1. No category

2015-05-25
Alternativa nätlösningar vid
reinvestering
Petter Strandberg
EXAMENSARBETE
Högskoletekniker, elkraft, 120 hp
Higher Education Technician, Electric Power Technology, 120 HE
EXAMENSARBETE
Alternativa nätförslag vid reinvestering
Sammanfattning
Hårdare krav ställs på leveranssäkerheten i de svenska elnätet. Kraven har ställts som följd
av att flertal stormar och oväder har orsakat väldigt långa avbrott historiskt sett i Sverige. Det
är nu olagligt att ha ett avbrott längre än 24 timmar. För att nå upp till kraven som ställs på
leveranssäkerhet behöver nätföretag investera i sina befintliga nät. Generellt sett sker
investering i att byta ut luftledning mot jordkabel.
Fortum äger en 12 kV-linje i ett område lokaliserat nordöst om Charlottenberg som är
drabbad av avbrott och har hög genomsnittlig ålder. Ett mer tillförlitligt elnät måste
upprättas.
I den här rapporten ges ett nätförslag som skulle leda till en förbättrad leveranssäkerhet och
ökad tillförlitlighet.
Datum:
Författare:
Examinator:
Handledare:
Program:
Huvudområde:
Poäng:
Nyckelord:
Utgivare:
2015-05-25
Petter Strandberg
Evert Agneholm, Tekn. Dr., Högskolan Väst
Torbjörn Berg, Karlstad universitet
Högskoletekniker, elkraft, 120 hp
Elektroteknik
Utbildningsnivå: Grundnivå
15 hp
Nätplanering, lokalnät, reinvesteringsprojekt, leveranssäkerhet.
Högskolan Väst, Institutionen för ingenjörsvetenskap,
461 86 Trollhättan
Tel: 0520-22 30 00 Fax: 0520-22 32 99 Web: www.hv.se
i
University Diploma THESIS
Network planning proposal actual to a reinvestment
project
Summary
Swedish legislation regarding network reliability has changed after the historic storm named
Gudrun. It is now a violation to have interruptions in the distribution of electricity lasting
longer than 24 hours. To reach needed reliability in the network, companies that distribute
electricity need to invest in their existing grids. The general investment performed is
exchanging overhead-lines to underground cables
Fortum is the owner of a 12 kV rural power-line, located northeast of Charlottenberg,
Sweden. This power-line has interruptions and an overall high age. A more reliable network
has to be planned.
In this report, an alternative network is proposed, that would lead to improved reliability in
the network.
Date:
Author:
Examiner:
Advisor:
Programme:
Main field of study:
Credits:
Keywords
Publisher:
May 25, 2015
Petter Strandberg
Evert Agneholm, Ph. D. Gothia Power AB
Torbjörn Berg, Karlstad University
Higher Education Technician, Electric Power Technology, 120 HE credits
Electrical engineering
Education level: first cycle
15 HE credits
Network planning, rural network, reinvestment project, network reliability
University West, Department of Engineering Science,
S-461 86 Trollhättan, SWEDEN
Phone: + 46 520 22 30 00 Fax: + 46 520 22 32 99 Web: www.hv.se
ii
Alternativa nätlösningar vid reinvestering
Förord
Det här examensarbetet har utförts våren 2015 på Fortum Distribution AB i Karlstad. Jag
vill rikta ett stort tack till min handledare Mathias Lersten för allt stöd under arbetets gång.
Också ett stort tack riktat till Oskar Hansén som möjliggjorde chansen att utföra arbetet. Jag
vill även tacka för de råd och det stöd jag fått av all personal på Fortum.
iii
Alternativa nätlösningar vid reinvestering
Innehåll
Sammanfattning ................................................................................................................................. i
Summary............................................................................................................................................. ii
Förord ................................................................................................................................................ iii
1 Inledning ...................................................................................................................................... 1
1.1 Bakgrund ........................................................................................................................... 1
1.1.1 Leveranssäkerhet ................................................................................................ 1
1.1.2 Avbrottsstatistik.................................................................................................. 2
1.2 Problembeskrivning ......................................................................................................... 3
1.3 Områdesöversikt .............................................................................................................. 3
1.4 Syfte/mål ........................................................................................................................... 3
1.5 Avgränsningar................................................................................................................... 3
2 Metod/tillvägagångssätt ............................................................................................................ 4
2.1 PowerGrid ......................................................................................................................... 4
2.2 AutoCAD .......................................................................................................................... 4
2.3 EBR - Elbyggnadsrationalisering ................................................................................... 4
2.4 Nätuppbyggnad ................................................................................................................ 5
3 Teori ............................................................................................................................................. 6
3.1 Val av ledningsväg............................................................................................................ 6
3.1.1 Markförhållanden ............................................................................................... 6
3.1.2 Förläggningssätt .................................................................................................. 6
3.1.3 Samförläggning ................................................................................................... 7
3.2 Beräkningar ....................................................................................................................... 8
3.2.1 Impedans ............................................................................................................. 8
3.2.2 Utlösningsvillkor ................................................................................................ 9
3.2.3 Felströmsberäkningar ........................................................................................ 9
3.2.4 Spänningsnivåer ................................................................................................ 11
4 Nätberäkning ............................................................................................................................ 12
4.1.1 Nätstation innehavande leveranspunkt med störst försämring ................. 12
4.1.2 Nätstation innehavande leveranspunkt med störst förbättring ................. 13
5 Nätuppbyggnad ........................................................................................................................ 16
5.1.1 Ledning .............................................................................................................. 16
5.1.2 Nätstationer ....................................................................................................... 17
5.1.3 Transformatorer ............................................................................................... 17
5.2 Nybyggnation ................................................................................................................. 17
5.2.1 Ledning .............................................................................................................. 17
5.2.2 Nätstationer ....................................................................................................... 18
5.2.3 Transformatorer ............................................................................................... 18
6 Resultat ...................................................................................................................................... 19
7 Analys/diskussion .................................................................................................................... 19
8 Slutsatser och framtida arbete ................................................................................................ 20
Källförteckning ................................................................................................................................ 21
iv
Alternativa nätlösningar vid reinvestering
Bilagor
A.
B.
C.
D.
E.
F.
G.
H.
I.
Orienteringskarta
Södra, före ombyggnad
Södra, efter ombyggnad
Norra, före ombyggnad
Norra, efter ombyggnad
Kostnadskalkyl enligt EBR
Driftschema före ombyggnad
Driftschema före ombyggnad
Beräkningsresultat i samtliga leveranspunkter före - efter
v
Alternativa nätlösningar vid reinvestering
1 Inledning
Denna rapport är resultatet av ett examensarbete utfört på nätplanering lokalnät hos
Fortum Distribution AB.
1.1 Bakgrund
1.1.1 Leveranssäkerhet
I 3 kap. 1 a § Ellagen (SFS 1997:584) anges att:
”Ett företag som bedriver nätverksamhet ansvarar för drift och underhåll och, vid behov,
utbyggnad av sitt ledningsnät och, i tillämpliga fall, dess anslutning till andra ledningsnät.
Företaget svarar också för att dess ledningsnät är säkert, tillförlitligt och effektivt och för
att det på lång sikt kan uppfylla rimliga krav på överföring av el.”
För att bättre kunna hantera scenarion och för att öka leveranssäkerheten, har
Energimarknadsinspektionen på uppdrag av regeringen arbetat fram föreskrifter. Det
ställs genom dessa föreskrifter hårdare krav än tidigare på leveranssäkerheten hos
nätföretag. Detta motiveras genom att ekonomiska incitament har införts. Ett exempel
är avbrottsersättning, betydande att nätföretag blir skyldiga att betala straffavgift för
elavbrott som varar längre än tolv timmar. Skulle ett företag undvika investering i nya
nät, vilket leder till sämre tillförlitlighet, höjs risken att få långa avbrott och därmed
risken att bli ersättningsskyldig. Detta bör stimulera investeringsnivån hos nätföretagen
[1].
Från och med slutet på 90-talet och framåt har gemensamma investeringar av ett värde
på ungefär 50 miljarder kronor gjorts. Det är Sveriges olika nätföretag, i frivillig
överenskommelse med regeringen, som har genomfört dessa. Dessa investeringar har
till största delen bestått i att byta ut befintliga luftledningar till jordkabel [4].
Historiskt sett har stormar och oväder orsakat stora driftstörningar på elnätet i Sverige.
Detta har då medfört att konsekvenserna blivit stora, många och dyra. För att undvika
dessa driftstörningar behöver nätföretagen investera i vädersäkra nät.
1
Alternativa nätlösningar vid reinvestering
Nämnvärda stormar som har drivit investeringsbehovet i att vädersäkra elnäten
sammanfattas nedan:
Tabell 1. Historiska stormar i Sverige med antal strömlösa hushåll och fälld skog. Källa: SMHI,
Kunskapsbanken - Stormar i Sverige. Publicerad 9 augusti 2013
Namn
År
Strömlösa hushåll
Fälld skog
Gudrun
2005
415 000
75 000 000 m3
Per
2007
280 000
12 000 000 m3
Dagmar
2011
170 000
4 500 000 m3
Simone
2013
100 000
1,5-2 000 000 m3
Hilde
2013
40 000
3,5 000 000 m3
Sven
2013
50 000
800 000 m3
Ivar
2013
50 000
8 000 000 m3
Trots dessa stormar har det svenska elnätets leveranssäkerhet ett medelvärde på 99,98%
[3].
1.1.2 Avbrottsstatistik
I 3 kap. 9 § Ellagen (SFS 1997:584) anges att:
”Den som har nätkoncession är skyldig att på skäliga villkor överföra el för annans
räkning. Överföringen av el skall vara av god kvalitet. En nätkoncessionshavare är skyldig
att avhjälpa brister hos överföringen i den utsträckning kostnaderna för att avhjälpa bristerna är
rimliga i förhållande till de olägenheter för elanvändarna som är förknippade med bristerna.
Regeringen eller den myndighet som regeringen bestämmer får meddela föreskrifter om vilka
krav som skall vara uppfyllda för att överföringen av el skall vara av god kvalitet.”
Det är Energimarknadsinspektionen som är den myndighet utsedd av regering som
bestämmer vilka krav som skall vara uppfyllda för att överföringen av el skall vara av
god kvalitet [1].
Efter stormen Gudrun kom ”tjugofyra-timmars lagen”. Enligt denna är det ett lagbrott
att ha elavbrott längre än tjugofyra timmar [3].
I 3 kap. 9 a § Ellagen (SFS 1997:584) anges att:
”Om inte strängare krav följer av 9 § andra och tredje styckena eller av föreskrifter som
meddelats med stöd av 9 § fjärde stycket, skall en nätkoncessionshavare se till att avbrott i
överföringen av el till en elanvändare aldrig överstiger tjugofyra timmar.”
I 3 kap. 9 c § Ellagen (SFS 1997:584) anges att:
Den som bedriver nätverksamhet med stöd av nätkoncession för linje med en spänning som
understiger 220 kilovolt eller nätkoncession för område ska årligen upprätta
1. en risk- och sårbarhetsanalys avseende leveranssäkerheten
i elnätet, och
2. en åtgärdsplan som visar hur leveranssäkerheten i det egna
elnätet ska förbättras.
En redovisning baserad på risk- och sårbarhetsanalysen och åtgärdsplanen ska ges in till
nätmyndigheten. Lag (2010:164).
2
Alternativa nätlösningar vid reinvestering
1.2 Problembeskrivning
Området där reinvesteringsbehovet ses över ligger nordöst om Charlottenberg i
Värmland [Bilaga A]. Befintligt mellanspänningsnät består av FeAl luftledningar och
tillhörande lågspänningsnät består till största delen av luftledning. Nätet är ofta drabbat
av störningar och ett flertal stolpar har blivit utdömda vid tidigare besiktning. Det är
bristande elkvalitét hos flera leveranspunkter i lågspänningsnätet. Nätet har en hög
genomsnittlig ålder och delar av det kan ses som tekniskt uttjänat. Ett nätförslag som
ur teknisk synpunkt är bättre än nuvarande nät behöver upprättas.
1.3 Områdesöversikt
Området där reinvestering är aktuellt kan delas upp i Södra och Norra. Befintligt
mellanspänningsnät i Södra består av 4,2km luftledning och 0,7km jordkabel. Befintligt
mellanspänningsnät i Norra består av 2,6km luftledning och 0,3km jordkabel [Bilaga B,
D]. Delar av befintligt nät sträcker sig över områden med markklass 2 (medel/svår)
[11]. Det innebär att markförhållanden är sådana att schaktning/plöjning försvåras. På
en plats går befintlig luftledning över ett vattendrag.
1.4 Syfte/mål
Mål och syfte med detta arbete är att ta fram ett förslag vilket kan fungera som underlag
för vidare beredning. Förslaget innefattar en alternativ nätlösning för befintligt
mellanspännings- samt lågspännings-nät på två närliggande områden på samma
utgående linje. Förslaget levereras till Fortum i form av en projektpärm.
1.5 Avgränsningar
Avgränsningar för respektive delområde:
Området Södra sträcker sig mellan T730 Norra Ämterud - T734 Gravliden och består
av sex stycken nätstationer.
Området Norra sträcker sig mellan T741 Sandmon - T701 Häljeboda och består av fyra
stycken nätstationer.
3
Alternativa nätlösningar vid reinvestering
2 Metod/tillvägagångssätt
2.1 PowerGrid
PowerGrid är ett program som bygger på ett kraftfullt nätinformationssystem vid namn
Smallworld GIS. Det används för att skapa och ändra nätdata. Det är detta program
som kommer att användas för uppbyggnaden av det nya nätförslaget. Efter att den
föreslagna nätändringen ritats in väljs kabeltyp. Uppgifter för diverse kablar finns i en
databas. Uppgifter för säkringar och dess utlösningsvillkor finns också i databasen.
När ett fullständigt nät ritats in i programmet kan snabba ändringar och korrekta
kabeldimensioneringar vid nätberäkning utföras. Med fullständigt nät menas att
samtliga komponenter från matande station fram till leveranspunkt valts och nödvändig
data matats in. Resultaten som fås vid nätberäkning kan presenteras i textfiler eller
tematiskt i kartan efter val. Uppgifter som fås vid beräkning är många och presenteras
längre fram i rapporten. De viktigaste kriterierna som tas hänsyn till vid beräkning är
förimpedans, spänningsfall och att utlösningstiden uppfyller utlösningsvillkoren.
2.2 AutoCAD
AutoCAD är ett CAD-program som hanterar ritningsfiler i formatet DWG.
Programmet kan hantera ritningsfiler såväl i 2D som 3D. I rapporten kommer 2D bli
det tillämpningsbara sättet för användningen av programmet. Det används för att rita
om driftschemat på utgående linje efter ombyggnad. Programmet är utformat för just
detta ändamål och används som standard inom Fortum.
2.3 EBR - Elbyggnadsrationalisering
EBR är ett verktyg utvecklat av Svensk energi. Det är framställt gemensamt av Sveriges
olika elnätsföretag, entreprenörer och konsulter. Det används som hjälp vid planering,
byggnation och underhåll av eldistributionsanläggningar mellan 0,4-145 kV. En del av
EBR är en kostnadskatalog vilket innehåller genomsnittliga kostnader för vanligt
förekommande åtgärder på lokalnät. Kostnadskatalogerna är uppdelade i olika nivåer.
Det finns en planeringskatalog P1, en projekteringskatalog P2 och en
produktionskatalog P3 [5, 12]. De används för kalkylberäkningar längre fram i
rapporten.
4
Alternativa nätlösningar vid reinvestering
2.4 Nätuppbyggnad
Första steget som tas är att områdesansvarig på Fortum bestämmer vilket område och
vilka avgränsningar arbetet har. När detta är klargjort ses området över och tänkta
ledningsvägar planeras. All mellanspänning skall byggas om och lågspänning i den
utsträckning som anses nödvändig.
Till stor fördel skrivs kartor till området ut och ett fältbesök görs. Under fältbesöket i
området ses de tänkta ledningsvägarna över. Av besöket fås en del information om
markförhållanden och det rådande tillståndet på befintligt lågspänningsnät. Under
fältbesöket kan de olika tänkta ledningsvägarna övervägas och det alternativ som tros
vara bäst ritas in på kartor. Skulle dessa vara flera sker avvägning med områdesansvarig
i efterhand.
Efter fältbesöket informeras områdesansvarig om tillståndet på befintligt
lågspänningsnät och beslut tas om lågspänningen skall byggas om eller ej.
Lågspänningen skall med fördel samförläggas med mellanspänningen.
Med samförläggning i åtanke kan lågspänningsnätet planeras. Under hela projektets
gång sker avvägningar personligen och med Fortum angående möjliga ledningsvägar.
Ett alternativ vilket efter avvägning ses som bästa möjliga lämnas som förslag.
En kontinuerlig diskussion förs med Fortum och avvägningar angående det tänkta nätet
görs under hela projektets gång.
5
Alternativa nätlösningar vid reinvestering
3 Teori
3.1 Val av ledningsväg
3.1.1 Markförhållanden
Något som måste tas hänsyn till vid planering av nya ledningsvägar är vilka
markförhållanden som råder i området. EBR har delat in olika markklasser i marktyper.
Med hjälp av en georadar kan markklassen noggrant bestämmas och utifrån denna kan
förläggningssätt väljas [11]. Detta är mer aktuellt om plöjning av kabel är tänkt och
under beredningsfasen då planering sker mer detaljerat.
Utdrag från EBR’s handbok kabelförläggning - KJ 41.1:08 [11] angående markklasser
och marktyper lyder:
”Lätt = markklass 1 och 2.
Markklass 1. Sand, fin och grov mo, mjäla, älvsediment och lera.
Markklass 2. Rullstensgrus och isälvsgrus samt en blandning av dessa med jordarter i markklass
1.
Medel = markklass 3 och 4.
Markklass 3. Morän tillsammans med någon eller några av jordarterna i markklasserna 1 och 2.
Markklass 4. Morängrus och/eller moränlera.
Svår = markklass 5 och 6
Markklass 5.
a) Morän och myr eller mosse omväxlingsvis förekommer i lika delar.
b) Morän och moränlera sammanblandade.
c) Moränlera och myr eller mosse förekommer tillsammans med morän.
d) Kalt berg eller blockmark förekommer tillsammans med de flesta jordarterna men där det är
de lätta jordarterna (sand, mo, mjäla och grus) som överväger mellan berg och blockmark.
Markklass 6.
a) Mosse eller myr.
b) Mosse eller myr tillsammans med morän men där sankmarkerna utgör övervägande delen.
c) Kalt berg och blockmark förekommer tillsammans med de flesta jordarterna och där morän
och mosse eller myr är de övervägande jordarterna mellan berg och blockmark.”
3.1.2 Förläggningssätt
Det går att förlägga kabel med hjälp av flera olika metoder. De två metoderna som är
mest relevanta i det aktuella området är schaktning och plöjning.
Schaktning av kabel innebär att ett kabeldike grävs med hjälp av en grävmaskin, kabeln
dras ut i spåret och sen återfylls graven. Denna metod är att föredra då
markförhållandena är svåra, eller när ett flertal kablar skall förläggas i samma grav.
Metoden visar hela förläggningen och kabeln behöver inte vara utförd med extra
förstärkning.
Plöjning av kabel genomförs av en plog som plöjer upp ett spår och förlägger kabel
samtidigt. En viss förplöjning skall alltid ske för att säkerställa att inte stenar och vassa
objekt kan skada kabeln vid förläggningen. Behovet av förplöjning varierar beroende
på markförhållandet, är det väldigt stenfyllt kan det behövas förplöjas flera gånger.
6
Alternativa nätlösningar vid reinvestering
Det är en metod som lämpar sig vid lätta och medelsvåra markförhållanden. Kabeln
som plöjs bör vara tålig då den utsätts för påfrestning. En kabelmatare används för att
minimera påfrestningen som kabeln utsätts för. [11]
3.1.3 Samförläggning
En viktig aspekt att ta hänsyn till vid planering av en ny ledningsväg, är möjligheter till
samförläggning. Samförläggning kan exempelvis vara att ett företag som lägger fiber får
gå i samma schakt/grav som elföretaget gör.
Det kan också innebära att hänsyn tas till att samförlägga mellanspänning med
lågspänning. Detta har genomgående gjorts i detta projekt. Samförläggning innebär
minimal schaktning/plöjning då flera kablar delar samma ledningsväg. Det blir det mest
ekonomiskt försvarbara alternativet, och bör således eftersträvas.
7
Alternativa nätlösningar vid reinvestering
3.2 Beräkningar
Alla beräkningar som är utförda i projektet är gjorda i PowerGrid. Nedanstående kapitel
har syftet att enkelt beskriva bakomliggande teoretiska formler till de uppgifter som
presenteras. En komplett lista på beräkningar sammanställda i Excel finns som bilaga
[Bilaga I].
3.2.1 Impedans
Impedans är en lednings växelströmsmotstånd Z och består av resistans, kapacitans och
induktans. För en kabel beräknas impedans förenklat enligt [6]
𝑍𝐿 = √𝑅𝐿 2 + 𝑋𝐿 2 Ω/𝑘𝑚 𝑜𝑐ℎ 𝑓𝑎𝑠
där
𝑍𝐿 är impedansen i en fas (Ω/km och fas)
𝑅𝐿 är lednings resistans i en fas (Ω/km och fas)
𝑋𝐿 är den induktiva reaktansen i en fas (Ω/km och fas)
Transformatorns kortslutningsimpedans på sekundärsidan (11/0,4) kan efter
härledning, vilket utelämnats i denna rapport beräknas enligt [7]
𝑍𝑘 =
𝑧𝑘
∙
100
𝑈2𝑛 2
𝑆𝑛
Ω/𝑓𝑎𝑠
där
𝑍𝑘 är transformatorns kortslutningsimpedans hänfört till sekundärsidan
( Ω/𝑓𝑎𝑠)
𝑆𝑛 är transformatorns märkeffekt (VA)
𝑈2𝑛 är transformatorns sekundära märkspänning (V)
𝑧𝑘 är transformatorns procentuella kortslutningsimpedans.
Impedansen i en ledning är nödvändig tillsammans med transformatorns impedans för
att kunna fastställa en total förimpedans i en leveranspunkt. Förimpedansen behövs för
att kunna dimensionera ledningar så att utlösningsvillkoren uppfylls [7, 10].
8
Alternativa nätlösningar vid reinvestering
3.2.2 Utlösningsvillkor
I 5 kap. 3 § Elsäk FS 2008:1 anges att:
”En högspänningsanläggning i ett icke direktjordat system ska vara utförd så, att en- eller
flerpoliga jordslutningar kopplas ifrån snabbt och automatiskt. Undantag gäller för en
anläggning för högst 25 kV nominell spänning som inte innehåller någon luftledning. En sådan
anläggning får vara utförd så, att en enpolig jordslutning enbart signaleras automatiskt.”
Den högsta tillåtna frånkopplingstiden är 5 sekunder. Hänvisning till SS 424 14 05 för
beräkning av utlösningsvillkoren. Beräkningar utförda i PowerGrid för
utlösningsvillkoren är anpassade till ovannämnd svensk standard.
3.2.3 Felströmsberäkningar
Varje isolerad ledare ger upphov till en kapacitans kallad driftkapacitans och betecknas
med C. Enkelt uttryckt är den beroende på ledarnas inbördes kapacitans och
kapacitansen mellan ledarna och jord. Denna driftkapacitans C, ger upphov till
kapacitiva strömmar Ic i driftsatta ledare med eller utan belastning. I en kabel med tre
ledare innebär detta att det totalt kommer utvecklas en kapacitiv tomgångsström som
är tre gånger större än Ic. Den kapacitiva tomgångsströmmen betecknas Icj [6, 7].
En grov uppskattning kan lätt göras ur tillverkarens tabell för utvecklingen av kapacitiva
tomgångsströmmar i ledningar. Det står i tabellerna angivet strömutvecklingen som
A/km. För att uppskatta tillkommande kapacitiv ström multipliceras värdet angivet i
tabellen med kabel- eller lednings-längden [6].
Tabell 2. Induktans, driftskapacitans och jordslutningsström. 12kV PEX-isolerad 3-ledarkabel, rund
Källa: Tabell 40 ur Kraftkabelhandboken, sida 122 [6]
Ledararea
mm2
Induktans
mH/km
Driftskapacitans
µF/km
Jordslutningsström
A/km
50
0,34
0,23
1,5
95
0,31
0,30
1,9
Med uppgifter ur tabell 2 och 6 kan en grov uppskattning av tillkommande kapacitiva
strömmar fås enligt [6]
𝐼𝑐𝑗 = 𝐿 ∙ 𝐼𝑗
där
𝐼𝑐𝑗 är kapacitiv tomgångsström
𝐿 är kabelns längd i km
𝐼𝑗 är jordslutningsström
9
Alternativa nätlösningar vid reinvestering
För de aktuella kabellängderna fås då
𝐼𝑐𝑗 50𝑚𝑚2 = 0,300 ∙ 1,5 = 0,45 𝐴
𝐼𝑐𝑗 95𝑚𝑚2 = 10,444 ∙ 1,9 = 19,84 𝐴
𝐼𝑐𝑗 𝑡𝑜𝑡 = 0,45 + 19,84 = 20,29 𝐴
Denna kapacitiva strömutveckling är ett av bidragen till en resulterande
jordslutningsström Ij, som uppstår vid enfasiga jordfel. Det andra bidraget består av en
genererad induktiv ström Ixj från en Petersénspole. Den genererade strömmen av
petersénspolen motverkar den kapacitiva strömmen och sänker därmed den
resulterande jordslutningsströmmen [7].
Dessa spolar finns i bestämda storlekar exempelvis 10A vilket används i 12kV. De
kommer färdigmonterade med transformatorn och monteras i nätstationer för att
kompensera för den kapacitiva strömutvecklingen under jordfel [7].
Då den grova uppskattningen gav en kapacitiv strömstyrka på ungefär 20,29 A väljs 2
stycken 10A petersénspolar som kompensation. Kompenseringen ger en induktiv
strömgenerering på 20 A
Formeln för den resulterande jordslutningsströmmen enligt
𝐼𝑗 = 𝐼𝑐𝑗 − 𝐼𝑥𝑗
Utan kompensation skulle följande värde fås:
𝐼𝑗 = 20,29 − 0 = 20,29 𝐴
Med kompensation fås följande värde:
𝐼𝑗 = 20,29 − 20 = 0,29 𝐴
10
Alternativa nätlösningar vid reinvestering
3.2.4 Spänningsnivåer
Svensk standard (SS-EN 50160) anger att nominell spänning Un för lågspänningsnät för
allmän distribution är 230 V. I trefassystem utan neutralledare är detta spänningen
mellan fasledarna. I trefassystem med neutralledare är detta spänningen mellan fasledare
och neutralledare. Då all lågspänning i detta projekt är utfört som trefassystem med
neutralledare, avses med spänningen U, spänningen mellan fasledare och neutralledare.
Vidare säger standarden (SS-EN 50160) att under normala driftförhållanden bör inte
spänningsvariationerna överstiga ± 10 % av nominell spänning Un. Detta innebär att i
leveranspunkten bör spänningen ligga inom intervallet 207 V - 253 V [10].
Spänningsfallet kan beräknas enligt [6]
∆𝑈 =
𝑃 ∙ 𝐿 ∙ (𝑅1 ∙ 𝑐𝑜𝑠𝜑 + 𝑋1 ∙ 𝑠𝑖𝑛𝜑)
∙ 100
𝑈 2 ∙ 𝑐𝑜𝑠𝜑
där
𝑃 är överförd effekt i kW
𝐿 är längd i m
𝑅1 är effektiv ledarresistans i Ω/km
𝑋1är reaktans i Ω/km
𝑈 är driftspänning i V
∆𝑈 är spänningsfall i %
𝑐𝑜𝑠𝜑 är effektfaktorn hos belastningsobjektet
11
Alternativa nätlösningar vid reinvestering
4 Nätberäkning
För att hålla nere tabellstorlekar i detta avsnitt redovisas här enbart leveranspunkten
med störst förändring positivt respektive negativt. Ett datablad med information om
alla leveranspunkter med likadana uträkningar finns som bilaga [Bilaga I].
4.1.1 Nätstation innehavande leveranspunkt med störst försämring
T701 Häljeboda är den station som innehar leveranspunkten med störst försämring.
Tabell 3. Leveranspunkten med störst ökning av förimpedans och spänningsfall
Leveranspunkt
(33109952)
Förimpedans
Spänningsfall
Zför (ohm)
%
Avstånd till
nätstation (m)
Före
0,194
1,76
42
Efter
0,502
2,717
313
Ökning
0,308
0,957
271
Figur 1. Översikt nätstation T701 Häljeboda före ombyggnad. Bildkälla: PowerGrid, redigerad av
författaren.
Bilden visar värdena på spänningsfall och förimpedans hos alla leveranspunkter vilket
matas från nätstationen T701 med befintlig placering. I denna bild finns fyra stycken
leveranspunkter med högre spänningsfall än 5 %.
12
Alternativa nätlösningar vid reinvestering
Figur 2. Översikt nätstation T701 Häljeboda efter ombyggnad. Bildkälla: PowerGrid, redigerad av
författaren.
Resultatet av att T701 Häljeboda strategiskt har flyttats närmare fler kunder har
inneburit följande för dessa leveranspunkter: En snittminskning av förimpedansen med
0,31 ohm/leveranspunkt. Längsta avståndet från leveranspunkt till nätstation har
minskats från 430m till 325m. Spänningsfallet har minskat i snitt med 3,62 % per
leveranspunkt. Även om detta är den nätstation innehavande leveranspunkten som
drabbats av störst ökning av förimpedans, betyder det inte att värdet är dåligt. Som följd
av att nätstationen flyttats har en förbättring hos 5 av 6 leveranspunkter uppnåtts. Den
enstaka leveranspunkten som fått en försämring av värdet ligger ändå väl inom
riktlinjerna.
Fortum har som riktlinje att värdet på förimpedans hos kund inte bör överstiga 0,6 ohm
inom rimliga förhållanden och att spänningsfall inte överstiger 5 % vid nybyggnation
av serviser.
4.1.2 Nätstation innehavande leveranspunkt med störst förbättring
T701 Häljeboda är den station som innehar leveranspunkten med störst förbättring.
Tabell 4. Leveranspunkten med störst minskning av förimpedans och störst förbättring i spänningsfall
Leveranspunkt (33109995) Förimpedans
Spänningsfall
Zför (ohm)
%
Avstånd till
nätstation (m)
Före
1,896
9,345
1220
Efter
0,666
0,363
796
Minskning
1,23
8,712
424
13
Alternativa nätlösningar vid reinvestering
Figur 3. Översikt nätstation T701 Häljeboda/T891 Norra Häljeboda före/efter ombyggnad. Bildkälla:
PowerGrid, redigerad av författaren.
Bilden till vänster visar värdena på spänningsfall och förimpedans hos alla
leveranspunkter vilket före ombyggnation matades från nätstationen T704
Häljebodaklätten. Den högra bilden visar spänningsfall och förimpedans hos alla
leveranspunkter när matningen övertagits av nätstationen T891 Norra Häljeboda.
Bilden till vänster innehåller fyra stycken leveranspunkter med högre spänningsfall än
5 %. Alla leveranspunkter har också förimpedanser över 1 ohm.
Påföljden av att T891 Norra Häljeboda har blivit strategiskt placerat närmare fler
kunder innebär följande för dessa leveranspunkter: En snittminskning av
14
Alternativa nätlösningar vid reinvestering
förimpedansen med 0,64 ohm/leveranspunkt. Längsta avståndet från leveranspunkt till
nätstation har minskats från 1220m till 796m. Spänningsfallet har minskat i snitt med
8,30 % per leveranspunkt. Den översta leveranspunkten har en förimpedans på 0,67
Ohm efter ombyggnation, detta är över nämnda riktlinjen. Resultatet bör fortfarande
ses som rimligt med tanke på det långa avståndet och att den grova kabelarean på
95mm2 har använts. Resterande tre leveranspunkters spänningsfall och impedanser är
sett till riktlinjerna inom rimliga värden efter ombyggnation.
Det har för dessa punkter medfört en markant förbättring av förimpedansen. Det har
även medfört den största förbättringen av spänningsfall sett till antal procentenheter
minskat. Leveranspunkten högst upp är den som hade högst värde på förimpedansen
av alla sextio leveranspunkter innan ombyggnation.
15
Alternativa nätlösningar vid reinvestering
5 Nätuppbyggnad
Med isoleringsgrad menas här den del av ledningssträckan som är isolerad från yttre
påverkan. En luftledning utsätts för större risker som t.ex. trädpåfall. En jordkabel är
mer skyddad.
5.1.1 Ledning
Huvudsakligen har allt befintligt nät raserats. De få ledningar som har behållits är
servisledningar, vilka inte har haft några anmärkningar och i övrigt varit i bra skick. Det
skulle resultera i omotiverade utgifter att rasera en befintlig kabel och lägga en liknande,
fast ny, som inte skulle medföra någon större förbättring. En visuell överblick av raserat
nät fås av bifogade bilder vilket finns som bilagor [B, D]
Tabell 5. Sammanställning av raserat ledningsnät.
Raserat nät LV
Luftledning
AKKD 16/16
AKKD 25/25
AKKD 50/50
Raserat nät MV
Längd (m) Luftledning
476
FEAL 31/0
2350
FEAL 62/0
883
FEAL99/0
ALUS 4x25/0
ALUS 4x50
ALUS 4x95
403
3262
298
Jordkabel
AKKJ 50/16
EKKJ 10/10
EKKJ 6/6
N1XV/E-AR 4x50
N1XV/E 4x10
TOTAL
Isoleringsgrad
Längd (m)
1662
552
4596
114
236
10
Jordkabel
AXAL-TT 3x25/25
AXAL-TT 3x95/25
AXCEL 3x50/16
37
265
674
407
70
8509
10 %
TOTAL
Isoleringsgrad
7786
12 %
16
Alternativa nätlösningar vid reinvestering
5.1.2 Nätstationer
En bedömning har gjorts att samtliga nät- och stolpstationer bör ersättas då deras ålder
är hög eller skick varit mindre bra. Det är mindre önskvärt att ha kvar stolpstationer då
de är mer besvärliga att utföra arbete på än de markplacerade stationernaTabell 6. Sammanställning av raserade nätstationer
Planerat raserade
Antal
Stolpstationer
Satellitstationer
Totalt
6
3
9
5.1.3 Transformatorer
En bedömning har gjorts att samtliga transformatorer bör bytas ut till nya då deras ålder
eller skick varit mindre bra.
Tabell 7. Sammanställning av raserade transformatorer
Planerat raserade Antal
100 kVA
50 kVA
30 kVA
Totalt
2
6
1
9
5.2 Nybyggnation
5.2.1 Ledning
De föreslagna jordkablarna N1XE-x för lågspänning har valts med plöjning som det
primära förläggningssättet i åtanke då kablarna lämpar sig väl för detta. Den föreslagna
luftledningen för lågspänning har valts som ALUS-D, då denna är dubbelisolerad,
beröringssäker, klarar mindre träpåfall och drift på mark.
Tabell 8. Sammanställning av planerat ledningsnät.
Planerat nät LV
Luftledning
ALUS-D 4x95
Jordkabel
N1XE-U 4x10
N1XE-AR 4x50
N1XE-AS 4x95
Total
Isoleringsgrad
Planerat nät MV
Längd (m) Universalkabel
AXCES 3x70/16
621
Varav 421 m går i luft
Jordkabel
751
AXAL-TT 3x50/25
6906
AXAL-TT 3x95/25
2294
10572
Total
94 %
Isoleringsgrad
17
Längd (m)
712
300
10444
11456
96 %
Alternativa nätlösningar vid reinvestering
5.2.2 Nätstationer
De nya nätstationerna har valts som seriesatellitstationer där inga brytmöjligheter
behövts och som kopplingsstationer där nätet grenas ut och brytmöjligheter är lämpliga.
Placering av nätstationerna ses i bifogade kartor [efter södra norra]
De nya nätstationernas utförande:
T731 Ladåsen och T701 Häljeboda:
Kopplingsstation, ELIT 3, 4 fack. 12/0,4 kV, 100 kVA transformator med 10A
Petersenspole monteras. Säkringslastfrånskiljare för transformatorn. Lastfrånskiljare för
de tre utgående facken.
T741 Sandmon:
Kopplingsstation, ELIT 3, 4 fack. 12/0,4 kV, 100 kVA transformator. Även här
säkringslastfrånskiljare för transformatorn. Lastfrånskiljare för de utgående två facken.
Resterande nätstationer är seriesatellitstationer med säkringslastfrånskiljare för
transformatorn. Den enda nätstationen som bevaras är T710 Emtliden vilket är relativt
ny.
Tabell 9. Sammanställning av planerat nya nätstationer
Planerat nya
Antal
Kopplingsstationer, ELIT3 3 st
Seriesatellitstationer
7 st
Totalt
10 st
5.2.3 Transformatorer
För att kompensera för de tillkommande 20,2 A kapacitiva strömmarna som kablifiering
ger upphov till lämnas förslaget att montera 2 stycken 10 A Petersenspolar i två av de
tre kopplingsstationer som byggs. Samtliga transformatorer som monteras har storleken
100 kVA. En 50 kVA transformator har valts att monteras i T741 Sandmon, då behovet
av en 100 kVA transformator inte finns.
Tabell 10. Sammanställning av planerat nya transformatorer.
Planerat nya
12/0,4 100 kVA
12/0,4 100 kVA med 10 A spole
12/0,4 50 kVA
Totalt
Antal
8 st
2 st
1 st
11 st
18
Alternativa nätlösningar vid reinvestering
6 Resultat
Det föreslagna nätalternativet skulle innebära följande:
Av de 10 befintliga nätstationerna raseras 9. En befintlig nätstation behålls. 10 nya
nätstationer uppförs.
I 2 av de 10 nya nätstationerna monteras transformatorer med 10A Petersénspolar som
kompensation av de uppkomna kapacitiva felströmmarna.
Av de 10 nya nätstationerna är 3 kopplingsstationer. Det medför bättre
bortkopplingsmöjligheter vid fel.
Det befintliga lågspänningsnätet bestående av 7,62 km luftledning och 0,84 km
jordkabel ersätts med 0,62 km luftledning och 9,95 km jordkabel.
Det befintliga mellanspänningsnätet bestående av 6,8 km luftledning och 0,98 km
jordkabel ersätts med 0,42 km hängkabel och 11 km jordkabel.
Det befintliga lågspänningsnätet har en isoleringsgrad på 10 %. Det nya
lågspänningsnätet har en förbättrad isoleringsgrad på 94 %.
Det befintliga mellanspänningsnätet har en isoleringsgrad på 12 %. Det nya
mellanspänningsnätet har en förbättrad isoleringsgrad på 96 %.
10 av 60 leveranspunkter har haft en spänning som varit under det godkända intervallet.
Totalt sett har alla leveranspunkter fått en bättre spänningsnivå. Nu ligger alla
leveranspunkters spänning inom godkänt intervall.
58 av 60 leveranspunkter har fått ett minskat spänningsfall.
46 av 60 leveranspunkter har fått en minskad förimpedans.
7 Diskussion
Det framarbetade alternativet är unikt. Skulle ett liknande förslag tas fram av någon
annan person skulle förmodligen vissa delar liknat detta förslag. Det är de ständiga
avvägningarna som görs personligen och med områdesansvarig som formar resultatet.
På vissa platser är det orimligt att gå på någon annan plats än det givna förslaget. Det
vore teoretiskt möjligt att hålla sig undan vägar men det skulle innebära mycket mer
arbete. Och skulle dessutom ge skyhöga kostnader. Vad som utformar mina alternativ
är vad som tekniskt sett är bra kontra vad som kan ses genomförbart. Blir förslaget
godkänt går det vidare i en beredningsprocess. I denna process kan mycket ändras om
man ser till ledningsvägar och nätstationsplaceringar eftersom markägare har rätt att
tycka till.
19
Alternativa nätlösningar vid reinvestering
8 Slutsatser och framtida arbete
Befintligt nät uppfyller hos vissa punkter inte ställda krav på elkvalité. Befintligt nät är
sårbart mot stormar och oväder då längre sträckningar är utförda som luftledning.
Åtgärder måste vidtas gällande det rådande tillståndet. Det nätförslag som lämnas
kommer medföra förbättringar på alla dessa punkter. Tillförlitligheten i nätet ökas
genom att nya kablar förläggs i mark. Fler bortkopplingsmöjligheter skapas genom de
nya kopplingsstationerna. Ett säkrare nät erhålls om förslaget följs.
Ett lämpligt framtida arbete är att leveranssäkra nätet på efterföljande sträckning norrut
på linjen.
20
Alternativa nätlösningar vid reinvestering
Källförteckning
[1] Daniel Torstensson & Math Bollen, ”www.energimarknadsinspektionen.se,” 23
Mars 2012. [Online]. Available:
http://www.energimarknadsinspektionen.se/Documents/Publikationer/rappor
ter_och_pm/Rapporter%202012/EI_R2012_04.pdf. [Använd 27 April 2015].
[2] Cia Sjöberg & Bengt Gustavsson, ”www.energimarknadsinspektionen.se,” 2010.
[Online]. Available:
http://www.energimarknadsinspektionen.se/Documents/Publikationer/rappor
ter_och_pm/Rapporter%202010/EI_R2010_08.pdf. [Använd 27 April 2015].
[3] Tapper, Matz, ”www.svenskenergi.se,” Svensk Energi, 3 Januari 2013. [Online].
Available: http://www.svenskenergi.se/Elfakta/Storningsinformation/.
[Använd 27 April 2015].
[4] Tapper, Matz, ”www.svenskenergi.se,” Svensk Energi, 11 September 11.
[Online]. Available: http://www.svenskenergi.se/Elfakta/Elnatet/.
[Använd 27 April 2015].
[5] Jönsson, Mattias, ”www.svenskenergi.se,” Svensk Energi, 21 April 2015.
[Online]. Available: http://www.svenskenergi.se/Vi-arbetar-med/ebr/.
[Använd 04 Maj 2015].
[6] Ericsson Network Technologies AB, Kraftkabelhandboken, Falun: Ericsson,
2003.
[7] H. Blomqvist, Elkraftsystem 2, Stockholm: Liber AB, 2003.
[8] A. Alfredsson, Elkraft, Stockholm: Liber, 2012.
[9] Svensk Energi, Kabelförläggning max 145 kV. EBR KJ 41:09, Svensk Energi,
2009.
[10] Svensk Elstandard, ”SS-EN 50160 Spänningens egenskaper i elnät för allmän
distribution,” SEK Svensk Elstandard, Stockholm, 2011.
[11] Svensk energi, Handbok kabelförläggning - KJ 41.1:08, Svensk Energi, 2008.
[12] Svensk energi, Kostnadskatalog 2015, Lokalnät 0,4-24 kV samt optonät - KLG
1:15, Svensk Energi, 2015.
21
Alternativa nätlösningar vid reinvestering
A. Orienteringskarta
Översiktlig karta med respektive område där reinvesteringsbehovet har setts över inringat.
Bilaga
A:1
Alternativa nätlösningar vid reinvestering
B. Södra, före ombyggnad
Karta över nätet i området södra före ombyggnad.
Bilaga
B:1
Alternativa nätlösningar vid reinvestering
C. Södra, efter ombyggnad
Karta över nätet i området södra efter ombyggnad.
Bilaga
C:1
Alternativa nätlösningar vid reinvestering
D. Norra, före ombyggnad
Karta över nätet i området norra före ombyggnad.
Bilaga
D:1
Alternativa nätlösningar vid reinvestering
E. Norra, efter ombyggnad
Karta över nätet i området norra efter ombyggnad.
Bilaga
D:1
Alternativa nätlösningar vid reinvestering
F. Kostnadskalkyl enligt EBR
Namn från arbetskoder
Hsp-hängkabel 50-70 NB
ALUS(D) 4 x 95 NB
Förplöjning, normal mark
Plöjning 10-95mm2, normal mark
N025 0,3-0,7 Schakt, återfyllning
PEX 3x50 12 kV
PEX 3x95 12 kV
N1XV(E) 4x10 0,4 kV
N1XV(E) 4x50 0,4 kV
N1XV(E) 4x95 0,4 kV
Nätstation 315 kVA
Satellitstation 200 kVA
Kabelskåp, storlek 1 Plåt
Kabelskåp, storlek 2 Plåt
12/0,4kV Trafo 100kVA
12/0,4kV Trafo 50kVA
12/0,4 kV 100 kVA med spole
Rasering 12-24 kV FL vid ombyggnad till JK
Rasering Lsp LL vid ombyggnad till JK
Summa
Kostnad (SEK):
Antal
0,47
0,65
4,866
4,866
9,037
0,3
10,444
0,751
6,906
2,294
3
7
2
15
8
1
2
6,81
7,32
Enhet
Km
Km
Km
Km
Km
Km
Km
Km
Km
Km
ST
ST
ST
ST
ST
ST
ST
Km
Km
Beredning
52,29
38,26
0,10
8,00
4,00
26,43
27,28
33,00
29,43
27,58
0,28
10,01
7,82
7,74
272,22
Timmar
Montering Maskin
98,83
49,15
89,08
29,06
2,45
4,13
3,63
4,44
53,68
69,37
87,24
66,74
88,04
70,43
91,83
56,97
72,13
67,14
73,72
64,36
17,16
4,28
14,62
4,28
22,23
12,45
25,04
11,40
739,68
514,20
9 583 850 kr
Kostnadskalkyl utförd enligt EBR.
Bilaga
F:1
EA
192,22
144,29
10,18
12,19
183,51
239,07
247,07
216,37
223,63
220,31
28,51
25,97
45,88
46,68
1835,88
Arbete
107775
90819
1817
8296
41137
81067
82243
89028
72428
72246
19568
17565
21428
23376
728793
Material
183895
109548
1080
4189
128239
149057
51982
62719
82594
117619
51684
5629
8225
30417
24203
95887
5122
13864
1125953
Kostnader i kr
Maskin Övrigt Summa/km
35680 37161 364511
21093 2312
223772
2954
4771
3176
93
12645
49599 94924
48419 61667 319392
51169 61667 344137
41238 26595 208844
48796 53650 237592
46716 56131 257687
3060
14941 155188
3060
14941 87250
5629
8225
30417
24203
95887
9037
35587
8270
45509
372267 329158 2556170
Total kostnad
171320
145452
23216
61531
857828
95818
3594167
156842
1640810
591134
465564
610750
11258
123375
243336
24203
191774
242347
333126
9583850
Alternativa nätlösningar vid reinvestering
G. Driftschema före ombyggnad
Bilden visar driftschemat i områdena innan ombyggnad.
Bilaga
G:1
Alternativa nätlösningar vid reinvestering
H. Driftschema efter ombyggnad
Bilden visar driftschemat i områdena efter ombyggnad.
Bilaga
H:1
Alternativa nätlösningar vid reinvestering
I.
Beräkningsresultat i samtliga leveranspunkter före - efter
T767 JÄNKEN FÖRE
LEVERANSPUNKT
∆U/U (%) Totalt
LEDNINGAR
Lev eranspunkt
Av stånd (m)
U (V)
spänningsfall
Förimpedans
Ω**
33110346
398,9
219,0
6,7
1,013
203,5
2,0
35
35
25,944
20,59
33110347
175,4
224,0
4,5
0,541
403,2
0,1
35
35
32,69
38,459
33110348
171,6
226,5
3,5
0,525
415,6
0,1
35
35
12,142
14,285
33110349
335,1
224,0
4,6
1,095
188,2
0,1
16
16
4,89
12,255
33110350
424,2
222,9
5,0
1,228
167,8
0,1
16
16
10,282
25,77
EFTER
Utl.tid
Matande
Jordslutningsström (A)
(s)**
säkring (A) Öv erlastssky dd (A) I (A)
Ibel/Imax (%)
Belastningsgrad
LEVERANSPUNKT
∆U/U (%) Totalt
LEDNINGAR
Matande
Förbättring*
Försämring*
Av stånd (m)
U (V)
spänningsfall
Förimpedans
Ω**
Utl.tid
Lev eranspunkt
Jordslutningsström (A)
(s)**
säkring (A) Öv erlastssky dd (A) I (A)
Belastningsgrad
33110346
3,01
0,26
485,5
222,4
3,7
0,753
260,8
0,5
35
35
25,539
20,269
33110347
2,02
-0,026
307,8
225,1
2,5
0,567
346,3
0,1
35
35
11,03
16,586
33110348
1,69
-0,075
380,2
226,7
1,8
0,6
327,0
0,2
35
35
12,127
9,625
33110349
2,73
0,195
345,1
226,7
1,8
0,9
218,2
1,5
35
35
4,831
12,108
33110350
3,13
0,551
416,9
226,5
1,9
0,677
289,8
0,4
35
35
10,115
25,352
Utl.tid
Matande
T731 LADÅSEN FÖRE
Ibel/Imax (%)
LEVERANSPUNKT
∆U/U (%) Totalt
LEDNINGAR
Lev eranspunkt
Av stånd (m)
U (V)
spänningsfall
Förimpedans
Ω**
33110351
114,2
231,1
0,9
0,491
419,7
0,1
35
35
6,802
10,229
33110352
91,0
231,0
1,0
0,399
516,3
0,1
35
35
9,481
14,258
33110353
201,2
229,2
1,8
0,853
241,5
0,1
35
35
12,16
18,287
EFTER
Ibel/Imax (%)
Jordslutningsström (A)
(s)**
säkring (A) Öv erlastssky dd (A) I (A)
Belastningsgrad
LEVERANSPUNKT
∆U/U (%) Totalt
LEDNINGAR
Matande
Förbättring*
Försämring*
Av stånd (m)
U (V)
spänningsfall
Förimpedans
Ω**
Utl.tid
Lev eranspunkt
Jordslutningsström (A)
(s)**
säkring (A) Öv erlastssky dd (A) I (A)
Belastningsgrad
33110351
0,35
-0,017
113,7
229,6
0,6
0,508
386,5
0,1
35
35
6,846
10,295
33110352
0,35
-0,018
92,0
229,5
0,6
0,417
470,8
0,1
35
35
9,542
14,35
33110353
0,28
-0,015
201,7
227,6
1,5
0,868
226,1
1,2
35
35
9,775
14,699
*Grönmarkerat = Förbättring, Rödmarkerat = Försämring och av ser ändring av spänningsfall
**Grön/Röd av ser godkänt resp. icke godkänt v ärde
Bilaga
I:1
Ibel/Imax (%)
Alternativa nätlösningar vid reinvestering
T732 SJÖÅSEN FÖRE
LEVERANSPUNKT
∆U/U (%) Totalt
LEDNINGAR
Matande
Av stånd (m)
U (V)
spänningsfall
Förimpedans
Ω**
Utl.tid
Lev eranspunkt
Jordslutningsström (A)
(s)**
säkring (A) Öv erlastssky dd (A) I (A)
Belastningsgrad
33110354
714,7
220,4
5,6
0,971
212,2
1,7
35
35
11,431
0,163
33110355
669,4
220,8
5,4
0,948
217,5
1,5
35
35
7,774
11,691
33110356
315,7
225,3
3,5
0,551
373,9
0,1
35
35
9,094
13,676
33110357
265,3
227,2
2,7
0,563
366,0
0,1
35
35
6,771
7,738
33207853
789,7
219,2
6,1
1,279
161,1
4,0
35
35
9,081
13,656
EFTER
Ibel/Imax (%)
LEVERANSPUNKT
∆U/U (%) Totalt
LEDNINGAR
Matande
Förbättring*
Försämring*
Av stånd (m)
U (V)
spänningsfall
Förimpedans
Ω**
Utl.tid
Lev eranspunkt
Jordslutningsström (A)
(s)**
säkring (A) Öv erlastssky dd (A) I (A)
Belastningsgrad
33110354
3,31
0,293
748,7
225,8
2,2
0,678
289,4
0,4
35
35
11,161
8,858
33110355
3,34
0,349
692,7
226,2
2,0
0,599
327,9
0,2
35
35
7,64
6,064
33110356
2,39
-0,167
456,7
228,5
1,1
0,718
273,4
0,4
35
35
9,013
7,154
33110357
2,07
0,026
322,6
229,6
0,6
0,537
365,6
0,1
35
35
6,701
7,658
33207853
3,72
0,505
816,0
225,5
2,4
0,774
253,5
0,6
35
35
8,829
7,007
Utl.tid
Matande
T710 EMTLIDEN FÖRE
Ibel/Imax (%)
LEVERANSPUNKT
∆U/U (%) Totalt
Lev eranspunkt
Av stånd (m)
U (V)
spänningsfall
Förimpedans
Ω**
33110038
105,9
231,0
1,0
0,507
EFTER
LEDNINGAR
Ibel/Imax (%)
Jordslutningsström (A)
(s)**
säkring (A) Öv erlastssky dd (A) I (A)
Belastningsgrad
406,3
0,1
35
9,38
35
LEVERANSPUNKT
∆U/U (%) Totalt
8,911
LEDNINGAR
Matande
Neutral
Neutral
Av stånd (m)
U (V)
spänningsfall
Förimpedans
Ω**
Utl.tid
Lev eranspunkt
Jordslutningsström (A)
(s)**
säkring (A) Öv erlastssky dd (A) I (A)
Belastningsgrad
33110038
0,00
0,00
105,9
231,0
1,0
0,507
406,3
0,1
35
9,38
*Grönmarkerat = Förbättring, Rödmarkerat = Försämring och av ser ändring av spänningsfall. Neutral = Gulmarkerat - ingen förändring av spänningsfall
**Grön/Röd av ser godkänt resp. icke godkänt v ärde
Bilaga
I:2
Ibel/Imax (%)
35
8,911
Alternativa nätlösningar vid reinvestering
T733 VRÅNA FÖRE
LEVERANSPUNKT
∆U/U (%) Totalt
LEDNINGAR
Matande
Av stånd (m)
U (V)
spänningsfall
Förimpedans
Ω**
Utl.tid
Lev eranspunkt
Jordslutningsström (A)
(s)**
säkring (A) Öv erlastssky dd (A) I (A)
Belastningsgrad
33110358
147,5
218,8
6,2
0,76
287,0
0,4
35
35
17,24
26,523
33110359
418,4
217,1
6,9
0,808
270,1
0,1
16
16
5,552
6,531
33110360
534,5
213,8
8,4
1,119
195,0
2,3
35
35
22,146
26,055
33110361
708,2
210,9
9,6
1,64
125,7
27,6
35
35
13,212
19,868
33110362
200,8
219,6
5,9
0,656
314,4
0,3
35
35
8,46
12,722
33110363
203,6
219,6
5,9
0,483
451,6
0,5
50
50
21,899
17,52
33110364
542,5
217,3
6,8
1,002
217,9
1,5
35
35
9,642
14,833
33110365
492,0
217,0
7,0
1,271
171,7
56,6
50
50
7,495
11,531
33110366
409,4
218,5
6,4
0,807
270,5
2,8
50
50
0,914
1,075
FD3044
270,3
220,1
5,6
0,564
365,7
1,1
50
16
11,864
6,591
EFTER
Ibel/Imax (%)
LEVERANSPUNKT
∆U/U (%) Totalt
LEDNINGAR
Matande
Förbättring*
Försämring*
Av stånd (m)
U (V)
spänningsfall
Förimpedans
Ω**
Utl.tid
Lev eranspunkt
Jordslutningsström (A)
(s)**
säkring (A) Öv erlastssky dd (A) I (A)
Belastningsgrad
33110358
5,58
0,488
147,6
229,5
0,6
0,272
721,7
0,1
35
35
16,436
13,045
33110359
5,57
0,291
501,8
227,8
1,4
0,517
379,8
0,1
35
35
5,291
4,2
33110360
6,48
0,58
604,0
226,6
1,9
0,539
364,2
0,1
35
35
12,975
19,511
33110361
7,26
0,909
757,1
225,6
2,3
0,731
268,4
0,5
35
35
12,354
9,805
33110362
5,04
0,196
179,9
229,0
0,8
0,46
426,7
0,1
35
35
8,112
12,199
33110363
5,12
0,098
231,6
229,2
0,8
0,385
509,3
0,1
35
35
10,006
7,941
33110364
5,15
0,384
569,2
227,0
1,7
0,618
317,4
0,2
35
35
9,229
7,325
33110365
5,33
0,6
605,2
227,1
1,6
0,671
292,4
0,3
35
35
7,161
5,683
33110366
5,15
0,366
399,4
228,2
1,2
0,441
445,1
0,1
35
35
0,875
1,315
FD3044
3,99
0,02
516,2
227,1
1,6
0,544
361,1
0,1
35
16
11,498
9,126
FD3044
-1,64
-0,544
516,2
227,1
1,6
0,544
361,1
0,1
35
16
11,498
9,126
*Grönmarkerat = Förbättring, Rödmarkerat = Försämring och av ser ändring av spänningsfall
**Grön/Röd av ser godkänt resp. icke godkänt v ärde
Bilaga
I:3
Ibel/Imax (%)
Alternativa nätlösningar vid reinvestering
T744 BUNÄSET FÖRE
LEVERANSPUNKT
∆U/U (%) Totalt
LEDNINGAR
Lev eranspunkt
Av stånd (m)
U (V)
spänningsfall
Förimpedans
Ω**
33110482
253,7
227,0
2,3
0,711
307,0
0,3
35
35
12,638
13,304
33198326
303,0
226,9
2,4
0,783
278,8
0,4
35
35
4,767
3,405
33202650
277,5
226,9
2,4
0,746
292,7
0,3
35
35
4,838
3,456
33205784
221,5
227,7
2,0
0,6
364,0
0,1
35
35
5,487
3,919
EFTER
Utl.tid
Matande
Jordslutningsström (A)
(s)**
säkring (A) Öv erlastssky dd (A) I (A)
Ibel/Imax (%)
Belastningsgrad
LEVERANSPUNKT
∆U/U (%) Totalt
LEDNINGAR
Matande
Förbättring*
Försämring*
Av stånd (m)
U (V)
spänningsfall
Förimpedans
Ω**
Utl.tid
Lev eranspunkt
Jordslutningsström (A)
(s)**
säkring (A) Öv erlastssky dd (A) I (A)
Belastningsgrad
33110482
1,07
0,16
347,2
228,0
1,254
0,551
356,4
0,1
35
35
7,51
5,96
33198326
1,17
0,218
356,4
228,1
1,2
0,565
347,5
0,1
35
35
4,2
3,333
33202650
1,12
0,169
365,5
228,1
1,2
0,577
340,5
0,1
35
35
4,813
3,82
33205784
0,81
0,052
345,0
228,1
1,2
0,548
358,0
0,1
35
35
5,477
4,346
T741 SANDMON FÖRE
Ibel/Imax (%)
LEVERANSPUNKT
∆U/U (%) Totalt
LEDNINGAR
Matande
Av stånd (m)
U (V)
spänningsfall
Förimpedans
Ω**
Utl.tid
Lev eranspunkt
Jordslutningsström (A)
(s)**
säkring (A) Öv erlastssky dd (A) I (A)
Belastningsgrad
33110437
772,1
219,4
2,1
1,235
166,9
3,6
35
35
2,064
3,103
33110438
525,9
219,0
2,3
1,04
198,1
0,3
25
25
6,42
11,911
33110439
177,9
221,2
1,3
0,349
624,6
0,1
50
50
15,33
10,95
33110441
280,8
220,6
1,6
0,496
440,0
0,6
50
50
9,538
6,813
EFTER
Ibel/Imax (%)
LEVERANSPUNKT
∆U/U (%) Totalt
LEDNINGAR
Matande
Förbättring*
Försämring*
Av stånd (m)
U (V)
spänningsfall
Förimpedans
Ω**
Utl.tid
Lev eranspunkt
Jordslutningsström (A)
(s)**
säkring (A) Öv erlastssky dd (A) I (A)
Belastningsgrad
33110438
1,32
0,356
344,1
228,7
1,0
0,684
287,1
0,4
35
35
6,14
11,392
33110439
0,42
-0,179
301,9
228,9
0,9
0,528
371,7
0,1
35
35
9,213
7,312
33110441
0,98
0,088
178,9
229,5
0,6
0,408
481,0
0,1
35
35
4,032
6,063
*Grönmarkerat = Förbättring, Rödmarkerat = Försämring och av ser ändring av spänningsfall
**Grön/Röd av ser godkänt resp. icke godkänt v ärde
Bilaga
I:4
Ibel/Imax (%)
Alternativa nätlösningar vid reinvestering
T705 GRUSGROPEN FÖRE
LEVERANSPUNKT
∆U/U (%) Totalt
LEDNINGAR
Lev eranspunkt
Av stånd (m)
U (V)
spänningsfall
Förimpedans
Ω**
33110007
306,9
216,7
2,6
0,77
283,6
0,4
35
35
10,081
7,201
33110008
140,1
219,3
1,4
0,397
549,2
0,1
35
35
4,216
4,437
33110009
152,7
218,3
1,8
0,432
505,8
0,1
35
35
15,529
16,347
33110010
238,3
217,1
2,4
0,669
326,2
0,2
35
35
15,165
17,841
33110011
236,3
214,5
3,6
1,029
212,2
1,7
35
35
16,21
24,938
33110012
339,0
212,6
4,4
1,487
138,6
16,0
35
35
10,231
25,64
33195003
423,5
218,6
1,7
0,812
268,6
0,5
35
35
4,133
2,952
EFTER
Utl.tid
Matande
Jordslutningsström (A)
(s)**
säkring (A) Öv erlastssky dd (A) I (A)
Ibel/Imax (%)
Belastningsgrad
LEVERANSPUNKT
∆U/U (%) Totalt
LEDNINGAR
Matande
Förbättring*
Försämring*
Av stånd (m)
U (V)
spänningsfall
Förimpedans
Ω**
Utl.tid
Lev eranspunkt
Jordslutningsström (A)
(s)**
säkring (A) Öv erlastssky dd (A) I (A)
Belastningsgrad
33110007
1,49
0,243
461,5
228,4
1,1
0,527
372,6
0,1
35
35
9,639
11,016
33110008
1,33
0,042
119,9
230,9
0,0
0,355
553,4
0,1
35
35
0,505
0,577
33110009
1,00
0,073
207,9
229,0
0,8
0,359
547,3
0,1
35
35
14,802
11,748
33110010
1,42
0,21
434,4
228,7
1,0
0,459
427,8
0,1
35
35
9,318
10,649
33110011
2,38
0,492
336,0
228,2
1,2
0,537
365,3
0,1
35
35
8,696
6,902
33110012
3,05
0,859
399,1
227,8
1,4
0,628
312,4
0,3
35
35
9,547
7,577
33195003
1,41
0,421
353,2
230,3
0,3
0,391
502,1
0,1
35
35
3,905
5,873
33110437 [Sandmon]
1,68
0,303
740,4
229,9
0,4
0,932
210,5
1,8
35
35
1,969
2,961
*Grönmarkerat = Förbättring, Rödmarkerat = Försämring och av ser ändring av spänningsfall
**Grön/Röd av ser godkänt resp. icke godkänt v ärde
Bilaga
I:5
Ibel/Imax (%)
Alternativa nätlösningar vid reinvestering
T704 HÄLJEBODAKLÄTTEN FÖRE
LEVERANSPUNKT
∆U/U (%) Totalt
LEDNINGAR
Lev eranspunkt
Av stånd (m)
U (V)
spänningsfall
Förimpedans
Ω**
33109994
611,7
193,4
12,7
1,04
198,2
2,2
35
35
47,149
87,475
33109998
96,2
209,2
5,5
0,243
899,8
0,1
63
63
55,217
39,44
33109999
197,9
208,3
5,9
0,385
566,2
0,1
35
35
29,251
20,894
33110000
155,4
209,1
5,6
0,336
648,7
0,1
35
35
9,26
9,747
33110001
148,2
208,1
6,0
0,387
532,7
0,1
35
35
15,951
23,987
33110002
158,9
208,6
5,8
0,322
678,1
0,2
63
63
13,594
9,71
33110003
185,0
208,9
5,7
0,359
607,8
0,1
35
35
0,538
0,384
33110005
323,6
206,0
7,0
0,663
311,0
0,1
25
25
12,47
18,752
33110006
411,4
204,9
7,5
1,023
201,5
2,0
35
35
9,141
13,746
3311004
205,9
207,4
6,3
0,442
493,9
0,1
35
35
15,768
16,598
FD25976
218,3
206,9
6,6
0,504
409,1
0,1
35
16
3,393
5,102
EFTER
Utl.tid
Matande
Jordslutningsström (A)
(s)**
säkring (A) Öv erlastssky dd (A) I (A)
Ibel/Imax (%)
Belastningsgrad
LEVERANSPUNKT
∆U/U (%) Totalt
LEDNINGAR
Matande
Förbättring*
Försämring*
Av stånd (m)
U (V)
spänningsfall
Förimpedans
Ω**
Utl.tid
Lev eranspunkt
Jordslutningsström (A)
(s)**
säkring (A) Öv erlastssky dd (A) I (A)
Belastningsgrad
33109994
4,83
0,013
628,3
212,9
7,8
1,027
191,2
2,4
35
35
43,815
81,289
33109998
4,54
-0,004
108,8
228,7
1,0
0,247
796,1
0,1
35
35
10,989
16,525
33109999
5,64
-0,059
209,5
230,3
0,3
0,444
442,3
0,1
35
35
0,482
0,725
33110000
5,09
-0,014
171,9
229,9
0,5
0,35
560,8
0,1
35
35
8,475
12,745
33110001
4,44
-0,058
156,9
227,2
1,6
0,445
441,4
0,1
35
35
14,912
22,424
33110002
4,66
0,009
182,3
228,3
1,1
0,313
627,2
0,1
35
35
11,473
17,252
33110003
4,77
0,028
195,2
228,9
0,9
0,331
593,9
0,1
35
35
0,491
0,39
33110005
5,51
0,047
318,4
227,6
1,5
0,616
318,6
0,1
25
25
11,056
16,626
33110006
5,57
0,046
406,2
226,5
1,9
0,977
201,0
2,1
35
35
8,227
12,372
3311004
5,11
0,129
181,2
228,1
1,2
0,313
627,3
0,1
35
35
14,338
11,379
FD25976
4,17
0,015
234,9
225,4
2,4
0,489
401,3
0,1
35
16
3,178
4,778
*Grönmarkerat = Förbättring, Rödmarkerat = Försämring och av ser ändring av spänningsfall
**Grön/Röd av ser godkänt resp. icke godkänt v ärde
Bilaga
I:6
Ibel/Imax (%)
Alternativa nätlösningar vid reinvestering
T891 NORRA HÄLJEBODA FÖRE
LEVERANSPUNKT
∆U/U (%) Totalt
LEDNINGAR
Lev eranspunkt
Av stånd (m)
U (V)
spänningsfall
Förimpedans
Ω**
33109995
1220,5
200,8
9,3
1,896
115,1
43,9
35
35
6,117
6,439
33109996
670,9
202,9
8,4
1,072
203,7
2,0
35
35
6,606
4,719
33109997
565,1
201,4
9,0
1,18
174,7
3,0
35
35
12,278
18,463
33211538
541,2
201,1
9,2
1,083
190,3
2,5
35
35
19,255
28,956
EFTER
Utl.tid
Matande
Jordslutningsström (A)
(s)**
säkring (A) Öv erlastssky dd (A) I (A)
Ibel/Imax (%)
Belastningsgrad
LEVERANSPUNKT
∆U/U (%) Totalt
LEDNINGAR
Matande
Förbättring*
Försämring*
Av stånd (m)
U (V)
spänningsfall
Förimpedans
Ω**
Utl.tid
Lev eranspunkt
Jordslutningsström (A)
(s)**
säkring (A) Öv erlastssky dd (A) I (A)
Belastningsgrad
33109995
8,71
1,23
796,6
229,5
0,6
0,666
294,5
0,3
35
35
5,506
4,37
33109996
8,19
0,807
245,8
230,5
0,2
0,265
739,9
0,1
35
35
1,419
2,134
33109997
8,15
0,676
113,7
228,9
0,9
0,504
389,4
0,1
35
35
10,805
16,248
33211538
8,14
0,669
91,2
228,5
1,1
0,414
474,6
0,1
35
35
16,898
25,411
T701 HÄLJEBODA FÖRE
Ibel/Imax (%)
LEVERANSPUNKT
∆U/U (%) Totalt
LEDNINGAR
Matande
Av stånd (m)
U (V)
spänningsfall
Förimpedans
Ω**
Utl.tid
Lev eranspunkt
Jordslutningsström (A)
(s)**
säkring (A) Öv erlastssky dd (A) I (A)
Belastningsgrad
33109947
430,0
209,6
5,1
1,295
159,1
4,2
35
35
16,0
29,8
33109948
393,7
202,8
8,2
1,102
198,1
29,7
50
50
16,0
18,8
33109949
345,3
202,4
8,3
0,996
206,9
1,9
35
35
25,1
37,7
33109950
148,4
209,9
5,0
0,434
475,2
0,3
50
50
11,5
21,4
33109951
167,2
209,5
5,1
0,511
403,2
0,8
50
50
12,3
22,8
33109952
42,7
216,9
1,8
0,194
1063,5
0,1
35
35
17,3
32,2
EFTER
Ibel/Imax (%)
LEVERANSPUNKT
∆U/U (%) Totalt
LEDNINGAR
Matande
Förbättring*
Försämring*
Av stånd (m)
U (V)
spänningsfall
Förimpedans
Ω**
Utl.tid
Lev eranspunkt
Jordslutningsström (A)
(s)**
säkring (A) Öv erlastssky dd (A) I (A)
Belastningsgrad
33109947
4,50
1,024
90,4
229,6
0,6
0,271
724,4
0,1
35
35
14,9
27,6
33109948
7,89
0,929
30,2
230,3
0,3
0,173
1134,1
0,1
35
35
14,1
21,1
33109949
4,98
0,4
325,6
223,2
3,4
0,596
329,2
0,2
35
35
22,7
34,2
33109950
2,65
0,007
199,5
225,6
2,3
0,427
459,9
0,1
35
35
10,6
15,9
33109951
2,64
-0,001
220,8
225,2
2,5
0,512
383,6
0,1
35
35
11,5
21,3
33109952
-0,957
-0,308
313,3
224,7
2,7
0,502
390,7
0,1
35
35
16,8
13,3
*Grönmarkerat = Förbättring, Rödmarkerat = Försämring och av ser ändring av spänningsfall
**Grön/Röd av ser godkänt resp. icke godkänt v ärde
Bilaga
I:7
Ibel/Imax (%)