Rapporten er udarbejdet af. Peter Christensen. Jesper Bach Jensen. Bent Cramer. N1 (deltog ikke i de sidste møder i arbejdsgruppen)

Transkript

1 Appendiks 3

2 Rapporten er udarbejdet af Per Christensen Jørn Grauballe Jesper Bach Jensen Jørgen Holm Bent Cramer Peter Christensen Henrik Søndergaard Allan Norsk Jensen Kurt Kølbæk Jensen NESA EnergiMidt HEF Vestjyske Net N1 NVE (deltog ikke i de sidste møder i arbejdsgruppen) N1 (deltog ikke i de sidste møder i arbejdsgruppen) DEFU DEFU DEFU rapport: 521 Klasse: 2 Rekvirent: Dansk Energi - Net Dato for udgivelse: November 2006 Sag: 7085 DEFU 2006, 2. udgave 2

3 Resumé Resumé Rapporten omhandler generelle tekniske og økonomiske forudsætninger til brug ved planlægning af udbygninger og ændringer af kv net. Rapporten omfatter ikke dimensionering af transmissionsnet. Rapporten angiver ikke procedurer og sagsgange for behandling af udbygningssager. Netkomponenters belastning afhænger af tidsmæssigt sammenhørende værdier for forbrug og produktion på vindmøller henholdsvis decentrale kraftværksenheder. Rapporten redegør for hvilke belastningsdata, der bør anvendes ved gennemførelse af beregninger i forskellige belastningssituationer, for at de stillede krav til forsyningen i normal drift samt ved fejl, revisioner og ombygninger kan anses for opfyldt inden for den anbefalede interessehorisont. Rapporten angiver, hvilke spændingsgrænser og hvilke termiske belastningsevner hos netkomponenterne, der bør anvendes ved netplanlægningen. Udgifterne inden for interessehorisonten omfatter - ud over anlægsinvesteringer - udgifter til drift og vedligeholdelse samt tab. Rapporten angiver hvilke udgifter til drift og vedligeholdelse, der bør anvendes, hvis et selskab ikke selv har en opgørelse over disse udgifter. Udgifterne til tab afhænger bl.a. af tabenes benyttelsestid tabstiden. I net, hvor der ud over forbrug også er decentral produktion, vil tabstiden afhænge af forholdet mellem det maksimale årsforbrug samt den installerede effekt på vindmøller og decentrale kraftværksenheder mm. Rapporten indeholder tabeller, som kan anvendes til at estimere tabstiden ud fra det aktuelle miks. Bilag 2 indeholder eksempler på udbygningssager, hvor rapportens metoder er anvendt. 3

4 Indholdsfortegnelse Indholdsfortegnelse Side Resumé Indledning Formål og gyldighedsområde Afgrænsninger Terminologi Koordineret netudbygning Overgang fra netreserve til stationsreserve Etablering af et nyt indfødningspunkt fra 150 kv nettet Restrukturering af net Samarbejde over netgrænser Belastningsdata Belastningsdata i udgangssituationen Decentral produktion af aktiv effekt Forbrug af aktiv effekt Udveksling af reaktiv effekt Prognoser for belastningsudviklingen Prognoser for forbrug Prognoser for decentral produktion Forsyning ved fejl, revisioner og ombygninger Fejl på en enkelt netkomponent Fejl på en enkelt netkomponent mens en anden netkomponent er udkoblet pga. revision/ombygning Fejl på flere netkomponenter samtidigt Dimensionerende belastningssituationer Maksimal effektoverførsel til net på et lavere spændingsniveau Maksimal effektoverførsel til net på et lavere spændingsniveau om sommeren Maksimal effektoverførsel fra net på et lavere spændingsniveau Dimensionerende kortslutningseffekt Tekniske forudsætninger vedr. netkomponenters overføringsevne Luftledningers belastningsevne Kablers belastningsevne Transformeres belastningsevne Øvrige stationsmateriels belastningsevne Spændinger under stationære forhold

5 Indholdsfortegnelse 11. Økonomiske forudsætninger Generelt Interessehorisont Kalkulationsrente Nuværdi af nedskrevne anlæg Udgifter til drift og vedligeholdelse Udgifter til tab Effekt- og energipriser Referenceliste...28 Appendiks A: Beregning af nuværdi for investeringer og anlægsværdier...29 Appendiks B: Beregning af udgifter til drift og vedligeholdelse...30 B.1. Diskontinuerte udgifter:...30 B.2. Kontinuerte udgifter...30 Appendiks C: Beregning af udgifter til tab...31 Appendiks D: Bestemmelse af tabstider...33 Appendiks E: En luftlednings belastningsevne når der i belastningen indgår strøm fra vindmøller...38 Bilag 1: Årlige udgifter til drift og vedligeholdelse af anlæg...40 Bilag 2: Eksempelsamling...41 B2.1. Indledning...41 B2.2. Eksempel I: Ny 132/10 station versus renovering af 50/10 kv station...43 B Beskrivelse af det nuværende 50 kv net til forsyning af GRN...43 B Alternativ A: Udskiftning med nye 50 kv PEX-kabler...45 B Alternativ B: Etablering af 132 kv forsyning til GRN...52 B Sammenfatning...56 B2.3. Eksempel II: Udbygning ved stor decentral produktion...58 B Nuværende netforhold...58 B Alternativ A: Kabellægning af 60 kv luftledning over Vejlerne...60 B Alternativ B: Etablering af simpel 150/60 kv station ved KLF...64 B Sammenfatning...67 B2.4. Eksempel III: Ny 150/60 kv station versus løbende forstærkning af 60 kv net...69 B Nuværende netforhold...69 B Alternativ A: Forstærkning af 60 kv nettet...72 B Alternativ B: Etablering af 150/60 kv station ved HST...74 B Sammenfatning

6 Indledning 1. Indledning Hidtil har det ofte været det samme netselskab, som ejede og drev kv og kv nettene i et regionalt område. Netselskabet har derfor kendskab til såvel overføringsevnen og reserveforholdene i begge net. Det er en politisk målsætning at ejerskabet af kv nettene i fremtiden skal overgå til Energinet.dk. Nettene kan således på sigt få forskellige ejere. Stigninger i forbruget og den decentrale produktion, ændrede transportmønstre eller netkomponenters tilstand kan skabe behov for f.eks. nye ledninger, transformere eller stationer, herunder restrukturering af net. Tiltag i kv og kv nettene bør fortsat koordineres, hvilket forudsætter et samarbejde mellem ejere/operatører. Som udgangspunkt bør der - uanset ejerforhold - tilstræbes teknisk/økonomisk optimale løsninger med hensyntagen til udviklingen i forbruget og den decentrale produktion inden for den valgte interessehorisont samt eventuelle politiske/miljømæssige begrænsninger. 6

7 Formål og gyldighedsområde 2. Formål og gyldighedsområde Ved planlægning af udbygninger/ændringer i kv net bør anvendes de samme tekniske og økonomiske forudsætninger ved beregninger på de forskellige spændingsniveauer, således at det er muligt at foretage en objektiv sammenligning af udbygningsalternativer. Det er rapportens formål at opstille generelle tekniske og økonomiske forudsætninger til brug ved netplanlægning, således at udbygninger kan ske på den mest optimale måde og uden hensyntagen til ejerforhold. Rapporten har gyldighed for net til opsamling af elektricitet fra decentrale produktionsanlæg og/eller fordeling af elektricitet til kunder i et afgrænset område. Området forudsættes at have en sådan udstrækning, at gennemførelse af udbygningsalternativerne ikke forringer overføringsevnen eller reserveforholdene i net uden for området i betydende omfang. Rapporten behandler ikke dimensionering af transmissionsnet. Rapporten angiver ikke procedurer og sagsgange for behandling af udbygningssager. 7

8 Afgrænsninger 3. Afgrænsninger Rapporten behandler ikke krav til leveringssikkerheden og spændingskvaliteten i skillefladen mellem kv og kv net. Decentrale produktionsanlæg med asynkrongeneratorer (vindmøller) har et stort forbrug af reaktiv effekt i forbindelse med en netkortslutning. Er der tilsluttet store produktionsanlæg, kan det være nødvendigt at stille særlige krav til nettet og at anvende kompenseringsanlæg for at undgå spændingskollaps. Denne problematik behandles ikke i rapporten, idet der ikke kan opstilles generelle krav. 8

9 Terminologi 4. Terminologi 10 kv: Fællesbetegnelse for 10, 15 og 20 kv. 60 kv: Fællesbetegnelse for 30, 50 og 60 kv. 150 kv: Fællesbetegnelse for 132 og 150 kv. Afskrivningstid: Antal år, hvorover værdien af et anlægsaktiv afskrives. Belastning: Den effekt/energi, der overføres gennem en netkomponent som f.eks. et kabel eller en transformer. Distributionsradial: En radial der dels forsyner forbrugere dels anvendes til opsamling af produktion fra decentrale anlæg. Forbrug: Den effekt/energi, som et netselskabs kunder aftager inklusive nettab. Interessehorisont: Årrække, inden for hvilken de tekniske udbygningskriterier skal være opfyldt, og inden for hvilken de samlede økonomiske omkostninger opgøres og omregnes til nuværdi. Korttidsbelastning: En belastning, som er højere end netkomponentens vedvarende belastningsevne, men som ikke medfører en højere temperatur end den som netkomponenten er dimensioneret til. Kraftværksenhed: Benyttes her om elproduktionsenheder der ikke er drevet ved vind, sol eller vand. Netkomponenter: 150 kv eller 60 kv ledning inklusive liniefelter (en 2-systemsledning består af to netkomponenter). Overbelastning: Produktion: Årsmaksimum 150/60 kv transformer inklusive transformerfeltet. 150 kv eller 60 kv samleskinne (en dobbelt samleskinne og en samleskinne med langsadskillelse består af to netkomponenter). 60 kv kondensatorbatteri inklusive feltet. 60 kv reaktor inklusive feltet. En belastning, som er højere end netkomponentens vedvarende belastningsevne, og som medfører en højere temperatur end den som netkomponenten er dimensioneret til. Den effekt/energi, som leveres af vindmøller og/eller decentrale kraftværksenheder. Den maksimale belastning af en netkomponent henholdsvis et net i det betragtede år. 9

10 Koordineret netudbygning 5. Koordineret netudbygning Når et 150 kv eller 60 kv net ikke længere kan opfylde de opstillede tekniske kriterier, kan et eller flere af følgende tiltag være nødvendige: - Forstærkning af 60 kv nettet, herunder udbygning af netreserven - Ændring fra 60 kv netreserve til stationsreserve - Ny 150/60 kv station (opdeling af 60 kv nettet) - Renovering af 60 kv og 150 kv net Der bør vælges den løsning, som total set er den teknisk/økonomisk optimale, når der tages hensyn til anlægsinvesteringer og udgifterne til drift og vedligeholdelse samt tab inden for interessehorisonten. Forsyner en 150/60 kv station flere netselskabers 60 kv net, bør eventuelle økonomiske fordele/ulemper for andre netselskaber indgå i den løsning, der vælges Overgang fra netreserve til stationsreserve Når 60 kv netreserven er ved at være brugt op på grund af belastningsstigninger i et område uden 150/60 kv stationsreserve, kan opretholdelse af leveringssikkerheden opnås ved at udbygge 60 kv nettet og/eller at etablere stationsreserve. Valget bør afhænge af hvilket af alternativerne, der medfører de mindste udgifter inden for interessehorisonten. Stationsreserve forudsætter at stationen har tosidet 150 kv forsyning og transformerreserve, samt at stationsanlægget gør det mulig at opretholde den normale forsyning af 60 kv nettet ved en fejl i 150/60 kv stationen henholdsvis ved revision eller ændringer af stationsanlægget. Kan havari af en transformer i en station med to (eller flere) 150/60 kv transformere medføre overbelastning af transformere, er der behov for (delvis) netreserve. Er netreserven utilstrækkelig, vil fuld stationsreserve kunne opnås ved udskiftning af eksisterende transformere med nye transformere med en større mærkeeffekt. Hvis etablering af stationsreserve kun medfører en kortsigtet dækning af behovene, må etablering af en ny 150/60 kv station indgå i overvejelserne. 10

11 Koordineret netudbygning 5.2. Etablering af et nyt indfødningspunkt fra 150 kv nettet Opfylder et 60 kv net ikke rapportens tekniske kriterier, kan det være aktuelt at etablere et nyt indfødningspunkt fra 150 kv nettet Restrukturering af net Ved langtidsplanlægning af net bør der ikke kun tages hensyn til om nettet har tilstrækkelig overføringskapacitet inden for interessehorisonten, men også til netkomponenternes fysiske tilstand og til miljøet. Det kan være relevant at vurdere om en del af et eksisterende net bør erstattes af et nyt net med ændrede linieføringer og en anden topologi. Efter en restrukturering af nettet i et område bør de tekniske kriterier være overholdt i såvel 150 kv som 60 kv nettene. I områder med høj fladebelastning kan restruktureringen omfatte nedlæggelse af dele af 60 kv nettet og direkte transformering fra 150 kv til 10 kv Samarbejde over netgrænser Kan et 60 kv net ikke længere opfylde reservekriterierne, bør det undersøges om reserverne med fordel kan hentes fra et naboselskabs 60 kv net. Er det tilfældet, bør der indgås aftaler desangående. Behovene på begge sider af en geografisk grænse mellem 150 kv net med forskellige ejere bør indgå i beslutningsgrundlaget for etableringen og placeringen af nye 150/60 kv stationer. 11

12 Belastningsdata 6. Belastningsdata Ved beregninger på net uden decentral produktion er det tilstrækkeligt at anvende data fra det tidspunkt af udgangsåret, hvor forbruget har været størst i de stationer, som aftager energi fra det net der regnes på. Der bør tages hensyn til at stationernes maksimale årsforbrug ikke ligger på samme tidspunkt ved at nedregulere stationernes maksimale forbrug med samme faktor. Faktoren bestemmes således, at summen af de nedregulerede forbrug bliver lig med den største effekt, der fødes ind i nettet. Nedreguleringen kan principielt medføre, at nogle ledningers belastning undervurderes. Normalt vil korrelationen mellem belastningsvariationerne i de enkelte stationer dog være så stor, at metoden er anvendelig. Er der tilsluttet decentrale produktionsanlæg i de underliggende net, kan forannævnte fremgangsmåde ikke umiddelbart anvendes af følgende grunde: For at kunne udarbejde prognoser for belastningsudviklingen må belastningens fordeling på forbrug, produktion på decentrale kraftværksenheder og produktion på vindmøller kendes. Der er korrelation mellem forbruget og produktionen på decentrale kraftværksenheder. Er der tilsluttet en decentral kraftværksenhed under en station, vil det maksimale forbrug derfor - afhængig af effektretningen gennem stationen - være enten større eller mindre end stationens maksimalbelastning. Er der tilsluttet vindmøller under en station, vil disse også påvirke stationsbelastningen. Da der kan ses bort fra korrelation mellem forbrug og produktion på vindmøller, vil der sandsynligvis forekomme forbrug i nærheden af det maksimale årsforbrug på tidspunkter med lav vindhastighed. Det største årsenergiforbrug under en station kan principielt bestemmes ud fra kundernes afregningsmålinger og Velanderkorrelationen. Velanderkoefficienterne for de forskellige forbrugerkategorier er dog behæftet med nogen usikkerhed. Det anbefales derfor at tage udgangspunkt i registreringer af kvartersværdier (eller timeværdier) for stationernes belastning samt for produktionen på decentrale kraftværksenheder og vindmøller, som angivet i det følgende. Kapitel 8 giver anbefalinger vedrørende hvilke datasæt, der bør anvendes ved beregninger. 12

13 Belastningsdata 6.1. Belastningsdata i udgangssituationen 150 kv linie 60/10 kv station 60/10 kv station Kraftværksenhed og/eller vindmøller Figur 6.1. Eksempel på effektretningen i et 60 kv net med decentral produktion De data, som skal anvendes ved netberegninger, skal stamme fra stationer, der udveksler effekt med net på et lavere spændingsniveau, f.eks. fra 60/10 kv stationer ved beregninger på et 60 kv net. Udveksler det aktuelle netområde effekt med net på samme spændingsniveau uden for det betragtede netområde, skal der tages hensyn til dette i beregningerne Decentral produktion af aktiv effekt De registrerede kvartersmiddelværdier for decentrale anlægs produktion summeres for alle vindmøller henholdsvis alle decentrale kraftværksenheder under en station, således at der kvarter for kvarter skabes et sæt middelværdier for den samlede produktion på de to anlægskategorier Forbrug af aktiv effekt Kvartersmiddelværdier for forbruget under en station kan bestemmes ved at korrigere de målte kvartersmiddelværdier for stationsbelastningen (med fortegn) med kvartersmiddelværdierne for den decentrale produktion. 13

14 Belastningsdata Udveksling af reaktiv effekt. Registreres den udvekslede reaktive effekt i stationerne (med fortegn), bør der ved beregninger anvendes kvartersmiddelværdier fra samme kvarter, som kvartersmiddelværdierne for den aktive effekt. Effektfaktoren for de dimensionerende belastningssituationer i udgangsåret (se kapitel 8), kan anvendes ved beregninger de følgende år, forudsat at der ikke forventes at ske væsentlige ændringer i belastningssammensætningen. Måles den udvekslede reaktive effekt i stationerne ikke, kan den aktuelle værdi bestemmes ud fra den aktive effekt og følgende værdier for tangens (φ). Forbrug. Tangens (φ) varierer over døgnet og året. En analyse af kvartersmiddelværdierne indikerer, at tangens (φ) ligger i området 0,1..0,2 ved lavlast og 0,3 0,4 ved spidslast. Anvendes tangens(φ) lig 0,3 uanset forbrugstidspunktet, vil dette kun medføre en unøjagtighed på strømbelastningen på nogle få procent. Vindkraft. Forbruget af reaktiv effekt i vindkraftanlæg afhænger af vindmøllernes data og kompenseringsanlæg samt vindhastigheden. Det anbefales at anvende værdierne i tabel 6.1, som inkluderer forbruget af reaktiv effekt i maskintransformerne. Tangens(φ) Tomgangskompenserede vindmøller 0,35 Fuldlastkompenserede vindmøller 0,05 Tabel 6.1. Tangens(φ) for vindmøller til brug ved sammenligning af alternative tiltag Kraftværksenheder. Produktionen af reaktiv effekt på decentrale kraftværksenheder må fastlægges ud fra data for det enkelte værk, herunder reguleringen af tangens(φ). Kondensatorbatterier. Er der tilsluttet kondensatorbatterier, skal der tages hensyn til hvornår batterierne er ind- henholdsvis udkoblede Prognoser for belastningsudviklingen Et net skal inden for en given interessehorisont kunne overføre de effekter, der skyldes forbrug og decentral produktion. Effekterne i udgangssituationen må derfor reguleres ud fra prognoser for udviklingen. En fremtidssikker udbygning af nettet er afhængig af nøjagtige prognoser over udviklingen i forbruget og i tilslutningen af decentrale produktionsanlæg. 14

15 Belastningsdata Det kan være relevant at variere usikre parametre i prognoserne og at gennemføre beregninger, for at vurdere om en udbygningsplan er tilstrækkelig robust over for ændringer i forudsætningerne Prognoser for forbrug Prognosen for forbrugsudviklingen på stationerne bør baseres på en prognose over elforbrugets udvikling opdelt på forbrugerkategorier, f.eks. en prognose udarbejdet af den systemansvarlige virksomhed. Hvis forbrugets fordeling på de enkelte sektorer ikke kendes, bør prognosen for udviklingen i det samlede forbrug anvendes. Har den hidtidige forbrugsudvikling på stationsniveau afveget væsentligt fra landsgennemsnittet, eller er der forventning om at den fremtidige udvikling vil afvige væsentlig fra landsgennemsnittet, bør der opstilles lokale prognoser for forbrugsudviklingen på de aktuelle stationer. De lokale prognoser bør opstilles med udgangspunkt i forannævnte prognoser som justeres i henhold til en realistisk vurdering af den lokale forbrugsudvikling. Ud over udviklingen i det almindelige forbrug skal der således medregnes planlagte bortfald af eksisterende store punktforbrug samt planlagte nye punktforbrug og udviklingen i sidstnævnte. Der bør mindst udarbejdes detaljerede prognoser for udviklingen de første 10 år af den betragtede periode. For de efterfølgende år bør der regnes med en konstant procentuel udvikling i forbruget, f.eks. den samme som i det tiende år i den betragtede periode Prognoser for decentral produktion Udviklingen i den decentrale produktion har store lokale udsving, hvorfor der ikke kan opstilles en generelt anvendelig prognose for den langsigtede udvikling. I stedet bør der opstilles prognoser for udviklingen under de aktuelle stationer, baseret på den forventede installation af vindkraftanlæg og kendte planer om opførelse af kraftværksenheder. Prognoserne skal så vidt muligt tage udgangspunkt i gældende regions-/ og kommuneplaner. Prognoserne bør mindst omfatte udviklingen de første 10 år af den betragtede periode. 15

16 Forsyning ved fejl, revisioner og ombygninger 7. Forsyning ved fejl, revisioner og ombygninger Kunderne skal normalt kunne forsynes i de situationer, som er defineret nedenfor. Det vil ofte være situationer med unormale koblingstilstande, der er dimensionerende for et net Fejl på en enkelt netkomponent Forbrug. Forsyningen til forbrugerne skal kunne retableres med en vilkårlig netkomponent ude af drift, uden at dette medfører overbelastning af netkomponenter eller uacceptable spændingsforhold, se kapitel 10. Kravet (N-1 kriteriet) skal være opfyldt med nettene i normal koblingstilstand før fejlen og uanset tidspunktet. 2-systemsledninger kan normalt regnes for to uafhængige netkomponenter, det vil sige at der kan ses bort fra fejl på begge systemer samtidigt. Retableringen af forsyningen efter en fejl bør kunne gennemføres med et begrænset antal omkoblinger Decentral produktion. Det er anerkendt praksis ved dimensionering af 60 kv net kun at anvende N-1 kriteriet på forbrugsinstallationer og at udkoble produktionsanlæg, hvis der er behov for det i forbindelse med fejl og - hvis det ikke kan undgås - ved udførelse af reparations- og vedligeholdelsesarbejder. Retableringen af forsyningen ved fejl i et 60 kv net forsinkes, hvis der er behov for at reducere produktionen fra decentrale anlæg i underliggende 10 kv net (produktionsanlæggene genindkobler automatisk). Er der tilsluttet mange produktionsanlæg på 10 kv distributionsradialer, kan dette medføre en uacceptabel forlængelse af udetiden. I sådanne tilfælde kan N-1 kriteriet finde anvendelse, såfremt dette, sammenholdt med andre løsninger, er den teknisk/økonomisk optimale løsning, herunder etablering af fjernbetjente adskillere. Produktion på decentrale anlæg kan medføre overbelastninger ved udfald af en 60 kv ledning og et deraf følgende fald i forbruget. Afbrydelsens omfang bør ikke udvides på grund af automatisk udkobling af andre 60 kv ledninger eller behov for at tage 60 kv ledninger ud af drift, fordi korttidsreserven er opbrugt, inden den decentrale produktion er blevet reduceret. 16

17 Forsyning ved fejl, revisioner og ombygninger Havari af en komponent i et 60 kv net kan i sjældne tilfælde medføre en langvarig afbrydelse af produktionsanlæg. Arbejdsgruppen har ikke vurderet forudsætningerne for at etablere reserveforbindelser Fejl på en enkelt netkomponent mens en anden netkomponent er udkoblet pga. revision/ombygning Der bør ikke dimensioneres efter at kunne retablere forsyningen til alle forbrugere i en situation, hvor der opstår fejl på en netkomponent under årsmaksimum mens en anden netkomponent er ude af drift på grund af revision eller ombygning. Er det ikke muligt hurtigt at indkoble en af netkomponenterne igen, kan revisionen/ombygningen henlægges til tidspunkter, hvor de fornødne reserver forefindes, se afsnit Fejl på flere netkomponenter samtidigt Der bør normalt ikke dimensioneres med henblik på at kunne retablere forsyningen til alle forbrugere ved samtidige fejl på to eller flere netkomponenter, idet sandsynlighed for samtidige fejl på den normale forsyning til et område og fejl på en alternativ forsyningsvej er lille. 17

18 Dimensionerende belastningssituationer 8. Dimensionerende belastningssituationer Et net skal kunne overføre de effekter, der skyldes forbrug og decentral produktion, i de situationer og med de begrænsninger, som er beskrevet i kapitel 7. I det følgende er angivet belastningssituationer, som kan være dimensionerende. Hvilke af disse belastningssituationer, der bør gøres til genstand for beregninger, vil afhænge af størrelsen af den decentrale produktion på kraftværksenheder henholdsvis vindmøller. Ved netberegninger skal anvendes en spænding, som er repræsentativ for den aktuelle belastningssituation. Indgår der kompoundering i reguleringen af spændingen i det net, der regnes på, må der tages hensyn til dette Maksimal effektoverførsel til net på et lavere spændingsniveau En situation hvor effektoverførslen er størst til net på et lavere spændingsniveau. Den største udveksling forekommer i følgende belastningssituation: - Stort forbrug - Ingen produktion på vindmøller - Produktion på decentrale kraftværksenheder, se nedenfor Et netudfald kan medføre, at produktionen på en eller flere kraftværksenheder først er normal nogen tid efter at elforsyningen er retableret. Med mindre der haves sikkerhed for at en kraftværksenhed genoptager produktionen inden nettets korttidsreserver er opbrugte efter en netfejl, anbefales det at se bort fra produktion på kraftværksenheden. Kan produktionen på kraftværksenheden garanteres, bør der vælges data fra det kvarter, hvor den målte effektoverførsel til net på et lavere spændingsniveau er størst, efter at produktionen på vindmøller er trukket ud af de målte kvartersmiddelværdier. Der bør tages hensyn til kendte ændringer i kraftværksenhedernes driftsmønstre Der skal tages højde for, at en vilkårlig kraftværksenhed kan være ude af drift på grund af fejl. Der bør derfor foretages beregninger med forannævnte målte og korrigerede stationsbelastninger plus produktionen i det aktuelle kvarter på en af kraftværksenhederne på skift. Er der en del kraftværksenheder i området, kan det være aktuelt at addere produktionen på relevante kombinationer af to kraftværksenheder. 18

19 Dimensionerende belastningssituationer 8.2. Maksimal effektoverførsel til net på et lavere spændingsniveau om sommeren De fleste vedligeholdelsesarbejder og forstærkninger foretages normalt i sommerperioden, hvor forbruget er lavere end resten af året. Nettet bør derfor kunne overføre effekterne i de tre sommermåneder i den fejlsituation, som er beskrevet i afsnit 7.2. Den største udveksling i de tre sommermåneder bestemmes på samme måde som beskrevet i afsnit 8.1 ud fra kvartersværdierne for sommermånederne Maksimal effektoverførsel fra net på et lavere spændingsniveau En situation hvor effektoverførslen i stationer er størst til nettet på et højere spændingsniveau. Er den decentrale produktion mindre end det minimale forbrug, er der ikke behov for en beregning. Den største overførsel forekommer i følgende belastningssituation: - Lavt forbrug - Maksimal produktion på vindmøller - Produktion på decentrale kraftværksenheder Der bør vælges data fra det kvarter, hvor den målte effektoverførsel til net på højere spændingsniveau er størst, efter at produktionen på vindmøller er trukket ud af de målte kvartersmiddelværdier. Der bør tages hensyn til kendte ændringer i kraftværksenhedernes driftsmønstre. Belastning regnes lig med summen af forannævnte målte og korrigerede belastning og den samlede mærkeeffekt for vindmøllerne i området regnet med fortegn. Kan en automatisk frekvensaflastning af forbrug medføre, at forbruget bliver lavere, må der tages hensyn til dette. 19

20 Dimensionerende kortslutningseffekt 9. Dimensionerende kortslutningseffekt Ved valg af materiel skal der tages hensyn til den største og mindste kortslutningsstrøm i det punkt hvor materiellet tilsluttes. Overskrides den tilladelige kortslutningsstrøm for allerede installerede komponenter som følge af udbygninger i nettet, skal der gennemføres analyser der kan afklare om udskiftning af komponenter, eller tiltag til nedbringelse af kortslutningsniveauet er den teknisk økonomisk optimale løsning. Omkostningerne herved skal indregnes i udbygningsplanen som ligger til grund for udbygningen. Den mindste kortslutningsstrøm kan have betydning for selektivitet og korrekt funktion af overstrømsbeskyttelsen af nettets komponenter. Kan der ikke opnås selektivitet og overstrømsbeskyttelse med moderne beskyttelsesudstyr, bør netudbygninger med det formål at øge kortslutningsstrømmen, undersøges. 20

21 Tekniske forudsætninger vedr. netkomponenters overføringsevne 10. Tekniske forudsætninger vedr. netkomponenters overføringsevne Luftledningers belastningsevne Luftledningers vedvarende belastningsevne afhænger bl.a. af lufttemperaturen, vindstyrken og solindstrålingen. Det anbefales at basere luftledningers belastningsevne på forudsætningerne i tabel Under normale driftsforhold bør en luftledning ikke belastes højere end svarende til dets vedvarende belastningsevne ved en vindhastighed på 0,6 m/s. Luftledningers strømbelastningsevne som funktion af de nævnte parametre kan bl.a. findes i reference [1] og [6]. Luftledninger har en lille termisk tidskonstant, som kan udnyttes under omkoblinger i et net. Udgør produktion på vindmøller en væsentlig del af belastningen, kan belastningsevnen være højere, hvilket kan udnyttes i forbindelse med unormale koblingstilstande på grund af fejl, revisioner eller ombygninger. Appendiks E viser hvilken belastningsevne, der kan regnes med, når belastningens fordeling på forbrug samt produktion på decentrale kraftværksenheder og vindmøller er kendt. Dimensionerende Lufttemperatur Vindstyrke Solindstråling belastning: Forbrug eller produktion Sommer: 30 C 0,6 m/s 900 W/m 2 på kraftværksenheder Vinter: 10 C 0,6 m/s 900 W/m 2 Vindkraft Sommer: 30 C 3 m/s 900 W/m 2 Vinter: 10 C 3 m/s 900 W/m 2 Tabel Forudsætninger ved bestemmelse af luftledningers belastningsevne Kablers belastningsevne Et kabelanlægs vedvarende belastningsevne afhænger normalt af jordtemperaturen og varmeledningsevnen i kablets omgivelser. Det anbefales at basere et kabelanlægs belastningsevne på forudsætningerne i tabel 10.2, med mindre der forefindes data for jordens specifikke modstand langs kabeltracéet og/eller andre forhold af betydning for belastningsevnen. IEC angiver metoder til beregning af et kabelanlægs vedvarende belastningsevne [7]. 21

22 Tekniske forudsætninger vedr. netkomponenters overføringsevne Normalt anvendes i sommerperioden en dimensionerende temperatur på 15 o C. I områder med hårde overflader (asfalt og lignende) bør der dog regnes med en temperatur på 20 o C. Jordtemperatur, sommer: 15(20) C Jordtemperatur, vinter: 5 C Jordens specifikke termiske modstand: 1 C m/w Tabel Forudsætninger ved bestemmelse af kablers belastningsevne Anvendes et kabelanlæg primært til forsyning af forbrugere i et begrænset lokalområde, vil belastningen variere en del i løbet af et døgn. Da et kabelanlæg har store termiske tidskonstanter, kan det normalt under døgnmaksimum belastes højere end ved vedvarende belastning. PEX-kablers korttidsbelastningsevne er behandlet i reference [5]. Indgår der produktion fra decentrale produktionsanlæg i belastningen, må det forudsættes, at denne del af belastningen er konstant, hvilket kan reducere korttidsbelastningsevnen. Anvendes kabelanlægget primært til transmissionsformål, kan det være højt belastet i længere perioder (> 24 timer). Det bør derfor ikke belastes højere end dets vedvarende belastningsevne. I forbindelse med unormale koblingstilstande på grund af fejl, revisioner eller ombygninger kan et kabelanlæg kortvarigt belastes højere, idet der ikke skal tages hensyn til udtørring af omgivelserne før temperaturen på kappen er steget. IEC angiver metoder til beregning af et kabelanlægs dynamiske belastningsevne [8] Transformeres belastningsevne Transformeres vedvarende belastningsevne afhænger af lufttemperaturen. Det anbefales at basere belastningsevnen på en lufttemperatur på 20 C. Ved denne temperatur kan en transformer belastes vedvarende med mærkeeffekten 1. Ved indendørs stationer kan det være nødvendigt at korrigere for kølingsforholdene. 1 Den vedvarende belastningsevne kan være større end mærkeeffekten, hvilket vil fremgå af dokumentationen for varmeprøvningen. 22

23 Tekniske forudsætninger vedr. netkomponenters overføringsevne En transformer har en stor termisk tidskonstant og kan dagligt belastes med mere end mærkeeffekten under døgnmaksimum. Loading guiden reference [2] kan anvendes til at vurdere levetidsforbruget i afhængighed af lufttemperaturen, korttidsbelastningens varighed og størrelse samt den forudgående belastning. De anbefalede belastningsgrænser ved normal cyklisk drift i loading guiden er vist i tabel Tabellen er baseret på en forenklet døgnkurve, hvor belastningen ændrer sig momentant fra døgnminimum til døgnmaksimum og fra døgnmaksimum til døgnminimum. Under normale driftsforhold bør transformere ikke belastes højere end mærkeeffekten. Korttidsbelastningsevnen i henhold til tabel 10.3 bør dog udnyttes ved unormale koblingstilstande på grund af fejl, revisioner og netudbygninger. Forholdet mellem døgnmaks og døgnmin 3:2 2:1 3:1 Varighed af døgnmaks Belastningsevnen i procent af mærkeeffekten ved 20 C 2 h 130 % 4 h 120 % 8 h 110 % 2 h 140 % 4 h 125 % 8 h 115 % 2 h 150 % 4 h 130 % 8 h 115 % Tabel Korttidsbelastningsevne ved cykliske belastninger for transformere med naturlig oliecirkulation og mærkeeffekter op til 100 MVA 2 I forbindelse med omlægninger kan transformere normalt kortvarigt belastes op til en grænse, som er bestemt af viklingskoblerens eller gennemføringernes mærkestrømme Øvrige stationsmateriels belastningsevne Belastningsevnen bør sættes lig med materiellets mærkestrøm, dog kan strømtransformere eventuelt have en højere belastningsevne 3. 2 Transformere, som leveres med naturlig luftventilation, men som senere udstyres med blæsere for forceret luftkøling, kan have en mindre overbelastningsevne i forhold til den opnormerede mærkeeffekt. Ved ældre transformere kan en kraftig overbelastning medføre, at en del af isolationens vandindhold frigøres, hvilket bevirker at oliens dielektriske styrke nedsættes. Den tilladelige overbelastningsevne bør derfor vurderes i hvert enkelt tilfælde. 23

24 Tekniske forudsætninger vedr. netkomponenters overføringsevne Nyanlæg bør dimensioneres således, at stationsmateriellet ikke begrænser mulighederne for at udnytte nettenes belastningsevne Spændinger under stationære forhold Spændingen på 60 kv siden af 150/60 kv transformere bør ligge i det område, som er angivet i tabel Spændingsfaldet i 60 kv net og i 60/10 kv transformere bør ikke være større end at det er muligt at holde en spænding i området 10,3-10,8 kv på sekundærsiden af transformere med et reguleringsområde, som angivet i DEFU-rekommandation 2, reference [4]. I den i afsnit 8.1 nævnte beregningssituation skal kunne opnås en spænding på 10,8 kv og i den i afsnit 8.3 nævnte beregningssituation skal kunne opnås en spænding på 10,3 kv. Medfører decentrale produktionsanlæg en spændingsstigning af en sådan størrelse, at det er umuligt at overholde forannævnte spænding i 60/10 kv stationerne, bør dette så vidt muligt løses ved at sænke 60 kv fødespændingen i 150/60 kv stationerne i perioder med et lavt forbrug. Er der kun et indfødningspunkt i 60 kv nettet, kan det være hensigtsmæssigt at anvende spændingsregulatorer med kompoundering i 150/60 kv stationen. Nominel spænding 60 kv skinnespænding i 150/60 kv stationer Minimum Maksimum 30 kv 28,5 kv 33 kv 50 kv 48 kv 54 kv 60 kv 60 kv 66 kv Tabel Anbefalede grænseværdier for mindste og største 60 kv skinnespænding 3 En udbredt praksis i Danmark har været at anvende strømtransformere, som tåler en kontinuert belastning på 120 % af strømtransformernes mærkestrøm. 24

25 Økonomiske forudsætninger 11. Økonomiske forudsætninger Generelt Udbygning af net bør baseres på en teknisk-økonomisk sammenligning af udbygningsalternativer. For hvert alternativ beregnes summen af nuværdierne af anlægsinvesteringer og af de kapitaliserede udgifter til drift og vedligeholdelse samt nettab. Anlægsinvesteringer i kompenseringsanlæg (slukkespoler, kondensatorbatterier, reaktorer mm.) skal medregnes Interessehorisont Ved planlægning af 60 kv og 150 kv net bør den ønskede langsigtede udvikling i netstrukturer indgå og tilgodeses ved løsning af de mere kortsigtede behov. Ved beregning af de økonomiske konsekvenser af netudbygninger anbefales det at anvende en interessehorisont på 25 år. De tekniske kriterier skal overholdes i hele interessehorisonten Kalkulationsrente Kalkulationsrenten er renten på et byggelån med korrektion for inflationen på planlægningstidspunktet (realrenten). Der bør vælges renten på et byggelån med en løbetid på 25 år og en kursværdi tæt ved pari Nuværdi af nedskrevne anlæg Ved sammenligning af udbygningsalternativer bør værdien af anlægsaktiver der er forskellige i udbygningsalternativerne opgøres ved udgangen af interessehorisonten og diskonteres til nutidsværdi. Anlægsaktivernes værdi opgøres ved lineær nedskrivning over den valgte afskrivningstid, og restværdien omregnes til nutidsværdi med kalkulationsrenten. Nuværdien af de nedskrevne anlægsaktiver indregnes som en negativ investeringsomkostning. Beregningen af nuværdien for de nedskrevne anlægsaktiver kan ske ved regnereglerne beskrevet i appendiks A Udgifter til drift og vedligeholdelse En netudvidelse/-ændring indebærer en ændring i de løbende udgifter til drift og vedligeholdelse af nettet. 25

26 Økonomiske forudsætninger Udvides med en ny netkomponent, vokser udgifterne til drift og vedligeholdelse. Omvendt vil udgifterne til drift og vedligeholdelse falde, hvis en netkomponent nedtages. Råder et netselskab ikke over en opgørelse over de årlige udgifter til drift og vedligeholdelse af netkomponenter, kan der tages udgangspunkt i de udgifter, som er listet i bilag 1. Tallene skal reguleres med forbrugerprisindekset med 2004 som basisår (prisindeks 108). Udgifterne vil variere meget i afhængighed af transportafstande, anlægstilstande mv. Udgifter i forbindelse med større havarier indgår ikke i udgifterne i bilag 1. Nogle selskaber har tegnet en forsikring til dækning af sådanne udgifter, andre selskaber er selvforsikrede. Forsikringspræmien udgør mindre end en halv promille af de forsikrede anlægs nyværdi. En ændring af forsikringspræmien positiv eller negativ som følge af en netudvidelse/-ændring skal medregnes i de samlede udgifter. Beregning af nuværdien af de samlede årlige driftsudgifter inden for interessehorisonten kan ske ved hjælp af regnereglerne i appendiks B. Beregningsarbejdet kan reduceres ved ikke at medtage udgifter til drift og vedligeholdelse af netkomponenter, som er uændrede i de alternativer, der sammenlignes Udgifter til tab Udgifterne til tab afholdes løbende inden for interessehorisonten. Ved beregning af tabsudgifterne kan der begås den tilnærmelse kun at beregne tabene i de første 10 år og derefter at regne med samme tab i de følgende år. Har netplanlæggeren konkret kendskab til væsentlige ændringer ud over de første 10 år, bør beregningen af tabene foretages frem til og med disse ændringer. Tabene i en netkomponent kan bestemmes ud fra en netkomponents maksimale belastning og belastningens tabstid. Appendiks C viser hvorledes de samlede årlige tabsudgifter for en netkomponent kan bestemmes. Appendiks D angiver tabstiden for forskellige kombinationer af forbrug og decentral produktion bestemt ud fra kvartersmiddelværdierne for den målte effekt i et stort antal 60 kv stationer og de målte kvartersmiddelværdier for produktionen på de tilsluttede decentrale produktionsanlæg. Dette materiale kan også anvendes til skøn over tabstider for ledninger. 26

27 Økonomiske forudsætninger Effekt- og energipriser En beregning af de marginale udgifter til effekt- og energitab bør baseres på netejernes gennemsnitlige indkøbspriser for effekt og energi i det foregående år. 27

28 Referenceliste 12. Referenceliste Ref. 1. ELSAM notat S80/207: Strømbelastningsevne for luftledninger og ledere i friluftsstationer. Ref. 2. IEC 60354: Loading guide for oil-immersed transformers Ref. 3. DEFU Rekommandation 1: Tekniske bestemmelser mv. for transformere for 50-60/10-20 kv netspænding og med mærkeeffekt 6,3-25 MVA Ref. 4. DEFU Rekommandation 2: Tekniske bestemmelser mv. for transformere for /50-60 kv netspænding og med mærkeeffekt MVA Ref. 5. Eltra-rapport udarbejdet af de jysk-fynske transmissionsselskaber: 150 kv og 400 kv PEX-kabelanlæg. Ref. 6. KR 16, 2. udgave: kv stationsanlæg Ref. 7. IEC 60287: Electrical cables Calculation of the current rating Ref. 8. IEC :Calculation of the cyclic and emergency rating of cables greater than 18/30(36) kv and emergency ratings for cables of all voltages 28

29 Appendiks A: Beregning af nuværdi for investeringer og anlægsværdier Appendiks A: Beregning af nuværdi for investeringer og anlægsværdier Udgifter til investeringer i andre år end udgangsåret, samt restværdi af nedskrevne anlægsværdier ved udgangen af interessehorisonten diskonteres til udgangsåret ved formlen K 0 r = K ) 100 i i ( 1 + Formel A.1 Hvor K 0 er nuværdien af investeringen/restværdien, og K i er investeringen/den nedskrevne restværdi i år i. Restværdien af anlægsaktiver ved udgangen af interessehorisonten beregnes ved lineær nedskrivning af anlægsaktivet over den valgte afskrivningstid. R 25 i = Ri 1, for L 25 i Formel A.2 A 25 Hvor R 25 er restværdien ved udløbet af interessehorisonten, R i er værdien opgjort i år i og A er den resterende afskrivningstid for anlægsaktivet opgjort i år i. 29

30 Appendiks B: Beregning af udgifter til drift og vedligeholdelse Appendiks B: Beregning af udgifter til drift og vedligeholdelse Udgifterne til drift og vedligeholdelse kan opdeles i udgifter, som kommer med nogle års mellemrum og udgifter, som er løbende år for år. B.1. Diskontinuerte udgifter: Nuværdien (K d ) af udgifterne de enkelte år kan beregnes ved hjælp af følgende udtryk: n r K drift = K ) 100 i= 1 i i ( 1 + Formel B.1 hvor K i er udgifterne i år i og r er kalkulationsrenten i procent. B.2. Kontinuerte udgifter Forudsættes konstante årlige udgifter (K k ) til drift og vedligeholdelse inden for interessehorisonten - n år -, kan nuværdien af udgifterne bestemmes ved hjælp af følgende udtryk: K drift r n 1 (1+ ) = K 100 k Formel B.2 r 100 Ved en konstant procentuel årlig stigning i udgifterne (p %), er nuværdien af udgifterne til drift og vedligeholdelse følgende: K drift k p r p 1 (1 + ) 100 r p 100 n Formel B.3 K p er udgifterne i udgangsåret 30

31 Appendiks C: Beregning af udgifter til tab Appendiks C: Beregning af udgifter til tab Ved nogle netkomponenter, som f.eks. transformere, er der både tomgangstab og belastningstab, mens der ved andre, som f.eks. ledninger, kun er belastningstab. Forudsættes tidsuafhængige effekt og energipriser, kan nuværdien (K tab ) af tabene i en netkomponent et givet år beregnes ved hjælp af følgende udtryk: K tab ( Pt ( Q R + q Tdrift ) α t + Pb ( Q s + q Ttab ) ) = α Formel C.1 P t : Effekttabet i kw når netkomponenten er ubelastet. Q: Effektprisen i kr./kw (kan eventuelt sættes til 0 kr.). q: Energiprisen i kr./kwh. R: Sandsynligheden for at netkomponenten er indkoblet på de tidspunkter af året, hvor forbruget i netselskabets forsyningsområde er størst. T drift: Antallet af driftstimer pr. år. P b : Det største effekttab i kw som følge af belastning af netkomponenten i udgangsåret. s: Sandsynligheden for at effekttabet i netkomponenten er størst på de tidspunkter af året, hvor forbruget i netselskabets forsyningsområde er størst. T tab : Tabenes benyttelsestid (tabstiden) i timer, se appendiks D α t Tilbagediskonteringsfaktor for tomgangstab α b : Tilbagediskonteringsfaktor for belastningstab r Kalkulationsrenten i procent Det samlede tab bestemmes ved at summere tabene for de enkelte år inden for interessehorisonten (i=1, 2 25). Nuværdien af tabene i året i findes ved at anvende r 25 i α b = α t = (1 + ) Formel C.2 i= Er belastningstabene konstante inden for interessehorisonten, kan tabene i hele perioden findes ved at anvende tilbagediskonteringsfaktorerne r 25 1 (1 + ) α 100 t = og α b = α t Formel C.3 r 100 Er belastningstabene derimod ikke konstante, men stiger med p procent om året, kan belastningstabene estimeres med r p 25 1 ( 1 + ) α 100 b Formel C.4 r p 100 b 31

32 Appendiks C: Beregning af udgifter til tab Er tabene ikke konstante fra år j til år 25, men vokser med p procent om året i denne periode, kan nuværdien af belastningstabene i perioden j til 25 år findes ved at anvende tilbagediskonteringsfaktoren r p 1 ( 1 + ) 100 r p 100 ( j 25) r 100 j α b, j 25 = ( 1 + ) Formel C.5 32

33 Appendiks D: Bestemmelse af tabstider Appendiks D: Bestemmelse af tabstider Tabel 1 viser tabstider for den energi, som en 60/10 kv transformer udveksler med et 60 kv net. Der er angivet en største, en mindste samt en middelværdi for tabstiden ved forskellige kombinationer af forbrug og produktion på vindmøller henholdsvis kraftværksenheder. Ved opslag i tabellen skal anvendes følgende størrelser: pu ( vind ) = pu ( kraft var me ) = Årsenergi _ produceret _ Årsenergi _ på _ vindmøller forbrug Årsenergi _ produceret _ på _ kraft var mevær ker Årsenergi _ forbrug En mere nøjagtig bestemmelse af tabstiden kan opnås ved først at bestemme benyttelsestiden for den energi, som en 60/10 kv transformer udveksler med et 60 kv net: T ( udveksling ) = a T ( forbrug ) + b T ( kraft var me ) c b b b + T b ( udveksling ): Benyttelsestiden for den udvekslede energi T b ( forbrug ) : Benyttelsestiden for forbruget T b ( kraft var me ) : Benyttelsestiden for produktionen på kraftværksenheder Konstanterne a, b, og c kan aflæses i tabel 2. Med benyttelsestiden for den udvekslede effekt kan tabstiden bestemmes ved hjælp af følgende udtryk: T ( udveksling ) = A T ( udveksling ) B tab b + Konstanterne A og B kan aflæses i tabel 3. 33

34 Appendiks D: Bestemmelse af tabstider Eksempel Årsenergiforbrug: Benyttelsestiden for forbruget: Årsproduktion på kraftværksenheder: Kraftværksenhedernes samlede mærkeeffekt: Årsproduktion på vindmøller: MWh 4500 timer MWh 2 MW MWh Benyttelsestiden for produktionen på kraftværksenhederne: T b ( kraft var me ) = Årsenergi _ produceret _ på _ kraft var mevær ker Installeret _ effekt _ på _ kraftvær ker 10000MWh = = 2MW Bestemmelse af pu værdier: 10000MWh pu ( kraft var me ) = = 0, MWh 30000MWh pu ( vindmøller ) = = 1, MWh 5000timer Beregning af benyttelsestiden for den udvekslede energi: Tb ( udveksling ) = a Tb ( forbrug ) + b Tb ( kraft var me ) + c T b ( udveksling ) = 0, = 1418timer Beregning af tabstiden for den udvekslede energi: I tabel 3 aflæses A=0,59 og B=-245. T ( udveksling ) = A T ( udveksling ) B tab b + T tab ( udveksling ) = 0, ( 245 ) = 592timer 34

35 Appendiks D: Bestemmelse af tabstider Pu pu(vind) (kraftvarme) 0 0,1 0,3 0,5 0,7 0,9 1, Middel Min Maks ,1 Middel Min Maks ,3 Middel Min Maks ,5 Middel Min Maks ,7 Middel Min Maks ,9 Middel Min Maks ,2 Middel Min Maks ,5 Middel Min Maks Middel Min Maks Middel Min Maks Tabel 1. Tabstider 35

36 Appendiks D: Bestemmelse af tabstider pu pu(vind) (kraftvarme) 0,0 0,1 0,3 0,5 0,7 0,9 1,5 3,0 5,0 0,0 a 1,00 0,85 0,67 0,44-0,03-0,01 0,00-0,01-0,01 b 0,00-0,01 0,00 0,00-0,02-0,01 0,00 0,00 0,00 c -0, ,1 a 0,93 0,84 0,79 0,28 0,01 0,02 0,02 0,02 0,02 b -0,04-0,04-0,04 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 c ,3 a 0,64 0,57 0,57 0,08 0,04 0,03 0,02 0,02 0,02 b -0,04-0,06-0,08 0,03 0,02 0,01 0,00 0,00 0,00 c ,5 a 0,43 0,36 0,19 0,03 0,03 0,02 0,02 0,02 0,01 b -0,11-0,17-0,08 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 c ,7 a 0,36 0,35 0,06 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,01 b -0,40-0,46-0,16-0,08-0,05-0,04-0,01 0,00 0,00 c ,9 a 0,43 0,20 0,02 0,01 0,02 0,02 0,02 0,02 0,01 b -0,68-0,56-0,18-0,11-0,07-0,05-0,02 0,00 0,00 c ,2 a 0,21 0,07 0,00 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 b -0,58-0,34-0,10-0,06-0,04-0,03-0,01 0,00 0,00 c ,5 a 0,16 0,05-0,01 0,00 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 b -0,20 0,00 0,03 0,02 0,02 0,01 0,01 0,01 0,00 c ,0 a 0,07 0,00-0,01 0,00 0,00 0,00 0,00 0,01 0,01 b 0,60 0,57 0,44 0,35 0,28 0,24 0,16 0,08 0,04 c ,0 a 0,04 0,00-0,01-0,01 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 b 0,77 0,74 0,63 0,54 0,47 0,42 0,30 0,16 0,10 c Tabel 2. Tabel med konstanter til bestemmelse af benyttelsestiden for den udvekslede energi. 36

37 Appendiks D: Bestemmelse af tabstider Pu pu(vind) (kraftvarme) 0 0,1 0,3 0,5 0,7 0,9 1, A 0,97 0,99 1,06 0,74 0,36 0,38 0,48 0,48 0,44 B ,5-45, ,4 16,3 0,1 A 0,96 0,99 1,04 0,59 0,43 0,47 0,5 0,48 0,44 B ,4 25,5 0,3 A 0,89 0,93 0,87 0,65 0,64 0,63 0,59 0,49 0,43 B ,6 0,5 A 0,93 0,85 0,8 0,78 0,69 0,65 0,59 0,48 0,43 B ,3 51,3 0,7 A 0,63 0,62 0,43 0,32 0,32 0,35 0,45 0,45 0,41 B ,9 99,16 93,7 49,6-53,9-8,18 67,9 0,9 A 0,66 0,64 0,4 0,31 0,27 0,28 0,37 0,42 0,4 B ,4 24,8 76,5 1,2 A 0,81 0,76 0,52 0,43 0,37 0,36 0,39 0,4 0,39 B ,1 38,9 58, ,5 78,9 1,5 A 0,95 0,72 0,37 0,31 0,32 0,34 0,39 0,4 0,39 B ,48 19,8 73,9 3 A 0,59 0,56 0,41 0,3 0,25 0,22 0,21 0,28 0,34 B A 0,7 0,67 0,57 0,48 0,41 0,36 0,27 0,24 0,28 B Tabel 3. Tabel med konstanter til bestemmelse af tabstiden for den udvekslede energi. 37