Energinet.dk netdimensioneringsregler

Transkript

1 Til Arbejdsgruppen Kontaktpersonerne Fra Kopi 8. Udkast Til høring Energinet.dk netdimensioneringsregler Indholdsfortegnelse 1 Formål januar Grundprincipperne... 4 obg 2.1 Driftssituationerne Intakt net PC Ikke intakt net, planlagte afbrydelser PC Ikke intakt net, ikke planlagte mangler PC 2 og PC Ikke intakt net, akutte driftssituationer Fejltyperne Konsekvenserne A - Stabil drift, lokal konsekvens B - Kontrolleret drift, regionale konsekvenser C Ustabilitet og systemsammenbrud Danske præciseringer Fejlkombinationer Præcisering af rimeligt tænkelige driftsforhold Principper for nettilslutning til og udnyttelse af transmissionsnettet Nettilslutning og udnyttelse af samarbejdsforbindelser med naboområder Udbygning af samarbejdsforbindelser Nettilslutning og udnyttelse af systembærende enheder Systemdæmpning Nettilslutning og udnyttelse af havmølleparker Anvendelse af decentral produktion, aktiv effektregulering og reaktiv effektregulering Principper for differentieret forsyningssikkerhed Systemværn Samspil med underliggende net Reaktiv effekt Udvikling i kortslutningsniveau Trace forhold Driftsforhold generelt Anvendelse af tregreningspunkter i transmissionsnettet Udnyttelse af korttidsbelastningsevner Kabler /28

2 Energinet.dk Netdimensioneringsregler høringsudgave Luftledninger Transformere Kombination af deterministisk og probabilistisk planlægning Relæbeskyttelsespraksis og jordingspraksis Andre forhold Generelt om transmissionsnettet Energinet.dk vest Energinet.dk øst Definition forsyningssikkerhed samt beredskabsmæssige forhold Referenceliste Appendiks /28

3 Energinet.dk Netdimensioneringsregler høringsudgave 1 Formål Netdimensioneringsreglerne dækker såvel planlægning som teknisk udformning og sikrer sammenhæng med systemdrift og marked. Netdimensioneringsreglernes gyldighedsområde er transmissionsnettet i Danmark på 400 kv, 220 kv, 150 kv og 132 kv niveau. Netdimensioneringsreglerne skal sikre: At forbrugerne så vidt muligt til enhver tid kan være forsynet via de underliggende fordelingsnet og distributionsnet (en del af den samlede forsyningssikkerhed 1 ). At det danske elmarked fungerer (blandt andet at kraftværkernes produktion ikke indestænges samt at mulighederne for vedvarende energi fremmes). At det internationale elmarked fungerer (blandt andet at samarbejdsforbindelser kan udnyttes optimalt). At systemydelserne er til rådighed, når og hvor der er behov for dem. At der tages miljøhensyn (blandt andet ved minimering af landskabspåvirkning) og beredskabshensyn. At der ved dimensioneringen i de mange timer lægges vægt på økonomi og sikker drift og i de få timer med fejl lægges vægt på at begrænse fejlspredning og hurtig genetablering af forsyning. Prioriteten er: personsikkerhed, anlægssikkerhed, forsyningssikkerhed, forsyningsøkonomi. Netdimensioneringsreglerne er fælles / afstemt med Energinet.dk samarbejdspartnere (TSOerne), så man ikke eksporterer fejl, og de udgør sammen med driftspraksis og krav til anlægsudformning fundamentet for sikker, omkostningseffektiv og miljøvenlig elforsyning. Der lægges vægt på tæt samarbejde mellem transmissionsnetplanlægning og systemdrift. Reglerne er vejledende for fordelingsnettet på 60 kv, 50 kv og 30 kv niveau i det omfang, der er paralleldrift med transmissionsnettet. Forsyningsaspektet samt samspillet og koordineret udbygning mellem kv nettet og kv nettene er nærmere beskrevet i rapport fra DE. Ejergrænse, driftsledergrænse og rådighedsgrænse er ikke altid sammenfaldende. Behovet for transformering mod lavere spændingsniveauer bestemmes blandt andet af forhold i de underliggende net og planlægges derfor som en teknisk økonomisk optimering i samarbejde mellem systemansvar, transmissionsselskaber og netselskaber. Den samlede transformerbestykning fra 132 kv og 150 kv mod lavere spændingsniveau indgår i ansvaret for planlægning. Grænsefladen defineres derfor af rådighedsgrænsen for transmissionsnettet, hvor Energinet.dk har rådighed over 150 kv og 132 kv nettet til og med trans- 1 Forsyningssikkerhed er defineret i separat afsnit, som også uddyber beredskabshensyn. 3/28

4 Energinet.dk Netdimensioneringsregler høringsudgave formerne fra 150 kv og 132 kv til 60 kv, 50 kv, 30 kv og 10 kv eksklusive storkunders specialtransformere til 25 kv f.eks. Stålvalseværk og fjerntog. Det efterfølgende Afsnit 2 beskriver Nordels definitioner medens Afsnit 3 indeholder danske præciseringer af Nordel netdimensioneringsregler. 2 Grundprincipperne Energinet.dk anvender Nordels netdimensioneringsregler for overordnede forhold suppleret med interne mere detaljerede retningslinier. Netdimensioneringsreglerne beskriver sammenhængen mellem driftstilstand før fejl, et antal hændelser (fejl) og de tilladelige konsekvenser såvel statisk som dynamisk. Der tages hensyn til sandsynligheden for såvel mere og mindre kritiske driftssituationer som fejlenes alvor og hyppighed. Princippet illustreres af figur 1. Sandsynlighed Sandsynlighed Systemets stresningsgrad Driftsbetingelser før fejl (Drifttilstand) Konsekvenser efter fejl Alvorlighed Fejl Figur 1 Principiel sammenhæng mellem driftstilstand før fejl, fejltype og tilladte konsekvenser Konkret udmøntes det i figur 2 fra Nordels netdimensioneringsregler: (beskrivelsen er en oversættelse med fokus på danske forhold, afvigelser er ikke udtryk for at Nordels regler ikke overholdes. Såvel Nordels Grid Code (for planlægning, systemdrift og nettilslutning) som UCTEs regler fra driftshåndbøgerne skal overholdes. I enkelte tilfælde medfører det forskelle i dimensioneringen i øst og vest). 4/28

5 Energinet.dk Netdimensioneringsregler høringsudgave Forskellig stationskoncepter har ligeledes betydning for analysearbejdet og netdimensioneringen. Acceptable consequences A Stable operation, local consequences and limited intervention of system protection B Controlled operation, regional consequences C Instability and breakdown A/B Consequences in accordance with B for faults in previously weakened area, otherwise A. B/C Aim should be to limit the consequences according to B but for all faults this cannot be fulfilled 1 The operating situation has been adapted during 15 minutes after the fault by using the means available (disturbance reserves, etc.). Pre-Fault Conditions Alert-state Normal operation operation Grid intact Planned Spontaneous loss and maintenance adapted operation 1 No critical components out of operation Shunt or series component out of operation Shunt component out of operation Series component out of operation PC0 PC1 PC2 PC3 Exceeded transfer limits / insufficient reserves. Adapt operation by adjusting new transfer limits and / or activating reserves within max. 15 min. Disturbed operation Exceeded transfer limits and / or insufficient reserves Emergency operation Exceeded transfer limits and / or insufficient reserves Load shedding effected Fault groups N-1 faults Serious faults Single fault that does not affect series components FG1 Single fault that affects series components FG2 Uncommon single faults and special combinations of two faults FG3 Other combinatios of two faults caused by the same event FG4 Other multiple faults FG5 A B/C A A A A/B B/C B B B B C C C C C C Figur 2 Sammenhæng mellem driftstilstand før fejl, fejltype og tilladte konsekvenser B /C C Figur 2 stammer fra Nordels netdimensioneringsregler, som blev udviklet i 1972 og præciseret og ajourført i 1992 og i Dimensioneringsprincippet benævnes ofte N-1, men som det fremgår er det betydelig mere nuanceret. 2.1 Driftssituationerne Intakt net PC 0 Alle komponenter af betydning for den undersøgte hændelse skal være i drift svarende til normal drift. Alle idriftværende generatorer skal ligge i arbejdspunkter, som giver mulighed for spændingsregulering i begge retninger svarende til normal drift. Alle effektoverføringer skal ligge indenfor de kapacitetsgrænser, som er aftalt og stillet til rådighed for markedet. Forbrugsniveauet kan være såvel højlast som lavlast Ikke intakt net, planlagte afbrydelser PC 1 Den undersøgte komponent forudsættes ude af drift i udgangspunktet. Valg af forbrugsniveau og produktionsfordeling og udveksling med naboområder sker under hensyntagen til at planlagte revisionsarbejder ikke lægges under f.eks. vintermaksimalforbrug. Der tages udgangspunkt i de samme principper som 5/28

6 Energinet.dk Netdimensioneringsregler høringsudgave systemdriften anvender ved planlægning af revisionsarbejder for såvel net som kraftværker. Ved sjældnere mangel af flersystemledninger i forbindelse med revisions- og ombygningsarbejder vil det være nødvendigt at foretage en konkret vurdering af beregningsforudsætninger i samråd med systemdrift og marked Ikke intakt net, ikke planlagte mangler PC 2 og PC 3 Den undersøgte komponent forudsættes ude af drift som følge af en spontan hændelse. Driftssituationen i øvrigt forudsættes tilpasset så meget som det er muligt indenfor 15 minutter. Det vil sige tilpasning af produktion, udveksling og snitoverførsler ifølge gældende driftspraksis. Derefter testes nettet med de sædvanlige fejltyper Ikke intakt net, akutte driftssituationer De tre foregående driftssituationer er alle i kategorien normal drift. Inden den kontrollerede driftssituation beskrevet under kan forudsættes skal driftsvagten håndtere den akutte situation. Dette kan der ikke gives generelle korte beskrivelser af, der tages hensyn til det ved tæt dialog med systemdrift under planlægningsprocessen. Driftssituationerne illustreres af nedenstående figur 3. Operation condition Restoration Contingency situation operation Normal operation (New) reserves activated / Design contingency (N-1) transfer limits observed / to be adjusted within 15 minutes Alert-state operation (max. 15 minutes) Insufficient reserves after 15 min. Transfer limits exceeded Load shedding effected Further faults Restoration Emergency operation 15 min. Serious disturbance (>> design contingency) Figure 3. Scheme of operation conditions which occurs when operating the grid Figur 3 Driftssituationer og overgangsforløb 2.2 Fejltyperne Nordels definitioner på fejltyper opdelt i fem fejlgrupper FG1 til FG5 med stigende konsekvens og faldende sandsynlighed er gengivet i Bilag 1. Fejltyperne er i sin tid valgt ud fra fejlstatistikker og for at sikre en nødvendig styrke i nettet. Det forudsættes ved FG1 og FG2 at relæbeskyttelser fungerer selektivt og i øvrigt som planlagt. 6/28

7 Energinet.dk Netdimensioneringsregler høringsudgave For at begrænse antallet af analyser af fejlkombinationer gives i afsnit 3.1 et antal kombinationer, som er udvalgt baseret på hidtidige danske driftserfaringer. 2.3 Konsekvenserne Nordel definerer tre niveauer for tilladelige konsekvenser A - Stabil drift, lokal konsekvens Kun lokale konsekvenser accepteres. Bortset fra forbrugsudkobling og udkobling af produktion, som er nødvendig for bortkobling af fejlen kan begrænsede mængder af forbrug og produktion udkobles / reguleres ved hjælp af særlige systemværn (se afsnit 3.4). Efter fejlen kan det være nødvendigt for driftsvagten at tilpasse driftssituationen. Det skal være muligt at opretholde stabil drift med hensyn til transient, dynamisk og statisk stabilitet for både frekvens og spænding og fejlen må ikke føre til efterfølgende udkobling på grund af overbelastning af komponenter. Desuden skal såvel spænding som frekvens efter fejlen være acceptable for forbrugerne. Systemdæmpningen må ikke være en begrænsende faktor. Det skal tilstræbes at opretholde sammenkoblet drift, og planlagt sektionering må normalt ikke anvendes som metode for opretholdelse af stabilitet B - Kontrolleret drift, regionale konsekvenser Konsekvenserne skal være begrænsede og fortsat kontrolleret drift skal kunne opretholdes i størstedelen af det synkrone system. Kontrolleret tvangsmæssig udkobling af produktion og forbrug kan udføres. Udkobling af forbrug og produktion skal normalt være begrænset til det den region, hvor fejlen optrådte. Mindre netsammenbrud og sektioneringer accepteres forudsat de er begrænset til den region, hvor fejlen optrådte. Region betegner dele af det nationale net, som er afgrænset af snit eller af internationale samarbejdsforbindelser. Imidlertid kan det aftales, at forbrugsfrakobling kan udvides til andre dele af det nordiske system. Dette gælder f.eks. ved anvendelse af mere omfattende systemværn (se afsnit 3.4) C Ustabilitet og systemsammenbrud Ustabilitet accepteres. Netopdeling og store netsammenbrud kan finde sted i det Nordiske system eller det kontinentale system. Målet skal være at skabe en veldefineret driftssituation, hvorfra genopbygning kan ske. Det forudsættes, at driftsmæssige virkemidler forefindes til genopbygning til normalt driftssikkerhedsniveau. Det anbefales, at det i planlægningsfasen undersøges, om man med simple midler kan begrænse konsekvenserne i tilfælde af de meget sjældne og vanskelige fejlkombinationer. 3 Danske præciseringer Udover Nordels definitioner, som er beskrevet i afsnit 2 er der valgt et antal danske præciseringer målrettet mod det danske systems karakteristika og egenskaber. 7/28

8 Energinet.dk Netdimensioneringsregler høringsudgave Kvalitetskrav med hensyn til spændingsvariationer, frekvensvariationer, reaktive udvekslinger vurderes ved udarbejdelse af tekniske forskrifter for tilslutning til transmissionsnettet. Ved planlægningen tages der udgangspunkt i komponenternes overføringsevner, i henhold til den gældende belastningstabel baseret på de værdier, som driftsledelserne har fastsat for eksisterende anlæg. Ved udførelse af anlæg med flere seriekomponenter er reglen at delkomponenternes belastnings-tids karakteristik vælges så dyreste delkomponent begrænser. I den forbindelse tillægges tracerettighed for de omkostningseffektive luftledninger stor værdi. Dimensioneringsproces for elinfrastrukturprojekter Forudsætninger og rammer Lovgivning og krav fra myndigheder Krav fra naboområder Systemplan og langsigtet netstruktur Drifts- og markedsforhold Forbrug Produktion Udveksling Analyser og vurdering af alternativer Netdimensioneringsprincipper Forsynings- Netanalyser og sikkerhed identifikation af Marked flaskehalse Miljø Løsningsmuligheder. Kortsigtede / langsigtede og robuste Beslutningsfase med samlet vurdering af alternativer Samfundsøkonomi (Selskabsøkonomi) Business Case Valg af løsning Beslutning Scenarier Anlægsprojekt Figur 4 illustrerer hvorledes Netdimensioneringsprincipperne indgår i dimensioneringsprocessen. I Danmark vælges det, at systemværn udelukkende må anvendes til at forøge handelskapaciteten. Systemværn må ikke anvendes som middel til opretholdelse af forsyningssikkerhed. Detaljer i afsnit 3.4. Med lokal (afsnit 2.3.1) konsekvens menes en station. Nordels definition af region (afsnit 2.3.2) er et kompromis mellem landene. Ved region skelnes i Danmark mellem solidaritet i forbindelse med større netsammenbrud, hvor hele Jylland-Fyn er èn region og hele Sjælland med øer er èn region. I forsyningsmæssig henseende kan lokale netbegrænsninger betinge mindre regioner. Det karakteristiske transportmønster i Danmark vest er transporter mellem flere områder med forbrugscentre og produktion overlejret med nord-syd trans- 8/28

9 Energinet.dk Netdimensioneringsregler høringsudgave port fra udvekslinger på samarbejdsforbindelserne. I fremtiden overlejres effekttransporterne derudover fra decentral produktion og havmølleparker i vest til forbrugscentrene i øst og videre til Storebæltsforbindelsen. I Danmark øst er det karakteristiske transportmønster fra produktion til forbrugscentrum i hovedstadsområdet overlejret af nord-syd transport fra udvekslinger på samarbejdsforbindelser. Endvidere er der transport fra vindkraft i syd. Kondensværker i vest afvikles. Kraftvarmeværker i hovedstadsområdet er bygget. I fremtiden overlejres effekttransporten desuden med udveksling fra Storebæltsforbindelsen. 3.1 Fejlkombinationer Med revisionen af Nordels Netdimensioneringsregler i 1992 blev der lagt vægt på at analysere alvorligere kombinationer, eftersom det altid er kombinationer af hændelser, som fører til de store systemnedbrud. I den praktiske drift er forudsætningen intakt net heller ikke opfyldt i store dele af året på grund af revisioner i transmissionsnettet. Dette afsnittet beskriver en serie repræsentative kombinationer, hvis konsekvenser skal analyseres og vurderes i forbindelse med dimensionering af nettet. Forsyningen skal opretholdes ved et belastningsniveau på 90 % af årsmaksimum og samtidig mangel af to vilkårlige maskinenheder og et vilkårligt ledningssystem eller en vilkårlig transformer. (Tidligere C1 Eltra) Forsyningen skal opretholdes ved et belastningsniveau på 90 % af årsmaksimum og samtidig mangel af en vilkårlig maskinenhed og to vilkårlige systemer på en flersystemledning. (Tidligere C1 Eltra) Forsyningen skal opretholdes ved et belastningsniveau på 100 % af årsmaksimum og samtidig mangel af en vilkårlig maskinenhed og et vilkårligt ledningssystem eller en vilkårlig transformer. (Tidligere C2 Eltra) Produktionsapparat og udlandsforbindelser skal under rimeligt tænkelige driftsforhold kunne udnyttes ved mangel af ét vilkårligt ledningssystem eller én vilkårlig transformer. (Tidligere A Eltra). Disse kombinationer var tidligere udbygningsbestemmende. Nu skal alle forhold forsøges værdisat økonomisk ved udarbejdelsen af Business Case. I den forbindelse vurderes alternative løsninger. Konsekvenserne af at mangle et helt centralt kraftværk skal analyseres og vurderes. (Tidligere D Eltra og Elkraft). Konsekvenserne af at mangle al decentral produktion i et større område skal analyseres og vurderes. (Tidligere D Eltra og Elkraft). Konsekvenserne af at mangle flere ledningssystemer skal analyseres og vurderes (især relevant ved større ombygningsarbejder i nettet eller ved gravearbejder nær kabler) (Tidligere D Eltra og Elkraft) 9/28

10 Energinet.dk Netdimensioneringsregler høringsudgave Konsekvenserne af en langvarig skade på én fase for søkabler opbygget som tre enkeltlederkabler skal analyseres og vurderes som grundlag for eventuel udførelse med fire enfasekabler med omkoblingsanlæg. (Tidligere Elkraft). Konsekvenserne af et langvarigt transformerhavari og samtidig mangel af en ledning eller et kabel skal analyseres og vurderes. (Tidligere Elkraft). Konsekvenserne af svigt af koblingsafbryder i forbindelse med samleskinnefejl skal analyseres og vurderes. (Tidligere Elkraft). Denne formulering hænger sammen med den i Norden udbredte anvendelse af dobbelt-samleskinne konfiguration. Se FG2 type 2.3 i modsætning til FG4 type 4.5. Ved to-afbryder konfiguration er fejltypen ikke relevant. FG2 type 2.5 dækker HVDC monopol i konventionel udførelse samt HVDC-VSC. FG4 type 4.6 dækker HVDC bipol i konventionel udførelse. 3.2 Præcisering af rimeligt tænkelige driftsforhold Principperne for valg af forudsætningerne er forsøgt præciseret generelt. Det viser sig, at præcise detailforudsætninger er tilbøjelige til at afspejle et øjebliksbillede. Praksis er at forudsætningerne fastlægges ved udarbejdelsen og ajourføringen af scenarier/billeder i samråd med systemdrift- og markedsafdelinger. Valget af forbrugsniveau (makslast eller lavlast), produktionsforudsætninger og udvekslingsforudsætninger kan have afgørende betydning for beregningsresultaterne. Det kan vælges, at fortsætte med at definere forudsætningerne m.h.t. produktionsfordeling / effektbalance fra sag til sag rimeligt tænkelige driftsforhold eller at præcisere principperne for valg af forudsætninger på forhånd. Transmissionsnettets robusthed og overføringsevne undersøges med udgangspunkt i et antal repræsentative driftssituationer, der beskriver det mulige udfaldsrum for elforbrug, produktion samt udveksling via udlandsforbindelserne. Disse driftssituationer kaldes for billeder. Ved de udførte simuleringer kan belastningsforholdene for transmissionsnettet undersøges ved hjælp af Markeds-, Miljø- og Forsyningssikkerhedsbilleder: - Miljøbilleder repræsenterer de situationer, hvor den bundne produktion på de decentrale kraftvarmeværker og på vindmøllerne er stor i forhold til forbruget. Miljøbillederne er derfor situationer med stor bunden produktion og eloverskud lokalt eller i det samlede system. Det dimensionerende miljøbillede er en lavlastsituation, som repræsenterer eloverløbssituationer. - Markedsbillederne tager udgangspunkt i eksport- og importsituationer, bestemt af priserne i de omkringliggende områder, og viser behovet for udveksling set i forhold til markedet. Med markedsbillederne undersøges mulighederne for fuld udnyttelse af udlandsforbindelserne og centrale produktionsenheder. 10/28

11 Energinet.dk Netdimensioneringsregler høringsudgave - Forsyningssikkerhedsbillederne repræsenterer situationer med stort forbrug og store interne transporter i transmissionsnettet med henblik på at sikre forsyningen. De dimensionerende forsyningssikkerhedsbilleder er højlastsituationer med og uden produktion fra vindmøller. Undersøgelsen skal sikre tilstrækkelig overføringskapacitet i transmissionsnettet ved udfald af en ledning eller en transformer, så forsyningen af områder med produktionsmangel er sikret. Et billede er en sandsynlig driftssituation, der ved afprøvning med definerede dimensioneringsregler er grundlag for vurdering af behovet for udbygningen af transmissionsnettet. Efterhånden som decentral produktion kommer på markedsvilkår skal især forsyningssikkerhedsbilledet tilpasses. 3.3 Principper for nettilslutning til og udnyttelse af transmissionsnettet Generelt gælder at revisionsarbejder på kraftværker, samarbejdsforbindelser og de tilsluttede net koordineres tidsmæssigt i driftsplanlægningen og justeres i driftssituationen. I planlægningsfasen arbejdes der med repræsentative mangelsituationer Nettilslutning og udnyttelse af samarbejdsforbindelser med naboområder. Dimensioneringen af de to bagvedliggende net bør afstemmes således, at der er ensartet kvalitetsniveau i begge de tilsluttede net, således at brugen af samarbejdsforbindelsen ikke hovedsagelig bliver afhængig af forhold i det ene net. Disse forhold afklares i forbindelse med forhandlingerne om samarbejdsforbindelsen. Behovet for interne netforstærkninger belyses i interne business-cases, som forelægges beslutningstagerne i de respektive lande Udbygning af samarbejdsforbindelser Udbygning af samarbejdsforbindelser er altid et resultat af muligheden for økonomisk og driftsmæssig optimering baseret på systemernes behov og mulige ydelser. Hvis de samlede samfundsøkonomiske fordele gør anlægsinvesteringen (inklusive andel af interne netforstærkninger) rentabel foretages investeringen og deling af fordele og udgifter aftales mellem TSO erne og mellem relevante parter i hvert land. Strategiske overvejelser kan også indgå i beslutningsgrundlaget. Reinvestering i nedslidte systembærende enheder kan påvirkes enten via infrastruktur eller markedsdesign. Udbygning af samarbejdsforbindelser udover det, der umiddelbart er rentabelt kan bidrage til at undgå indespærring af kraftværker. Samarbejdsforbindelser kan benyttes til at købe effektsikkerhed og systemydelser i naboområdet. Omfangsrigt køb forudsætter langtidskontrakter samt stabile politiske forhold i lang tid. (Mindst svarende til byggetiden for erstatningskraftværker, men disse strategiske overvejelser er ikke yderligere behandlet i denne udredning ) 11/28

12 Energinet.dk Netdimensioneringsregler høringsudgave Nettilslutning og udnyttelse af systembærende enheder. Systembærende enheder bidrager med kortslutningseffekt, effektreserver herunder frekvensholdning, dynamisk spændingsstabilitet, reaktiv effektregulering og systeminerti på 400 kv, 150 kv og 132 kv niveau. (Systembærende enheder kan være kraftværker, eller andre komponenter f.eks. synkronkompensatorer og SVC anlæg.) Nettilslutningen skal ske således at udnyttelsen af den enkelte systembærende enhed sker på ikke-diskriminerende vilkår. Kravene står i de tekniske forskrifter. Markedsaktører skal sikres mulighed for økonomisk optimering med hensyn til udnyttelsen af systembærende enheder. Sandsynligheden for fejl på værket er ca. 10 til 20 gange større end fejl på tilslutningsforbindelsen. Ved enkeltstående værker kan der derfor anvendes maskinledninger uden reserve frem til det formaskede transmissionsnet. Ved kraftværker med flere blokke bør udfald af en netkomponent ikke medføre væsentlig reduktion af den samlede produktion. Kraftvarmelevering sker oftest i storbyer. Hvis kraftværket har speciel betydning for byens forsyningssikkerhed, kan der stilles skærpede krav til kraftværkets nettilslutning af hensyn til byens forsyningssikkerhed. Nettilslutningen må ikke begrænse kraftværkets mulighed for at bidrage til aktiv spændingsregulering i transmissionsnettet. Ved kraftværker med flere blokke bør kompounderingsgraden vælges koordineret, så blokkene arbejder optimalt sammen. Jo mere vindkraft og uregulerbar decentral produktion fortrænger produktion på systembærende enheder desto vigtigere bliver det, at enheder med gode reguleringsegenskaber har uhindret adgang til nettet. Mangel af en netkomponent i transmissionsnettet må derfor ikke betyde reduktion af udnyttelsen af den installerede effekt. Dette er en skærpelse i forhold til tidligere tider uden vindkraft og decentral produktion, hvor vægten lå på sikker forbindelse til grundlastværkerne med høj virkningsgrad. I dag skelnes der ikke mellem typerne, idet driften er reguleret af markedsvilkår for energi og systemydelser samt miljøregulering etc Systemdæmpning Der er ikke defineret specifikke krav til tidskonstanter for dæmpning af hurtige systemsvingninger (pendlinger). Det er indlysende, at det ikke er tilstrækkeligt kun at bevare stabiliteten ved første sving. Tilsvarende må uundgåelige tilfældige påvirkninger af systemet ikke kunne udvikle sig til pendlinger. Dette kan ikke løses af den enkelte TSO, men skal løses i internationalt samarbejde mellem TSOer i et synkronområde. De nordiske TSOer gør dette. Midlerne til forbedring af dæmpning kan være kraftværkernes regulerings-systemer (indstilling af power system stabiliser), indstilling af HVDC-forbindelser og / eller anvendelse af styrbare reaktive komponenter. 12/28

13 Energinet.dk Netdimensioneringsregler høringsudgave UCTE nævner krav i Operational Security P3 side 14 og 15. Her nævnes dog kun som krav at power system stabiliser skal være installeret og at den enkelte TSO skal sørge for indstillingen Nettilslutning og udnyttelse af havmølleparker. Tilslutningforbindelse Maskinledning Eltransmissionsnettet Park A ~ Park B ~ Park C ~ Havmølleparker Figur 5 illustrerer begreberne: tilslutningsforbindelse, maskinledning og eltransmissionsnettet. Der kan være transformering mellem spændingsniveauerne flere steder på figuren og ilandføringskabel kan udføres både som AC og HVDC. Havmølleparkernes effektværdi for systemet og opreguleringsmulighed er begrænset, det medfører at tilslutningsforbindelse og maskinledning ikke dimensioneres med redundans for netfejl. Når mængden af havmølleparker bag en ledningsforbindelse overstiger det dimensionerende effektbortfald for systemet, skal transmissionsnettet forstærkes eller nye havmølleparker skal tilsluttes en anden netforbindelse. Sålænge 400 kv transmissionsnettet ikke har opnået ringstruktur kan grene i transmissionsnettet have karakter af maskinledning i en årrække. I tilfælde hvor Energinet.dk pålægges erstatningpligt for tabt produktion fra en havmøllepark i tilfælde af begrænsninger i transmissionsnettet vil dette påvirke business case i retning af et stærkere transmissionsnet, end påkrævet ud fra teknisk økonomiske argumenter. Valget af mulig løsning: a) produktionsbegrænsning med / uden erstatning, b) systemværn eller c) netforstærkning afhænger således af en kvantificering af behovet for nedregulering og dermed værdi af tabt produktion Anvendelse af decentral produktion, aktiv effektregulering og reaktiv effektregulering. Decentral produktion er normalt tilsluttet spændingsniveauer under 132 kv og 150 kv. Udnyttelsen af systemydelser fra decentral produktion skal ske på ikke diskriminerende vilkår, men den systemmæssige værdi af systemydelserne er ikke ens på de forskellige spændingsniveauer. Decentral kraftvarmeproduktion indgår i vurderingen af et områdes forsyningssikkerhed i det omfang lagerkapacitet for varmelevering ikke 13/28

14 Energinet.dk Netdimensioneringsregler høringsudgave begrænser anlæggets praktiske drift. Vindkraftproduktion indregnes ikke i vurderingen af et områdes forsyningssikkerhed. Ved mangel af den mest kritiske netkomponent accepteres det, at der kan være produktionsbegrænsninger på de decentrale værker og vindmøller. Det er ønskværdigt, at de decentrale værker indgår i systemets effektregulering (regulerkraftmarked), men transmissionsnettet og distributionsnettet forstærkes ikke for at kunne opnå det på alle tidspunkter herunder ved netmangel. Da varmeakkumulatorer kan begrænse driften ville det betyde overinvestering i nettet. Det er ligeledes ønskværdigt, at decentral produktion deltager aktivt til spændingsregulering på tidspunkter, hvor anlægget af andre årsager er i drift. Decentrale værker skal normalt ikke levere eller optage reaktiv effekt og kan i dag ikke pålægges drift af hensyn til spændingsregulering. Spændingsniveauet i det underliggende net fastlægges med viklingskoblerne og de reaktive passive komponenter. Dette styres normalt fra de regionale kontrolrum. Nye typer vindkraft med konvertertilslutning kan levere spændingsregulering også når det ikke blæser. Alle decentrale værker og vindmøller skal overholde tilslutningsbetingelserne beskrevet i de tekniske forskrifter Principper for differentieret forsyningssikkerhed I Danmark er der betydelig forskelle i forbrugstætheden MW/km 2. Det har betydning for netdimensioneringen, idet forbrugstætheden i visse områder er så stor, at mellemspændingsniveauet kv springes over. Med reserve i de underliggende net tænkes både på netreserver og stationsreserver. Se nærmere i Dansk Energi s baggrundsrapport kv kontra kv net. Anvendelse af stikstationer kan ske i det omfang, der er reserve i de underliggende net. (En stikstation er en ensidigt forsynet station.) Når det ikke er tilfældet, bør der være tosidet forsyning fra transmissionsnettet til området inklusive reservetransformer. Ved maksimalt forbrug i et delområde over størrelsesorden ca. 100 MW skal behovet for tresidet forsyning fra transmissionsnettet analyseres. Sidstnævnte af hensyn til muligheden for udkobling af en transmissionsforbindelse. Udfald af en tilbageværende transmissionsforbindelse bør ikke bringe forsyningen i fare. Muligheden for driftsmæssige omlægninger og dermed udnyttelse af netreserver i de underliggende net indregnes. Muligheden for levering fra kraftværker i området indregnes også i vurderingen. Kabler og luftledninger har forskellige karakteristika på en række områder. I denne forbindelse er korttidsbelastning (se afsnit 3.11), fejlhyppighed, fejlfinding, reparationstid og renoveringsbehov væsentlige. Luftledninger har typisk fejl på grund af lyn, piskning, islast, fugle, overslag til træer, overslag på grund af salt, i sjældne tilfælde kraner og entreprenørmaskiner. Kabler har typisk fejl på grund af overslag i defekt muffe eller fordi en gravemaskine beskadiger kablet. Det er meget sjældent selve isola- 14/28

15 Energinet.dk Netdimensioneringsregler høringsudgave tionen i kablet, der er nedbrudt. Jo længere delstrækninger og færre muffer desto færre fejl. For søkabler er skader forårsaget af anker og bundslæbende fiskeriredskaber også aktuelle. Fejlfinding er væsentlig mere tidskrævende på kabler end på luftledninger. Reparationstiden for kabler er længere end for luftledninger. Renoveringsbehovet og vedligeholdelsesarbejdet for kabler er mindre end for luftledninger. Samlet set er der ikke i det tilgængelige rådighedsstatistikmateriale baggrund for at kræve en højere grad af reserveforsyning i kabelnetstruktur end i luftledningsnetstruktur. 3.4 Systemværn I Danmark vælges det, at systemværn udelukkende må anvendes til at forøge udnyttelsen af samarbejdsforbindelser og produktionsapparatet. Systemværn må ikke anvendes som et alternativ til netudbygninger i relation til opretholdelse af regionalt og lokalt forbrug. Nordel har siden 1992 under nærmere definerede forudsætninger accepteret anvendelse af systemværn som erstatning for netforstærkning. Anvendelse af systemværn forudsætter omfattende analyser af fejlkombinationer. (Eltras hidtidige retningslinier er gennemgået og fundet helt dækket af Nordels retningslinier, som derudover præciserer krav til design. UCTE Operation Handbook, Operation Security, Policy 3, Del A C1-C1.1 beskriver også systemværn.) Den følgende beskrivelse af anvendelse af systemværn er i overensstemmelse med Nordels retningslinier for anvendelse og design af systemværn, dog er designkrav til systemværn skærpet for at undgå uønskede konsekvenser. Den gældende nordiske Systemdriftsaftale og Grid Code for Planning har et detaljeret bilag om krav til udformning af og anvendelse af systemværn, som gengives i nedenstående forkortede oversættelse fra hjemmesiden i kursiv. Systemværn Systemværn er en automatisk systembeskyttelse for kraftsystemet. Systemværn kan f.ex. anvendes til at begrænse konsekvenserne ved fejl ved at udkoble produktion for at kompensere den fejlbehæftede komponent og forhindre at overbelastning opstår. Systemværn kan også anvendes til at forøge overføringsevnen på overføringsnettet uden samtidigt forøge risikoen for forringet driftsikkerhed. Systemværn benævnedes tidligere netværn. For systemværn kræves en pålidelighed, som ligger på niveau med primære anlægsbeskyttelser. For systemværn som anvendes for at begrænse konsekvenserne til niveau A *) kræves følgende: Uønsket funktion af systemværn får 15/28

16 Energinet.dk Netdimensioneringsregler høringsudgave ikke give større konsekvenser end enkelfejl. Udebleven funktion må højst medføre konsekvenser svarende til niveau B * 2 ). Systemværn anvendes til at begrænse konsekvenserne af fejl udover frakobling af fejlbehæftet anlægsdel. Systemværn kan have til formål at forøge driftsikkerheden, forøge overføringskapaciteten eller en kombination af disse. For de systemværn som anvendes til at forøge overføringskapaciteten stilles krav, som er nærmere beskrevet i appendiks 2 Beskyttelse, som også beskriver skærpelsen. 3.5 Samspil med underliggende net Dimensionering og planlægning af 60 kv og 50 kv nettene er i det væsentlige bestemt af forholdene i de underliggende 10 kv net og varetages derfor suverænt af netselskaberne. På enkelte områder er der tætte koblinger til transmissionsplanlægningen som f.eks. fremskaffelse af tracé til 400 kv luftledning, restrukturering og sanering, optimal placering af reaktive komponenter, forbindelse mellem decentral produktion og transmissionsnettet, Endvidere kan der transformeres direkte fra 150 kv eller 132 kv til 10 kv hvor forbrugskoncentrationen eller forbrugsudviklingen er stor, hvor der er koncentreret produktion eller hvor en 132 kv / 150 kv forbindelse forløber tæt forbi en større station. I disse tilfælde er tæt samarbejde mellem planlægning af 400 kv nettet og 132 kv og 150 kv nettet samt i en vis grad 50 kv og 60 kv nettene af stor betydning. Vest Normal spændinger i Danmark Øst ~ ~ 400 kv (maks. 420 kv/min 360 kv) 400 kv (Maks. 420 kv/min 360 kv) 150 kv (Maks. 170 kv/min 146 kv) 132 kv (Maks. 145 kv/min 125 kv) 60 kv (Maks. 66 kv/min 57 kv) 50 kv (Maks. 55 kv/min 47,5 kv) 2 *) Jf. Nordel Netdimensioneringsreglers skema om sammenhæng hændelse - konsekvens. 16/28

17 Energinet.dk Netdimensioneringsregler høringsudgave Nominel spænding Nedre spænding Nedre fuldlast spænding Normalspændingsområde Tilstræbt nedre drifts spænding Tilstræbt øvre drifts spænding Øvre fuldlast spænding Maksimal drifts spænding kv kv kv kv kv kv kv 400 vest øst Normalspændingsområdet er grundlag for anlægsspecifikation og stiller krav til blandt andet viklingskoblerne på transformerne til underliggende net. I regi af Dansk Energi er der arbejdet en redegørelse om udbygning på kv kontra kv niveau med udgangspunkt i forsyningen af de underliggende distributionsnet. Valget af spændingsniveau er naturligvis blandt andet afhængig af forbrugstætheden i det konkrete område. En afgørende faktor er også ledningsnettets alder, hvor ledningsejerne skal træffe beslutninger om fortsat vedligeholdelse / omfattende renoveringer eller demontering i forbindelse med enten skift til et højere spændingsniveau eller kabellægning i forbindelse med sanering ved fremføring af 400 kv luftledninger. Der er ikke konstateret modstrid mellem nærværende dimensioneringsprincipper og overvejelserne hos Dansk Energi. I forbindelse med udarbejdelse af teknisk forskrift for nettilslutning til transmissionsnettet skal der dels beskrives vilkår for tilslutning og dels hvilke egenskaber de underliggende net kan forudsætte opfyldt fra transmissionsnettets side. (Netstyrke (grænser for variation i kortslutningsniveau), spændingskvalitet, frekvenskvalitet, afbrydelseshyppighed). 3.6 Reaktiv effekt I et vekselstrømsnet er optimering af reaktive effektforhold af afgørende betydning for driftssikkerheden. Levering og absorption af reaktiv effekt var tidligere en naturlig del af de systembærende enheders ydelser. Evnen til levering og absorption er sikret via tilslutningsbetingelserne for produktionsanlæg, men jo mere de systembærende enheder fortrænges energimæssigt af vindkraft og decentral produktion desto mere bliver dynamisk reaktiv effekt en systemydelse, som ubetinget skal erstattes. Investering i netkomponenter kan være et alternativ til levering fra systembærende enheder. Emnet optimering af reaktiv effekt er behandlet nærmere i separat appendiks. 3 Teknisk forskrift for termiske kraftværksenheder over 1,5 MW indeholder også Øvre spænding, som er højere af hensyn til kortvarige høje spændinger ved retablering efter dødt net. For netkomponenter som kabler og transformere skal IEC spændingsgrænserne overholdes. Fuldlastspændingerne svarer også til den tekniske forskrift for kraftværker. 4 Tal ifølge Systemdriftsaftale 2006 bilag 7.6. For enkelte ældre komponenter skal der tages særlige hensyn, så restlevetiden ikke forkortes uhensigtsmæssigt. 17/28

18 Energinet.dk Netdimensioneringsregler høringsudgave Grundlæggende er de tekniske dimensioneringsprincipper for reaktiv effekt ens for øst og vest. Reaktiv effekt er ikke egnet til transport i større mængder og over længere afstande i transmissionsnettet eftersom dette ofte vil kræve et uhensigtsmæssigt spændingsprofil og er forbundet med forøgede nettab. Ligeledes er reaktiv effekt ikke egnet til at flytte i større mængder gennem transformere mellem de enkelte spændingsniveauer. Principielt bør de enkelte spændingsniveauer være i balance. En mindre flytning mellem spændingsniveauerne er dog uproblematisk. Principperne, som er mere udførligt beskrevet i Appendiks 1, er: - Den installerede mængde kondensatorbatterier skal kunne sikre, at systembærende enheder kan drives i et arbejdspunkt, hvor de såvel før som efter en fejl kan levere de reaktive effektmængder, som er påkrævede for at opretholde driftsoptimale spændinger i nettet. - Transmissionsnettets reaktive ressourcer må ikke begrænse markedets udnyttelse af udlandsforbindelserne. - Størrelsen af de reaktive komponenter skal vælges i forhold til det lokale fejlstrømsniveau, så forbrugerne ikke generes af spændingsspring ved daglige koblinger. - Gældende spændingsgrænser jf. driftsinstrukserne skal overholdes. - I planlægningsfasen afprøves nettet med en række fejltyper i gruppen FG1 og FG2. Generatorerne må ikke forudsættes at optage MVar fra nettet. - Da overspændinger i nettet kan medføre materiel ødelæggelse, vurderes reaktorbehovet endvidere i forbindelse med fejltyper, der er værre end de dimensionerende FG1 og FG2 med hensyn til uønskede spændingsstigninger. I disse tilfælde lægges der vægt på, at materiellet ikke udsættes for ødelæggende påvirkninger, men kan idrifttages umiddelbart, således at afbrydelser / udkoblinger bliver så kortvarige som muligt. - Længere 400 kv kabelforbindelser kompenseres med fasttilkoblede reaktorer som anlægsbeskyttelse mod overspændinger. Længere kabelforbindelser på lavere spændingsniveauer kan kompenseres med fasttilkoblede reaktorer. - Vedrørende dynamisk reaktiv spændingsstyring henvises til Appendiks 1. Øst har oplevet flere tilfælde af frekvensaflastning sammen med det sydlige Sverige, hvilket har betydet at dimensioneringen og anvendelsen af den reaktive effekt tager hensyn til op til 50 % aflastning. I det store UCTE system sker der meget sjældent frekvensaflastning ud over de første trin. Vest har derfor ikke frekvensaflastning som en vigtig del af dimensioneringen af den reaktive effekt. Vedrørende automatisk indkobling af reaktorer og forholdene ved 50 % frekvensaflastning i østdanmark henvises til Appendiks Udvikling i kortslutningsniveau Energinet.dk har ansvaret for løbende undersøgelse af udviklingen i kortslutningsniveau på tværs af ejergrænser og driftsledergrænser. Årsager til ændring kan være forhold i naboområder, ændring i produktionsapparat og udbygning af transmissionsnettet. Energinet.dk udarbejder dokumentation for udviklingen af kortslutningsniveauet i transmissionsnettet. Dette arbejde er baseret på veldefinerede randbetingelser 18/28

19 Energinet.dk Netdimensioneringsregler høringsudgave for bl.a. kortslutningsniveauet i naboområderne samt til antallet og fordelingen af systembærende enheder. Overskridelse af de maksimale fejlstrømsniveauer skal undgås ved en kombination af netudformning, jordingspraksis samt ved hensigtsmæssig valg af netkomponenter. Energinet.dk's overordnede netplanlægning skal sikre det fælles grundlag for driftsledernes og anlægsejernes dispositioner. Underskridelse af de lave fejlstrømsniveauer har konsekvenser for visse anlægsbeskyttelser, kan medføre øget risiko for kommuteringsfejl for HVDC-anlæg samt give anledning til spændingsdyk under koblinger med reaktive komponeter i transmissionsnettet. Den minimale kortslutningseffekt er afgørende for indstilling af samleskinnebeskyttelser og liniebeskyttelser og kan have konsekvenser for de underliggende spændingsniveauer. Mulige foranstaltninger kan være etablering af synkronkompensatorer og tvangskørsel med systembærende enheder. Den overordnede netplanlægning skal sørge for, at det maksimale kortslutningsniveau på 40 ka på 400 kv, 220 kv, 150 kv og 132 kv ikke overskrides. Anlægsejerne skal sørge for at egne anlæg kan leve op til de aktuelle kortslutningsniveauer på stedet. Driftslederen har ifølge Stærkstrømsbekendtgørelsen ansvaret for at det sker. 3.8 Trace forhold Landskabspåvirkning med luftledninger er uønsket af samfundet. Det betyder, at fremføring af nye luftledninger så vidt muligt sker i eksisterende luftledningstraceer og med krav om reduktion af den samlede luftledningslængde, som beskrevet i Miljøministeriets Principper for etablering og sanering af højspændingsanlæg fra Rapporten med senere ajourføringer udgør den nugældende ramme for anvendelse af luftledninger og kabler. Gældende statslige retningslinier for etablering og sanering af højspændingsanlæg af 21. juni Miljøministeriet er planmyndighed og fastsætter retningslinierne. Fremføring af nye 400 kv luftledninger vil derfor som regel inddrage andre ledningsejeres net. Det er derfor nødvendigt at aftale vilkår for, hvorledes der kan disponeres i forbindelse med opnåelse af myndighedsgodkendelser og aftale en betalingsdeling som kompenserer ledningsejeren, idet der tages hensyn til, hvornår ledningsejeren af andre årsager ville have f.eks. kabellagt anlægget. (Det emne tages op i fase 3 af dette arbejde.) På grund af vanskelighederne med at skaffe nye traceer fokuseres der på udbygning med flersystemmaster, som i nogle tilfælde bærer to 400 kv systemer i andre tilfælde bærer et 400 kv og et 132 kv system eller et 400 kv og et eller to 150 kv system(er). Valget afhænger af de konkrete behov. Anvendelse af flersystemledninger i planlægningsfasen forudsætter fokus på regional og lokal forsyningssikkerhed og kan medføre, at markedet ikke kan faciliteres fuldt ud. Det kan også medføre konsekvenser på 132 kv og 150 kv niveau. 19/28

20 Energinet.dk Netdimensioneringsregler høringsudgave Et-systemledninger er ud fra beredskab og systemdrift hensyn bedst, men flere et-systemledninger påvirker landskabet mere end flersystemledninger. Da jordingsforholdene de fleste steder i Danmark er gode, er to-systemledninger bedre end en et-system-ledning, men naturligvis ikke så god som to uafhængige et-systemledninger. (Ved dårlig jording spredes fejl fra et system til det andet.) Tre-system-luftledninger (400 kv + 2 * 150 kv) udgør en særlig udfordring i forbindelse med revisionsarbejder for såvel drift som marked. For tætte traceer kan ligeledes betyde driftsmæssige bindinger. De drifts-, beredskabs- og markedsmæssige konsekvenser af sådanne anlægsudførelser kvantificeres i forbindelse med valg af teknisk løsning. I planlægningen kan kombineret fremføring anvendes, hvor der indenfor en kortere årrække på f.eks år ikke forudses behov for yderligere kapacitet eller det er nødvendigt for at opnå tracé. Der er opbakning til at tage større hensyn til miljøet blandt andet landskabet herunder at anvende større investeringer end det selskabsmæssigt optimale. Der er ikke grundlag for en generel stillingtagen til anvendelse af 2 eller 3 systemledninger. 3.9 Driftsforhold generelt Energinet.dk's overordnede netplanlægning skal blandt andet tage hensyn til driftspraksis og resultatet af netplanlægningen udgør grundlaget for den fremtidige drift, hvilket understreger betydningen af tæt dialog mellem netplanlægning og systemdrift. Planlægningen må ikke på forhånd inddrage for mange af systemdriftens virkemidler i basisplanlægningen. Netplanlægningen sker i tæt samarbejde med transmissions- og netselskabernes planlægning. En særlig udfordring er at 400 kv, 150 kv og 132 kv luftledningsnettet har opnået en alder, hvor omfattende afbrydelseskrævende renoveringsarbejder kan forudses indenfor en kortere årrække. Planlægningen skal sikre, at forsyningssikkerheden opretholdes under de nødvendige afbrydelser, mens begrænsninger i markedet kan accepteres. Revisions- og afbrydelsesplanlægningen sker i systemdriftsafdelingen og koordineres med revisionsplanlægningen hos nabo-tso er og kraftværkernes samt transmissions- og netselskabernes revisionsplaner. Gennem udarbejdelse af belastningstabeller skal netplanlægningen have kendskab til driftsledernes aktuelle retningslinier for tidsbegrænset belastning af komponenterne, så beslutningsgrundlaget er så velfunderet i organisationen, som muligt. De omfattende driftsforstyrrelser sker sjældent og næsten aldrig på det værst tænkelige tidspunkt, men de er oftest resultatet af at flere uheldige faktorer spiller sammen. F.eks. en fejl i nettet, en fejlfungerende komponent og en menneskelig fejl. Dette skyldes den hidtidige planlægning baseret på mangel af én komponent. Det er derfor af stor betydning at situationer, som var nærved 20/28

21 Energinet.dk Netdimensioneringsregler høringsudgave at gå galt registreres systematisk og analyseres med henblik på at undgå gentagelse samt som grundlag for revision af dimensioneringsreglerne Anvendelse af tregreningspunkter i transmissionsnettet Tregreningspunkter kan kun anvendes i transmissionsnettet som provisoriske tidsbegrænsede driftsmæssige foranstaltninger. Relæbeskyttelsen af tregreningspunkter lever ikke op til de krav, som stilles til permanente netkomponenter i transmissionsnettet med hensyn til sikkerhed, selektivitet og redundans. Tregreningspunkter forudsætter differentialbeskyttelse, som er meget kritisk i forhold til sikre højkvalitetskommunikationskanaler. Driftserfaringerne med T-afgreninger er generelt ikke gode. Den tekniske løsning, herunder relæbeskyttelsen, er kompliceret, hvilket bidrager til en kompliceret kontrolrumshåndtering i forbindelse med fejl og revisioner med øget risiko for driftsforstyrrelser til følge. Efter en konkret afvejning af økonomiske, driftsmæssige og forsyningssikkerhedsmæssige forhold kan forenklede stationer til forsyning eller produktion tilkobles på 132 kv eller 150 kv niveau forudsat transmissionsselskabet kan påvise, at transmissionsnettets rådighed ikke forringes nævneværdigt Udnyttelse af korttidsbelastningsevner Luftledninger, kabler og transformere har væsentlig forskellige egenskaber med hensyn til afkøling og termiske tidskonstanter Kabler Efter en længere driftsperiode med en cyklisk eller konstant belastning, der er mindre end kablets referenceoverføringsevne, vil der være mulighed for i et kortere tidsrum at belaste kablet med en belastningsstrøm, der er større end referenceoverføringsevnen. Ved dimensionering af kabelanlæg seriekoblede med luftledninger anvendes begrebet termisk ækvivalent korttidsbelastningsevne. Princippet for anvendelse af PEX-kablers korttidsbelastningsevne fremgår af figuren. 21/28

22 Energinet.dk Netdimensioneringsregler høringsudgave Belastning Korttidsbelastning Korttidsbelastningsevne Referenceværdi Aktuel belastning Forudgående belastning Korttidsbelastningens varighed Tid Med hensyn til konkrete forudsætninger og definitioner se nærmere i Planlægningsmanual for 400 kv & 150 kv PEX-kabelanlæg appendiks 4. Planlægningsmanualen er baseret på et udredningsarbejde udført af de jysk-fynske transmissionsselskaber omkring anvendelse af PEX-kabler. Specielt ved søkabler skal der i planlægningsfasen tages hensyn til, at reparation efter fejl kan være stærkt afhængige af meteorologiske forhold, således at en reparation under ugunstige forhold kan tage flere måneder Luftledninger I modsætning til kabler, som udformes med termisk veldefinerede omgivelser, er opvarmning og afkøling af luftledninger afhængig af klimatiske forhold som sol, lufttemperatur og vind. Tidskonstanten for opvarmning er væsentlig kortere for luftledninger typisk størrelsesorden 10 minutter og kan derfor ikke udnyttes i planlægningen. Det kritiske er nedhængsforøgelsen ved opvarmning idet Stærkstrømsbekendtgørelsens bestemmelser om sikkerhedsafstandene til jord skal overholdes af hensyn til personsikkerhed. Hvis ledertemperaturen overstiger typisk 105 C smelter fedtet, som udgør korrosionsbeskyttelse for stålkernen inde i alluminiumet. Overskrides dette medfører det fremskreden korrosion og dermed reduceret levetid og fremskyndet udskiftning. I driftssituationer med vind øges luftledningernes afkøling og dermed belastningsevne. Med hensyn til luftledningers belastningsevne henvises derfor til de belastningstabeller, som de enkelte driftsledere har udarbejdet og som tager udgangspunkt i de enkelte ledningers konstruktion. 22/28

23 Energinet.dk Netdimensioneringsregler høringsudgave Transformere Transformere har typisk en meget lang tidskonstant for opvarmning og er derfor robuste komponenter i systemdriften. Et levetidsforbrug på 24 timer pr. time ved tidsbegrænsede forbigående belastninger vil normalt være fuldt acceptabelt. Transformere er robuste overfor opvarmning som følge af overstrømme, men temperaturen i hot spot får større konsekvenser ved højere fugtindhold, og fugtindholdet stiger jo ældre transformeren bliver. Driftsmæssig udnyttelse af korttidsbelastningsevnen kræver, at der tages hensyn til den konkrete konstruktion. Konstruktioner med naturlig oliecirkulation og naturlig luftcirkulation (ONAN) er de mest robuste, men anvendes mest til mindre transformere på distributionsniveau. Ved større transformere til transmissionsniveau anvendes forceret oliecirkulation og forceret luftcirkulation (OFAF), men der er mange variationsmuligheder. Anvendelse af forceret køling betyder bedre udnyttelse af materialerne, men betyder også at stationens egetforsyningssystem bliver kritisk for transformerens brug. Dette er særlig vigtigt, når genopbygning af elsystemet efter systemsammenbrud planlægges. Ved tilslutning af transformere med kabel er princippet, at belastnings-tidskarakteristik for delkomponenter skal vælges, således at dyreste delkomponete begrænser, meget væsentligt. Transformere er ikke robuste overfor opvarmning som følge af overspændinger. Dette skyldes jernets ulineære magnetiseringskarakteristik. Overmagnetisering kan føre til jernbrand. Den øvre grænse er typisk 105 % af mærkeinduktion. Transformerens magnetiske konstruktion giver en absolut øvre grænse, som kan ligge på en faktor typisk 1,3 til 1,5 strømværdi på grund af spredningsfeltet om viklingen. Ved udarbejdelse af driftsinstrukser er det derfor meget væsentligt, at den enkelte transformers prøveprotokol lægges til grund. Ved transformerhavari skal transformeren typisk transporteres til fabrikken for at blive åbnet og undersøgt / repareret under kontrollerede forhold. Det betyder at et transformerhavari ofte kan tage mere end ¾ år Kombination af deterministisk og probabilistisk planlægning Nordels planlægningsregler er deterministiske og kan ikke undværes bl.a. ved analyser af dynamiske og transiente forløb. Probabilistiske metoder giver udover påpegning af svage steder i nettet også varigheden af konstaterede netbegrænsninger. Ligeledes kan Probabilistiske metoder anvendes til vurdering af forsyningsssikkerheden, herunder kvantificering af de samfundsøkonomiske konsekvenser ved valg af teknisk løsning. Detaljer vedr. analyserne er beskrevet nærmere i appendiks Relæbeskyttelsespraksis og jordingspraksis De overordnede principper med betydning for systemdriften på tværs af driftsledergrænser og ejergrænser sikrer et ensartet landsdækkende kvalitetsniveau. Planlægningen tager udgangspunkt i at alle netkomponenter i transmissionsnettet er beskyttet med mindst to fuldgode relæbeskyttelser baseret på forskellige måleprincipper. Der skal være fuld selektivitet ved begge beskyttelsessystemer 23/28

24 Energinet.dk Netdimensioneringsregler høringsudgave (for såvel trin 1 som trin 2) samt relæsammenkobling. Selektiviteten skal dokumenteres ved selektivitetsplaner, som også omfatter selektivitet i forhold til tilknyttede net (nabosystems net, underliggende net, kraftværker, HVDC forbindelser). Den til Sikkerhedstyrelsen anmeldte driftsleder har ansvaret for relæbeskyttelse og jording, men driftslederen kan delegere til linieorganisationerne for anlægsudformning og drift og vedligehold. I det fysiske net er der gensidige koblinger på tværs af selskabsgrænser, driftsledergrænser og spændingsnivauer. Ifølge Stærkstrømsbekendtgørelsen skal grænsefladen aftales mellem driftslederne. Energinet.dk bistår med analyser af jording i det samlede system. Detailbeskrivelse og koordinering af relæbeskyttelser i de samkørende 400 kv, 220 kv og 150 kv / 132 kv net bør overlades til specialister. Den arbejdsgruppe, som har udarbejdet principper for 400 kv niveauet udvides med 132 kv og 150 kv relæspecialister, så hele transmissionsniveauet bliver dækket. Praksis for anvendelse af automatisk genindkobling er forskellig øst og vest for Storebælt. Der anvendes enfaset ud- og genindkobling på enfasede fejl i hele 400 kv nettet. Ved flerfasede fejl i 400 kv nettet spærres genindkobling. Vest anvender enfaset ud- og genindkobling ved enfasede fejl i 150 kv nettet, trefaset ud og genindkobling ved to og trefasede fejl i 150 kv nettet. Øst anvender trefaset ud- og genindkobling på enfasede fejl i 132 kv luftledningsnettet. Ved flerfasede fejl spærres genindkobling. Genindkobling anvendes ikke på rene kabelstrækninger. Begrundelsen er at langt de fleste enfasede fejl i luftledningsnettet er forbigående (lyn og fugle) og at påvirkningen på kraftværkerne er væsentlig større ved genindkobling på vedvarende flerfasede fejl. Endvidere skal relæbeskyttelserne i øst afstemmes med Svenske relæbeskyttelser, mens relæbeskyttelserne i vest skal afstemmes med Tyske relæbeskyttelser. Jordingspraksis for 400 kv, 150 kv og 132 kv nettene er effektiv jording men udført forskelligt i øst og vest. På grund af forskellig udformning og den store mængde transformere tilsluttet 132 kv og 150 kv vil jordingspraksis forblive forskellig i øst og vest. Ændring af praksis ville derfor kræve betydelige investeringer hos mange transmissionsselskaber. Stærkstrømsbekendtgørelsens krav til et effektivt jordet net er, at jordfejlsfaktoren skal være mindre end 1,4. Det vil sige, at ved en jordfejl må spændingen på de "raske" faser ikke overstige 1,4 gange fasespændingen før jordfejlen. Operationelt skal to krav være opfyldt: X 0 /X 1 < 3 (især luftledningsnet) R 0 /X 1 < 1 (især kabelnet) I Energinet.dk øst er 132/50 kv transformerne købt med fuld stjernepunkts isolation. Enkelte ældre transformere skal være jordet, alle 132/10 kv transformere skal være jordet, derudover skal nogle 132/50 kv transformere jordes for at overholde kravene til effektiv jording. Maskintransformere jordes gennem jordingsimpedanser. Jordingskonfiguration vælges således, at en vilkårlig anlægs- 24/28

25 Energinet.dk Netdimensioneringsregler høringsudgave del kan udkobles uden at kravene til effektiv jording overskrides. Ændring af kraftværkernes driftsform må ikke medføre, at jordingskonfiguration skal ændres. Ønsket er at holde jordslutningsstrømmen så lav som mulig, af hensyn til nærføring og stationspotentialer. I Energinet.dk vest er 150/60 kv transformerne købt med gradueret isolation i stjernepunktet. Det tilstræbes på langt sigt at X 0 /X 1 forholdet nærmer sig 1. Dette opnås ved at erstatte direkte jordinger med jording gennem reaktor. Dette er udført få steder og forberedt m.h.t. fundamenter mange steder. (På grund af større afstande er fejlstrømme ikke så høje som i øst.) (DEFU-recommandation 2 vedr. transformere (4. udgave fra September 1999): Under isolation, pkt tillades gradueret isolation ned til 140 kv i stjernepunkt for 160/67 kv transformere, mens der kræves fuld isolation på 275 kv i stjernepunkt for 132/55 kv-transformere.) Maskintransformere for 150 kv og 132 kv jordes gennem reaktor både i øst og vest Andre forhold En business case er en del af beslutningsgrundlaget, som sammenstiller fordele og konsekvenser af et anlægsprojekt. Sammenstillingen belyser valg af en teknisk-økonomisk optimal løsning og forsøger udover investeringerne også at værdisætte øvrige forhold under hensyntagen til anlæggets forventede driftstid / levetid. Spørgsmål som spændingskvalitet, tilladeligt flickerniveau og lignende på transmissionsniveau fastlægges i forbindelse med udarbejdelse af tekniske forskrifter for tilslutning til transmissionsniveauet. Spørgsmål som sub-synkron resonans håndteres i forbindelse med detailprojektering af f.eks. nye HVDC anlæg, som kunne skabe vanskeligheder i samspil med systembærende enheder. 4 Generelt om transmissionsnettet 4.1 Energinet.dk vest I vest er 60 kv nettet generelt opbygget som ringnet og mange steder med mulighed for gensidig reserve mellem 150/60 kv transformerne. Nogle steder er 60 kv nettet opbygget som øer med 60 kv ringe ud fra 150/60 kv transformeringspunkterne. Andre steder er 60 kv nettet bl.a. på grund af megen vindkraft opbygget som radialer ud fra 150/60 kv transformeringspunkterne. Ved udfald af en 150/60 kv transformer er der en spændingsløs pause indtil omlægninger i 60 kv-nettet er gennemført. På Fyn drives 150 kv og 60 kv nettene parallelt. 4.2 Energinet.dk øst I øst drives 400 kv nettet parallelt med 132 kv nettet i hele området. 132 kv nettet drives parallelt med 50 kv nettet i Sydvestsjælland. I Nordsjælland er 50 25/28

26 Energinet.dk Netdimensioneringsregler høringsudgave kv nettet normalt opdelt i øer med flere 132 kv stationer og 132/50 kv indfødninger til hver ø. Dette skyldes, at det er nødvendigt at begrænse fejlstrømsniveauet på 10 kv niveau. Driftsmæssige omlægninger mellem 50 kv øerne er mulige. I København city område drives 30 kv kabelnettet som ø-net forsynet fra en 132/30 kv station med flere 132/30 kv transformere. Driftsmæssige omlægninger mellem 30 kv øerne er mulige. De produktionsanlæg i city området, som er tilsluttet 30 kv niveauet er så gamle og slidte, at der har været skrotningsovervejelser i mange år. Gunstige el/varme afregningssystemer har holdt dem i drift. Endelig er der i sær i Nordsjælland et betydeligt antal 132/10 kv transformerstationer. 5 Definition forsyningssikkerhed samt beredskabsmæssige forhold Internationalt bliver forsyningssikkerheden defineret gennem elsystemets pålidelighed som er: Systemets overordnede evne til at udføre sin funktion under gældende driftsbetingelser. Pålideligheden er beskrevet ved to grundlæggende begreber sikkerhed og tilstrækkelighed. Sikkerhed er systemets evne til at kunne klare pludselige forstyrrelser såsom elektriske kortslutninger eller uventede udfald af systemelementer. Begrebet dækker dynamiske forhold. Tilstrækkelighed er systemets evne til at dække kundernes samlede effektefterspørgsel og tilfredsstille deres krav om energi til enhver tid, idet der tages hensyn til planlagte og rimeligt forventelige tvungne udfald af systemelementer. Begrebet dækker stationære forhold. Definitionerne er internationale og er f.eks beskrevet i IRP99 temaet forsyningssikkerhed. Forsyningssikkerhed i elsystemet Energistyrelsen juni 2005 indeholder: Forsyningssikkerhed = Sandsynlighed for, at der er el til rådighed for elforbrugerne eller sagt på en anden måde: sandsynligheden for, at der er strøm i kontakten, når forbrugeren vælger at tænde for den. Forsyningssikkerheden kan således måles hensigtsmæssigt som den procentdel af årets minutter, hvor der er strøm i kontakten. Lov om elforsyning indeholder følgende beskrivelse af begrebet i 27 a: Den systemansvarlige virksomhed er ansvarlig for forsyningssikkerheden og skal for at opfylde denne forpligtelse 1) opretholde den tekniske kvalitet og balance inden for det sammenhængende elforsyningssystem og 2) sikrer tilstedeværelsen af en tilstrækkelig produktionskapacitet i det sammenhængende elforsyningssystem. 26/28

27 Energinet.dk Netdimensioneringsregler høringsudgave Hvis der ikke er strøm hos en forbruger, så skyldes det sandsynligvis en fejl i distributionsnettet. Det emne er udenfor disse reglers område. Produktionskapaciteten og dens sammensætning herunder eventuel afhængighed af naboområde(r) er ligeledes udenfor disse reglers område. Sammenhængen mellem mere og mindre sandsynlige hændelser i transmissionsnettet og konsekvenserne er derimod i afsnit 2 og 3 gjort operationelle, så de kan føre til beslutning om forbedring. Beredskabssynsvinklen indgår flere steder i processerne vedr. elforsyning. - I planlægningfasen vælges 400 kv netstruktur med vægt på beredskabshensyn, f.eks. undgås større sårbare stationer, der lægges vægt på uafhængige indføringer til store kraftværker, der tilstræbes åbne ringstrukturer, vægt på flere indfødninger til større forbrugsområder, for mange systemer på samme mast søges undgået. - I udførelsesfasen kan beredskabsovervejelser føre til: anvendelse af fire enledersøkabler i stedet for de nødvendige tre for at hæve rådigheden for kabelsystemet, ved tracevalg kan det undgås at en væltet mast kan ramme parallelle luftledninger, undgå for mange systemer på samme masterække, sikre redundans i egetforsyning, relæbeskyttelse, relækanaler og telekommunikation, indkøb af strategiske reservedele o.s.v. - I driftsfasen kan beredskabsovervejelser bidrage til: effektiv kommunikation mellem kontrolrum indbyrdes og med myndigheder, hierarkiske kommandosystemer, effektiv kommunikation til manden i felten, overvågning af stationsarealer, vægt på forebyggende vedligehold, effektiv træning af driftspersonale o.s.v. 6 Referenceliste 1) Nordel Grid Code (Nordel hjemmeside) 2) UCTE Operation handbook (UCTE hjemmeside) 3) kv net kontra kv net (DE november 2006) 4) Gældende statslige retningslinier for etablering og sanering af højspændingsanlæg Energistyrelsens hjemmeside. 5) IRP99, tema forsyningssikkerhed. 6) Lov om elforsyning dateret 20. april ) Forsyningssikkerhed i elsystemet (Energistyrelsen juni 2005) 7 Appendiks 1) Optimering af reaktive effektforhold 2) Netdimensioneringsprincipper, beskyttelse 3) kv net kontra kv net 4) Planlægningsmanual for 400 kv, 150 kv og 132 kv PEX-kabelanlæg 27/28

28 Bilag 1 Fault groups (Nordel) FG1 Common single faults which do not affect series components Definite loss of 1.1 Generation unit 1.2 Load block with associated transformer 1.3 Shunt component (capacitor, reactor) FG2 Common single faults which affect series components Definite loss, with or without initial single-phase permanent fault 2.1 Power line, one circuit 2.2 System transformer 2.3 Busbar 2.4 Other series component (series capacitor, etc.) 14. februar DC pole obg FG3 Uncommon single faults and special combinations of two simultaneous faults Definite loss with initial 2-phase or 3-phase fault. 3.1 Power line, one circuit (without fast autoreclose) 3.2 Busbar 1) 3.3 Combination which includes equipment with unknown reliability. FG4 Other combinations of two faults with a common cause Definite loss with initial 3-phase fault 4.1 Combination of line fault and loss of thermal power unit 2) 4.2 Double circuit transmission line 4.3 Stuck breaker pole or relay fault in the event of fault isolation 4.4 Two power station units 4.5 Station with sectionalising circuit breakers 4.6 DC two-pole link 4.7 Two transmission lines along the same cleared path FG5 Other multiple faults 5.1 Two independent simultaneous faults 5.2 Three or more simultaneous faults 1) Considered principally for stations which are of importance to joint operation between countries 2) Measures in the grid and on units assessed economically against grid consequences 28/28

29 Netplanlægningsregler Appendiks 1 5. udkast til høring Optimering af reaktive effektforhold 27. november 2007 obg Fuld kontrol med de reaktive forhold såvel statisk som dynamisk er af stor betydning for driftssikkerheden i et vekselstrømsnet. Driften skal sørge for at koble med de passive reaktive komponenter, så de aktive reguleringsenheder har det bedst mulige arbejdspunkt for hurtig og sikkert at genvinde kontrol med spændingen i forbindelse med en driftsforstyrrelse. Netplanlægningen skal sørge for, at der er tilstrækkelige reaktive ressourcer til at klare såvel overskudssituationer som underskudssituationer herunder at de er hensigtsmæssigt geografisk fordelt. Dette appendiks belyser såvel passive som aktive reaktive ressourcer. Der overvejes en fremtidig ordning baseret på fælles teknisk optimering, suppleret med en flexibel puljemodel for investering i de enkelte anlæg (en udligningsordning skønnes at ville skabe for store udligninger mellem by- og landselskaber). Ordningen skal fastlægges i samarbejde med selskaberne i udvalgsstrukturen. Arbejdet er iværksat i foråret 2007 i Netudvalg og Transmissionsudvalg. 1 Principper for dimensionering og brug af reaktiv passiv produktion (kondensatorer). Der gennemføres loadflow analyser af det samlede danske system ved udvalgte rimelig realistiske situationer, hvor Mvar behovet er størst. (Højlast, import med få generatorer i drift, megen vindkraft o.s.v.). Der skal være så mange kondensatorbatterier til rådighed for driften, at generatorerne kan køre i et arbejdspunkt, hvor de såvel før som efter en fejltype jf. Nordel kan levere de reaktive effektmængder, som er påkrævede for at opretholde fornuftige spændinger i nettet. De reaktive ressourcer bør ikke begrænse markedets udnyttelse af udlandsforbindelserne. 1/7

30 Netplanlægningsregler for Energinet.dk Appendiks 1 Optimering reaktive forhold 5. Udkast til høring Størrelsen af de reaktive komponenter skal vælges i forhold til det lokale fejlstrømsniveau, så forbrugerne ikke generes ved daglige koblinger. Gældende spændingsgrænser jf. driftsinstrukserne skal overholdes. Ved dimensioneringen og fordelingen af de reaktive ressourcer tages der hensyn til mulighederne for at regulere spændingerne i de underliggende net med viklingskoblerne. Anvendelse af synkroniseret ind- og udkobling anbefales. Kondensatorernes koblingstilstand kan beordres og 150 kv kan fjernstyres fra Energinet.dk s kontrolrum. Men som udgangspunkt sker den fjernbetjente styring fra driftslederens regionale kontrolrum. Kobling med 50 kv sker i øst i samarbejde, (da anlæggene ikke indgår i rådighedsbetalingen). Der tages hensyn til forbrugets døgnvariation, import/eksport samt produktionsfordelingen generelt. For at undgå at kondensatorbatterierne skaber problemer ved frekvensaflastning er hvert enkelt kondensatorbatteri i øst tilknyttet belastningsfrakoblingssystemet, således at der ved alle fem automatiske trin er reaktiv balance i systemet også geografisk. Efter 50 % aflastning er samtlige kondensatorbatterier udkoblet. I vest kobles 60 kv kondensatorer lokalt så de aftalte Mvar bånd overholdes. Kondensatorbatterier udkobles ikke ved frekvensaflastning. Principielt bør fasekompensering ske så tæt på forbrugerne som muligt. Med den aktuelle tgφ for forbruget konkluderede Netudvalget i 1980erne, at 50 kv kompensering er at foretrække for 10 kv. Næsten samtlige kondensatorbatterier er tilsluttet 50 kv nettet. Dette er også en optimering af investering i afbrydere og i selve kondensatorelementerne. 2 Principper for dimensionering og brug af reaktiv passiv absorption (reaktorer). Der gennemføres loadflow analyser af det samlede danske system ved udvalgte rimelig realistiske situationer, hvor Mvar overskuddet er størst (sommerminimum og få kraftværker på nettet.). I planlægningsfasen afprøves nettet med en række fejltyper jf. Nordel netdimensioneringsregler fra Generatorerne må ikke forudsættes at optage Mvar fra nettet. Da overspændinger i nettet kan medføre materiel ødelæggelse, vurderes reaktorbehovet endvidere i forbindelse med fejltyper, der er værre end de dimensionerende med hensyn til uønskede spændingsstigninger. I disse tilfælde lægges der vægt på, at materiellet ikke udsættes for ødelæggende påvirkninger, men kan idrifttages umiddelbart, således at afbrydelser / udkoblinger bliver så kortvarige som muligt. 2/7

31 Netplanlægningsregler for Energinet.dk Appendiks 1 Optimering reaktive forhold 5. Udkast til høring Et eksempel herpå er frekvensaflastning i øst ved alvorlige (sjældne) driftsforstyrrelser. Ved frekvensaflastning tilstræbes det at genskabe balancen mellem den aktive produktion og det aktive forbrug. Det sker i Nordel ved at frakoble forbrug i 5 trin á 10% hver. Normalt stabiliseres systemet efter 2-3 måske 4 trin. De reaktive problemer øges ved frekvensaflastning, hvor såvel aktiv som reaktivt forbrug frakobles. Den Mvar mæssigt værste situation optræder, hvis netstabiliteten reddes efter 50% aflastning, men inden udkobling af Sverigesforbindelserne. Årsagen til frekvensaflastning i øst er typisk en fejl i nordelsystemet, som medfører et stort produktionsbortfald f.eks. i Sverige. Reaktorbehovet fastlægges således at der ikke optræder ukontrollable spændingsstigninger i frekvensaflastningssituationer. Udgangspunktet er sommerminimum forbrug (tidlig søndag morgen i industriferien), intakt net samt få generatorer i drift, samtlige kondensatorer forudsættes udkoblet. Nettet regnes frem til ejergrænsen mod Sverige. Der tages hensyn til at de idriftværende generatorer kan absorbere reaktiv effekt efter frekvensaflastningen. Der opstilles en reaktiv balance dækkende alle spændingsniveauerne over 10 kv. Frekvensaflastning op til 50% er så sjælden i det store UCTE system, at en tilsvarende reaktordimensionering ikke er fundet relevant i vest. Nogle reaktorer er tilsluttet 400 kv og andre er tilsluttet 150 / 132 kv niveauet. Størrelsen af de reaktive komponenter skal vælges i forhold til det lokale fejlstrømsniveau, så forbrugerne ikke generes ved daglige koblinger. Overvejelser om fælles reservereaktor kan også indgå. Både øst og vest har aftaler om Mvar udveksling over AC forbindelserne til naboområde. Der skal være tilstrækkelige reaktive ressourcer til at disse aftaler kan overholdes. Anvendelse af synkroniseret ind- og udkobling anbefales. Et punkt, som skal afklares, er hvordan den reaktive balance opretholdes efter et eventuelt reaktorhavari. Accepteres Mvar absorption på kraftværkernes samleskinner? Generatorerne tilstræbes normalt drevet let overmagnetiseret af hensyn til stabilitetsforholdene. Ca. 1/3 af den maksimale reaktive ydelse på samleskinnen i øst og ca. tgφ = 0,1 på generatorskinnen i vest. Q=0 Mvar for synkronkompensatorer i vest. I det omfang decentrale kraftværker indgår i den aktive spændingsregulering skal tilsvarende driftspunkter tilstræbes. 3 Komponentstørrelse af hensyn til kobling Normalt skal komponenten vælges således at spændingsspringet ved kobling højst bliver 4 %. (Svarende til antal Mvar = 4 % af det lokale normale kortslutningsniveau i MVA.) Ved særlig hyppige koblinger kan grænsen sættes til 3 %. Sammenhæng mellem kortslutningseffekt, komponentstørrelse og valg af forskellige % satser fremgår nedenstående: 3/7

32 Netplanlægningsregler for Energinet.dk Appendiks 1 Optimering reaktive forhold 5. Udkast til høring Normalt kortslutningsniveau i MVA Spændingsspring 50 Mvar komponent 100 Mvar komponent 3% Intakt net % Intakt net % Ikke intakt net (Hvis man tillod 6 % spændingsspring ved dimensioneringen ville generne for forbrugerne i de tilfælde, hvor det er nødvendigt for systemdrift at koble med kondensatoren ved ikke intakt net, blive uacceptable.) 4 Reaktorernes koblingstilstand. 400 kv reaktorernes koblingstilstand kan beordres og 150 kv reaktorer i det meste af Jylland styres fjernbetjent fra Energinet.dk s kontrolrum. For Nordjylland, Fyn og 132 kv sker den fjernbetjente styring fra de regionale kontrolrum. Analyser af frekvensaflastning påviste i 1985 (rapport P med tillæg 1-4) behov for automatisk spændingsstyret selektiv indkobling af reaktorer i øst. Reaktorerne i øst har derfor principielt status som idriftværende uanset om de er indkoblede eller ej. Spændingsmålingen er tofaset for at undgå utilsigtet indkobling ved spændingsstigning i forbindelse med forbigående jordfejl. Ekstremspændingsautomatikken har to trin, en langsom som er selektiv med det tilsvarende svenske system og en hurtig, som fungerer som backup for driftsvagten kv kabler og fasttilkoblede reaktorer I forbindelse med etablering af anden 400 kv AC forbindelse til Sverige blev reaktorbehovet revurderet af en dansk-svensk arbejdsgruppe. Den for anlægsbeskyttelsen dimensionerende situation er et tilfælde, hvor begge forbindelser udkobles i den ene ende, men forbliver indkoblede i den anden ende. De to forbindelser har tilsammen en reaktiv produktion på ca. 300 Mvar. Hændelsen kan f.eks. ske i forbindelse med arbejde i en station, hvor alt er tilsluttet samme driftsskinne. Udkoblingen medfører overspændinger, som er afhængige af kortslutningsniveau, udveksling af aktiv effekt, fordeling af reaktiv effekt mellem parterne før udkoblingen. Ved spændingsstigning øges risikoen for overslag i et svagt punkt (f.eks. en muffe). Den deraf følgende spændingsstigning på de raske faser medfører, at afbryderne her skal afbryde på et tilfælde, der overstiger afbrydernes specifikationer med deraf følgende risiko for gentænding og spændingsoptrapning. Det er derfor nødvendigt at begrænse overspændingerne, så afbryderne kan bryde strømmen, når der gives udkoblingsordre. Den billigste og sikreste metode til at begrænse disse spændingsproblemer er installation af reaktorer, der koblingsmæssigt følger kabelforbindelsen. Reaktorerne fasttilkobles på liniesiden af afbryderne. Efter analoge overvejelser er 400 kv kablerne til Hovedstadsområdet også beskyttet med fasttilkoblede reaktorer. (Da der ikke er automatisk genindkobling 4/7

33 Netplanlægningsregler for Energinet.dk Appendiks 1 Optimering reaktive forhold 5. Udkast til høring på kablerne i hovedstadsområdet, har reaktorerne på kablerne ikke teaserreaktor i stjernepunktet). De nye korte 400 kv kabler i vest er tilsvarende beskyttet med fasttilkoblede reaktorer. For lange kabler på 150 kv og 132 kv kan fasttilkoblede reaktorer også overvejes. På det spændingsniveau er det mere et spørgsmål om spændingsspring ved kobling og behovet for at kunne udnytte kablernes reaktive produktion, som skal holdes op mod udgiften til felt til reaktoren. 6 Principper for dimensionering og brug af reaktiv aktiv spændingsstyring. (kraftværker, synkronkompensatorer og SVC anlæg). Hverken Eltra eller Elkraft havde en samlet oversigt over krav til den regulerbare del af den reaktive effekt. Behovet er imødekommet på en række felter, som beskrives i det følgende. Der forelægger nu en landsdækkende teknisk forskrift for tilslutning af alle termiske anlæg over 1,5 MW og en forskrift for anlæg under 1,5 MW. Der stilles krav om at værkerne på samleskinnen (leveringspunktet) kan yde reaktiv effekt svarende til tgφ=0,4 ved fuldlast og maksimal driftsspænding samt kan opsuge reaktiv effekt svarende til tgφ=-0,2 ved fuldlast og minimal driftsspænding. Derved sikres at kraftværkerne har tilstrækkelig reaktiv reguleringsevne i hele driftsspændings-området. Generatorernes ydeevne på de systembærende kraftværker beskrives traditionelt med et belastningsdiagram ved en given generatorklemmespænding. I netplanlægningen og driften er der behov for at kende grænseværdierne for, hvad kraftværkerne kan yde netto målt på samleskinnen ved en given samleskinnespænding. Der er derfor udviklet et program, der omregner generatorens belastningsdiagram til blokkens ydeevne under hensyntagen til maskintransformer, egetforsyning, turbinens begrænsninger, mulig spændingsvariation, praktisk stabilitetsgrænse, praktisk økonomisk minimal kedelfyring o.s.v. I forbindelse med kraftværkernes 120/20 timers godkendelsesprøve kontrolleres og dokumenteres overholdelsen af de tekniske forskrifter. Ved koordinering af kompounderingsgraderne sikres det, at parallele blokke på samme kraftværk kan arbejde optimalt sammen. Nordel Connection Code Wind Turbines er under udarbejdelse. Udkast indeholder forslag om reaktiv ydelse +/- 33 % Mvar/MW ved +/- 5 % spændingsvariation. En standard spændingsregulator på et decentralt værk kan indstilles til at fastholde en spænding, en defineret cosφ eller en Mvar produktion. Fra systemside 5/7

34 Netplanlægningsregler for Energinet.dk Appendiks 1 Optimering reaktive forhold 5. Udkast til høring er det ønskværdigt, hvis de decentrale kraftværker bidrager til aktiv spændingsholdning. I 1996 aftaltes det mellem Netudvalget i øst og ejerne af decentrale kraftværker, at de decentrale kraftværker kunne bidrage til aktiv spændingsholdning efter aftale med det lokale netselskab på følgende betingelser: at det stilles som tilslutningsvilkår, at de større decentrale kraftværker, vederlagsfrit deltager aktivt i spændingsstabilisering. Det forudsættes at være anlægsmæssigt omkostningsfrit for værket. at værkerne som hovedregel er Mvar neutrale, målt på samleskinne. Det forudsættes at spændingsstabiliseringen ikke ændrer værkets driftsmønster. at den praktiske indstilling aftales mellem værkerne og de lokale net-driftsledelser f.eks en gang årligt. Den daglige kommunikation vedrørende lastfordeling sker fortsat ad de sædvanlige kanaler. Den drivende vision i celleprojektet i vest er på sigt at få de decentrale generatorer vendt fra at være ikke regulerede, passive elproduktionsenheder til at være et regulerbart aktiv for det danske elsystem. Der skal være mulighed for at drive decentrale produktionsenheder i overensstemmelse med markedets signaler og behov, den reaktive effekt skal i normal drift kunne styres lokalt, og der skal være adgang til nøjagtige målinger fra de lokale net. I forbindelse med de ældste HVDC anlæg i vest er der installeret synkronkompensatorer primært af hensyn til høj kortslutningseffekt, de kan også bidrage til aktiv spændingsholdning. På stålvalseværket i Frederiksværk har der i mange år været et dynamisk spændingsreguleringsanlæg baseret på effektelektronik til at begrænse flicker fra stålovne og valseværk. Anlægget er for nylig blevet erstattet af et mere moderne anlæg. Anlægget ejes af stålvalseværket og pris er ukendt. Havvindmølleparken Nysted er jf. tilslutningsbetingelserne kompenseret således at de er Mvar mæssigt neutrale i tilslutningspunktet, som er 33 kv siden af 132/33/33 kv transformeren på platformen. Dette opnås med kobbelbare kondensatorbatterier i de enkelte møller, som styres af et reguleringsanlæg i opsamlingsstationen. 132 kv ilandføringskablet er kompenseret med en fasttilkoblet reaktor placeret i Radsted. Når parkens aktive produktion ændres, ændres strømmene i transformer, ilandføringskabel og i 132 kv nettet på land og dermed også spændingerne i Radsted. SEAS registrerede i 2004 spændinger i området 127 kv til 143 kv. (Det tilladte område for kontinuerte driftsspændinger er 120 kv til 145 kv). DEFUs rapport viste en klar sammenhæng mellem vindkraftproduktion (på havmølleparken samt de landbaserede vindmøller) og spændingsvariationerne. Analyser af behovet for dynamisk spændingsregulering viste ikke behov af hensyn til forsyningssikkerhedsmæssige aspekter som risiko for overbelastninger i elnettet og risiko for forsyningssvigt i forbindelse med driftsforstyrrelser. Men disse for SEAS uventet store og hyppige spændingsvariationer har medført en forringelse af den tekniske kvalitet i elsystemet på Lolland Falster samt for- 6/7

35 Netplanlægningsregler for Energinet.dk Appendiks 1 Optimering reaktive forhold 5. Udkast til høring øget kobling med SEAS transformer viklingskoblere og kondensatorbatterier på lavere spændingsniveau med øget vedligeholdelsesbehov til følge. Efter længere drøftelser mellem Elkraft, SEAS og Energi E2 blev der truffet beslutning om et SVC anlæg med +/- 65 Mvar ydelse. (Udføres med +80 / - 65 Mvar). Anlægget skal primært reducere spændingsudsving i den daglige drift og sekundært hjælpe med spændingsopbygning i nettet efter fejl. Energistyrelsen bekræftede efterfølgende, at kompenseringsanlægget var omfattet af oprindelige godkendelse. Anlægget kom i drift 1. november For private vindmøller idriftsat før 1998 er møllerne tomgangskompenserede. For vindmøller idriftsat efter 1998 er møllerne fuldlastkompenserede jf. DEFU komiterapport KR111 udgivet Detaljer om vindmøllernes reaktive forhold fremgår ikke af Energistyrelsens stamdataregister. Viden om de private vindmøller reaktive forhold findes hos netselskaberne. Den forenklede enhed KYV22 på Kyndbyværket kan køre som synkronkompensator. Enheden drives i så fald ved at damp fra hjælpedampkedlen trækker turbinen. Driftformen er relativ dyr ca kr/time. Omstilling fra synkronkompensatordrift til almindelig drift tager ca. en halv time. Den primære kilde til aktiv spændingsregulering er de systembærende kraftværker. I forbindelse med skrotning af de ældste værker er det i samråd med Energi E2 vurderet om en eller flere af generatorerne kunne genanvendes som synkronkompensator. Det ville koste en ny bygning, et 132 kv felt samt et startarrangement, hvilket er billigt i forhold til en ny synkronkompensator (ca. 150 MVA eller 250 MVA). Investering i størrelsesorden mio.kr plus skrotpris for generatoren. Det har også været overvejet at anvende specielt gasturbineanlægget på Masnedø som synkronkompensator (ca. 70 MVA). For at opretholde gasturbineanlæggets startegenskaber (især starttid) er det nødvendigt at etablere en koblingsanordning mellem turbine/kompressor og generator samt et startarrangement. Investering i størrelsesorden 25 mio.kr. Fordelen ved en synkronkompensator i forhold til en SVC er specielt egenskaberne under driftsforstyrrelser. Ulemperne ved synkronkompensatorer i forhold til SVC er tabene samt de højere vedligeholdelsesomkostninger. Der er kontakter på tekniker plan, men det har ikke været så aktuelt, at der er aftalt ejerforhold og betalingsforhold. En overvejelse har været hvorvidt et statisk spændingsregulerende anlæg kunne reducere driftsomkostninger til rullende kraftværker. Hidtil har kravene til reserver medført, at kraftværkerne alligevel kørte, og i så fald er der ingen besparelse ved det statiske anlæg til spændingsregulering. Køb af systemydelserne reserver og spændingsregulering er hidtil sket som en samlet pakke. Hidtil har det været forudsat at der er 3 systembærende kraftværker i drift såvel i øst som i vest. 7/7

36 Netdimensioneringsregler Appendiks 2 4. Udkast til høring Netdimensioneringsregler, beskyttelse 27. november 2007 obg Appendiks 2 belyser tre emner: anvendelse af systemværn, relæbeskyttelse samt jordingsforhold gældende for transmissionsnettet (400 kv, 220 kv, 150 kv og 132 kv). Anvendelse af systemværn I Danmark vælges det, at systemværn udelukkende må anvendes til at forøge udnyttelsen af samarbejdsforbindelser og produktionsapparatet. Systemværn må ikke anvendes som et alternativ til netudbygninger i relation til opretholdelse af regionalt og lokalt forbrug. Anvendelse af systemværn har forskellig formel status i øst og vest. Nordel har siden 1992 under nærmere definerede forudsætninger accepteret anvendelse af systemværn som erstatning for netforstærkning. Eltras retningslinier er gennemgået og fundet helt dækket af Nordels retningslinier, som derudover præciserer krav til design. Den følgende beskrivelse af anvendelse af systemværn er i overensstemmelse med Nordels retningslinier for anvendelse og design af systemværn, men designkrav til systemværn skærpes lidt for at undgå uønskede konsekvenser. Den gældende nordiske systemdriftsaftale har et detaljeret bilag om krav til udformning af og anvendelse af systemværn. I forbindelse med opfølgning på 23. september 2003 fejlen er der udarbejdet forslag til skærpelse, som er behandlet i Plankomite og Driftskomite i foråret 2006 og endelig godkendt på et fælles møde den maj Resultatet som indarbejdes både i Systemdriftsaftale og Grid Code for Planning gengives i nedenstående uautoriserede oversættelse fra hjemmesiden i kursiv. Systemværn 1/4

37 Netdimensioneringsregler for Energinet.dk Appendiks 2 Beskyttelse 4. Udkast til høring Systemværn er en automatisk systembeskyttelse for kraftsystemet. Systemværn kan f.ex. anvendes til at begrænse konsekvenserne ved fejl ved at udkoble produktion for at kompensere den fejlbehæftede komponent og forhindre at overbelastning opstår. Systemværn kan også anvendes til at forøge overføringsevnen på overføringsnettet uden samtidigt at forøge risikoen for forringet driftsikkerhed. Systemværn benævnedes tidligere netværn. For systemværn kræves en pålidelighed, som ligger på niveau med primære anlægsbeskyttelser. For systemværn som anvendes for at begrænse konsekvenserne til niveau A *) kræves følgende: Uønsket funktion af systemværn må ikke give større konsekvenser end enkelfejl. Udebleven funktion må højst medføre konsekvenser svarende til niveau B * 1 ). Systemværn anvendes til at begrænse konsekvenserne af fejl udover frakobling af fejlbehæftet anlægsdel. Systemværn kan have til formål at forøge driftsikkerheden, forøge overføringskapaciteten eller en kombination af disse. For de systemværn som anvendes til at forøge overføringskapaciteten stilles følgende krav: En analyse skal være gennemført som viser konsekvenserne for kraftsystemet vid korrekt, uønsket og udebleven funktion, og samtidig tage hensyn til samspil med andre systemværn. Ved korrekt eller uønsket funktion accepteres alvorligere driftsforstyrrelser i andre delsystemer ikke. Hvis ovenstående konsekvensanalyse viser at udebleven funktion kan medføre alvorlig driftsforstyrrelse for andre delsystemer skal følgende tekniske krav gælde for systemværnsfunktionen: Redundant telekommunikation skal findes i de tilfælde hvor systemværnet er afhængigt af telekommunikation Med redundant telekommunikation menes at kommunikationen mellem berørte stationer skal være helt dubleret. Om hjælpespændingsforsyning svigter til det ene kommunikationssystem må det andet ikke påvirkes. I praksis betyder dette at batterier, teleterminaler, konvertere og kommunikationsveje skal dubleres. Kommunikationsvejene må på ingen strækning dele forbindelse, tråd, lyslederkabel eller lignende. De skal gå geografisk adskilte veje. Multiplexet forbindelse kan anvendes men kommunikationen skal benytte adskilte multiplexer som ikke forsynes fra samme batteri. Adskilte sikringer til samme batteri er ikke fuld redundans Realtidsovervågning af telekommunikation skal findes Redundant uafhængig triggefunktion skal findes. Redundant triggefunktion betyder ved afbrydere at afbryderen har to udløsningsspoler. Bryderfejlbeskyttelse skal anvendes for at sikre afbryderfunktion hvis hoved afbryderen ikke fungerer rigtigt 1 *) Jf. Nordel Netdimensioneringsreglers skema om sammenhæng hændelse - konsekvens. 2/4

38 Netdimensioneringsregler for Energinet.dk Appendiks 2 Beskyttelse 4. Udkast til høring Kontrollanlæggets og telekommunikationsstandarden skal være på pålidelighedsniveau med den som gælder for primære relæbeskyttelser Hvis en konsekvensanalyse viser at udebleven funktion ikke medfører alvorlig driftsforstyrrelse for andre delsystemer, afgør det aktuelle delsystems ansvarlige hvilke krav som skal gælde for systemværnsfunktionen Hvis en konsekvensanalyse viser at korrekt, uønsket eller udebleven funktion kan føre til mere omfattende konsekvenser end dimensionerende fejl, skal systemværnet accepteres separat mellem parterne. Supplerende bemærkninger. Design / udformning af systemværn hører naturlig hjemme under planlægning og netdimensionering. I Systemdriftsaftalen bør fokus være hvordan man bruger / anvender systemværnet. Hovedårsagen til at krav til systemvern i Systemdriftsaftalen ikke kan flyttes til Netdimensioneringsreglerne allerede nu skyldes at man i Systemdriftsaftalen har juridisk bindende aftaler mellem de forskellige lande i Nordel som underskrives af de forskellige lande hvert år. Nordels Dimensionerings Regler er derimod pr i dag ikke et juridisk bindende dokument på samme måde. Først ved udarbejdelsen af den nye Nordisk Regelsamling 2007, som forudsættes at blive et juridisk bindende dokument, kan kravene flyttes. (Planlægningsreglerne blev ikke bindende) Præcisering gældende for Energinet.dk Det er ved design af systemværn væsentligt at logikstrukturen udformes så enkel som mulig, således at der i størst muligt omfang tages udgangspunkt i at de mange lokale signaler for en stations øjeblikkelige konfiguration samles i et simpelt signal: systemværn via denne station er pt. i / ude af funktion. Derved kan mange utilsigtede funktioner undgås. Relæbeskyttelse Alle netkomponenter i transmissionsnettet skal beskyttes med mindst to fuldgode relæbeskyttelser baseret på forskellige måleprincipper. Der skal være fuld selektivitet ved begge beskyttelsessystemer (for såvel trin 1 som trin 2) samt relæsammenkobling. Selektiviteten skal dokumenteres ved selektivitetsplaner, som også omfatter selektivitet i forhold til tilknyttede net (nabosystems net, underliggende net, kraftværker, HVDC forbindelser). Detailbeskrivelse og koordinering af relæbeskyttelser i de samkørende 400 kv, 220 kv og 150 kv / 132 kv net bør overlades til specialister. P.t. arbejder en arbejdsgruppe med 400 kv niveauet 2, den kunne efter endt arbejde udvides med 150 kv og 132 kv relæspecialister. 2 Slutrapport af 28. marts 2006 findes på Z/eltransmission/dokumenter/projekter/gruppe 5/slutrapport v1. 3/4

39 Netdimensioneringsregler for Energinet.dk Appendiks 2 Beskyttelse 4. Udkast til høring Jording Principper for jording af 400 kv og 150 kv og 132 kv nettene. Beregning af behovet for jording jf. Stærkstrømsbekendtgørelsen sker på tværs af ejergrænser i transmissionsnettet. Kravene er X 0 /X 1 < 3 (især luftledningsnet) og R0/X1 < 1 (især kabelnet). Kravene til effektiv jording skal være opfyldt også ved mangel af en vilkårlig (eventuelt jordet) netkomponent. Ved jordingsberegning tages hensyn til specielle forhold som: stikstationer, transformere med gradueret stjernepunktsisolation, ældre transformere med begrænsninger samt 132/10 og 150/10 kv transformerne. Den østdanske jordingspraksis er beskrevet i baggrundnotat (P ). Målsætningen er så få jordinger som muligt, så enfasede fejlstrømme og nærføringsproblemer er så små som muligt. Praksis blev opdateret i 1997 efter indførelsen af 400/132 kv autotransformere (NU 97-16). Den vestdanske jordingspraksis er beskrevet i Elsam Blåt notat Jordingspraksis fra marts Målsætningen er at X 0 /X 1 forholdet på sigt nærmer sig 1, det opnås ved at jorde gennem reaktorer eller ved at drive distributionstransformere ujordede, dog skal der i hver station være mindst en jordet transformer. Alle 400/150 kv transformere er autotransformere. 150 kv transformerne har gradueret isolation og ikke fuld stjernepunktsisolation. Jordingspraksis vil på grund af forskellig udformning og den store mængde transformere tilsluttet 132 kv henholdsvis 150 kv niveauet forblive forskellig i øst og vest. 4/4

40 Appendiks 3

41 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

42 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

43 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

44 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

45 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

46 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

47 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

48 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

49 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

50 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

51 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

52 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

53 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

54 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

55 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

56 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

57 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

58 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

59 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

60 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

61 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

62 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

63 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

64 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

65 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

66 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

67 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

68 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

69 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

70 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

71 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

72 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

73 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

74 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

75 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

76 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

77 Appendiks E: En luftlednings belastningsevne når der i belastningen indgår strøm fra vindmøller Appendiks E: En luftlednings belastningsevne når der i belastningen indgår strøm fra vindmøller Ved beregninger på belastningssituationer, hvor produktionen på vindmøller er dimensionerende for en luftledning, bør der tages hensyn til at vindhastigheden er høj i den dimensionerende belastningssituation. I det følgende udledes en formel, som kan anvendes til at bestemme en luftlednings belastningsevne ud fra summen af vindmøllernes mærkeeffekter og den dimensionerende kombination af produktion på decentrale kraftværksenheder og forbrug, når der ses bort fra produktion på vindmøller. Det forudsættes indledningsvis at forbrug og decentral produktion sker ved cosinus(φ) lig 1. Vindhastigheden skal ligge over m/s ved vindmøllerne, for at de producerer mærkeeffekten. Ved luftledningen kan vindhastigheden være lavere på grund af lævirkning ved passage gennem skov eller lignende, og varmebortledningen vil endvidere afhænge af vindretningen i forhold til luftledningens orientering. I det følgende forudsættes vindhastigheden at være mindst 3 m/s ved luftledningen, når vindmøllerne producerer mærkeeffekten, hvilket er i overensstemmelse med reference [1]. En luftledning belastningsevne kan regnes at være 1,45 gange større ved 3 m/s end ved 0,6 m/s. Dette betyder, at hvis stationsmateriellet dvs. afbrydere, adskillere og strømtransformere dimensioneres for en strøm på 1,45 gange luftledningens belastningsevne ved 20 o C og 0,6 m/s, kan den øgede belastningsevne af luftledningen udnyttes til overførsel af en merproduktion fra vindmøller på 45 % af ledningens normale belastningsevne. Afkølingen af tråden ved x m/s kan tilnærmet sættes lig med afkølingen ved 0,6 m/s gange I I x 0, 6 x 0, , 466 og opvarmningen af tråden kan sættes lig med opvarmningen gange Dvs. x 0, 6 0, 466 I I x 0, 6 2 eller I x 0, 233 x I0, 6. 0, 6 Ved fuld produktion på vindmøllerne kan der regnes med en minimum vindhastighed på 3 m/s. Indsat i ovenstående formel ses at for x = 3 m/s er I 3 = 1,45 I 0,6. 38

78 Appendiks E: En luftlednings belastningsevne når der i belastningen indgår strøm fra vindmøller På nedenstående figur ses, at såfremt luftledningen er fuldt belastet med forbrugsstrøm ved 0,6 m/s ved luftlinien og at linien gennemløbes af yderligere en vindmøllestrøm på 45 % af liniens nominelle strøm, da vil luftlinien også kunne bære det fulde forbrug og den aktuelle vindmøllestrøm ved vindhastigheder mellem 0,6 og 3 m/s. Over 3 m/s ved luftledningen vil belastningsevnen stadig være stigende med stigende vindstyrke, medens vindmølleproduktionen har nået sit maksimum ved den tilsvarende vindstyrke på 12 m/s ved vindmøllerne. Dvs., at stiger vindstyrken fortsat efter, at vindmøllerne har nået maksimal produktion, vil luftledningen heller ikke blive overbelastet. En loadflowberegning med forbrugsbelastning eksklusiv vindmøller og med ledningernes belastningsevne ved 0,5 m/s, plus en beregning med forbrugsbelastning inklusiv maksimal vindmølleproduktion ved ledningernes belastningsevne bestemt ved 3 m/s, er tilstrækkelig. Merbelastningsevne for luftledninger kontra produktion på vindmøller 160% 140% 120% 100% 80% 60% 40% 20% Mølleproduktion+forbrug i % af lufledningens nominelle strøm Luftledningens belastningsevne i % 0% 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 m/s ved luftledning m/s ved møller Figur D.1. Merbelastningsevne på luftledninger kontra produktion på vindmøller ved forskellige vindhastigheder. En 130 mm 2 St Al luftledning kan som eksempel belastes med 442 A ved 20 o C, 0,6 m/s og 900 W/m 2 solindstråling. Dens belastningsevne ved 3 m/s kan estimeres til 145 % af belastningsevnen ved 0,6 m/s, dvs. 640 A. Er den maksimale belastning af linien eksklusiv vindmøller 440A, er der således plads til en vindmøllestrøm på 200 A, svarende til ca. 22 MW. 39

79 Bilag 1: Årlige udgifter til drift og vedligeholdelse af anlæg Bilag 1: Årlige udgifter til drift og vedligeholdelse af anlæg 150 kv luftledning: kr./systemkm 150 kv kabel: kr./systemkm 150 kv felt med 1 effektafbryder: kr. 150 kv felt med 2 effektafbrydere: kr. 150/60 kv transformer: kr. 150/60 kv stationsbygning m. kontroludstyr og udendørsareal: kr. 60 kv luftledning: kr./ systemkm 60 kv kabel: kr./ systemkm 60 kv felt: kr. 60/10 kv transformer: kr 60/10 kv stationsbygning m. kontroludstyr og udendørsareal: kr. 40

80 Bilag 2: Eksempelsamling Bilag 2: Eksempelsamling B2.1. Indledning De følgende udbygningseksempler er opstillet med det formål, at belyse anvendelsen af de, i nærværende rapport, beskrevne udbygningskriterier og økonomiske kalkuler. Eksempler er udarbejdet med inspiration i virkelige udbygningssager. Dog er der af hensyn til opfyldelse af ovenstående formål, foretaget væsentlige forenklinger og ændringer i forhold til de virkelige udbygningssager. Eksempelsamlingen kan således ikke anvendes til vurdering af dispositionerne i de virkelige udbygningssager. Der er i det følgende opstillet 3 eksempler: 1) Ny 132/10 station versus renovering af indfødning til 50/10 kv station 2) Udbygning ved stor decentral produktion 3) Ny 150/60 kv station versus løbende forstærkning af 60 kv net I eksemplerne er der opstillet 2 alternative løsninger på et behov for netudbygning, der hhv. skyldes: 1) Udtjente kabelstrækninger 2) Tilslutning af decentral produktion 3) Overskridelse af netdimensioneringskriterier Alle de opstillede løsninger opfylder de i rapporten opstillede tekniske netdimensioneringskriterier. For at kunne udvælge de teknisk/økonomisk optimale løsninger, foretages der en beregning og en sammenligning af de økonomiske nøgletal for de alternative løsningers marginale omkostninger. Da målet er en udvælgelse af den bedste/billigste løsning, udelades omkostninger og investeringer der er ens for de alternative løsninger. De beregnede omkostninger afspejler således ikke de fulde omkostninger ved etablering og drift af de enkelte løsninger. Til hjælp for gennemførelse af de økonomiske kalkuler er der opstillet et regneark, hvor de i rapporten beskrevne formler og metoder er indarbejdet. Regnearket er udelukkende udviklet som værktøj ved opstilling af nærværende eksempelsamling, og er ikke gennemtestet eller låst for utilsigtet anvendelse. Regnearket kan rekvireres ved henvendelse til DEFU. Al anvendelse sker på brugerens egen regning og risiko, og der ydes ingen form for support. 41

81 Bilag 2: Eksempelsamling I eksemplerne er der anvendt følgende økonomiske forudsætninger: Økonomiske nøgletal Referenceår 2006 år Interessehorisont 25 år Kalkulationsrente 4,0 % Effektpris 400 kr/kw Energipris 400 kr/mwh Tabel B2.1 Økonomiske forudsætninger. Omkostninger til materiel og etablering af anlæg er fiktive, valgt ud fra gennemsnitsbetragtninger og erfaringstal. 42

82 Bilag 2: Eksempelsamling B2.2. Eksempel I: Ny 132/10 station versus renovering af 50/10 kv station Nærværende eksempel er opstillet med inspiration af de overvejelser NESA har gjort sig ved renovering af forsyningen til station Grønnegård (GRN). Eksemplet er opstillet med det formål at illustrere anvendelsen af de beskrevne metoder og derved stærkt simplificeret, idet der ses bort fra en række afledte virkninger i NESAs net. Eksemplet kan således ikke anvendes til vurdering af NESAs konkrete dispositioner. DYR 132 kv Udtjente 50 kv kabler Udtjente 50 kv kabler DYR 50 kv GRN 50 kv 2020 GLN 50 kv DYR 10 kv GRN 10 kv Figur B2.1 Enstregsskema af forsyning til GRN før renovering. Komponenter der ikke er omfattet af mindst et af udbygningsalternativerne er udeladt af skemaet. De med rødt markerede 50 kv kabler har en høj fejlrate og bør udskiftes/renoveres. Transformere og 50 kv afbrydere er markeret med det årstal hvor de forventes udskiftet hvis nettet forbliver uændret. Følgende løsninger er her undersøgt og sammenlignet: A. Nye 50 kv kabler (2 stk.) mellem Dyregård og Grønnegård. B. Ny 132 kv forsyning til Grønnegård. B Beskrivelse af det nuværende 50 kv net til forsyning af GRN Station Grønnegård forsynes i dag med 2 parallelle 50 kv olie-kabler fra station DYR og 2 parallelle olie-kabler fra GLN. Disse kabelsystemer har en uacceptabel høj fejlrate og betragtes derfor som udtjente. Siden etableringen af det pågældende netafsnit, er belastningen øget væsentligt. Det er derfor relevant at undersøge hvorvidt det er teknisk/økonomisk fornuftigt at ombygge station GRN til 132 kv forsyning, i forhold til en renovering af 50 kv forsyningen til GRN. 43

83 Bilag 2: Eksempelsamling 50 kv felter: Selskabet har igangsat udskiftning af de ældste 50 kv afbrydere, der inden for interessehorisonten når deres forventede levealder. Afbryderne og deres forventede udskiftningsår fremgår af figur B2.1. Gennemføres der ikke nogen skrotning/forceret udskiftning forventes udskiftet jævnfør nedenstående tabel. Felt Antal Forventes udskiftet Transformerfelter Liniefelter Transformerfelter Liniefelter Budgetpris for udskiftning af et 50 kv felt vurderes til ca. 2,0 mio. kr. for et liniefelt og 2,0 mio. kr. for et transformerfelt. 132/50 kv transformere på DYR: De eksisterende 132/50 kv transformere på DYR fremgår af nedenstående tabel sammen med deres forventede tidspunkt for udskiftningen ud fra en forudsat levetid på 60 år. Navn Effekt Produktionsår Forventes udskiftet Afskrivningstid pr Restværdi 2006 DYR T12 94/125 MVA år 3,35 mio. kr. DYR T13 64/80 MVA år 1,15 mio. kr. Tabel B2.2 Eksisterende 132/50 kv transformere på station DYR. Budgetpris for udskiftning af en 132/50 kv transformer er vurderet til 7,0 mio. kr., heraf 5,5 mio. kr. til transformeren. Transformerens restværdi i 2006 beregnes som genanskaffelsesværdien for en tilsvarende transformer, nedskrevet lineært til samme restlevetid, minus omkostningerne til flytning af transformeren. Levetiden for en ny transformer er vurderet til 60 år, og omkostningerne til flytning af transformeren er vurderet til 0,5 mio. kr. Hermed bliver restværdien i 2006 for T12 transformeren 5,5 42/60 0,5 = 3,35 mio. kr. 50/10 kv transformere: De eksisterende 50/10 kv transformere i DYR og GRN fremgår af nedenstående tabel sammen med deres forventede tidspunkt for udskiftningen ud fra en forudsat levetid på 60 år. 44

84 Bilag 2: Eksempelsamling Navn Effekt Produktionsår Forventes udskiftet Afskrivningstid pr Restværdi 2006 GRN T1 16/20 MVA ,80 mio. kr. GRN T2 16/20 MVA mio. kr. GRN T4 16/20 MVA ,95 mio. kr. DYR T1 16/22 MVA ,70 mio. kr. DYR T2 16/22 MVA ,70 mio. kr. DYR T3 16/22 MVA ,70 mio. kr. Tabel B2.3 Eksisterende 50/10 kv transformere på station GRN og DYR. Budgetpris for udskiftning af en 50/10 kv transformer udgør ca. 3,5 mio. kr., heraf 3,0 mio. kr. til selve transformeren. Restværdien i år 2006 beregnes som beskrevet i afsnit 11.4, med en levetid på 60 år for nye transformere og 0,3 mio. kr. i omkostninger til flytning. GRN T2 har fejl i nulpunktet og udskiftes derfor allerede i kv anlæg: Udskiftninger og renoveringer af 10 kv anlægget i de to konkurrerende udbygningsalternativer er identiske, og kan derfor udelades af de økonomiske kalkuler. Belastningsforhold: 50 kv stationen GRN har i 2006 en maksimal stationsbelastning på ca. 34 MVA. Denne forventes frem til 2016 at vokse til ca. 37 MVA. Ved en horisont på ca år estimeres belastningen til ca. 40 MVA, mens der med en horisont på år svarende til den forventede tekniske levetid for et kabelanlæg må forventes en stigning i belastningen til MVA. Da GLN og DYR tilhører to forskellige 132 kv øer, er det ikke muligt at forsyne GRN samtidig fra GLN og DYR. Derfor skal GRN sikres en tosidig forsyning, som hver især kan klare denne belastning. B Alternativ A: Udskiftning med nye 50 kv PEX-kabler Ved denne løsning etableres en alternativ forsyning via nye 50 kv PEX-kabler, mens øvrige anlægsdele udskiftes, når disse er udtjent i henhold til beskrivelsen i afsnit B

85 Bilag 2: Eksempelsamling DYR 132 kv DYR 50 kv GRN 50 kv Figur B2.2 Enstregsskema af forsyning til GRN i alternativ A med nye 50 kv kabler til DYR. Transformere og 50 kv afbrydere er markeret med det årstal hvor de forventes udskiftet. Dette giver anledning til følgende anlægsaktiviteter. Nye kabler: Den eneste gangbare løsning med dobbelt sikker forsyning af GRN med 50 kv er, at forsyne GRN på et dobbelt stik fra DYR. Dvs. der skal etableres 2 stk. 50 kv kabler á 9 km, som erstatter de nuværende kabler på strækningen. Disse kabler skal af forsyningssikkerhedsmæssige årsager lægges i adskilte traceer. Dvs. som minimum i hver sin side af Frederikssundsvej. Kablerne designes til at kunne overføre den samlede belastning for station GRN. Dvs. de nye kabelforbindelser skal designes til en overføringsevne på 50 MVA. Denne opnås ved at etablere en forbindelse med minimum 630 Al PEX-kabel (alternativt 800 Al PEX) som nedlægges i tæt trekant. Metoderne beskrevet i rapportens appendiks C, kan anvendes i det følgende til estimering af de samlede omkostninger til tab ved de 2 alternative tværsnit. Maksimalstrømmen i dobbeltledningen beregnes ved 50 kv og tan-phi=0,3, og ud fra en forventet maksimaleffekt på 34 MW i 2006, lineært voksende til 36,7 MW i 2015, hvorefter der regnes med en lineær tilvækst i tabene på 0,5 % p.a flg. År Strøm [A] Tab 630 AL PEX [kw] ,5% Tab 800 AL PEX [kw] ,5% Tabel B2.4 Strømbelastning og resulterende tab ved maksimalbelastning af de 2 alternative tværsnit. 46

86 Bilag 2: Eksempelsamling Af tabel b2.5 tabel B2.5 ses at der over interessehorisonten spares ca. 0,58 mio. kr. til tab ved valg af 800 Al PEX i forhold til 630 Al PEX. Merprisen for 800 Al PEX kablet vurderes at være større end dette beløb, hvorfor 630 Al PEX anvendes i de følgende beregninger. 630 AL PEX 800 AL PEX Diskonterede tab 1890 kw 1479 kw Tabstid 2507 h 2507 h Faktor R 1,00 1,00 Faktor s 1,00 1,00 Diskonterede tabsudgifter tkr tkr Tabel B2.5 Samlede udgifter til tab over interessehorisonten, angivet i nutidsværdi. Omkostningerne til etablering af de nye 50 kv kabler påregnes at blive ca. 2,0 mio. kr. per km., svarende til en samlet omkostning på 36 mio. kr. for hele kabellægningen. Linier Spænding Benævnelse Etableringsår Afskr.tid Type Længde Pris Restværdi år 2031 kv 50 DYR-GRN år 40 3x630 AL PEX km 9,000 kr kr kv 50 DYR-GRN år 40 3x630 AL PEX km 9,000 kr kr Tabel B2.6 Investering og restværdi for nye 50 kv kabler. Der regnes med en afskrivningstid for kablerne på 40 år, hvorved kablerne ved udgangen af interessehorisonten har en restværdi på 6,75 mio. kr. i år Udover etableringen af de nye kabler skal der ligeledes foretages en tømning af de eksisterende 50 kv kabler, som ikke udskiftes. Omkostningen til dette udelades af beregningerne, da disse er identiske for de to konkurrerende udbygningsalternativer. 50 kv stationsanlæg: Udskiftning af de eksisterende 50 kv liniefelter i felterne i DYR og GRN foretages i forbindelse med etableringen af kabelanlægget. De resterende felter til transformere og kondensatorbatterier udskiftes i henhold til retningslinier beskrevet i afsnit B Med en afskrivningstid på 40 år, og en omkostning på 2 mio. kr. per felt alt inkl., giver det følgende investeringer og restværdier. Felter Spænding Benævnelse Etableringsår Afskr.tid Antal Pris Restværdi år 2031 kv 50 GRN år 40 2 kr kr kv 50 DYR år 40 2 kr kr kv 50 Trf. på DYR 2015 år 40 3 kr kr kv 50 Trf. på DYR og GRN 2020 år 40 5 kr kr Tabel B2.7 Investeringer og restværdi for transformer- og liniefelter. 47

87 Bilag 2: Eksempelsamling Transformere: Transformerne i GRN og DYR udskiftes i henhold til planen beskrevet i afsnit B De transformere der forventes udskiftet inden for interessehorisonten giver følgende omkostninger: Transformere Spænding Benævnelse Etableringsår Afskr.tid Mærkeeffekt Tomgangstab Pris Restværdi år /10 GRN T år 50 MVA 22 kw 13 kr kr /50 DYR T år 50 MVA 80 kw 50 kr kr /10 DYR T år 50 MVA 22 kw 13 kr kr /10 DYR T år 50 MVA 22 kw 13 kr kr /10 DYR T år 50 MVA 22 kw 13 kr kr /10 GRN T år 50 MVA 22 kw 13 kr kr /10 GRN T år 50 MVA 22 kw 13 kr kr /50 DYR T år 50 MVA 80 kw 50 kr - kr - Tabel B2.8 Investeringer og restværdi for 132/50 og 50/10 kv transformere. DYR T12 der først udskiftes efter udløbet af interessehorisonten, medtages af hensyn til beregning af udgifterne til drift og tab. 10 kv anlæg: Der ses bort fra udskiftningen af 10 kv anlægget, da omkostningerne til dette belaster de 2 udbygningsalternativer ens. Tab: I det følgende er der kun medtaget tab i de netkomponenter som ikke optræder i begge udbygningsalternativer. Der ses bort fra tabene i det eksisterende 132 kv net, vel vidende at tabene vil være påvirket af om effekten til GRN hentes fra 132 kv skinnen på DYR, eller 132 kv skinnerne på BAG og EBY. Kabler: Det forudsættes at belastningen på GRN fordeles ligeligt på de to kabler. Som ovenfor beskrevet beregnes maksimalstrømmen i dobbeltledningen ved 50 kv og tan-phi=0,3, 34 MW i 2006, lineært voksende til 36,7 MW i 2015, derefter en tilvækst i tabene på 0,5 % p.a. Dette giver anledning til følgende omkostninger til tab over interessehorisonten: Linier Tab i kw i år % stig. Spænding Benævnelse flg. År pukraftv. puvind TB forbrug TB Kraftv. 50 kv DYR-GRN ,5% 0,00 0, h 0 h 50 kv DYR-GRN ,5% 0,00 0, h 0 h Tabstid Diskont. Faktor Faktor Udgifter til tab i interessehorisonten mid min max tab R s mid min max 2507 h h h 1890 kw 1,00 1,00 tkr 2.651,1 tkr - tkr h h h 1890 kw 1,00 1,00 tkr 2.651,1 tkr - tkr - Tabel B2.9 Omkostninger til tab over interessehorisonten for nye 50 kv kabler. 48

88 Bilag 2: Eksempelsamling Transformere: Stationerne DYR og GRN er hver forsynet med 3 stk. 50/10 kv transformere, hvor af den ene på hver station er udkoblet. I beregningerne af tabene forudsættes belastningen ligeligt fordelt på de indkoblede transformere, der dermed under årsmaks bliver belastet med 75 % af deres nominelle effekt og en benyttelsestid for belastningen på 4500 timer. For 132/50 kv transformerne forudsættes en belastning på 50 % af nominel effekt og ligeledes en benyttelsestid for belastningen på 4500 timer. Tabene forudsættes at øge med 0,5 % pr. år. Ovenstående giver anledning til følgende udgifter til tab over interessehorisonten: Transformere Belastningstab i kw i år % stig. Spænding Benævnelse flg. År pukraftv. puvind TB forbrug TB Kraftv. 50/10 kv GRN T ,5% 0,00 0, h 0 h 132/50 kv DYR T ,5% 0,00 0, h 0 h 50/10 kv DYR T ,5% 0,00 0, h 0 h 50/10 kv DYR T ,5% 0,00 0, h 0 h 50/10 kv DYR T ,0% 0,00 0, h 0 h 50/10 kv GRN T ,5% 0,00 0, h 0 h 50/10 kv GRN T ,0% 0,00 0, h 0 h 132/50 kv DYR T ,5% 0,00 0, h 0 h Tabstid Diskonterede Faktor Faktor Driftstimer Udgifter til tab i interessehorisonten mid min max bel.tab tomg.tab R s mid min max 2507 h h h 785 kw 203 kw 1,00 1, h tkr 1.894,2 tkr - tkr h h h 1190 kw 781 kw 1,00 1, h tkr 4.719,4 tkr - tkr h h h 813 kw 203 kw 1,00 1, h tkr 1.933,0 tkr - tkr h h h 813 kw 203 kw 1,00 1, h tkr 1.933,0 tkr - tkr h h h 0 kw 203 kw 0,00 1,00 0 h tkr - tkr - tkr h h h 813 kw 203 kw 1,00 1, h tkr 1.933,0 tkr - tkr h h h 0 kw 203 kw 0,00 1,00 0 h tkr - tkr - tkr h h h 1190 kw 781 kw 1,00 1, h tkr 4.719,4 tkr - tkr - Tabel B2.10 Omkostninger til tab over interessehorisonten for udvalgte transformere. 49

89 Bilag 2: Eksempelsamling Driftsomkostninger: Ved beregning af de samlede driftsomkostninger anvendes følgende årlige omkostninger: 50 kv Kabler: kr. per km., år 50/10 og 132/50 kv trf: kr. per år 50 kv felter: kr. per år Linier Spænding Benævnelse kv DYR-GRN kv DYR-GRN Transformere Spænding Benævnelse /10 kv GRN T /50 kv DYR T /10 kv DYR T /10 kv DYR T /10 kv DYR T /10 kv GRN T /10 kv GRN T /50 kv DYR T Felter Spænding Benævnelse kv GRN kv DYR kv Trf. på DYR kv Trf. på DYR og GRN t.kr/år Diskonterede flg. år udgifter tkr 140, tkr 140,6 t.kr/år Diskonterede flg. år udgifter tkr 78, tkr 78, tkr 78, tkr 78, tkr 78, tkr 78, tkr 78, tkr 78,1 t.kr/år Diskonterede flg. år udgifter tkr 156, tkr 156, tkr 234, tkr 390,6 Tabel B2.11 Driftsomkostninger for nye kabler og udvalgte transformere og felter. Økonomisk sammenligningsgrundlag: Det økonomiske grundlag for sammenligning af de to konkurrerende udbygningsalternativer udgør summen af investeringer og løbende omkostninger (tab + drift og vedligeholdelse), fratrukket restværdien af anlægsaktiverne ved udløbet af interessehorisonten. Alt sammen beregnet for de komponenter som udgør en forskel mellem de to udbygningsalternativer, og alt sammen tilbageregnet til 2006 værdier. 50

90 Bilag 2: Eksempelsamling Linier Beløb omregnet til 2006 værdier Spænding Benævnelse Investering Restværdi Løb. omk. Total 50 kv DYR-GRN 1 tkr tkr tkr tkr kv DYR-GRN 2 tkr tkr tkr tkr Transformere Beløb omregnet til 2006 værdier Spænding Benævnelse Investering Restværdi Løb. omk. Total 50/10 GRN T2 tkr tkr 656 tkr tkr /50 DYR T13 tkr tkr tkr tkr /10 DYR T1 tkr tkr tkr tkr /10 DYR T2 tkr tkr tkr tkr /10 DYR T3 tkr tkr tkr 78 tkr /10 GRN T1 tkr tkr tkr tkr /10 GRN T4 tkr tkr tkr 78 tkr /50 DYR T12 tkr - tkr - tkr tkr Felter Beløb omregnet til 2006 værdier Spænding Benævnelse Investering Restværdi Løb. omk. Total 50 kv GRN 1+2 tkr tkr 563 tkr 156 tkr kv DYR 1+2 tkr tkr 563 tkr 156 tkr kv Trf. på DYR tkr tkr tkr 234 tkr kv f. på DYR og GRtkr tkr tkr 391 tkr Tabel B2.12 Omkostninger i 2006 værdier for udvalgte komponenter. Sum Totaler Investering Restværdi Løb. omk. Total Linier tkr tkr tkr tkr Transformere tkr tkr tkr tkr Felter tkr tkr tkr 937 tkr Stationsbygninger mm. tkr - tkr - tkr - tkr - I alt tkr tkr tkr tkr Tabel B2.13 Økonomisk sammenligningsværdi for alternativ A. 51

91 Bilag 2: Eksempelsamling B Alternativ B: Etablering af 132 kv forsyning til GRN Ved denne løsning foretages en gennemgribende renovering af nettet, idet der etableres en ny 132 kv forsyning fra BAG og EBY DYR 132 kv 2006 EBY 132 kv GRN 132 kv BAG 132 kv DYR 10 kv GRN 10 kv Figur B2.3 Enstregsskema af forsyning til GRN i alternativ B med 132 kv forbindelse til EBY og BAG, samt ombygning af DYR og GRN til 132/10 kv station. Transformere og afbrydere er markeret med det årstal hvor de forventes etableret. Ombygningen af DYR og GRN til 132/10 kv, muliggør at 50 kv anlægget i området kan sløjfes, hvorved der frigøres 50/10 kv transformere til anvendelse andre steder i nettet. Kabler: Netberegninger har vist at 132 kv kabler på strækningerne BAG-GRN (ca. 2 km) og GRN-EBY (ca. 10 km) er en teknisk fornuftig løsning af 132 kv forsyningen til GRN, der samtidig er fremtidssiker, idet den senere kan videre udbygges mod syd når også 50 kv kablerne i dette område skal renoveres. Da de nye kabelforbindelser indgår i det samlede 132 kv transmissionsnet, etableres disse med 630 Al PEX kabler. Kablerne etableres for en gennemsnitlig pris på 2,5 mio. kr. per km, alt inklusiv. Linier Spænding Benævnelse Etableringsår Afskr.tid Type Længde Pris Restværdi år 2031 kv 132 BAG-GRN 2006 år Al PEX km 2,000 kr kr kv 132 GRN-EBY 2006 år Al PEX km 10,000 kr kr Tabel B2.14 Investering og restværdi for nye 132 kv kabler. 52

92 Bilag 2: Eksempelsamling Udover etableringen af de nye kabler skal der ligeledes foretages en tømning af de eksisterende 50 kv kabler som ikke udskiftes. Omkostningen til dette udelades af beregningerne, da disse er identiske for de to konkurrerende udbygningsalternativer. 132 kv stationsanlæg: Ved denne løsning kan både DYR og GRN ombygges til at være 132/10 kv stationer. GRN etableres i en ny bygning med 4 felter på det halve stationsareal og i DYR erstattes de eksisterende 132/50 kv transformere med nye 132/10 kv transformere. Station BAG og EBY udvides med et ekstra liniefelt. På station DYR genanvendes de eksisterende 132 kv transformerfelter. De samlede omkostninger til etablering af et 132 kv transformer-/liniefelt er estimeret til 5,0 mio. kr. Ved en afskrivningstid på 40 år, opnås følgende investeringsomkostninger i 2006 og restværdier i Felter Spænding Benævnelse Etableringsår Afskr.tid Antal afbrydere Pris Restværdi år 2031 kv 132 GRN trf.felter 2006 år 40 2 kr kr kv 132 GRN liniefelter 2006 år 40 2 kr kr kv 132 BAG liniefelt 2006 år 40 1 kr kr kv 132 EBY liniefelt 2006 år 40 1 kr kr Tabel B2.15 Investeringer og restværdi for transformer- og liniefelter. 132/10 kv transformere: Der påregnes indkøbt i alt 4 stk. 132/10 kv transformere med en ydeevne på 45/30 MVA. Pris pr. stk. forventes at blive 3,5 mio. kr. alt inklusiv. Transformerne i GRN forventes etableret i 2006, mens de tilsvarende transformere i DYR opsættes i Transformere Spænding Benævnelse Etableringsår Afskr.tid Mærkeeffekt Tomgangstab Pris Restværdi år /10 GRN 132 T år 50 MVA 45/31,5 kw 11 kr kr /10 GRN 132 T år 50 MVA 45/31,5 kw 11 kr kr /10 DYR 132 T år 50 MVA 45/31,5 kw 11 kr kr /10 DYR 132 T år 50 MVA 45/31,5 kw 11 kr kr /10 * GRN T år 22 MVA 22 kw kr kr - 50/10 * GRN T år 25 MVA 22 kw kr kr - 50/10 * DYR T år 20 MVA 22 kw kr kr - 50/10 * DYR T år 20 MVA 22 kw kr kr - 50/10 * DYR T år 20 MVA 22 kw kr kr - 132/50 * DYR T år 42 MVA 80 kw kr kr - 132/50 * DYR T år 18 MVA 80 kw kr kr - Tabel B2.16 Investeringer og restværdi for 132/10 kv transformere. Transformere på DYR og GRN som nedtages i forbindelse med ombygning af DYR og GRN til 132/10 kv station er markeret med *. Værdien af de tiloversblevne transformere i DYR og GRN (markeret med *), som ikke har opbrugt deres levetid, anføres som en negativ omkostning i hhv og 2007 hvor de forventes nedtaget. Transformernes restværdi er beregnet i tabel B

93 Bilag 2: Eksempelsamling 10 kv anlæg Der ses bort fra udskiftningen af 10 kv anlægget, da omkostningerne til dette belaster de 2 udbygningsalternativer ens. Tab: I det følgende er der kun medtaget de tab i netkomponenterne som forventes at være forskellige i de 2 udbygningsalternativer. Der ses bort fra tabene i det eksisterende 132 kv net, vel vidende at tabene vil være påvirket af om effekten til GRN hentes fra 132 kv skinnen på DYR, eller 132 kv skinnerne på BAG og EBY. Kabler: Tabene i den nye 132 kv strækning vil være bestemt af dels belastningen på station GRN og transitten gennem strækningen som et led i det formaskede 132 kv net. For at forenkle beregningerne ses der bort fra transiteffekten, idet det forudsættes, at der sker en reduktion af tabene i det øvrige 132 kv net, svarende til tabene hidhørende fra transitten i den nye strækning. Det forudsættes endvidere at belastningen på GRN fordeler sig ligeligt på de 2 kabler, hvilket i praksis ikke vil være tilfældet. Herved opnås der lidt større tab end ved fordeling efter strømdelerprincippet, og dermed kompenseres der delvist for den manglende transiteffekt ved beregning af tabene. Tabene i kablerne er beregnet ved 84 A, svarende til 37 MW, fordelt på 2 kabler ved 132 kv og tan-phi=0,3. Der regnes med en årlig tilvækst i tabene på 0,5 %, hvorved der opnås følgende omkostninger til tab. Linier Tab i kw i år % stig. Spænding Benævnelse flg. År pukraftv. puvind TB forbrug TB Kraftv. 132 kv BAG-GRN 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,1 2,1 2,1 0,5% 0,00 0, h 0 h 132 kv GRN-EBY 9,9 10,0 10,0 10,1 10,1 10,2 10,2 10,3 10,3 10,4 0,5% 0,00 0, h 0 h Tabstid Diskont. Faktor Faktor Udgifter til tab i interessehorisonten mid min max tab R s mid min max 2507 h h h 33 kw 1,00 1,00 tkr 45,7 tkr - tkr h h h 163 kw 1,00 1,00 tkr 228,7 tkr - tkr - Tabel B2.17 Omkostninger til tab over interessehorisonten for nye 132 kv kabler. Transformere: 132/10 kv transformerne på station GRN vil i udgangsåret være belastet ca. 61 % af deres nominelle effekt (31,5 MVA) hvis belastningen fordeles ligeligt mellem de to transformere. Antages transformernes at have et kobbertab på 125 kw ved nominel belastning, vil tabene i transformerne udgøre 0,61^2*125 kw = 47 kw. Der forventes tilsvarende belastning/tab for transformerne på station DYR. 54

94 Bilag 2: Eksempelsamling Tabene forudsættes at øge med 0,5 % pr. år og der regnes med en benyttelsestid for belastningen på 4500 timer. Ovenstående giver anledning til følgende udgifter til tab over interessehorisonten: Transformere Belastningstab i kw i år % stig. Spænding Benævnelse flg. År pukraftv. puvind TB forbrug TB Kraftv. 132/10 kv GRN 132 T ,5% 0,00 0, h 0 h 132/10 kv GRN 132 T ,5% 0,00 0, h 0 h 132/10 kv DYR 132 T ,5% 0,00 0, h 0 h 132/10 kv DYR 132 T ,5% 0,00 0, h 0 h 50/10 kv * GRN T1 0,0% 0,00 0, h 0 h 50/10 kv * GRN T4 0,0% 0,00 0, h 0 h 50/10 kv * DYR T1 50 0,0% 0,00 0, h 0 h 50/10 kv * DYR T2 0 0,0% 0,00 0, h 0 h 50/10 kv * DYR T3 50 0,0% 0,00 0, h 0 h 132/50 kv * DYR T ,0% 0,00 0, h 0 h 132/50 kv * DYR T ,0% 0,00 0, h 0 h Tabstid Diskonterede Faktor Faktor Driftstimer Udgifter til tab i interessehorisonten mid min max bel.tab tomg.tab R s mid min max 2507 h h h 764 kw 172 kw 1,00 1, h tkr 1.742,3 tkr - tkr h h h 772 kw 172 kw 1,00 1, h tkr 1.753,5 tkr - tkr h h h 740 kw 172 kw 1,00 1, h tkr 1.709,4 tkr - tkr h h h 740 kw 172 kw 1,00 1, h tkr 1.709,4 tkr - tkr h h h 0 kw 0 kw 1,00 1, h tkr - tkr - tkr h h h 0 kw 0 kw 1,00 1, h tkr - tkr - tkr h h h 48 kw 0 kw 1,00 1, h tkr 67,4 tkr - tkr h h h 0 kw 0 kw 1,00 1, h tkr - tkr - tkr h h h 48 kw 0 kw 1,00 1, h tkr 67,4 tkr - tkr h h h 70 kw 0 kw 1,00 1, h tkr 98,5 tkr - tkr h h h 70 kw 0 kw 1,00 1, h tkr 98,5 tkr - tkr - Tabel B2.18 Omkostninger til tab over interessehorisonten for udvalgte transformere. Driftsomkostninger: Der anvendes samme omkostninger for drift som i udbygningsalternativ A: Linier Spænding Benævnelse kv BAG-GRN kv GRN-EBY Transformere Spænding Benævnelse /10 kv GRN 132 T /10 kv GRN 132 T /10 kv DYR 132 T /10 kv DYR 132 T /10 kv * GRN T1 50/10 kv * GRN T4 50/10 kv * DYR T1 5 50/10 kv * DYR T2 5 50/10 kv * DYR T /50 kv * DYR T /50 kv * DYR T12 5 t.kr/år Diskonterede flg. år udgifter tkr 31, tkr 156,2 t.kr/år Diskonterede flg. år udgifter tkr 78, tkr 78, tkr 76, tkr 76,2 tkr - tkr - tkr 4,8 tkr 4,8 tkr 4,8 tkr 4,8 tkr 4,8 Felter Spænding Benævnelse kv GRN trf.felter kv GRN liniefelter kv BAG liniefelt kv EBY liniefelt t.kr/år Diskonterede flg. år udgifter tkr 312, tkr 312, tkr 156, tkr 156,2 Tabel B2.19 Driftsomkostninger for nye kabler og udvalgte transformere og felter. 55

95 Bilag 2: Eksempelsamling Økonomisk sammenligningsgrundlag: De i ovenstående beskrevne investeringer og omkostninger til drift og tab, er omregnet til 2006 værdier og listet i nedenstående tabeller: Linier Beløb omregnet til 2006 værdier Spænding Benævnelse Investering Restværdi Løb. omk. Total 132 kv BAG-GRN kr kr 703 kr 77 kr kv GRN-EBY kr kr kr 385 kr Transformere Beløb omregnet til 2006 værdier Spænding Benævnelse Investering Restværdi Løb. omk. Total 132/10 GRN 132 T1 kr kr 656 kr kr /10 GRN 132 T2 kr kr 656 kr kr /10 DYR 132 T1 kr kr 683 kr kr /10 DYR 132 T2 kr kr 683 kr kr /10 * GRN T1 kr -800 kr - kr - kr /10 * GRN T4 kr -950 kr - kr - kr /10 * DYR T1 kr -673 kr - kr 72 kr /10 * DYR T2 kr -673 kr - kr 5 kr /10 * DYR T3 kr -673 kr - kr 72 kr /50 * DYR T13 kr kr - kr 103 kr /50 * DYR T12 kr kr - kr 103 kr Felter Beløb omregnet til 2006 værdier Spænding Benævnelse Investering Restværdi Løb. omk. Total 132 kv GRN trf.felter kr kr kr 312 kr kv GRN liniefelter kr kr kr 312 kr kv BAG liniefelt kr kr 703 kr 156 kr kv EBY liniefelt kr kr 703 kr 156 kr Tabel B2.20 Omkostninger i 2006 værdier for udvalgte komponenter. Totaler Investering Restværdi Løb. omk. Total Linier tkr tkr tkr 462 tkr Transformere tkr tkr tkr tkr Felter tkr tkr tkr 937 tkr Stationsbygninger mm. tkr - tkr - tkr - tkr - I alt tkr tkr tkr tkr Tabel B2.21 Økonomisk sammenligningsværdi for alternativ B. B Sammenfatning I tabel B2.13 og tabel B2.21 er de udvalgte investeringer, restværdier og løbende omkostninger summeret for de to udbygningsalternativer. Som tidligere beskrevet er investeringer og omkostninger som er ens i de to udbygningsalternativer udeladt, idet det er forskellen i de samlede omkostninger der er interessant. Sammenligningsgrundlaget er således 73,4 mio. kr. for alternativ A, og 63,7 mio. kr. for alternativ B. Udbygningsalternativ B er således ca. 10 mio. kr. billigere end udbygningsalternativ A, set over den valgte interessehorisont på 25 år. Besparelsen hentes primært ved lavere driftsomkostninger, og ved at den store investering som alternativ B indbefatter, delvist betales af restværdien af de 132/50 kv og 50/10 kv transformere som frigives ved ombygning af GRN og DYR til 132/10 kv. 56

96 Bilag 2: Eksempelsamling En øget interessehorisont vil således gøre alternativ B endnu mere attraktiv. Ved at ændre på interessehorisonten kan det vises at de to alternativer bliver økonomisk ligeværdige ved en interessehorisont på ca. 16 år. Ud over de økonomiske fordele ved alternativ B, eksisterer der andre fordele ved denne løsning. Herunder mulighed for udbygning når øvrige 50 kv kabler skal renoveres i området, og mulighed for anden anvendelse af stationsarealet på station DYR, når 50 kv delen kan nedtages. Ikke mindst giver 132 kv løsningen med ringforbindelsen et net der er væsentligt bedre rustet til uforudsete stigninger i belastningen end 50 kv løsningen med GRN på dobbelt stik. 57

97 Bilag 2: Eksempelsamling B2.3. Eksempel II: Udbygning ved stor decentral produktion Dette eksempel er opstillet med inspiration i udvidelse af en vindmøllepark ved Vejlerne i Nordjylland og dennes tilslutning til nettet. På figur B2.4 er vist et enstregsskema over det relevante 150- og 60 kv net. Den nye etape af vindmølleparken skal tilsluttes 60/10 kv station KLF, hvor den første etape også er tilsluttet. Luftledningen bærer normalt effekten fra den decentrale produktion på BRÆ, KLF og AGS - der langt overstiger maksimal belastningen på disse stationer til 150/60 kv station FRT. Luftledningen FRT til B over det naturreservatet Vejlerne er imidlertid planlagt nedtaget/kabellagt. Herved kan BRÆ, KLF og AGS omlægges til 150/60 kv station FRD, hvilket vil betyde en lang transportvej for den decentrale produktion. Alternativt kan der etableres et nyt 60 kv kabel over Vejlerne. Begge løsninger omfatter kun 60 kv nettet. FRT Luftledning skrottes ifølge kabelhandlingsplan B BRÆ FJR BRV FRD A 150 kv 60 kv KLF AGS 60 kv 150 kv G Ny etappe af vindmøllepark Figur B2.4 Enstregsskema af det for eksemplet relevante 150- og 60 kv net. 150 kv forbindelsen mellem FRT og FRD går tæt forbi station KLF. En alternativ løsning er derfor at etablere en simplificeret 150/60 kv station på en T-afgrening ved KLF. B Nuværende netforhold 60 kv net: En del af 60 kv luftledningen mellem FRT og BRÆ går gennem Danmarks største naturvidenskabelige reservat Vejlerne. Af hensyn til miljøet er det derfor besluttet at nedlægge denne strækning som et led i den jysk/fynske kabelhandlingsplan. Uden etablering af en alternativ forbindelse enten ved en kabellægning af FRT-BRÆ, eller ved en ny forbindelse fra AGS syd over Aggersund, vil stationerne AGS, KLF, BRÆ, FJR og BRV stå uden alternativ 60 kv forsyning i tilfælde af havari på BRV-FRD. 58

98 Bilag 2: Eksempelsamling I forbindelse med nettilslutning af vindmølleparken opstilles der en ny 60 kv transformer med tilhørende felter mm. Dette gennemføres ens i de to udbygningsalternativer og udelades derfor af beregningerne. Renovering/udskiftning af eksisterende kv anlæg: Ud over nedtagningen af 60 kv linien over Vejlerne, indregnes der i dette eksempel ikke omkostninger til den løbende udskiftning og renovering af kv anlæggene i det pågældende net. Det vurderes at udbygningsalternativerne overordnet set vil have sammenlignelig indvirkning på de fremtidige omkostninger til renoveringer og udskiftninger af de ikke berørte anlægsdele. Belastningsforhold: Følgende belastninger indgår i udgangsåret for stationerne: 60/10 kv station FRD BRV FJR BRÆ KLF AGS Stations maks 1,5 MW 6,0 MW 4,2 MW 4,0 MW 1,5 MW 1,2 MW Stations min 1,0 MW 3,6 MW 2,4 MW 2,6 MW 0,6 MW 0,6 MW Vindmøller -18,0 MW -3,0 MW -7,2 MW -10,3 MW -24,7 MW -9,0 MW Kraftvarme -0,8 MW -6,2 MW Energi Belastning 6,8 GWh 27,0 GWh 18,9 GWh 18,0 GWh 6,8 GWh 5,4 GWh Energi Vind 36,0 GWh 6,0 GWh 14,4 GWh 20,6 GWh 49,4 GWh 18,0 GWh Energi Kraftvarme 3,2 GWh 22,0 GWh Tabel B2.22 Stationsbelastninger i udgangsåret. Den decentrale produktion er dominerende for samtlige stationsbelastninger. Som dimensionerende belastningssituation anvendes den belastningskombination der giver den årlige maksimal belastning for hver enkelt netkomponent. Der skal her tages hensyn til udligning mellem produktionsbelastninger og decentral produktion. Ideelt bør der indsamles dataserier for middeleffekten i hvert kvarter, opdelt på belastning, vindmøller og decentral produktion under hver station. Disse tidsserier kan så kombineres for hver netkomponent afhængig af koblingen i nettet. I dette tilfælde er sådanne detaljerede data ikke tilgængelige. I stedet anvendes belastningskombinationen af 50 % stationsmaks. og fuld produktion på kraftværksenheder og vindmøller, reduceret med estimerede udligningsfaktorer, som dimensionerende belastningskombination. Til estimering af tabstiderne for tabene i linierne, har vi behov for at kende forholdet mellem det årlige energiforbrug og hhv. den årlige produktion på vindmøller, hhv. decentrale kraftværksenheder, der ligger nedstrøms for linien. Til det brug er der i tabel B2.22 indsat nogle fiktive årsenergier for de tre kategorier. 59

99 Bilag 2: Eksempelsamling B Alternativ A: Kabellægning af 60 kv luftledning over Vejlerne I dette udbygningsalternativ erstattes luftledningen over vejlerne med et nyt 60 kv kabel, se figur B2.5. FRT BRÆ FJR BRV FRD Nyt 60 kv kabel B A 150 kv 60 kv KLF G AGS G 60 kv 150 kv Figur B2.5 Enstregsskema for 60 kv net i udbygningsalternativ A. 60/10 kv transformerne er af hensyn til overskueligheden udeladt. For at mindske tabene i 60 kv nettet omlægges station BRÆ til station FRD i normalkoblingen. Nyt kabel: Den nye kabelstrækning forudsættes udført med 400 Al PEX kabler. Den samlede kabellængde fra KLF til FRT estimeres til 13 km. Kablet forventes at have en pris på ca. 1,5 mio. kr. pr. km. Linier Spænding Benævnelse Etableringsår Afskr.tid Type Længde Pris Restværdi år 2031 kv 60 FRD-BRV år 176 st-al km 2,660 kr - kr - kv 60 BRV-FJR år 176 st-al km 17,530 kr - kr - kv 60 FJR-BRÆ år 176 st-al km 1,700 kr - kr - kv 60 BRÆ-A år 176 st-al km 0,700 kr - kr - kv 60 A-B år 70 Cu km 6,100 kr - kr - kv 60 FRT-B 2006 år Al PEX km 13,000 kr kr kv 60 B-KLF år 240 Cu km 2,700 kr - kr - kv 60 KLF-AGS år 240 Cu km 7,400 kr - kr - Tabel B2.23 Investering og restværdi for nyt 60 kv kabel, samt data for eksisterende ledningsstrækninger. De eksisterende ledningsstrækninger er medtaget i tabel B2.23 af hensyn til beregning af nettabene i disse. Transformere: Der foretages ingen ændringer i transformerkapaciteterne i forbindelse med udbygningsalternativet. I det konkurrerende udbygningsalternativ indgår samme transformere som i dette, hvorfor transformerne udelades af kalkulerne. Felter: Den nye kabelstrækning tilsluttet det allerede eksisterende 60 kv felt på station FRT. Der foretages ikke yderligere investeringer i felter. 60

100 Bilag 2: Eksempelsamling Tab: Der foretages en estimering af omkostningerne til nettab i interessehorisonten for de netkomponenter der er forskellige i de to udbygningsalternativer, og for de netkomponenter i hvilke tabene er forskellige i de to udbygningsalternativer. Da effektflowet i 60 kv nettet mellem FRD og FRT, samt stikket til AGS ændres indgår disse i beregningerne. Der foretages ikke ændringer blandt 60/10 kv transformerne, eller ændringer af effektflowet gennem disse, hvorfor disse udelades af beregningerne. Det vurderes at nettabene i 150/60 kv transformerne, samt i 150 kv nettene ikke er væsentlig forskellig i de to udbygningsalternativer. Disse udelades derfor af beregningerne. Herved betragtes følgende effekt- og energiflow i udgangsåret, idet AGS og KLF omlægges til FRT, og BRÆ omlægges til FRD. Sum årsmaks. Sum årsenergi Linie Forbrug Vind Kraftvarme Forbrug Vindprod. Kraftvarme FRD-BRV 14,2 MW 4,3 MVAr -20,5 MW 1,0 MVAr -6,2 MW 0,0 MVAr 63,9 GWh 41,0 GWh 22,0 GWh BRV-FJR 8,2 MW 2,5 MVAr -17,5 MW 0,9 MVAr 0,0 MW 0,0 MVAr 36,9 GWh 35,0 GWh 0,0 GWh FJR-BRÆ 4,0 MW 1,2 MVAr -10,3 MW 0,5 MVAr 0,0 MW 0,0 MVAr 18,0 GWh 20,6 GWh 0,0 GWh BRÆ-A 0,0 MW 0,0 MVAr 0,0 MW 0,0 MVAr 0,0 MW 0,0 MVAr 0,0 GWh 0,0 GWh 0,0 GWh A-B 0,0 MW 0,0 MVAr 0,0 MW 0,0 MVAr 0,0 MW 0,0 MVAr 0,0 GWh 0,0 GWh 0,0 GWh FRT-B 2,7 MW 0,8 MVAr -33,7 MW 1,7 MVAr 0,0 MW 0,0 MVAr 12,2 GWh 67,4 GWh 0,0 GWh B-KLF 2,7 MW 0,8 MVAr -33,7 MW 1,7 MVAr 0,0 MW 0,0 MVAr 12,2 GWh 67,4 GWh 0,0 GWh KLF-AGS 1,2 MW 0,4 MVAr -9,0 MW 0,5 MVAr 0,0 MW 0,0 MVAr 5,4 GWh 18,0 GWh 0,0 GWh Tabel B2.24 Effekt- og energiflow i 60 kv linier fordelt på forbrug, vind og kraftvarme. Som dimensionerende belastningssituation vælges fuld decentral produktion kombineret med 50 % af maksimal belastning på stationerne. For linier der gennemløbes af effekt til flere stationer reduceres sum-effekten med en udligningsfaktor. Der regnes med en tangens(φ) på 0,3 for forbrug, -0,05 for vindmøller og 0 for kraftværksenheder. Herved opnås følgende udlignede belastninger og tab i 60 kv linierne: Linie Type Længde Udlig. Effekt Strøm Tab pukr.v puvind TB forbr. TB Kraftv. FRD-BRV Luftled. 176 st-al 2,7 km 85% -16,7 MW 2,7 MVAr 162 A 40 kw 0,34 0, BRV-FJR Luftled. 176 st-al 17,5 km 90% -12,1 MW 1,9 MVAr 117 A 139 kw 0,00 0, FJR-BRÆ Luftled. 176 st-al 1,7 km 100% -8,3 MW 1,1 MVAr 81 A 6 kw 0,00 1, BRÆ-A Luftled. 176 st-al 0,7 km 100% 0,0 MW 0,0 MVAr 0 A 0 kw 0,00 0,00 A-B Luftled. 70 Cu 6,1 km 100% 0,0 MW 0,0 MVAr 0 A 0 kw 0,00 0,00 FRT-B Kabel 400 Al 17,0 km 95% -30,7 MW 2,0 MVAr 296 A 348 kw 0,00 5, B-KLF Kabel 240 Cu 2,7 km 95% -30,7 MW 2,0 MVAr 296 A 54 kw 0,00 5, KLF-AGS Kabel 240 Cu 7,4 km 100% -8,4 MW 0,6 MVAr 81 A 11 kw 0,00 3, Tabel B2.25 Estimering af nettab og p.u. værdier for kraftvarme og vindkraft. 61

101 Bilag 2: Eksempelsamling Tabene er hovedsageligt defineret ved den decentrale produktion. Det antages derfor at tabene er konstante i interessehorisonten. Diskonteringsfaktoren for tabene kan hermed beregnes af formel C (1 + ) α = = t, Indsat i formel C1, med de i tabel B2.1 angivne nøgletal, kan tabene opgøres til: K = P ( 400 kr / kw + 0, 4 kr / kwh T ) tab b tab, Ved at anvende pu værdierne for hhv. kraftvarme og vind, samt benyttelsestiden for forbruget og kraftvarmen under hver 60/10 kv station, kan tabstiderne T tab bestemmes ved opslag i tabel 2 og tabel 3 i appendiks D. Afrundes puvind til 0,7 og pukraftvarme til 0,3, aflæses a=0,04, b=0,02, c=1513 i tabel 2. Hermed benyttelsestiden for den udvekslede energi for linien FRD-BRV beregnes som: Tb ( udveksling ) = a Tb ( forbrug ) + b Tb ( kraft var me ) + c T b ( udveksling) = 0, , = 1764 timer I tabel 3 i appendiks D aflæses A=0,64 og B=-487, hvorved tabstiden kan beregnes som: T ( udveksling ) = A T ( udveksling ) B tab b + T tab ( udveksling) = 0, ( 487) = 642 timer I det udarbejdede regneark er der indarbejdet en funktion der laver 2 dimensional interpolation ved opslag i tabellerne i appendiks D. Dermed reduceres den fejl der introduceres ved afrundingen af pu. værdierne. De herved beregnede tabsværdier er angivet i tabel B2.26 Linier Spænding Benævnelse 60 kv FRD-BRV 60 kv BRV-FJR 60 kv FJR-BRÆ 60 kv BRÆ-A 60 kv A-B 60 kv FRT-B 60 kv B-KLF 60 kv KLF-AGS Tabstid pukraftv. puvind TB forbrug TB Kraftv. mid min max 0,34 0, h 3548 h 673 h h h 0,00 0, h 0 h 747 h h h 0,00 1, h 0 h 714 h h h 0,00 0,00 0 h 0 h 2614 h 1380 h 3222 h 0,00 0,00 0 h 0 h 2614 h 1380 h 3222 h 0,00 5, h 0 h 661 h h h 0,00 5, h 0 h 661 h h h 0,00 3, h 0 h 639 h h h Tabel B2.26 Tabstider for linier ved etablering af ny kabelforbindelse over Vejlerne. 62

102 Bilag 2: Eksempelsamling Tabene kan hermed beregnes til: Linier Spænding Benævnelse 60 kv FRD-BRV 60 kv BRV-FJR 60 kv FJR-BRÆ 60 kv BRÆ-A 60 kv A-B 60 kv FRT-B 60 kv B-KLF 60 kv KLF-AGS Faktor Faktor Udgifter til tab i interessehorisonten R s mid min max 1,00 1,00 tkr 420 tkr - tkr - 1,00 1,00 tkr tkr - tkr - 1,00 1,00 tkr 68 tkr - tkr - 1,00 1,00 tkr - tkr - tkr - 1,00 1,00 tkr - tkr - tkr - 1,00 1,00 tkr tkr - tkr - 1,00 1,00 tkr 557 tkr - tkr - 1,00 1,00 tkr 113 tkr - tkr - Tabel B2.27 Udgifter til tab for linier ved etablering af ny kabelforbindelse over Vejlerne. Driftsomkostninger: Under driftsomkostninger undlades omkostninger der er ens i de to udbygningsalternativer. For udbygningsalternativ A, medtages derfor kun driftsomkostninger til det nye 60 kv kabel, og dets 60 kv felt på station FRT, der forudsættes nedtaget i udbygningsalternativ B. Driftsomkostningerne til 60 kv kablet estimeres til 13 t.kr. pr. år, og driftsomkostningerne til 60 kv feltet til 5 t.kr. pr. år. Over interessehorisonten, og med en diskonteringsfaktor på 15,62, beregnet ved formel B1 i appendiks B, giver det driftsomkostninger på 203 t.kr. for kablet og 78 t.kr. for feltet i 2006 kr. Økonomisk sammenligningsgrundlag: Det økonomiske grundlag for sammenligning af de to konkurrerende udbygningsalternativer udgør summen af investeringer og løbende omkostninger (tab + drift og vedligeholdelse), fratrukket restværdien af anlægsaktiverne ved udløbet af interessehorisonten. Alt sammen beregnet for de komponenter som udgør en forskel mellem de to udbygningsalternativer, og alt sammen tilbageregnet til 2006 værdier. Linier Beløb omregnet til 2006 værdier Spænding Benævnelse Investering Restværdi Løb. omk. Total 60 kv FRD-BRV tkr - tkr - tkr 420 tkr kv BRV-FJR tkr - tkr - tkr tkr kv FJR-BRÆ tkr - tkr - tkr 68 tkr kv BRÆ-A tkr - tkr - tkr - tkr - 60 kv A-B tkr - tkr - tkr - tkr - 60 kv FRT-B tkr tkr tkr tkr kv B-KLF tkr - tkr - tkr 557 tkr kv KLF-AGS tkr - tkr - tkr 113 tkr 113 Felter Beløb omregnet til 2006 værdier Spænding Benævnelse Investering Restværdi Løb. omk. Total 60 kv FRT liniefelt tkr - tkr - tkr 78 tkr 78 Tabel B2.28 Omkostninger i 2006 værdier for udvalgte komponenter. 63

103 Bilag 2: Eksempelsamling Totaler Investering Restværdi Løb. omk. Total Linier tkr tkr tkr tkr Transformere tkr - tkr - tkr - tkr - Felter tkr - tkr - tkr 78 tkr 78 Stationsbygninger mm. tkr - tkr - tkr - tkr - I alt tkr tkr tkr tkr Tabel B2.29 Økonomisk sammenligningsværdi for alternativ A. B Alternativ B: Etablering af simpel 150/60 kv station ved KLF Som tidligere nævnt passerer 150 kv forbindelsen mellem FRT og FRD tæt forbi station KLF. En alternativ løsning er derfor at etablere en simplificeret 150/60 kv station på en T-afgrening ved KLF. FRT B BRÆ FJR BRV FRD A 150 kv 60 kv KLF AGS 60 kv 150 kv Ny simpel 150 kv station G G KLT Figur B2.6 Enstregsskema af 150 og 60 kv net, med en ny simpel 150/60 kv station ved KLF. 150 kv indfødningen etableres ved at flytte en af 150/60 kv transformerne, inklusiv felter, fra FRD til KLF. Den nye 150/60 kv indfødning vil både reducere nettabene og forbedre reserveforholdene i 60 kv nettet, samtidig med at en kabellægning af strækningen over Vejlerne undgås. Luftledning: 150/60 kv transformeren etableres på en simpel T-afgrening på 150 kv linien FRT- FRD. Linien etableres som luftledning med en samlet længde på 450 m. Pris inkl. afgreningsmast ca. 2,1 mio. kr. Linier Spænding Benævnelse Etableringsår Afskr.tid Type Længde Pris Restværdi år 2031 kv 60 FRD-BRV år 176 st-al km 2,660 kr - kr - kv 60 BRV-FJR år 176 st-al km 17,530 kr - kr - kv 60 FJR-BRÆ år 176 st-al km 1,700 kr - kr - kv 60 BRÆ-A år 176 st-al km 0,700 kr - kr - kv 60 A-B år 70 Cu km 6,100 kr - kr - kv 60 B-KLF år 240 Cu km 2,700 kr - kr - kv 60 KLF-AGS år 240 Cu km 7,400 kr - kr - kv 150 KLF-KLT 2006 år st-al Curlew km 0,450 kr kr Tabel B2.30 Investering i T-afregning til station KLF. 64

104 Bilag 2: Eksempelsamling 150 kv stationsanlæg og transformer: 150 kv anlægget på KLF etableres med et 150kV felt og en 150/60 kv transformer med plads til udvidelse med endnu et felt og en transformer. Transformer og bryder hentes fra station FRD. De eksisterende 60- og 10 kv stationsbygninger på KLF udvides. Dette giver anledning til følgende omkostninger: Transformere Spænding Benævnelse Etableringsår Afskr.tid Mærkeeffekt Tomgangstab Pris Restværdi år /60 KLF flyttes fra FRD 2006 år MVA 0 kw kr kr - Tabel B2.31 Omkostninger til flytning og etablering af fundament til transformer på KLF. Felter Spænding Benævnelse Etableringsår Afskr.tid Antal afbrydere Pris Restværdi år 2031 kv 150 Transformerfelt 2006 år 50 1 kr kr Tabel B2.32 Omkostninger til etablering af transformerfelt på KLF. Der genanvendes udstyr fra FRD. Stationsbygning m. kontroludstyr og udendørsareal Spænding Benævnelse Etableringsår Afskr.tid Årlige udgifter Pris Restværdi år 2031 Plads og bygning 2006 år 60 kr kr kr Øvrigt stationsudstyr 2006 år 25 kr - kr kr - Tabel B2.33 Omkostninger til udvidelse af stations bygninger og stations område, samt til øvrigt højspændingsmateriel i forbindelse med etablering af 150 kv stationsanlægget. Tab: Ved etablering af 150 kv stationen på KLF reduceres transportvejen i 60 kv nettet, og dermed reduceres tabene i 60 kv linierne. Tabene i 150 kv nettene vil også påvirkes, men disse er primært styret af transitten gennem nettet og det vil dermed ikke kunne forudsiges hvorvidt disse vil blive større eller mindre ved etableringen af 150 kv stationen. Tabene i 150/60 kv transformerne på station FRT og FRD vil blive påvirket af den nye station. Da den nye station etableres med en transformer fra station FRT, vil tomgangstabene i transformerne forblive uændrede. De samlede belastningstab til 150/60 kv transformerne på de betragtede stationer vil givetvis ændres ved at ombygge KLF til 150 kv. Det har ikke ved opbygningen af dette eksempel været muligt at lave detaljerede beregninger af hvorledes tabene ændres i 150 kv nettet og 150/60 kv transformerne. Der ses derfor bort fra effekttabene i det eksisterende 150 kv net. I det følgende betragtes således kun tabene i 60 kv linierne og i den nye 150 kv luftledning KLT-KLF. 65

105 Bilag 2: Eksempelsamling Idet det antages at 60 kv nettet opdeles som angivet på figur B2.6 opnås følgende effekt og energiflow gennem de betragtede 60 og 150 kv linier. Sum årsmaks. Sum årsenergi Linie Forbrug Vind Kraftvarme Forbrug Vind Kraftvarme FRD-BRV 10,2 MW 3,1 MVAr -10,2 MW 0,5 MVAr -6,2 MW 0,0 MVAr 45,9 GWh 20,4 GWh 22,0 GWh BRV-FJR 4,2 MW 1,3 MVAr -7,2 MW 0,4 MVAr 0,0 MW 0,0 MVAr 18,9 GWh 14,4 GWh 0,0 GWh FJR-BRÆ 0,0 MW 0,0 MVAr 0,0 MW 0,0 MVAr 0,0 MW 0,0 MVAr 0,0 GWh 0,0 GWh 0,0 GWh BRÆ-A 4,0 MW 1,2 MVAr -10,3 MW 0,5 MVAr 0,0 MW 0,0 MVAr 18,0 GWh 20,6 GWh 0,0 GWh A-B 4,0 MW 1,2 MVAr -10,3 MW 0,5 MVAr 0,0 MW 0,0 MVAr 18,0 GWh 20,6 GWh 0,0 GWh B-KLF 4,0 MW 1,2 MVAr -10,3 MW 0,5 MVAr 0,0 MW 0,0 MVAr 18,0 GWh 20,6 GWh 0,0 GWh KLF-AGS 1,2 MW 0,4 MVAr -9,0 MW 0,5 MVAr 0,0 MW 0,0 MVAr 5,4 GWh 18,0 GWh 0,0 GWh KLF-KLT 6,7 MW 2,0 MVAr -44,0 MW 2,2 MVAr 0,0 MW 0,0 MVAr 30,2 GWh 88,0 GWh 0,0 GWh Tabel B2.34 Effekt og energiflow gennem 60 og 150 kv linier. Som ved de øvrige beregninger antages det at den maksimale belastning opnås ved fuld decentral produktion og 50 % belastning på stationerne. Herved opnås følgende udlignede maksimalbelastninger af 60 og 150 kv linierne og deraf følgende effekttab. Linie Type Længde Udlig. Effekt Effekt Strøm Tab pukr.v puvind TB forbr. TB Kraftv. FRD-BRV Luftled. 176 st-al 2,7 km 90% -10,2 MW 1,8 MVAr 99 A 15,1 kw 0,48 0, BRV-FJR Luftled. 176 st-al 17,5 km 100% -5,1 MW 1,0 MVAr 50 A 25,1 kw 0,00 0, FJR-BRÆ Luftled. 176 st-al 1,7 km 100% 0,0 MW 0,0 MVAr 0 A 0 kw 0,00 0,00 BRÆ-A Luftled. 176 st-al 0,7 km 100% -8,3 MW 1,1 MVAr 81 A 2,6 kw 0,00 1, A-B Luftled. 70 Cu 6,1 km 100% -8,3 MW 1,1 MVAr 81 A 32 kw 0,00 1, B-KLF Kabel 240 Cu 2,7 km 100% -8,3 MW 1,1 MVAr 81 A 4 kw 0,00 1, KLF-AGS Kabel 240 Cu 7,4 km 100% -8,4 MW 0,6 MVAr 81 A 11 kw 0,00 3, KLF-KLT Luftl. 594 st-al 0,45 km 90% -36,6 MW 2,9 MVAr 141 A 1,8 kw 0,00 2, Tabel B2.35 Udlignede maksimalbelastninger og effekttab i linier. Antages tabene konstante over hele interessehorisonten opnås følgende kapitaliserede nettab. Linier Tab i kw i år % stig. Spænding Benævnelse flg. År pukraftv. puvind TB forbrug TB Kraftv. 60 kv FRD-BRV ,0% 0,48 0, h 3548 h 60 kv BRV-FJR ,0% 0,00 0, h 0 h 60 kv FJR-BRÆ ,0% 0,00 0,00 0 h 0 h 60 kv BRÆ-A ,0% 0,00 1, h 0 h 60 kv A-B ,0% 0,00 1, h 0 h 60 kv B-KLF ,0% 0,00 1, h 0 h 60 kv KLF-AGS ,0% 0,00 2, h 0 h 150 kv KLF-KLT ,0% 0,00 3, h 0 h Tabel B2.36 Kapitaliserede nettab. Tabstid Diskont. Faktor Faktor Udgifter til tab i interessehorisonten mid min max tab R s mid min max 780 h h h 235 kw 1,00 1,00 tkr 167,6 tkr - tkr h h h 392 kw 1,00 1,00 tkr 298,1 tkr - tkr h 1380 h 3222 h 0 kw 1,00 1,00 tkr - tkr - tkr h h h 41 kw 1,00 1,00 tkr 27,9 tkr - tkr h h h 498 kw 1,00 1,00 tkr 341,1 tkr - tkr h h h 64 kw 1,00 1,00 tkr 43,8 tkr - tkr h h h 27 kw 1,00 1,00 tkr 18,0 tkr - tkr h h h 177 kw 1,00 1,00 tkr 116,2 tkr - tkr - 66

106 Bilag 2: Eksempelsamling Driftsomkostninger: De årlige driftsomkostninger til 60 kv luftledningerne er uændrede i forhold til udbygningsalternativ A. For det nye 150 kv stik, påregnes der årlige omkostninger på kr. (3.000 kr. pr. km.), eller 21 t.kr. for hele interessehorisonten, ved en diskonteringsfaktor på 15,62. For det udvidede stationsanlæg påregnes der årlige driftsomkostninger på kr., eller ca. 94 t.kr. for hele interessehorisonten. Økonomisk sammenligningsgrundlag: Hermed opnås følgende økonomiske nøgletal, der kan anvendes til sammenligning med tilsvarende for udbygningsalternativ A. Linier Beløb omregnet til 2006 værdier Spænding Benævnelse Investering Restværdi Løb. omk. Total 60 kv FRD-BRV tkr - tkr - tkr 1 tkr 1 60 kv BRV-FJR tkr - tkr - tkr 2 tkr 2 60 kv FJR-BRÆ tkr - tkr - tkr - tkr - 60 kv BRÆ-A tkr - tkr - tkr 14 tkr kv A-B tkr - tkr - tkr 170 tkr kv B-KLF tkr - tkr - tkr 137 tkr kv KLF-AGS tkr - tkr - tkr 56 tkr kv KLF-KLT tkr tkr 394 tkr 30 tkr Transformere Beløb omregnet til 2006 værdier Spænding Benævnelse Investering Restværdi Løb. omk. Total 150/60 LF flyttes fra FR tkr 500 tkr - tkr - tkr 500 Felter Beløb omregnet til 2006 værdier Spænding Benævnelse Investering Restværdi Løb. omk. Total 150 kv Transformerfelt tkr tkr 281 tkr - tkr Stationsbygning mm. Beløb omregnet til 2006 værdier Spænding Benævnelse Investering Restværdi Løb. omk. Total Plads og bygni tkr tkr 284 tkr 94 tkr Øvrigt stationsu tkr tkr - tkr - tkr Tabel B2.37 Omkostninger i 2006 værdier for udvalgte komponenter. Totaler Investering Restværdi Løb. omk. Total Linier tkr tkr 394 tkr 410 tkr Transformere tkr 500 tkr - tkr - tkr 500 Felter tkr tkr 281 tkr - tkr Stationsbygninger mm. tkr tkr 284 tkr 94 tkr I alt tkr tkr 960 tkr 504 tkr Tabel B2.38 Økonomisk sammenligningsværdi for alternativ B. B Sammenfatning I tabel B2.29 og tabel B2.38 er de udvalgte investeringer, restværdier og løbende omkostninger summeret for de to udbygningsalternativer. Som tidligere beskrevet er investeringer og omkostninger som er ens i de to udbygningsalternativer udeladt, idet det er forskellen i de samlede omkostninger der er interessant. 67

107 Bilag 2: Eksempelsamling Det ses at alternativ B har de absolut laveste omkostninger set over interessehorisonten. Både de løbende omkostninger (primært til tab), og investeringsomkostningerne er betydeligt lavere. Investeringsomkostningerne vil givetvis have været større hvis ikke 150 kv materiellet fra FRD kunne genanvendes. 68

108 Bilag 2: Eksempelsamling B2.4. Eksempel III: Ny 150/60 kv station versus løbende forstærkning af 60 kv net N1 s kontrolrum har konstateret problemer med belastningerne i 60 kv nettet i Horsens Vejle området, hvilket er anledning til igen at se på forstærkning i området. I dette eksempel er der, ud fra de eksisterende forhold, foretaget en sammenligning af de mulige udbygninger/forstærkninger af 60 kv nettet kontra etablering af en ny 150/60 kv station i eller omkring Hedensted. B Nuværende netforhold Der er tale om området mellem 150/60 kv stationerne Hatting (HAT) og Knabberup (KNA), som hovedsageligt omfatter 60 kv net ejet af Energi Horsens, men derudover har også TRE-FOR og EnergiMidt 60 kv net-andele i området. BRD NSN ØBI HON HAT LUN LGE HAN EBJ HOV HAD ØRT ODD BYG FUS ÅBO ELB JEL HAU LIN KOR DRO SHO KRL LØS ÅRU HST QHO TOR TER BLI GLU LDR LYS BJE OLL HØG KNA NMR SGR SVN BRB BBT ØRG BAR JUL VHV SYT ULV VEV SYK Figur B2.7 Betragtet 60 kv net mellem station KNA og HAT. 60 kv nettet drives som formaskede øer under hver 150/60 kv station. Der er fuld stationsreserve på hver 150/60 kv station. 69

109 Bilag 2: Eksempelsamling 60 kv net: Kabler Ved beregning af en korttidsbelastningsevne for kabler i nettet, udnyttes det faktum at kablet der igennem længere driftsperiode har været belastet mindre end kablets cykliske eller konstante reference overføringsevne, vil have en driftstemperatur som ligger under den temperatur, for hvilken kablet ældes ekstraordinært. Beregningen kan gennemføres i henhold til metoderne beskrevet i IEC , men kræver indgående kendskab til kablets konstruktion, varmeledningsforhold og starttemperatur på kablet. I IEC er der gennemregnet et eksempel på et 400 kv kabel der med en konstant nominel belastning på 75 % af reference overføringsevnen, kan belastes med 142 % i op til 6 timer uden overskridelse af den maksimale ledertemperatur. I Eltra Notat ELT d er der vist en tabel hvor 150 kv kabler ved en forudgående belastning på 75 % kan belastes hhv. 151 % i 10 timer, 124 % i 50 timer og 117 % i 100 timer uden overskridelse af den maksimale ledertemperatur. Der kan forekomme lokale hotspots som følge af dårlige varmeledningsforhold eller nærføring med andre varmekilder. Sammenholdt med at den eksakte kabelkonstruktion ikke kendes ved udarbejdelsen af dette eksempel anvendes 115 % som korttidsoverføringsevne i dette eksempel. 150/60 kv transformere Transformernes belastningsevne ved cyklisk belastning, kan aflæses af tabel 10.3 i afsnit I dette eksempel antages et forhold mellem døgnmaks. og døgnmin. på 2:1, hvilket giver en belastningsevne på 125 % af mærkeeffekt ved en varighed af maks. på 4 timer. Belastningsforhold: Der forekommer ikke væsentlig decentral produktion i området, hvorfor disse udelades af beregningerne. For forbruget på 60/10 kv stationerne regnes der med en tan-phi på 0,3. Belastningssituationen i udgangsåret udgør de udlignede årsmaks. for 60/10 kv stationerne, hvor udligningsfaktorerne for 60/10 kv stationerne under hver 150/60 kv transformer, er fastlagt således at summen af stationernes udlignede årsmaks. er identisk med den målte årsmaks. for 150/60 kv transformeren. 70

110 Bilag 2: Eksempelsamling Prognose: Der er regnet med en årlig stigning i belastningen på 1,45 %. Stigningen er jævnt fordelt på samtlige 60/10 kv stationer. Under normalkobling i 2031 vil følgende linier være belastet med mere end 100 %: BYG-ÅBO (124 %), KNA-SGR (118 %) og TOR-TER (102 %). Linierne er angivet med fuldt optrukket røde streger på figur B2.8. Af forsigtighedshensyn regnes der ikke med korttidsoverføringsevne over 100 % under normal drift. BRD NSN ØBI HON HAT LUN LGE HAN EBJ HOV HAD ØRT ODD BYG FUS ÅBO ELB JEL HAU LIN KOR DRO SHO KRL LØS ÅRU HST QHO TOR TER BLI GLU LDR LYS BJE OLL HØG KNA NMR SGR SVN BRB BBT ØRG BAR JUL VHV SYT ULV VEV SYK Figur B kv net mellem station KNA og HAT. Røde linier indikerer linier som har mere en 100 % belastning i 2031 under normallast (fuldt optrukne), eller som har en belastning på 115 % eller derover under n-1 kriterium (stiplede). Reserveforhold: Der er foretaget beregninger ved udfald af en enkelt linie i år Linier der har en belastning på 115 % eller derover under n-1 i 2031 er angivet med rødt på figur B2.8. Følgende linier vil også i 2006 have en belastning på over 115 % i n-1 situationerne: BYG-ÅBO (149 %), KNA-SGR (115 %) og QHO-TOR (121 %) 71

111 Bilag 2: Eksempelsamling B Alternativ A: Forstærkning af 60 kv nettet I alternativ A, er de beskrevne overskridelser af netudbygningskriterierne søgt løst ved forstærkning af de eksisterende 60 kv liniestrækninger med 60 kv kabler. Der ses bort fra en eventuel mulighed for at udskifte faseledere til en større dimension Topologien af nettet bibeholdes, men den konkrete kabellinieføring følger ikke nødvendigvis det oprindelige luftledningstracé. Nye kabler: For at imødekomme de skitserede overbelastningssituationer skal der planlægges følgende forstærkninger i 60 kv nettet: Linier Spænding Benævnelse Etableringsår Afskr.tid Type Længde Pris Restværdi år 2031 kv 60 KAN-SGR 2006 år AL PEX km 4,000 kr kr kv 60 BYG-ÅBO 2006 år 50 2x240 AL PEX km 2,200 kr kr kv 60 QHO-TOR 2006 år AL PEX km 2,700 kr kr kv 60 BYG-HAT 2& år AL PEX km 5,500 kr kr kv 60 NMR-SGR 2015 år AL PEX km 2,500 kr kr kv 60 KAN-LYS 2015 år AL PEX km 10,000 kr kr kv 60 QHO-ÅBO 2018 år 50 2x400 AL PEX km 1,600 kr kr kv 60 TER-TOR 2019 år AL PEX km 2,000 kr kr kv 60 DRO-HAT 2023 år 50 2x400 AL PEX km 2,500 kr kr Tabel B2.39 Investering og restværdi for nye 60 kv kabler. Der er regnet med følgende kabelpriser alt inklusiv: 1140 kr/m for 800 AL PEX 900 kr/m for 630 AL PEX 624 kr/m for 400 AL PEX 1210 kr/m for 2x400 AL PEX Transformere og felter: De eksisterende 60 kv liniefelter genbruges i forbindelse med udskiftningen af kabler. Eventuelle omkostninger i forbindelse med renovering/udskiftning af de eksisterende felter forudsættes ens i de to udbygningsalternativer og udelades derfor af beregningerne. Omkostninger til renovering/udskiftning af de eksisterende transformere forudsættes ligeledes uændrede i de to udbygningsalternativer. Tab: Den successive forstærkning af 60 kv nettene bevirker, at en nøjagtig estimering af nettabene før og efter forstærkningen, skal gennemføres ved beregning af tabene i hvert år af interessehorisonten. I dette eksempel er reduktionen i tabene estimeret i perioden , hvorefter der forudsættes årlige tilvækst i tabene på kvadratet af belastningstilvæksten, dvs. en årlig tilvækst på 2,92 %. I år 2015 er i alt 79 % af den samlede investering foretaget, så fejlen ved ikke at indregne nyttevirkningen af forstærkningerne efter år 2015 er marginal. 72

112 Bilag 2: Eksempelsamling Linier Tab i kw i år % stig. Spænding Benævnelse flg. År pukraftv. puvind TB forbrug TB Kraftv. 60 kv KAN-SGR 0,0% 0,00 0,00 0 h 0 h 60 kv BYG-ÅBO 0,0% 0,00 0,00 0 h 0 h 60 kv QHO-TOR 0,0% 0,00 0,00 0 h 0 h 60 kv BYG-HAT 2&3 0,0% 0,00 0,00 0 h 0 h 60 kv NMR-SGR 0,0% 0,00 0,00 0 h 0 h 60 kv KAN-LYS 0,0% 0,00 0,00 0 h 0 h 60 kv QHO-ÅBO 0,0% 0,00 0,00 0 h 0 h 60 kv TER-TOR 0,0% 0,00 0,00 0 h 0 h 60 kv DRO-HAT 0,0% 0,00 0,00 0 h 0 h Samlet net -75,6-77,8-80, ,9% 0,00 0, h 0 h Tabel B2.40 Kapitaliserede nettab. Tabstid Diskont. Faktor Faktor Udgifter til tab i interessehorisonten mid min max tab R s mid min max 2614 h 1380 h 3222 h 0 kw 1,00 1,00 tkr - tkr - tkr h 1380 h 3222 h 0 kw 1,00 1,00 tkr - tkr - tkr h 1380 h 3222 h 0 kw 1,00 1,00 tkr - tkr - tkr h 1380 h 3222 h 0 kw 1,00 1,00 tkr - tkr - tkr h 1380 h 3222 h 0 kw 1,00 1,00 tkr - tkr - tkr h 1380 h 3222 h 0 kw 1,00 1,00 tkr - tkr - tkr h 1380 h 3222 h 0 kw 1,00 1,00 tkr - tkr - tkr h 1380 h 3222 h 0 kw 1,00 1,00 tkr - tkr - tkr h 1380 h 3222 h 0 kw 1,00 1,00 tkr - tkr - tkr h h h kw 1,00 1,00 tkr (5.109) tkr - tkr - Driftsomkostninger: Eftersom den samlede længde af 60 kv nettet i udbygningsalternativ A og B er næsten ens, antages det at driftsomkostningerne for 60 kv linierne i udbygningsalternativ A og B også er ens. Disse udelades derfor af beregningerne. Økonomisk sammenligningsgrundlag: Linier Beløb omregnet til 2006 værdier Spænding Benævnelse Investering Restværdi Løb. omk. Total 60 kv KAN-SGR tkr tkr 675 tkr - tkr kv BYG-ÅBO tkr tkr 679 tkr - tkr kv QHO-TOR tkr tkr 693 tkr - tkr kv BYG-HAT 2&3 tkr tkr 875 tkr - tkr kv NMR-SGR tkr tkr 422 tkr - tkr kv KAN-LYS tkr tkr tkr - tkr kv QHO-ÅBO tkr tkr 537 tkr - tkr kv TER-TOR tkr tkr 567 tkr - tkr kv DRO-HAT tkr tkr 635 tkr - tkr 918 Samlet net tkr - tkr - tkr (5.109) tkr (5.109) Tabel B2.41 Omkostninger i 2006 værdier for 60 kv linier. Ændringen i tab er indført som en negativ omkostning. Totaler Investering Restværdi Løb. omk. Total Linier tkr tkr tkr (5.109) tkr Transformere tkr - tkr - tkr - tkr - Felter tkr - tkr - tkr - tkr - Stationsbygninger mm. tkr - tkr - tkr - tkr - I alt tkr tkr tkr (5.109) tkr Tabel B2.42 Økonomisk sammenligningsværdi for alternativ A. 73

113 Bilag 2: Eksempelsamling B Alternativ B: Etablering af 150/60 kv station ved HST Som alternativ til løbende forstærkninger af 60 kv nettet, undersøges omkostningerne og konsekvenserne ved etablering af et nyt indfødningspunkt i 60 kv nettet. 150/60 kv stationen etableres i umiddelbar forbindelse med eksisterende 60/10 kv station Hedensted (HST). Stationen sløjfes ind på den eksisterende 150 kv luftledning mellem KNA og HAT, se figur B2.9. BRD NSN ØBI HON HAT LUN LGE HAN EBJ HOV HAD ØRT ODD BYG FUS ÅBO ELB JEL HAU LIN KOR DRO SHO KRL LØS ÅRU HST QHO TOR TER BLI GLU LDR LYS BJE OLL HØG KNA NMR SGR SVN BRB BBT ØRG BAR JUL VHV SYT ULV VEV SYK Figur B2.9 Ny 150/60 kv station ved HST, der indsløjfes på 150 kv linien KNA-HAT. Denne løsning er valgt ud fra ønsket om mulighed for at etablere stationsreserve på den nye 150/60 kv station. Nye linier: Fra 150 kv linien KNA-HAT etableres 2 stk. 2x3x1600 mm2 AL PEX + 95 mm2 Cu i en 9 km. lang 4-systems tracé. Linier Spænding Benævnelse Etableringsår Afskr.tid Type Længde Pris Restværdi år 2031 kv 150 KNAHAT-HST 2006 år 50 2x3x1600 AL PEX km 18,000 kr kr Tabel B2.43 Investering og restværdi for 150 kv sløjfe. 74

114 Bilag 2: Eksempelsamling 150 kv stationsanlæg og transformere: Station HST udvides med et 150 kv anlæg i umiddelbar nærhed af 60 kv delen. 150 kv anlægget bestykkes med: 2 stk. 150 kv tobryder liniefelter, 1 stk. 150 kv transformerfelt, 1 stk. 60 kv transformerfelt, 1 stk. 125 MVA transformer, et ekstra støbt transformerfundament til evt. trf. 2 samt tilhørende manøvreanlæg og -bygning. Dette giver anledning til investeringsomkostningerne angivet i nedenstående tabeller. Transformere Spænding Benævnelse Etableringsår Afskr.tid Mærkeeffekt Tomgangstab Pris Restværdi år /60 HST KT år 60 MVA 125 kw 80 kr kr Tabel B2.44 Investering og restværdi for 150/60 kv transformer på HST. Felter Spænding Benævnelse Etableringsår Afskr.tid Antal Pris Restværdi år 2031 kv 150 HST liniefelter 2006 år 40 2 kr kr kv 150 HST transformer 2006 år 40 1 kr kr kv 60 HST trf. alt inkl år 40 1 kr kr Tabel B2.45 Investering og restværdi for 150 kv og 60 kv transformerfelter på HST. For 60 kv transformerfeltet er der medtaget afregning, fjernkontrol, manøvreanlæg mm. Stationsbygning m. kontroludstyr og udendørsareal Spænding Benævnelse Etableringsår Afskr.tid Årlige udgifter Pris Restværdi år /60 HST 2006 år 60 kr kr kr Tabel B2.46 Investering og restværdi for 150 kv stationsbygning, areal, byggemodning og ekstra transformerfundament. Tab: Ændringen i tabene i kv nettet opgjort i år Værdien af tomgangstabene i den nye 150/60 kv transformer beregnes separat. Linier: Forudsættes den årlige tilvækst i tabene at være kvadratet på belastningstilvæksten, fås en årlig tilvækst på 2,92 %. Diskonteringsfaktoren for tabene kan estimeres af formel C.4: r p 1 ( 1 + ) α 100 r p , 92 1 ( 1 + ) = , = 21 8 b, 75

115 Bilag 2: Eksempelsamling Med en reduktion i tab på kw i 2006 og en estimeret tabstid på 2507 timer (benyttelsestid på 4500 for forbrug), opnås ifølge formel C.1 følgende nuværdi af nettabenes reduktion: K tab = 1160 kw ( 400 kr / kw + 0, 4 kr / kwh 2507h) 21, 8 = 35, 5 mio. kr. 150/60 kv transformer: Tomgangstabene i den nye 150/60 kv transformer udgør 80 kw. Med en diskonteringsfaktor på 15,62 kan nuværdien af tomgangstabene beregnes til K tab = 80 kw ( 400 kr / kw + 0, 4 kr / kwh 8760h) 15, 62 = 4, 88 mio. kr. Driftsomkostninger: Over interessehorisonten på 25 år og med en kalkulationsrente på 4 % kan diskonteringsfaktoren beregnes af formel A.2 til 15,62. Ved faste årlige omkostning til drift og vedligehold opnås følgende diskonterede omkostninger over interessehorisonten for de nye anlægsdele: Linier Årlige omk. Disk. omk. 150 kv KNAHAT-HST tkr 18,0 tkr 281,2 Transformere 150/60 kv BJE KT31 kv tkr 5,0 tkr 78,1 Felter 150 kv HST liniefelter tkr 30,0 tkr 468,7 150 kv HST transformer tkr 15,0 tkr 234,3 60 kv HST trf. alt inkl. tkr 5,0 tkr 78,1 Stationsbygning 150/60 kv HST tkr 90,0 tkr 1.406,0 76

116 Bilag 2: Eksempelsamling Økonomisk sammenligningsgrundlag: Linier Beløb omregnet til 2006 værdier Spænding Benævnelse Investering Restværdi Løb. omk. Total 150 kv KNAHAT-HST tkr tkr tkr 281 tkr Samlet net tkr - tkr - tkr (35.500) tkr (35.500) Transformere Beløb omregnet til 2006 værdier Spænding Benævnelse Investering Restværdi Løb. omk. Total 150/60 HST KT31 tkr tkr tkr tkr Felter Beløb omregnet til 2006 værdier Spænding Benævnelse Investering Restværdi Løb. omk. Total 150 kv HST liniefelter tkr tkr tkr 469 tkr kv HST transform tkr tkr 401 tkr 234 tkr kv HST trf. alt inkl tkr tkr 274 tkr 78 tkr Stationsbygning mm. Beløb omregnet til 2006 værdier Spænding Benævnelse Investering Restværdi Løb. omk. Total 150/60 HST tkr tkr 473 tkr tkr Tabel B2.47 Omkostninger i 2006 værdier for udvalgte komponenter. Totaler Investering Restværdi Løb. omk. Total Linier tkr tkr tkr (35.219) tkr Transformere tkr tkr tkr tkr Felter tkr tkr tkr 781 tkr Stationsbygninger mm. tkr tkr 473 tkr tkr I alt tkr tkr tkr (28.074) tkr Tabel B2.48 Økonomisk sammenligningsværdi for alternativ B. B Sammenfatning Sammenlignes tabel B2.42 og tabel B2.48, ses en væsentlig difference imellem de samlede marginale omkostninger for udbygningsalternativ A og B. Det er således klart at skal der foretages et valg baseret udelukkende på økonomi er alternativ A mest fordelagtig. Alternativ B må derimod forventes at være væsentlig mere robust for en uforudset belastningsstigning. Værdien af dette er ikke opgjort i dette eksempel. 77

117 Appendiks 4 Til 3. Udkast Til høring Dimensioneringsmanual for 400 kv, 150 kv og 132 kv PEX-kabelanlæg 15. januar 2008 OBG/ANL Dok /07, Sag 07/2151 1/24

118 Appendiks 4 Udkast til høring 1. Indledning Planlægning med kabler Ansvars- og arbejdsfordeling ved planlægning og dimensionering af PEXkabelanlæg Planlægningsforudsætninger ved beregning af overføringsbehov Fastlæggelse af overføringsbehov Analyse af belastningsprofil Nominel overføringsevne samt referenceoverføringsevne for PEX-kabler.9 8. Anvendelse af korttidsbelastningsevnen Dimensionering af PEX-kabelanlæg Driftsmæssig udnyttelse af PEX-kablers korttidsbelastningsevne Kapacitetsberegning Overvågning af kabelforbindelser Samlet anbefaling Eksempel på dimensionering af PEX-kabelanlæg Eksempler på korttidsbelastningsevne for en kombineret kabel- og luftledningsforbindelse Dok /07, Sag 07/2151 2/27

119 Appendiks 4 Udkast til høring 1. Indledning Dimensioneringsmanualen indgår som et appendiks til Energinet.dk netdimensioneringsregler. Dimensioneringsmanualen er baseret på et udredningsarbejde udført af de jyskfynske transmissionsselskaber omkring anvendelsen af PEX-kabler. Rapporten har opdateret den hidtidige viden om PEX-kabler og deres mulige anvendelse som komponent i transmissionsnettet. Rapporten, der blev udgivet i 2004 belyser en række emner om kabler: - Overføringsbehov. - Driftsikkerhed. - Driftsmæssige forhold med kabler. - Planlægning med kabler". Der er udviklet metoder til vurdering af overføringsbehov, driftsikkerhed og driftsmæssig udnyttelse. Metoderne skal sikre, at både fremtidige og eksisterende kabler kan anvendes effektivt i transmissionsnettet, herunder at kabelanlæg får egenskaber, der passer til det øvrige net. Dimensioneringsmanualen: - Vurderer behovet for særlig Netdimensioneringspraksis for kabelstrækninger med fokus på marked og forsyningssikkerhed samt krav til beredskab. - Opstiller metoder til bestemmelse af overføringsbehov for kabelanlæg. Her skal især tages hensyn til samspillet med øvrige netanlæg og nettets udvikling. - Belyser praksis for driftsmæssig udnyttelse af kabelanlæg og giver nye retningslinjer for driftsmæssige forhold for kabelanlæg, der udnytter mulighederne med kabler. Dimensioneringsmanualen tager udgangspunkt i en rekommandation fra et arbejde udført af vestdanske transmissionsselskaber omkring planlægning og dimensionering af 150 kv og 400 kv PEX-kabelanlæg. Energinet.dk har i samråd med Østdanske og Vestdanske transmissionsselskaber udvidet området til også at omfatte 132 kv PEX-kabelanlæg. 2. Planlægning med kabler Transmissionssystemet kommer i stigende omfang til at bestå af serie- og parallelkoblinger af kabler og luftledninger. Samtidig har indførelse af PEX-kabler samt bedre kendskab til kablers dynamiske overføringsevne gjort det forsvarligt at udnytte kablers overføringsevne med en mindre sikkerhedsmargin end tidligere forudsat. Hidtil er kabelanlæg i transmissionsnettet blevet dimensioneret ud fra flere forskellige betragtninger. Dok /07, Sag 07/2151 3/27

120 Appendiks 4 Udkast til høring Som udgangspunkt blev princippet om termisk ækvivalent overføringsevne mellem luftledninger og kabler lagt til grund. Dette princip betød, at man for en kombineret strækning med luftledning og kabler valgte luftledningens overføringsevne som dimensionerende. Kabelanlægget blev dimensioneret, så den kontinuerte overføringsevne for kablet svarer til den kontinuerte overføringsevne for luftledningen. Denne metode vil ofte medføre kostbare løsninger med flere parallelle kabelsystemer for at opnå luftledningens kontinuerte overføringsevne. I forbindelse med dimensionering af luftledningsanlæg har valget af løsning hidtil stået mellem nogle få standardtværsnit for selve faselederen. Dermed er anlæggene ofte blevet bygget med en overføringsevne, som ikke har et beregningsmæssigt grundlag, men som er tilstrækkeligt rummelig i forhold til det fremtidige overføringsbehov for den enkelte luftledning. Merprisen for en større faseleder inklusive kraftigere master og fundamenter er beskeden i forhold til luftledningens samlede pris, hvorfor denne dimensioneringspraksis stadigvæk er relevant. Anderledes forholder det sig med kabler, hvor overføringsevnen kan vælges næsten trinløst ved brug af forskellige ledertværsnit kombineret med forskellige forlægningsmetoder og skærmkoblinger. Samtidig udgør prisen for selve kablet fortsat en betydelig del af den samlede anlægsinvestering i forbindelse med etablering af kabelanlæg. Der er dog betydelig forskel på entreprenøromkostningernes andel af de samlede omkostninger, når man sammenligner land - by og city. Muligheden for at tilpasse overføringsevnen for det enkelte kabelanlæg efter det forventede overføringsbehov og ønsket om reducerede anlægsinvesteringer har ført til behovet for en veldefineret metode i forbindelse med dimensionering af kommende kabelanlæg. I forbindelse med dimensioneringen af de nyeste kabelanlæg er det vurderet, at en ækvivalent overføringsevne for luftledninger og kabelanlæg ikke nødvendigvis er påkrævet. Dette giver mulighed for at vælge et kabelanlæg med en overføringsevne, der er dimensioneret ud fra det forventede overføringsbehov. PEXkabler på både 400 kv, 150 kv og 132 kv har en betydelig korttidsbelastningsevne, der bør udnyttes ved dimensionering af fremtidige kabelanlæg, hvorved der er mulighed for reducerede anlægsinvesteringer. 3. Ansvars- og arbejdsfordeling ved planlægning og dimensionering af PEX-kabelanlæg Den anvendte dimensioneringspraksis gælder kv PEX-kabelanlæg i transmissionsnettet. Planlægning og dimensionering af kabelanlæg på 400 kv-, 150 kv- og 132 kv niveau sker ud fra følgende ansvars- og arbejdsfordeling: Dok /07, Sag 07/2151 4/27

121 Appendiks 4 Udkast til høring Den systemansvarlige virksomhed udfører i samarbejde med de involverede regionale transmissionsselskaber analyser af overføringsbehovet og valg af optimal løsning. Der etableres en dialog med bygherren omkring forudsætninger for selve analyserne, herunder anvendte data for det planlagte kabelanlæg. Den systemansvarlige virksomhed udarbejder et dimensioneringsgrundlag til bygherren, der indeholder følgende oplysninger: - Det maksimale overføringsbehov ved intakt net (angiver krav til kabelanlæggets kontinuerte overføringsevne). - Det maksimale overføringsbehov ved værste netmangel (angiver krav til kabelanlæggets korttidsbelastningsevne i 100 timer ved en forudgående belastning på mindst 50 % af kablets referenceoverføringsevne). - Den sandsynlige belastningsprofil (varighedskurve) for belastningen af det aktuelle kabelanlæg ved intakt net og ved værste netmangel (anvendes ved fastlæggelse af den forudgående belastning, der anvendes ved dimensioneringen af kabelanlægget). - Vurdering af behov for reaktiv kompensering af kabelanlægget. Bygherren foretager dimensioneringen af det aktuelle kabelanlæg på baggrund af et aftalt dimensioneringsgrundlag. Valg af løsning sker i samråd med den systemansvarlige virksomhed i forbindelse med udarbejdelse af anlægsaftale. Bygherren dokumenterer, at den valgte løsning overholder det aftalte dimensioneringsgrundlag for det pågældende kabelanlæg og indsender relevante data for kabelanlægget til den systemansvarlige virksomhed ved idriftsættelse af anlægget. Bygherren vurderer behovet for beredskab ved tvungen udkobling (kabelfejl) af det aktuelle kabelanlæg og sikrer, at dette beredskab etableres i forbindelse med idriftsættelse af kabelanlægget. 4. Planlægningsforudsætninger ved beregning af overføringsbehov For at opnå en ensartet og veldefineret fremgangsmåde ved beregning af overføringsbehovet for planlagte kabelanlæg skal der anvendes en række veldefinerede planlægningsforudsætninger for de udførte analyser af behovet for overføringsevne for transmissionsforbindelser. Alle planlægningsforudsætninger omkring udviklingen af elforbrug og produktion er baseret på det til enhver tid gældende plan- og datagrundlag. Planlægningsforudsætningerne beskriver den forventede udvikling af elforbrug og produktion inden for den betragtede tidshorisont. Der tages hensyn til planlagte udbygninger med centrale produktionsenheder, havmølleparker, udbygning af decentrale kraftvarmeværker samt udskiftning af vindmøller. Ligeledes Dok /07, Sag 07/2151 5/27

122 Appendiks 4 Udkast til høring indregnes planlagte udbygninger af transmissionsnettet og udbygninger af udlandsforbindelserne. Netplanlægningen baseres på langsigtede løsninger, der opfylder nuværende og fremtidige krav om overføringsevne for det pågældende kabelanlæg. Energinet.dk har som systemansvarlig virksomhed et sæt Netdimensioneringsregler [Ref. 1], der definerer de overordnede krav til transmissionsnettet ved mangler i nettet og i produktionsapparatet. Manglerne kan være planlagt i forbindelse med vedligehold eller ikke-planlagte i forbindelse med netfejl. Netdimensioneringsreglerne overholder både Nordels og UCTEs krav. Inden for Netdimensioneringsreglernes rammer påvises den værste netmangel, der giver de største belastninger af de enkelte netanlæg. På grundlag af et antal "scenarier" med forskellige transporter gennem nettet bestemmes, hvilken overføringsevne den enkelte forbindelse skal have. Det er i kraft af afsøgningen af hjørnerne inden for rammerne, at der skabes den nødvendige rummelighed/robusthed over for fremtidige overføringsbehov. Overbelastninger, der påvises med Netdimensioneringsreglerne, udløser et behov for forstærkning, der vurderes som beskrevet i Netdimensioneringsreglerne. Med Netdimensioneringsreglerne opnås der ikke konkret viden om dimensioneringen af den nødvendige forstærkning. Netdimensioneringsreglerne stiller krav om en minimal overføringsevne. Netdimensioneringsreglerne er formuleret på baggrund af mange års driftserfaringer og statistiske analyser af historiske mangler i elsystemet. Erfaringerne med Netdimensioneringsreglerne viser, at der opnås et transmissionsnet, der er robust over for netmangler i revisionsperioder og ved normalt forekommende hændelser. Netdimensioneringsreglerne rummer derfor de nødvendige hensyn til udetid i forbindelse med revisioner og fejl. Gruppen af fejl omfatter således fejl på luftledninger, der er forholdsvis hurtigt afhjulpet samt fejl på kabler og transformere, der har lange reparationstider. Overordnet skal Netdimensioneringsreglerne være overholdt, så ethvert kabelanlæg i transmissionsnettet under normale belastnings- og produktionsforhold samt intakt net har en mindre belastning end kabelanlæggets referenceoverføringsevne. I forbindelse med saneringerne af 132 kv og 150 kv-nettet anvendes luftledninger og kabler med samme planlægningsforudsætninger. Der er således ligeværdighed mellem luftledninger og kabler i forbindelse med planlægningen af transmissionsnettet. Denne ligeværdighed er en forudsætning i forbindelse med opstilling af ny dimensioneringspraksis for PEX-kabelanlæg. Det nuværende datagrundlag for opstilling af fejlstatistikker for PEX-kabler er hovedsageligt baseret på relativt gamle oplysninger. Der er efterfølgende sket meget store forbedringer af produktionsteknologien for PEX-kabler, hvorfor nye Dok /07, Sag 07/2151 6/27

123 Appendiks 4 Udkast til høring kabelanlæg må forventes at have en betydelig lavere fejlhyppighed og dermed en højere rådighed end tidligere generationer af PEX-kabler. Det er dog vurderet, at rådigheden af PEX-kabler stadigvæk er lavere end den tilsvarende for luftledninger på grund af udetiden i forbindelse med tvungen udkobling (kabelfejl). Beredskabet ved tvungen udkobling har afgørende betydning for udetiden og dermed den samlede rådighed af det enkelte kabelanlæg. Beredskabet må derfor vurderes på baggrund af det konkrete kabelanlægs betydning for det samlede transmissionsnet. Det er således nødvendigt, at behovet for beredskab på PEX-kabelanlæg fastlægges allerede i planlægnings- og projekteringsfasen. Der er på nuværende tidspunkt ikke identificeret væsentlige forhold, der kan motivere ændringer af Netdimensioneringsreglerne af hensyn til indpasningen af PEX-kabler. 5. Fastlæggelse af overføringsbehov Behovet for overføringsevne for et planlagt kabelanlæg beregnes/vurderes ved hjælp af Netdimensioneringsreglerne. Der anvendes en tidshorisont på op til 20 år, hvilket svarer til planlægningshorisonten. Ved vurdering af overføringsbehovet for en vilkårlig forbindelse er det vigtigt at undersøge, hvilken nuværende og kommende betydning den pågældende forbindelse har for det samlede transmissionsnet både på det korte og lange sigte. Fremgangsmåden ved netplanlægningen er uafhængig af, om der skal udbygges med luftledninger eller kabelanlæg. Transmissionsnettet i Energinet.dk's område indgår som transitområde mellem Norden og Kontinentet, hvilket øger udnyttelsen af udlandsforbindelserne. Ligeledes er der sket store ændringer på produktionssiden, hvor miljømæssige rammer har fortrængt central produktion til fordel for decentrale kraftvarmeværker og vindmøller til lands og til vands. Disse ændrede forhold stiller ændrede/øgede krav til kapaciteten af transmissionsnettet. Det er derfor nødvendigt at dimensionere efter et antal repræsentative driftsituationer, der beskriver det mulige udfaldsrum for elforbrug, produktion samt udveksling via udlandsforbindelserne. Disse driftsituationer kaldes for billeder. I netplanlægningen i Energinet.dk's område indgår et antal billeder inden for kategorierne: - Miljøbillederne repræsenterer de situationer, hvor den bundne produktion på de decentrale kraftvarmeværker og på vindmøllerne er stor i forhold til forbruget. Miljøbillederne er derfor situationer med stor bunden produktion og eloverskud lokalt eller i det samlede system. Det dimensionerende miljøbillede er en lavlastsituation, som repræsenterer eloverløbssituationer. Dok /07, Sag 07/2151 7/27

124 Appendiks 4 Udkast til høring - Markedsbillederne tager udgangspunkt i eksport- og importsituationer, bestemt af priserne i de omkringliggende områder, og viser behovet for udveksling set i forhold til markedet. Med markedsbillederne undersøges mulighederne for fuld udnyttelse af udlandsforbindelserne og centrale produktionsenheder. - Forsyningssikkerhedsbillederne repræsenterer situationer med stort forbrug og store interne transporter i transmissionsnettet med henblik på at sikre forsyningen. De dimensionerende forsyningssikkerhedsbilleder er højlastsituationer med og uden produktion fra vindmøller. Undersøgelsen skal sikre tilstrækkelig overføringskapacitet i transmissionsnettet ved udfald af en ledning eller en transformer, så forsyningen af områder med produktionsmangel er sikret. Et billede er en sandsynlig driftsituation, der ved afprøvning på definerede dimensioneringsregler er grundlag for vurdering af behovet for udbygningen af transmissionsnettet. Med Netdimensioneringsreglerne herunder billedteknikken bestemmes minimumkravet til overføringsevnen for den enkelte forbindelse. Af hensyn til usikkerheder omkring udviklingen af det samlede elsystem (forbrug, produktion, udvekslingskapacitet via udlandsforbindelserne m.m.) bør der ved Energinet.dk's undersøgelse af det langsigtede overføringsbehov for en given forbindelse indregnes et tillæg på op til 20 % af det påviste overføringsbehov ved mangler. Størrelsen af dette tillæg skal afspejle graden af usikkerhed forbundet med den pågældende undersøgelse af overføringsbehovet samt ud fra en vurdering af de økonomiske konsekvenser forbundet med realiseringen af det ønskede tillæg. 6. Analyse af belastningsprofil Dimensioneringen af det enkelte kabelanlæg sker på baggrund af de udførte analyser af behovet for overføringsevne samt ud fra beregnede varighedskurver for belastningen af det pågældende kabelanlæg. Netdimensioneringsreglerne afprøves typisk på et begrænset antal effektbalancer (billeder), hvorfor der ikke kan skabes et tilstrækkeligt grundlag til vurdering af den typiske belastningsprofil for det planlagte kabelanlæg. Ved hjælp af analyseværktøjet PowerFactory/SIVAEL kan den sandsynlige belastningsprofil (varighedskurve) beregnes, idet belastningen for det aktuelle kabelanlæg beregnes for et år ad gangen ved henholdsvis intakt net og ved værste netmangel. Varighedskurverne giver et nuanceret billede af belastningsforholdene for den planlagte forbindelse. Dette grundlag kan anvendes som supplement til de udførte analyser af overføringsbehovet baseret på "billedteknikken" ved dimensioneringen af det planlagte kabelanlæg samt ved vurdering af muligheden for udnyttelse af korttidsbelastningsevnen samt hyppigheden af behovet for dette. Analyseværktøjet SIVAEL anvendes til simulering af kraftvarmesystemet time for time. Baseret på forudsætninger om prisdannelser i nabo-områderne, for- Dok /07, Sag 07/2151 8/27

125 Appendiks 4 Udkast til høring brugsmønstre, fjernvarmebindinger, øvrige produktionsforhold samt revisionsplaner opstiller programmet effektbalancer med elforbrug, produktionsfordelinger samt udveksling via udlandsforbindelserne. Resultaterne fra SIVAEL er i denne sammenhæng mellemresultater, der indlæses i PowerFactory. SIVAEL simulerer kraftvarmesystemet for et år ad gangen, hvilket giver forskellige fordelinger af produktion, forbrug samt udveksling via udlandsforbindelserne. PowerFactory anvender disse effektbalancer fra SIVAEL som forudsætninger for undersøgelse af begrænsninger i nettet. Ved hjælp af PowerFactory beregnes så, time for time, belastningsforholdene ved henholdsvis intakt net og ved værste netmangel for udvalgte forbindelser i transmissionssystemet. På baggrund af de udførte analyser af behovet for overføringsevne udarbejder den systemansvarlige virksomhed et dimensioneringsgrundlag, der indeholder følgende oplysninger: - Det maksimale overføringsbehov ved intakt net - Det maksimale overføringsbehov ved værste netmangel - Den sandsynlige belastningsprofil (varighedskurve) for belastningen af det aktuelle kabelanlæg ved intakt net og ved værste netmangel - Krav til reaktiv kompensering af kabelanlægget. Ved kabellægning af eksisterende forbindelser kan historiske data for belastningen af den aktuelle forbindelse eventuelt anvendes som supplement ved vurderingen af behovet for overføringsevne. 7. Nominel overføringsevne samt referenceoverføringsevne for PEX-kabler Den nominelle overføringsevne for et kabel angives af kabelleverandøren ud fra bestemte standardforudsætninger. Den nominelle overføringsevne giver et sammenligningsgrundlag for de forskellige kabeltværsnit, men beskriver ikke det aktuelle kabels faktiske overføringsevne under den daglige drift. Kabelrapporten [Ref. 2] anbefaler følgende parametre anvendt som standardbetingelser ved beregning af nominel overføringsevne for PEX-kabelanlæg, Tabel 1. Dok /07, Sag 07/2151 9/27

126 Appendiks 4 Udkast til høring Nedgravningsdybde 1,2 m Maksimal jordtemperatur 15 C Jordens specifikke termiske modstand 1 C m/w Belastningsfaktor 1,0 Maksimal kabeloverfladetemperatur 50 C (kappe) Maksimal ledertemperatur 90 C Tabel 1 Standardbetingelser for beregning af PEX-kablers nominelle overføringsevne. Den nominelle overføringsevne kan angives for forskellige skærmkoblinger (jording i begge ender, enkeltpunktsjording, crossbonding) og forlægninger (tæt trekant, flad forlægning). Den valgte kabeldimension, ledertype, forlægning, skærmkobling, nedgravningsdybde, jordtemperatur, jordens specifikke termiske modstand m.m. bestemmer tilsammen anlæggets faktiske overføringsevne. Ud fra de anlægsspecifikke data beregnes den korrigerede overføringsevne, der betegnes referenceoverføringsevnen for det konkrete kabelanlæg. Procedure og korrektionsfaktorer ved beregning af referenceoverføringsevnen er beskrevet i Kabelrapporten. Ud fra kendskabet til de konkrete forhold er det er op til bygherren at vurdere og fastlægge størrelsen af de parametre, der anvendes i beregningen af referenceoverføringsevnen. Maksimal kappetemperatur på 50 C anvendes på direkte nedgravede kabler. Lægges kablerne i bentonitfyldte rør, gælder kravene til den maksimale kappetemperatur for ydersiden af rørene i stedet for kabelkappen. Formålet med en maksimal ydre temperatur er at nedsætte risikoen for udtørring af den omkringliggende jord. 8. Anvendelse af korttidsbelastningsevnen Efter en længere driftsperiode med en cyklisk eller konstant belastning, der er mindre end kablets referenceoverføringsevne, vil der være mulighed for i et kortere tidsrum at belaste kablet med en belastningsstrøm, der er større end referenceoverføringsevnen. Ledertemperaturen overstiger ikke 90 C under korttidsbelastning, og der tæres ikke ekstraordinært af kablets levetid. Ligeledes overstiger kappetemperaturen ikke 50 C under korttidsbelastning, og der optræder dermed heller ikke udtørring af jorden omkring kablet. Hvis ledertemperaturen overstiger 90 C, eller kappetemperaturen overstiger 50 C, er der tale om overbelastning. I Tabel 2 er der vist et eksempel på en korttidsbelastningssituation med en konstant korttidsbelastning beregnet ved hjælp af CYMCAP [Ref. 2]. Forinden er der indtruffet en termisk, stationær tilstand i kablet. Den forudgående last Dok /07, Sag 07/ /27

127 Appendiks 4 Udkast til høring har været konstant (belastningsfaktor = 1,0) og henholdsvis 75 %, 50 % og 25 % af referenceoverføringsevnen for kabelanlægget. Varighed af korttids-belastning Forudgående belastning (Procent af referenceoverføringsevnen) (med konstant 75 % 50 % 25 % belastning) 10 timer 1,51 1,76 1,92 50 timer 1,24 1,35 1, timer 1,17 1,26 1,32 Tabel 2 Vejledende korrektionsfaktorer for korttidsbelastning af PEX-kabelanlæg. Det skal bemærkes, at de i Tabel 2 viste værdier kun er vejledende. Korrektionsfaktorer for et givent kabelanlæg skal beregnes på baggrund af faktiske oplysninger om det pågældende kabelanlæg. Kabelrapporten anbefaler i sammenhæng med ny praksis for dimensionering af kabelanlæg, at begrebet termisk ækvivalent belastningsevne erstattes med termisk ækvivalent korttidsbelastningsevne. For at have ensartede dimensioneringspraksis for både luftledninger og kabler anbefales det, at kravet til maksimal overføringsevne ved værste netmangel, jf. Netdimensioneringsreglerne, opnås ved udnyttelse af kablets korttidsbelastningsevne. Korttidsbelastningsevnen skal kunne opretholdes i 100 timer ved en forudgående belastning svarende til mindst 50 % af kablets referenceoverføringsevne. Kabelrapportens anbefalinger er blevet fulgt i forbindelse med opstilling af ny dimensioneringspraksis for PEX-kabelanlæg ud fra følgende motivering: - Med den valgte tidshorisont (100 timer) vil det typisk være muligt at kunne reparere og indkoble fejlramte ledninger/kabler eller anlæg, der er udkoblet i forbindelse med arbejder i nettet. Det vil være muligt at lave omlægninger i nettet, så belastningen af det pågældende kabelanlæg kan nedbringes inden for denne tidshorisont. - Niveauet for forudgående belastning (mindst 50 %) er valgt på baggrund af driftserfaringer, der viser, at den typiske belastningsgrad for transmissionsforbindelser under normale belastningsforhold er under 50 %. Den valgte dimensioneringsforudsætning svarer således til de faktiske belastningsforhold. Det skal understreges, at belastningsgraden kan være meget varieret f.eks. i forbindelse med revisioner, hvorfor den sandsynlige belastningsprofil skal vurderes individuelt for hvert kabelanlæg. Dok /07, Sag 07/ /27

128 Appendiks 4 Udkast til høring Princippet for anvendelse af PEX-kablers korttidsbelastningsevne fremgår af Figur 1. Belastning Korttidsbelastning Korttidsbelastningsevne Referenceværdi Aktuel belastning Forudgående belastning Korttidsbelastningens varighed Tid Figur 1 Udnyttelse af korttidsbelastningsevnen for PEX-kabler. 9. Dimensionering af PEX-kabelanlæg Dimensionering af kabelanlæg rummer en række tekniske og økonomiske problemstillinger. Det er vanskeligt at opstille en generel dimensioneringspraksis for kabelanlæg, da der typisk vil være forhold ved det enkelte kabelanlæg, der afviger fra de generelle forudsætninger. Som udgangspunkt skal der altid vælges en teknisk og økonomisk optimal løsning. Denne vurdering skal også omfatte en undersøgelse af tomgangs- og belastningsafhængige tab. Det valgte kabelanlæg bør optimeres med henblik på maksimering af overføringsevnen for en given kabeltype. Den optimale løsning vælges på baggrund af en vurdering af meromkostningerne forbundet med anvendelse af f.eks. en alternativ forlægningsform eller skærmkobling samt andre umiddelbare tiltag, hvormed kabelanlæggets overføringsevne kan forøges. Generelt er det vigtigt, at hvert kabelsystem optimeres, så overføringsbehovet kan realiseres med så få kabelsystemer som muligt. Særlige forhold kan dog motivere anvendelse af parallelle kabelsystemer, f.eks. driftsikkerhedsmæssige behov, for at kunne opretholde en begrænset overføringsevne for en given transmissionsforbindelse i forbindelse med længerevarende udkobling af det andet parallelle kabelsystem. Tiden for retablering af den begrænsede overføringsevne skal indgå i vurderingen af udformning af stationsmateriellet. Dok /07, Sag 07/ /27

129 Appendiks 4 Udkast til høring For transmissionsforbindelser med et stort overføringsbehov kan det være tek- og økonomisk optimalt at realisere overføringsbehovet ved hjælp af flere nisk parallelle kabelsystemer, idet denne løsning ved korte kabeldelstrækninger i en luftledning kan være væsentligt billigere end et enkelt kabelsystem med en meget stor overføringsevne, hvilket kræver et stort ledertværsnit med en speciel lederopbygning. Ved lange kabelsystemer foretrækkes et større ledertværsnit af hensyn til de reaktive forhold. Ved hjælp af beregnede belastningsdata opstilles varighedskurver, der anven- til vurdering af belastningsforholdene for det pågældende kabelanlæg. Er des der tale om forbindelser, hvor der kan forventes en høj forudgående belastning, hvor muligheden for udnyttelse af korttidsbelastningsevnen således er begræn- set, skal det overvejes, om kabelanlæggets referenceoverføringsevne skal svare til kravet til maksimal overføringsevne, der kan forekomme ved værste netmangel. Indregning af korttidsbelastningsevnen ved dimensionering af et kabelanlæg bør altid baseres på en konkret vurdering af forudsætningerne for anvendelse af korttidsbelastningsevnen for det pågældende anlæg. Ved dimensionering af kabelanlæg anvendes en belastningsfaktor på 1 (kon- belastning). Hvor særlige forhold er gældende, f.eks. ved radialforbindel- stant ser, kan der eventuelt anvendes en belastningsfaktor på 0,7 (cyklisk belastning). Eksempel på dimensionering af et PEX-kabelanlæg samt erfaringer med dimen- af eksisterende PEX-kabelanlæg er vist i Bilag sionering 1. Korte kabelstrækninger kompenseres normalt ikke, medmindre den systemansvarlige virksomhed har angivet dette. Hvis kabelanlægget kompenseres med fasttilkoblede reaktorer, er det i givet fald en del af bygherrens dimensioneringsopgave. Idet kabelleverandørens dokumentation for kabelanlægget leveres, før anlægs- indledes, bør man være opmærksom på, at der i praksis under an- arbejdet lægsarbejdet kan opstå uforudsete forhold, som påvirker overføringsevnen for det færdige kabelanlæg. Bygherren bør derfor være forsigtig med at optimere kabelanlægget præcist til det udmeldte dimensioneringsgrundlag. 10. Driftsmæssig udnyttelse af PEX-kablers korttids- belastningsevne Udnyttelse af PEX-kablers korttidsbelastningsevne rummer en række driftsge udfordringer, der hver for sig stiller øgede krav til driftspersonalet. mæssi Overordnet skal det sikres, at udnyttelsen af korttidsbelastningsevnen ikke medfører risiko for beskadigelse af kabelanlægget. Samtidig skal den anvendte overvågningsmetode give en tilstrækkelig præcis estimering af den aktuelle korttidsbelastningsevne for kabelanlægget, hvorved kabelanlægget kan udnyttes optimalt. Dok /07, Sag 07/ /27

130 Appendiks 4 Udkast til høring Som udgangspunkt dimensioneres PEX-kabelanlæg ud fra Netdimensionerings- hvormed overføringsbehovet vurderes på baggrund af udførte analy- reglerne, ser, jf. Afsnit 5 "Fastlæggelse af overføringsbehov" Kapacitetsberegning Der er en række forhold med afgørende betydning for udnyttelsen af PEX- i kablernes korttidsbelastningsevne driftsplanlægningen. Driftsplanlægningen udmelder handelskapacitet beregnet på baggrund af oplys- om transmissionsnettets aktuelle koblingsstilstand (planlagte koblinger) ninger samt prognoser for forbrug og produktion, herunder produktionsfordelinger og vindkraftprognose. I driftsplanlægningen tillades en kortvarig (5-15 minutter) belastning på op til 125 % af en luftlednings nominelle overføringsevne. Denne type overbelastning opstår typisk ved en ikke-planlagt hændelse. I forbindelse med dimensioneringen af PEX-kabler udnyttes kablernes korttids- hvor overføringsbehovet ved netmangler skal kunne oprethol- belastningsevne, des i 100 timer ved en forudgående belastning på højst 50 % af referenceværdien for det pågældende kabelanlæg. Driftsplanlægningens tidshorisont er begrænset, hvorfor det må antages, at den anvendte dimensioneringspraksis for PEX-kabler er robust over for normalt fo- rekommende driftsituationer med revisioner i transmissionsnettet og produktionsapparatet. Ved beregning af handelskapaciteten for det kommende driftsdøgn skal der anvendes data for den aktuelle korttidsbelastningsevne for det enkelte kabelan- læg. Denne aktuelle korttidsbelastningsevne er afhængig af den forudgående belastning af det enkelte kabelanlæg. Den aktuelle korttidsbelastningsevne kan estimeres ved hjælp af distribueret temperaturmåling langs det enkelte kabelanlæg. Denne overvågningsmetode er imidlertid relativt kostbar, hvorfor den i øjeblikket kun anvendes ved enkelte kabelanlæg i Energinet.dk's område. Overvågning skal dog forberedes ved at nedgrave rør til senere brug. Der er etableret onlinemåling af belastningsstrømmen for samtlige kabelforbin- Disse strømmålinger kan anvendes til vurdering af den aktuelle korttids- delser. belastningsevne. Hvis beregningen af handelskapaciteten skal omfatte en individuel vurdering af den aktuelle korttidsbelastningsevne for et givent kabelanlæg, vil arbejdet med kapacitetsberegningen blive ganske omfattende og tidskrævende. Samtidig vil det ikke være muligt at indregne den aktuelle korttidsbelastningsevne nøjagtigt i disse beregninger, da den kommende belastning af kabelanlægget ikke er kendt på forhånd. Dok /07, Sag 07/ /27

131 Appendiks 4 Udkast til høring I praksis vil et kabelanlæg aldrig være belastet ud over referenceværdien, før en ikke-planlagt hændelse optræder i nettet. Dette skyldes, at transmissions- drives med n-1 sikkerhed. Belastningsgraden vil normalt ikke være højenettet re end 50 % af referenceværdien før en ikke-planlagt hændelse. Ud fra denne betragtning anbefales nedenstående metode til driftsmæssig udnyttelse af korttidsbelastningsevnen. Der differentieres mellem "rene" kabelfor- og kombinerede kabel- og bindelser luftledningsforbindelser. Kabelanlægget indgår i kapacitetsberegningerne med en overføringsevne svarende til korttidsbelastningsevnen i 50 timer ved en forudgående belastning på 75 % af referenceoverføringsevnen for det pågældende kabelanlæg. Det valgte niveau for forudgående belastning samt den anvendte tidshorisont vil give en god sikkerhedsmargin i forhold til risikoen for beskadigelse af kabelan- Selv ved nogle få timers overskridelse af korttidsbelastningsevnen vil lægget. kablet ikke tage fysisk skade, dog sker der et ekstraordinært forbrug af kabelanlæggets levetid. Der opnås en passende udnyttelse af kabelanlæggets korttidsbelastningsevne også i situationer med revisioner i nettet, hvor der kan forventes en forudgående belastning, der overskrider niveauet i forhold til dimensioneringsgrundlaget for det pågældende kabelanlæg Overvågning af kabelforbindelser Alarmgrænser fastlægges af den systemansvarlige virksomhed og den regionale driftsleder hver for sig indenfor de af driftslederen fastsatte værdier. I forbindelse med beregning af handelskapaciteten for det kommende driftsdøgn skal det vurderes, om kabelanlægget er tilstrækkeligt aflastet i forhold til de anvendte beregningsforudsætninger, det vil sige 75 % forudgående belast- ning i forhold til referenceoverføringsevnen. Eksempel på korttidsbelastningsevne for kombineret kabel- og luftledningsforbindelse fremgår af Bilag 2. Dok /07, Sag 07/ /27

132 Appendiks 4 Udkast til høring 11. Samlet konklusion For kabelanlæg er valgt en metode, der fører til individuel dimensionering af kabler. Det er ikke en forudsætning, at der anvendes standardtværsnit. Der er aftalt en ansvars- og arbejdsfordeling mellem den systemansvarlige virksomhed og bygherren. PEX-kabelanlæg for 400 kv, 150 kv og 132 kv planlægges og dimensioneres ud fra følgende fremgangsmåde: - På baggrund af udførte analyser fastlægger den systemansvarlige virksomhed i samarbejde med relevant transmissionsselskab det langsigtede behov for kabelanlæggets kontinuerte overføringsevne (referenceoverføringsevne) ved intakt net. - På baggrund af udførte analyser af overføringsbehovet ved mangler, jf. Netdimensioneringsreglerne, fastlægger den systemansvarlige virksomhed kravene til kabelanlæggets overføringsevne (korttidsbelastningsevne) ved værste netmangel. Hertil lægges et tillæg på op til 20 % af hensyn til forskellige usikkerheder ved de langsigtede analyser af overføringsbehovet for transmissionsnettet. - På baggrund af den simulerede belastningsprofil (varighedskurve) fastlægges forudsætningerne for anvendelse af korttidsbelastningsevnen. Der skal anvendes en forudgående belastning svarende til den beregnede middelværdi af belastningen af det pågældende kabelanlæg ved intakt net, dog mindst 50 % af referenceoverføringsevnen for det aktuelle kabelanlæg. Korttidsbelastningsevnen skal med disse forudsætninger kunne udnyttes i 100 timer. - Den systemansvarlige virksomhed udarbejder et dimensioneringsgrundlag til bygherren med oplysninger omkring kravene til overføringsevne til brug ved dimensioneringen af det pågældende kabelanlæg. - Bygherren projekterer og etablerer det planlagte kabelanlæg på baggrund af det aftalte dimensioneringsgrundlag. Den anvendte løsning vælges ud fra et teknisk og økonomisk optimum. Bygherren dokumenterer den anvendte løsning og indsender denne dokumentation til den systemansvarlige virksomhed ved anlæggets idriftsættelse. - Bygherren vurderer behovet for beredskab ved tvungen udkobling (kabelfejl) af det aktuelle kabelanlæg og sikrer, at dette beredskab etableres i forbindelse med idriftsættelse af kabelanlægget. Driftsmæssig udnyttelse af kv PEX-kabler sker under hensyntagen til markedets behov for udmelding af handelskapacitet. Referenceliste Ref. 1 Ref. 2 Energinet.dk Dimensioneringsregler. 150 kv- og 400 kv PEX-kabelanlæg, Eltra notat ELT d. Dok /07, Sag 07/ /27

133 Bilag 1 Side 17 Eksempel på dimensionering af PEX-kabelanlæg I år 2005 gennemførtes saneringer af 150 kv-nettet på strækningen Hatting- Knabberup-Skærbækværket. 150 kv-station Knabberup indsløjfes på 150 kvforbindelsen Hatting-Landerupgård. Selve indsløjningen af station Knabberup sker via kabler. Figur 1 viser den simulerede belastningsprofil for 150 kv-forbindelserne Hatting-Knabberup og Knabberup-Landerupgård. Beregningerne er udført for år 2020 og er anvendt i forbindelse med dimensioneringen af kabelanlægget til indsløjfningen af station Knabberup. På baggrund af udførte analyser af overføringsbehovet er aftalt følgende dimensioneringskrav: Kontinuert overføringsbehov (intakt net): Maksimalt overføringsbehov i 100 timer (ved værste netmangel): = A = A Det skal bemærkes, at station Knabberup indsløjfes på den eksisterende forbindelse mellem Hatting og Landerupgård. For at kunne realisere det fremtidige overføringsbehov opgraderes luftledningen, hvorefter den nominelle overføringsevne udgør ca A. Det aktuelle kabelanlæg anvendt ved indsløjfningen af station Knabberup skal have en korttidsbelastningsevne i 100 timer, der svarer til den fremtidige overføringsevne for luftledningen efter en opgradering af denne. Idet der forudsættes en forudgående belastning på 50 % af kabelanlæggene, fastlægges kravet til kabelanlæggets minimale referenceoverføringsevne ud fra forudsætningerne for anvendelse af korttidsbelastningsevnen, jf. Tabel 2. Referenceoverføringsevne (minimum): = A/1,26 1 = A Ud fra kabelkataloger m.m. vælges en kabeltype med en nominel overføringsevne i nærheden af kravet til kabelanlæggets referenceoverføringsevne. Kravet til overføringsevne for kabelanlægget anvendt ved indsløjfningen af station Knabberup kan realiseres med et dobbelt mm 2 PEX-AL kabelsystem i tæt trekantforlægning. Med standardbetingelserne [Ref. 2] opnås en samlet nominel overføringsevne på 2 x 750 A. Der er god margin mellem kravene til minimal referenceoverføringsevne (1.507 A) og kontinuert overføringsevne (1.140 A). 1 Det skal bemærkes, at den anvendte værdi kun er vejledende. Korrektionsfaktorer for et givent kabelanlæg skal beregnes på baggrund af faktiske oplysninger om det pågældende kabelanlæg. Dok /07, Sag 07/ /24

134 Appendiks 4 Udkast til høring Betragtes Figur 1, må det antages, at betingelserne for anvendelse af korttidsbelastningsevnen er opfyldte, idet belastningsprofilen for de aktuelle 150 kvforbindelser viser, at belastningsgraden ved intakt net kun i et begrænset antal timer overstiger 50 % af kabelanlæggets referenceoverføringsevne. Det skal understreges, at der kan opnås en større nominel overføringsevne end som angivet ved anvendelse af en alternativ forlægning (eksempelvis flad forlægning) og jording af skærmen (eksempelvis crossbonding). Ved ovenstående eksempel er der ikke indregnet et tillæg til det maksimale overføringsbehov ved mangler. Dette er begrundet med, at 150 kv-luftledningen på strækningen Hatting-Landerupgård opgraderes, hvorefter luftledningens termiske overføringsevne udnyttes maksimalt. I tilfælde af yderligere behov for øget overføringsevne vil luftledningen være begrænsende, hvilket vil udløse behov for udbygninger andre steder i transmissionsnettet. Med den valgte løsning er der ikke foretaget en konkret teknisk og økonomisk vurdering. Det er antaget, at det ikke vil være muligt at realisere overføringsbehovet med et enkelt kabelsystem, hvorfor der som udgangspunkt er valgt et kabelanlæg med to parallelle kabelsystemer. Erfaringer med dimensionering af 150 kv PEX-kabler I dette afsnit beskrives den tidligere anvendte praksis med hensyn til dimensionering af kabelanlæg. På denne baggrund evalueres den tidligere anvendte praksis, og de opnåede driftserfaringer og erkendelser kan anvendes ved tilpasning af den i Afsnit 9 beskrevne procedure for dimensionering af PEXkabelanlæg. De første eksempler fra 1999 er 150 kv-kablerne i Odense mellem Fynsværket og Odense SØ. Ved dimensioneringen af det pågældende kabelanlæg blev det lagt til grund, at transporterne fulgte forbruget i Odenseområdet. Der blev derfor anvendt en belastningsfaktor på 0,7. Belastningsfaktoren tog højde for, at transporterne varierer i størrelse over døgnet. Et senere eksempel er Graderup-Kingstrup Her var det konkrete vurderinger af belastninger og begrænsninger fra transformere, der gav overføringsbehovet. Kablet mellem Skærbækværket og station Ryttergård blev dimensioneret ud fra en fremtidig, maksimal belastning på station Ryttergård. Selv om kablet indgår i en luftledningsstrækning, som i visse tilfælde kunne indgå i en transportvej mellem Landerupgård, Ryttergård, Skærbækværket og Knabberup, er der set bort fra denne specielle situation, som desuden kun vil være midlertidig. Kablet blev derfor dimensioneret ud fra at skulle være en "distributionsledning". Der blev derfor regnet med en belastningsfaktor på 0,7 (almindelig døgnbelastning). Da kablet imidlertid i en periode indgår i det overordnede transmissionsnet, blev kablets overføringsevne nedskrevet til at være gældende ved en belastningsfaktor på 1. Dok /07, Sag 07/ /27

135 Appendiks 4 Udkast til høring Figur 3 viser den historiske belastningsprofil for år 2003 for ovennævnte 150 kv-kabelanlæg. Det kan konstateres, at belastningsgraden for de pågældende 150 kv-forbindelser er relativt lav. Årsagen til den begrænsede udnyttelse af overføringsevnen kan tilskrives den hidtil anvendte dimensioneringspraksis, der resulterede i "rummelige" løsninger med en stor sikkerhedsmargin. Kabelanlæggene er dimensioneret ud fra et langsigtet overføringsbehov, hvorfor de historiske data for år 2003 nødvendigvis ikke retvisende for det langsigtede overføringsbehov. Dok /07, Sag 07/ /27

136 Bilag 2 Eksempler på korttidsbelastningsevne for en kombineret kabel- og luftledningsforbindelse Nedenstående eksempel viser sammenhængen mellem korttidsbelastningsevnen for et PEX-kabelanlæg og den nominelle overføringsevne for en luftledning: En fiktiv 150 kv-forbindelsen består af to delstrækninger. Kabelstrækning udført som mm 2 AL-PEX-kabel med en referenceværdi på 870 A (tæt trekantforlægning, crossbonding). Luftledning udført som 772 mm 2 St.Al med en nominel overføringsevne på A (80 o C profiltemperatur). Ved hjælp af simuleringsværktøjet CYMCAP er korttidsbelastningsevnen udregnet for de enkelte delstrækninger, der indgår i den aktuelle 150 kv-forbindelse under hensyntagen til den forudgående belastning af kabelanlægget. Resultaterne af disse beregninger er vist i Figur 2, hvoraf det fremgår, at delstrækningen, der er udført som luftledning, er det begrænsende element umiddelbart efter en ikke-planlagt hændelse. Ved en længerevarende, ikke-planlagt hændelse vil delstrækningen udført som kabel blive det begrænsende element. Har kabelanlægget før den ikke-planlagte hændelse været belastet med 50 % af referenceværdien, svarende til 435 A, kan kabelanlægget belastes med A i cirka 24 timer. Kabelanlæggets korttidsbelastningsevne er således ækvivalent med luftlednings nominelle overføringsevne i 24 timer. Det skal bemærkes, at den beskrevne 150 kv-forbindelse er fiktiv. Dimensioneringen af kabelanlæg sker i praksis på baggrund af det påviste overføringsbehov ved mangler i overensstemmelse med netdimensioneringsreglerne. Dok /07, Sag 07/ /24

137 Appendiks 4 Udkast til høring Korttidsbelastningsevne for kombineret kabel- og luftledningsforbindelse mm 2 AL-PEX kabel, tæt trekant, crossbonding, I Ref = 870 A 772 mm 2 StAl luftledning, 80 o C profiltemperatur, I Nom = A Belastningsevne [A] time 5 timer 10 timer 24 timer 36 timer 50 timer 75 timer 100 timer Tid [h] Referenceoverføringsevne - kabel 50% forudgående belastning 75% forudgående belastning 90% forudgående belastning Nominel overføringsevne - luftledning Figur 2 Korttidsbelastningsevne for kombineret kabel- og luftningsforbindelse. Dok /07, Sag 07/ /27

138 Figur 1 Side Belastning af Hatting-Knabberup (2020) - SIVAEL beregning Tid [h] Værste netmangel Intakt net Intakt net (varighedskurve) Værste netmangel (varighedskurve) Middelværdi Belastningsgrad [%] (Iref. = A) Dok /07, Sag 07/ /24

139 Figur 1 Side Belastning af Knabberup-Landerupgård (2020) - SIVAEL beregning Tid [h] Værste netmangel Intakt net Intakt net (varighedskurve) Værste netmangel (varighedskurve) Middelværdi Belastningsgrad [%] (Iref. = A) Dok /07, Sag 07/ /27

140 Figur Belastning af Graderup-Kingstrup, Fynsværket-Odense Øst og Ryttergården-Skærbækværket Tid [h] GRP3-KIN3 GRP3-KIN3 FVO3-OSØ3 FVO3-OSØ3 RYT3-SVS3 RYT3-SVS3 Belastningsgrad [%] Dok /07, Sag 07/ /24