Nätanalys hos delar av Ale Els lågspänningsnät som underlag för framtida reinvesteringar

Transkript

1 Nätanalys hos delar av Ale Els lågspänningsnät som underlag för framtida reinvesteringar Maria Kagerin EXAMENSARBETE Elektroingenjör, elkraft Institutionen för ingenjörsvetenskap

2 Förord Stort tack till Ale El för möjligheten att genomföra mitt examensarbete och för ert varma välkomnande. Ett särskilt tack till Jan Mohr, Josefin Oleryd, Ingmar Carlsson, Per-Anders Fritzon, Ulf Andersson och Mikael Hansson för er tid och hjälp under arbetets gång. Rapporten skrivs med fördel ut i färg med hänsyn till figurer, tabeller och diagram. Samtliga bilder och figurer är konstruerade av författaren om inget annan anges. Figuren på försättsbladet används med tillåtelse från Ale El. Trollhättan februari 2017 Maria Kagerin i

3 EXAMENSARBETE Nätanalys hos delar av Ale Els lågspänningsnät som underlag för framtida reinvesteringar Sammanfattning Detta examensarbete beskriver en nätanalys av delar av Ale Els nät för att underlätta vid framtida reinvesteringar i nätet. Examensarbetet syftar till att göra en sammanställning av reinvesteringsbehovet för två 10 kv linjers tillhörande lågspänningsnät och deras transformatorstationer. En nätanalys kan utföras på olika sätt och innehålla flera olika delar. Denna nätanalys omfattar en beskrivning av det aktuella området och nätberäkningar som utförts i dppower för att undersöka vilka delar av nätet som inte är optimalt utformade. Detta har tillsammans med fältbesök och undersökning av störningsstatistik mynnat ut i olika åtgärdsförslag. Nätstationerna av typen Combi Lomma har rangordnats efter deras behov att ersättas. Därefter har åtgärder vid 9 olika nätstationer föreslagits med målet att minska spänningsfall, bryttider, belastningsgrader och öka driftsäkerheten. Åtgärdsförslagen innefattar som ett exempel en kund med 17 % spänningsfall, 8,9 s bryttid där delar av ledningen har en belastningsgrad på 130 %. Efter att luftledningen har ersatts med nedgrävd kabel och ett kabelskåp installerats har det beräknade spänningsfallet minskats till 3,9 %, bryttiden till 0,047 s och belastningsgraden till 49 %. Datum: Författare: Maria Kagerin Examinator: Andreas Petersson Handledare: Torbjörn Hernvall (Högskolan Väst), Jan Mohr (Ale El) Program: Elektroingenjör, elkraft, 180 hp Huvudområde: Elektroteknik Kurspoäng: 15 högskolepoäng Utgivare: Högskolan Väst, Institutionen för ingenjörsvetenskap, Trollhättan Tel: , E-post: registrator@hv.se, Web: ii

4 BACHELOR S THESIS Grid analysis of parts of Ale El s low-voltage grid as a basis for future reinvestments Summary This thesis describes a grid analysis of parts of Ale El s grid to facilitate future reinvestments in the grid. The thesis aims to make a compilation of reinvestment requirements for two 10 kv line associated low voltage grid and their substations. A grid analysis can be performed in various ways and include several different parts. The grid analysis includes a description of the area and grid calculations performed in dppower to investigate which parts of the grid that are not optimally designed. This, together with field visits and study of power outage statistics resulted in various proposals for action. Substations of type "Combi Lomma" have been ranked according to their need to be replaced. Thereafter measures have been proposed in 9 different substations with the aim to reduce voltage drop, break-times, overloads and increase reliability. As an example of these measures is improving the quality of electricity for a customer with 17% voltage drop, 8.9 s break-time and parts of the line supplying the costumer has a load rate of 130 %. The overhead line that is supplying the costumer at present could be replaced with cables in the ground and a distribution board could be installed. This would result in a calculated voltage drop reduced to 3.9%, break-time to 0,047s and the load rate to 49%. Date: February 12, 2017 Author(s): Maria Kagerin Examiner: Andreas Petersson Advisor(s): Torbjörn Hernvall (University West), Jan Mohr (Ale El) Programme name: Electrical Engineering, Electric Power Technology, 180 HE credits Main field of study: Electrical Engineering Course credits: 15 HE credits Publisher: University West, Department of Engineering Science, S Trollhättan, SWEDEN Phone: , registrator@hv.se, Web: iii

5 Innehåll 1 Inledning Om Ale El Bakgrund Syfte och mål Avgränsningar Metod dppower Tillvägagångssätt Teori Intäktsram Spänningsfall Belastningsström Utlösningsvillkor Störningsstatistik Befintligt nät Kunder L33 Kilanda L33 Sannum Nätstationer Skick Ledningar Stolpar Transformatorer Belastningsgrad Störningsstatistik Nätberäkningar T T T T T T T T T Åtgärdsförslag Combi Lomma T T T T T T T iv

6 5.9 T T Diskussion 37 7 Slutsatser och framtida arbete 38 Bilagor A: Enlinjeschema L42 Kilanda A:1 B: Enlinjeschema L33 Sannum B:1 C: Rangordning av Combi Lomma C:1 D: Utvalda nätberäkningar D:1 Figurer Figur 4.1 Översiktsbild för 10 kv linjerna L33 och L Figur 4.2. Kundöversikt för linje L42 Kilanda Figur 4.3. Årlig energiförbrukning för linje L42 Kilanda Figur 4.4. Kundöversikt för linje L33 Sannum Figur 4.5. Årlig energiförbrukning för linje L33 Sannum Figur 4.6. Installerade nätstationer på linje L 33 och L 42 per år Figur 4.7. T430 - Hål i vägg med vatten som följd Figur 4.8. T421 - Kraftigt påkörd nätstation, dörrarna är mycket svåra att öppna och stänga Figur 4.9. T426 - Placering i ko/fårhage Figur T425 - Mycket korrosion och vatten Figur T333 - Vatten och korrosion Figur Montering/förläggning av luftledning respektive markkabel per år för linje L 42 Kilanda Figur Montering/förläggning av luftledning respektive markkabel per år för linje L 33 Sannum Figur Resta stolpar per år på linje L 33 och L Figur Tillverkningsår för installerade transformatorer på linje L33 och L Figur Belastningsgrad för transformatorer på L Figur Belastningsgrad för transformatorer på L Figur Störningsorsaker för fel på linje L33 Sannum Figur Störningsorsaker för fel på linje L42 Kilanda Figur 5.1. T Oisolerad friledning Figur 5.2. T423 - Dagens stolpstation är belägen i en öppen, något sluttande miljö Figur 5.3. Exempel på schematiskritning med IFÖ-låda för kund Figur 5.4. T446 grupp 1 i dagsläget Figur 5.5. T446 grupp 1 efter ombyggnation v

7 Figur 5.6. ALUS 50 idag sett från kund Tabeller Tabell 4.1. Ledningslängd för L33 och L Tabell 4.2. Störningsstatistik, hela Sverige, från Energimarknadsinspektionen Tabell 4.3. Nyckeltalen SAIFI, SAIDI och CAIDI för linjerna L33 Sannum och L42 Kilanda mellan åren Tabell 4.4. Förkortningar och färgförklaring till tabellerna som representerar resultatet från nätberäkningarna Tabell 4.5. Utvalda delar av nätberäkning för nätstation T Tabell 4.6. Utvalda delar av nätberäkning för nätstation T Tabell 4.7. Utvalda delar av nätberäkning för nätstation T Tabell 4.8. Utvalda delar av nätberäkning för nätstation T Tabell 4.9. Utvalda delar av nätberäkning för nätstation T Tabell Utvalda delar av nätberäkning för nätstation T Tabell Utvalda delar av nätberäkning för nätstation T Tabell Utvalda delar av nätberäkning för nätstation T Tabell Utvalda delar av nätberäkning för nätstation T Tabell 5.1. Nätstation T309 med 50 A gruppsäkring istället för 80 A Tabell 5.2. Nätstation T321 med 63 A gruppsäkring istället för 80 A Tabell 5.3. T431 med en säkring på 50 A på grupp 1 istället för 100 A Tabell 5.4. T433 med en säkring på 63 A istället för 80 A på grupp 1 och 50 A istället för 80 A på grupp Tabell 5.5. T439 med en säkring på 40 A istället för 100 A på grupp 1 och 50 A istället för 100 A på grupp Tabell A säkring istället för 50 A på grupp Tabell 5.7. T446 med förlagd kabel och gruppsäkring 200 A för grupp 1 samt 20 A istället för 50 A säkring i Ifö-låda i sträckan fram till kund vi

8 Nomenklatur Vokabulär Ei IFÖ-låda = Energimarknadsinspektionen. = Ett skåp innehållande säkringar. Nätkoncessionsinnehavare = Innehavare av nätkoncession för linje eller nätkoncession för TN-system Utsatta delar område. Innehavaren har ensamrätt och skyldighet att leverera el för sin linje eller sitt område. = Direktjordat system, neutralpunkten är direktjordad och apparater är jordade direkt till nätets jordning. = Apparater där skyddshöljet kan bli ledande. Symboler Ij = Jordfelsström [A]. vii

9 1 Inledning Hos alla nätbolag finns ett konstant behov av att reinvestera i sina anläggningar. Detta behöver ske strukturerat och ha ett långsiktigt perspektiv. Sedan stormen Gudrun 2005 har fokus hos elnätsbolag varit att gräva ner elnätet för att undvika att träd faller på luftledningar med strömlösa kunder som följd. Det är dock svårt att dra en klar gräns för hur långt det är ekonomiskt försvarbart att gräva ner luftledningar och en sammanställning över elnätet behövs. Detta examensarbete beskriver en nätanalys som avsåg att finna utsatta delar av Ale Els nät för att underlätta vid framtida reinvesteringar i nätet. Detta skedde genom att först utföra en beskrivning av det nuvarande nätet och dess kunder. Därefter undersöktes den aktuella statusen på anläggningarna genom studier av störningsstatistiken och utförande av nätberäkningar. Resultaten gav sedan en uppfattning om var nätet inte är optimalt utformat vilket sedan mynnade ut i olika åtgärdsförslag. 1.1 Om Ale El Ale El Ekonomisk förening är ett elnätsföretag som äger och underhåller elnätet i Ale kommun och delar av Lilla Edets kommun. Företagets lokaler är belägna i Alafors, Ale kommun och verksamheten är uppdelad i avdelningarna anläggning, drift, marknad, ekonomi och planering. Planeringsavdelningen ansvarar för att projektera vid nybyggnation och reinvesteringar i föreningens elnät. Ale El ekonomisk förening är en medlemsägd förening och har runt anslutna kunder, vilka de flesta är hushåll men även en del industrier. Företaget bedriver även elhandel i dotterbolaget Ale El Elhandel AB. 1.2 Bakgrund Ale El hade redan mycket information om sitt nät men behövde få en lättöverskådlig sammanställning som kan användas vid framtida beslut rörande reinvesteringar. De två 10- kv linjer som undersökts i examensarbetet uppfattades av Ale El som problematiska linjer med mycket luftledningar och störningar. De båda linjerna är förlagda i landsbygd med relativt långa ledningar och få kunder. Detta leder till att prioriteringar måste göras så att de åtgärder som utförs når så många kunder som möjligt. En stor del av de två linjernas anläggningsdelar är av äldre typ men ur ett ekonomiskt perspektiv går inte alla delar att byta ut omedelbart. En sammanställning över reinvesteringsbehovet behövs därför för att se var behovet är som störst. Ett examensarbete som tidigare har berört ämnet är Nätplan för 10kV fördelningsstation M4 Torsby av författarna Oleryd och Askevik [1]. De har studerat ett befintligt högspänningsnäts prestanda, överbelastade ledningar och störningsstatistik och deras upplägg har inspirerat till denna rapport. Ett annat examensarbete som varit ett stöd under nätberäkningar och störningsundersökningar är Nätplanering på Fortum Distribution skrivet av Alm och Fauhlér [2]. 1

10 1.3 Syfte och mål Examensarbetet syftar till att göra en sammanställning av reinvesteringsbehovet för två 10 kv linjers tillhörande lågspänningsnät och deras transformatorstationer. Huvudmål: Beskrivning av området genom att studera dokumentationssystemet. Undersökning av lågspänningsnätet vid normaldrift och hitta problematiska områden genom nätberäkningar och fältbesök. Ge åtgärdsförslag till utvalda problematiska områden. 1.4 Avgränsningar Arbetet avgränsades till att enbart beröra lågspänningen på de två linjerna och åtgärderna fokuserades sedan främst till luftledningar. 2

11 2 Metod Examensarbetet är huvudsakligen en kartläggning i form av arkivstudie av den information som finns i Ale Els dokumentationssystem. Dessutom är det även en fallstudie då den kommer behandla ett specifikt område med data, nätberäkningar och observationer för just detta område. En stor del av det material som varit relevant för arbetet är information i Ale Els dokumentationssystem och fakta som framkommit vid samtal med anställda. De lagar som berört arbetet är främst ellagen där det bland annat finns funktionskrav för att inga avbrott, som nätägaren har kontroll över, ska överstiga 24 timmar [3]. I ellagen finns också bestämmelser för kunders rätt till avbrottsersättning och skadestånd som syftar till att nätföretagen ska göra ledningsnäten mer leveranssäkra [4]. Det är alltså inte enbart på grund av lagar och föreskrifter som elnätsföretag underhåller sina nät utan det kan bli ekonomiskt lönsamt att ha ett väl fungerande nät. Energimarknadsinspektionen (Ei) har gett ut en rapport Leveranssäkerhet i Sveriges elnät 2014 med statistik och analys av elavbrott [5]. Den innehåller flera avbrottsindikationer som t.ex. SAIFI (avbrott per drabbad kund och år) i genomsnitt i Sverige. Detta har använts vid en jämförelse med de aktuella delarna av Ale Els nät. 2.1 dppower Det program som Ale El använder till stor del för dokumentation och planering är dppower som tillhandahålls av det skandinaviska företaget Digpro [6]. De utvecklar lösningar inom geografisk informationsteknik för bland annat elnät. dppower är ett webbaserat nätinformationsystem som innehåller kartor, enlinjescheman, topologier och anläggningsdata. I dppower kan även nätberäkningar utföras för elnätet eftersom det har en beräkningsmodul som är integrerat med kartverktyget. Den information som Ale El lagrat i programmet har legat till grund för mycket i detta arbete. 2.2 Tillvägagångssätt För att skapa en sammanställning över reinvesteringsbehovet för de två linjerna behövdes en översikt av de anläggningsdelar som finns där idag. Genom arkivstudier i Ale Els dokumentation har ålder och nuvarande skick på transformatorer, nätstationer, luftledningar och stolpar tagits fram. Fältbesök har dessutom gjorts för att få en bättre uppfattning om skicket på nätstationerna. Därefter har den befintliga störningsstatistiken setts över för att undersöka antalet avbrott och avbrottsorsaker. Därtill har undersökts om det fanns planer på nybyggnation som påverkade det aktuella lågspänningsnätet. Nätberäkningar har utförts för att studera spänningsfall över ledningar och kablar samt utlösningstider för att jämföra dessa med riktvärden. Därtill har även lasten som ligger på transformatorerna, kablar och luftledningarna studerats för att se om de är över- eller 3

12 underbelastade. Resultatet från detta mynnade sedan ut i olika åtgärdsförslag. Sammanställningen redovisas i denna rapport som sedan ska kunna användas som ett arbetsunderlag för framtida reinvesteringar i Ale Els elnät. 4

13 3 Teori 3.1 Intäktsram Eis föreskrifter innehåller bestämmelser om de uppgifter som nätkoncessionsinnehavare ska använda för att utforma sitt förslag till intäktsram. För bedömning av denna krävs bland annat uppgifter om regulatoriskt datum [7]. Regulatoriskt datum kommer från att den ekonomiska livslängden för anläggningstillgångar beräknas till 40 år och det är detta som används, från och med 2012, för att beräkna intäktsramen för företaget. Ramen beslutas av Ei. Elnätsföretagen har monopol inom sitt koncessionsområde, de har ensamrätt att leverera el inom ett specifikt område. De saknar konkurrens och elnätsavgifterna behöver därför regleras av Ei. Ramen innehåller hur stora elnätsavgifter som elnätsföretagen får ta ut av sina kunder och den ska samtidigt se till att elnätsföretaget får täckning för sina kostnader samt avkastning på kapitalet för att kunna driva verksamheten [8]. 3.2 Spänningsfall Det finns en skillnad på den spänning som matas ut från transformatorns nedsida och den spänning som når kunden. För att få fram skillnaden mäts spänningen vid början av ledningen och vid slutet av ledningen. Därefter subtraheras absolutvärdet vid kunden från det absolutvärde vid transformatorn. U = U 1 U 2 (3.1) Där U är spänningsfallet, U1 är inmatad spänning och U2 är uttagen spänning [9]. Spänningsfallsberäkningarna i detta arbete har utförts i dppower. 3.3 Belastningsström För att kontrollera om ledningar och kablar är överbelastade i elnätet används i detta arbete dppower. Där beräknas relativ belastningsström utifrån beräknad belastningsström, Ib, samt maximal tillåten belastningsström, Ibmax, vilket ger ekvationen: Relativ belastningsström = I b I bmax 100 (3.2) Den beräknade belastningsström, Ib, som används i beräkningarna är ett medelvärde av den årliga belastningen och tar inte hänsyn till effekttoppar. 3.4 Utlösningsvillkor Jordning av ett system delas upp i två olika kategorier, skyddsjordning och systemjordning. Skyddsjordning innebär att utsatta delar (apparater där skyddshöljet kan bli ledande) jordas med hänsyn till personsäkerhet. När det gäller systemjordning jordas systemet istället för att kunna fungera önskvärt. Det svenska distributionsnätet (230/400 V) ska vara direktjordat 5

14 (TN-system), vilket resulterar i stora felströmmar vid jordfel. Vid enpoligt jordfel åstadkoms, med direkt jordning, snabb bortkoppling av den del i systemet där felet inträffat. För att utlösningsvillkoret ska uppfyllas vid nybyggnation kan en formel användas för att beräkna den maximala ledningslängden: Där: L max = L n (1 Z för Z max ) (3.3) Ln = nominell ledningslängd för en viss kabel Zför = förimpedansen Zmax = felkretsens max tillåtna impedans om säkringen säkert skall lösa ut inom 5 s [9] I TN-system tillåts en frånkopplingstid av längst 5 s för huvudledningar och servisledningar [10]. För att kontrollera utlösningsvillkoret är det nödvändigt att beräkna den minsta felström som kan uppträda i anläggningens olika delar. Minsta felström uppträder alltid vid fel längst bort i den aktuella ledningen och sker vid enfasig jordslutning [11]. För att kontrollera utlösningsvillkoret i detta arbete används dppower och det är Ij som beräknas vilket innebär att utlösningstiden för skydden är baserat på den lägsta jordfelströmmen. 3.5 Störningsstatistik För att följa upp leveranssäkerheten i elnätet används olika avbrottsindikatorer och på lokalnätsnivå används ofta kundviktade indikatorer, på regionnätsnivå används istället indikatorer som fokuserar på icke levererad effekt och energi. I statistiken som elnätsföretagen rapporterar in till Ei, görs skillnad på aviserade och oaviserade fel. De aviserade är oftast färre och påverkar kunderna mindre då de blir informerade av elnätsföretaget när avbrottet kommer att ske. De oaviserade är mer förekommande och brukar vara det som indikerar bäst vilka delar av elnätet som behöver ses över [12]. I detta arbete används tre olika avbrottsindikatorer; SAIDI (System Average Interruption Duration Index), SAIFI (System Average Interruption Frequency Index) och CAIDI (Customer Average Interruption Duration Index). SAIDI För att få information om den genomsnittliga avbrottstiden (min) per kund och år används indikatorn SAIDI [12]. SAIDI = SAIFI Total kundavbrottstid Totalt antal kunder (3.4) För att få information om den genomsnittliga avbrottsfrekvensen per kund och år används indikatorn SAIFI [12]. 6

15 SAIFI = CAIDI Totalt antal kundavbrott Totalt antal kunder (3.5) För att få fram den genomsnittliga avbrottstiden (min) för berörda kunder används indikatorn CAIDI [12]. CAIDI = Summan av all kundavbrottstid Totalt antal kundavbrott = SAIDI SAIFI (3.6) 7

16 4 Befintligt nät De två linjerna som undersökts i arbetet är förlagda på landsbygd där L33 Sannum är representerat med rosa förstärkning och L42 Kilanda med turkos förstärkning, se Figur 4.1. I nuläget finns inga större byggnadsplaner i området som påverkar linjerna [13]. För enlinjeschema över de två 10 kv linjerna, se bilaga A och B. Figur 4.1 Översiktsbild för 10 kv linjerna L33 och L Kunder L33 Kilanda Linjen L42 Kilanda har 602 kundabonnemang som består av två högspänningskunder på 10 kv och resterade är lågspänningskunder på 0,4 kv. Fördelningen av kunder visas i Figur 4.2. Största delen av kunderna är åretruntboende i småhus men linjen består också av bebodda och obebodda fritidshus, flerbostadshus samt lantbruk. En liten del är industrier, offentlig service samt gatubelysning och master. 8

17 Övrigt (gatubelysning, master m.m) 4% Fritidshus 9% Flerbostadshus 9% Industri 3% Småhus 64% Offentlig service 2% Lantbruk 9% Figur 4.2. Kundöversikt för linje L42 Kilanda. Den årliga energiförbrukningen för L42 Kilanda uppgår till ca 9876 MWh och i Figur 4.3 visas den energiförbrukning fördelat på kundgrupperna. Den största delen av förbrukningen kommer från småhusen men även industrier samt lantbruk står för en betydande del. En liten del består av flerbostadshus, fritidshus, och offentlig service samt övriga. Övrigt (gatubelysning, master m.m) 2% Flerbostadshus 5% Fritidshus 4% Industri 15% Småhus 57% Lantbruk 13% Offentlig service 4% Figur 4.3. Årlig energiförbrukning för linje L42 Kilanda L33 Sannum Linje L33 Sannum har 237 kundabonnemang varav alla är lågspänningskunder, se Figur 4.4. Större delen av kunderna är åretruntboende med småhus men det finns också en del lantbruk. En mindre del är fritidshus, offentlig service, industrier samt ett flerbostadshus. 9

18 Övrigt (gatubelysning, master m.m) 3% Flerbostadshus 0% Fritidshus 5% Industri 3% Lantbruk 14% Småhus 72% Offentlig service 3% Figur 4.4. Kundöversikt för linje L33 Sannum. Den årliga energiförbrukningen för L33 Sannum uppgår till ca 4124 MWh och i Figur 4.5 visas energiförbrukningen fördelat på kundgrupperna. Den största energiförbrukningen kommer främst från småhusen men även lantbruk och offentlig service står för en större del. Fritidshusen, industrier, eller liknande verksamhet, flerbostadshus och övriga står för en mycket liten del av energiförbrukningen. Övrigt (gatubelysning, master m.m) 2% Lantbruk 20% Industri 1% Flerbostadshus 0% Fritidshus 3% Småhus 63% Offentlig service 11% Figur 4.5. Årlig energiförbrukning för linje L33 Sannum. 4.2 Nätstationer Linje 42 Kilanda har totalt 41 nätstationer varav 32 st. är markstationer och 9 st. stolpstationer. Två av dessa ägs inte av Ale El utan är kundägda markstationer varav en är belägen på Ale Els mark och en på kundägd mark, dessa berörs inte i detta arbete. Linje 33 10

19 Antal nätstationer (st) Nätanalys hos delar av Ale Els lågspänningsnät som underlag för framtida reinvesteringar Sannum har totalt 46 nätstationer varav 29 st. är markstationer och 17 st. stolpstationer som är ägda av Ale El. Nätstationernas ålder varierar kraftigt vilket kan ses i Figur L33 L42 Årtal Figur 4.6. Installerade nätstationer på linje L 33 och L 42 per år Skick De nätstationer som Ale El har bedömt som problematiska är av typen Combi Lomma, vilka är tillverkade av en nu nedlagd firma, Ingenjörsfirman Combi apparater AB i Lomma. Totalt finns 30 st. Combi Lomma på de två linjerna varav 15st på L33 Sannum och 15st på L42 Kilanda. För att rangordna reinvesteringsbehovet av nätstationerna gjordes fältbesök med fotografering av in-och utsida för att se vilka som var värst korrosionsdrabbade. Vid dessa fältbesök noterades att alla nätstationer har drabbats i varierande grad av korrosion. En del av nätstationerna är ommålade i en rostskyddsfärg, Pansarol. I en del av nätstationerna står det vatten, främst på lågspänningssidan, och detta är främst nätstationer belägna i sluttningar eller med botten under marknivå. På flera nätstationer är det främst dörrar som är kraftigt utsatta för korrosion, på vissa finns inte dörrkanten kvar alls. Ale El utför tillsyn av nätstationer en gång per år och i anmärkningarna för år 2016 gällande L33 Sannum (L42 Kilanda är i skrivande stund inte inlagt i dppower) nämns flera av nätstationerna. De nätstationer som Ale El själva har bedömt behöver målas om är T310, T316, T333, T4115, T435 och T445. I nätstation T333 och T435 behövde vatten pumpas ur. I T328 och T4116 var sockel/fundament skadad och det behövde fyllas på med jord/grus på runt om sockeln. Dessutom behövde T478 rengöras. Ett urval av fältbesökens resultat följer nedan. På nätstation T430 fanns ett hål på ena långsidan, vid lågspänningen, som i dagsläget täcks av en sten. Detta till trots har vatten läckt in, se Figur 4.7. Det fanns även spår vid högspänningen och transformatorn att det har kommit in vatten. 11

20 Figur 4.7. T430 - Hål i vägg med vatten som följd. Nätstation T421 är belägen vid en kyrka, på ena sidan av stationen finns en vändplan och andra sidan en parkering. Nätstationen är kraftigt påkörd, se Figur 4.8, både på högspännings- och lågspänningssidan och dörrarna är nu mycket svåra att öppna och stänga. Figur 4.8. T421 - Kraftigt påkörd nätstation, dörrarna är mycket svåra att öppna och stänga. Nätstation T426, se Figur 4.9, är belägen i en ko- och fårhage och har relativt mycket korrosion på utsidan. Det stod vatten på lågspänningssidan och fanns spår av att det har stått vatten på högspänningssidan. Figur 4.9. T426 - Placering i ko/fårhage. 12

21 Nätstation T425 var ommålad och såg bra ut på utsidan men insidan var mycket drabbad av korrosion, båda dörrarna var provisoriskt lagade, se Figur Det stod vatten på lågspänningssidan och fanns spår av att det har stått vatten på högspänningssidan. Figur T425 - Mycket korrosion och vatten. I nätstation T333 var både inkommande högspänning och utgående lågspänning vattenfyllda, se Figur Utsidan samt dörrar var kraftigt korrosionsdrabbade. Figur T333 - Vatten och korrosion. 13

22 4.3 Ledningar L33 Sannum besår av totalt 44 km ledning förlagd i luft och 38,3 km kabel förlagd i mark. På L42 Kilanda finns totalt 40,6 km ledning förlagd i luft och 48,1 km förlagd i mark. Längd för de olika ledningstyperna kan ses i Tabell 4.1. Tabell 4.1. Ledningslängd för L33 och L42. Objekttyp L33 längd (km) L42 längd (km) Friledning - 0,4 kv - 0,09 Matar- och serviskabel luft - 0,4 kv 20,1 19,0 Matarkabel luft - 10 kv 1,84 0,50 Friledning - 10 kv 20,4 15,4 Isolerad friledning - 10 kv 1,64 3,27 Summa 44,0 38,3 Matar- och serviskabel mark - 0,4 kv 33,1 37,5 Matar- och serviskabel mark - 10 kv 7,48 10,7 Summa 40,6 48,1 Ur dppower kunde ledningarnas ålder tas fram. Staplarna för år inkluderar även ledningar och kablar monterade/förlagda innan år 1970 då det endast finns ett regulatoriskt datum i dppower då detta är aktuellt för intäktsramen. Figur 4.12 visar fördelningen av luftledning respektive markkabel på linje L42 Kilanda. I diagrammet syns att montering av luftledning minskar för att ersättas med förläggning av markkabel. Livslängden för ledningar och kablar varierar kraftigt men för 220 kv och 400 kv uppgår den, enligt Svenska kraftnät, till cirka 70 år för luftledningar och för markförlagd kabel uppgår livslängden till cirka 35 år [14]. Detta kan innebära att det kommer att behöva bytas ut markkabel inom den närmsta framtiden med högre takt än vad utbytet av luftledning tidigare har krävt även för de lägre spänningarna. 14

23 Ledningslängd (m) Ledningslängd (m) Nätanalys hos delar av Ale Els lågspänningsnät som underlag för framtida reinvesteringar Luftledning Markkabel okänd Årtal Figur Montering/förläggning av luftledning respektive markkabel per år för linje L 42 Kilanda. Ur Figur 4.13 går att se att även för L33 linjen sker främst förläggning av markkabel vid nybyggnation och reinvesteringar. Även här kan mycket kabel behöva bytas ut i den närmsta framtiden Luftledning Markkabel Okänd Årtal Figur Montering/förläggning av luftledning respektive markkabel per år för linje L 33 Sannum. 4.4 Stolpar Då monteringen av luftledning minskar följer att färre stolpar uppförs vilket ses i Figur Ur Trä som byggnadsmaterial - krav och riktlinjer utgivet av Statens fastighetsverk beskrivs kreosotimpregnerat virke. Livslängden är runt fyrtio femtio år [15] när det står i direkt markkontakt. Detta innebär att stolpar från 60-talet och äldre, kan inom en snar framtid behöva bytas ut. På de två linjerna finns i nuläget runt 160 stolpar från 60-talet och äldre, men utbyte sker löpande då fel upptäcks under besiktning som sker vart sjunde år [16]. 15

24 Antal transformatorer (st) Antal stolpar (st) Nätanalys hos delar av Ale Els lågspänningsnät som underlag för framtida reinvesteringar L33 L42 0 Årtal Figur Resta stolpar per år på linje L 33 och L Transformatorer I Figur 4.15 kan ses att de flesta transformatorer på linjerna är tillverkade från början av 70- talet och fram till och med 90-talet. Ingen transformator är tillverkad innan 60-talet. Livslängden på en transformator kan uppskattas till år vilket innebär att de transformatorer som är installerade under 60 och 70-talet kan komma att behövas bytas ut inom en snar framtid [17] L33 L Årtal Figur Tillverkningsår för installerade transformatorer på linje L33 och L Belastningsgrad I Figur 4.16 kan ses belastningsgraden hos transformatorerna belägna på linjen L42, uppdelat på nätstation. Det är bara en av transformatorerna, T423, som har en 16

25 T4101 T4102 T4104 T4110 T4117 T4119 T4125 T4129 T4133 T4134 T420 T421 T422 T423 T424 T425 T426 T427 T428 T429 T437 T439 T440 T441 T442 T443 T446 T449 T450 T464 T465 T466 T470 T474 T484 T486 T492 T497 T499 Belastningsgrad Nätanalys hos delar av Ale Els lågspänningsnät som underlag för framtida reinvesteringar belastningsgrad på över 100 %. Flera av transformatorerna har istället en relativt låg belastning. Transformator T441 har en belastning på under 20 %. Dessutom finns 13st transformatorstationer som har en belastning mellan 20 och 40 %. Transformatorn i nätstation T4119 har i dppower ingen belastning alls eftersom den enbart är sammankopplad med reservmatningen mot Bjärke energi, som normalt har kopplingsläget från Stations ID Figur Belastningsgrad för transformatorer på L42. I Figur 4.17 kan ses belastningsgraden hos transformatorer belägna på linjen L33, uppdelat på nätstation. Ingen av transformatorerna har en belastningsgrad på över 100 %. Däremot finns det 5st transformatorer som har en belastningsgrad på lägre än 20 %. Till detta finns även 14st transformatorer som har en belastningsgrad på mellan %. 17

26 T309 T310 T311 T316 T318 T319 T320 T321 T322 T324 T328 T329 T330 T333 T334 T337 T341 T342 T344 T345 T348 T349 T354 T4103 T4106 T4107 T4115 T4116 T4122 T430 T431 T432 T433 T434 T435 T436 T444 T445 T460 T468 T471 T472 T476 T478 T490 T498 Belastningsgrad Nätanalys hos delar av Ale Els lågspänningsnät som underlag för framtida reinvesteringar Stations ID Figur Belastningsgrad för transformatorer på L 33. Anledningen till att flera transformatorer är underbelastade beror på flera faktorer. Kunderna är utspridda längs linjen och på flera av transformatorerna finns det bara enstaka kunder. Sedan väljer man också vid nybyggnad den större transformatorn för att vara säker på att den kommer att räcka i framtiden. I vissa områden kan det ha planerats nybyggnation eller skulle kunna planeras nybyggnation och överdimensionering har skett av den anledningen. Tidigare har också effektbehovet varit större för många kunder då mycket av nätet är byggt när många kunder hade direktverkande el. Samtidigt behöver nätet klara effekttoppar som när nätet varit strömlöst och alla apparater drar igång samtidigt, så att nätet inte löser ut för detta. Det är oftast ekonomiskt att överdimensionera utifrån att spänningsfallet blir lägre, och vid kabelförläggning är det oftast ur ett ekonomiskt perspektiv inte kabelarean som är det kostsamma utan grävning och asfaltering och andra omkostnader. Då är det oftast bäst att överdimensionera för att inte behöva göra om hela proceduren [16]. 4.6 Störningsstatistik Ei är den tillsynsmyndighet som övervakar elmarknaden och granskar att elöverföringen håller god kvalitet. Varje år sammanställs leveranssäkerheten i Sveriges lokal- och regionnät genom att Sveriges elnätsföretag rapporterar in hur många och hur långa elavbrott de har haft i sina nät. Tabell 4.2 nedan visar en sammanställning över Sveriges störningsstatistik mellan 2010 och Detta gäller oaviserade avbrott, längre än 3 minuter, för elnätsbolagens egna elnät och enbart deras landsbygdsnät [5]. 18

27 Tabell 4.2. Störningsstatistik, hela Sverige, från Energimarknadsinspektionen SAIFI SAIDI (min) CAIDI (min) 2010 Totalt eget nät - Landsbygd 1, Totalt eget nät - Landsbygd 1, Totalt eget nät - Landsbygd 1, Totalt eget nät - Landsbygd 1, Totalt eget nät - Landsbygd 1, Ur dppower kan hämtas statistik från Ale Els nät och Tabell 4.3 nedan visar nyckeltal för linjerna L33 Sannum och L42 Kilanda år Vid jämförelse med de två olika linjerna så kan ses att L42 Kilanda är något mer störningskänslig än L33 Sannum. Båda linjerna är landsbygdsnät och mer utsatta för väder än vad ett stadsnät är. Mycket av högspänningen, som inte detta arbete undersöker, är förlagd i luft och en hel del är oisolerad vilket ger ökade nyckeltal. Tabell 4.3. Nyckeltalen SAIFI, SAIDI och CAIDI för linjerna L33 Sannum och L42 Kilanda mellan åren L33 - Sannum L42 - Kilanda SAIFI SAIDI (min) CAIDI (min) SAIFI SAIDI (min) CAIDI (min) , , , , , , , , , , , Vid jämförelse av nyckeltalen med störningsstatistik från hela Sveriges nät kan ses att år hade L33 Sannum ett relativt högt SAIFI värde. Däremot var det lägre än genomsnittet år SAIDI och CAIDI var lägre än genomsnittet år men högre år Utifrån dessa värden kan ses att L33 Sannum har generellt en högre avbrottsfrekvens än genomsnittet men att den genomsnittliga avbrottstiden per kunder är lägre än genomsnittet. L42 Kilanda har vid jämförelse med genomsnittet i Sverige ett högre SAIFI värde år och Under 2012 var SAIFI lägre än genomsnittet. 19

28 Antal fel Nätanalys hos delar av Ale Els lågspänningsnät som underlag för framtida reinvesteringar SAIDI och CAIDI var högre 2010 men lägre Även här kan ses att L42 Kilanda har generellt en högre avbrottsfrekvens än genomsnittet men att den genomsnittliga avbrottstiden för kunden är lägre än genomsnittet. Det är viktigt att få en överblick över vad det är som orsakar driftstörningar på linjerna eftersom detta ger en god indikation vad som behöver förbättras. Är mycket av felen orsakade av vind, snö och trädpåfall kan det vara aktuellt att trädsäkra eller gräva ned luftledningen. Orsaker till de 58 störningar som inträffade för linje L33 Sannum ses i Figur Den största delen av fel är okänd eller annat. Annat består av fel som inte beror av omgivningen såsom fabrik- eller materialfel samt felaktig förläggning etc. Därefter kommer fel såsom åska, trädfall pga. vind och djur. En mindre del av felen beror på överbelastning, grävning, åverkan, snö/islast, vind och trafik Figur Störningsorsaker för fel på linje L33 Sannum. I Figur 4.19 kan ses orsaker för de 36 störningar som inträffade på linje L42 Kilanda åren Den vanligaste orsaken är okänd. Därefter kommer åska, trädpåfall på grund av vind/snö och annat. En mindre del beror på vind, överbelastning, trafik och grävning. 20

29 Antal fel Nätanalys hos delar av Ale Els lågspänningsnät som underlag för framtida reinvesteringar Figur Störningsorsaker för fel på linje L42 Kilanda. 4.7 Nätberäkningar I 4.7 presenteras nätberäkningar för de nätstationer som författaren bedömer behöver åtgärdas eller kommenteras. Därtill finns i bilaga D resterande nätberäkningar för de nätstationer där resultaten ligger över eller på gränsen till över de riktvärden som satts. Spänningsvariationen ska enligt lagen inte vara högre eller lägre än 10 % men Ale El har som riktvärde att den inte bör överstiga 5 %. I de fall där dppower har gett indikationer på höga spänningsfall har, där det varit möjligt, kompletterats med verkliga mätvärden från kundernas mätarskåp. Detta eftersom det i flera fall redan sitter reglertransformatorer på sträckorna som höjer upp spänningen fram till kunderna. Ale El har även som riktvärde att belastningen bör vara under 80 % för luftledningar och kablar. Bryttiden för lågspännings distributionen ska enligt lag vara under 5s men Ale El har också som riktvärde att bryttiden ska vara under 3s på serviser. Det ska tilläggas att värden på spänningsfall, bryttider och belastningsgrad kan skilja sig något från verkligheten. Detta eftersom inte alla komponenter i nätet är kompatibla med dppower och därför ska resultatet från nätberäkningarna ses som vägledning och inte sanning. Förkortningar och färgförklaring till tabellerna för nätberäkningarna ses i Tabell

30 Tabell 4.4. Förkortningar och färgförklaring till tabellerna som representerar resultatet från nätberäkningarna. Förkortningar och färgförklaring G = Grupp Sp.fall = Spänningsfall M.Luft = Matarkabel förlagd i luft S.Luft = Serviskabel förlagd i luft M.Mark = Matarkabel förlagd i mark S.Mark = Serviskabel förlagd i mark Fri = Friledning Ström = Årliga medelvärdet av belastningsströmmen Rel.Ström = Relativ belastningsström Kunder Värde över riktvärde Värde nära riktvärde Värde som är kopplat till oisolerad luftledning Förbättrade värden Bryttid Ij = Bryttid för anläggningsdel beräknad utifrån jordfelsströmmen T309 I Tabell 4.5 kan ses resultatet från nätberäkningen på nätstation T309 med underliggande nät. Det finns spänningsfall för de olika sträckorna som varierar mellan 5,1 12 %. Det är 7 sträckor där spänningsfallet överstiger 10 %. Dessutom finns det sträckor med brytartider mellan 8,3 och 100 s. I verkligheten sitter en reglertransformator innan kunderna , , och som har hjälpt att höja spänningsnivån. Från kundernas mätarvärden kan ses att spänningen i verkligheten ligger på V i medelvärde av de tre faserna. Kund är placerad innan reglertransformatorn men har också fått en höjd spänning, nu är medelvärdet av spänningen 225 V [18]. Det anses därför inte vara nödvändigt att göra något ytterligare för att minska spänningsfallet. 22

31 Tabell 4.5. Utvalda delar av nätberäkning för nätstation T309. Objekt G Från Till Kabeltyp Ström (A) Sp.fall Bryttid Ij (s) Rel.Ström M.Luft X S ALUS ,1 8,3 26 S.Luft 1 S EKKJ 10/ ,2 0, M.Luft 1 S S ALUS , M.Luft 1 S IFÖ-låda FKKJ 16/ , M.Luft 1 S IFÖ-låda FKKJ 16/ , S.Mark 1 IFÖ-låda EKKJ 3x10/ ,5 1,2 24 S.Mark 1 IFÖ-låda EKKJ 3x10/ ,7 0,41 19 M.Luft 5 S S ALUS M.Luft 5 S IFÖ-låda FKKJ 16/ ,2 42 M.Luft 5 S IFÖ-låda FKKJ 16/ ,7 0,81 13 M.Luft 5 S IFÖ-låda FKKJ 16/ ,2 36 S.Mark 5 IFÖ-låda EKKJ 3x10/ ,64 27 S.Mark 5 IFÖ-låda EKKJ 3x10/ ,61 38 S.Mark 5 IFÖ-låda EKKJ 3x10/ ,41 24 S.Mark 5 IFÖ-låda EKKJ 3x10/ ,46 32 S.Mark 5 IFÖ-låda EKKJ 3x10/ ,8 0, T310 Resultatet från nätberäkningen på nätstation T310 med underliggande nät kan ses i Tabell 4.6. Det finns sträckor där spänningsfallet varierar mellan 5,4 9,2 %. Flera av kunderna som är matade från T310 har ett relativt högt spänningsfall, kund har ett spänningsfall på 9,2 % vilket ligger på gränsen till riktvärdet 10 %. I verkligheten ser dock situationen bättre ut, från kundernas mätarskåp kan ses att spänningen varierar mellan 225 och 227 V, vilket kan anses acceptabelt [18]. Utifrån detta bedöms att ingen åtgärd behövs. 23

32 Tabell 4.6. Utvalda delar av nätberäkning för nätstation T310. Objekt G Från Till Kabeltyp Ström (A) Sp.fall Bryttid Ij (s) Rel.Ström M.Luft 4 EL_JOINT S ALUS ,2 0,41 54 S.Mark 4 IFÖ-låda G25 Al 17 5,4 0, M.Luft 4 S S ALUS ,7 1,5 27 M.Luft 4 S S ALUS ,9 0,79 43 M.Luft 4 S IFÖ-låda FKKJ 16/ ,0-17 S.Mark 4 IFÖ-låda EKKJ 3x10/ ,0 0,12 22 M.Luft 4 S IFÖ-låda FKKJ 16/ ,7 1,8 14 S.Mark 4 IFÖ-låda EKKJ 3x10/ ,8 0, M.Luft 4 S IFÖ-låda FKKJ 16/ ,0 0,95 27 M.Mark 4 S K31004A AKKJ 95/ ,0 1,6 19 S.Mark 4 IFÖ-låda EKKJ 3x10/ ,2 0, M.Mark 4 K31004A K31004E EKKJ 3x10/10 7,6 8,1 0,075 9,8 M.Mark 4 K31004A K31004B AKKJ 50/ ,3 0,38 15 M.Mark 4 K31004A K31004D AKKJ 95/ ,5 3,1 8,9 S.Mark 4 K31004A EKKJ 3x10/ ,4 0,15 13 S.Mark 4 K31004E G10 6,5 8,2 0,12 8,4 S.Mark 4 K31004E G10 3,0 8,2 0,25 3,1 M.Mark 4 K31004B K31004C AKKJ 50/15 0,30 8,3 0,87 0,20 S.Mark 4 K31004B EKKJ 3x10/10 9,5 8,4 0, S.Mark 4 K31004B EKKJ 3x10/ ,7 0, S.Mark 4 K31004C EKKJ 3x10/10 0,30 8,3 0,15 0,40 S.Mark 4 K31004D EKKJ 4/4 20 9,2 0, T321 I Tabell 4.7 kan ses resultatet från nätberäkningen på nätstation T321 med underliggande nät. Spänningsfallet varierar vissa sträckor mellan 5,4 6,6 % och det finns brytartider mellan 6,4 och 30 s. Spänningsfallet överstiger något Ale Els riktvärden men har god marginal till den lagstadgade 10 % spänningsfall. Tabell 4.7. Utvalda delar av nätberäkning för nätstation T321. Objekt G Från Till Kabeltyp Ström (A) Sp.fall Bryttid Ij (s) Rel.Ström M.Luft 1 S S ALUS ,4 26 M.Luft 1 S S ALUS ,4-26 M.Luft 1 S IFÖ-låda FKKJ 16/ , M.Luft 1 S IFÖ-låda FKKJ 16/ ,5 7,5 14 S.Mark 1 IFÖ-låda EKKJ 3x10/ ,6 0,50 37 S.Mark 1 IFÖ-låda EKKJ 3x10/ ,9 0,

33 4.7.4 T423 Resultatet från nätberäkningen på nätstation T423 med underliggande nät kan ses i Tabell 4.8. Det finns spänningsfall som varierar mellan 5,2 13 % varav två sträckor överstiger 10 %. Det finns även brytartider som varierar mellan 5,3 och 28 s. Dessutom finns två luftledningar med en belastning på 72 % och en markkabel på 77 % som närmar sig riktvärdet på 80 % Tabell 4.8. Utvalda delar av nätberäkning för nätstation T423. Ström Sp.fall Bryttid Rel.Ström Objekt G Från Till Kabeltyp (A) Ij (s) M.Luft 2 T423/2 S ALUS ,20 72 M.Luft X S ALUS ,3-72 M.Luft 2 S S ALUS ,2 0,79 65 M.Luft 2 S IFÖ-låda 4G ,2 0,87 11 M.Luft 2 S S ALUS ,9 2,3 58 M.Luft 2 IFÖ-låda S ALUS ,3 1,1 15 S.Luft 2 S EKKJ 10/ ,4 0, M.Mark 2 S K42302B 4G95-5,3 2,6 - M.Luft 2 S IFÖ-låda FKKJ 16/ ,6 9,5 29 M.Luft 2 S IFÖ-låda FKKJ 16/16 1,8 6,9 2,8 1,8 M.Luft 2 S S ALUS ,0 5,3 45 S.Mark 2 IFÖ-låda EKKJ 3x10/ ,6 0, S.Luft 2 EL_JOINT ALUS 25 1,8 6,9-1,9 M.Luft 2 S IFÖ-låda FKKJ 16/ ,0 6,4 10 M.Mark 2 S K42302A AKKJ 50/ S.Mark 2 IFÖ-låda EKKJ 3x10/ ,1 0, S.Mark 2 K42302A EKKJ 3x10/ , T431 I Tabell 4.9 kan ses resultatet från nätberäkningen på nätstation T431 med underliggande nät. Det finns spänningsfall som varierar mellan 5,2 5,7 % och brytartider mellan 6,5 och 520 s. Det finns 3 sträckor där bryttiden överstiger 100 s vilket är långt över de 5 s som standarden föreskriver. 25

34 Tabell 4.9. Utvalda delar av nätberäkning för nätstation T431. Objekt G Från Till Kabeltyp Ström (A) Sp.fall Bryttid Ij (s) Rel.Ström M.Luft 1 S IFÖ-låda FKKJ 16/16 5,7 3,6 6,5 5,7 M.Luft 1 S IFÖ-låda FKKJ 16/ , M.Luft 1 S S ALUS ,1 7,3 23 M.Luft 1 S S ALUS , M.Luft 1 S IFÖ-låda 4G16 7,9 4,4 20 6,3 M.Luft 1 S S ALUS , M.Luft 1 S IFÖ-låda FKKJ 16/ , M.Luft 1 S IFÖ-låda FKKJ 16/ , S.Mark 1 IFÖ-låda EKKJ 3x10/10 7 5,7 2,0 9,1 S.Mark 1 IFÖ-låda EKKJ 3x10/10 6,6 5,4 0,96 8,5 S.Mark 1 IFÖ-låda EKKJ 3x10/ ,3 0, T433 Resultatet från nätberäkningen på nätstation T433 med underliggande nät kan ses i Tabell En markkabel har ett spänningsfall på 5,6 % och det finns ledningar vars bryttider varierar mellan 5,1 och 730 s. Det finns 1 sträcka där bryttiden överstiger 100 s vilket är långt över de 5 s som standarden föreskriver. Tabell Utvalda delar av nätberäkning för nätstation T433. Objekt G Från Till Kabeltyp Ström (A) Sp.fall Bryttid Ij (s) Rel.Ström M.Luft 1 S IFÖ-låda FKKJ 16/ ,0 5,1 17 S.Luft 1 S EKKJ 10/10 4,7 3,9 22 6,1 S.Mark 2 K43302B G ,6 1,7 19 M.Luft 3 T433/3 S ALUS M.Luft 3 S S ALUS , M.Luft 3 S S ALUS , T439 I Tabell 4.11 kan ses resultatet från nätberäkningen på nätstation T439 med underliggande nät. Det finns spänningsvariationerna på ledningarna som varierar mellan 5,1 9,2 %. De tre kunderna , och som har högst spänningsfall i dppower har enligt kundernas egna mätare mellan 218,8-219,4 i genomsnitt vilket kan anses som godtagbart. Det finns brytartider som ligger mellan 6,2 och 250 s. Det finns 2 sträckor där bryttiden överstiger 100 s vilket är långt över de 5 s som standarden föreskriver. 26

35 Tabell Utvalda delar av nätberäkning för nätstation T439. Objekt G Från Till Kabeltyp Ström (A) Sp.fall Bryttid Ij (s) Rel.Ström M.Luft 1 S S ALUS , M.Luft 1 S IFÖ-låda FKKJ 16/ , M.Luft 1 S IFÖ-låda 4G16-3, M.Luft 4 S EL_JOINT ALUS ,9 41 M.Luft 4 S EL_JOINT ALUS ,1-41 S.Luft 4 EL_JOINT EKKJ 10/ ,2 0, M.Luft 4 EL_JOINT S ALUS ,6 9,0 36 M.Luft 4 S IFÖ-låda FKKJ 16/ , M.Luft 4 S IFÖ-låda FKKJ 16/ , S.Mark 4 IFÖ-låda G ,2 0,49 33 S.Mark 4 IFÖ-låda G10 7,4 8,9 0,49 9,2 S.Mark 4 IFÖ-låda G ,4 0,23 23 S.Mark 4 IFÖ-låda EKKJ 3x10/ ,8 0,11 23 M.Luft 4 S IFÖ-låda ALUS ,8 19 S.Mark 4 IFÖ-låda EKKJ 6/6 18 5,1 0, M.Luft 4 S S ALUS 50 7,8 4,8 6,2 5,5 M.Luft 5 IFÖ-låda IFÖ-låda FKKJ 16/ ,3 7,9 5,5 S.Mark 5 IFÖ-låda EKKJ 3x10/ ,6 1,9 21 S.Mark 5 IFÖ-låda EKKJ 3x10/10 5,7 6,3 2, T443 Resultatet från nätberäkningen på nätstation T443 med underliggande nät kan ses i Tabell Det finns spänningsvariationer för ledningarna som varierar mellan 5,0 5,7 % och brytartider som varierar mellan 7,9 och 110 s. Det finns 1 sträcka där bryttiden överstiger 100 s vilket ät långt över de 5 s som standarden föreskriver. Tabell Utvalda delar av nätberäkning för nätstation T443. Objekt G Från Till Kabeltyp Ström (A) Sp.fall Bryttid Ij (s) Rel.Ström M.Luft 1 T443/1 S ALUS ,9 26 M.Mark 1 S K44301A 4G ,7 13 5,8 M.Luft 1 S IFÖ-låda FKKJ 16/ ,5 9,2 14 M.Luft 1 S S ALUS , S.Mark 1 K44301A AXKJ 4x50/ ,0 0,45 9,4 S.Mark 1 IFÖ-låda G ,5 0,22 26 S.Luft 1 S EKKJ 10/ ,7 0, T446 I Tabell 4.13 kan ses resultatet från nätberäkningen på nätstation T446 med underliggande nät. För ledningarna på T446 finns spänningsvariationer på vissa sträckor mellan 5,2 och 17 27

36 % samt brytartider som varierar mellan 8,9 och 160 s. Kund har ett spänningsfall på 9,6 %. I dagsläget sitter en reglertransformator som lyfter kundens spänning till i genomsnitt 227,7 V och spänningsfallet kan bortses från. Dessutom finns 1 markkabel som ligger nära överbelastning med 71 % belastning samt 4 överbelastade ledningar med en belastning på mellan 84 och 130 %. Det finns 1 sträcka där bryttiden överstiger 100 s vilket är långt över de 5 s som standarden föreskriver. Tabell Utvalda delar av nätberäkning för nätstation T446. Objekt G Från Till Kabeltyp Ström (A) Sp.fall Bryttid Ij (s) Rel.Ström M.Luft 1 T446/ ALUS ,9 130 M.Mark 1 T446/1 S AKKJ 95/ M.Luft 1 S S ALUS S.Mark 1 S G50 Solid M.Mark 4 T446/4 K44604A 4G ,3 0, M.Luft 4 K44604A ALUS ,2 0, M.Mark 4 K44604A K44604B 4G ,1 0, M.Luft 4 K44604B IFÖ-låda FKKJ 16/ ,7 2,1 11 S.Mark 4 K44604B G ,3 0, M.Luft 4 IFÖ-låda S FKKJ 16/ , S.Luft 4 S EKKJ 10/ ,6 0,

37 5 Åtgärdsförslag I detta kapitel presenteras de åtgärdsförslag som författaren har valt ut, övriga nätberäkningar som dppower har signalerat för kan ses i bilaga D. Först presenteras i vilken ordning som nätstationerna Combi Lomma behöver bytas ut. Därefter presenteras åtgärdsförlag knutna till nätstationer utifrån nätberäkningarna. 5.1 Combi Lomma En del av nätstationerna är ommålade i en rostskyddsfärg, Pansarol, vilket har förlängt livslängden. Detta har dock endast skett på utsidan av stationen av den anledningen att behörig personal behövs för att öppna nätstationerna eller att spänningen behöver brytas. Efter fältbesöken kan dock ses att insidorna av dörrarna skulle behöva rostskyddas och detta skulle kunna ske under uppsikt av behörig personal utan att behöva bryta spänningen i stationerna. Utifrån fältbesöken och uppgifterna från tillsynsrapporterna utförda av Ale El skulle uppskattningsvis 22st Combi Lomma behöva målas om. Detta eftersom de antingen är mycket korrosionsdrabbade eller i rent förebyggande syfte, under förutsättning att nätstationerna inte byts ut. I bilaga C listas de nätstationer som skulle behöva målas om. De fem nätstationer som bedöms som den mest akuta att byta ut kan ses i Den med störst behov är T430 utifrån att det idag finns ett hål in i nätstationen och därav kan det både komma in vatten och djur. Därefter behöver T421 bytas ut då dörrarna är mycket svåra att öppna och stänga samt att placeringen av nätstationen ses över och flyttas längre från parkeringen. Den tredje i ordningen att se över är T426 då placeringen i en hage kan vara problematiskt vid underhåll och felsökning. Den är något sliten på insidan men om den inte skulle bytas ut, utan bara flyttas, skulle den behöva målas om utvändigt. Därefter skulle T425 bytas ut då den är mycket provisoriskt lagad samt att placera den högre upp så att mindre vatten läcker in. Den femte i ordningen att byta ut är T333 då det står vatten i den och utsidan är mycket korrosionsdrabbad. Om den enbart flyttas till en högre placering skulle den behöva målas om. I bilaga C rangordnas alla Combi Lomma utifrån behovet att byta ut dem efter resultaten från fältbesöken sammanvägt med Ale Els bedömningar vid den senaste tillsynen. 5.2 T309 Idag sitter en 80 A säkring på grupp 1, om den istället skulle bytas ut till den minsta möjliga säkring enligt dppower borde bryttiderna teoretiskt bli lägre, se Tabell 5.1. Vill mer marginal bibehållas för att säkringen inte ska lösa i onödan skulle en 63 A istället kunna användas. 29

38 Tabell 5.1. Nätstation T309 med 50 A gruppsäkring istället för 80 A. Objekt G Från Till Kabeltyp Ström (A) Sp.fall Bryttid Ij (s) M.Luft X S ALUS ,1 0,48 26 S.Luft 1 S EKKJ 10/ ,2 0, M.Luft 1 S S ALUS ,5 0,71 20 M.Luft 1 S IFÖ-låda FKKJ 16/ ,1 1,9 18 M.Luft 1 S IFÖ-låda FKKJ 16/ ,5 0,78 15 S.Mark 1 IFÖ-låda EKKJ 3x10/ ,5 1,2 24 S.Mark 1 IFÖ-låda EKKJ 3x10/ ,7 0,41 19 Rel.Ström 5.3 T321 I dppower finns ett värde för max och min säkring för en grupp. På grupp 1 i station T321 skulle säkringen kunna minskas till minst 63 A från vilket ger resultatet i Tabell 5.2. Tidigare fanns tre sträckor som hade bryttider på 6,4 s, 30 s och 7,5 s. Här kan ses att alla bryttider skulle teoretiskt sjunka till under 5 s. Tabell 5.2. Nätstation T321 med 63 A gruppsäkring istället för 80 A. Objekt G Från Till Kabeltyp Ström (A) Sp.fall Bryttid Ij (s) M.Luft 1 S S ALUS ,4 0,90 26 M.Luft 1 S S ALUS M.Luft 1 S IFÖ-låda FKKJ 16/ ,3 2,8 29 M.Luft 1 S IFÖ-låda FKKJ 16/ ,4 1,0 14 S.Mark 1 IFÖ-låda EKKJ 3x10/ ,6 0,50 37 S.Mark 1 IFÖ-låda EKKJ 3x10/ ,8 0,33 18 Rel.Ström 5.4 T4110 På transformatorstation går, från stolpe S , en friledning (oisolerad), CU 4x10, till en IFÖ-låda (säkringsskåp), vilket är den enda oisolerade luftledningen som finns på lågspänningssidan av linjerna L33 Sannum och L42 Kilanda. Ingen av de tre parametrarna spänningsfall, bryttid eller överbelastning överstiger riktvärdena, se bilaga D. Däremot ur driftsäkerhetsperspektiv kan det vara en god idé att byta ut den till en markförlagd 4G16 då den går över kund s tomt, se Figur

39 Figur 5.1. T Oisolerad friledning. 5.5 T423 T423 är något överbelastad och belägen inte allt för långt från nätstation T4129. En lösning skulle vara att T4129 tar över en del av lasten. Alternativt har Ale El i nuläget ett antal transformatorer med storlek 100 kva på lager som skulle kunna ersätta T23 som är en 50 kva. Då skulle även en markplacerad nätstation kunna köpas in och stolpstationen istället kunna placeras på marken för att underlätta vid underhåll. Stolpstationen är idag placerad i en öppenmiljö och teoretiskt skulle en markstation fungera, se Figur 5.2. Figur 5.2. T423 - Dagens stolpstation är belägen i en öppen, något sluttande miljö. Bryttiden på grupp 2 är hög men enligt dppower är den teoretiskt max- och minsäkring 125 A och idag sitter en 100 A vilket innebär att säkringen inte går att minskas. Om bryttiderna ska minskas bör mer drastiska åtgärder utföras, som att installera fler säkringar längs sträckan vilket inte berörs vidare i detta arbete. 31

40 5.6 T431 En mindre säkring på grupp 1 skulle minska de höga brytartider som finns idag, dppower rekommenderar 50 A som minsta säkring. Resultatet ses i Tabell 5.3. Tabell 5.3. T431 med en säkring på 50 A på grupp 1 istället för 100 A. Objekt G Från Till Kabeltyp Ström (A) Sp.fall Bryttid Ij (s) M.Luft 1 S IFÖ-låda FKKJ 16/16 5,7 3,6 0,18 5,7 M.Luft 1 S IFÖ-låda FKKJ 16/ ,0 0,24 18 M.Luft 1 S S ALUS ,1 0,19 23 M.Luft 1 S S ALUS ,4 0,29 16 M.Luft 1 S IFÖ-låda B_4G16 7,9 4,4 0,40 6,3 M.Luft 1 S S ALUS ,2 1,1 13 M.Luft 1 S IFÖ-låda FKKJ 16/ ,3 1,9 11 M.Luft 1 S IFÖ-låda FKKJ 16/ ,2 1,2 12 S.Mark 1 IFÖ-låda EKKJ 3x10/10 7,0 5,7 2,0 9,1 S.Mark 1 IFÖ-låda EKKJ 3x10/10 6,6 5,4 0,96 8,5 S.Mark 1 IFÖ-låda EKKJ 3x10/ ,3 0,68 16 Rel.Ström 5.7 T433 För att minska bryttiderna för grupp 1 och 3 skulle säkringarna i nätstationen kunna minskas från 80 A till 63 A på grupp 1 respektive från 80 A till 50 A på grupp 3. En sträcka på grupp 3 skulle fortfarande ha en för hög bryttid men resterade skulle få en bryttid som understiger riktvärdet, se Tabell 5.4. Tabell 5.4. T433 med en säkring på 63 A istället för 80 A på grupp 1 och 50 A istället för 80 A på grupp 3. Objekt G Från Till Kabeltyp Ström (A) Sp.fall Bryttid Ij (s) M.Luft 1 S IFÖ-låda FKKJ 16/ ,0 0,76 17 S.Luft 1 S EKKJ 10/10 4,7 3,9 2,4 6,1 S.Mark 2 K43302B G ,6 1,7 19 M.Luft 3 T433/3 S ALUS ,3 1,0 23 M.Luft 3 S S ALUS , M.Luft 3 S S ALUS ,5 1,8 15 Rel.Ström I dagsläget sitter det ingen IFÖ-låda (skåp med säkringar) hos flera av kunderna på nätstationen vilket innebär att matningen inte är avsäkrad förrän i kundens mätarskåp. Ale El har som praxis att serviserna ska vara avsäkrade med antigen IFÖ-låda, hängsäkringar eller kabelskåp. På utgående matning från nätstation T433 skulle 7st IFÖ-lådor komma att behöva installeras. Till kunderna , , , , behövs en IFÖ-låda vardera. Därtill kan en IFÖ-låda delas av kunderna och 32

41 , en annan kan delas av och Om dessa skulle installeras skulle brytartiderna förändras och eventuellt skulle inte säkringarna på grupp 1 och 3 behövas minskas i nätstationen. Ett exempel på hur en IFÖ-låda ser ut i ritning ses i Figur 5.3 Figur 5.3. Exempel på schematiskritning med IFÖ-låda för kund T439 På grupperna 1 och 5 i T439 kan två säkringar bytas ut till ett mindre värde för att minska bryttiderna. I grupp 1 ersätts 100 A säkringen med 40 A och i grupp 5 ersätts 100 A med 50 A. Resultatet kan ses i Tabell 5.5. Grupp 4 har redan det minsta värdet på säkring som dppower tillåter och brytartiderna kan inte korrigeras på detta sätt. 33

42 Tabell 5.5. T439 med en säkring på 40 A istället för 100 A på grupp 1 och 50 A istället för 100 A på grupp 5. Objekt G Från Till Kabeltyp Ström (A) Sp.fall Bryttid Ij (s) Rel.Ström M.Luft 1 S S ALUS ,1 0,50 11 M.Luft 1 S IFÖ-låda FKKJ 16/ ,6 1,2 15 M.Luft 1 S IFÖ-låda 4G16 0,00 3,1 0,54 - M.Luft 4 S EL_JOINT ALUS ,1 5,9 41 M.Luft 4 S EL_JOINT ALUS S.Luft 4 EL_JOINT EKKJ 10/ ,2 0, M.Luft 4 EL_JOINT S ALUS ,5 9,0 36 M.Luft 4 S IFÖ-låda FKKJ 16/ , M.Luft 4 S IFÖ-låda FKKJ 16/ , S.Mark 4 IFÖ-låda G ,2 0,49 33 S.Mark 4 IFÖ-låda G10 7,4 8, ,2 S.Mark 4 IFÖ-låda G ,4 0,23 23 S.Mark 4 IFÖ-låda EKKJ 3x10/ ,8 0,11 23 M.Luft 4 S IFÖ-låda ALUS ,9 8,9 19 S.Mark 4 IFÖ-låda EKKJ 6/6 18 5,1 0,09 32 M.Luft 4 S S ALUS 50 7,8 4,8 6,2 5,5 M.Luft 5 IFÖ-låda IFÖ-låda FKKJ 16/ ,3 3,4 21 S.Mark 5 IFÖ-låda EKKJ 3x10/ ,9 0,15 25 S.Mark 5 IFÖ-låda EKKJ 3x10/ ,6 1, T443 Det största spänningsfallet på ledningarna i nätstation T443 ligger på 5,7 %, vilket kan accepteras. Dock kan de fyra sträckorna där bryttiden ligger mellan 7,9 och 110 s behövas ses över. En lösning skulle kunna vara att ersätta säkringen i grupp 1 från 80 A till 50 A vilket det teoretiska resultatet kan ses i Tabell 5.6. Tabell A säkring istället för 50 A på grupp 1. Objekt G Från Till Kabeltyp Ström (A) Sp.fall Bryttid Ij (s) M.Luft 1 T443/1 S ALUS ,4 0,46 26 M.Mark 1 S K44301A 4G ,7 0,62 5,8 M.Luft 1 S IFÖ-låda FKKJ 16/ ,5 0,51 14 M.Luft 1 S S ALUS ,6 2,1 21 S.Mark 1 K44301A AXKJ 4x50/ ,0 0,44 9,4 S.Mark 1 IFÖ-låda G ,5 0,22 17 S.Luft 1 S EKKJ 10/ ,7 0,18 26 Rel.Ström 34

43 5.10 T446 Kund har ett spänningsfall på 17 % och en belastningsström på 130 %. Idag är inte luftledningen avsäkrad, ingen IFÖ-låda, innan kundens mätarskåp. Sträckan kan ses i Figur 5.4. Figur 5.4. T446 grupp 1 i dagsläget. Luftledningen från nätstationen och servisen fram till kund bör bytas ut för att minska spänningsfallet. Matarkabeln som istället läggs skulle kunna vara en 4G 240 istället för den ALUS 50 som finns idag som luftledning och serviskabeln blir en 4G 150. I kabelskåpet sätts en säkring på 160 A och en 200 A i grupp 1 på nätstationen. Den nya sträckningen kan ses i Figur 5.5. Figur 5.5. T446 grupp 1 efter ombyggnation. På grupp 4 i T446 finns en sträcka fram till en ensligt belägen kund som har hög bryttid. I den IFÖ-lådan som sitter mellan nätstation och kunden sitter idag en 50 A som skulle kunna bytas ut till en 20 A för att minska bryttiden på sträckan. Dessa förändringar för grupp 1 och 4 ger förbättring av belastningsgraden, spänningsfallet och brytartiderna, se Tabell

44 Tabell 5.7. T446 med förlagd kabel och gruppsäkring 200 A för grupp 1 samt 20 A istället för 50 A säkring i Ifö-låda i sträckan fram till kund Objekt G Från Till Kabeltyp Ström (A) Sp.fall Bryttid Ij (s) M.Mark 1 T446/1 Kabelskåp 4G ,7 0, S.Mark 1 Kabelskåp G ,9 0, M.Mark 4 T446/4 K44604A 4G ,3 0, M.Luft 4 K44604A ALUS ,1 0, M.Mark 4 K44604A K44604B 4G ,0 0, M.Luft 4 K44604B IFÖ-låda FKKJ 16/ ,7 2,1 11 S.Mark 4 K44604B G ,3 0, M.Luft 4 IFÖ-låda S FKKJ 16/ ,4 0,47 11 S.Luft 4 S EKKJ 10/ ,5 0,27 14 Rel.Ström En fullständig beredning bör dock göras för att se om sträckningen för den nya kabeln är optimal eller om den istället ska dras längs väg, dagens luftledning kan ses i Figur 5.6 vilken är monterad i åkerkant och i ett relativt öppet landskap. Figur 5.6. ALUS 50 idag sett från kund