Sähkö- ja tietoliikennetekniikan osasto
Antti Rautiainen
Kuormitusseurannan kehittäminen Helsingin Energian 110 kV sähköverkossa
Diplomityö, joka on jätetty opinnäytteenä tarkastettavaksi diplomi-insinöörin tutkintoa varten Espoossa 11.2.2002
Työn valvoja Professori Matti Lehtonen
Työn ohjaaja Diplomi-insinööri Markku Hyvärinen
Tekijä: Antti Petteri Rautiainen
Työn nimi: Kuormitusseurannan kehittäminen Helsingin Energian 110 kV sähköverkossa
Päivämäärä: 11.2.2002 Sivumäärä: I+VIII+62 Osasto: Sähkö- ja tietoliikennetekniikan osasto
Professuuri: S - 18 Sähkötekniikka (sähköverkot) Työn valvoja: Professori Matti Lehtonen
Työn ohjaaja: Diplomi-insinööri Markku Hyvärinen
Sähköverkon komponenttien kuormitettavuus on perinteisesti määritetty suurimman jatkuvan kuormitusvirran mukaan. Kuormitusta lopulta rajoittava tekijä on usein lämpötila. Lämpötilaa mittaamalla saadaan suoraan määritetyksi komponenttien kuormitusaste.
Tässä työssä perehdyttiin erityisesti 110 kV kaapelien ja sähköasemien päämuuntajien kuormitusseurannan kehittämiseen lämpötilamittausten avulla. Kaapelien osalta mittauksia ei ennestään ollut ja ne tehtiin työn puitteissa. Kuormitusseurannan kehittämiseksi ohjelmoitiin käytönvalvontajärjestelmään lämpötilamittauksiin ja kuormitusvirtoihin perustuva kuumimman pisteen lämpötilan laskenta. Komponentin kuumimman pisteen lämpötilan perusteella määrättiin todellinen kuormitusaste.
Uudella menetelmällä entistä tarkemmin määritetty kuormitusaste mahdollistaa sähköverkon komponenttien lisäkuormituksen. Tämä helpottaa verkon poikkeuksellisten kytkentätilanteiden hallintaa.
Avainsanat: kuormitettavuus, kuormituksen seuranta, lämpötila, 110 kV kaapeli, päämuuntaja
Author: Antti Petteri Rautiainen
Name of the Thesis: Developing the load monitoring of Helsinki Energy's 110 kV network
Date: 11.2.2002 Number of pages: I+VIII+62
Department : Department of Electrical and Communications Engineering Professorship: S - 18 Electrical Engineering (Power Systems)
Supervisor: Professor Matti Lehtonen Instructor: M.Sc. (Eng.) Markku Hyvärinen
The ampacity of power system components has traditionally been determined according to the maximum allowable steady-state load current. Temperature is often the final factor limiting the ampacity.
The degree of loading can be directly determined by measuring temperature.
Developing the load monitoring of 110 kV cables and main transformers in substations by means of temperature measurements is examined in this work. The implementation of a cable temperature measurement system is covered as this did not exist before. An algorithm to calculate the hottest point temperature, based on temperatures and load currents, was added to the SCADA system to develop load monitoring. The real degree of loading is determined on the basis of the highest localised temperature.
The more accurate degree of loading given by the new method enables increased loading of the components in power systems. This eases the management of abnormal situations in power systems.
Keywords: ampacity, load monitoring, temperature, 110 kV cable, power transformer
Alkulause
Tämä diplomityö on tehty Helsingin Energian sähköverkkotoiminnasta vastaavassa HelenVerkossa. Työn ohjaajana toimi diplomi-insinööri Markku Hyvärinen Helsingin Energiasta ja valvojana professori Matti Lehtonen TKK:n sähköverkkolaboratoriosta.
Heille molemmille esitän parhaat kiitokseni kannustavista kommenteista ja ohjaavista projektipalavereista.
Sähköverkkoyhtiöissä investoinnit halutaan hyödyntää maksimaalisesti. Komponenttien uusimista kannattaa lykätä, jos se ei huononna käyttövarmuutta. Työssä tutkittiin kuor- mitusseurannan kehittämistä, jotta voidaan taata tietyn käyttövarmuustason säilyminen kuormien kasvaessa. Esitän kiitokseni Helsingin Energialle haastavan aiheen tarjoami
sesta ja diplomityötutkimuksen rahoittamisesta.
Työssä tarvitsin laajaa tietämystä Helsingin Energian verkosta, verkon käytöstä ja käyt
töä tukevista järjestelmistä. Tähän tietämykseen pääsin käsiksi osaavan henkilöstön kautta. Kiitos kaikille avustaja hyvästä työilmapiiristä!
Työssä käytettyjä laskentamenetelmien kehittämistä on tehty tämän työn sisarusprojek- teissa Teknillisessä korkeakoulussa. Kiitän hyvästä yhteistyöstä Dejan Susaa ja John Miliaria, joka avusti työssä tehdyissä käytännön mittauksissakin.
Lopuksi tahdon kiittää perhettäni kaikesta saamastani tuesta. Vaimo ja lapset antoivat elämäniloa ja rakkautta pyyteettömästi niinäkin aikoina, kun opintojen kanssa oli ras
kasta.
Helsingissä 11.2.2002
Antti Rautiainen
Sisällysluettelo
Alkulause... Ill Merkinnät ja lyhenteet... VI
1 Johdanto... 1
2 Helsingin Energian 110 kV:n siirtoverkko... 2
2.1 Yleistä...2
2.1.1 Siirtoyhteydet...2
2.1.2 Sähköasemat...3
2.2 Kuormitettavuuden raja-arvot...3
2.2.1 Virta kuormitusasteen mittana... 3
2.2.2 110 kV:n kaapelit...4
2.2.3 Avojohdot...5
2.2.4 Muuntajat...5
2.3 Kuormitettavuuden seurantamenetelmät...7
2.3.1 Käytönvalvontajärjestelmä...7
2.3.2 Hälytysrajat...8
2.3.3 Yhteenveto... 10
2.4 Nykyinen kuormitustilanne... 10
2.4.1 110 kV kaapelit... 10
2.4.2 110 kV avojohdot... 11
2.4.3 Sähköasemat ja muuntajat... 12
2.4.4 Yhteenveto... 15
3 Suurjännitekaapelin kuormitettavuus...17
3.1 Häviölämmön lähteet... 17
3.1.1 Johtimessa syntyvät häviöt... 17
3.1.2 Johdinta ympäröivien kerrosten häviöt... 18
3.1.3 Dielektriset häviöt... 19
3.2 Lämmön siirtyminen...20
3.2.1 Kiinteä aine...21
3.2.2 Kaasu ja neste...21
3.3 Asennusolosuhteiden vaikutus...22
3.3.1 Maa...22
3.3.2 Ilma...23
3.4 Lämpötilan vaikutus vanhenemiseen...24
3.5 Lämpötilarajat...24
3.5.1 Hälytysraja...24
3.5.2 Ehdoton raja...25
4 Muuntajan kuormitettavuus...26
4.1 Häviölämmön lähteet... 26
4.2 Lämpeneminen...26
4.2.1 ON AF...27
4.2.2 OFAF...27
4.3 Lämpötilan vaikutus vanhenemiseen...27
4.4 Lämpötilarajat...28
5 Kaapelin toimintalämpötilan määrittäminen...29
5.1 Mittaus...29
5.1.1 Mittauspisteet...29
5.1.2 Mittalaitteet...30
5.2 Laskenta...31
5.2.1 Jatkuva tila...32
5.2.2 Muutostila...32
5.2.3 Kaapelille ominaiset vakiot...33
5.3 Menetelmän luotettavuus...33
5.3.1 Laitteet...34
5.3.2 Laskenta...35
5.4 Lämpötilatiedon perusteella määrätty kuormitettavuus...36
6 Muuntajan toimintalämpötilan määrittäminen...39
6.1 Mittaus... 39
6.2 Laskenta...40
6.2.1 Jatkuva tila...40
6.2.2 Muutostila...41
6.2.3 Muuntajan lämpenemiseen liittyvät vakiot... 42
6.3 Jäähdytystavan vaikutus käämin lämpenemään... 43
6.4 Menetelmän luotettavuus...44
6.4.1 Laitteet...44
6.4.2 Laskenta...44
6.5 Kuormitettavuustiedon esittäminen valvomossa... 46
7 Tulokset...48
7.1 Häiriön aikaisen poikkeustilanteen hallinta... 48
7.2 Kaapelin lämpötilaseuranta...48
7.3 Muuntajien lämpötilaseuranta...53
7.3.1 ONAF-muuntaja...53
7.3.2 OFAF-muuntaj a...54
7.4 Jatkokehitystarpeet...55
7.4.1 Algoritmien kehittäminen...56
7.4.2 Käytönvalvontajärjestelmän kehittäminen...56
8 Yhteenveto...57
Lähdeluettelo... 60 Liite A: Kaapelin johtimen ja pinnan lämpötilaeron laskenta 62
Merkinnät ja lyhenteet
c
c
Ea
I i
Hgr
к
Ко
Kw
кв
N P R s surf
Te Tes Ths Ts T,о Tc
t
y
Uv
X
A X,
käyttökapas itanss i, F
käytetty alaindeksinä tarkoittamaan johdinta aktivaatioenergia, J
virta, A indeksi
muuntajille käytetty lämpötilagradientti, muuntajatyypille ominainen vakio, °C
suhteellinen kuormitusvirta I/IN
muuntajatyypille ominainen vakio, joka yhdessä Kw:n kanssa määrittää muuntajan kriittisyyden kanavaöljyn liikkeen suhteen
muuntajatyypille ominainen vakio, joka yhdessä Ky:n kanssa määrittää muuntajan kriittisyyden kanavaöljyn liikkeen suhteen
Boltzmanin vakio, 1,38-10"23 JK"1 alaindeksinä kuvaamassa nimellisarvoa teho, W
resistanssi, Q
käytetty alaindeksinä tarkoittamaan vaippaa käytetty alaindeksinä tarkoittamaan pintaa kaapelin johtimen lämpötila, °C
kaapelin johtimen ja pinnan välinen lämpötila, °C muuntajan käämin kuumimman pisteen lämpötila, °C kaapelin pinnan lämpötila, °C
muuntajan huippuöljyn lämpötila, °C kaapelin johtimen lämpötila, °C aika, min
käämin lämpenemisen eksponentti vaihejännite, V
reaktanssi, Q erotus
vaippahäviökerroin, ilmoittaa vaippahäviöiden ja johdinhäviöiden suhteen muuntajan käämin jatkuvan tilan lämpenemä öljyyn nähden, °C
©o muuntajan kanavaöljyn jäähdytysvaikutus, °C
0w muuntajan käämin lämpenemä ilman öljyn jäähdytysvaikutusta, °C
t kaapelin lämpenemisen aikavakio, min
t0 muuntajaöljyn lämpenemisen aikavakio, min
tw muuntajan käämin lämpenemisen aikavakio, min
CymCAP ohjelmisto, jolla voidaan laskea kaapelien kuormitettavuuksia ja
lämpenemiä jatkuvassa ja muutostilassa standardimenetelmiä käyttäen, kts. http://www.cyme.com/cymcap.shtml, CYME International Inc.
Helen Helsingin Energia
Helen Verkko Helsingin Energian sisäinen liiketoiminta-alue, joka vastaa liikelaitoksen sähköverkkotoiminnasta
Hn Herttoniemen sähköasema
IEC kansainvälinen sähkötekninen komissio, International Electrotechnical Comission
Km Kampin sähköasema
Kn Kannelmäen sähköasema
Kr Kruununhaan sähköasema Kt Kasarmitorin sähköasema Lj Laajasalon sähköasema Mk Mellunkylän sähköasema Ml Meilahden sähköasema My Myllypuron sähköasema
PEX kaapelieristeenä käytetty polyeteenimuoviseos
OFAF Oil Forced Air Forced, muuntajan jäähdytystäpä, jossa öljyn ja ilmankierto on moottorein tehostettu
ONAF Oil Natural Air Forced, muuntajan jäähdytystäpä, jossa öljynkierto on luonnollinen ja ilmankierto tuulettimin tehostettu
Pm Pitäjänmäen sähköasema Ps Pasilan sähköasema Pv Punavuoren sähköasema Sa Salmisaaren sähköasema Sm Suurmetsän sähköasema Su Suvi lahden sähköasema Ta Tapanilan sähköasema
To Töölön sähköasema
VI Vm Vs
Vallilan sähköasema Viikinmäen sähköasema Vuosaaren sähköasema
1 Johdanto
Helsingin Energian sähköverkossa kuormitusrajat on määrätty suurimman sallitun jat
kuvan kuormitusvirran mukaan. Siirtoyhteyksille rajat ovat täysin kiinteävirtaiset ja muuntajille käytetään kuukauden normaalilämpötilan mukaan määräytyvää kiinteää virtarajaa.
Sähkönkulutuksen jatkuvasti kasvaessa on tarpeen tutkia verkon komponenttien kuor- mitusasteiden kehitystä. Kuormitusasteiden noustessa on joko investoitava uuteen ver- konosaan tai kuormitettava vanhaa verkkoa enemmän. Nykyinen virtamittaustieto ei ole riittävä suuremman kuormituksen vaikutusten arvioimiseksi. Lisäkuormituksen vaiku
tuksista on oltava parempi tieto, jotta komponentteja voitaisiin hallitusti kuormittaa enemmän. Tämä tieto saadaan lämpötilamittauksesta.
Tämän työn tavoitteena on tutkia lämpötilamittauksen soveltuvuutta Helsingin Energian 110 kV kaapelien ja sähköasemien päämuuntajien kuormitusseurannan kehittämiseen.
Kaapeleille ei lämpötilamittauksia ole valmiina, joten mittaukset rakennetaan esimerk- kikaapelille osana työtä. Lisäksi työn puitteissa ohjelmoidaan kaukokäyttöjärjestelmään kuormitusvirtoihin ja lämpötilamittauksiin perustuva kuumimman pisteen laskenta.
Laskenta toteutetaan esimerkkikaapelille ja kaikille sähköasemien päämuuntajille, joilta lämpötilamittaustieto on tuotu kaukokäyttöj ärj este lmään. Komponenttien kuumimman pisteen lämpötilatiedon perusteella pyritään määräämään niiden todellinen kuormi- tusaste.
Luvussa kaksi käydään lyhyesti lävitse kuormitusseurannan nykytilanne ja nykyinen kuormitusaste. Luvuissa kolme ja neljä käsitellään kirjallisuuden perusteella kaapelei
den ja muuntajien kuormitettavuuteen liittyvä teoria. Luvuissa viisi ja kuusi esitetään menetelmä, jolla työssä on määritetty kaapelin ja muuntajien toimintalämpötila. Luvussa seitsemän käsitellään lämpötilamittauksista saadut tulokset ja luku kahdeksan sisältää lyhyen yhteenvedon koko työn tärkeimmistä asioista.
2 Helsingin Energian 110 kV:n siirtoverkko
2.1 Yleistä
Helsingin Energian sähkönsiirtoverkossa sähköä siirretään avojohtoja ja kaapeleita pitkin. Siirtoverkon nimellisjännite on 110 kV. Siirtoverkko syöttää kahtakymmentä sähköasemaa, joilla siirtoverkon jännite muunnetaan keskijänniteverkossa käytetyksi jakelujännitteeksi. Helenin keskijännitejakeluverkossa käytetään kahta eri jännitetasoa.
Kantakaupungissa keskijännite on 10 kV ja esikaupunkialueilla käytetään 20 kV:n jännitettä.
Tehonsyöttö Helenin suurjänniteverkkoon tapahtuu sen omilta voimalaitoksilta, jotka sijaitsevat Vuosaaressa, Hanasaaressa ja Salmisaaressa, ja 400 kV:n sähköasemien kautta. Helenin siirtoverkko on yhteydessä kantaverkkoon Tammiston ja Vaaralan säh
köasemien kautta.
Vuonna 2000 Helenin suurjänniteverkossa siirrettiin 5285 GWh energiaa. [1] Määrä vastaa 6,7 % koko Suomen sähkönkulutuksesta. [2] Sähköasemien päämuuntajien kautta syötettiin paikalliseen kulutukseen 3863 GWh, mikä on noin 5 % valtakunnan sähkönkulutuksesta.
2.1.1 Siirtoyhteydet
Helenin 110 kV siirtoverkon pituus on n. 170 km. Siirtojohdoista noin 30 % on kaape
lia. 1970-luvulla ja sitä aiemmin asennetut kaapelit ovat öljyeristeisiä. Nykyisin val
mistettavat 110 kV:n maakaapelit ovat poikkeuksetta muovieristeisiä, mutta käytössä on vielä runsaasti vanhoja öljyeristeisiä kaapeleita.
Avojohtojen osuus 110 kV:n johdoista on edelleen hallitseva. Avojohtoja puoltaa tehon- siirtokykyyn nähden huomattavan edullinen hinta. Niiden haittana pidetään yleisesti näkyvyyttä kaupunkikuvassa.
2.1.2 Sähköasemat
Siirtoverkkoon liittyvillä sähköasemilla on kaikkiaan 44 muuntajaa. Niiden yhteenlas
kettu nimellinen muuntoteho on 1541 MVA:a. Muuntajista 17:ssä on luonnollinen öljynkierto ja tehostettu ilmankierto. Lopuissa 27 muuntajassa öljynkiertokin on tehos
tettu pumpuin.
Helenin sähköasemilla on käytössä nimellisteholtaan kolmea eri muuntajakokoa, 30 MVA, 31,5 MVA ja 40 MVA. 30 MVA:n muuntajat ovat poistumassa vähitellen.
Niitä ei enää hankita, sillä tämä koko ei ole voimassa olevan standardin mukainen.
Viimeisen kymmenen vuoden aikana hankitut muuntajat ovat olleet 20 kV alueella teholtaan lähes poikkeuksetta 40 MVA:a ja 10 kV alueella 31,5 MVA:a.
2.2 Kuormitettavuuden raja-arvot
Tässä osassa tarkastellaan Helenissä siirtoverkon keskeisille komponenteille, kaapeleille ja muuntajille, asetettuja kuormitettavuuden raja-arvoja ja niiden määrittämisessä käy
tettyä teoreettista taustaa.
Helenin sähkövalvomossa on käytössä siirtoverkon yhteyksien ja sähköasemien pää- muuntajien käyttöä varten kuormitusohjeet. Nämä kuormitusohjeet perustuvat suurim
paan sallittavaan jatkuvaan kuormitusvirtaan. Siirtoverkon yhteyksille virtarajat ovat täysin kiinteät ja muuntajille sovelletaan kuukausittain ympäristön normaali lämpötilan mukaan vaihtuvaa virtarajaa.
2.2.1 Virta kuormitusasteen mittana
Sähköverkkoon liitetyssä laitteessa syntyy aina häviöitä. Häviöteho muuttuu lämmöksi.
Lämmöksi muuttuva teho on verrannollinen laitteen resistanssiin ja läpikulkevan virran neliöön. Lämpötilan nousu kasvattaa resistanssia, mutta muutoksen pienuuden vuoksi se jätetään yleensä huomiotta virtarajoja määrättäessä. Kun kuormitettavuutta lopulta rajoittaa juuri sähköeristysten lämmönkestävyys, voidaan virtamittauksella saada olen
nainen tieto kuormitustilanteesta.
Sähköeristystä lämmittää sisältä pätötehohäviöt ja eristeen ulkopinnasta lämpöä alkaa siirtyä ulospäin, kun eristeen lämpötila kohoaa ympäristön lämpötilan yläpuolelle. Ym
päristön lämmönsiirto-ominaisuudet voivat olla samalle verkon komponentille hyvinkin erilaisia eri aikoina. Kaapelin asennusympäristön lämmönsiirto-ominaisuudet vaihtele- vat saman komponentin eri kohtienkin välillä. Silloin virtatiedon perusteella tehty kuormitustilannearvio voi poiketa vallitsevasta lämpötilan määräämästä tilanteesta huomattavasti. Tähän ongelmaan pureudutaan yhä useammin mittaamalla lämpötilaa.
Virtatiedon etuna on se, että sen mittaus on tarkka ja sen toteuttamiseksi on olemassa vakiintunut käytäntö, sillä virtatietoa tarvitaan muuhunkin kuin kuormituksen seuran
taan.
Esimerkiksi kaapelille yhdellä mittauksella saadaan virta-arvo koko pituudelle. Ongel
mana on epähomogeeninen asennusympäristö, jonka vuoksi samansuuruinen virta aihe
uttaa eriasteisen termisen kuormituksen kaapelin eri kohtiin.
2.2.2 110 kV:n kaapelit
Lämpötilan mittaus on kaapeleille erittäin ongelmallinen toteuttaa jälkikäteen. Kaikkein vaikeinta on termisesti pahimman paikan löytäminen, sillä asennusympäristön ominai
suudet saattavat yhden kaapelin eri kohdissa vaihdella voimakkaasti. Lämpötilamittauk- sen ongelmallisuuden vuoksi kuormitettavuuden kriteerinä on edelleen kuormitusvirta.
[3] Kaapeleille on määritetty jatkuvan kuormitettavuuden virtarajat, joiden perusteella tarkastellaan kuormitusvirran suuruuden kriittisyyttä. Virtarajat perustuvat kaapelival- mistajan ilmoittamiin kuormitettavuuksiin. [4]
Asennusympäristöllä on olennainen vaikutus kaapelien kuormitettavuuteen. Helenissä kaapelia ympäröivän maan lämpötilan on ajateltu olevan enimmillään +15 °C. Maape
rän lämpöresistiivisyydelle on käytetty arvoa 1 Km/W. Eri vaiheet on asennettu symmet
risesti kolmioon ja kosketussuojapiiri on suljettu, mikä tarkoittaa, että kaapelin vaipat on maadoitettu molemmista päistään. PEX-eristeisen kaapelin suurimmaksi sallituksi johdinlämpötilaksi on määritelty 65 °C. Öljykaapeleiden kuormitettavuusrajaa määrättä
essä suurimpana sallittuna johdinlämpötilana on käytetty 68 °C. [3]
Eristeenä silloitettu polyeteenimuovi eli PEX kestää jatkuvasti johtimen 90 °C lämpöti
lan. Kaapelin korkea lämpötila kuivattaa ympäröivää maata ja siten kasvattaa maa- aineksen lämpöresistiivisyyttä. Kaapelin ympäristö voi silloin muuttua nopeasti hyvin
eristäväksi. Tällöin kaapelissa syntyvä lämpö jää edelleen lämmittämään kaapelia siir
tymättä kauemmas ympäröivään maaperään. [5]
Edellä kuvattu ilmiö voi aiheuttaa nopean kaapelin lämpötilan nousun. Sitä kutsutaankin englanniksi kuvaavasti nimellä ‘lämpötilan ryntäys’. Kun kaapelin kuormituksesta tunnetaan vain virta, pitää kuormitusvirran olla varmuudella sellainen, ettei ajauduta tilanteeseen, jossa ylikuormittamisesta aiheutuisi kaapelin välitön vaurioituminen. Tä
hän perustuu suurimmaksi sallituksi johdinlämpötilaksi määrätty 65 °C rajakin.
Kaapeliyhteyden kuormitettavuutta ei aina rajoita ensimmäisenä kaapelin terminen kuorman kesto. Helenin verkossa on paikkoja, joissa kuormitusta rajoittava komponentti on virtamuuntaja. [3]
2.2.3 Avojohdot
Valtaosa sähkönsiirtoverkosta on avojohtoa. Avojohtojen hyvän jäähtyvyyden vuoksi terminen kuormitettavuusraja ei ole niillä kriittinen. Useissa tapauksissa kuormitetta
vuutta ovat rajoittaneet relesuojauksesta johtuvat syyt ennen tehonsiirtokyvyn ylitty
mistä. Suojauksen asetusarvot on tarkistettu siten, että relesuojaus rajoittaa yhteyden käytettävyyttä korkeintaan ylikuormitustilanteessa. [3]
Jos rengasverkossa avojohdon rinnalla on maakaapelia, saattaa kaapeliyhteys herkästi pyrkiä ylikuormittumaan pienemmän impedanssinsa vuoksi. Avojohdon kuormitusrajan saavuttaminen on hyvin harvinaista.
2.2.4 Muuntajat
Muuntajien kuormitettavuuden määrittämistä on pohdittu alan kansainvälisessä standar- disointielimessäkin. Työn pohjalta on laadittu jo 1970-luvulla muuntajan lämpenemistä ja kuormitettavuutta käsittelevät IEC-standardit IEC 76-2 [6] ja
IEC 354 [7]. Standardeista on sittemmin toimitettu uudemmat versiot.
Helsingin Energiassa muuntajien kuormitusvirtarajat on määritetty muuntajien kuormi
tusohjeessa [8]. Ohje pohjautuu vanhojen IEC-standardien nojalla Helenissä tehtyyn diplomityöhön ‘Sähköaseman muuntajakapasiteetin mitoittaminen’ [9].
Muuntajissa kriittisin jatkuvaa kuormitettavuutta rajoittava tekijä on käämityksen kuu- mimman pisteen lämpötila. Perinteisesti kuormitettavuusrajat on muuntajienkin osalta määritetty virtoina, vaikka huippuöljyn lämpötilaakin mitataan. Muuntajissa on myös käämin lämpötilan kuvaajat, jotka muodostavat analogisesti saman lämpötila-arvon, joka voidaan saada standardoidulla laskentatavalla [7] huippuöljyn lämpötilatiedosta ja käämin läpi kulkevan virran arvosta. Sekä öljyn että käämin lämpötilalle on asetettu hälytys- ja laukaisurajat. Tyypillinen hälytysraja on öljyn lämpötilalle 85 °C ja käämille 105 °C. Laukaisu tapahtuu 100 °C öljyn lämpötilasta tai vastaavasti 135 °C käämiläm- pötilasta. Asetusarvoissa on jonkin verran vaihtelua. Taulukossa 1 on esitetty asetusar- vojen vaihteluvälit.
Taulukko 1. Muuntajan lämpötilahälytys- ja -laukaisurajojen vaihteluvälit Pienin (°C) Suurin (°C)
Hälytys, öljy 70 90
Hälytys, käämi 90 120
Laukaisu, öljy 90 115
Laukaisu, käämi 105 140
Osa muuntajien lämpötilamittauksista on vain paikallisia, mutta osalta muuntajista lämpötila-arvot siirretään käytönvalvontajärjestelmään jatkuvatoimisesti. Vaikka ensi
sijainen kuormitettavuusraja määritetään muuntajille edelleen virran perusteella, saa
daan valvomoon tuoduista lämpötilatiedoista erinomaista lisäinformaatiota muuntajan kuormitustilanteesta. HelenVerkon tavoitteena on jatkossa tuoda kaikkien muuntajien lämpötilatiedot valvomoon jatkuvina mittausarvoina. Toteutuksen aikataulu on vielä avoinna.
Käytönvalvontajärjestelmässä on sulautettuna kuukauden normaalilämpötilojen mukaan automaattisesti vaihtuva kuusiportainen kuormitusvirtaraja, joka perustuu käytönsuun- nitteluryhmässä laadittuun muuntajien kuormitusohjeeseen. [8] Jokaisen päämuuntajan kuormitettavuus on laskettu ympäristön lämpötilan perusteella. Ympäristön lämpötilana pidetään pitkäaikaisista tilastoista määrättyä normaalilämpötilaa. Muuntajan asennus
paikan vaikutus ympäristön lämpötilaan on huomioitu käyttämällä kuormitusvirtarajan laskennassa sisälle asennetuille muuntajille 10°C normaalilämpötilaa korkeampaa läm
pötilaa. Käytetyssä menetelmässä tämä tarkoittaa vallitsevasta kuormitusasteesta riippu
en sisällä oleville muuntajille 5% - 10% alempia kuormitettavuusarvoja kuin ulkotilassa oleville muuntajille. Vanhoissa muuntajissa, jotka on valmistettu ennen IEC-standardin [7] laatimista, voi käämikytkin rajoittaa kuormitettavuutta [9], mikä on otettu erikseen huomioon kuormitusohjeessa. [8]
Ylikuormitustilanteita varten kuormitusohje [8] sisältää erillisen osan, jossa on määrätty suurimmat sallitut korkeintaan kaksi tuntia kestävät ylikuormitusvirrat tilanteessa, jol
loin edeltävä kuormitus on ollut korkeintaan 80 % nimellisestä.
Muuntajan jäähdytystavalla on vähäinen vaikutus kuormitettavuuteen. Korkeissa ympä
ristön lämpötiloissa tehostetulla öljynkierrolla varustettuja muuntajia voidaan kuormit
taa hieman enemmän. Matalissa lämpötiloissa tilanne on päinvastainen eli luonnollinen öljynkierto on silloin parempi. [9] Raja kulkee noin +20°C kohdalla. Jos muuntaja on suljetussa tilassa, sen jäähdytys tavaksi on Helenissä valittu OFAF, sillä muuntajaöljy jäähdytetään tällöin erillisessä tilassa ja välimatka muuntajan ja radiaattorin välillä on pitkä. Pumppujen avulla varmistetaan öljynkierto. Kuormitusohjeessa jäähdytystavan pientä vaikutusta kuormitettavuuteen ei ole huomioitu. [8]
2.3 Kuormitettavuuden seurantamenetelmät
Tässä osassa kuvataan Helenissä siirtoverkon komponenttien kuormitusasteen seuran
nassa käytetyt menetelmät.
2.3.1 Käytönvalvontajärjestelmä
Helenin 110 kV verkon komponenttien kuormituksia ja verkon kytkentätilannetta val
votaan ja ohjataan amerikkalaisella GE-Harris’n XA/21 käytönvalvontajärjestelmällä.
Normaalitoiminnassa käytönvalvontajärjestelmä hakee tiedot kyselyperiaatteella sähkö- asemittain sähköverkon suureita paikallisesti havainnoivilta laitteilta. Tiedon päivitty- misnopeus on joitakin sekunteja.
Hälytys-ja ohjaustiedot muodostetaan paikallisesti sähköasemalla ja tuodaan käytönval- vontajärjestelmään keskeytysperiaatteella. Rele tai muu hälytysrajan ylittymisen havain-
nut laite pyytää järjestelmältä keskeytystä voidakseen siirtää havaitsemansa hälytystie- don järjestelmälle. Viive on enintään joitakin millisekunteja.
Tieto tapahtuneista hälytyksistä ja laukaisuista toimitetaan käytön vai vontaj ärj este lmään sellaisistakin suureista, joita ei sinne päivitetä jatkuvasti kyselyin.
2.3.2 Hälytysrajat
Verkon komponenttien kuormituksille on asetettu hälytysrajoja. Virran hälytysraja on asetettu suurimman sallitun jatkuvan kuormitusvirran suuruiseksi. Edellä todettiin jo muuntajien osalta, että käytössä on järjestely, jossa kuormitusvirtarajaa muutetaan päi
vämäärän mukaan perustuen kunkin kuukauden normaali lämpötilaan. Myös siirtoyhte
yksien ylikuormittumisen suojaksi on asetettu hälytysrajat. Kuormitettavuusrajat on asetettu virtapiirin heikoimman kohdan mukaan.
Kuormituksen seuranta normaalitilassa hoituu automaattisesti käytönvalvontajärjestel- män avulla. Hälytys aktivoi valvomohenkilökunnan toimimaan. [10]
Siirtojohdot
Hälytysrajan ylityttyä seurataan johdon virtaa jatkuvasti. Jos virta ei laske kuormitus- virtarajan alapuolelle pian, vaan ylikuormitustilanne näyttää jäävän pysyväksi, avataan ylikuormittumaan pyrkivän johto-osan katkaisijat. Koska verkkoa käytetään renkaana, ei tällä ole kuluttajalle näkyviä haittoja. Käytönvalvontajärjestelmässä on verkostolasken- tatoiminto, jonka avulla voidaan ennakkoon varmistua kytkentämuutoksen jälkeisestä tehonjaosta. [10]
Riittävän suuri ylivirta aiheuttaa myös laukaisun. Laukaisuraja on niin ylhäällä, ettei laukaisua tapahdu käytännössä koskaan ylikuormituksesta, vaan automaattinen laukaisu tapahtuu vain vikatilanteessa. Laukaisurajan ylittyminen kuormavirrasta on mahdolli
nen, mutta yleensä kuormaa kevennetään hyvissä ajoin jo uhkaavan tilanteen ilmaan
nuttua, sillä laukaisuraja on tuntuvasti kuormitettavuusrajaa korkeammalla. [10]
Muuntajat
Jos muuntajan ylikuormittamisesta tulee hälytys, sähkövalvomon henkilöstö päättää toimenpiteistä tapauskohtaisesti. Kuormitusvirtarajat ovat suhteellisen alhaisia ja lyhyt
aikaisesti voitaisiin muuntajaa kuormittaa huomattavallakin ylivirralla muuntajaöljyn lämpenemisen pitkän aikavakion vuoksi. Silti ei yleensä jäädä tarkkailemaan muuntaja- öljyn tai käämityksen lämpötilan nousemista, sillä ylikuormitustilanteesta voidaan päästä heti eroon kytkentämuutoksin. [10]
Päämuuntajakapasiteetti on mitoitettu siten, että sähköaseman yhden päämuuntajan vikaantuessa tai ollessa huollossa kuormat voidaan syöttää jäljelle jäävillä muuntajilla.
Lisäksi voidaan käyttää keskijänniteverkon reservejä. Helenissä sähköasemilla on pää
sääntöisesti kaksi päämuuntajaa. Käyttövarmuussyistä ei muuntajakapasiteettia voida mitoittaa kovinkaan tiukalle. Nykyisen muuntajien kuormitusseurannan perusteella on sähköaseman syöttämä teho saanut olla enintään 1,2 kertaa aseman pienemmän muun
tajan nimellisteho. Lisäksi on kuormituksena voinut olla teho, joka saataisiin vikatilan
teessa siirretyksi keskijänniteverkon reservien turvin.
Jos sähköasemalla on käyttökuntoinen muuntaja verkosta irtikytkettynä, ylikuormitusti
lanteessa on luonnollista ottaa tämä muuntaja käyttöön. Mikäli aseman kaikki muuntajat ovat jo käytössä, pyritään muuntajan kuormitusta keventämään muulla tavalla. Paljon käytetty tapa on kytkeä jokin muuntajan syöttämistä lähdöistä kuormittamaan toista saman sähköaseman muuntajaa. Nämä keinot yleensä riittävät, sillä muuntajakapasiteet
tia on käyttövarmuussyistä käytettävissä huomattavasti normaalissa käyttötilanteessa tarvittavaa määrää enemmän. [ 10]
Tilanteessa, jossa kaikki sähköaseman muuntajat ylikuormittuisivat yhtäaikaisesti, jouduttaisiin turvautumaan keskijännitelähtöjen jakorajan muutoksiin. Tällöin jollain ylikuormittumaan pyrkivän aseman johtolähdöistä jakorajaa siirrettäisiin lähemmäksi asemaa, minkä jälkeen osaa kuormituksesta syötettäisiin naapuriaseman kautta. Jakora
jan siirtämistä voidaan käyttää vastaavasti myös samalta asemalta syötetyille lähdöille, jos jokin muuntaja pyrkii säännöllisesti olemaan ylikuormassa eikä mitään sen lähdöistä
voida järkevästi siirtää kokonaan toisen muuntajan syötettäväksi. [10]
Muuntajan lämpenemisen pitkän aikavakion vuoksi hälytys lämpötilasta tulee muunta
jalta huomattavasti virran aiheuttamaa hälytystä myöhemmin. Kuten edellä mainittiin ei lämpötilan nousua kuitenkaan jäädä odottamaan, joten lämpötilahälytyksiä tulee har
voin. Muuntajaöljyn lämpötilalle on asetettu laukaisurajakin. Muuntajan lämpötilan perusteella ei ole tapahtunut laukaisua koskaan. [10]
2.3.3 Yhteenveto
Sähköverkon komponenttien kuormitusta seurataan automaattisesti. Kun hälytysrajat ylittyvät, ei yleensä ole tarpeen jäädä seuraamaan kuormitustilanteen kehittymistä, vaan ylikuormituksesta pyritään heti eroon kytkentämuutoksin. Normaalissa käyttötilanteessa yksittäisen komponentin ylikuormituksesta päästään aina vaivattomasti eroon. Jos tilan
ne on ylikuormituksen alkaessa valmiiksi poikkeuksellinen, voi kuormien tasaamisessa muodostua ongelmia. Sähköverkon mitoituksessa on huomioitu vikojen mahdollisuus (n-1 kriteeri), joten vaikeilta ylikuormitustilanteilta on lähes kokonaan vältytty.
2.4 Nykyinen kuormitustilanne
Vallitsevan kuormitusastetilanteen kuvaamiseksi piirrettiin pysyvyyskäyrät vuoden 2001 tunneittaisista kuormitusasteista sekä 110 kV siirtoyhteyksille että sähköasemien pää- muuntajille. Pysyvyyskäyrien perusteella pyrittiin hahmottamaan verkossa vallitsevia kuormitusasteita.
2.4.1 110 kV kaapelit
Kuvassa 1 on esitetty Helenin 110 kilovoltin kaapeliyhteyksien tunneittaisista kuormi
tusasteista muodostetut pysyvyyskäyrät. Kuvaan on otettu kuusi kuormitetuinta yhteyttä.
S 0,7
tí 0,6
E 0,4
1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000
aika / h
Kuva 1. 110 kV kaapelien pysyvyyskäyrät vuonna 2001.
Kuvasta erottuu yksi kaapeliyhteys, jonka kuormitus on selkeästi suurin. Pasilan ja Viikinmäen välinen siirtoyhteyden kuormitusaste on yli 50 % noin neljänneksen vuo
desta. Toiseksi eniten kuormitettu kaapeli on Suvilahden ja Kampin välillä. Sen kuor
mitusaste on yli 50 % vain viitenä prosenttina vuoden tunneista. Kuvan osoittama tilanne on havaittu käytännön kokemustenkin perusteella: Ainoa kaapeliyhteys, jonka kuormitettavuusraja toisinaan on saavutettu, on Pasilan ja Viikinmäen välinen kaapeli.
Vastaava hankala kuormitustilanne syntyy, mikäli keskusta-alueen voimalaitoksilla on tuotantoa aikana, jolloin keskustassa on matala kuormitus. Tällöin ylikuormittumaan pyrkisi Pasilan ja Vallilan välinen kaapeli. Käytännössä tilanne tulee eteen kesäöinä, mikäli Hanasaaren voimalaitos tuottaa paljon sähkötehoa. Tilanne on harvinainen, koska kaukolämmön tarve on kesällä vähäistä.
2.4.2 110 kV avojohdot
Avojohtoyhteyksien kuormitusasteista piirrettiin pysyvyyskäyrät vastaavalla tavalla kuin kaapeleille edellä. Viiden kuormitetuimman avojohtoyhteyden pysyvyyskäyrät on esi
tetty kuvassa 2.
My-Mk
0,3
0,1 —
1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000
aika / h
Kuva 2. 110 kV avojohtojen pysyvyyskäyriä vuonna 2001.
Avojohtoyhteyksillä normaalikäytössä esiintyy suuria kuormitusasteita lähinnä vain Vuosaaren voimalaitoksen suuren sähköntuotannon vuoksi. Viidestä eniten kuormite
tusta johdosta neljä liittyy läheisesti Vuosaaren tuottaman sähkötehon siirtoon voima
lasta poispäin. Viides paljon kuormitettu johto on Salmisaaren ja Meilahden välillä.
2.4.3 Sähköasemat ja muuntajat
Muuntajien pysyvyyskäyrien esittäminen ei anna täyttä kuvaa muuntokapasiteetin käy
töstä ja käytön jakautumisesta. Sähköasematasolla on tietty muuntokapasiteetti käytettä
vissä ja paremman kuvan kokonaistilanteesta antaa asemakohtaisten muuntotehojen pysyvyyskäyrien tarkastelu. Muuntajakohtaisista pysyvyyskäyristä voidaan saada lisäar
voa haluttaessa tarkempaa tietoa aseman sisäisestä tilanteesta.
10 kV alue
Kuvassa 3 on esitetty 10 kV jakelualueen sähköasemien kuormitusasteiden pysyvyys- käyrät. Tilanne on kriittisin ydinkeskustan alueella, jossa usean vierekkäisen sähköase
man kuormitusasteet ovat huomattavan osan vuodesta selvästi yli puolet nimellisestä muuntotehosta. Ydinkeskustan alueella kuormituksen kasvu on ollut viime vuosina hyvin voimakasta. Iso osa uudesta lisäkuormituksesta on jäähdytyskuormaa, jolloin se
ajoittuu kesäaikaan. Suurimmassa kuormassa olevan Kampin sähköaseman huippu- kuormat ovat jo nykyisin kesäaikaan.
Normaalissa käyttötilanteessa muuntajien kuormitettavuus ei ole 10 kV alueella ongel
ma. Huolto- tai vauriotilanteessa, kun menetetään koko yhden muuntajan muuntoteho, voi tulla ongelmia. Mikäli asemalla ei ole reservitehoa aseman muissa muuntajissa, on keskijänniteverkon reservien kautta tarvittava teho merkittävä. Osa sähköaseman kuor
masta joudutaan syöttämään keskijännitelähtöjen jakorajoja siirtäen toisen sähköaseman muuntajien kautta.
Z 0,8
m 0,6
O 0,3 -
■* 0,2
aika / h
Kuva 3. 10 kV jakelualueen sähköasemien kuormitusasteiden pysyvyyskäyrät vuonna 2001.
Kuvasta 3 nähdään, että 10 kV jakelualueen kuormitetuimmat sähköasemat ovat aivan ydinkeskustan alueella, jonne on hankalahkoa uuden sähköaseman rakentaminen. Kam
pin, Kruununhaan ja Kasarmitorin sähköasemien muodostama kolmio on kuitenkin siksi tärkeä alue, että häiriön aikaista käyttövarmuutta pyritään lisäämään.
Uuden sähköaseman saaminen Kluuvin alueelle mainittujen sähköasemien kuormituk
sen keventämiseksi on selvitettävänä, mutta tämän mahdolliseen toteutumiseen asti, vajaan kymmenen vuoden ajan, olisi tultava toimeen nykyisillä sähköasemilla. Jotta ei tarvitsisi mennä kalliisiin muuntajanvaihto-operaatioihin ennen uuden sähköaseman
rakentamista, on haluttu selvittää, voitaisiinko muuntajien lämpötilaseurannan avulla niitä kuormittaa enemmän kuin tähän asti on uskallettu.
20 kV alue
20 kV jakelualueen sähköasemien kuormitusasteiden pysyvyyskäyrät on esitetty kuvassa 4. Kuvasta näemme, että alueella on yksi erittäin suuren huipputehon sähköasema.
Kannelmäen aseman kuormitusaste on joinakin vuoden tunteina yli sata prosenttia.
Kannelmäen aseman huippukuormat aiheutuvat sähkölämmityksestä ja ovat siten vuo
den kylmimpien päivien iltoina varaavan lämmityksen kytkeytyessä päälle. Ympäristön kylmä lämpötila takaa sähkölämmityksen aiheuttamien huippukuormien tapauksessa aina reilusti lisäkuormitettavuutta nimelliseen nähden.
Muuntajan ollessa epäkäytettävässä tilassa Kannelmäkeä pahempi tilanne on kohtuulli
sen kovasti kuormitetulla Pasilan sähköasemalla. Keskijänniteverkossa on Pasilan alu
eella hyvin niukasti reservitehoa käytettävissä.
« 0,8 S 0,6
aika / h
Kuva 4. 20 kV jakelualueen sähköasemien kuormitusasteiden pysyvyyskäyrät vuonna 2001.
Kuten kuvasta 4 näemme, muilla 20 kV sähköasemilla ei ole kovin suuria kuormituksia.
Yli puolet asemien muuntotehosta on käytössä vain harvoilla asemilla ja niissäkin vain
joitakin prosentteja vuoden tunneista. Tällöin yhden muuntajan vauriotilanteestakin selvitään lyhyellä jakelukeskeytyksellä.
2.4.4 Yhteenveto
Siirtoyhteydet
Siirtoyhteyksien pullonkaulat on Helenissä jo tunnistettu ja niiden poistamiseksi on ryhdytty toimenpiteisiin. Vaikea käyttötilanne 110 kV rengasverkossa syntyisi erityisesti Suvilahden ja Herttoniemen välisen siirtoyhteyden epäkäytettävyydestä kesäaikana.
Kesäisin keskusta-alueella sijaitsevat Hanasaaren ja Salmisaaren hiilivoimalaitokset eivät välttämättä ole toiminnassa vähäisen kaukolämpöenergian tarpeen vuoksi ja kaikki keskusta-alueella tarvittava sähkö siirretään sen ulkopuolelta. Kuvatussa vikatilanteessa jäljelle jäisi Pitäjänmäen ja Salmisaaren välinen avojohtoyhteys ja Viikinmäen ja Suvi
lahden välinen kaapeliyhteys. Näiden kahden yhteyden yhteenlaskettu kapasiteetti juuri ja juuri riittäisi koko keskusta-alueen huippukuorman kattamiseen. Sähköverkossa teho ei kuitenkaan jakaudu kapasiteetin mukaan vaan sähköisten suureiden perusteella. Siksi mainitussa vikatilanteessa kaapeliyhteyden ylikuormittuminen on erittäin todennäköistä.
Pitäjänmäen ja Salmisaaren välisen yhteyden kapasiteetin nostamiseksi on käynnissä hanke, jossa vanha avojohtolinja korvataan kuormitusta enemmän sietävällä avojohto- tyypillä. Hankkeen rakentamisvaihe ajoittuu vuodelle 2003. Tämän jälkeen keskusta- alueen tehonsyöttö on keskusta-alueen tuotannosta riippumatta mahdollista hoitaa yk
sittäisessä kaksoisjohdon vikatilanteessakin.
Viikinmäen ja Suvilahden välisen kaapeliyhteyden siirtokapasiteettia haluttaisiin myös nostaa. Koska kaapelin uusiminen ja uuden rinnakkaisen kaapelin asentaminen ovat erittäin kalliita ratkaisuja, on haluttu tutkia edullisempia vaihtoehtoja.
Sähköasemat
Sähköasemat on rakennettu tai uusittu pääosin 1980- ja 1990-luvuilla, joten niillä on ollut toistaiseksi melko runsaasti muuntokapasiteettia. Uusimisen jälkeisessä tilanteessa on voitu aseman muuntajia käyttää vuorotellen siten, että toinen muuntajista on ollut normaalitilanteessa käyttämättä ja sitä on tarvittu vain poikkeustapauksissa. Käyttövar-
muussyistä molemmat muuntajat ovat usein verkossa, vaikka kuormien puolesta yksikin riittäisi. Näin varsinkin uusilla muuntajilla joiden tyhjäkäyntihäviöt ovat pienet.
Muuntajia ei ole ollut tarvetta eikä mahdollisuuttakaan kuormittaa nykyistä enempää, sillä kuormia ei ole ollut eikä useiden muuntajien yhtäaikaisia epäkäytettävyystilanteita ole esiintynyt. Verkon kuormat kasvavat jatkuvasti. Muuntajavaurion sattuessa reservi- tehoa saadaan aseman muilta muuntajilta sekä keskijänniteverkon kautta naapuriasemi- en muuntajilta. Reservejä laskettaessa ongelmana ovat pitkät suunnitellut keskeytykset.
3 Suurjännitekaapelin kuormitettavuus
Kaapelin kuormitettavuutta rajoittaa sen eristyksen suurin sallittu jatkuva käyttölämpö
tila. Eristyksen suurin lämpenemä saavutetaan lähellä lämmittävää elementtiä eli joh
dinta. Johtimen ja ympäristön välinen lämpötilaero muodostuu kaapelia lämmittävän häviötehon sekä kaapelin ja sen ympäristön lämmönsiirto-ominaisuuksien perusteella.
Tässä luvussa tarkastellaan kaapelin kuormitettavuuteen vaikuttavia tekijöitä. Ensin esitetään kaapelia lämmittävät tekijät, sitten jäähdyttävät ja eri asennustapojen vaikutus kuormitettavuuteen. Lopuksi tarkastellaan lämpötilan vaikutusta kaapelin vanhenemi
seen ja pohditaan rajoja maakaapelin kuormituslämpötilalle.
3.1 Häviölämmön lähteet
Maakaapelin kuormitettavuutta rajoittaa lämpeneminen. Kaapelin lämpötila nousee lämmöksi muuttuvan häviötehon vaikutuksesta. Suurin merkitys kaapelin lämpenemi
sessä on kuormitusvirran johtimessa aiheuttamilla häviöillä. Tarkastellaan seuraavaksi johtimessa ja ympäröivissä kerroksissa aiheutuvia häviöitä sekä dielektrisiä häviöitä.
3.1.1 Johtimessa syntyvät häviöt
Vaihtojännitteellä kuormitusvirtahäviöt ovat suuremmat kuin tasajännitteellä. Tämä johtuu pinta- ja lähivaikutusilmiöiden aiheuttamista lisähäviöistä. Näiden vaikutus on huomioitu vaihtovirtaresistanssia määritettäessä. Vaihtovirtaresistanssi onkin poikkeuk
setta tasavirtaresistanssia suurempi. [11]
Kuormitusvirta
Vaihtojännitteellä kuormitusvirtahäviöitä syntyy suoraan verrannollisesti johtimen vaihtovirtaresistanssiin ja kuormitusvirran neliöön. Häviöteho saadaan laskettua yksin
kertaisesti yhtälöstä:
P = I2R (1)
missä I on kuormitusvirta ja R on johtimen vaihtovirtaresistanssi. Vaihtovirtaresistanssi ilmoitetaan pituusyksikköä kohti, jolloin myös häviöteho saadaan pituusyksikköä koh
den eli yksikkö on W/m. Suurin osa kaapelin häviöistä syntyy juuri johtimen vaihtovir- taresistanssissa kuormitusvirran vaikutuksesta. [11]
Kaapelin termisten olosuhteiden laskentaan liittyy niin paljon epätarkkuutta lämmön- siirtymisprosessissa, että yleensä häviötehona voidaan hyvin käyttää pelkkää kuormitus- virran aiheuttamaa häviötehoa tarkkuuden juurikaan kärsimättä.
Pinta- ja lähivaikutusilmiö
Pinta- ja lähivaikutusilmiöt aiheuttavat virranahtoa ja pyörrevirtoja kasvattaen siten häviöitä.
Pintavaikutusilmiö tunnetaan paremmin virranahtoilmiönä. Magneettivuon kulun vuoksi induktanssi johtimen kehällä on pienempi kuin keskellä ja virta pakkautuu ulkokehälle.
Kahden lähekkäin olevan johtimen kuljettaessa vaihtovirtaa virrantiheys vierekkäisillä reunoilla pienenee ja kasvaa kauemmilla reunoilla. Ilmiötä kutsutaan lähivaikutusilmi- öksi. [11]
3.1.2 Johdinta ympäröivien kerrosten häviöt
Johdinta ympäröivä johtava kerros on yleensä suojajohdin, joskus kyseeseen tulee myös muita kerroksia kuten panssarointi tai vesieristeenä käytettävä lyijyvaippa.
Johtimessa kulkevat virrat indusoivat ympäröiviin sähköä johtaviin kerroksiin virtoja kahdella eri mekanismilla. Tehohäviövaikutukseltaan olennaisia ovat lähinnä kiertävät virrat, joita syntyy kun suojajohdin on molemmista päistään maadoitettu. [11, 12]
Kiertävien virtojen aiheuttamat häviöt ilmoitetaan vaippahäviökerrointa käyttäen. Ker
roin ilmoittaa vaippahäviöiden suhteen johdinhäviöihin. Vaippahäviökerroin X| saadaan kaavasta (2). Kaavan johtaminen on esitetty viitteessä [11]
i _
h Rs _ Rs
_______i1 I2R R fR\2
1+ 55-
[x
(2)
missä Is on vaippavirta, I on kuormitusvirta, Rs on vaipan resistanssi, R on johtimen vaihtovirtaresistanssi ja X on vaipan reaktanssi. Esitetyt suureet ovat kullekin kaapeli- tyypille ominaisia.
Resistanssi on lämpötilan mukana muuttuva suure ja siten vaippahäviökerroinkin muuttuu kaapelin lämmetessä. Lämpeneminen taas riippuu kuormitusvirran ohella asennustavasta. Esimerkiksi voidaan antaa tässä työssä tutkitun AHXLMK800 kaapelin vaippahäviökerroin 65 °C lämpötilassa. Laskenta-arvot on otettu viitteestä [5] ja vaipan resistanssin muutokseksi on oletettu 0,4 prosenttia astetta kohden.
4 = 0,45 • (1 + 0.004 • 45)___
0,053 f -T = 0,088
V 0,45 -(1 + 0.004 -45) 1000-2Л-50-2-10'7 ln^
V 75
Siten kaapelin ollessa 65 °C lämpötilassa on vaippahäviöiden osuus kuormitushäviöistä yhdeksän prosenttia. Kaapelin lämmetessä johdinhäviöt kasvavat vaippahäviöitä nope
ammin, joten lämpötilan kasvaessa vaippahäviökerroin pienenee. Laskennassa käytetään usein vaippahäviökertoimelle vakioarvoa.
Konsentriseen suojajohtimeen indusoituvat pyörrevirrat aiheuttavat myös häviöitä.
Näiden vaikutusta ei yleensä huomioida. [11]
3.1.3 Dielektriset häviöt
Dielektriset häviöt syntyvät sähkökentän vaikutuksesta eristeessä. Vaihtojänniterasituk- sessa oleva eriste käyttäytyy kuten kondensaattori, joten kaapeliin kulkee varausvirtaa.
Jännitteen polariteetin muuttuessa taajuuden mukaisesti myös varausvirran suunta muuttuu. Varausvirta on loisvirtaa, joka muuttuu johtimen resistanssissa lämmöksi. [11]
Dielektriset häviöt ovat verrannollisia häviökertoimeen ja käyttöjännitteen neliöön. [13] Dielektristen häviöiden voimakkaan jänniteriippuvuuden vuoksi niiden merkitys korostuu vasta suurjännitekaapeleissa. Silloitettu polyeteeni eristeenä omaa
niin pienen häviökertoimen, että merkityksellisiksi dielektriset häviöt tulevat vain pape- rieristeellä. [11] Dielektristen häviöiden osuus PEX-eristeisen kaapelin häviöistä on 138 kV jännitteelläkin alle prosentin. [14]
Varausvirta voidaan laskea kaavasta:
Ic=coCUv (3)
missä со on kulmataajuus, C on käyttökapasitanssi ja Uv vaihejännite.
3.2 Lämmön siirtyminen
Kiinteällä väliaineella on aina kyky johtaa lämpöenergiaa korkeammasta lämpötilasta matalampaan, mutta sillä on myös kyky varastoida lämpöä. [ 12] Kiinteässä väliaineessa lämpö siirtyykin etupäässä johtumalla. Kaasussa ja nesteessä lämpö siirtyy säteilemällä ja konvektoitumalla. [14]
Lämmönjohtumista tarkastellaan yleisesti lämpöpiirin ja virtapiirin analogiaa hyödyntä
en, jolloin lämpöresistanssi kuvaa väliaineen kykyä vastustaa lämpövirtaa. [11]
Kun kaapelia kuormitetaan, sen johtimen lämpötila nousee. Kohonneen lämpötilan vaikutuksesta alkaa johtimesta siirtyä lämpöä ympäristöön. Lämpötilaeron kasvaessa kasvaa myös poistuva lämpöteho, kunnes se saavuttaa syntyvän häviötehon arvon.
Tällöin kaikki syntyvä lämpö siirtyy pois johtimesta eikä sen lämpötila enää nouse.
Johtimen lämpötila on tällöin saavuttanut kuormitusvirtaa vastaavan jatkuvan tilan arvon. Jos virtaa kasvatetaan edelleen, alkaa johtimen lämpötila kohota kohti uutta jatkuvan tilan arvoa. [15]
Kaapelin lämpötilalla tarkoitetaan sen eristeen kuumimman pisteen lämpötilaa, joka on käytännössä sama kuin johtimen lämpötila. Jotta kaapeli ei lämpenisi yli sallitun käyt
tölämpötilansa, täytyy kaapelin sisäisen lämpöresistanssin ja ympäröivän väliaineen lämpöresistanssin summan olla riittävän pieni häviötehoon nähden.
3.2.1 Kiinteä aine
Johtuminen
Kiinteässä väliaineessa lämpö siirtyy lähes yksinomaan johtumalla. Lämpöopin toisen pääsäännön mukaisesti lämpötilaero pyrkii tasoittumaan. Lämpö virtaa lämpimämmästä pisteestä kylmempään. Lämpövirran suuruus riippuu pisteiden välisestä lämpötilaerosta ja väliaineen lämmönjohtavuudesta. [16] Väliaineen lämmönjohtavuus muuttuu lämpö
tilan muuttuessa. Lämmönjohtavuuden lämpötilariippuvuus on niin vähäistä, että läm
mönj ohtavuudelle käytetään yleensä väliaineelle ominaista vakiota.
Varautuminen
Jos kappaleeseen tuodaan lämpöä vain osa siitä johtuu pois, loppuosa siitä varautuu kappaleeseen. Lämmönvarauskykyä kuvaa lämpökapasiteetti. Lämmön varautuminen on verrannollinen lämpökapasiteetin lisäksi lämpötilan muutosnopeuteen. [16] Aivan kuten virtapiirianalogiassakin jatkuvan tilan lämpenemä on verrannollinen vain resistanssiin.
Lämpökapasiteetin vaikutus näkyy siten vain muutostilanteessa.
3.2.2 Kaasuja neste
Kaasussa ja nesteessä lämpö siirtyy etupäässä säteilemällä ja konvektoitumalla. Läm- mönsiirtymisprosessi on kaasussa ja nesteessä saman tyyppinen, mutta käytettävät väliainekertoimet poikkeavat toisistaan. [16]
Säteily
Lämmin kappale lähettää lämpösäteilyä ympäristöönsä. Lähetetyn säteilyenergian määrä riippuu kappaleen pinta-alasta ja lämpötilasta. Teoreettisen mustan kappaleen sätei- lyenergia voidaan laskea. Mikään todellinen kappale ei täysin vastaa mustaa kappaletta.
Siksi tarvitaan emissiokerrointa joka riippuu materiaalista ja pinnan karheudesta. Lisäk
si ympäristön lämpösäteilyn huomioimiseksi tarvitaan geometriakerrointa. [ 16]
Emissio- ja geometriakertoimien teoreettinen määrittäminen on erittäin vaikeaa ja nämä parametrit selvitetäänkin usein kokeellisesti. [ 16]
Konvektio
Konvektiossa lämpö siirtyy ympäröivään väliaineeseen. Vapaassa konvektiossa väliaine alkaa lämmetessään liikkua ja uutta viileämpää ilmaa kulkeutuu tilalle. Pakotetussa konvektiossa väliaineen virtausta lisää jokin ulkoinen tekijä. [16]
3.3 Asennusolosuhteiden vaikutus
Kaapelin oman sisäisen lämpöresistanssin lisäksi sitä ympäröivän väliaineen lämpö- resistanssi vaikuttaa voimakkaasti lämpenemiseen ja siten myös kuormitettavuuteen.
[11] Suurin sallittu kuormitusvirta on määritettävä jäähdytysolosuhteiden kannalta epäedullisimman osuuden mukaan. Lyhyiden läpivientien osalta tulee huomioida kaa
pelin pitkittäissuuntainen lämmönsiirtyminen, vaikka se on suhteellisen vähäistä. Jos mitoitus tehdään hyvin lyhyellä matkalla vallitsevan pahimman olosuhteen mukaan, kaapeli todennäköisesti ylimitoitetaan. [17]
3.3.1 Maa
Maa-asennuksessa ulkoisen lämpöresistanssin osuus kokonaislämpöresistanssista, joka määrää johtimen lämpenemisen, on yleensä selvästi yli kaksi kolmannesta. [11]
Kaapelia maahan asennettaessa lämpenemisen kannalta suurin vaikutus on ympäröivän maaperän termisillä ominaisuuksilla. Maan lämpöresistiivisyys on pieni kosteassa ja hienojakoisessa kiviaineksessa. Jos raekoko on suuri ja maaperä alkaa kuivua, kasvaa maaperän lämpöresistiivisyys voimakkaasti, sillä rakeiden välissä oleva hyvin lämpöä siirtävä vesi korvautuu ilmalla. Orgaaniset aineet johtavat sähköä huonommin kuin kiviaines. [13]
Kaapelin halkaisijalla on oma vaikutuksensa lämmön siirtymisessä kaapelista ympäris
töön. Halkaisijaltaan suurella kaapelilla on paljon kosketuspintaa ympäristöön. Suuri kosketuspinta nopeuttaa lämmön siirtymistä kaapelista ympäristöön.
Asennussyvyys vaikuttaa ympäristön lämpötilan stabiiliuteen. Mitä syvemmälle kaapeli asennetaan sitä vakaampi on kaapelia ympäröivän maan lämpötila.
Eri asennustapojen käytöllä voidaan vaikuttaa kaapelin ulkopuoliseen lämpöresistans- siin. Maahan kaapelia asennettaessa täyttömaalla voidaan pienentää ulkoista lämpö- resistanssia. Kaapelin läheisyydessä olisi syytä aina käyttää viimeistelymaata mekaanisten vaurioidenkin estämiseksi. Viimeistelymaalla tarkoitetaan hienojakoista maa-ainesta, jota käyttäen vältytään maassa olleiden terävien kivien tai muiden esinei
den aiheuttamat vauriot kaapelin eristyksessä. Kuten aiemmin yllä todettiin päästään hienojakoista maa-ainesta käyttäen myös pienempään lämpöresistiivisyyteen.
Kaapelia asennusputkeen tai tunneliin asennettaessa kaapelin kuormitettavuus alenee verrattuna suoraan maa-asennukseen, sillä putken ja tunnelin sisäpuoli on ilmaa, mikä aiheuttaa lisälämpöresistanssin lämmönsiirtymiselle kaapelista ympäristöön. Putkiasen
nuksessa myös putken materiaalin lämpöresistanssi tulee huomioida. [13]
Kaapelin lähellä maassa olevat muut lämpöä ympäristöönsä luovuttavat kappaleet olisi syytä myös huomioida kun tarkastellaan kaapelin lämpenemistä. Muiden elementtien lämmittävän vaikutuksen yliarviointia on syytä varoa, sillä selvityksen [18] perusteella risteävän kaukolämpöputken vaikutuskin on enimmillään vain vajaa 10 °C.
3.3.2 Ilma
Lämmönsiirtymisilmiöiden teoreettinen tarkastelu on ilmakaapeleille monimutkaisempi kuin maakaapeleille. [11]
Ilma-asennuksessa lämpenemisen kannalta ei niinkään ratkaiseva ole ulkoinen terminen resistanssi kuin asennusympäristön vaikutus. Asennusympäristön vaikuttavia tekijöitä ovat ainakin:
■ Kaapelin asennus uiko- tai sisätilaan
■ Seinien tai lämmittävien elementtien läheisyys Kanava
Kaapelikanavassa ilman lämpötila nousee, kunnes kanavan läpi ympäristöön poistuu yhtä paljon lämpöä kuin kanavassa olevat kaapelit tuottavat. Kanavan ilman lämpötilan nousu ympäristöön nähden riippuu siten kaapelin kehittämästä häviötehosta ja kanavan pinta-alasta. [17]
3.4 Lämpötilan vaikutus vanhenemiseen
Sähkölaitteen vanhenemisella tarkoitetaan odotettavissa olevan eliniän vähenemistä.
Kaapelin eristettä vanhentavista tekijöistä kaikkein merkittävin on lämpö. Korkean lämpötilan eristeessä aiheuttamia palautumattomia muutoksia, jotka heikentävät eristyk
sen sähköistä lujuutta, sanotaan lämpövanhenemiseksi. [12]
Korkeassa lämpötilassa vanhentavia muutoksia tapahtuu kaikkialla eristyksessä. Muu
tosten määrään vaikuttaa lämpötilan suuruuden lisäksi sen kestoaika. Orgaanisissa eristeaineissa kohonnut lämpötila nopeuttaa hapettumista. Polymeereissä korkea lämpö
tila nopeuttaa polymeeriketjujen avautumista ja uudelleen ketjuuntumista. Polymeerin sähkönjohtavuus riippuu ketjun rakenteesta. Muutokset johtavatkin polymeerin eris- tysominaisuuksien huononemiseen. [19]
Vanhenemisnopeus
Aiemmin jo todettiin kaapelin eristeen vanhenevan pääasiassa lämpötilan vaikutuksesta.
Kokeellinen Arrheniuksen laki antaa vanhenemisnopeuden lämpötilan funktiona:
R, = Ае~Е-'Ткв (4)
missä A on reaktiolle ominainen vakio, Ea on vanhentavan prosessin aktivaatioenergia ja kB on Boltzmannin vakio.
3.5 Lämpötilarajat
Kaapelin suurimmalle sallitulle lämpötilalle tulee asettaa rajat. Lähtökohtana voi olla perinteinen virtakuormitettavuuksista tuttu malli, jossa määrätään hälytysraja ja hätä- kuormitettavuusraja.
3.5.1 Hälytysraja
Maakaapelille sopiva hälytysraja on 65 °C. Kaapelin lämmetessä yli tämän lämpötilan maaperän kuivuminen nopeutuu, jolloin maan lämpöresistiivisyys kasvaa. Sen seurauk
sena kaapelin terminen tilanne voi huonontua nopeasti. [4]
Ilmaan asennetulle kaapelille voidaan asettaa huomattavasti korkeampi hälytysraja-arvo.
PEX-eristeinen kaapeli kestää 90°C jatkuvan käyttölämpötilan. Jos kaapeli on koko matkaltaan ilmassa ei ole syytä käyttää alhaisempaa hälytysrajaa.
3.5.2 Ehdoton raja
Hälytysrajan lisäksi tulisi kaapeleille määrätä lämpötila, jota ei missään kuormitustilan
teessa tulisi ylittää. Tällainen ehdoton raja tulee määrätä arvostusten perusteella. Olen
naista on, että kuormituslämpötilarajan tulee olla huomattavasti alhaisempi kuin välittömään kaapelivaurioon johtava lämpötila. Lämpötilan nousu nopeuttaa kaapelin vanhenemista eksponentiaalisesti.
Viitteessä [12] on kirjallisuustutkimuksen perusteella päädytty ehdottamaan PEX- eristeisen kaapelin maksimilämpötilaksi hätäkuormitustilanteessa 120 °C. 120 °C läm
pötilassa kaapeli vanhenee noin 100 kertaa 90°C lämpötilassa vallitsevaa vanhenemis- nopeutta nopeammin. [12]
Riskien minimoimiseksi ei missään tilanteessa haluta kuormittaa kaapeleita yli 90 °C lämpötilassa. Toimenpiteisiin kuormituksen alentamiseksi on ryhdyttävä viimeistään tässä lämpötilassa.
4 Muuntajan kuormitettavuus
Muuntaja saavuttaa normaalin elinikänsä kun sitä kuormitetaan jatkuvasti nimellisvir- rallaan 20°C ympäristön lämpötilassa. Muuntajan eristeenä käytettävä öljyllä kyllästetty paperi vanhenee etupäässä lämmön vaikutuksesta. Muuntajassa korkeimmat lämpötilat esiintyvät käämin kuumimmassa pisteessä.
4.1 Häviölämmön lähteet [20]
Muuntajassa syntyvät häviöt voidaan jakaa syntytavan perusteella tyhjäkäyntihäviöihin ja kuormitushäviöihin. Tyhjäkäyntihäviöt ovat jännitteen funktio ja niiden suuruus on likimain kuormituksesta riippumaton. Rautasydän ei ole täydellinen magneettikentän johde, joten osa magneettikentän energiasta muuttuu lämmöksi rautahäviöinä. Rautahä- viöt koostuvat hystereesihäviöistä ja pyörrevirtahäviöistä. Tyhjäkäyntihäviöistä valtaosa muodostuu rautahäviöistä.
Suurin osan muuntajan häviölämmöstä aiheutuu kuormitushäviöistä. Pääosa kuormitus- häviöistä muodostuu käämin resistanssissa kuormitusvirran vaikutuksesta. Lisähäviöitä aiheutuu pyörrevirroista läpivienneissä ja öljysäiliön seinissä.
Käämin resistanssissa aiheutuvat häviöt kasvavat kuormitusvirran neliöön verrannolli
sesti. Virranahdon vuoksi kuormitushäviöitä lisää myös virran taajuus.
4.2 Lämpeneminen [21]
Lämpenemisen kannalta olennaista on häviölämmön ohella jäähdytysominaisuudet.
Sähköasemien päämuuntajien jäähdytystapana on Helsingin Energiassa pakotettu il
mankierto. Öljynkierto on ulkona olevilla muuntajilla vapaa ja sisätilassa olevilla muuntajilla pakotettu. Jäähdytys tapojen erot kuormitettavuuteen ovat käytännössä pie
net.
4.2.1 ONAF
Muuntajassa, jossa öljynkierto on vapaa, jäähdytysradiaattorit sijaitsevat muuntajan kyljessä. Lämpötilaero muuntajaöljyn ala- ja yläosassa saa öljyn kiertämään öljytilan yläosasta radiaattorin kautta takaisin muuntajasäiliöön sen alaosaan. Radiaattorin läpi kulkiessaan öljy jäähtyy. Radiaattori luovuttaa öljystä saamansa lämmön ympäröivään ilmaan. Huipputehon aikana ilmakierto on pakotettu. Tällöin radiaattorilevyjen välissä olevan ilmankiertoa tehostetaan tuulettimin. ONAF-jäähdytetyssä muuntajassa muunta
jaöljyn lämpenemisen aikavakio on noin kolme tuntia.
4.2.2 OF AF
Jos j äähdytysrad iaattor i sijaitsee eri tilassa kuin muuntaja, varmistetaan öljyn kierto pumpuin. Tällaisessa OFAF-muuntajassa radiaattorin jäähdytys toteutetaan aivan vas
taavasti kuin ONAF-muuntajassa. Ulkoilmaa puhalletaan radiaattorilevyjen lävitse niiden jäähdyttämiseksi. Öljyn lämpenemisen aikavakio on huomattavan lyhyt, noin kaksi tuntia.
4.3 Lämpötilan vaikutus vanhenemiseen [21, 22]
Muuntajan eristeen termisen vanhenemisen ja sen nopeuden määrää käämin kuumim- man pisteen lämpötila. Muuntajan ylikuormittaminen nopeuttaa sen vanhenemista.
Suurten kuormitusvirtojen aiheuttamat korkeat lämpötilat lyhentävät muuntajan elin
ikää. Lyhyellä tähtäimellä ylikuormituksesta voi seurata muuntajan välitön vaurio.
Kohonnut käämin lämpötila nopeuttaa muuntajan paperieristeen vanhenemista. Eriste- paperin polymeeriketjut katkeilevat ja polymeroitumisaste pienenee veden, hapen ja lämmön vaikutuksesta. Suljetussa öljytilassa veden ja hapen määrä on pieni ja siten vaikutus vanhenemiseen on vähäinen. Siksi muuntajan vanhenemislaskuissa huomioi
daan ainoastaan lämpötilan vaikutus.
Vaurio voi syntyä nopeasti käämin kuumimman pisteen lämpötilan noustessa yli 140 °C. Paperieristyksessä alkaa tällöin syntyä kaasukuplia, jotka heikentävät eristysra
kenteen jännitelujuutta. Suurelle jänniterasitukselle alttiissa paikoissa voi syntyä läpi
lyöntejä, joiden vaikutuksesta muuntaja menettää toimintakykynsä. Korkeassa
lämpötilassa öljyn laajeneminen kasvattaa painetta ja voi aiheuttaa öljyvuotoja läpivien- tieristimiin.
Muuntajaöljyn leimahduspiste on 140 °C tuntumassa. Sitä suuremmat lämpötilat voivat pahimmassa tapauksessa johtaa muuntajapaloon. Heikentyneessä eristysrakenteessa läpilyönnit aiheuttavat kipinöintiä, joka sytyttää kuuman muuntajaöljyn, mikäli happea on tarjolla riittävästi.
4.4 Lämpötilarajat
Muuntajan käytölle on tarpeen asettaa lämpötilarajat aivan kuten edellä tehtiin kaape
leille. Määrätään käämin kuumimmalle pisteelle hälytysraja ja ehdoton raja, jota ei tulisi koskaan ylittää.
Muuntaja vanhenee normaalinopeudella, kun sen käämin kuumimman pisteen lämpötila on 98 °C. Tätä lämpimämpänä muuntajan vanhenemisnopeus kaksinkertaistuu 6 °C välein. Hälytys muuntajan ylikuormittumisesta olisi hyvä toteuttaa siten, ettei hälytystä anneta turhan herkästi, mutta muuntaja ei saisi päästä vanhenemaan normaalia nope
ammin huomaamatta. Muuntajan käämi lämpenee hyvin harvoin edes lähelle 98 °C, joten hälytys voidaan antaa jo tämän lämpötilan ylittyessä. Tällöin hälytys tulee riittävän aikaisessa vaiheessa ja käyttöhenkilökunnalle jää aikaa reagoida kuormitustilanteessa, joka pidempään jatkuessaan voisi johtaa muuntajan nopeaan vaurioitumiseen.
Ääritilanteessa voidaan joutua kuormittamaan muuntajaa rajustikin. Tällaisessa hätäti
lanteessakaan ei voida sallia muuntajan käämin kuumimman pisteen lämpötilaksi enempää kuin 140 °C. Hätäkuormitustilanteessakin kuormitusvirran tulisi olla pienempi kuin puolitoistakertainen nimellisvirta.
5 Kaapelin toimintalämpotilan määrittäminen
Tämän työn yhteydessä asennettiin kaapelin kuormitettavuuden seuraamiseksi erääseen Helenin 110 kV suurjännitekaapeliin lämpötilamittaus useaan eri kohtaan. Saadun kaapelin pintalämpötilatiedon ja jo ennestään seuratun virtatiedon perusteella voidaan laskea kaapelin johtimen ja sitä ympäröivän eristeen lämpötila. Kun tunnetaan kaapelin suurin sallittu käyttölämpötila ja voidaan laskea kyseisen hetken toimintalämpötila, voidaan kuormitettavuuden määrittämisessä hyödyntää lämpötilatietoja.
Kehitettyä menetelmää on tulevaisuudessa tarkoitus hyödyntää Helsingin Energian suurjännitekaapeleiden kuormitettavuuden seurannassa laajemmin, mikäli saatujen tulosten myötä se vaikuttaa järkevältä.
Kaapelin toimintalämpötilan eli kuumimman pisteen lämpötilan määrittämiseksi tarvi
taan sekä mittaus että laskenta. Mitattu pintalämpötilatieto tuodaan kaukokäyttöjärjes- telmään, jossa lämpötilatiedon ja virtatiedon perusteella voidaan suorittaa reaaliaikaista laskentaa kaapelin johtimen lämpötilan määrittämiseksi.
5.1 Mittaus
Kaapelireitille sijoitettiin useita lämpötilamittauspisteitä teoreettisen tarkastelun perus
teella mahdollisiksi ongelmakohdiksi havaittuihin paikkoihin. Tunneli havaittiin ennak- kotarkastelujen perusteella termisesti erittäin hyväksi paikaksi kaapelille, mutta osa mittauksista sijoitettiin sinne asian varmistamiseksi ja lisätiedon saamiseksi.
5.1.1 Mittauspisteet
Kuvassa 5 on esitetty tutkitun kaapelin profiili korkeuksina meren pinnasta. Kaapelin varrelle sijoitettiin yhteensä viisi mittauspistettä. Mitattavat kohdat haluttiin valita siten, että kaikkein kuumimmat kohdat löydettäisiin. Mittaukset sijoitettiin kaapelin molempi
en pääteasemien luona läpivienteihin ja kaapelin kulkeman reitin varrelle erilaisiin olosuhteisiin.
Ermen mittausanturien asettelua suoritettiin ennakkotarkastelu kuumimmiksi oletetta
vista paikoista. Kaapelireitin varrella suoritettiin mittauksia ja asennusolosuhteita si
muloitiin CymCAP -tietokoneohjelmalla [22].
Läpivientien mittaukset sijaitsivat kuvassa näkyvissä pisteissä 2 ja 20. Toinen mittauk
sista oli betonilattian läpiviennissä ja toinen mittaus sijoitettiin uretaanieristeiseen läpi
vientiin aseman ulkopuolelle nousukuiluun.
Maa-asennuksessa mitattiin kolmea pistettä. Yksi oli varsinainen suora maa-asennus kuvan 5 pisteen 4 läheisyydessä. Ennakkosimuloinnin perusteella tämä mittauspiste oli lämpenemisen kannalta kaikkein kriittisin. Kaksi muuta mittauspistettä oli tunnelissa.
Mittauspisteen 16 ajateltiin voivan olla kriittinen mikäli tunnelin maaperä kuivuu voi
makkaasti vuodenaikojen mukana vaihtuvien olosuhteiden myötä. Pisteen 19 lämpöti- lamittaus oli kohdassa, jossa kaapeli kulki kaukolämpöjärjestelmän menovesiputken alla. Menovesi voi kovien pakkasten aikaan olla n. 120°C lämmintä. Vaikka putket on eristetty, nousee väistämättä kaukolämpöputken pintalämpötilakin.
Mittauspisteiden kriittisyyttä arvioitaessa kaukolämpöverkon menovesi oli n. 70°C lämpöistä. Putken pintalämpötila oli tällöin 40°C hieman alle +20°C ympäristön läm
pötilassa.
Kuva 5. Tutkitun kaapelireitin profiili.
5.1.2 Mittalaitteet
Anturi
Lämpötilamittaukset toteutettiin PtlOO-antureilla. Lämpötilasensorin resistanssin suu
ruuden perusteella voidaan päätellä mittauspisteessä kaapelin pinnalla vallitseva lämpö
tila.
Muunnin
Lämpötilasensorin liitäntä muuntimeen toteutettiin kolmella johtimella johtimien resis
tanssin kompensoimiseksi. Sensorilta saatu resistanssiako muunnettiin milliampeeri- viestiksi kuvassa 6 esitetyllä muuntimella. Kaukokäyttöjärjestelmään mittaukset tuotiin 0-5 mA analogisina virtaviesteinä. Mittausalueeksi valittiin 0-100 °C.
1 Universal sup. only Supply (-f) & P
24 230VAC &
24.250VDC
0...20
Comp. + I ß I 0.5
! Out mADC
0% 100%
Kuva 6. Lämpötila-anturin resistanssin milliampeeriviestiksi muuttamiseen käytetty muunnin.
5.2 Laskenta
Kaapelin pinnan lämpötilan ja johtimessa kulkevan virran perusteella voidaan määrittää lämpötila kaapelin johtimen läheisyydessä, mikäli kaapelin sisäiset lämmönsiirty- misominaisuudet tunnetaan. Tällöin on kuitenkin tunnettava kaapelin rakenne. Hyvin olennainen kaapelin fysikaalisiin ominaisuuksiin pohjautuva tieto on lämpenemisen aikavakio. Aikavakio kertoo, missä ajassa tapahtuu 63 % askelmaisen kuormitusmuu
toksen aiheuttamasta lämpötilan kokonaismuutoksesta.
Laskenta toteutettiin ohjelmallisesti käytönvalvontajärjestelmässä. Laskennan kulun ymmärtämistä helpottaa, jos tarkastellaan ensin pinnan ja johtimen välisen lämpötila
eron määräytymistä jatkuvassa tilassa. Sen pohjalta muodostetaan yhtälö, jolla voidaan analysoida muutostila.
5.2.1 Jatkuva tila
Kaapelissa syntyvä häviöteho on likimäärin verrannollinen kaapelin kuormitusvirtaan.
Tarkan lämpötilaeron laskemiseksi tulee huomioida kaapelin johtimen resistanssin ja siten myös lämmöntuoton muuttuminen ympäristön lämpötilan mukaan. Resistanssin muutoksen huomiotta jättäminen ei aiheuttaisi suurtakaan virhettä, mutta mahdollisim
man hyvän lopputuloksen saamiseksi se on tässä otettu huomioon. Jatkuvan tilan läm- penemälle on AHXLMK800 kaapelin rakenteeseen ja häviöarvoihin perustuen johdettu yhtälö:
I¡ • (7,1 • 1Q-8 • Tsurf „ +1,894 • 10'5 )+ 0,0753
1-7,1-10“8 - il (5)
missä ATcsurf>0 on kaapelin pinnan ja johtimen välinen lämpötilaero jatkuvassa tilassa, Tsurf.o on kaapelin pintalämpötila mittaushetkellä ja Io on mittaushetken kuormitusvirta.
Yhtälön (5) johtaminen on esitetty liitteessä A.
5.2.2 Muutostila
Muutostilanteessa lämpötilaero kaapelin johtimen ja pinnan välillä ei ole asettunut jatkuvan tilan arvoonsa. Virran kasvaessa myös häviöteho kasvaa ja johdin alkaa läm
metä. Vähitellen lämpö siirtyy aikavakion määräämässä tahdissa kaapelin pintaan ja mitatuksi lämpötilaksi. Johtimen lämpötilaa määrättäessä pintalämpötilan perusteella tulee huomioida virran vaikutus ja kaapelin sisäinen aikavakio.
Muutostilan lämpötilaero ATcsurf_¡ lasketaan lisäämällä edellisen laskentakierroksen lämpötilaeroon ATcsurf,¡.i laskentakierrosten välisenä aikana tapahtunut muutos. Kier
rosten välillä tapahtunut muutos saadaan jatkuvan tilan (5) ja edellisen laskentakierrok
sen ATcsurf,i-i lämpötilaeron erotuksen perusteella. Siten lämpötilaerolle laskentakierroksella i pätee [23]:
( Il • (7,1 -10"8- Tsurf. + 1,894-10"5)+ 0,0753 1 - 7,1 ■ 10~8 • il
