför att de behövs tas ur drift tidigare än önskat. Om det i framtiden dock skulle byggas transformatorstationer där belastningsgraden ibland uppgår till 100-125% skulle det vara lönsamt att in- stallera aktiv temperatur mätning. Det man skulle kunna titta på isåfall är om det är mer lönsamt att implementera aktiv temperaturmätning eller om det helt enkelt är mer lönsamt att öka transformatorstorleken. Transformatorerna som analyserades i resultatdelen hade en medelbelastning mel- lan 15,6% och 36,46% av deras märkdrift. Tittar man närmare på hur belastningen är över ett dygn ser man tydligt hur belastningen är låg på nätterna och högre på dygnen. Ett exempel på detta är transformator 3 under sommarhalvåret där belast- ningen pendlar mellan 5% och 25% av märkdrift. Detta är inte optimalt ur något perspektiv, vare sig livslängd eller verkningsgrad. På nätterna konsumeras endast 5% av märkdrift vilket drar ner verkningsgraden betydligt eftersom det i stortsätt endast består av tomgångsförluster. Genom att höja belastningen på nätterna kan verkningsgraden höjas och på så sätt minskas förluster. Ett sätt att höja belast- ningen på nätterna skulle kunna vara att installera laddstolpar som är endast aktiva på nätterna. På så sätt skulle mer energi kunna säljas samt att förlusterna skulle minskas. Ur ett verkningsgradsperspektiv bör man åtminstone installera transfor- matorer som har en belastningsgrad runt den optimala verkningsgraden (mellan 30-35% belastningsgrad). Eftersom den mängden belastning inte påverkar livsläng- den på pappret markant bör en transformator ha åtminstone den belastningen när den sätts i drift. När det planeras att bygga ett nytt område skulle man kunna titta på vad återbetal- ningstiden skulle vara på att använda befintlig transformator till det området eller om det är mer lönsamt att installera en helt ny transformator. Genom att simulera en ökning av liknande kunders konsumering i den skala på de nya området skulle den nya totala verkningsgraden kunna jämföras med den befintliga verkningsgraden. På så sätt kan den ökade mängden förluster beräknas per år och sedan jämföras med kostnaden av att bygga en helt ny nätstation. Sedan kan återbetalningstiden be- räknas och om den skulle överstiga 40 år så är det mer lönsamt att bygga en helt ny nätstation, men är tiden kortare är det mer lönsamt att använda sig av befint- lig nätstation. I en sådan beräkning behövs variabler som kostnad av nytt kablage, kostnad av ny mark, grävning, underhåll etc såklart tas i anspråk. En lösning för att sänka temperaturen i nätstationerna var att installera en ven- tilation och för GENAB var det intressant att undersöka ifall den kunde drivas av solceller. Utifrån en standardmodell på nätstationer räknades takarean ut. Två solcellstillverkare valdes där man räknade med två olika storlekar på panelerna. Re- sultatet visade att man på taket endast fick plats med tre stycken paneler, då taket inte var tillräckligt brett för att ge plats för en till panelrad då den skulle bli skuggad om panelerna installerades med 40° vinkel. Dock så skulle dessa tre paneler produ- 48 5. Slutsats cera en godtycklig effekt för att driva ventilationen, då det enda som behövde göras var att transformera upp spänningen från 86,22 V, för LONGI panelen, eller 177,3 V, för Sunpower panelen, till 230 V. Effekten som behövdes för att driva ventilationen var 715 W. Tre stycken LONGI paneler producerade 897 W jämfört med tre stycken Sunpower paneler som producerade 1,11 kW. Ifall GENAB skulle bestämma sig för att lägga panelerna platt på taket, alternativt bygga nätstationer med en takvinkel på 40° mot söder, så skulle de få plats med betydligt fler paneler. I detta fall kunde båda typer av celler producera godtycklig spänning och mer än tillräckligt hög ef- fekt. Något som är värt att ta i beaktning är att detta är den installerade effekten som anläggningen kommer ha, och hur mycket den faktiskt producerar beror på solstrålningsintensiteten och vädret där panelerna befinner sig. 5.1 Framtida undersökningsområden Denna rapport har försökt svara på flera frågor, men under skrivandets gång har också nya frågor blossats upp. Nedan följer några områden som författarna inte har kunnat svarat på: • Hur kan man öka belastningen på transformatorer under nätterna? • Finns det någon brytpunkt där GENAB hellre kopplar på en ny last på be- fintlig nätstation, än att bygga en ny station? • Kan man med aktiv temperaturmätning underlätta för driftunderhåll? • Hur påverkas kablarna av den ökade lasten? • Vad är det optimala sättet att installera solceller på ett nätstationstak? Pro- ducerar anläggningen en tillräcklig effekt i verkligheten för att driva en venti- lation? 49 Litteratur (1) Alexander Bartiniki, I. f. E. o. M., Elteknik; Chalmers Tekniska Högskola: 2016. (2) Fogelberg, T. Ekodesign och Nya Standarder För Transformatorer https: //energiforskmedia.blob.core.windows.net/media/22248/ekodesign- och-nya-standarder-for-transformatorer-energiforskrapport-2017- 345.pdf (hämtad 2022-03-02). (3) Chen, W.-K., The Electrical Engineering Handbook; Elsevier Science & Tech- nology: 2004. (4) Anna Franzén, S. K. Failure Modes and Effects Analysis of Transformers https://citeseerx.ist.psu.edu/viewdoc/download?doi=10.1.1.539. 5822&rep=rep1&type=pdf (hämtad 2022-03-23). (5) Buchholz, M. METHOD AND MEANS FOR PROTECTING LIQUID-INSULATED ELECTRIC APPARATUS https://patentimages.storage.googleapis. com/04/df/3f/8dd3619fd8eefe/US1642397.pdf (hämtad 2022-03-23). (6) Group, K. W. Sudden Pressure Protection for Transformers https://www. pes - psrc . org / kb / published / reports / K6 _ SPR _ Final . pdf (hämtad 2022-03-23). (7) Ulf Moberg Thomas Fogelberg, N. S. Krafttransformatorer och shuntreaktorer - Förslag på förlustvärdering för Svenska kraftnät https://www.svk.se/ siteassets/om-oss/rapporter/2020/forslag-pa-forlustvardering- tf-ns-2019-09-09.pdf (hämtad 2022-03-29). (8) IEC 60076-2:2011 Power transformers - Part 2: Temperature rise for liquid- immersed transformers. (9) Santisteban, A.; Delgado, F.; Ortiz, A.; Fernández, I.; Renedo, C.; Ortiz, F. Numerical analysis of the hot-spot temperature of a power transformer with alternative dielectric liquids. (10) IEEE Guide for Loading Mineral-Oil-Immersed Transformers and Step-Voltage Regulators. (11) Saha, T. K.; Purkait, P. i Transformer Ageing: Monitoring and Estimation Techniques, 2017, s. 1–33. (12) Tripathi Padmanaban, S., Green Energy - Solar Energy, Photovoltaics, and Smart Cities; John Wiley & Sons: 2021. (13) Solceller - Råd och regler för elinstallationen Handbok 457 ; SEK: 2019. (14) Taheri, A.; Abdali, A.; Rabiee, A. IET Generation Transmission Distribution 2020, 14, 5792–5803. (15) IEC 60076-7 - Part 7: Loading guide for mineral-oil-immersed power transfor- mers. 50 https://energiforskmedia.blob.core.windows.net/media/22248/ekodesign-och-nya-standarder-for-transformatorer-energiforskrapport-2017-345.pdf https://energiforskmedia.blob.core.windows.net/media/22248/ekodesign-och-nya-standarder-for-transformatorer-energiforskrapport-2017-345.pdf https://energiforskmedia.blob.core.windows.net/media/22248/ekodesign-och-nya-standarder-for-transformatorer-energiforskrapport-2017-345.pdf https://energiforskmedia.blob.core.windows.net/media/22248/ekodesign-och-nya-standarder-for-transformatorer-energiforskrapport-2017-345.pdf https://citeseerx.ist.psu.edu/viewdoc/download?doi=10.1.1.539.5822&rep=rep1&type=pdf https://citeseerx.ist.psu.edu/viewdoc/download?doi=10.1.1.539.5822&rep=rep1&type=pdf https://patentimages.storage.googleapis.com/04/df/3f/8dd3619fd8eefe/US1642397.pdf https://patentimages.storage.googleapis.com/04/df/3f/8dd3619fd8eefe/US1642397.pdf https://www.pes-psrc.org/kb/published/reports/K6_SPR_Final.pdf https://www.pes-psrc.org/kb/published/reports/K6_SPR_Final.pdf https://www.svk.se/siteassets/om-oss/rapporter/2020/forslag-pa-forlustvardering-tf-ns-2019-09-09.pdf https://www.svk.se/siteassets/om-oss/rapporter/2020/forslag-pa-forlustvardering-tf-ns-2019-09-09.pdf https://www.svk.se/siteassets/om-oss/rapporter/2020/forslag-pa-forlustvardering-tf-ns-2019-09-09.pdf Tekniska specifikationer Dova 3 Dova 6 Dova 8 Dova 10 Bredd mm 350 650 950 650 Höjd mm 1600 1600 1600 1600 Djup mm 370 370 370 370 Vikt kg 34 52 70 55 Effekt W 190 350 520 715 Elanslutning 230 v 1-fas 10a 230 v 1-fas 10 a 230 v 1-fas 10 a 230 v 1-fas 10 a Material Aluzinkplåt t=1, 1,5 mm Aluzinkplåt t=1, 1,5 mm Aluzinkplåt t=1, 1,5 mm Aluzinkplåt t=1, 1,5 mm Filter Påsfilter 1/4 modul F5, F7 Påsfilter 1/2 modul F5, F7 Påsfilter 1/2 och 1/4 modul F5, F7 Påsfilter 1/2 modul F5, F7 Luftflöde m3/h 900 1800 2500 3200 Beskrivning Elektroprims ventilationsaggregat blåser in filtrerad sval luft lågt ner i rummet och den varma luften förs ut högt upp. Aggregaten samverkar på så sätt med den natur- liga uppströmmen av varm luft i driftrummen. Dova transporterar bort mellan 3 och 11 kW från rummet (vid ∆t=10 K mellan ute- och innetemperatur). Aggregaten är utrustade med EC-fläktar och temperatur- regulator som styr fläkthastigheten efter rumstempera- turen. Dova-aggregaten monteras på dörr eller vägg i drift- rummet. Sker monteringen direkt på insidan dörren kan filterbyte ske utan att gå in i driftrummet. Tilluftsaggregat DOVA A DOVA Datablad B LONGI Datablad     Operating Condition And Mechanical Data Temperature −40° F to +185° F (−40° C to +85° C) Impact Resistance 1 inch (25 mm) diameter hail at 52 mph (23 m/s) Appearance Class A+ Solar Cells 96 Monocrystalline Maxeon Gen III Tempered Glass High-transmission tempered anti-reflective Junction Box IP-65, TE (PV4S) Weight 41 lbs (18.6 kg) Max. Test Load 9 Wind: 154 psf, 7400 Pa, 754 kg/m² back Snow: 208 psf, 10000 Pa, 1019 kg/m² front Design Load Wind: 62 psf, 3000 Pa, 305 kg/m² back Snow: 125 psf, 6000 Pa, 611 kg/m² front Frame Class 1 black anodized (highest AAMA rating) FRAME PROFILE 30 mm [1.2 in] [1 .8 in ] 1558 mm [61.3 in] 1046 mm [41.2 in] 46 mm [1.8 in] 4 6 m m (A) Cable Length: 1000 mm +/-10 mm                                                       Electrical Data SPR-X22-370 Nominal Power (Pnom) 7 370 W Power Tolerance +5/0% Panel Efficiency 22.7% Rated Voltage (Vmpp) 59.1 V Rated Current (Impp) 6.26 A Open-Circuit Voltage (Voc) 69.5 V Short-Circuit Current (Isc) 6.66 A Max. System Voltage 1000 V UL & 1000 V IEC Maximum Series Fuse 15 A Power Temp Coef. −0.29% / o C Voltage Temp Coef. −167.4 mV / o C Current Temp Coef. 2.9 mA / o C Tests And Certifications Standard Tests 8 UL1703 (Type 2 Fire Rating), IEC 61215, IEC 61730 Quality Management Certs ISO 9001:2015, ISO 14001:2015 EHS Compliance RoHS, OHSAS 18001:2007, lead free, Recycle Scheme, REACH SVHC-163 Sustainability Cradle to Cradle CertifiedTM Bronze. "Declare." listed. Ammonia Test IEC 62716 Desert Test MIL-STD-810G Salt Spray Test IEC 61701 (maximum severity) PID Test 1000 V: IEC 62804, PVEL 600 hr duration Available Listings UL, TUV, MCS, FSEC, CEC 1 SunPower 360 W compared to a Conventional Panel on same-sized arrays (260 W, 16% efficient, approx. 1.6 m²), 4% more energy per watt (based on PVSyst pan files), 0.75%/yr slower degradation (Campeau, Z. et al. "SunPower Module Degradation Rate," SunPower white paper, 2013). 2 Based on search of datasheet values from websites of top 10 manufacturers per IHS, as of May 2019. 3 Jordan, et. al. Robust PV Degradation Methodology and Application. PVSC 2018. 4 SunPower is rated #1 on Silicon Valley Toxics Coalition’s Solar Scorecard. 5 Cradle to Cradle Certified is a multi-attribute certification program that assesses products and materials for safety to human and environmental health, design for future use cycles, and sustainable manufacturing. 6 X-Series and E-Series panels additionally contribute to LEED Materials and Resources credit categories. 7 Standard Test Conditions (1000 W/m² irradiance, AM 1.5, 25° C). NREL calibration Standard: SOMS current, LACCS FF and Voltage. 8 Type 2 fire rating per UL1703:2013, Class C fire rating per UL1703:2002. 9 Please read the safety and installation guide for more information regarding load ratings and mounting configurations. See www.sunpower.com/company for more reference information. For more details, see extended datasheet: www.sunpower.com/solar-resources. Specifications included in this datasheet are subject to change without notice. ©2020 SunPower Corporation. All rights reserved. SUNPOWER, the SUNPOWER logo, MAXEON and InvisiMount are registered trademarks in the EU, the US and other countries as well. Cradle to Cradle Certified™ is a certification mark licensed by the Cradle to Cradle Products Innovation Institute. X-Series: X22-370 SunPower® Residential DC Panel   sunpower.com 527787 Rev C / LTR_US Publication Date: June 2020   1-800-SUNPOWER Module Fire Performance: Type 2 1000 V max. system voltage E331841 E331841   C Sunpower Datablad D Matlab Kod 1 c l o s e a l l 2 c l e a r a l l 3 c l c 4 5 Tomgang2015 = 0 . 9 5 ; %kW 6 Be las tn ingFor lu s t2015 = 11 ; %kW 7 alpha = ( 0 . 1 : 0 . 0 1 : 1 ) ; % Be la s tn ingsgrad 10%−100% 8 Tid = 0 : 1 : 8 7 5 9 ; %Timmar pa e t t ar 9 Skenbare f f ek t = 1250 ; %Skenbare f f ek t f o r t rans fo rmator (kVA) 10 c o s f i = 0 . 9 5 ; %cos f i i natet som GENAB raknar med . 11 Ef f ek t = Skenbare f f ek t ∗ c o s f i ; %Markef fekt pa t rans fo rmator ( kW) 12 Tomgang = 0 . 8 8 1 ; % Tomgangsspanning f o r t rans formatorn (kW) 13 Be la s tn ingFor lu s t = 1 0 . 1 46 ; %B e l a s t n i n g s f o r l u s t f o r t rans formatorn (kW) 14 15 Trafodata = readmatr ix ( ’ Stat ion3 ’ , ’ Range ’ , ’M2: M8761 ’ ) ; % Importera matdata f ran t rans fo rmator 16 17 T r a f o t i l l a g g = readmatr ix ( ’ Station3kund ’ , ’ Range ’ , ’B2 : B8761 ’ ) ; %Importera matdata f ran s t o r s t a kunden . 18 19 Trafodata = Trafodata . ’ ; % Transponera 20 21 T r a f o t i l l a g g = 4 .∗ T r a f o t i l l a g g . ’ ; % Transponera 22 23 Sto r l ek so rdn ing = s o r t ( Trafodata , ’ descend ’ ) ; %Ef f ek t e rna i s t o r l e k s o r d n i n g f o r varakt ighetsd iagram . 24 25 Sto r l ek so rdn ing2 = s o r t ( T r a f o t i l l a g g , ’ descend ’ ) ; %Ef f ek t e rna i s t o r l e k s o r d n i n g f o r varakt ighetsd iagram . 26 27 Medelvalues = mean( Trafodata ) ; % Medelvarde av b e f i n t l i g matdata 28 29 Medelvalues1 = mean( Trafodata+T r a f o t i l l a g g ) ; % Medelvarde av IV D. Matlab Kod b e f i n t l i g matdata p lus 4 ggr e f f e l t b e h o v f o r s t o r s t a kund . 30 31 Last faktorMedel = Medelvalues / E f f ek t ; % Mede lbe lastn ing f o r t rans fo rmator 1 Jan 2021 − 31 Dec 2021 32 33 Last faktorMedel1 = Medelvalues1 / E f f ek t ; % Mede lbe lastn ing f o r t rans fo rmator 1 Jan 2021 − 31 Dec 2021 34 35 Las t f ak to r = Trafodata . / E f f ek t ; % Be l a s tn ing s f ak to rn vid a l l a t idpunkter pa a r e t 36 37 VerkningsgradTrafoMedel = ( Last faktorMedel ∗ E f f ek t ) . / ( Last faktorMedel ^2∗ Be l a s tn ingFor lu s t+Last faktorMedel ∗ E f f ek t+Tomgang) ; 38 39 VerkningsgradTrafoMedel1 = ( Last faktorMedel1 ∗ E f f ek t ) . / ( Last faktorMedel1 ^2∗ Be l a s tn ingFor lu s t+Last faktorMedel1 ∗ E f f ek t+Tomgang) ; 40 % Medel verkningsgraden f o r t rans fo rmator 1 Jan 2021 − 31 Dec 2021 41 42 VerkningsgradTrafo = ( Las t f ak to r . ∗ E f f ek t ) . / ( Las t f ak to r . ^ 2 . ∗ Be l a s tn ingFor lu s t+Las t f ak to r . ∗ E f f ek t+Tomgang) ; 43 VerkningsgradTrafoMedel3 = VerkningsgradTrafoMedel2 /8760 ; 44 VerkningsgradTrafoMedel4 = mean( VerkningsgradTrafo ) ; 45 % Verkningsgraden f o r t rans fo rmator vid a l l a t idpunkter mellan 1 Jan 2021 − 31 Dec 2021 46 47 Be las tn ingsgrad = Trafodata . / E f f ek t ; % Be la s tn ingsgrad med avseende pa marke f f ekt 48 49 VerkningsgradBelastn ing = ( alpha . ∗ E f f ek t ) . / ( alpha .^2∗ Be l a s tn ingFor lu s t+alpha . ∗ E f f ek t+Tomgang) ; 50 51 VerkningsgradBelastn ing2015 = ( alpha . ∗ E f f ek t ) . / ( alpha .^2∗ Be la s tn ingFor lu s t2015+alpha . ∗ E f f ek t+Tomgang2015 ) ; 52 %Verkningsgrad p l o t t f o r t rans fo rmatorns verkn ingsgrad vid o l i k a l a s t e r . 53 54 s tar tDate = datenum ( ’ 01−01−2021 ’ ) ; %Startdatum 55 56 endDate = datenum ( ’ 12−31−2021 ’ ) ;%Slutdatum 57 58 xData = l i n s p a c e ( startDate , endDate , 8760 ) ; %Omvandling t i l l manader V D. Matlab Kod 59 60 x t i c k s ( [ 0 730 1460 2190 2920 3650 4380 5110 5840 6570 7300 8030 8760 ] ) %Omvandling t i l l manader 61 x t i c k l a b e l s ({ ’ Jan ’ , ’ Feb ’ , ’Mar ’ , ’Apr ’ , ’Maj ’ , ’ Jun ’ , ’ Jul ’ , ’Aug ’ , ’ Sep ’ , ’Okt ’ , ’Nov ’ , ’ Dec ’ }) %Omvandling t i l l manader 62 63 k i l owat t = trapz ( Tid , S to r l ek so rdn ing ) ; %Mangd kilowattimmar trans formatorn o ve r f o r . 64 65 %%Plot t av be l a s tn i ng%% 66 f i g u r e (1 ) ; 67 hold on ; 68 t i t l e ( ’ H i s t o r i s k matdata s t a t i o n 3 (1 Jan 2021 − 31 Dec 2021) ’ ) ; 69 x l a b e l ( ’ Tid ’ ) ; 70 y l a b e l ( ’ Aktiv E f f ek t [kW] ’ ) ; 71 p lo t ( xData , Trafodata ) ; 72 xlim ( [738157 738521 ] ) 73 da t e t i c k ( ’ x ’ , ’mmm’ , ’ k e ep l im i t s ’ ) 74 hold o f f ; 75 76 %%Plot t av Verkningsgrad%% 77 f i g u r e (2 ) ; 78 hold on ; 79 t i t l e ( ’ Verkningsgrad f o r s t a t i o n 3 (1 Jan 2021 − 31 Dec 2021) ’ ) ; 80 x l a b e l ( ’ Tid ’ ) ; 81 y l a b e l ( ’ Verkningsgrad ’ ) ; 82 p lo t ( xData , VerkningsgradTrafo ) ; 83 xlim ( [738157 738521 ] ) 84 da t e t i c k ( ’ x ’ , ’mmm’ , ’ k e ep l im i t s ’ ) 85 hold o f f ; 86 87 %%Plot t av Be la s tn ingsgrad med avseende pa marke f f ekt%% 88 89 f i g u r e (3 ) ; 90 hold on ; 91 t i t l e ( ’ Be la s tn ingsgrad f o r s t a t i o n 3 (1 Jan 2021 − 31 Dec 2021) ’ ) ; 92 x l a b e l ( ’ Tid ’ ) ; 93 y l a b e l ( ’ Be la s tn ingsgrad ’ ) ; 94 p lo t ( xData , Be la s tn ingsgrad ) ; 95 xlim ( [738157 738521 ] ) 96 da t e t i c k ( ’ x ’ , ’mmm’ , ’ k e ep l im i t s ’ ) 97 hold o f f ; 98 VI D. Matlab Kod 99 % Plot t av verkn ingsgrads kurva 100 101 f i g u r e (4 ) ; 102 hold on ; 103 t i t l e ( ’ Verkningsgrad f o r s t a t i o n 3 ’ ) ; 104 x l a b e l ( ’ La s t f ak to r ’ ) ; 105 y l a b e l ( ’ Verkningsgrad ’ ) ; 106 p lo t ( alpha , VerkningsgradBelastn ing ) ; 107 p lo t ( alpha , VerkningsgradBelastning2015 , ’m’ ) ; 108 l egend ( ’ Verkningsgrad s t a t i o n 3 ’ , ’ Verkningsgrad Minikrav 2015 ’ ) ; 109 hold o f f ; 110 111 f i g u r e (5 ) ; 112 hold on ; 113 t i t l e ( ’ Varakt ighetsdiagram (1 Jan 2021 − 31 Dec 2021) ’ ) ; 114 x l a b e l ( ’ Tid ’ ) ; 115 y l a b e l ( ’ Aktiv E f f ek t [kW] ’ ) ; 116 p lo t ( Tid , S to r l ek so rdn ing ) ; 117 xlim ( [ 0 8760 ] ) 118 hold o f f ; 119 120 f i g u r e (6 ) ; 121 hold on ; 122 t i t l e ( ’ Varakt ighetsdiagram 25% o v e r l a s t (1 Jan 2021 − 31 Dec 2021) ’ ) ; 123 x l a b e l ( ’ Tid ’ ) ; 124 y l a b e l ( ’ Aktiv E f f ek t [kW] ’ ) ; 125 p lo t ( Tid , S to r l ek so rdn ing + ( Sto r l ek so rdn ing2 ) ) ; 126 xlim ( [ 0 8760 ] ) 127 hold o f f ; VII INSTITUTIONEN FÖR ELEKTROTEKNIK CHALMERS TEKNISKA HÖGSKOLA Göteborg, Sverige www.chalmers.se www.chalmers.se Inledning Inledning Bakgrund Syfte Avgränsningar Precisering av frågeställningar Teori Distributionstransformatorer Isoleringsmaterial Gasvakt Tomgångs- och belastningsförluster Identifiering av kylningsmetod Verkningsgrad Krav på vätskeisolerade transformatorer gällande förluster Peak Efficiency Index Hotspot Samband temperatur och livslängd för vätskeisolerade transformatorer Krav på tillverkare gällande temperaturstegring Solceller Ventilation Metod dpSpatial Matlab Resultat Oljetemperatur vid olika laster Mätdata från nätstationer Transformator 1 Transformator 2 Transformator 3 Transformator 4 Sammanfattning av mätdata Livslängd på olja och isolationspapper Solcellsanläggning och Ventilation Slutsats Framtida undersökningsområden DOVA Datablad LONGI Datablad Sunpower Datablad Matlab Kod