Alternativer til nettutbygging ved tilkobling av kraftproduksjon i distribusjonsnett

Abstract

I denne masteroppgaven er det undersøkt hvordan småkraftverk kan tilknyttes det høyspente distribusjonsnettet uten å oppgradere det eksisterende nettet. Et tenkt småkraftverk er studert ved å tilknytte dette til tre forskjellige nettstrukturer og alle nettstrukturer er studert i tre geografiske regioner i Norge. Lastflytanalyser ved tre nettsituasjoner er utført: tunglast uten småkraftverket tilknyttet, og lavlast med og uten småkraftverket tilknyttet. For alle nettstrukturer i alle regioner medførte tilknytningen av småkraftverket for høye spenninger eller belastninger i nettet. Tre tiltak for å muliggjøre tilknytning av småkraftverket uten å medføre oppgradering i nettet ble derfor studert: nedregulering av aktiv effektproduksjon, endring av effektfaktor og endring av småkraftverkets plassering i nettet. Hvert tiltak er studert for alle nettstrukturer i alle regioner. Ved å nedjustere maksimal aktiv effektproduksjon er det mulig å integrere småkraft i alle nettstrukturer og regioner som er studert. I noen nettstrukturer må maksimal effektproduksjon reduseres til kun 20 %. Det innebærer at eier av småkraftverketikke vil kunne drifte kraftverket med økonomisk gevinst. Ved regulering av aktiv effektproduksjon er småkraftgeneratorens effektfaktor satt til 0.95 induktivt. Endring av effektfaktoren til 0.90 eller 0.86 kapasitivt gjør det mulig å integrere mer aktiv effekt fra småkraftverket enn ved en induktiv effektfaktor på 0.95. Verdiene er valgt på bakgrunn av dagens funksjonskrav og tekniske retningslinjer for tilknytning av småkraftverk. Resultatene viser at det er fordelaktig med kapasitiv effektfaktor når belastningen på en transformator er den begrensende faktoren i nettet. I nett hvor utfordringen ligger i for høy spenning, medfører bruk av kapasitiv effektfaktor enda høyere spenning enn ved bruk av induktiv effektfaktor. En ytterligere redusering av kapasitiv og induktiv effektfaktor gjør det mulig å integrere mer aktiv effekt fra småkraftverket, men dette fører til store tap i nettet. Småkraftverket er i utgangspunktet plassert ytterst på en distribusjonsradial, langt fra tilknytningen til regionalnettet. Ved å plassere småkraftverket nærmere regionalnettet reduseres tapene i nettet. Ved å beholde småkraftverket ved den originale plasseringen, og derfra trekke en kraftledning til en samleskinne nærmere regionalnettet, reduseres tapene i det eksisterende nettet. Tapene i ledningen som forbinder småkraftverket og samleskinnen er så høye at produksjonseier ikke vil kunne drifte kraftverket med økonomisk gevinst. I begge tilfeller forblir belastningen på den begrensende transformatoren for høy. Det er gjort en litteraturstudie som viser at det er lite litteratur om tilknytning av småkraftverk i høyspent distribusjonsnett. Det meste av internasjonal forskning dreier seg om politiske forhold og distribuert produksjon fra fossile energikilder. SINTEF har gjort det meste av den relevante norske forskningen. Det som er nytt med denne masteroppgaven er datagrunnlaget og bruken av dette, modellen i NetBas, analysemetoden og tilknytning av kun ett småkraftverk. Oppgaven avsluttes ved å sette analysene i NetBas i sammenheng med mulige endringer i dagens tilknytningsplikt, samt Statnetts funksjonskrav og SINTEFs tekniske retningslinjer for tilknytning av ny kraftproduksjon i distribusjonsnettet. For nettstrukturene som er studert i denne masteroppgaven er endringer i dagens funksjonskrav og tilknytningsplikt nødvendig for å tilknytte mer småkraftproduksjon uten å medføre bygging av nye kraftledninger.

This master thesis study how to connect a small-scale hydro power plant in the high voltage distribution grid, without upgrading the existing grid. A fictive small scale hydro power plant studied by connecting it to three different grid topologies. All grid topologies are studied in three different regions in Norway. Power flow analysis are done for three situations: heavy load without the small-scale hydro power plant connected, and light load with and without the smallscale hydro power plant connected. For all grid topologies, in all regions, the connecting of the small-scale hydro power plant result in too high voltage or too heavy loading. Three measures for integrating the small-scale hydro power plant, without needing upgrades in the existing grid, is studied: reducing the production of active power, adjusting the power factor and vary the location of the small-scale hydro power plant along the feeder. Each measure is studied for all grid topologies in all regions. By reducing the amount of active power the small-scale hydro power plant can produce, it is possible to integrate power from the small-scale hydro power plant in all grid topologies and regions studied. In some topologies, it is necessary to reduce the active power from the smallscale hydro power plant as much as 80 %. In this situation, the owner of the small-scale hydro power plant is not able to operate the power plant without economical losses. When reducing the amount of active power produced, the power factor is set to 0.95 lagging. Adjusting the power factor to 0.90 or 0.86 leading, may lead to the possibility to integrate more active power from the small-scale hydro power plant, than for a lagging power factor set to 0.95. The results show that there is favorable using a leading power factor when the limiting factor is too high loading on a transformer. In grid topologies where the challenge is too high voltage, using a leading power factor results in even higher voltage than for a lagging power factor. Reducing the value of the power factor, both leading and lagging, allows a higher amount of active power from the small-scale hydro power plant. However, this may cause high power losses. The small-scale hydro power plant is located at the very end of a high voltage distribution feeder. Locating the power plant closer to the transmission grid, will result in less power loss. Locating the power plant at the end of the feeder, and from there connect the power plant closer to the transmission grid, will reduce power loss in the existing distribution grid. The power loss in the feeder connecting the power plant are in some cases too high for the owner of the power plant to operate economically. In both cases, the load on the limiting transformer stays too high. The literature analysis in this master thesis, shows that there is some research on connecting small scale power plants to the high voltage distribution grid. However, most of the research found, focus on political conditions and distributed generation from fossil fuels. SINTEF has done most of the Norwegian research relevant for this master thesis. The academic contribution from this master thesis are the data set used, the processing of these data, the model in NetBas and the analysis approach. This master thesis concludes by connecting the results from NetBas with possible changes in the Norwegian “obligation of connection”, and functional requirements and technical guidelines for connecting power production in the distribution grid. For all network topologies studied, changes in functional requirements and technical guidelines, and/or changes in the “obligation of connection”, are necessary to make the connection of the small-scale hydro power plant possible without upgrading the existing distribution grid.