Anvendelse av AMS-data for tapsberegninger i fordelingstransformatorer

Abstract

Innføringen av AMS har disponert målinger som gir en mer detaljert oversikt av kraftnettet. Målingene muliggjør nye metoder å beregne tap og tapskostnader. Resultatene kan anvendes til å optimalisere dimensjonering i kraftnettet og påvirke metoder for nettplanlegging.

Oppgaven har analysert tapskostnader forårsaket av fordelingstransformatorer og besvarer problemstillingen: «Hvordan kan AMS-data fra fordelingstransformatorer optimalisere valg av ytelse?».

Gjennomsnittlige timesverdier av effektforbruket målt i nettstasjonen er anvendt for å beregne tap og tapskostnader i tre transformatorkretser. Dette er gjort ved å beregne tap ved bruk av tapsformelen for transformatorer, beregne brukstid for tap og bruke SINTEF sin prosedyre for utregning av tapskostnader [1]. Beregningene omfatter dermed en 30 års periode og inkluderer kostnader i ovenforliggende nett.

Mange elementer påvirker fremtidig strømforbruk med mulig innføring av dynamisk tariff, elbiler, oppvarmingskilder, klimautvikling og byggtekniske krav. Med disse faktorene var det utfordrende å prognosere eksakt utvikling i forbruket for de tre analyserte transformatorkretsene. Derfor ble modeller med forskjellige laster, transformatorytelser og tapskrav brukt for å beregne tapskostnadene.

Resultatene fra de tre transformatorkretsene viser at nye tapskrav (Tier 2) vil forårsake en besparelse av tapskostnader på 22% i snitt for transformatorer med nåværende tapskrav (Tier 1) som er økonomisk optimalt dimensjonert.

Hovedresultatene indikerer at utbytting av eksisterende fordelingstransformatorer sjeldent gir økonomisk gevinst da kostnader ved utbytting antas å være høyere enn besparelsen av beregnede tapskostnader. Resultatene viser, i flertall av modellene analysert, at overdimensjonering er mer rimelig enn underdimensjonering basert på investerings- og tapskostnad for transformatoren.

The introduction of AMI provides measurements for a more detailed overview of the power grid. The measurements enable new methods to calculate losses and loss costs. The results can be used to optimize power grid dimensioning and influence grid planning methods.

This thesis has analyzed the cost of losses caused by distribution transformers and answers the thesis question: «How can AMI-data from distribution transformers optimize choice of rating?».

Average hourly values of power usage measured in the substation is used to calculate losses and the cost of losses in three transformer circuits. This is achieved by using the loss-formula for transformer, calculate the time of use for losses and utilizing SINTEFs procedure for calculating cost of losses [1]. These calculations cover a 30 years period and includes cost from higher grid levels.

A lot of elements affect future power consumption with dynamic tariff, electric cars, heating sources, climate change and building specifications. With all these factors it was difficult to forecast exact development in consumption for the three transformer circuits analyzed. Therefore, models with different loads, transformer rating and loss requirements were used to calculate cost of losses.

The results from the three transformer circuits show that new loss requirements (Tier 2) will save on average 22% loss costs for transformers with current loss requirements (Tier 1) that are economically optimally sized.

The main results show that replacing existing distribution transformers rarely becomes economically viable on the basis of loss costs, mainly due to the replacement costs. The results show, in most of the models analyzed, that over-dimensioning is more reasonable than under-dimensioning based on the investment and loss cost of the transformer.