Loistehon ja maasulkuvirran hallinta jakeluverkkoyhtiössä

Abstract

Jakeluverkkoyhtiöt saneeraavat nykyisiä ilmajohtoverkkoja maakaapeliverkoksi nopealla tahdilla saavuttaakseen sähkömarkkinalain toimitusvarmuusvaatimukset vuoden 2029 alkuun mennessä. Maakaapelien tuottama kapasitiivinen loisteho ja maasulkuvirta aiheuttavat kuitenkin ongelmia loissähkönsiirron ja sähköturvallisuuden näkökulmasta. Fingridin uudet loissähkön seurannan ja hinnoittelun määritelmät tulivat voimaan vuoden 2017 alusta ja ne voivat aiheuttaa merkittäviä kustannuksia verkkoyhtiöille. Hinnoittelun avulla pyritään ohjaamaan jakeluverkkoyhtiöitä ratkaisemaan loissähkö ongelmat oman verkkonsa alueella.

Työn tavoitteena on muodostaa Parikkalan Valo Oy:lle ja Imatran Seudun Sähkönsiirto Oy:lle liityntäpistekohtainen suunnitelma loissähkön ja maasulkuvirran hallintaan vuoteen 2029 asti. Tarkastelu aloitetaan tutkimalla loistehon siirron nykytilaa ja historiaa. Verkon kehityssuunnitelmien avulla lasketaan loistehon ja maasulkuvirran kehitystä liityntäpisteissä, jotta saadaan selvitettyä loistehon siirrosta aiheutuvat kustannukset ja kompensointitarve. Loistehon kompensointiin käytettävistä laitteistoista perehdytään erityisesti reaktoreihin.

Loistehon siirrosta aiheutuvat maksut eivät vielä ole merkittäviä työssä käsiteltävissä liityntäpisteissä. Verkon kaapelointiasteen kasvu tulee kuitenkin aiheuttamaan kompensointitarpeen useissa liityntäpisteissä. Loistehon kompensointiin käytettävistä laitteistoista elinkaarikustannuksiltaan edullisimmalta ratkaisulta vaikuttavat keskitetyt jännitteettömänä säädettävät reaktorit. Myös maasulkuvirta kasvaa vuoteen 2029 mennessä huomattavasti useiden liityntäpisteiden verkoissa ja kompensointikapasiteettia on hankittava lisää keskitettyjen säädettävien laitteistojen ja hajautettujen yhdistelmälaitteiden muodossa. Kompensointisuunnitelmia on suositeltavaa päivittää vähintään parin vuoden välein kaapeloinnin edetessä.

Distribution network operators are renovating existing overhead lines to underground cable network at rapid rate to achieve electricity Market Act’s electricity supply requirements by beginning of 2029. Capacitive reactive power and earth fault current generated by underground cabling however cause problems with transmission of reactive power and safety at electrical work. Fingrid’s new reactive power monitoring and pricing definitions came into effect at the beginning of 2017 and those can result in significant costs to distribution network operators. The aim of the pricing is to guide distribution network companies to balance reactive power in their distribution network.

The objective of this diploma is to create connection point specific plan reactive power and earth fault current management for Parikkalan Valo Oy and Imatran Seudun Sähkönsiirto Oy distribution companies up to 2029. Analysis is initiated by researching reactive power transmission present state and history. Reactive power and earth fault current development is are defined from the long-term development plan at the connection points, to find out costs caused by reactive power transmission and examine compensation need. Especially shunt reactors are studied on reactive power compensation devices.

Costs caused by reactive power transmission are not yet significant at the connection points. Increase in medium-voltage cabling level will nevertheless cause compensation need at many connection points. Off-load adjustable shunt reactors seems to have the lowest lifecycle costs on reactive power compensation equipment’s. Also earth fault current is significantly increasing at many connection points by 2029 and more compensation capacity must be acquired by centralized equipment and decentralized combination devices. Based on the analyses, it is recommended to update compensation strategies at least every couple of years as underground cabling proceeds.