Fakulteta za elektrotehniko, računalništvo in informatiko Smetanova ulica Maribor, Slovenija Aleksander Veber VPLIV TRANSFORMATORJA Z REGULACI

Fakulteta za elektrotehniko, računalništvo in informatiko Smetanova ulica 17 2000 Maribor, Slovenija Aleksander Veber VPLIV TRANSFORMATORJA Z REGULACIJSKIM STIKALOM NA OBRATOVANJE DISTRIBUCIJSKEGA OMREŽJA Diplomsko delo Maribor, november 2014

VPLIV TRANSFORMATORJA Z REGULACIJSKIM STIKALOM NA OBRATOVANJE DISTRIBUCIJSKEGA OMREŽJA Diplomsko delo Študent: Aleksander VEBER Študijski program: visokošolski, Elektrotehnika Smer: Močnostna elektrotehnika Mentor: red. prof. dr. Gorazd Štumberger Somentor: doc. dr. Klemen Deželak Lektorica: Nina Kuzma, prof. slovenščine Maribor, november 2014

ZAHVALA Zahvaljujem se mentorju dr. Gorazdu Štumbergerju za pomoč in vodenje pri opravljanju diplomske naloge. Prav tako se zahvaljujem somentorju dr. Klemnu Deželaku. Hvala podjetju SODO, d. o. o., da mi je omogočilo študij, Elektru Maribor, d. d. ter KOLEKTOR-ju ETRA, d. o. o. za pridobitev gradiva in podatkov ter vsem sošolcem za pozitivno sodelovanje. Posebna zahvala velja družini, ki me je podpirala ob študiju. ii

VPLIV TRANSFORMATORJA Z REGULACIJSKIM STIKALOM NA OBRATOVANJE DISTRIBUCIJSKEGA OMREŽJA Ključne besede: distribucijsko omrežje, regulacijski transformator, razpršeni viri, profil napetosti UDK: 621.3.077.4:621.332(043.2) Povzetek Diplomsko delo obravnava vpliv transformatorja z regulacijskim stikalom na obratovanje distribucijskega omrežja. Za ovrednotenje vpliva transformatorja z regulacijskim stikalom je izdelan simulacijski model dela distribucijskega omrežja, v katerega so vključene tudi sončne elektrarne. V modelu omrežja je klasični transformator zamenjan s transformatorjem z regulacijskim stikalom. Izvedeni so simulacijski izračuni na obstoječem nizkonapetostnem omrežju in na omrežju s transformatorjem z regulacijskim stikalom. Izračuni so izvedeni za različna obratovalna stanja proizvodnih virov in odjemalcev električne energije. Izvedena je bila analiza vpliva spreminjanja nastavitev transformatorja z regulacijskim stikalom na napetostni profil omrežja. Rezultati simulacijskih izračunov kažejo, da lahko s transformatorjem z regulacijskim stikalom v veliki meri uravnavamo napetostna odstopanja od standarda SIST EN 50160. iii

THE IMPACT OF TRANSFORMER WITH TAP CHANGER ON DISTRIBUTION NETWORK OPERATION Key words: distribution network, transformer with tap changer, voltage profile UDK: 621.3.077.4:621.332(043.2) Abstract The diploma thesis deals with the impact of transformer with tap changer on distribution network operation. To evaluate the impact of the transformer with tap changer on distribution network simulation model with solar power plant is made. In the network model the classic transformer is replaced by transformer with tap changer. Simulations are implemented on the existing network and on the network with transformer with tap changer. The calculations are performed for different operating conditions of solar power plants and loads. The impact of transformer with tap changer on the voltage profile is evaluated. The results of simulations indicate that the transformer with tap changer can help to avoid voltage profile deviations from the standard SIST EN 50160. iv

VSEBINA 1 2 UVOD... 1 SPREMEMBE V DISTRIBUCIJSKEM OMREŽJU... 4 2.1 Obnovljivi viri energije OVE... 4 2.2 Sončne elektrarne... 6 2.3 Virtualne elektrarne... 8 3 PREGLED REGULACIJE NAPETOSTI... 10 3.1 Prikaz regulacije napetosti na TR-ju 110/20 kv... 10 3.2 Prikaz regulacije napetosti z elektronskimi komponentami... 13 3.3 Prikaz regulacije napetosti z elektronskimi komponentami vgrajenimi v TR... 15 3.4 Prikaz regulacije napetosti s TR-jih... 16 4 MODEL OBRAVNAVANEGA NIZKONAPETOSTNEGA OMREŽJA... 25 4.1 Opis obstoječega stanja transformatorske postaje brez regulacijskega transformatorja... 25 4.2 Prikaz obstoječega stanja nizkonapetostnega omrežja z regulacijskim transformatorjem... 36 4.3 Prikaz spremembe nizkonapetostnega omrežja s prestavitvijo SE... 37 5 SIMULACIJSKI IZRAČUNI V PROGRAMU MATLAB... 38 5.1 Simulacijski izračun obstoječega stanja TP z vključenimi sončnimi elektrarnami in z odjemalci... 38 5.2 Simulacijski izračun obstoječega stanja transformatorske postaje z odjemalci in brez vključenih sončnih elektrarn... 43 5.3 Simulacijski izračun obstoječega stanja transformatorske postaje z vključenimi sončnimi elektrarnami in brez odjemalcev... 45 5.4 Simulacijski izračun obstoječega stanja TP z namestitvijo regulacijskega transformatorja z odjemalci in vključenimi sončnimi elektrarnami... 47 5.5 Simulacijski izračun obstoječega stanja TP z namestitvijo regulacijskega transformatorja brez vključenih sončnih elektrarn in z odjemalci... 51 5.6 Simulacijski izračun obstoječega stanja TP z namestitvijo regulacijskega transformatorja z vključenimi sončnimi elektrarnami in brez odjemalcev... 54 5.7 Simulacijski izračun TP z namestitvijo regulacijskega transformatorja in prestavitvijo sončnih elektrarn na izvoda z največjimi padci napetosti, pri čemer sončne elektrarne delujejo in imamo odjem... 55 5.8 Simulacijski izračun obstoječega stanja TP z namestitvijo regulacijskega transformatorja in prestavitvijo sončnih elektrarn na izvoda z največjimi padci napetosti, pri čemer sončne elektrarne delujejo s polno močjo, odjema pa ni... 58 5.9 Izsledki izvedenih simulacijskih izračunov... 60 6 SKLEP... 62 LITERATURA... 63 PRILOGA A... 65 PRILOGA B... 66 PRILOGA C... 67 PRILOGA D... 68 PRILOGA E... 69 PRILOGA F... 73 PRILOGA G... 74 v

KAZALO SLIK Slika 2.1: Delež proizvedene energije v Sloveniji leta 2012 [1]... 5 Slika 2.2: Prikaz rasti razpršenih virov od 2002 do 2011 [16]... 6 Slika 2.3: Prikaz razvoja sončnih celic in izkoristki [18]... 8 Slika 3.4: Omara motornega pogona regulacije napetosti TR-ja 110/20 kv... 11 Slika 3.5: Prikaz motornega pogona na energetskem TR-ju 110/20 kv... 12 Slika 3.6: Prikaz regulacijskega stikala med izdelavo TR-ja 110/20 kv... 12 Slika 3.7: Princip delovanja nizkonapetostnega stabilizatorja [3]... 14 Slika 3.8: Prikaz montaže nizkonapetostnega stabilizatorja [13]... 14 Slika 3.9: Prikaz samoregulacijskega TR MDT [2]... 15 Slika 3.10: Prikaz enofaznega transformatorja... 17 Slika 3.11: Oddana moč 50 kw elektrarne priključene na TP Zbelovska gora tekom dneva... 18 Slika 3.12: Poraba električne energije na Elektro Maribor dne 19. 8. 2013 [6]... 18 Slika 3.13: Prikaz regulacijskega stikala na TR-ju [7]... 19 Slika 3.14: Prikaz regulacijskega stikala in krmilne omarice [11]... 21 Slika 3.15: Prikaz delovanja regulatorja napetosti [12]... 22 Slika 4.16: Prikaz TP 20/0,4 kv Zbelovska gora T-279... 26 Slika 4.17: Grafičen prikaz postavitve sončnih elektrarn... 27 Slika 4.18: Prikaz omrežja TP 20/0,4 kv Zbelovska gora... 28 Slika 4.19: Prikaz spreminjanja napetosti in navidezne moči na dan 16. 7. 2012 na merilnem mestu MMS... 29 Slika 4.20: Prikaz izračunanih medsebojnih razdalj med vodniki in njihovimi zrcalnimi slikami, ki jih potrebujemo pri določitvi kapacitivnosti med vodniki... 34 Slika 4.21: TP Zbelovska gora z regulacijskim TR-jem... 36 Slika 4.22: TP Zbelovska gora z regulacijskim TR in prestavitvijo SE... 37 vi

Slika 5.23: Prikaz modela obravnavanega omrežja od izvora RTP 110/20 kv do odjemalca na 400/230 V... 39 Slika 5.24: Podroben prikaz elementov v modelu nizkonapetostnega omrežja... 40 Slika 5.25: Prikaz napetosti, tokov in energije na merilniku sončne elektrarne MMse... 41 Slika 5.26: Prikaz višine napetosti na posameznih priključnih mestih v odvisnosti od dolžine izvodov pri nazivni nastavitvi TR-ja... 42 Slika 5.27: Prikaz nesimetrične obremenitve TP na MMS:... 43 Slika 5.28: Prikaz efektivnih vrednosti napetosti na vseh merilnikih električne energije istočasno... 44 Slika 5.29: Prikaz efektivnih vrednosti vzdolž posameznih izvodov, merjeno od transformatorske postaje... 45 Slika 5.30: Višine napetosti ob delovanju sončnih elektrarn na TP Zbelovska gora v primeru, ko ni porabe električne energije... 46 Slika 5.31: Prikaz proizvodnje moči na sončnih elektrarnah, ki so na sliki 4.18 označene s SE1, SE2 in SE3... 46 Slika 5.32: Prikaz modela regulacijskega transformatorja z odcepi... 48 Slika 5.33: Prikaz padca napetosti glede na oddaljenost od TP pri nazivni napetosti na sponkah regulacijskega transformatorja... 48 Slika 5.34: Prikaz padca napetosti glede na oddaljenost pri izračunu z regulacijskim TRjem z nastavitvijo 230 V +7,5 %... 50 Slika 5.35: Prikaz padca napetosti z oddaljenosti pri izračunu z regulacijskim TR-jem pri nastavitvi 230 V ±0 %... 51 Slika 5.36: Prikaz višine napetosti glede na oddaljenost od TP pri napetosti na transformatorju 241 V... 52 Slika 5.37: Prikaz napetostnih razmer vzdolž izvodov pri nastavitvi napetosti transformatorja na 249 V... 53 Slika 5.38: Prikaz preklopitve med dvema stopnjama regulacijskega TR-ja... 53 Slika 5.39: Prikaz napetostnih razmer glede na dolžino izvoda in nastavitev napetosti na sponkah transformatorja na 230 V -2,5 %... 54 Slika 5.40: Prikaz prestavitve sončnih elektrarn iz izvoda 6 na izvoda št. 3 in 4 (za prvotno stanje glej sliko št. 5.24)... 56 vii

Slika 5.41: Prikaz višine napetosti v odvisnosti od dolžine izvoda z lokalnim dvigom napetosti zaradi proizvodnje sončnih elektrarn priključenih na sredi izvoda... 57 Slika 5.42: Prikaz višine napetosti, ki je odvisna od dolžine izvoda, in pri kateri pride do lokalnega dviga zaradi napetosti obratovanja sončnih elektrarn priključenih sredi izvoda v primeru, ko ni odjema... 58 Slika 5.43: Prikaz višine napetosti v odvisnosti od dolžine izvoda po preklopitvi regulacijskega stikala TR-ja na 230 V -2,5 %.... 59 viii

KAZALO TABEL Tabela 3.1: Podatki regulacijskega transformatorja (vezava Dyn5) [8]... 23 Tabela 3.2: Podatki regulacijskega transformatorja z izračunanimi vrednostmi parametrov sekundarne strani... 24 Tabela 4.1: Podane in izračunane vrednosti napajalnega DV 20 kv [4] [9]... 32 viii

UPORABLJENI SIMBOLI cosφ B C(0) C(1) d dsr dl1l2 dl1l3 dl3l2 f H1 HL1L1 HL2L2 HL3L3 HL1L3 HL2L3 HL1L2 Hm i Ib IL I0 l l2-1 l2-2 L(0) L(1) P PFe PFeh PFev Pk75 Pp P0 q Q r R RTSN RTNN0 R(0) R(1) rv faktor moči gostota magnetnega polja kapacitivnost ničnega zaporedja kapacitivnost pozitivnega zaporedja razdalja med vodniki srednja geometrijska razdalja med vodniki L1, L2, L3 razdalja med vodnikom L1 in L2 razdalja med vodnikom L1 in L3 razdalja med vodnikom L3 in L2 frekvenca srednja geometrijska razdalja vodnikov do lastnih zrcalnih slik vodnikov razdalja med vodnikom L1 in njegovo zrcalno sliko razdalja med vodnikom L2 in njegovo zrcalno sliko razdalja med vodnikom L3 in njegovo zrcalno sliko razdalja med vodnikom L1 in zrcalno sliko vodnika L3 razdalja med vodnikom L2 in zrcalno sliko vodnika L3 razdalja med vodnikom L1 in zrcalno sliko vodnika L2 srednja geometrijska razdalja vodnikov do sosednjih zrcalnih slik vodnikov fazni tok tok bremena za nap. stabilizatorjem MVB linijski tok pred nap. stabilizatorjem MVB tok praznega teka dolžina razdalja od TP do vozlišča 1 razdalja od TP do vozlišča 2 induktivnosti ničnega zaporedja voda na enoto dolžine induktivnosti pozitivnega zaporedja voda na enoto dolžine delovna moč skupne izgube v železnem jedru TR histerezne izgube v železnem jedru TR vrtinčne izgube v železnem jedru TR izgube kratkega stika pri 75 C konična moč sončne elektrarne (Peak) izgube praznega teka elektrina jalova moč dejanski polmer vodnika upornost vodnika upornost TR na SN strani upornost TR na NN strani položaj reg. stikala 0 ohmska upornost ničnega zaporedja voda na enoto dolžine ohmska upornost pozitivnega zaporedja voda na enoto dolžine izračunan polmer vodnika [/] [T] [ F] [ F] [m] [m] [m] [m] [m] [Hz] [m] [m] [m] [m] [m] [m] [m] [m] [A] [A] [A] [A] [m] [m] [m] [H/km] [H/km] [W] [W] [W] [W] [W] [Wp] [W] [Vs/m] [kvar] [m] [ /km] [ ] [ ] [ /km] [ /km] [m] ix

t1 tg u U Ub Ub2 Ub1 Uc U2-1 U2-1% U2-2 U2-2% uk UL Up Up0 ur Urms Umax Usoll Ustep UTNN0 UTSN S SKS110 So SRV STNN0 STSN X(0) X(1) XTNN0 XTSN Z TNN Z TNN0 ZTSN o čas zakasnitve regulacijskega stikala regulacijskega TR [s] razmerje jalova moč/delovno močjo [ ] fazna napetost [V] napetost [V] napetost bremena za stabilizatorjem MVB [V] napetost navitja na stabilizatorju MVB [V] induktivno sklopljeno navite na stabilizatorju MVB [V] napetost vzbujalnega navitja napetostnega stabilizatorja MVB [V] padec napetosti od TP do vozlišča 1 [V] padec napetosti od TP do vozlišča 1 [%] padec napetosti od TP do vozlišča 2 [V] padec napetosti od TP do vozlišča 2 [%] kratkostična napetost [%] linijska napetost pred stabilizatorjem MVB [V] napetost pred stabilizatorjem MVB [V] napetost na začetku izvoda z vgrajenim stabilizatorjem MVB [V] ohmska komponenta kratkostične napetosti [%] efektivna vrednost napetosti [V] maksimalna vrednost napetosti [V] nazivna napetost na regulacijskem TR [V] stopnična napetost na regulacijskem TR [V] napetost TR na NN strani položaj reg. stikala 0 [V] napetost TR na SN strani [V] navidezna moč [VA] kratkostična moč 110 kv omrežja [VA] zgornja nastavljena vrednost napetosti na regulacijskem TR-ju [V] navidezna moč razpršenega vira [VA] navidezna moč TR na NN strani položaj reg. stikala 0 [VA] navidezna moč TR na SN strani [VA] induktivna upornost ničnega zaporedja voda na enoto dolžine [ /km] induktivna upornost pozitivnega zaporedja voda na enoto dolžine [ /km] reaktanca TR na NN položaj reg. stikala 0 [ ] reaktanca TR na SN strani [ ] impedanca TR na NN strani [ ] impedanca TR na NN strani položaj reg. stikala 0 [ ] impedanca TR na SN strani [ ] dielektričnost [As/Vm] dielektričnost zraka [As/Vm] krožna frekvenca [Hz] x

UPORABLJENE KRATICE Al/Fe EES m MMs MMse MM1 MM2 MR NN OVE RTP RWE SE 1 SE 2 SE 3 SIST EN 50160 SN SNO SONDO SODO TJ 250 R TP TR goli vodniki aluminij/jeklo elektroenergetski sistem meter (m 103 = km) merilno mesto sekundar transformatorja merilno mesto sončne elektrarne merilno mesto izvod 3 merilno mesto izvod 4 Maschinenfabrik Reinhausen GmbH nizka napetost obnovljivi viri električne energije razdelilna transformatorska postaja Nemška družba za dobavo elektrike in plina sončna elektrarna 1 sončna elektrarna 2 sončna elektrarna 3 Slovenski standard Značilnosti napetosti v javnih razdelilnih omrežjih srednja napetost srednjenapetostno omrežje Sistemska obratovalna navodila za distribucijo električne energije Sistemski operater distribucijskega omrežja za električno energijo Transformatorska postaja na jeklenem jamboru do 250 kva transformatorska postaja transformator xi

1 UVOD Distribucijsko omrežje in prenosno omrežje predstavljata vode napetostnega nivoja 110 kv. Transformacija se izvede v razdelilnih transformatorskih postajah (RTP-jih) 110/20(10) kv. Sledi srednjenapetostni (SN) nivo (35), 20 in (10) kv, ki razdeljujejo električno energijo do posameznih transformatorskih postaj (TP), predvsem 20(10)/0,4 kv. Na SN nivoju se prizadeva, da bi celotno omrežje v Sloveniji prešlo na napetostni nivo 20 kv. Vendar sta napetostna nivoja 35 in 10 kv dobro zasidrana v distribucijskem omrežju in bo trajalo še nekaj desetletij, preden se ju bo v celoti zamenjalo z napetostnim nivojem 20 kv. Transformatorske postaje (TP) SN/0,4 kv so bile v zadnjih nekaj desetletjih deležne številnih prilagoditev. Prve TP so bile načeloma zidane postaje, integrirane v objekte, ali pa samostojne, predvsem v mestih. Na podeželju so značilne stolpne postaje. Stolpne postaje so pričele izpodrivati TP na železnih jamborskih, pocinkanih ali pobarvanih konstrukcijah. V določenih delih Slovenije se še gradijo TP na betonskih drogovih do moči 250 kva, ki so nadomestile TP na železnih predalčnih jamborjih. Občasno se prakticirajo TP na okroglih pocinkanih cevnih konstrukcijah. Vendar se tudi na podeželju zelo povečuje delež kabelskih TP in le-te so izvedene kot kompaktne pločevinaste postaje. Dve od petih distribucijskih podjetij sta v celoti opustili izgradnjo novih TP v prostozračni izvedbi. Na mestnih področjih se gradijo predvsem predfabricirane betonske postaje do moči 2 1000 kva in pločevinaste postaje. Sami transformatorji (TR) se prilagajajo sodobnemu času, tako da se poskuša z ustreznimi konstrukcijami in novimi materiali zmanjševati električne izgube ter hrup. Z zmanjševanjem hrupa jih prilagajajo okolici, da so manj moteče za ljudi. Izgube pri sami transformaciji energije so nezaželene v celotnem elektroenergetskem sistemu (EES), saj se posledično prenašajo na naše račune za električno energijo, vendar so neizbežen del sistemov za transformacijo energije. V zadnjih nekaj letih so distribucijsko omrežje zaznamovala masovna vključevanja razpršenih virov električne energije. Od pričetka leta 2008 do 2012 smo bili priča eksponentni rasti vključevanja mikro in malih proizvodnih virov električne energije v distribucijsko omrežje. S subvencioniranjem, predvsem sončnih elektrarn, so postale le-te dostopne večjemu številu odjemalcev električne energije, ki so postali tudi proizvajalci električne energije. Čeprav je potrebno za vključitev sončne elektrarne postoriti marsikaj in 1

za to pridobiti ustrezno dokumentacijo, so sončne elektrarne postopkovno enostavne za vključitev v EES. Tega ne moremo trditi za mikro hidroelektrarne, ki jih je praktično nemogoče umestiti v prostor. Ob tem pa oba omenjena vira električne energije veljata za obnovljive vire energije (OVE). Razpršeni viri vnašajo obratovalna stanja, ki jih do sedaj nismo poznali. Pred začetkom množičnega vključevanja razpršene proizvodnje smo probleme obratovanja reševali z dodajanjem novih izvodov in večanjem presekov vodnikov predvsem na nizkonapetostnem (NN) omrežju. Zaradi povečevanja moči na izvodih so se zamenjali tudi TR-ji SN/0,4 kv. V primeru, da na TP v omrežju napetost ni ustrezala glede na standard SIST EN 50160 (značilnosti napetosti v javnih razdelilnih omrežjih), je bilo po večini potrebno napetost dvigniti ročno. Z novimi obratovalnimi stanji, ki jih OVE ter dinamični porabniki (kot so električni avtomobili, toplotne črpalke...) narekujejo, bomo priča nenadzorovano spreminjajočim se obratovalnim stanjem. Teh obratovalnih stanj ne bo več možno reševati z dosedanjimi bolj ali manj pasivnimi pristopi k načrtovanju in obratovanju omrežja. V diplomskem delu so predstavljeni elementi, ki bodo krojili sodobna distribucijska omrežja. Spreminjanja višine napetosti z regulacijo se poslužujemo pri TR-ju 110/(10)20 kv v RTPjih. Poseben poudarek se daje regulacijskemu TR-ju 20/0,4 kv, ki je predmet diplomskega dela. Regulacijski TR zaznava višino napetosti na sponkah NN in jo ustrezno prilagaja. Omenjeni regulacijski TR poskuša obdržati ustrezno višino napetosti ob povečani porabi ali proizvodnji električne energije. Predstavljene bodo osnovne lastnosti le-tega in možnosti vključitve regulacijskega TR-ja v NN omrežje. V diplomskem delu obravnavano NN omrežje ima vključenih pet sončnih elektrarn. Izvedeni bodo simulacijski izračuni obratovalnih stanj, ki jih narekujejo obstoječe sončne elektrarne in obstoječi odjemalci električne energije. S simulacijskimi izračuni bomo pokazali, kakšne možnosti nam ponuja regulacijski TR pri regulaciji napetosti 230/400 V. Diplomsko delo je sestavljeno na sledeč način. V poglavju 2 so predstavljeni dejavniki NN omrežja, ki so vplivali na spremembe le-tega. Predstavljeni so tudi tisti, ki bodo vplivali na spremembo omrežja. Tem bomo torej priča v prihodnje. OVE so predvsem s sončnimi elektrarnami v zadnjih nekaj letih v distribucijska omrežja vnesli spremembe glede obratovanja in načrtovanja omrežja. V tem poglavju bodo predstavljene sončne elektrarne s principi delovanja ter virtualne elektrarne. V poglavju 3 je predstavljena regulacija napetosti 110/20 kv, predstavljene so tudi elektronske komponente, s katerimi lahko 2

spreminjamo višino napetosti v NN omrežju. Predstavljen je TR z dvema sekundarnima navitjema, pri čemer so na eno priključene elektronske komponente. Nadalje sta predstavljena regulacijski TR 20/0,4 kv in regulacijsko stikalo GRIDCON itap z lastnostmi in principom delovanja ter regulacijski transformator z regulacijskim stikalom, ki ga najdemo tudi s komercialnim nazivom bremenski preklopnik. Ker ima sam TR vgrajen algoritem regulacije napetosti, je predstavljen tudi ta. V poglavju 4 je predstavljeno NN omrežje z obstoječim TR-jem in z regulacijskim TR-jem. Izvedli smo še spremembo konfiguracije obravnavanega NN omrežja s prestavitvijo sončnih elektrarn. V poglavju 5 so izvedeni simulacijski izračuni s programom MATLAB/Simulink. Pri tem so izvedeni simulacijski izračuni skrajnih obratovalnih razmerij NN omrežja obravnavane TP. V simulacijskih izračunih so simulirana tri obratovalna stanja z obstoječim TR-jem in tri obratovalna stanja z regulacijskim TR-jem. V simulacijskih izračunih so v dveh izvodih veliki padci napetosti. Zato so izvedeni simulacijski izračuni s prestavitvijo dveh sončnih elektrarn v najbolj dolga voda, ki sta istočasno najbolj obremenjena voda obravnavanega NN omrežja. V poglavju 6 je sklep diplomske naloge, ki mu sledijo literatura in priloge. 3

2 SPREMEMBE V DISTRIBUCIJSKEM OMREŽJU 2.1 Obnovljivi viri energije OVE Slovenija se je zavezala k povečevanju deleža energije iz obnovljivih virov v skladu s cilji Evropske unije. Ta dokument je bil sprejet v Evropskem svetu leta 2009 in določa sledeče cilje: delež obnovljivih virov energije v končni rabi bo potrebno dvigniti na 25 %, v prometu se mora delež obnovljivih virov dvigniti na 10 %, prioriteta gospodarstva mora biti uveljavljanje učinkovite rabe energije, delež obnovljivih virov je potrebno dolgoročno povečevati na vseh področjih izrabe energije do leta 2030 [16]. V Sloveniji je že več desetletij prisotna električna energije iz hidroelektrarn, ki predstavlja pomemben del obnovljivih virov pri proizvodnji električne energije kar prikazuje slika 2.1. Pri tem je razvidno, da predstavljajo hidroelektrarne 26 % deleža proizvodnje električne energije. Znebiti se moramo napačnega javnega mnenja, da večje hidroelektrarne ne spadajo med OVE. Posledično se je tudi iz tega razloga favoriziralo izgradnjo sončnih elektrarn. Ker so investitorji videli sončne elektrarne kot dobre naložbe, so šli v sofinanciranje sončnih elektrarn, za katere je država zagotovila odkupno ceno za obdobje 15. let. Gradile so se tudi bioplinarne, ki so koristne zaradi uporabe gnojnice in bioloških odpadkov iz gospodinjstev ter industrije za proizvodnjo metana, ki poganja generatorje električne energije. V Nemčiji se je pričel trend izgradnje bioplinarn bistveno prej kot v Sloveniji. Ugotavljajo, da lahko pri konstrukcijskih elementih bioplinarn uhaja v ozračje metan, ki je prav tako toplogredni plin. Žal se v bioplinarnah za proizvodnjo metana uporablja vedno več hrane za živali ali ljudi. Uporablja se predvsem koruza, pridelava katere je primerno subvencionirana preko kmetijskih subvencij. Pri tem se že takoj postavlja vprašanje negativne energetske bilance pri pridelavi koruze. Pri pridelavi je potrebno njive zorati s traktorji, nato je potrebno pripraviti njivo za sajenje koruze, sledi njeno sajenje. Pri samem sajenju je potrebno dodati umetna gnojila, ki potrebujejo vhodne surovine in energijo za proizvodnjo umetnih gnojil. Ker se vsako leto povečuje hektarski 4

donos pridelkov, se je na njivah opustilo gnojenje s hlevskim gnojem, ki tudi konča v bioplinarnah. Kasneje je potrebno koruzo škropiti vsaj dvakrat. Strokovnjaki opažajo, da pridelava koruze v Sloveniji ni optimalna, saj je to kultura, ki potrebuje velike količine vode. Zadnjih nekaj let je bilo vremensko dokaj neugodno za pridelavo, ker smo imeli sušna obdobja. Koruzo je potrebno požeti s kombajni in jo prepeljati v bioplinarne. Študija, ki je bila narejena v Nemčiji, kaže, da s proizvodnjo koruze, ki je uporabljena v bioplinarnah, nastane več toplogrednega plina ogljikovega dioksida, kot če bi neposredno uporabili fosilno gorivo. V kolikor bi v bioplinarnah uporabili le odpadne organske snovi, bi bile bioplinarne moralno in energetsko nesporne, ob uporabi koruze pa žal temu ni tako. Pred leti so bile aktualne peči za centralno kurjavo, ki so za energent uporabljale krmno pšenico, ker je bila cena le-te v Sloveniji in na svetovnih borzah zelo nizka, celo pod ceno drv. Povpraševanje je bilo tolikšno, da ponudniki niso bili zmožni zagotoviti dobavo peči. Uporabo koruze v bioplinarnah pa zagovarjajo celo snovalci naše zakonodaje. Slika 2.1: Delež proizvedene energije v Sloveniji leta 2012 [1] Na sliki 2.1 je prikazana energetska bilanca proizvodnje električne energije v Sloveniji v letu 2012. Iz slike 2.1 je razvidno, da mali proizvajalci prispevajo 6 % delež proizvedene energije v celotno energetsko bilanco Slovenije. Na sliki 2.2 je prikazana rast razpršenih virov (RV), ki so bili vključeni v distribucijsko omrežje. Razvidno je, da je bil največji ekspotencialni porast RV v zadnjih nekaj let, predvsem od leta 2008 do 2011. 5

Slika 2.2: Prikaz rasti razpršenih virov od 2002 do 2011 [16] Slovenija se je zavezala Evropski uniji, da bo povečevala deleža energije iz obnovljivih virov ter to zapisala v Nacionalni akcijski načrt za obnovljive vire za obdobje 2010 2020. 2.2 Sončne elektrarne Osnovni gradnik fotovoltaičnega sistema je sončna celica. Sončna celica je element, ki svetlobo (sončno energijo) pretvori v električno energijo. Sončna celica je zgrajena iz tankih plasti polprevodnikov P- in N-tipa. N-tip dobimo tako, da v čisti silicijev kristal dodamo primesi petih valentnih elementov (kot sta fosfor ali arzen). P-tip pa dobimo tako, da v čisti silicijev kristal dodamo primesi treh valentnih elementov (najpogosteje indija). Iz N-tipa polprevodnika stečejo elektroni v smeri P-tipa polprevodnika. Iz P-tipa pa stečejo vrzeli v smeri N-tipa. Na meji PN spoja zaradi električnega polja nastane tako imenovana zaporna plast. Prevodniški elektroni in vrzeli se namreč gibljejo in ob meji prehajajo tudi na drugo stran. Pred vpadom svetlobe je snov nevtralna, ob osvetlitvi pa postane zaradi gibljivih nabojev, ki so odsotni, naelektrena in ozek pas ob meji je na strani P-tipa negativen, na strani N-tipa pa pozitiven. Fotoni (svetloba) lahko prodrejo do zaporne plasti, kjer izbijajo vezane elektrone, ob izbitju elektronov nastajajo dodatne vrzeli, vendar mora biti plast zelo tanka. Med obema plastema se pojavi napetost dobili smo generator napetosti, ki sončno svetlobo spremeni v električni tok. Izkoristek sončne celice je največji, 6

če pada sončna svetloba na celico pravokotno. Ker sončna svetloba segreva sončne celice, se z dvigom temperature izkoristek sončne celice zmanjša. Ker so izkoristki celic podani pri temperaturi 25 C, je izkoristek sončne celice na strehi, segreti na 60 C, lahko tudi do 16 % nižji [15]. Tako se za izkoristek sončnih celic v mesecu novembru uporablja faktor 1, julija in avgusta pa se uporablja faktor 0,86 [15]. Ker želimo imeti sončne elektrarne čim bolj integrirane na strehe objektov in fasade, se le-te namestijo čim bližje konstrukciji. Zaradi hlajenja bi bilo najbolj učinkovito, da sončno elektrarno odmaknemo od konstrukcijskih elementov 0,5 do 1 m. Monokristalne celice se izdelujejo iz enokristalnih silicijevih rezin. Podobne se uporabljajo za proizvodnjo polprevodnih elementov. Imajo velik izkoristek pri dobrih pogojih obsevanja. Njihov izkoristek se giblje od 14 20 % [10]. Spadajo med dražje sončne celice. Polikristalne celice so sestavljene iz rezin, ki nimajo povsod iste kristalne strukture. Njihov izkoristek je nekoliko manjši in znaša od 13 15 % [10]. Sončne elektrarne s polikristalnimi celicami so najbolj razširjene. Te polikristalne celice so cenovno ugodnejše kot monokristalne celice. Dober izkoristek dobimo tudi pri difuzni svetlobi pozimi ali v oblačnem vremenu. Amorfne sončne celice so sestavljene iz tankih plasti nekristalnega (amorfnega) silicija. Pri slabi sončni svetlobi in pri difuzni svetlobi imajo zelo dober izkoristek, prav tako pri višji delovni temperaturi. Poznani so tako imenovani tankoplastni moduli, ki jih lahko naparimo na podlago. Amorfne sončne celice najdemo v kalkulatorjih ter ročnih urah in so razmeroma poceni zaradi enostavne izdelave. Slabost amorfnih celic je hitro staranje, izkoristki se gibljejo med 6 in 8 % [10]. Organske celice se izdelujejo iz ogljikovodikov, zato tudi ime plastične solarne celice. Ker so te solarne celice poceni in so gibljive, obstajajo zelo dobre možnosti, da jih bomo v bodoče vgrajevali na avtomobile in druga prevozna sredstva. V električnih vozilih, ki niso parkirana v garažnih hišah, bi te organske celice nameščene na vozila lahko doprinesle nekaj odstotkov kapacitete k polnjenju akumulatorja električnega avtomobila. Tudi klasični avtomobili imajo veliko elektronike ter električnih pomagal, ki potrebujejo električno energijo in na njih ne moremo vplivati. Energijo iz organskih celic bi lahko uporabili za napajanje električnih pomagal, s tem bi lahko razbremenili alternator in nekaj prispevali k manjši porabi goriva. 7

Na sliki 2.3 je prikazan razvoj celic po letih in rast izkoristkov ter naziv ustanov, ki so ga dosegle. Prikazan je tudi izkoristek sončnih celic čez 35 40 %, vendar moramo žal ugotoviti, da samo v laboratorijskih razmerah, pri tem pa ne vemo, kakšna bi bila cena proizvodnje takšnih celic. Slika 2.3: Prikaz razvoja sončnih celic in izkoristki [18] 2.3 Virtualne elektrarne Virtualna elektrarna je skupina malih razpršenih elektrarn kot so vetrne elektrarne, kogeneracije, sončne elektrarne in male vodne elektrarne, kot hranilnike energije pa bi lahko vključili električne avtomobile. Prav tako bi lahko k temu dodali bremena, ki jih lahko izklopimo. Nemška družba za dobavo elektrike in plina (RWE) je skupaj z družbo Siemens ob koncu leta 2010 izvedla demonstracijski projekt z vodnimi elektrarnami, kogeneracijami in agregati. Cilj koordiniranih razpršenih virov električne energije je ob gospodarskih koristih, še boljša integracija tržišča razpršenih virov električne energije. Virtualne elektrarne ne pridejo v poštev le pri trgovanju z električno energijo iz razpršenih virov, temveč koristijo tudi pri distribuciji električne energije [5]. 8

Tudi v Sloveniji potekajo različni projekti virtualnih elektrarn. S tem se ukvarjajo združenja na trgu električne energije in dobavitelji tehnološke opreme, ta hip so v različnih fazah izvedbe projekta virtualne elektrarne. 9

3 PREGLED REGULACIJE NAPETOSTI 3.1 Prikaz regulacije napetosti na TR-ju 110/20 kv V distribucijskih sistemih se uporabljajo predvsem RTP-ji nazivnih napetosti 110/20 kv, zraven njih pa so prisotni še RTP-ji 110/10 kv in 35/20 kv. Slednji je del zgodovinskih dejavnikov, ker sta pred tem veljala prenosni nivo 35 kv do RTP-jev in čisti distribucijski nivo 10 kv. Počasi se bo iz Slovenije umaknil 35 kv napetostni nivo, 10 kv napetostni nivo pa bo prisoten še 3 4 desetletja, ker se prepočasi in premalo energije ter sredstev namenja za prehode na 20 kv napetostni nivo. S tem prehodom bi prihranili zaradi zmanjšanja izgub na 10 kv kablih, vendar moramo pri tem upoštevati tudi stroške rekonstrukcije teh kablovodov. V RTP-jih je pretežno nameščen TR 110/20 kv, katerega moč je odvisna od obremenitve in lahko znaša 20, 31,5 in 40 MVA. Obremenitev diktirajo odjemalci na napajalnem območju. V večini RTP-jev sta dva TR-ja. V RTP-jih, kjer lahko ob izpadu TR-ja zagotovimo dovolj energije iz SN omrežja, je nameščen le en TR, paziti pa moramo, da ne nastanejo preveliki padci napetosti. SN omrežja se načrtujejo, tako imamo v normalnih obratovalnih stanjih padce napetosti do 7,5 %, v rezervnih stanjih napajanja pa lahko ti znašajo do 12,5 %. V obratovanju imamo tudi RTP-je z nameščenimi tremi TR-ji. TR-jev v RTP-jih nikoli ne obremenimo z nazivno močjo, ampak le do 60 % naznačene moči, in sicer tam, kjer imamo dva TR-ja. Izjemoma lahko TR kratkotrajno obremenimo do 120 % nazivne moči. Iz opisanega sledi, da morajo biti TR-ji 110/SN zelo prilagodljivi. Tekom obratovanja TRja se pojavljalo različne obratovalne situacije, katerim je kos le regulacijski TR. Pri regulacijskih TR-jih tipamo napetost na 20 kv strani z napetostnimi instrumentnimi transformatorji. Pri tem se preko napetostnega releja za avtomatsko regulacijo poskuša, kljub različnim stanjem v SN mreži, zagotoviti nastavljeno vrednost napetosti. Referenčne vrednosti napetosti se prenašajo v motorni pogon TR-ja, kar je razvidno iz slik 3.4 in 3.5 (večja slika 3.5 je v prilogi A) z zaporedno številko 221, ki preko vzvoda prestavi regulacijsko stikalo v zahtevani položaj in s tem ustrezno spremeni prestavo. V primeru, da bi nam izpadla avtomatska regulacija, lahko na samem mestu pogon, ki je prikazan na sliki 3.4, ročno prestavimo in nastavimo stopnjo nivoja napetosti s pomočjo ročice, ki se nahaja znotraj omarice. 10

Nastavitve višine napetosti v RTP-ju nam pogojujejo odjem na SN strani, število izvodov, višina odjema na izvodih in dolžine vodov. V RTP-ju nastavimo napetost 21 kv, pri tem pa se lahko pripeti, da na zelo oddaljeni TP s SN/0,4 kv, ki je od regulacijskega TR-ja oddaljena 20 km ali več, napetost zelo upade. To se potem prenaša na NN nivo, ki ga zaznajo odjemalci, ki so priključeni na TP 20/0,4 kv. Slika 3.4: Omara motornega pogona regulacije napetosti TR-ja 110/20 kv 11

Slika 3.5: Prikaz motornega pogona na energetskem TR-ju 110/20 kv Slika 3.6: Prikaz regulacijskega stikala med izdelavo TR-ja 110/20 kv Na sliki 3.6 je prikazano regulacijsko stikalo v novo nastajajočem transformatorju, ki je še v izdelavi. Regulacijsko stikalo je izdelek podjetja Maschinenfabrik Reinhausen GmbH (MR). Ker imamo zelo redko možnost, da bi lahko pogledali v notranjost transformatorja, 12

je zanimivo videti, da se pri izdelavi transformatorjev uporablja tudi les. V ozadju slike 3.6 so vidna navitja in železno jedro TR-ja v podjetju Kolektor Etra, d.o.o.. To je slovensko podjetje, katerega korenine segajo v leto 1933. Tekom diplomskega dela bomo srečevali elemente obeh podjetij, ki imata desetletne izkušnje na področju izdelave transformatorjev in regulacijskih stikal. TR-je 110/(10) 20 kv reguliramo s pomočjo regulacijskih stikal v obsegu ±12 1,33 % napetosti. 3.2 Prikaz regulacije napetosti z elektronskimi komponentami Nekaj let uveljavljen način regulacije napetosti nam omogoča izdelek norveškega podjetja Magtech MVB. To je je nizkonapetostni stabilizator, ki je vgrajen tudi v distribucijska omrežja Slovenije. Prvotno je bil zasnovan za reševanje slabih napetostnih razmer pri odjemalcih. Ker je vedno težje pridobivanje služnostnih pogodb za izgradnjo priključnih vodov 20 kv napetostnega nivoja in pripadajočih TP 20/0,4 kv, je to ena izmed hitrih rešitev za zagotavljanje ustreznih napetostnih razmer. V nizkonapetostni vod, kjer kakovost napetosti ne dosega standarda SIST EN 50160, se na problematičnih mestih vgradi nizkonapetostni stabilizator, ki je prikazan na sliki 3.8.»Ti napetostni stabilizatorji omrežja nam pred mestom vgradnje povzročajo upad napetosti. Za samim stabilizatorjem pa nam napetost dvignejo od 0 20 V«[3]. Tako se odjemalcu zagotovi kakovostna napetost, ki jo pričakuje in plačuje. Stabilizatorji napetosti nam omogočajo, da so lahko posamezne faze nesimetrično obremenjene, saj se regulira vsako fazo posebej. V principu imamo avtotransformator, skozi katerega teče tok, ki napaja breme. Napetost na stabilizatorju je označena z Ub2, kot kaže slika 3.7. Navitje z napetostjo Ub1 je induktivno sklopljeno z navitjem z napetostjo Ub2, hkrati pa je zaporedno vezano z navitjem napetosti Uc. Induktivnost navitja z napetostjo Uc spreminjamo z vzbujalnim navitjem. S tem spreminjamo tok, ki teče skozi navitji z napetostma Ub1 in Uc, posledično zaradi induktivne sklopljenosti vplivamo tudi na napetost Ub2. Na tak način lahko posredno vplivamo na napetost bremena Ub, ki jo vzdržujemo v predpisanih mejah ne glede na obremenitev [3]. 13

»Iz podanih izračunov in na konkretno izmerjenih signalih ugotovimo, da stabilizator s svojim delovanjem vnaša višje harmonske komponente v napetost na izhodu iz stabilizatorja, kar je še posebej izrazito v področju nižjih obremenitev«[13]. Slika 3.7: Princip delovanja nizkonapetostnega stabilizatorja [3] Slika 3.8: Prikaz montaže nizkonapetostnega stabilizatorja [13] Napetostni stabilizatorji povzročijo padec napetosti pred samim napetostnim stabilizatorjem in vnos dodatnih harmonskih popačenj napetosti. V zadnjem času se je s porastom izgradnje sončnih elektrarn pričel uporabljati podoben princip napetostnega stabilizatorja z oznakami MPV. Napetostni stabilizatorji MPV imajo nazivno moč od 60 kva do 400 kva, pri tem lahko zvezno nastavimo napetost v NN omrežju. Napetostne stabilizatorje lahko preobremenimo za 6 ur, tako lahko premostimo del dneva v času, ko sončne elektrarne oddajajo največ energije v omrežje. Ti novi napetostni stabilizatorji imajo možnost, da delujejo v Bypass sistemu, ko elektrarne ne delujejo [2]. Napetostni stabilizator je pred leti reševal slabe napetostne razmere, sedaj se ponovno koristi za zagotavljanje ustreznega nivoja napetosti, ki jo lahko ustrezno spreminjamo. Uporablja se zaradi previsoke napetosti v omrežju, ki jo 14

povzročijo sončne elektrarne med ugodnim osončenjem ter padcev napetosti zvečer in pozimi, ko elektrarne ne obratujejo, poraba pa je visoka. To velja predvsem za podeželske vode. V mestnih TP teh težav ni. V delu dneva, ko sonce oddaja največ sončne energije, je dovolj velik odjem in velikih dvigov napetosti ni. V mestu je konfiguracija omrežja drugačna, preseki vodnikov so večji, dolžine odsekov pa krajše. Napetostni stabilizator se bi lahko uporabil v tistih izvodih, kjer so vgrajene sončne elektrarne ali bioplinarne. 3.3 Prikaz regulacije napetosti z elektronskimi komponentami vgrajenimi v TR V letu 2013 je podjetje Magtech na sejmu v Hannovru, ki je potekal med 7. in 11. aprilom, predstavilo novi samoregulacijski TR MDT. Ta TR je kombinacija napetostnega stabilizatorja in TR-ja pod tipskimi oznakami MDT 250, MDT 400 in MDT 630. Prikazan je na sliki 3.9. Posebnost samoregulacijskega transformatorja je v tem, da ima dve sekundarni navitji. Prvo navitje je izvedeno kot običajni distribucijski transformator, drugo navitje pa je vezano preko stabilizatorja napetosti, vendar je združeno v eno ohišje. Avtomatika prične regulirati, ko prične pritekati energija v transformator in regulira napetost navzdol. V primeru, ko ni napajanja sončnih elektrarn, se regulacijsko vezje izklopi in del transformatorja deluje kot klasičen transformator [2]. Slika 3.9: Prikaz samoregulacijskega TR MDT [2] 15

3.4 Prikaz regulacije napetosti s TR-jih TR je eden od zelo pomembnih delov energetskega sistema, pomembnejši element je samo še generator. Sam TR nima gibljivih delov, zato je to naprava z zelo dobrim izkoristkom. Sam TR je naprava, ki nam omogoča, da lahko električno energijo racionalno prenašamo na dolge razdalje ob sorazmerno majhnih izgubah na samih daljnovodih ali kabelskih vodih. TR ima vhodno stran, ki jo imenujemo primarna stran in izhodno sekundarno stran, kar je prikazano na sliki 3.10. Primarno in sekundarno stran sestavljajo izolirana navitja z veliko čistočo bakra, ki so navita okoli železnih stebrov iz laminirane pločevine. Baker se uporablja za navitja, ker ima zelo dobro razmerje med električno prevodnostjo in ceno. Stebre povezuje jarem, ki je iz istega feromagnetnega materiala kot so stebri. Ob predpostavki, da imamo na primarni strani transformatorja napetost in tok, nam ju TR transformira na sekundarno stran z napetostno in tokovno prestavo, ki sta obratno sorazmerni. TR prenaša navidezno moč S iz primarne strani na sekundarno stran. Navidezna moč ostane enaka, odšteti pa moramo izgube v TR-ju. Izgube nastajajo v navitju in v železnem jedru. V železu nastanejo izgube zaradi vrtinčnih tokov PFev, ki jih omejimo z uporabo železnega jedra iz tankih lamel. Dodatne izgube nam povzročajo histrezne izgube PFeh, ki so posledica magnetenja železnega jedra. Izgube, ki nastajajo v jedru TR-ja PFe, so podane s (4.1). Na te izgube lahko vplivamo z izbiro materiala, gostote magnetnega pretoka B in frekvence f, vendar ne v distribucijskem sitemu, ker je frekvenca 50 Hz. Lamele v železnih jedrih se morajo dobro prilegat. Biti morajo galvansko ločene, kar dosežemo s plastjo izolacije med njimi. Poznamo tudi ločilne TR-je, pri katerih so vrednosti električnih spremenljivk na primarni in sekundarni strani enake, vendar se le-ti ne uporabljajo za prenos energije v distribucijskem ali prenosnem sistemu, ampak se uporabljajo za zaščito ljudi ter naprav. Poznamo enofazne, dvofazne, trifazne in večfazne sisteme. Nam najbližji in najpogosteje uporabljeni so enofazni in trifazni. V našem distribucijskem sistemu se uporabljajo izključno trifazni sistemi. V Združenih državah Amerike pa se uporabljajo predvsem trije enofazni sistemi. 16

JAREM N1 N2 U1 STEBER U2 PRESEK JEDRA Slika 3.10: Prikaz enofaznega transformatorja = + (4.1) V distribucijskih podjetjih je bilo vse do konca leta 2012 zelo velik naval po vključevanju razpršenih virov električne energije. Ta pritisk je popustil po sprejetju Uredbe o spremembah Uredbe o podporah električni energiji, proizvedeni iz obnovljivih virov energije (Uradni list RS, št. 90/12). Do sprejetja te uredbe so bile službe razvoja distribucijskih podjetij zelo obremenjene z izdelavo analiz za potrebe vključevanja razpršenih virov v električno omrežje v postopkih izdaje soglasij za priključitev. Podrobne pogoje za priključitev najdemo v sistemskih obratovalnih navodilih za distribucijo električne energije (SONDO) [16] od 123. člena naprej, ki govorijo o pogojih ter o postopkih za vključitev OVE v distribucijsko omrežje. Precej velik naval za samo vključitev OVE v distribucijsko omrežje je bilo konec drugega kvartala in četrtega kvartala vsakega leta. To je bilo obdobje, ko je prišlo do sprememb višine podpor, in sicer do znižanja. V postopku izdelave analiz se distribucijska podjetja poslužujejo 110. člena SONDO, ki govori o pogojih za priključitev odjemalca na omrežje. Pri tem je dejstvo, da nekateri OVE za svoje delovanje potrebujejo električno energijo. Predvsem pa OVE z njihovim delovanjem močno posegajo v osnovne parametre vseh porabnikov. Tu so v ospredju sončne elektrarne, ki so nameščene na podeželju, tako kot je to v našem primeru TP-ja Zbelovska gora. Iz meritev z dne 15. 8. 2012 je na sliki 3.11 podan prikaz proizvodnje 50 kw sončne elektrarne. Kot je iz slike 3.11 lepo razvidno, je bila ob 16. uri zabeležena 10minutna maksimalna proizvedena električna moč, in sicer 47,4 kw. Čez približno eno uro smo zabeležili 10-minutno minimalno proizvodnjo, in sicer 11,6 kw, ki sicer na grafu ni vidna. Je pa vidna zareza, ker smo merili povprečne vrednosti moči. 17

Slika 3.11: Oddana moč 50 kw elektrarne priključene na TP Zbelovska gora tekom dneva V kolikor pogledamo porabo električne energije na celotnem območju Elektra Maribor, d. d., ki je podana za obdobje celotnega dneva ter prikazana na sliki 3.12, vidimo, da samo sončne elektrarne ne morejo zagotoviti ustrezne oskrbe odjemalcev z električno energijo, ker se diagrama moči porabe in proizvodnje sploh ne ujemata. Slika 3.12: Poraba električne energije na Elektro Maribor dne 19. 8. 2013 [6] Za primerjavo smo vzeli poletne mesece, ko je zelo dobra osončenost in sončne elektrarne delujejo v»višku sezone«. V kolikor bi se trend izgradnje sončnih elektrarn nadaljeval in bi želeli v celoti izkoristiti njihovo proizvodnjo, bi temu morali prilagoditi odjem odjemalcev, tudi del industrije. Naslednja možnost je, da bi morebitne viške električne 18

energije proizvedene iz sončnih elektrarn shranili v hranilnikih električne energije. V Sloveniji je temu namenjena črpalna elektrarna Avče, ki je zgrajena na reki Soči z inštalirano močjo 185 MW. Morda se bo v prihodnje pristopilo tudi k izgradnji črpalne elektrarne Kozjak na reki Dravi. Diagrama proizvodnje in poraba električne energije na podeželskih TP se ne ujemata. Sedaj še nimamo dovršenih lokalnih hranilnikov energije, ki bi akumulirali proizvedeno električno energijo iz sončnih elektrarn ter jo oddajali v omrežje po želji operaterja. Zato na nekaterih TP 20/0,4 kv, kjer so priključene sončne elektrarne, tekom dneva nastajajo velika nihanja napetosti. Ker so transformatorji z 20/0,4 kv grajeni za nazivno napetost do 21 kv, lahko z regulacijskim stikalom, ki je prikazano na sliki 3.13 in označeno z zaporedno številko 8, reguliramo napetost na nizkonapetostnem omrežju 230/400 V. Slika 3.13: Prikaz regulacijskega stikala na TR-ju [7] Regulacijsko stikalo nam omogoča regulacijo napetosti ±2 2,5 % napetosti. Tako z nastavitvijo napetosti nad 230 V na TR-ju, pri zadnjem odjemalcu in ob maksimalni obremenitvi, dosežemo napetost višjo od 207 V 95 % časa v tednu. To je še zmerom znotraj standarda SIST EN 50160. Žal se lahko preklopitve izvedejo le v breznapetostnem stanju. To se zagotovi z ločilnim stikalom, ki je običajno nameščeno eno stojno mesto (drog pred TP-jem) pred prostozračno TP 20/0,4 kv. Pri TP z 20/0,4 kv, ki ima zelo dolge nizkonapetostne izvode, se lahko zgodi, da imajo odjemalci blizu TP nazivno napetost blizu 253 V, odjemalci na koncu voda pa napetost bližje 207 V. To pomeni, da imajo 19

odjemalci na koncu voda zelo nizko napetost, odjemalci blizu TP pa zelo visoko napetost, obe pa lahko vplivata na delovanje uporabnikovih naprav. V kolikor pa bi sedaj na takšno TP priključili proizvajalca električne energije, bi lahko nastale razmere, ki ne bi bile več v okviru standarda SIST EN 50160. Kaj se zgodi pri proizvodnji električne energije in zelo majhni porabi v NN omrežju, je razloženo v nadaljevanju. Tukaj pride zaradi oddajanja energije v omrežje do dviga napetosti na NN strani in na SN strani TR-ja. Takšen primer ima Elektro Maribor na območju RTP-ja 35/20 kv Mačkovci. V to RTP je vključena bioplinarna, ki v nočnih urah oddaja električno energijo, nima pa dovolj velikega odjema. V kolikor bi imeli na tem RTP-ju porabnike, ki bi porabljali proizvedeno električno energijo, do dvigov napetosti ne bi prišlo. Za reševanje prevelikih nihanj napetosti imamo več možnih pristopov. Dva možna pristopa reševanja nihanja napetosti sta bila že opisana. Tretji pristop pa je uporaba regulacijskega TR-ja 20/0,4 kv.»osnovni podatki regulacijskega TR-ja 20/0,4 kv Gridcon so sledeči: - moči od 250 do 800 kva, - 24 kv nazivna napetost, - širina in globina sta minimalno večji kot klasični transformator, vendar so nekoliko višji, pri TR-ju moči 250 kva za 68 cm, - brez vzdrževanja čez celotno življenjsko dobo do 700.000 preklopitev, - maksimalno 9 preklopljivih stopenj, alternativa 5 ali 7 stopenj, - regulacijsko stikalo, prosto preklopljivo npr. ±4 2,5 % ali +6/-2 1,5 % ali +5/-3 2 %.«[11], [12] Regulacija napetosti Vgrajen napetostni regulator omogoča avtonomno delovanje, v katerem TR Gridcon, proizvod podjetja MR, prilagaja napetost trenutnim stanjem v omrežju. Pri tem se zajema nizka napetost v vseh treh fazah in ustrezno prilagodi regulacijske parametre. Na sliki 3.14 je v ospredju prikazano regulacijsko stikalo, v ozadju pa krmilna omarica. Ti regulacijski transformatorji so predvideni za življenjsko dobo 40 let. Prednost sistema je ta, da krmilje ne potrebuje nobenega dodatnega vira napajanja. V primeru, da bi se pokvarili senzorji ali 20

krmilje regulatorja, bi transformator deloval naprej in napajal odjemalce z električno energijo. Ne bi pa bilo več mogoče prilagajanje napetosti, kot bi se to pričakovalo od transformatorja, in postal bi klasičen distribucijski transformator. Obstaja možnost, da bi, ko bi sončne elektrarne delovale tekom osončenja, zatajil kateri od elementov, zato bi imeli odjemalci zvečer prenizko napetost [12]. Slika 3.14: Prikaz regulacijskega stikala in krmilne omarice [11] Za regulacijo so tovarniško prednastavljeni parametri in po teh parametrih deluje regulator, kot kaže slika 3.15. Parametri so nazivna napetost (Usoll), napetost stopnice (Ustep) in čas zakasnitve (t1). Če se preseže zgornjo mejno vrednost nastavljene napetosti (So), se napetost hitro zregulira navzdol. Na sliki 3.15 so prikazani tri zelo pogosta stanja v omrežju, ki so razdeljena na tri dele. 1. del: Če sta nazivna napetost za čas t1 in ob enem stopnična napetost Ustep prekoračeni, se vključi regulator in ustrezno preklopi stikalo, tako da se napetost postavi v nastavljeno vrednost. 2. del: Če se preseže zgornjo mejno vrednost nastavljene napetosti So, se izvede takojšna regulacija, tako da je napetost ponovno pod mejno vrednostjo So. 3. del: Če je napetost za t1 manjša od minimalne napetosti, se izvede preklop stikala, tako da je napetost nad minimalno vrednostjo.»ob nastavljenih parametrih se lahko le-ti po potrebi spremenijo in se implementirajo lastni algoritmi (vrednosti)«[12]. 21

Slika 3.15: Prikaz delovanja regulatorja napetosti [12] Za vgradnjo v kompaktne pločevinaste postaje je potrebno preveriti dimenzije TR-ja. V male pločevinaste postaje do nazivne moči 250 kva bo namestitev težavna zaradi komandne omarice, zato bi bilo potrebno postajo konstrukcijsko spremeniti. Lažja bi bila namestitev v kompaktno pločevinasto postajo nazivne moči do 630 kva, ker je več prostora za transformator in komandno omarico. Pri dobavitelju opreme je potrebno preveriti dolžino kabla med transformatorjem in komandno omarico. Za namestitev je najprimernejša betonska TP. Ker je v SN in NN prostoru veliko prostora, dimenzije komandne omarice ne povzročajo nobenih težav. Sam TR je nameščen malenkost nad nivoje terena, tako da bi lahko v času testiranj sorazmerno enostavno dostopali do regulacijske omare. TP betonske izvedbe so najprimernejše tudi zato, ker se lahko nastavljanje in testiranje nastavitev opravljata v zaprtem prostoru tudi ob slabem vremenu. Distribucijska podjetja ob izgradnji 20 kv kabelskih tras polagajo cevi PEHD 2 x Ø 50 mm (dvojček) za morebitne kasnejše izgradnje optike med dvema TP. V kolikor imamo 22

komandno omarico regulacijskega TR-ja povezano po ustrezni komunikaciji s sedežem podjetja, je možno parametre regulacije spreminjati. Tako ni potrebe, da se uslužbenec, ki je zadolžen za nastavitev parametrov, odpravi do TP z regulacijskim TR-jem. V nadaljevanju je podana tabela 3.1 s podatki proizvajalca transformatorja. Tabela 3.1: Podatki regulacijskega transformatorja (vezava Dyn5) [8] Opis parametra Napetost transformatorja na SN strani Napetost transformatorja na NN strani Moč na transformatorja na SN strani Moč na transformatorja na NN strani Tok prostega teka Izgube prostega teka Kratkostična napetost Izgube kratkega stika (pri 75 C) Oznaka UTSN UTNN0 STSN STNN0 I0 P0 uk Pk75 Enota kv kv kva kva A kw % kw Vrednost 21 0.42 250 250 18.5 0,63 4,16 3.25 Za simulacijski izračun v programskem paketu Matlab je bilo potrebno izpeljati in izračunati podatke za model transformatorja. Pri transformatorjih z dvema navitjema izračunamo impedanco transformatorja z nazivnimi podatki, ki so podani v tabeli 3.1. Tako izračunamo impedanco srednjenapetostne strani TR-ja ZTSN s (3.2), ohmsko upornost srednjenapetostne strani TR-ja RTSN s (3.3) in reaktanco srednjenapetostne strani TR-ja XTSN s (3.4). Enačbe od (3.2) do (3.4) povzete po [17]. 3 2 U TSN uk 4,16 21 10 73,382 100 % S TSN 100 250 103 2 Z TSN 3 2 U TSN ur 1, 74 21 10 30, 693 100 % S TSN 100 250 103 (3.2) 2 RTSN 2 2 X TSN ZTSN RTSN 73,3822 30,6932 66,654 (3.2) (3.4) Kjer je, uk kratkostična napetost ob nazivnem toku v odstotkih, UTSN nazivna napetost srednjenapetostne strani transformatorja, STSN nazivna navidezna moč transformatorja srednjenapetostne strani, ur ohmska komponenta kratkostične napetosti v odstotkih in znaša 1,74 %. 23

Enako storimo tudi za izračun parametrov nizkonapetostne strani transformatorja v izhodiščnem položaju regulacijskega stikala ±0 2,5 %. Tako izračunamo impedanco nizkonapetostne strani TR-ja ZTNN0 s (3.5), ohmsko upornost nizkonapetostne strani TR-ja RTNN0 s (3.6) in reaktanco nizkonapetostne strani TR-ja XTNN0 s (3.7). Enačbe od (3.5) do (3.7) so povzete po [17]. U2 u 4,19 0, 42 10 k TNN0 0,029352 100 % STNN0 100 250 103 3 2 ZTNN0 2 ur U TNN0 1, 74 0, 42 10 0, 012277 100 % STNN0 100 250 103 (3.5) 3 2 RTNN0 (3.6) 2 2 X TNN0 Z TNN0 RTNN 0 X TNN0 0, 029352 2 0, 012277 2 0, 026661 (3.7) Kjer je, uk kratkostična napetost ob nazivnem toku v odstotkih, UTNN0 nazivna napetost nizkonapetosnte strani transformatorja v [V], SNN0 nazivna navidezna moč transformatorja nizkonapetostne strani v [VA], ur ohmska komponenta kratkostične napetosti v odstotkih. Za ostale položaje regulacijskega stikala transformatorja so izračunani podatki podani v tabeli 3.2. Izračuni so narejeni za spreminjanje stopenj navzgor in navzdol za nazivne vrednosti, in sicer za -4 x 2,5 %; -3 x 2,5 %; -2 x 2,5 %; -1 x 2,5 %; +1 x 2,5 %; +2 x 2,5 %; +3 x 2,5 % in +4 x 2,5 %. Ker je bilo potrebno izračun izvesti za vsako stopnjo regulacijskega stikala posebej, se impedance s prestavitvijo položaja stikala spremenijo. Tabela 3.2: Podatki regulacijskega transformatorja z izračunanimi vrednostmi parametrov sekundarne strani Odcep -4 x 2,5 % -3 x 2,5 % -2 x 2,5 % -1 x 2,5 % ±0 2,5 % +1 x 2,5 % +2 x 2,5 % +3 x 2,5 % +4 x 2,5 % RTNN v 0,012771 0,012630 0,012489 0,012348 0,012277 0,012136 0,012065 0,011924 0,011854 XTNN v 0,026664 0,026652 0,026719 0,026706 0,026661 0,026648 0,026680 0,026666 0,026697 ZTNN (RTNN + XTNN) v (0,012771 + j0,026664) (0,012630 + j0,026652) (0,012489 + j0,026719) (0,012348 + j0,026706) (0,012277 + j0,026661) (0,012136 + j0,026648) (0,012065 + j0,026680) (0,011924 + j0,026666) (0,011854 + j0,026697) 24

4 MODEL OBRAVNAVANEGA NIZKONAPETOSTNEGA OMREŽJA 4.1 Opis obstoječega stanja transformatorske postaje brez regulacijskega transformatorja V poglavju 3.4 smo spoznali regulacijski TR 20/0,4 kv, izpeljali in izračunali smo podatke, ki so potrebni za izvedbo simulacijskega izračuna v programu Matlab. Poglavje 4 je razdeljeno na tri podpoglavja. V podpoglavju 4.1 je podrobno opisano obstoječe stanje priključnega SN voda do vključno TP 20/0,4 kv. Izvedeni so izračuni za priključni napajalni vod 20 kv. Opisano je tudi obstoječe stanje NN omrežja z vsemi izvodi, prikazani so vsi porabniki in proizvajalci električne energije. Za obstoječi TR se bodo izvedli simulacijski izračuni za tri različna obratovalna stanja, ki so podrobno opisana v petem poglavju. Prvo obratovalno stanje zajema polno delovanje vseh elektrarn in povečan odjem električne energije obstoječih odjemalcev. Sledi povečan odjem električne energije obstoječih odjemalcev in brez proizvodnje sončnih elektrarn. V tretjem obratovalnem stanju so vključene sončne elektrarne, ki delujejo s polno proizvodnjo električne energije vendar brez odjema električne energije. Podpoglavje 4.2 zajema zamenjavo obstoječega TR-ja z regulacijskim transformatorjem, pri čemer bomo izvedli tri različna obratovalna stanja. Obratovalna stanja vključujejo vse odjemalce in polno delovanje sončnih elektrarn. Sledi povečani odjem odjemalcev z izključenimi sončnimi elektrarnami. V zadnjem obratovalnem stanju imamo polno delovanje sončnih elektrarn brez odjema električne energije. V podpoglavju 4.3 obdržimo regulacijski transformator ter spremenimo konfiguracijo NN omrežja s prestavitvijo sončnih elektrarn na najbolj neugodno mesto v obravnavanem omrežju. Vsi modeli v Matlab-u in izvedeni simulacijski izračuni so prikazani v poglavju 5. TP, ki jo obravnavamo, je tipska postaja na železnem jamboru (TJ 250 R) z oznako T-279 Elektra Maribor, d. d.. Sama postaja je bila zgrajena leta 1980. Ta TP 20/0,4 kv je podeželska postaja, ki je namenjena za priključevanje prostozračnih priključnih daljnovodov obratovalne napetosti 10 kv ali 20 kv. Služi lahko kot končna ali kot prehodna postaja, to pomeni, da se daljnovod ne zaključi na tej TP, temveč napaja še druge TP. Na SN strani ima nameščene visokonapetostne varovalke ustrezne velikosti glede na 25

moč transformatorja. Nameščeni so tudi SN prenapetostni odvodniki, ki ščitijo TP pred atmosferskimi prenapetostmi. Povezava med SN delom in transformatorjem je izvedena z aluminijastimi vodniki ali bakrenimi zbiralkami. Ta tip postaj je predviden kot prostozračna izvedba tudi na nizkonapetostni strani 400/230 V. Povezava med transformatorjem in NN varovalno omarico je izvedena s kablom NAYY-J 4 95 + 2,5 mm2 oz. kablom druge oznake, vendar podobnimi električnimi lastnostmi. TP obravnavanega tipa so se nadomeščale zidane stolpne transformatorske postaje. Kot je razvidno iz slike 4.16, so pri našem primeru TP T-279 Zbelovska gora prisotni nadzemni vodi. Aktivna sta le dva nadzemna voda, preostale bo potrebno demontirati. Tekom let so postali nizkonapetostni kabli bistveno cenejši. Tako se je tudi na tej postaji izvedlo nekaj novih kabelskih povezav. Žal je v energetskem sistemu premalo sredstev za vse potrebe. Že za sprotno vzdrževanje primanjkuje sredstev, zato se delež kabelskega omrežja zelo počasi povečuje. Od leta 2009 do leta 2011 se je delež nizkonapetostnega kabelskega omrežja povečal za 3,6 %. Skupna dolžina nizkonapetostnega omrežja, ki ga ima v najemu družba SODO, d. o. o., je leta 2011 znašala 45.455 km [16]. Slika 4.16: Prikaz TP 20/0,4 kv Zbelovska gora T-279 26

Na obravnavani TP Zbelovska gora je izvedenih 6 nizkonapetostnih izvodov, kar je bistveno več kot jih je bilo predvidenih v tipski TP. V našem primeru je na sliki 4.16 desno od TP dodatno nameščena razdelilna omarica, v kateri so izvedeni trije priključki za sončne elektrarne. Na sliki 4.16 so vidne tri sončne elektrarne. Prva je takoj za samo TP. Druga je pri sosedu in je vidna v višini nameščenega energetskega TR-ja. Tretja elektrarna je največja, nahaja se desno od hiše in viden je le njen manjši del. Moč omenjene elektrarne je 2 49 kwp. Slika 4.17: Grafičen prikaz postavitve sončnih elektrarn Na sliki 4.17 so prikazane lokacije vseh petih sončnih elektrarn priključenih na TP 20/0,4 kv Zbelovska gora, označene so z modrimi kvadrati. Ker so odjemalci električne energije postali zelo ozaveščeni in imajo pomisleke o kvaliteti dobavljene energije, imajo možnost zahtevati meritve o kakovosti električne energije. Tako so se odjemalci na obravnavani TP pritožili Elektru Maribor, d. d., da njihova kakovost napetosti ni ustrezna, zato so bile izvedene meritve. Glede na izvedene meritve na terenu nimamo možnosti, da bi ugotavljali obremenitve pri vsakemu odjemalcu posebej. Zato so v času meritev bili nameščeni trije analizatorji omrežja, ki so preverjali stanje kakovosti 27

napetosti. Na sliki 4.18 so vidne lokacije izvedenih meritev. Prvi analizator omrežja je bil priključen na sekundarno stran TR-ja z oznako merilno mesto sekundar (MMs). Oznako merilno mesto sončne elektrarne (MMse) predstavljajo meritve opravljene na sončnih elektrarnah. Meritve pri odjemalcih so bile opravljene na sredini izvoda 3 in so označene kot merilno mesto ena (MM1). Na merilnem mestu MM1 v času izvajanja meritev niso bila zaznana odstopanja, ki bi kazala na težave. Slika 4.18: Prikaz omrežja TP 20/0,4 kv Zbelovska gora Iz izvedenih meritev v omrežju, ki so prikazane na sliki 4.19, je razvidna višina proizvodnje oz. porabe navidezne moči, višina napetosti na sekundarnih sponkah TR-ja na merilnem mestu MMs. Tako iz slike 4.19 odčitamo, da je napetost ustrezna in se giblje med 237 V in 245 V. 28

Slika 4.19: Prikaz spreminjanja napetosti in navidezne moči na dan 16. 7. 2012 na merilnem mestu MMS Pri simulacijskih izračunih, ki bodo predstavljeni v poglavju 5, smo dodali dodatno merilno mesto 2 (MM2) na izvodu št. 4 za vozliščem št. 9. Iz slike 4.18 je razvidno celotno nizkonapetostno omrežje z vsemi vozlišči in številom odjemalcev po posameznem vozlišču. Ker so nekateri odjemalci priključeni s hišnimi priključki do vozlišč, se te razdalje ne upoštevajo pri simulacijskih izračunih. Sama TP Zbelovska gora ima šest nizkonapetostnih izvodov. Dva sta izvedena v nadzemni izvedbi z golimi vodniki Al/Fe 4 35/6 mm2 in Al/Fe 2 35/6 mm2. Posledično imamo na teh dveh izvodih enofazne priključke, kar je neugodno s stališča simetrične obremenitve transformatorja. V izvodu 1 se v vozlišču 1 trifazno omrežje zaključi in je do konca izvedeno kot enofazno. Skupna dolžina izvoda je 525 m. Izvod 2 je izveden z golimi vodniki Al/Fe 4 35/6 mm2. V vozlišču 2 pride v enofazno izvedbo vse do konca. Celotna dolžina izvoda obsega 758 m. Izvod 3 je izveden s kablom NAYY-J 4 70 mm2 do vozlišča 5 v oddaljenosti 574 m od TP. Potem vod preide v nadzemni vod, ki je izveden z golimi vodniki Al/Fe 4 35/6 mm2 vse do konca izvoda, ki je v celoti dolg 1139 m in je najdaljši izvod TP Zbelovska gora. Izvod 4 je na začetku izveden s kablom NAYY-J 4 150 mm2. Nato preide zemeljski kabel v nadzemni vod z golimi vodniki Al/Fe 4 35/6 mm2, ki so izvedeni do konca voda v dolžini 1002 m, ta izvod je drugi najdaljši. 29

Izvod 5 je izveden s kablom NAYY-J 4 150 mm2. Na ta izvod so priključene elektrarne moči 2 49 kwp in 35 kwp. Kablovod je dolg 250 m. V simulacijskih izračunih se je predpostavilo, da je tudi tretja elektrarna moči 49 kwp. Izvod 6 je izveden s kablom NAYY-J 4 150 mm2, nanj so priključeni elektrarna z 49 kwp in kablovod dolžine 232 m, na katerega je priključen en odjemalec in še ena sončna elektrarna moči 49 kwp. Sedaj veljajo priporočila, po katerih bi naj bili nizkonapetostni izvodi dolgi od 500 do 600 m. V našem primeru vidimo, da je izvod 2 skupne dolžine 1139 m. Pri tem se je porajalo vprašanje, ali glede na dolžino vodov ni pritožb nad kakovostjo električne energije. S strani distribucijskega podjetja je bilo zagotovljeno, da temu ni tako. Meritve so bile sicer izvedene na omenjenem vodu v vozlišču 5, vendar do konca voda ostane še 565 m. Po preučitvi merilnih rezultatov ni bilo zaznati bistvenih odstopanj od standarda SIST EN 50160. Za dolžino izvoda 3 obstaja več dejavnikov, ki so posledica zgodovine razvoja omrežja, v našem primeru iz leta 1980, ko je bila postavljena obravnavana TP. Na ta izvod je priključenih veliko vikendov, predvsem na koncu voda, ki pa so obljudeni le občasno. Največji odjem se pojavi v jeseni v času trgatev, ko je obremenitev izvoda največja. V nadaljevanju sledi analitični izračun padca napetosti za izvod 2. Izračun je podan ob obremenitvi odjemalcev z delovno močjo P [kw]. Vozlišče 1 je od TP oddaljeno 141 m, vozlišče 2 je od TP oddaljeno 244 m. Padec napetosti v vozlišču 1 je analitično podan s (4.8), medtem ko je v odstotkih podan s (4.9). Padec napetosti v vozlišču 2 je analitično podan s (4.10), medtem ko je v odstotkih podan s (4.11). Razdalje med vozlišči so podane na sliki 4.18. Tako lahko analitično izračunamo padce napetosti vse do konca voda za vseh 6 izvodih. U 2-1 R P l2-1 5 0,8353 65 0,141 5 10 10 4,78V U2 4002 U 2-1% U 2-2 U 2-1 100 1,19 % U (4.8) (4.9) R P l2-2 5 0,8353 60 (0,141 0,103) 5 10 10 7,64V (4.10) U2 4002 30

U 2-2% U 2-2 100 1,91 % U (4.11) Pri tem je U2-1 padec napetosti na izvodu 2 od TP do vozlišča 1 v [V], R je ohmska upornost vodnika v [ /km], P delovna moč v točki odjema v [kw], l2-1 [m] je razdalja med TP in vozliščem 1 ter U2-1% padec napetosti izvoda 2 v vozlišču 1 v odstotkih. Sledijo l2-2 [m] razdalja med TP in vozliščem 2, U2-2 je padec napetosti v [V] na izvodu 2 od TP do vozlišča 2, U2-1% padec napetosti izvoda 2 v vozlišču 2 v odstotkih in U nazivna napetost pri cos 1. Enačbe od (4.8) do (4.11) so povzete po [9]. V danem primeru so bile sončne elektrarne priključene v kronološkem zaporedju: Elektrarni 1 in 2 obe moči 49 kwp 29. 12. 2011, elektrarni 3 in 4 obe moči 49 kwp 29. 6. 2012. Za peto elektrarno je bila želja investitorja, da bi bila moči 49 kwp, vendar se je na podlagi simulacijskih izračunov s programskim paketom GREDOS pokazalo, da to ni izvedljivo. Izračunalo se je, da je maksimalna moč, ki jo še lahko vključimo v omrežje, 35 kwp, kar je bilo izvedeno 12. 6. 2012. V kolikor bi hotel investitor vključiti elektrarno moči 49 kwp, bi bilo potrebno izgraditi novo TP, da bi lahko vključil v omrežje preostalih 14 kwp, kar pa mu ni bilo v interesu, saj ne bi bilo tako velikega donosa sončne elektrarne.»v navodilih za priključevanje in obratovanje elektrarn instalirane moči do 10 MW, ki je priloga 5 SONDO, je v poglavju VI.3 opisna vključitev sončne elektrarne v NN omrežje s (4.12). Med drugim je navedeno, kdaj so potrebne meritve. SRV SKS110 0,5% 100 (4.12) Kjer je SRV v [MVA] navidezna moč proizvodnega vira, ki ne spremeni napetost za več kot 0,5 %, SKS110 kratkostična moč v [MVA] na 2/3 dolžine najdaljšega voda zgolj iz prispevka 110 kv omrežja«[14]. V našem primeru je priključena moč prevelika, zato nam SONDO nalaga, da je potrebno izvesti meritve. Elektrarne so priključene na lastnih priključnih vodih s kabli NAYY-J 4 150 mm2 na izvodih 5 in 6. Na izvod 6 je priključen odjemalec, ki je sam lastnik elektrarne. 31

SONDO v danem primeru nalaga 3 možne rešitve: 1. Omejitev moči elektrarne. 2. Poveča se kratkostična moč omrežja. 3. V kolikor je najnižja izmerjena napetost omrežja višja od dopustne minimalne napetosti, se lahko gre v prestavitev odcepov na transformator v TP. Po vsaki od omenjenih rešitev se ponovno preveri vključljivost sončne elektrarne v omrežje z upoštevanjem novih dejstev [14]. V primeru TP Zbelovska gora sta bili izvedeni dve rešitvi, in sicer rešitvi navedeni kot rešitvi 1 in 2. Zgrajena sta bila nova izvoda, da je bilo možno vključiti elektrarne v NN omrežje. S tem smo povečali kratkostično moč omrežja. Vod je potrebno tokovno dimenzionirati. Prenosna zmogljivost kabla NAYY-J 4 150 mm2 je 275 A, če je položen v zemljo in se ne upošteva faktorja polaganja v zaščitne cevi ali vzporednega poteka z drugim kablom. Za določitev parametrov priključnega voda smo upoštevali napajalni daljnovod 20 kv, ki je napajan iz RTP 110/20 kv Slovenske Konjice in je prvih 220 m izveden s kablom NA2XSFY 1 150 RM/25. Nato preide v nadzemni vod preseka Al/Fe 70/12 mm2, ki je dolg 10.858 m. Sama TP je priključena še na 36 m dolgem priključnem daljnovodu preseka Al/Fe 35/6 mm2. Parametri napajalnega daljnovoda so podani v tabeli 4.1. Tabela 4.1: Podane in izračunane vrednosti napajalnega DV 20 kv [4] [9] Opis parametra Oznaka Enota Vrednost Dolžina voda l km 10.858 (1) Ohmska upornost pozitivnega zaporedja R Ω 0.413 (0) Ohmska upornost ničnega zaporedja R Ω 1.239 Induktivna upornost pozitivnega zaporedja X(1) Ω 0.364 (0) Induktivna upornost ničnega zaporedja X Ω 1.092 Kapacitivnost pozitivnega zaporedja C(1) μf 0.0099 Kapacitivnost ničnega zaporedja C(0) μf 0.0052 Induktivnost voda L(1) H 0.0034 Pri tem smo predpostavili, da so reaktance ničelnega zaporedja vodov trikrat tako velike kot obratovalne reaktance pozitivnega zaporedja simetričnih komponent. 32

Za naš priključni daljnovod smo preračunali vrednosti za vodnike Al/Fe 70/12 mm2, kajti to predstavlja največji del priključnega voda. Osnovne karakteristike voda so podane v enačbah od (4.13) do (4.20), ki so enačbe povzete po [4]. Vse v tabeli 4.1 podane parametre preračunamo na 1 km: R (1) 4.484 0.4130 l 10.858 km (4.13) X (1) 3.951 0.3639 l 10.858 km (4.14) X l (1) 0.3639 H 0.00116 2 f 2 50 km (4.15) Cl (1) μf C (1) 0.1081 0.009956 l 10.858 km (4.16) Rl (0) R (0) 13.453 1.239 l 10.858 km (4.17) X l (0) X (0) 11.854 1.0917 l 10.858 km (4.18) X l (0) 1.0917 H 0.0034 2 f 2 50 km (4.19) μf C (0) 0.042 0.00528 l 7.951 km (4.20) Rl (1) Xl Ll (1) (1) Ll (0) Cl (0) Kjer so Rl(1), Xl(1), Ll(1), Cl(1), Rl(0), Xl(0), Ll(0) in Cl(0) ohmske upornosti, reaktance, induktivnosti in kapacitivnosti pozitivnega in ničnega zaporedja sistema simetričnih komponent voda, preračunane na enoto dolžine (1 km). V primeru simetrične obremenitve lahko upoštevamo, da ima vsaka faza trifaznega voda enako obratovalno kapacitivnost. V nadaljevanju bomo pokazali izračun dozemnih kapacitivnosti vodnika, pri čemer potrebujemo zrcaljenje trifaznega vodnika, kar je prikazano na sliki 4.20. Na sliki 4.20 označene razdalje d so v [m], dsr je srednja geometrijska razdalja. Razdalje med vodniki L1, L2 in L3 so označene z dl1l2, dl1l3, dl1l3 vse v [m]. 33

d dsr 3 d L1L2 d L1L3 d L3L2 3 1, 414 1,811 1, 453 1,55 m (4.21) Slika 4.20: Prikaz izračunanih medsebojnih razdalj med vodniki in njihovimi zrcalnimi slikami, ki jih potrebujemo pri določitvi kapacitivnosti med vodniki Dielektrična konstanta zraka je podana s (4.22): = o 10 9 As 36 Vm (4.22) Kapacitivnost pozitivnega zaporedja simetričnih komponent C(1) določimo s (4.23): Cl (1) μf ql (1) 2 2 10 9 0, 009956 d 1550 U km ln 1000 ln 36 1000 r 5,85 (4.23) Pri tem so: q(1) elektrina, U napetost, d srednja geometrijska razdalja med vodniki, r polmer vodnika. Pri tem je dielektrična konstanta zraka 0 = 10-9/36 As/Vm, krožna 34

frekvenca = 2 f, pri čemer f predstavlja frekvenco voda. Nadalje lahko izračunamo višine H1 in Hm s (4.24) in (4.25) v [m]: H1 3 H L1L1 H L 2 L 2 H L 3 L 3 3 19,1 15,5 17,1 17,17 m (4.24) H m 3 H L1L 2 H L1L 3 H L 3 L 2 3 17,31 18,13 16,35 17, 248 m (4.25) Pri izračunu C(0) oziroma kapacitivnosti ničnega zaporedja je potrebno izvesti preslikavo vodnikov čez navidezno ravnino, ki predstavlja potencial zemlje. Pri tem je H1 srednja geometrijska razdalja vodnikov do lastnih zrcalnih slik, HL1L1 je razdalja med vodnikom L1 in njegovo zrcalno sliko. Sledi HL2L2, ki je razdalja med vodnikom L2 in njegovo zrcalno sliko ter HL3L3, ki je razdalja med vodnikom L3 in njegovo zrcalno sliko. Sledi Hm oziroma srednja geometrijska razdalja vodnikov do sosednjih zrcalnih slik vodnikov, HL1L2 je razdalja med vodnikom L1 in zrcalno sliko vodnika L2. Sledi HL1L3, ki je razdalja med vodnikom L1 in zrcalno sliko vodnika L3, ter HL2L3, ki je razdalja med vodnikom L2 in zrcalno sliko vodnika L3. Enačbe od (4.21) do (4.26) so povzete po [17]. Dozemna kapacitivnost ob upoštevanju zemlje je kapacitivnost ničnega zaporedja podana s (4.26): C0 (1) 1 Hm H1 9 10 10 ln 2 ln r d C0 (1) μf 1 0, 00780 17,17 17, 25 km 10 109 ln 2 ln 1,55 0, 00585 (4.26) 35

4.2 Prikaz obstoječega stanja nizkonapetostnega omrežja z regulacijskim transformatorjem V tem primeru bomo pustili vse elemente, kot je opisano v poglavju 4.1, v simulacijskem izračunu, zamenja se le model TR-ja z modelom regulacijskega TR-ja. Obstoječi transformator moči 250 kva bomo zamenjali z regulacijskim transformatorjem iste moči kot kaže slika 4.21. Slika 4.21: TP Zbelovska gora z regulacijskim TR-jem V poglavju 4.1 smo opisali tri obratovalna stanja, ki jih povzročajo sončne elektrarne in odjemalci električne energije na obstoječem TR-ju. Četrto stanje je predvideno z vključitvijo vseh elektrarn in vključitvijo vseh odjemalcev sočasno. To stanje predstavlja delovanje omrežja v sončnem dnevu z maksimalnim izplenom proizvodnje električne energije. Naslednje stanje, ki je izvedeno v simulacijskem izračunu, je z vključitvijo vseh odjemalcev in brez proizvodnje sončnih elektrarn. Sledi obratovalno stanje, pri katerem so vključene vse elektrarne in ni priključen noben odjemalec. Zadnji dve stanji sta ekstremni, saj se redko pojavljata. Tako nastane nihanje napetosti zaradi različnih obremenitev in delovanja sončnih elektrarn. S spodbujanjem avtomobilov na električni pogon v kombinaciji s priključenimi toplotnimi črpalkami bi se lahko zelo približali temu scenariju. 36

Glede na dejstvo, da je sedanja vladna politika takšna, da se zelo davčno obremenjuje kurilno olje, smo prisiljeni k iskanju cenovno ugodnejših oblik ogrevanja. S povečevanjem porabe električne energije bi se zmanjšala slovenska odvisnost od tujih energentov, ob predpostavki, da bomo uspeli zagotoviti čim večjo lastno proizvodnjo električne energije. 4.3 Prikaz spremembe nizkonapetostnega omrežja s prestavitvijo SE V tem simulacijskem izračunu bomo spremenili konfiguracijo nizkonapetostih izvodov. Ker imamo v izvodih 3 in 4 največ odjemalcev in največje padce napetosti, bomo prestavili dve obstoječi elektrarni 49 kwp iz izvoda št. 6. Ena sončna elektrarna se prestavi v izvod št. 3 v vozlišče 4 a in je sedaj od TP oddaljena 536 m. Druga elektrarna moči 49 kwp se prestavi v izvod št. 4 v vozlišče št. 5 a kot je prikazano na sliki 4.23. Ta elektrarna je od transformatorske postaje oddaljena 470 m. Na tem izvodu je konfiguracija omrežja dokaj neugodna, ker je le prvih 146 m izvedenih z zemeljskim kablom NAYY-J 4 150 mm2. Preostali del omrežja je izveden nadzemno z golimi vodniki Al/Fe 4 35 mm2. Slika 4.22: TP Zbelovska gora z regulacijskim TR in prestavitvijo SE 37

5 SIMULACIJSKI IZRAČUNI V PROGRAMU MATLAB 5.1 Simulacijski izračun obstoječega stanja TP z vključenimi sončnimi elektrarnami in z odjemalci Pri samem simulacijskem izračunu smo sestavili model, ki predstavlja dejansko stanje obstoječega omrežja. Vse elemente smo vzeli iz Matlab-ove knjižnice Simulink SimPowerSystems. Tako smo korak za korakom sestavili model vezja obstoječe TP Zbelovska gora, ki jo obravnavamo. Sestavljen model omrežja je prikazan na slikah 5.23 in 5.24, (večji sliki 5.23 in 5.24 sta v prilogi B in C). Model obsega vir napajanja iz 110 kv vira, to je RTP 110/20 kv Slovenske Konjice, celotno 20 kv omrežje, TP 20/0,4 kv in uporabnike na nizkonapetostni strani. V model smo postavili merilnike električne energije, kot so bili nameščeni med meritvami na terenu. Dodali smo še dva dodatna merilnika. Ta smo namestili na primarno stran 20 kv transformatorja in na izvod št. 4. Ta dodatni merilnik električne energije označen z MM2 je na najbolj oddaljenem mestu od vira napajanja. Izvod 4 je najdaljši, vendar imamo na njem le 11 odjemalcev. Na izvodu št. 3 imamo 16 odjemalcev. Podroben pregled modela obravnavanega nizkonapetostnega omrežja je podan na sliki 5.25. Model je pripravljen v takšni obliki, da se z vnosom vhodnih podatkov spremeni poraba vseh odjemalcev hkrati. 38

Slika 5.23: Prikaz modela obravnavanega omrežja od izvora RTP 110/20 kv do odjemalca na 400/230 V 39

Slika 5.24: Podroben prikaz elementov v modelu nizkonapetostnega omrežja 40

V nadaljevanju podamo rezultate z modelom izvedenih simulacijskih izračunov. Pri tem smo uporabili simulacijski izračun s časovno diskretizacijo 50 s. Naprej smo simulirali porabo vsakega odjemalca z delovno močjo 5 kw in 1 kvar jalove moči. Slika 5.25 kaže rezultate simulacijskega izračuna, ko imamo na sponkah merilnika sončne elektrarne maksimalno proizvodnjo delovne moči. Elektrarna deluje pri cos = 1. Merilno mesto - sončne elektrarne 400 u [V] 200 0-200 0.12 0.14 0.16 0.18 0.2 t [s] 0.22 0.24 0.26 0.28 400 i [A] 200 0-200 -400 P [W], Q [VAr] in S [VA] 0.12 0.14 0.16 0.18 0.2 t [s] 0.18 0.2 t [s] 0.22 0.24 0.26 0.28 5 x 10 2 0 X: 0.146 Y: -2.388e+005-2 -4 0.12 0.14 0.16 0.22 0.24 0.26 0.28 Slika 5.25: Prikaz napetosti, tokov in energije na merilniku sončne elektrarne MMse Na sliki 5.25 imamo podane fazne napetosti u in tok i ter delovna moč P (modra), jalova moč Q (zelena) in navidezna moč S (rdeča) trifaznega sistema. 41

260 250 X: 250 Y: 253.5 240 X: 249 Y: 237.4 izvod1 izvod2 izvod3 izvod4 izvod5 izvod6 U [V] 230 220 210 200 X: 1002 Y: 192.2 190 0 200 400 600 dolzina [m] 800 1000 X: 1139 Y: 195.5 1200 Slika 5.26: Prikaz višine napetosti na posameznih priključnih mestih v odvisnosti od dolžine izvodov pri nazivni nastavitvi TR-ja Iz slike 5.26 je razviden napetostni profil vzdolž posameznih izvodov določenih s simulacijskim izračunom. Vidno je, da je napetost pri večini vozlišč znotraj standarda SIST EN 50160, razen na izvodih 3 in 4, ki sta najdaljša. Meji najvišje dovoljene napetosti 253 V in najnižje dovoljene napetosti 207 V sta v nadaljevanju označeni z modro črtkano črto ali črno neprekinjeno črto. Tako ima dvanajst odjemalcev na izvodu 3 in štirje odjemalci na izvodu 4 nestandardno napetost, ki ne izpolnjuje zahtev standarda EN SIST 50160. V teh dveh izvodih napetost pade na 192 V, kar je bistveno pod zahtevanimi 207 V. Na izvodu št. 6 se je napetost dvignila na 254 V, kar je malo nad maksimalno dovoljenimi 253 V, in nanjo je priključen le lastnik elektrarne. 42

5.2 Simulacijski izračun obstoječega stanja transformatorske postaje z odjemalci in brez vključenih sončnih elektrarn Pri tem simulacijskem izračunu smo obdržali konfiguracijo odjemalcev in omrežje, vendar smo izključili vse sončne elektrarne. Slika 5.27 prikazuje različne vrednosti amplitud faznih napetosti na sponkah transformatorja Umax od 314 V do 333 V, kar povzročajo porabniki na izvodih št. 1 in 2, ki so priključeni enofazno. Omenjeni pojav ni redkost na podeželskih postajah. To dejstvo je posledica ekonomskega pristopa h gradnji nadzemnega omrežja, kjer ni bilo potrebno nabaviti in namestiti dveh dodatnih vodnikov. Vendar pred desetletji nismo bilo tako odvisni od električne energije, njena poraba je bila nižja. Merilno mesto - sekundar transformatorja 20/0.4kV X: 0.142 X: 0.155 Y: 314.2 Y: 333.2 u [V] 200 0-200 0.14 0.16 0.18 0.2 t [s] 0.22 0.2 t [s] 0.22 0.24 0.26 i [A] 200 0-200 P [W], Q [VAr] in S [VA] 0.12 0.14 0.16 0.18 0.24 0.26 0.28 4 x 10 15 10 5 0 0.1 0.12 0.14 0.16 0.18 0.2 t [s] 0.22 0.24 0.26 0.28 0.3 Slika 5.27: Prikaz nesimetrične obremenitve TP na MMS: Na sliki 5.27 imamo podane fazne napetosti u in tok i ter delovna moč P (modra), jalova moč Q (zelena) in navidezna moč S (rdeča) trifaznega sistema. 43

15000 X: 0.345 Y: 1.226e+004 Urms [V] 10000 5000 0 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 t [s] 1.2 1.4 1.6 1.8 2 300 MMs 250 Urms [V] MMse X: 0.139 Y: 231.1 200 MM1 X: 0.436 Y: 193.1 150 MM2 100 50 0 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 t [s] 1.2 1.4 1.6 1.8 2 Slika 5.28: Prikaz efektivnih vrednosti napetosti na vseh merilnikih električne energije istočasno Slika 5.28 kaže efektivne vrednosti napetosti na vseh merilnikih istočasno. Rezultati simulacijskih izračunov so podani ob izključenih sončnih elektrarnah. Na SN strani TR-ja imamo efektivno vrednost fazne napetosti 12.260 V. Iz slike 5.29 je razvidno, da na merilnem mestu MM2 ne zagotavljamo ustrezne napetosti. Na merilnem mestu MM1 je napetost ustrezna. Merilniki MMs, MMse, in MM1 so v modelu postavljeni na istih točkah, kot so bili tudi med izvedbo meritev v omrežju. Rezultati simulacijskega izračuna, ki so podani na sliki 5.29, kažejo napetostne razmere na vseh priključnih mestih vzdolž posameznih izvodov obravnavanega omrežja. Napetosti so podane kot funkcija oddaljenosti od transformatorske postaje in jasno kažejo upadanje napetosti proti koncu izvodov, vse do vrednosti 193 V, kar je nesprejemljivo. 44

260 izvod1 izvod2 izvod3 izvod4 izvod5 izvod6 250 240 X: 0 Y: 231.1 U [V] 230 220 210 200 190 X: 1002 Y: 193.1 0 200 400 600 dolzina [m] 800 X: 1139 Y: 196.5 1000 1200 Slika 5.29: Prikaz efektivnih vrednosti vzdolž posameznih izvodov, merjeno od transformatorske postaje 5.3 Simulacijski izračun obstoječega stanja transformatorske postaje z vključenimi sončnimi elektrarnami in brez odjemalcev V simulacijskem izračunu predpostavimo polno obremenitev sončnih elektrarn, in sicer pri proizvodnji 245 kwp, in brez odjema električne energije do katerega pride le redko. V realnih obratovalnih pogojih je vedno priključenih vsaj nekaj porabnikov, ki porabljajo električno energijo, čeprav nas ni doma. Električno energijo porabljajo komunikacijske naprave, ki jih pustimo v stanju pripravljenosti in porabniki, ki so vezani na termostate, kot so na primer hladilne naprave in grelniki vode. Ob tem je zagotovo vsaj nekaj odjemalcev doma tudi v dopoldanskem času. Na sliki 5.30 je prikazano, da je napetost na sponkah transformatorja, zaradi delovanja sončnih elektrarn, narastla na 235 V. Vidimo, da je na izvodih št. 5 in 6 napetost narasla, na izvodu št. 5 znaša napetost kar 259 V. 45

260 izvod1 izvod2 izvod3 izvod4 izvod5 izvod6 X: 250 Y: 258.8 250 U [V] 240 X: 0 Y: 235.2 230 220 210 200 0 200 400 600 dolzina [m] 800 1000 1200 Slika 5.30: Višine napetosti ob delovanju sončnih elektrarn na TP Zbelovska gora v primeru, ko ni porabe električne energije P [W], Q [VAr] SE1 5 0 Merilno mesto - Sončne elektrarne x 10-1 -2 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 t [s] 1.2 1.4 1.6 1.8 2 P [W], Q [VAr] SE2 4 0 x 10 X: 0.235 Y: -872-2 X: 0.258 Y: -5.008e+004-4 -6 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 t [s] 1.2 1.4 1.6 1.8 2 0.2 0.4 0.6 0.8 1 t [s] 1.2 1.4 1.6 1.8 2 P [W], Q [VAr] SE3 4 0 x 10-2 -4-6 0 Slika 5.31: Prikaz proizvodnje moči na sončnih elektrarnah, ki so na sliki 4.18 označene s SE1, SE2 in SE3 46

Slika 5.31 kaže, da vse sončne elektrarne delujejo s polno delovno močjo, pri tem pa proizvajajo manj kot 1 kvar jalove moči. Iz vidika proizvodnje električne energije iz sončnih elektrarn je to najugodnejše stanje. V danem primeru delujejo sončne elektrarne s faktorjem delavnosti, ki znaša približno 1. Iz vidika omrežja tovrstno delovanje sončnih elektrarn ne omogoča pokrivanje izgub jalove moči, katerim se ne moremo izogniti. 5.4 Simulacijski izračun obstoječega stanja TP z namestitvijo regulacijskega transformatorja z odjemalci in vključenimi sončnimi elektrarnami Pri tem simulacijskem izračunu je bilo potrebno sestaviti ustrezen model regulacijskega transformatorja 20/0,4 kv, ker le-tega v MATLAB/Simulink-u ni. Tako smo uporabili tri modele enofaznih transformatorjev z odcepi in izvedli povezave s stikalnimi elementi. Stikalne preklopitve se izvedejo v časovnem intervalu 0,5 s. Dejanski regulacijski transformator ima nastavljen čas zakasnitve t1 na tovarniško vrednost 10 s, ki jo lahko spremenimo. Čas zakasnitve nam služi, da ob različnih kratkotrajnih prenihajih izmerjenih napetosti regulacija ne bi preklapljala regulacijskega stikala po nepotrebnem. To se nam lahko zgodi ob vključitvi večjih odjemalcev s težkimi zagoni, ki nam povzročajo velike upade napetosti. Še verjetnejši obratovalni scenarij pa so bežni zemeljski stiki v omrežju, ki prav tako povzročajo upade napetosti. Parametri regulacijskega transformatorja so tovarniško nastavljeni tako, da transformator skuša vzdrževati nastavljeno napetost npr. 230 V. S simulacijskimi izračuni smo ugotovili, da ob zelo neugodnih obremenitvah vsem odjemalcem ne moremo zagotoviti ustrezne napetosti. Na sliki 5.32 je prikazan uporabljen model regulacijskega transformatorja. Pri simulacijskem izračunu smo proizvajali 245 kw delovne moči. Odjemalce smo predstavili kot bremena s 5 kw delovne moči in 1 kvar jalove moči. Rezultati simulacijskega izračuna so podani na sliki 5.33 v obliki napetostnega profila. Ta je podan po posameznih izvodih kot funkcija dolžine voda do priključnih sponk transformatorja. 47

Slika 5.32: Prikaz modela regulacijskega transformatorja z odcepi 260 izvod1 izvod2 izvod3 izvod4 izvod5 izvod6 X: 250 Y: 249.6 250 240 X: 0 Y: 230.3 U [V] 230 220 210 200 X: 1002 Y: 192.5 190 0 200 400 600 dolzina [m] 800 1000 1200 Slika 5.33: Prikaz padca napetosti glede na oddaljenost od TP pri nazivni napetosti na sponkah regulacijskega transformatorja 48

Slika 5.33 kaže, da ima 16 odjemalcev napetost, ki ni skladna s standardom. Vsa ostala merilna mesta imajo ustrezno višino napetosti v skladu z standardom SIST EN 50160. V tem izračunu smo pustili regulacijski transformator v stopnji 0, zato je na sekundarni strani napetost 230 V. V našem primeru, kjer imamo glede na predpostavljeno obremenitev neustrezne preseke vodnikov, bi bilo potrebno regulacijski transformator nastaviti na stopnjo 230 V +5 % ali +7,5 %. Ta nastavitev bi nam na sekundarnih sponkah transformatorja zagotovila napetost med 241 V in 247 V. Tako bi lahko zvečer vsem odjemalcem, ob predpostavki, da bi si po 22. uri pričeli polniti električne avtomobile zaradi nižje tarife, in ob nični proizvodnji sončnih elektrarn, zagotavljali ustrezno napetost. Do sedaj se je z omejevanjem izdaje soglasij porabnikom in proizvajalcem sorazmerno dobro obšlo scenarije, za katere smo in še bomo izvedli simulacijske izračune. V teh primerih se je vzporedno z obstoječim vodom položil nov kabel z boljšimi prenosnimi zmogljivostmi. Marsikje se je pristopilo k izgradnji nove TP 20/0,4 kv. Oba našteta ukrepa sta povezana s finančnimi stroški. Zamenjava navadnega transformatorja z regulacijskim transformatorjem je cenovno ugodnejša rešitev kot izgradnja nove TP 20/0,4 kv s priključnim SN kablovodom. Prednost je tudi, da za zamenjavo obstoječega TR-ja z regulacijskim transformatorjem ni potrebno pridobiti gradbenega dovoljenja. Obstajajo okvirne ocene, da je regulacijski transformator nekajkrat dražji od klasičnega transformatorja. 49

280 270 X: 250 Y: 271.3 X: 249 Y: 255 260 X: 0 Y: 247.5 250 U [V] izvod1 izvod2 izvod3 izvod4 izvod5 izvod6 240 230 220 X: 1003 Y: 207 210 200 0 200 400 600 dolzina [m] 800 1000 1200 Slika 5.34: Prikaz padca napetosti glede na oddaljenost pri izračunu z regulacijskim TRjem z nastavitvijo 230 V +7,5 % Pri rezultatih, ki so podani na sliki 5.34, smo izvedli simulacijski izračun tako, da smo na regulacijskem transformatorju dvignili napetost na 230 V +7,5 %. Na sekundarni strani transformatorja so priključene sončne elektrarne, ki proizvajajo samo delovno moč, jalove pa ne. Na izvodih št. 5 in št. 6 imamo poraste napetosti. Na izvodu št. 5, kjer imamo sončne elektrarne moči 147 kwp, se približamo napetosti 270 V. Na izvodu št. 6, kjer imamo dve sončni elektrarni moči 98 kwp in je nanj priključen lastnik sončne elektrarne, se napetost dvigne na 255 V. Imamo pa težave z višino napetosti na izvodu št. 4. Glede na podane rezultate je dvema odjemalcema možno zagotoviti kakovost v skladu s standardom SIST EN 50160, vendar je na meji, saj imata višino napetosti 207 V. Za obravnavano TP Zbelovska gora je to zgornja meja regulacije. V kolikor bi napetost dvignili še za eno stopnjo, bi na sekundarni strani transformatorja na sponkah imeli nazivno napetost 253 V. 50

Tako bi odjemalca na izvodu št. 3 imela zagotovo ustrezno napetost, odjemalec na izvodu št. 6 pa bi se približal napetosti 260 V. 5.5 Simulacijski izračun obstoječega stanja TP z namestitvijo regulacijskega transformatorja brez vključenih sončnih elektrarn in z odjemalci Pri tem simulacijskem izračunu smo uporabili regulacijski transformator ter izključili vse elektrarne in obremenili transformatorsko postajo z ohmsko induktivnim bremenom. Na vsakem odjemnem mestu smo predpostavili porabo 5 kw delovne moči in 1 kvar jalove moči. Rezultati simulacijskega izračuna kažejo, da se pojavijo težave na izvodu 3 in 4, kar je razvidno iz slike 5.35. Na tem izvodu so prisotne težave zaradi prenizke napetosti, kar je posledica neustreznih presekov vodnikov glede na dano obremenitev. Pri napetosti 230 V na sekundarni strani transformatorja ni mogoče zagotoviti ustrezne višine napetosti, kar kaže slika 5.35. 260 izvod1 izvod2 izvod3 izvod4 izvod5 izvod6 250 240 X: 17 Y: 230.7 U [V] 230 220 210 200 190 X: 1002 Y: 192.8 0 200 400 600 dolzina [m] 800 1000 1200 Slika 5.35: Prikaz padca napetosti z oddaljenosti pri izračunu z regulacijskim TR-jem pri nastavitvi 230 V ±0 % 51

Z dvigovanjem napetosti na transformatorju na 241 V, kar je prikazano na sliki 5.36, imajo odjemalci na koncu izvodov višje napetosti. S preklopitvijo nastavitve napetosti na transformatorju, kar je razvidno iz slike 5.37, dosežemo primerno višino napetosti pri vseh odjemalcih. 260 izvod1 izvod2 izvod3 izvod4 izvod5 izvod6 250 X: 0 Y: 241.4 U [V] 240 230 220 210 200 X: 1139 Y: 205.6 X: 1002 Y: 201.8 0 200 400 600 dolzina [m] 800 1000 1200 Slika 5.36: Prikaz višine napetosti glede na oddaljenost od TP pri napetosti na transformatorju 241 V Iz slike 5.37 je razvidno, da ima odjemalec na izvodu št. 4 višino napetosti 208 V, kar je še ustrezna višina. V kolikor bi upoštevali faktor istočasnosti, bi dobili drugačne rezultate, in sicer bistveno boljše. Pri prehodu iz takega obratovalnega stanja v stanje, kjer so vključene vse sončne elektrarne in ni odjema, pa bi moral regulacijski transformator priti v takšno prestavo, da napetost ne bi presegla 253 V, kar smo pokazali že v prejšnjih primerih. V primeru TP Zbelovska gora imamo, ob sorazmerni majhni obremenitvi, srečo, da ni velike porabe električne energije. 52

255 izvod1 izvod2 izvod3 izvod4 izvod5 izvod6 250 X: 0 Y: 248.5 245 240 U [V] 235 230 225 220 215 X: 1139 Y: 211.3 X: 1002 Y: 207.6 210 205 0 200 400 600 dolzina [m] 800 1000 1200 Slika 5.37: Prikaz napetostnih razmer vzdolž izvodov pri nastavitvi napetosti transformatorja na 249 V Merilno mesto - sredina voda 400 u [V] 200 0-200 -400 0.4 0.45 0.5 t [s] 0.55 0.6 50 i [A] 0-50 P [W], Q [VAr] in S [VA] -100 0.4 0.45 0.5 t [s] 0.55 0.6 4 8 x 10 6 4 2 0 0.35 0.4 0.45 0.5 t [s] 0.55 0.6 0.65 Slika 5.38: Prikaz preklopitve med dvema stopnjama regulacijskega TR-ja 53

Pri vseh simulacijskih izračunih z regulacijskim transformatorjem smo opazili, da med preklopitvami regulacijskega stikala pride do popačenja sinusa napetosti, kar se posledično odraža tudi na grafu moči. Ta pojav je najbolj očiten v dveh fazah, kar je prikazano na sliki 5.38. Motnja je opazna v delovni, jalovi in navidezni moči. 5.6 Simulacijski izračun obstoječega stanja TP z namestitvijo regulacijskega transformatorja z vključenimi sončnimi elektrarnami in brez odjemalcev V tem simulacijskem izračunu smo upoštevali polno proizvodnjo sončnih elektrarn v iznosu 245 kwp. Predpostavili smo, da ni nobenega odjema električne energije. Ob ustrezni nastavitvi regulacijskega stikala nam je uspelo napetost 230 V na sekundarnih sponkah transformatorja znižati za -2,5 %. S tem smo na vseh odjemnih mestih dobili ustrezno višino napetosti, kot kaže slika 5.39. V simulacijskem izračunu ob uporabi obstoječega transformatorja je bila obratovalna napetost 259 V, kot kaže slika 4.30. 255 izvod1 izvod2 izvod3 izvod4 izvod5 izvod6 250 X: 250 Y: 248.8 245 240 U [V] 235 230 X: 0 Y: 225.2 225 220 215 210 205 0 200 400 600 dolzina [m] 800 1000 1200 Slika 5.39: Prikaz napetostnih razmer glede na dolžino izvoda in nastavitev napetosti na sponkah transformatorja na 230 V -2,5 % 54

5.7 Simulacijski izračun TP z namestitvijo regulacijskega transformatorja in prestavitvijo sončnih elektrarn na izvoda z največjimi padci napetosti, pri čemer sončne elektrarne delujejo in imamo odjem V tem simulacijskem izračunu smo obe sončni elektrarni iz izvoda št. 6 prestavili na izvoda št. 3 in 4. Elektrarno moči 49 kwp smo priključili na izvod 3 v točko 4 a tik pred merilnikom MM1, kot kaže slika 5.40 (večja slika 5.40 je v prilogi D). Drugo sončno elektrarno moči 49 kwp pa smo priključili na izvod št. 4 v vozlišče št. 5 a. Na izvodu 6 je tako ostal le obstoječi odjemalec. 55

Slika 5.40: Prikaz prestavitve sončnih elektrarn iz izvoda 6 na izvoda št. 3 in 4 (za prvotno stanje glej sliko št. 5.24) 56

Delujoči sončni elektrarni povzročita lokalni dvig napetosti, ta je prikazan na sliki 5.41. Rezultati podani na sliki 5.41 kažejo, da v tem primeru nimamo nobenih težav v omrežju. 255 Izvod1 Izvod2 Izvod3 Izvod4 Izvod5 Izvod6 X: 249 Y: 253 250 245 240 U [V] 235 X: 0 Y: 230 X: 513 Y: 229 230 X: 574 Y: 224.4 225 220 215 X: 1139 Y: 210.9 210 205 0 200 400 600 dolzina [m] 800 1000 1200 Slika 5.41: Prikaz višine napetosti v odvisnosti od dolžine izvoda z lokalnim dvigom napetosti zaradi proizvodnje sončnih elektrarn priključenih na sredi izvoda Na izvodu št. 3 so prerezi vodnikov majhni, obremenitve pa velike. Sončna elektrarna priključena sredi izvoda 4 povzroča lokalni dvig napetosti na 229 V, ki in skoraj izniči padce napetosti od TP do vozlišča 5 a v dolžini 470 m. Transformator nam daje na sekundarnih sponkah 230 V, zadnji odjemalec na izvodu 3 ima napetost 211 V, ki je najnižja napetost v obravnavanem NN omrežju. 57

5.8 Simulacijski izračun obstoječega stanja TP z namestitvijo regulacijskega transformatorja in prestavitvijo sončnih elektrarn na izvoda z največjimi padci napetosti, pri čemer sončne elektrarne delujejo s polno močjo, odjema pa ni Simulacijski izračun opisan v tem razdelku je podoben tistemu, ki je opisan v poglavju 5.7, s to razliko, da smo izključili vse električne odjemalce. Rezultati podani na sliki 5.42 kažejo, da se napetost na izvodu št. 4 dvigne na 258 V. 260 izvod1 izvod2 izvod3 izvod4 izvod5 izvod6 X: 513 Y: 257.7 250 U [V] 240 230 220 210 200 0 200 400 600 dolzina [m] 800 1000 1200 Slika 5.42: Prikaz višine napetosti, ki je odvisna od dolžine izvoda, in pri kateri pride do lokalnega dviga zaradi napetosti obratovanja sončnih elektrarn priključenih sredi izvoda v primeru, ko ni odjema 58

255 izvod1 izvod2 izvod3 izvod4 izvod5 izvod6 X: 513 Y: 252.2 250 245 240 U [V] 235 230 X: 0 Y: 224.3 225 220 215 210 205 0 200 400 600 dolzina [m] 800 1000 1200 Slika 5.43: Prikaz višine napetosti v odvisnosti od dolžine izvoda po preklopitvi regulacijskega stikala TR-ja na 230 V -2,5 %. Ker tako obratovalno stanje z napetostjo nad 257 V prikazano na sliki 5.42 ni ustrezno, smo z regulacijskim stikalom transformatorja napetost sekundarnih sponk znižali na 230 V -2,5 % nazivne napetosti. Regulacijsko stikalo je nastavljeno na eno stopnjo nižje od nazivne napetosti. Slika 5.43 kaže, da so napetosti obravnavane TP znotraj standarda SIST EN 50160. Pomanjkljivost uporabe zgolj regulacijskega transformatorja je vidna na slikah 5. 35 in 5.42. Regulacijski transformator meri napetost lokalno na sponkah sekundarnega navitja, ki znaša 230 V in nima podatkov o lokalnih dvigih ali padcih napetosti v različnih delih omrežja. Tako napetost na izvodu 4 znaša skoraj 258 V. V kolikor bi dovolili izgradnjo sončne elektrarne na koncu izvoda, bi lahko nastopile težave, saj bi se napetosti na koncu izvodov lahko nahajale izven dovoljenih meja, regulacija napetosti transformatorja pa tega ne bi zaznala. V izogib omenjenim težavam bi sistem regulacije napetosti transformatorja moral imeti na razpolago tudi podatke o napetostih v posameznih izvodih. Tukaj gre predvsem za napetosti pri sončnih elektrarnah 59

ter na koncih izvodov oziroma v kritičnih točkah. Takšne izvedbe regulacijskega transformatorja trenutno ne ponuja noben proizvajalec. 5.9 Izsledki izvedenih simulacijskih izračunov Izvedeni so bili simulacijski izračuni za obstoječe omrežje TP Zbelovska gora 20/0,4 kv z odjemalci in sončnimi elektrarnami, ki so priključene na to TP. Pri tem smo predpostavili obratovalna stanja, katerim smo priča in katerim še bomo. Med te sodijo obratovanje sončnih elektrarn s polno močjo pri polnem odjemu in brez odjema ter obratovanje omrežja s polnim odjemom brez sončnih elektrarn. Pri tem smo prestavili sončne elektrarne tudi v najbolj neugodna izvoda 3 in 4. Izvajali smo simulacijske izračune obratovalnih stanj, s katerimi se ukvarjajo in se bodo ukvarjala distribucijska podjetja z večanjem obremenitev TP. Po nekajletni ekspotencialni rasti deleža OVE v omrežjih, predvsem sončnih elektrarn, so se spremenili razvoj, načrtovanje, vodenje in vzdrževanje omrežij, kateremu smo bili priča od leta 2008 do 2012. Posledice nespametnega vključevanja obnovljivih virov in pretiranih odkupnih cen energije sedaj občuti vsak odjemalec električne energije, ki je primoran plačevati več. Zato se je evforija povezana s pretirano izgradnjo OVE začasno polegla. V okviru diplomskega dela smo izvedli simulacijske izračune stanj, kjer je transformator polno obremenjen, napetost na nekaterih točkah omrežja pa pade pod minimalno dovoljeno napetost. V sončnih dnevih nam razpršeni viri povzročijo prevelik dvig napetosti, ki je v nekaterih točkah omrežja nad dovoljenimi mejami. Problem porasta napetosti se je do sedaj reševal z omejevanjem priključevanja v nekaterih točkah omrežja, ali pa se je zahtevalo izgradnjo novih nizkonapetostnih vodov od razpršenega vira do TP. V diplomski nalogi smo pristopili k reševanju problematike napetostnih profilov, ki temelji na uporabi regulacijskega transformatorja. Ta je danes že na razpolago, vendar žal ne v Sloveniji. Iz izvedenih simulacijskih izračunov z regulacijskim transformatorjem je razvidno, da lahko s tem novim pristopom obvladujemo obratovalna stanja, katerim do sedaj nismo bili kos. Pri tem so napetosti povsod v omrežju ostanejo znotraj meja standarda SIST EN 50160. Prav tako se je pokazala manjša pomanjkljivost uporabe regulacijskega transformatorja, ki meri le napetost na sponkah transformatorja. Pokazalo se je, da takšen pristop ne zagotavlja ustreznega nivoja napetosti v vseh točkah omrežja. V kolikor bi 60

obdržali nazivno napetost na regulacijskem transformatorju 230 V, potem bi veliko odjemalcev imelo neustrezno višino napetosti. Z ustreznim spreminjanjem nastavitve napetosti regulacijskega transformatorja lahko zagotovimo ustrezno višino napetosti pri večini uporabnikov omrežja, tako pri polni proizvodnji razpršenih virov kot tudi pri polni porabi, ko razpršeni viri niso na voljo. S tem smo pokazali, da za ustrezno obratovanje ni dovolj le vgradnja opreme, temveč je potrebno analizirati stanje v omrežju in izvesti ustrezne strukturne spremembe. Tak je primer prestavitev sončnih elektrarn v izvoda 3 in 4. Tudi v tem primeru se je pokazalo, da lahko regulacijski transformator zagotovi ustrezen nivo napetosti povsod v omrežju le, če ima na razpolago podatke o napetostih na sponkah transformatorja in v kritičnih točkah v omrežju. 61

6 SKLEP V diplomskem delu smo obravnavali vpliv transformatorja z regulacijskim stikalom na obratovanje distribucijskega omrežja. Za ovrednotenje vpliva obratovanja transformatorja z regulacijskim stikalom smo v programskem paketu Matlab/Simulink izdelali simulacijski model radialnega dela distribucijskega omrežja, na katerega so priključene tudi sončne elektrarne. V obravnavanem delu radialnega distribucijskega omrežja smo klasični transformator zamenjali s transformatorjem z regulacijskim stikalom. Sončne elektrarne lahko negativno vplivajo na kakovost napetosti podane po standardu SIST EN 50160 in na napetostni profil radialnega distribucijskega omrežja. Negativni vpliv na omrežje se veča v primerih z relativno veliko kratkostično impedanco in relativno majhno kratkostično močjo. S samim vključevanjem sončnih elektrarn v omrežje vplivamo na smer pretoka energije in posledično na napetostni profil. Tako smo v diplomski nalogi na delu radialnega distribucijskega omrežja s šestimi izvodi pokazali vpliv sončnih elektrarn na pretok električne energije in napetostni profil v različnih točkah omrežja. Ovrednotenje vpliva sončnih elektrarn na napetostni profil omrežja smo simulirali z različnimi obratovalnimi stanji. Tako smo simulirali kombinacijo obratovalnih stanj z in brez sončnih elektrarn ter z in brez porabnikov na posameznih izvodih radialnega distribucijskega omrežja. Kombinacije simulacij smo ponovili s klasičnim transformatorjem v transformatorski postaji in s transformatorjem z regulacijskim stikalom. Pokaže se, da v najbolj neugodnem primeru, to je vključene sončne elektrarne in brez porabnikov na izvodih, napetostni profili v določenih izvodih presega predpisani nivo napetosti v primeru uporabe klasičnega transformatorja. Seveda, če uporabimo transformator z regulacijskim stikalom napetostni, lahko napetostni nivo ustrezno zmanjšamo, tako da smo v dovoljenih mejah. 62

LITERATURA [1] Agencija Republike Slovenije za energijo. Poročilo o stanju na področju energetike v Sloveniji v letu 2012. Dostopno na: http://www.energetika-portal.si/dokumenti/poslovnaporocila/porocilo-o-stanju-na-podrocju-energetike/ [17. 4. 2013] [2] Altens družba za tehniko in inženiring, d. o. o., Ljubljana. Magtech FV stabilizator, magnetni samoregulacijski distribucijski transformator in magnetni fotovoltaični napetostni stabilizator MPV. Dostopno na: http://www.altens.si/wpcontent/uploads/2010/04/magtech-fv-stabilizator-v3.001-a4.pdf [14. 11. 2013] [3] Altens družba za tehniko in inženiring, d. o. o., Ljubljana. Magtech Voltage Booster. Stabilizator za nizkonapetostna omrežja. Dostopno na: http://www.altens.si/wpcontent/uploads/2010/04/brosura_v2.2_a41.pdf [3. 9. 2013] [4] Deželak, K. Dinamični model elektroenergetskega sistema. Diplomska naloga. Maribor: Univerza v Mariboru, Fakulteta za elektrotehniko, računalništvo in informatiko, 2004. [5] Družba RWE. Virtualne elektrarne. Dostopno na: http://www.rwe.com/web/cms/de/237450/rwe/innovation/projektetechnologien/energieanwendung/dezentrale-erzeugung/virtuelles-kraftwerk/ [8. 5. 2014] [6] Elektro Maribor, d.d.. Poraba električne energije. Dostopno na: http://www.elektromaribor.si/ dne [19. 8. 2013] [7] Kolektor ETRA, d.o.o.. Distribucijski transformatorji. Dostopno na: http://www.kolektor-etra.si/uploads/datoteke/etra33_distribucijski_transformatorji.pdf [25. 8. 2013] [8] Kolektor ETRA, d.o.o.. Podatki pridobljeni na pisno prošnjo avtorja od 28. 5. 2013 do 30. 9. 2013. 63

[9] Končar. Tehnički priručnik. Zagreb: Končar Elektroindustrija, d.d., 1991. [10] Lenadič, D. Fotonapetostni sistemi priročnik. Ljubljana: Agencija Poti, d. o. o., 2012. [11] Maschinenfabrik Reinhausen GmbH. Gridcon itap. Regulacijsko stikalo. Dostopno na: http://www.reinhausen.com/de/desktopdefault.aspx/tabid-1515/1834_read4692/ [14. 5. 2013] [12] Maschinenfabrik Reinhausen GmbH. Gridcon Transformer. Regulacijski transformator. Dostopno na: http://www.reinhausen.com/de/desktopdefault.aspx/tabid1516/1835_read-4652/ [14. 5. 2013] [13] Rošer, M., Štumberger, G., Tajnšek, V. Vpliv delovanja napetostnega stabilizatorja Magtech na NN distribucijsko omrežje, 9. Kranjska Gora: Konferenca slovenskih elektroenergetikov, 2009. [14] Sistemska obratovalna navodila za distribucijo električne energije. Ur. l. RS, 41/2011, str. 5387. [15] Smart power Shop. Pogosto zastavljena vprašanja: Kako določimo moč sončne elektrane? Dostopno na: http://www.smart-powershop.com/faqs:_:11.html?language=de [15. 4. 2014] [16] SODO, d.o.o.. Načrt razvoja distribucijskega omrežja električne energije v Republiki Sloveniji za desetletno obdobje od leta 2013 do 2022. Maribor, 2013. [17] Voršič, J., Zorič, T., Horvat, M. Izračun obratovalnih stanj v elektroenergetskih omrežjih. Maribor: Univerza v Mariboru, Fakulteta za elektrotehniko, računalništvo in informatiko, 2009. [18] Wikimedia. Najboljši izkoristki sončnih celic. Dostopno na: http://commons.wikimedia.org/wiki/file:pveffa.png [18. 4. 2014] 64

PRILOGA A Slika 3.5: Prikaz motornega pogona na energetskem TR-ju 110/20 kv Zamenjaj z A3 65

PRILOGA B Slika 5.23: Prikaz modela obravnavanega omrežja od izvora RTP 110/20 kv do odjemalca na 400/230 V Zamenjaj z A3 66

PRILOGA C Slika 5.24: Podroben prikaz elementov v modelu nizkonapetostnega omrežja Zamenjaj z A3 67

PRILOGA D Slika 5.40: Prikaz prestavitve sončnih elektrarn iz izvoda 6 na izvoda št. 3 in 4 Zamenjaj z A3 68

PRILOGA E Katalog proizvajalca Kolektor ETRA, d. o. o. 69

70

71

72