Alternativa nätlösningar vid reinvestering857396/FULLTEXT01.pdf · 2015. 9. 29. · Tabell 1. Historiska stormar i Sverige med antal strömlösa hushåll och fälld skog. Källa:

EXAMENSARBETE Högskoletekniker, elkraft, 120 hp Higher Education Technician, Electric Power Technology, 120 HE

2015-05-25

Alternativa nätlösningar vid reinvestering Petter Strandberg

EXAMENSARBETE

i

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: 2015-05-25 Författare: Petter Strandberg Examinator: Evert Agneholm, Tekn. Dr., Högskolan Väst Handledare: Torbjörn Berg, Karlstad universitet Program: Högskoletekniker, elkraft, 120 hp Huvudområde: Elektroteknik Utbildningsnivå: Grundnivå Poäng: 15 hp Nyckelord: Nätplanering, lokalnät, reinvesteringsprojekt, leveranssäkerhet. Utgivare: Högskolan Väst, Institutionen för ingenjörsvetenskap,

461 86 Trollhättan Tel: 0520-22 30 00 Fax: 0520-22 32 99 Web: www.hv.se

University Diploma THESIS

ii

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: May 25, 2015 Author: Petter Strandberg Examiner: Evert Agneholm, Ph. D. Gothia Power AB Advisor: Torbjörn Berg, Karlstad University Programme: Higher Education Technician, Electric Power Technology, 120 HE credits Main field of study: Electrical engineering Education level: first cycle Credits: 15 HE credits Keywords Network planning, rural network, reinvestment project, network reliability Publisher: 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

Alternativa nätlösningar vid reinvestering

iii

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.


iv

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


v

Bilagor

A. Orienteringskarta

B. Södra, före ombyggnad

C. Södra, efter ombyggnad

D. Norra, före ombyggnad

E. Norra, efter ombyggnad

F. Kostnadskalkyl enligt EBR

G. Driftschema före ombyggnad

H. Driftschema före ombyggnad

I. Beräkningsresultat i samtliga leveranspunkter före - efter


1

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.


2

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).


3

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.


4

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.


5

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.


6

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.


7

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.


8

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 = √𝑅𝐿2 + 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∙

𝑈2𝑛2

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].


9

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


10

För de aktuella kabellängderna fås då

𝐼𝑐𝑗50𝑚𝑚2 = 0,300 ∙ 1,5 = 0,45 𝐴

𝐼𝑐𝑗95𝑚𝑚2 = 10,444 ∙ 1,9 = 19,84 𝐴

𝐼𝑐𝑗𝑡𝑜𝑡 = 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


11

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)

𝑈2 ∙ 𝑐𝑜𝑠𝜑∙ 100

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


12

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

Zför (ohm)

Spänningsfall

%

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 %.


13

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

Zför (ohm)

Spänningsfall

%

Avstånd till nätstation (m)

Före 1,896 9,345 1220

Efter 0,666 0,363 796

Minskning 1,23 8,712 424


14

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


15

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.


16

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 Raserat nät MV

Luftledning Längd (m) Luftledning Längd (m)

AKKD 16/16 476 FEAL 31/0 1662

AKKD 25/25 2350 FEAL 62/0 552

AKKD 50/50 883 FEAL99/0 4596

ALUS 4x25/0 403

ALUS 4x50 3262

ALUS 4x95 298

Jordkabel Jordkabel

AKKJ 50/16 114 AXAL-TT 3x25/25 37

EKKJ 10/10 236 AXAL-TT 3x95/25 265

EKKJ 6/6 10 AXCEL 3x50/16 674

N1XV/E-AR 4x50 407

N1XV/E 4x10 70

TOTAL 8509 TOTAL 7786

Isoleringsgrad 10 % Isoleringsgrad 12 %


17

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 stationerna-

Tabell 6. Sammanställning av raserade nätstationer

Planerat raserade Antal

Stolpstationer 6

Satellitstationer 3

Totalt 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 2

50 kVA 6

30 kVA 1

Totalt 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 Planerat nät MV

Luftledning Längd (m) Universalkabel Längd (m)

ALUS-D 4x95 621 AXCES 3x70/16 Varav 421 m går i luft 712

Jordkabel Jordkabel

N1XE-U 4x10 751 AXAL-TT 3x50/25 300

N1XE-AR 4x50 6906 AXAL-TT 3x95/25 10444

N1XE-AS 4x95 2294

Total 10572 Total 11456

Isoleringsgrad 94 % Isoleringsgrad 96 %


18

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 Antal

12/0,4 100 kVA 8 st

12/0,4 100 kVA med 10 A spole 2 st

12/0,4 50 kVA 1 st

Totalt 11 st


19

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.


20

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.


21

Källförteckning

[1] Daniel Torstensson & Math Bollen, ”www.energimarknadsinspektionen.se,” 23 Mars 2012. [Online]. Available: http://www.energimarknadsinspektionen.se/Documents/Publikationer/rapporter_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/rapporter_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.


Bilaga A:1

A. Orienteringskarta

Översiktlig karta med respektive område där reinvesteringsbehovet har setts över inringat.


Bilaga B:1

B. Södra, före ombyggnad

Karta över nätet i området södra före ombyggnad.


Bilaga C:1

C. Södra, efter ombyggnad

Karta över nätet i området södra efter ombyggnad.


Bilaga D:1

D. Norra, före ombyggnad

Karta över nätet i området norra före ombyggnad.


Bilaga D:1

E. Norra, efter ombyggnad

Karta över nätet i området norra efter ombyggnad.


Bilaga F:1

F. Kostnadskalkyl enligt EBR

Kostnadskalkyl utförd enligt EBR.

Namn från arbetskoder Antal Enhet Beredning Montering Maskin EA Arbete Material Maskin Övrigt Summa/km Total kostnad

Hsp-hängkabel 50-70 NB 0,47 Km 52,29 98,83 49,15 192,22 107775 183895 35680 37161 364511 171320

ALUS(D) 4 x 95 NB 0,65 Km 38,26 89,08 29,06 144,29 90819 109548 21093 2312 223772 145452

Förplöjning, normal mark 4,866 Km 0,10 2,45 4,13 10,18 1817 - 2954 - 4771 23216

Plöjning 10-95mm2, normal mark 4,866 Km 8,00 3,63 4,44 12,19 8296 1080 3176 93 12645 61531

N025 0,3-0,7 Schakt, återfyllning 9,037 Km 4,00 53,68 69,37 183,51 41137 4189 49599 - 94924 857828

PEX 3x50 12 kV 0,3 Km 26,43 87,24 66,74 239,07 81067 128239 48419 61667 319392 95818

PEX 3x95 12 kV 10,444 Km 27,28 88,04 70,43 247,07 82243 149057 51169 61667 344137 3594167

N1XV(E) 4x10 0,4 kV 0,751 Km 33,00 91,83 56,97 216,37 89028 51982 41238 26595 208844 156842

N1XV(E) 4x50 0,4 kV 6,906 Km 29,43 72,13 67,14 223,63 72428 62719 48796 53650 237592 1640810

N1XV(E) 4x95 0,4 kV 2,294 Km 27,58 73,72 64,36 220,31 72246 82594 46716 56131 257687 591134

Nätstation 315 kVA 3 ST 0,28 17,16 4,28 28,51 19568 117619 3060 14941 155188 465564

Satellitstation 200 kVA 7 ST 10,01 14,62 4,28 25,97 17565 51684 3060 14941 87250 610750

Kabelskåp, storlek 1 Plåt 2 ST - - - - - 5629 - - 5629 11258

Kabelskåp, storlek 2 Plåt 15 ST - - - - - 8225 - - 8225 123375

12/0,4kV Trafo 100kVA 8 ST - - - - - 30417 - - 30417 243336

12/0,4kV Trafo 50kVA 1 ST - - - - - 24203 - - 24203 24203

12/0,4 kV 100 kVA med spole 2 ST - - - - - 95887 - - 95887 191774

Rasering 12-24 kV FL vid ombyggnad till JK 6,81 Km 7,82 22,23 12,45 45,88 21428 5122 9037 - 35587 242347

Rasering Lsp LL vid ombyggnad till JK 7,32 Km 7,74 25,04 11,40 46,68 23376 13864 8270 - 45509 333126

272,22 739,68 514,20 1835,88 728793 1125953 372267 329158 2556170 9583850

Kostnad (SEK): 9 583 850 kr

Timmar Kostnader i kr

Summa


Bilaga G:1

G. Driftschema före ombyggnad

Bilden visar driftschemat i områdena innan ombyggnad.


Bilaga H:1

H. Driftschema efter ombyggnad

Bilden visar driftschemat i områdena efter ombyggnad.


Bilaga I:1

I. Beräkningsresultat i samtliga leveranspunkter före - efter

Lev eranspunkt Av stånd (m) U (V)

∆U/U (%) Totalt

spänningsfall

Förimpedans

Ω** Jordslutningsström (A)

Utl.tid

(s)**

Matande

säkring (A) Öv erlastssky dd (A) I (A)

Ibel/Imax (%)

Belastningsgrad

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

Lev eranspunkt Förbättring* Försämring* Av stånd (m) U (V)

∆U/U (%) Totalt

spänningsfall

Förimpedans


Utl.tid

(s)**

Matande


Ibel/Imax (%)

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

T767 JÄNKEN FÖRE LEVERANSPUNKT

EFTER LEDNINGARLEVERANSPUNKT

LEDNINGAR


∆U/U (%) Totalt

spänningsfall

Förimpedans


Utl.tid

(s)**

Matande


Ibel/Imax (%)

Belastningsgrad

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


∆U/U (%) Totalt

spänningsfall

Förimpedans


Utl.tid

(s)**

Matande


Ibel/Imax (%)

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

LEVERANSPUNKTT731 LADÅSEN FÖRE LEDNINGAR

LEVERANSPUNKTEFTER LEDNINGAR


Bilaga I:2


∆U/U (%) Totalt

spänningsfall

Förimpedans


Utl.tid

(s)**

Matande


Ibel/Imax (%)

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


∆U/U (%) Totalt

spänningsfall

Förimpedans


Utl.tid

(s)**

Matande


Ibel/Imax (%)

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

LEDNINGART732 SJÖÅSEN FÖRE

EFTER

LEVERANSPUNKT

LEVERANSPUNKT LEDNINGAR


∆U/U (%) Totalt

spänningsfall

Förimpedans


Utl.tid

(s)**

Matande


Ibel/Imax (%)

Belastningsgrad

33110038 105,9 231,0 1,0 0,507 406,3 0,1 35 35 8,911 9,38

Lev eranspunkt Neutral Neutral Av stånd (m) U (V)

∆U/U (%) Totalt

spänningsfall

Förimpedans


Utl.tid

(s)**

Matande


Ibel/Imax (%)

Belastningsgrad

33110038 0,00 0,00 105,9 231,0 1,0 0,507 406,3 0,1 35 35 8,911 9,38

*Grönmarkerat = Förbättring, Rödmarkerat = Försämring och av ser ändring av spänningsfall. Neutral = Gulmarkerat - ingen förändring av spänningsfall


LEDNINGART710 EMTLIDEN FÖRE

EFTER

LEVERANSPUNKT



Bilaga I:3


∆U/U (%) Totalt

spänningsfall

Förimpedans


Utl.tid

(s)**

Matande


Ibel/Imax (%)

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


∆U/U (%) Totalt

spänningsfall

Förimpedans


Utl.tid

(s)**

Matande


Ibel/Imax (%)

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



LEDNINGART733 VRÅNA FÖRE

EFTER

LEVERANSPUNKT



Bilaga I:4


∆U/U (%) Totalt

spänningsfall

Förimpedans


Utl.tid

(s)**

Matande


Ibel/Imax (%)

Belastningsgrad

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


∆U/U (%) Totalt

spänningsfall

Förimpedans


Utl.tid

(s)**

Matande


Ibel/Imax (%)

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

T744 BUNÄSET FÖRE

EFTER

LEDNINGAR

LEDNINGARLEVERANSPUNKT

LEVERANSPUNKT


∆U/U (%) Totalt

spänningsfall

Förimpedans


Utl.tid

(s)**

Matande


Ibel/Imax (%)

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


∆U/U (%) Totalt

spänningsfall

Förimpedans


Utl.tid

(s)**

Matande


Ibel/Imax (%)

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



T741 SANDMON FÖRE

EFTER LEVERANSPUNKT LEDNINGAR



Bilaga I:5


∆U/U (%) Totalt

spänningsfall

Förimpedans


Utl.tid

(s)**

Matande


Ibel/Imax (%)

Belastningsgrad

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


∆U/U (%) Totalt

spänningsfall

Förimpedans


Utl.tid

(s)**

Matande


Ibel/Imax (%)

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



T705 GRUSGROPEN FÖRE




Bilaga I:6


∆U/U (%) Totalt

spänningsfall

Förimpedans


Utl.tid

(s)**

Matande


Ibel/Imax (%)

Belastningsgrad

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


∆U/U (%) Totalt

spänningsfall

Förimpedans


Utl.tid

(s)**

Matande


Ibel/Imax (%)

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



T704 HÄLJEBODAKLÄTTEN FÖRE LEDNINGARLEVERANSPUNKT

EFTER LEDNINGARLEVERANSPUNKT


Bilaga I:7


∆U/U (%) Totalt

spänningsfall

Förimpedans


Utl.tid

(s)**

Matande


Ibel/Imax (%)

Belastningsgrad

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


∆U/U (%) Totalt

spänningsfall

Förimpedans


Utl.tid

(s)**

Matande


Ibel/Imax (%)

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

T891 NORRA HÄLJEBODA FÖRE

EFTER LEVERANSPUNKT

LEDNINGAR

LEDNINGAR

LEVERANSPUNKT


∆U/U (%) Totalt

spänningsfall

Förimpedans


Utl.tid

(s)**

Matande


Ibel/Imax (%)

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


∆U/U (%) Totalt

spänningsfall

Förimpedans


Utl.tid

(s)**

Matande


Ibel/Imax (%)

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



T701 HÄLJEBODA FÖRE

