SvK4005, v3.3, 2012-08-09 VÅR BETECKNING TR06-02 DATUM 2006-01-03 TEKNISK RIKTLINJE UTGÅVA B TEKNISKA RIKTLINJER FÖR ELKVALITET DEL 2: PLANERINGS- OCH EMISSIONSNIVÅER, MÄTMETODER OCH ANSVARSFÖRDELNING AVSEENDE ELKVALITET I STAMNÄTET 1/15
Innehåll 1 INLEDNING... 4 2 PLANERINGS- OCH EMISSIONSNIVÅER, MÄTMETODER OCH ANSVARSFÖRDELNING... 5 2.1 Frekvens... 5 2.2 Långsamma spänningsvariationer, spänningsreglering och reaktiv effekt... 5 2.2.1 Mätmetoder... 6 2.2.2 Ansvarfördelning... 6 2.3 Snabba spänningsvariationer, ej flimmer... 6 2.3.1 Planerings- och emissionsnivåer... 6 2.3.2 Mätmetoder... 7 2.3.3 Ansvarsfördelning... 7 2.4 Kortvariga spänningssänkningar... 7 2.4.1 Planerings- och emissionsnivåer... 7 2.4.2 Mätmetoder... 7 2.4.3 Ansvarsfördelning... 8 2.5 Kortvariga spänningshöjningar... 8 2.5.1 Planerings- och emissionsnivåer... 8 2.5.2 Mätmetoder... 8 2.5.3 Ansvarsfördelning... 8 2.6 Kortvariga avbrott... 8 2.6.1 Planerings- och emissionsnivåer... 8 2.6.2 Mätmetoder... 9 2.7 Transienter... 9 2.7.1 Planerings- och emissionsnivåer... 9 2.7.2 Mätmetoder... 9 2.7.3 Ansvarsfördelning... 9 2.8 Flimmer... 10 2.8.1 Planerings- och emissionsnivåer... 10 2.8.2 Mätmetoder... 10 2.8.3 Ansvarsfördelning... 10 2.9 Vågformsdistorsion... 11 2.9.1 Strömövertoner... 11 2.9.2 Spänningsövertoner... 12 2.9.3 Ekvivalent psophometrisk ström... 13 2/15
2.9.4 Diskreta mellantoner i ström... 14 2.9.5 Diskreta mellantoner i spänning... 14 2.10 Osymmetrier i trefassystem... 14 2.10.1 Planerings- och emissionsnivåer... 14 2.10.2 Mätmetoder... 14 2.10.3 Ansvarsfördelning... 14 2.11 DC-komponenter... 14 3 REFERENSER... 15 3/15
1 INLEDNING Detta dokument behandlar planeringsnivåer och metoder för bestämning av lämpliga emissionsnivåer avseende elkvalitet i stamnätet. Dessutom diskuteras lämpliga ansvarsförhållanden. Elektromagnetisk kompatibilitet (EMC), eller elektromagnetisk förenlighet, behandlar den försämring av egenskaperna hos elektrisk och elektronisk utrustning som kan vara orsakad av störningar som är närvarande i den elektromagnetiska miljö i vilken utrustningen arbetar. Det finns två väsentliga krav för kompatibilitet, eller förenlighet: 1 Emissionen av störningar till den elektromagnetiska miljön måste hållas under en nivå som skulle kunna ge upphov till en oacceptabel försämring av egenskaperna hos den utrustning som arbetar i miljön. 2 All utrustning som arbetar i den elektromagnetiska miljön måste ha en tillräcklig immunitet mot störningar med de nivåer som förekommer i miljön. Gränser för emission och immunitet kan inte bestämmas oberoende av varandra. Ju effektivare störningarna behärskas, desto mindre är de immunitetskrav som måste ställas på utrustningen. På motsvarande sätt fordras det inte så hårda krav på en begränsning av störningarna om utrustningen har hög immunitet. Det krävs därför en koordinering av de nivåer som fastställs för emission och immunitet. Detta är syftet med de så kallade kompatibilitetsnivåerna. Svenska Kraftnät som ansvarar för stamnätet har en särskild roll ifråga om större laster och installationer i stamnätet. Vid bestämning av lämpliga emissionsnivåer för sådana installationer används ofta begreppet planeringsnivå. Planeringsnivåer är främst av betydelse i mellan- och högspännings-nät. Lågfrekventa ledningsbundna störningar flyter emellertid i båda riktningarna mellan lågspänningsnät och nät med högre spänningar. Vid koordineringen av emissionsnivåerna måste därför alla spänningsnivåer beaktas. Planeringsnivån är ett värde som beslutats av den organisation som ansvarar för planering och drift av elnätet i fråga och som används för att bestämma emissionsnivåer för större laster och installationer som skall anslutas till nätet. Planeringsnivån används som ett hjälpmedel för att så skäligt som möjligt fördela den börda som emissionsbegränsningen utgör. Planeringsnivån kan inte överstiga den så kallade kompatibilitetsnivån. Den är i allmänhet lägre, med en marginal som t.ex. beror på vilka störningsfenomen det är fråga om, på elnätets struktur och elektriska egenskaper, bakgrundsstörningarnas nivå, sannolikheten för resonans och 4/15
på belastningsprofil. Planeringsnivån är därför normalt specifik för varje plats i nätet. Även om planeringsnivån främst hänger samman med större utrustningar och installationer, måste hänsyn också tas till de många andra störningskällor som är anslutna, särskilt till de många lågeffektapparater som är anslutna till lågspänningsnätet. De planeringsnivåer som diskuteras i detta dokument är generella och avvikelser kan därför förekomma. Ett särdrag hos produkten el är att för vissa av dess egenskaper påverkas kvaliteten mer av användaren än av producenten eller leverantören. För att kunna upprätthålla en god elkvalitet är det därför viktigt att ansvarsfördelningen avseende elkvalitet tydligt definieras. För att kunna kontrollera de målgränser som angivits i TR06-01, samt uppfyllandet av för varje anläggning angivna emissionsnivåer krävs mätningar. För att mätningarna skall vara tillförlitliga, repeterbara och möjliga att jämföra mellan olika instrument krävs väldefinierade mätmetoder. 2 PLANERINGS- OCH EMISSIONSNIVÅER, MÄTMETODER OCH ANSVARSFÖRDELNING 2.1 Frekvens Svenska Kraftnät är huvudansvarig för att frekvensen håller sig inom stipulerade gränser. Detta gäller alla nät som är anslutna till stam-nätet. Spänningens frekvens och tidsavvikelse regleras inom ramen för samarbetet mellan de systemansvariga företagen inom Nordel. 2.2 Långsamma spänningsvariationer, spänningsreglering och reaktiv effekt Ägare av till stamnätet direkt ansluten anläggning skall i varje enskild in- eller utmatningspunkt mot stamnätet uppfylla för varje anläggning ställda krav avseende spänningsreglering och utbyte av reaktiv effekt. Kraven anges i anslutnings- och anläggningsavtal. Det reaktiva effektflödet mot stamnätet skall kunna regleras till noll Mvar i såväl hög- som låglastsituationer om ej annat överenskommits. 5/15
2.2.1 Mätmetoder Mätning av reaktiv effekt skall ske på uppspänningssidan av transformator ansluten till stamnätet. Mätmetoder för reaktiv effekt anges inte i detta dokument. Långsamma spänningsvariationer skall mätas enligt SS-EN 61000-4-30 [4]. Redovisningsresultatet skall baseras på 10-minuters värden. Resultatet skall som ett minimum redovisas i form av 95 %, 99 % och 100 % veckovärden samt följande index då spänningen ligger utanför angivna gränser; tidpunkt, antalet 10-minutersvärden utanför gränserna, högsta/lägsta värdet och medelvärdet. 2.2.2 Ansvarfördelning Svenska Kraftnät har ett övergripande ansvar för att aktuell spänningen håller sig inom angivna gränser. 2.3 Snabba spänningsvariationer, ej flimmer 2.3.1 Planerings- och emissionsnivåer Planerings- och emissionsnivåer för snabba spänningsändringar i anslutningspunkter till stamnätet redovisas i Tabell 1 som relativa spänningsändringar för olika händelsefrekvenser vid normalkopplat nät. Här avses gränser för snabba relativa spänningsändringar som kan uppstå på grund av planerade snabba lastförändringar och som ej orsakats av åska, jordfel eller liknande händelser. Systemspänning 220-400 kv Relativ spänningsändring ΔU/U (%) Händelsefrekvens f (ggr/tidsenhet) Anmärkning ΔU/U < 2 % Behandlas som flimmer 2 % < ΔU/U < 4 % f = 4 ggr/dygn 4 % < ΔU/U < 5 % f = 2 ggr/år (efter överenskommelse) 5 % < ΔU/U f = 0 ggr/år Tabell 1. Planerings- och emissionsnivåer för snabba spänningsändringar i anslutningspunkter till stamnätet. 6/15
Kvarvarande stationära spänningsändringar efter in- och urkoppling av såväl kondensatorbatterier som reaktorer skall vara maximalt 3 %. Spänningssänkningar större än 10 % av U c definieras som kortvariga spänningssänkningar, se avsnitt 2.4. 2.3.2 Mätmetoder Mätmetoder för stegvisa spänningsändringar beskrivs kort i SS-EN 61000-4-30 [4]. Denna beskrivning har ännu inte fått full acceptans och finns med i en informativ del av standarden. 2.3.3 Ansvarsfördelning Svenska Kraftnät ansvarar för att reaktorer, som i första hand är avsedda att kopplas två gånger per dygn, dimensioneras så att spänningssteg vid in- och urkoppling av dessa ej överstiger 3 %, dvs. reaktorernas reaktiva effekt får inte vara större än 3 % av kortslutningseffekten vid normalkopplat nät. För kondensatorbatterier gäller också att kvarvarande spänningsändring inte skall överstiga 3 % av aktuell spänning. I övrigt kan ansvarsfördelning för närvarande inte fastställas. 2.4 Kortvariga spänningssänkningar 2.4.1 Planerings- och emissionsnivåer Förekomsten av kortvariga spänningssänkningar är så oförutsägbara att det inte är praktiskt möjligt att ange planerings- och/eller emissionsnivåer. Svenska Kraftnäts målsättning är ändå att försöka minimera antalet kortvariga spänningssänkningar. 2.4.2 Mätmetoder Kortvariga spänningssänkningar skall mätas enligt den mätmetod som anges i SS-EN 61000-4-30 [4]. I stamnätet skall en så kallad glidande referensspänning användas för att detektera och utvärdera kortvariga spänningssänkningar. Den s.k. triggnivån skall i stamnätet vara 10 %, dvs. en kortvarig spänningssänkning detekteras om den relativa spänningssänkningen i en eller flera faser är större än eller lika med 10 % under mer än 10 ms. Mätperiodens längd rekommenderas i standarden till minst ett år. Tyvärr får dock detta anses vara en alltför kort mätperiod för att erhålla godtagbar statistik över förekomsten av kortvariga spänningssänkningar. Resultatet skall, som ett minimum, redovisas i form av en s.k. dipptabell enligt rekommendationerna i IEC/TR 61000-2-8 [5]. Presentation kan också ske i form av följande för varje händelse: tidpunkt, kvarvarande spänning (lägsta fas eller för varje fas), varaktighet (längsta varaktighet eller för varje fas). 7/15
2.4.3 Ansvarsfördelning Ansvarsfördelning kan för närvarande inte fastställas, men Svenska Kraftnät liksom ansvariga för underliggande nät har ett ansvar att försöka begränsa antalet och varaktigheten hos kortvariga spänningssänkningar. 2.5 Kortvariga spänningshöjningar 2.5.1 Planerings- och emissionsnivåer Förekomsten av kortvariga spänningshöjningar är liksom förekomsten av kortvariga spänningssänkningar så oförutsägbara att det inte är praktiskt möjligt att ange planerings- och/eller emissionsnivåer. Svenska Kraftnäts målsättning är att försöka minimera antalet kortvariga spänningshöjningar. 2.5.2 Mätmetoder Kortvariga spänningshöjningar skall mätas enligt den mätmetod som anges i SS-EN 61000-4-30 [4]. I stamnätet skall en så kallad glidande referensspänning användas för att detektera och utvärdera kortvariga spänningshöjningar. Den s.k. triggnivån skall i stamnätet vara 10 %, dvs. en kortvarig spänningshöjning detekteras om den relativa spänningshöjningen i en eller flera faser är större än eller lika med 10 % under mer än 10 ms. Mätperiodens längd rekommenderas i standarden till minst ett år. Tyvärr får dock detta anses vara en alltför kort mätperiod för att erhålla godtagbar statistik över förekomsten av kortvariga spänningshöjningar. Resultatet skall, som ett minimum, redovisas enligt samma princip som gäller för kortvariga spänningssänkningar. 2.5.3 Ansvarsfördelning Ansvarsfördelning kan, liksom för kortvariga spänningssänkningar, för närvarande inte fastställas, men Svenska Kraftnät liksom ansvariga för underliggande nät har ett ansvar att försöka begränsa antalet kortvariga spänningshöjningar. 2.6 Kortvariga avbrott 2.6.1 Planerings- och emissionsnivåer Förekomsten av kortvariga avbrott är, liksom förekomsten av kortvariga spänningssänkningar/höjningar, så oförutsägbara att det inte är praktiskt möjligt att ange planerings- och/eller emissionsnivåer. Svenska Kraftnäts målsättning är att försöka minimera antalet kortvariga avbrott. 8/15
2.6.2 Mätmetoder Kortvariga avbrott skall mätas enligt den mätmetod som anges i SS-EN 61000-4-30 [4]. I stamnätet skall en så kallad glidande referensspänning användas för att detektera och utvärdera kortvariga avbrott. Den s.k. triggnivån skall i stamnätet vara 1 % av U c, dvs. ett kortvarigt avbrott detekteras om kvarvarande spänning är mindre än eller lika med 1 %. Mätperiodens längd rekommenderas i standarden till minst ett år. Tyvärr får dock detta anses vara en alltför kort mätperiod för att erhålla godtagbar statistik över förekomsten av kortvariga avbrott. Resultatet skall, som ett minimum, redovisas enligt samma princip som gäller för kortvariga spänningssänkningar. 2.7 Transienter 2.7.1 Planerings- och emissionsnivåer Förekomsten av transienter är, liksom förekomsten av kortvariga spänningssänkningar/höjningar och avbrott, så oförutsägbara att det inte är praktiskt möjligt att ange planerings- och/eller emissions-nivåer. Svenska Kraftnäts målsättning är att försöka minimera antalet transienter. 2.7.2 Mätmetoder Någon standardiserad mätmetod för transienter finns i dagsläget inte. En beskrivning av och exempel på vilka parametrar som krävs för att detektera och karaktärisera transienter beskrivs kort i en informativ del i SS-EN 61000-4-30 [4]. Resultatet skall, som ett minimum, redovisas i form av en s.k. tidskurva för varje händelse. 2.7.3 Ansvarsfördelning Svenska Kraftnät har normalt ett ansvar mot underliggande nät. Viss försiktighet måste dock iakttas då impedansförhållanden i näten är avgörande för hur transienter fortplantas. Anläggningar i eller anslutna till stamnätet får ej ge upphov till transienter i stamnätet som inte kan begränsas av normala överspänningsskydd installerade i stamnätet eller i anslutna nät. Transienters amplitud kan begränsas med s.k. ventilavledare. 9/15
2.8 Flimmer 2.8.1 Planerings- och emissionsnivåer Under varje period av en vecka skall 95 % av antalet P st- (korttidsvärde) och P lt-värden (långtidsvärde) vara mindre än eller lika med nedan angivna värden 1. P st.95 % < 1,0 P lt.95 % < 0,8 Det rekommenderas även att veckovärdena för P st.99 % och P lt.99 % inte överstiger 95 %- värdena med mer än 50 % 2. Större kunder som kan orsaka flimmer skall tilldelas emissions-nivåer. Metoder för tilldelning av emissionsnivåer för flimmer finns beskrivna i [1] och [2]. I stamnätet leder detta i de flesta fall till att hela utrymmet upp till ovan angivna planeringsnivåer kan tilldelas en kund. 2.8.2 Mätmetoder Flimmer skall mätas enligt SS-EN 61000-4-30 [4] och SS-EN 61000-4-15 inklusive tillägg. Mätperioden skall vara minst en vecka, inklusive ett veckoslut. Resultatet skall som ett minimum redovisas i form av 95 %, 99 % och 100 % veckovärden för P st och P lt. 95 %, 99 % och 100 % veckovärden är de värden som med 95 %, 99 % och 100 % sannolikhet inte överskrids under varje vecka under mätperioden. Om det under en mätperiod inträffat en kortvarig spänningssänkning och/eller höjning leder detta till höga P st och P lt värden. Om de tas med påverkar de 99 % och 100 % värdena. Om det under mätperioden registrerats en avvikelse från den glidande referens-spänningen med mer än 10 % (dvs. en kortvarig spänningssänkning och/eller spänningshöjning har registrerats) skall P st och P lt värdena för denna mätperiod flaggas. 2.8.3 Ansvarsfördelning Om en kund överskrider det flimmerutrymme som tilldelats denne, åligger det kunden att svara för/bekosta åtgärder så att flimmernivån reduceras till acceptabel nivå. 1 P st.95 % är det Pst-värde som med 95 % sannolikhet inte överskrids under mätperioden. På samma sätt för P lt.95 % 2 P st.99 % är det Pst-värde som med 99 % sannolikhet inte överskrids under mätperioden. På samma sätt för P lt.99 % 10/15
Temporära kortvariga överskridanden (gäller både enskild kund som orsakar flimmer och kunder tillsammans) kan tillåtas efter att separat avtal om detta tecknats. Enligt ovan skall större kunder som kan orsaka flimmer tilldelas emissionsnivåer enligt metoder beskrivna i [1] och [2]. Emissions-nivåerna skall baseras på angivna planeringsnivåer samt lokala förhållanden, och i diskussion med enskilda kunder. Andra flimmernivåer än de ovan angivna kan således avtalas för enskilda anslutningspunkter. 2.9 Vågformsdistorsion 2.9.1 Strömövertoner 2.9.1.1 Planerings- och emissionsnivåer Under varje period av en vecka skall 95 % av antalet 10-minuters värden för den relativa övertonshalten för varje enskild överton i strömmen vara mindre än eller lika med värdena i Tabell 2. Dessutom skall den totala relativa övertonshalten, THD ir, i strömmen (inklusive alla övertoner upp till och med den 50:e) vara mindre än eller lika med 5 %. Som bas vid beräkning av den relativa övertonshalten för varje enskild överton, samt för den totala relativa övertonshalten, i strömmen används referensströmmen I ref. För definition av referensströmmen, se TR06-01. Där flera parter ansluts i samma punkt är den relativa övertonshalten i Tabell 2 relaterad till abonnerad effekt för respektive part, dvs. för strömövertoner är emissionsnivåerna identiska med planeringsnivåerna. Systemspänning (kv) THD ir (%) Övertonshalt relativt I ref (%) N < 13 n > 13 220-400 kv 5 4 2 Tabell 2. Planerings- och emissionsnivåer för strömövertoner. 2.9.1.2 Mätmetoder Strömövertoner skall mätas enligt rekommendationerna i SS-EN 61000-4-30 [4]. Mätperioden skall vara minst en vecka, inklusive ett veckoslut. Resultat skall som ett minimum redovisas i form av 95 %, 99 % och 100 % veckovärden. 95 %, 99 % och 100 % veckovärdena är de värden som med 95 %, 99 % och 100 % sannolikhet inte överskrids under varje vecka under mätperioden. 11/15
2.9.1.3 Ansvarförhållanden Varje kund ansluten till stamnätet ansvarar normalt för att övertonerna i strömmen håller sig inom ovan angivna nivåer. Om en kund överskrider den emissionsnivå som tilldelats denne enligt ovan, åligger det kunden att svara för/bekosta åtgärder så att emissionsnivån reduceras till acceptabel nivå. 2.9.2 Spänningsövertoner 2.9.2.1 Planerings- och emissionsnivåer Planerings- och emissionsnivåerna i detta dokument avser främst så kallade kvasistationära övertoner av mer eller mindre varaktigt slag. Under varje period av en vecka skall 95 % av antalet 10-minuters värden för den relativa övertonshalten för varje enskild överton i spänningen vara mindre än eller lika med värdena i Tabell 3. Dessutom skall den totala relativa övertonshalten hos spänningen, THD u, (inklusive alla övertoner upp till och med den 50:e) vara mindre än eller lika med 3 %. Som bas vid beräkning av den relativa övertonshalten för varje enskild överton, samt för den totala relativa övertonshalten, i spänningen används aktuell grundtonsspänning (50 Hz). Udda övertoner ej multiplar av 3 Udda övertoner multiplar av 3 Jämna övertoner Övertoner (n) Rel. övertonshalt (%) Övertoner (n) Rel. övertonshalt (%) Övertoner (n) Rel. övertonshalt(%) 5 7 2,0 3 2,0 2 4 1,0 11 13 1,5 9 1,0 6 0,5 17 19 1,0 15 0,3 8 0,2 23 25 0,7 21 0,2 > 8 0,2 > 25 0,2+0,5x25/n > 21 0,2 Tabell 3. Planeringsnivåer för den relativa övertonshalten för varje enskild överton i spänningen. 12/15
Om strömövertonerna ligger under de i Tabell 2 ovan angivna värdena behövs normalt inte emissionsnivåer för spänningsövertoner tilldelas. Undantag kan finnas för större installationer. Om strömövertonerna ligger över de enligt avsnitt 2.9.1.1 angivna värdena skall dock emissionsnivåer för spänningsövertoner tilldelas. Metoder för tilldelning av emissionsnivåer för övertoner finns beskrivna i [1] och [3]. Svenska Kraftnät ansvarar för tilldelning av emissionsnivåer. Före installation av större strömriktare som ansluts till stamnätet, eller förväntas påverka stamnätet, skall utredning om övertons-utbredning göras. Vid risk för resonansproblem skall samverkan mellan nätets och anläggningens övertonsimpedanser utredas. 2.9.2.2 Mätmetoder Övertoner i spänningen skall mätas enligt SS-EN 61000-4-30 [4]. Mätperioden skall vara minst en vecka, inklusive ett veckoslut. Resultatet skall som ett minimum redovisas i form av 95 %, 99 % och 100 % veckovärden. 95 %, 99 % och 100 % veckovärdena är de värden som med 95 %, 99 % och 100 % sannolikhet inte överskrids under varje vecka under mätperioden. 2.9.2.3 Ansvarsfördelning Svenska Kraftnät ansvarar normalt för att övertonerna i spänningen håller sig inom angivna målgränser enligt TR06-01. Om en kund överskrider den emissionsnivå i spänning eller ström som tilldelats denne enligt ovan angivna riktlinjer och metoder, åligger det kunden att svara för/bekosta åtgärder så att emissionsnivån reduceras till acceptabel nivå. 2.9.3 Ekvivalent psophometrisk ström Under varje period av en vecka skall 95 % av antalet 10-minuters värden för den psophometriska strömmen vara mindre än eller lika med målgränserna i Tabell 4. Den psophometriska strömmen skall beräknas från summan av de tre fasströmmarna. I ref (A) I pe (A) 0 100 (1 + 0,01 I ref)/2 > 100 1 Tabell 4. Planerings- och emissionsnivåer för ekvivalent psophometrisk ström. 13/15
Om uppmätta värden ligger nära de i Tabell 4 angivna värdena skall orsaken till detta utredas. 2.9.4 Diskreta mellantoner i ström Planerings- och emissionsnivåer för mellantoner i ström finns ej. Avseende mätmetoder och ansvarfördelning, se avsnitt 2.9.1.2 och 2.9.1.3. 2.9.5. 2.9.5 Diskreta mellantoner i spänning Planerings- och emissionsnivåer för mellantoner i spänning finns ej. Planeringsnivåerna för högre jämna spänningsövertoner är 0,2 % enligt ovan och kan användas som en generell planeringsnivå för diskreta mellantoner i spänningen tills dess att planeringsnivåer fastställts. Avseende mätmetoder och ansvarfördelning, se avsnitt 2.9.2.2 och 2.9.2.3. 2.10. 2.10 Osymmetrier i trefassystem 2.10.1 Planerings- och emissionsnivåer Under varje period av en vecka skall 99 % av antalet 10-minuters värden för trefasspänningens osymmetri enligt SS-EN 61000-4-30 [4] vara mindre än eller lika med 1 %. 2.10.2 Mätmetoder Osymmetrin i spänningen skall mätas enligt enligt SS-EN 61000-4-30 [4]. Mätperioden skall vara minst en vecka, inklusive ett veckoslut. Resultatet skall som ett minimum redovisas i form av 95 %, 99 % och 100 % veckovärden. 95 %, 99 % och 100 % veckovärdena är de värden som med 95 %, 99 % och 100 % sannolikhet inte överskrids under varje vecka under mätperioden. 2.10.3 Ansvarsfördelning Svenska Kraftnät ansvarar, genom fullständigt skruvade kraftledningar, för att nätimpedanserna i stamnätet är tillräckligt symmetriska. Varje kund ansluten till stamnätet ansvarar för att uttagen ström är symmetrisk och därmed inte orsakar osymmetrier i spänningen. 2.11 DC-komponenter Planeringsnivåer för DC-komponenter finns ej. 14/15
3 REFERENSER [1] F. J. Sollerkvist. En metod för tilldelning av tillåtna elkvalitetsgränser. STRI RAP- PORT S98-170, 1998-09-21, STRI AB. [2] IEC/TR 61000-3-7. Electromagnetic compatibility (EMC) Part 3: Limits Section 7: Assessment of emission limits for fluctuating loads in MV and HV power systems. [3] IEC/TR 61000-3-6. Electromagnetic compatibility (EMC) Part 3: Limits Section 6: Assessment of emission limits for distorting loads in MV and HV power systems. [4] SS-EN 61000-4-30. Elektromagnetisk kompatibilitet (EMC).Del 4-30: Mät- och provningsmetoder. Mätning av spänningsgodhet och elkvalitet. [5] IEC/TR 61000-2-8. Electromagnetic Compatibility (EMC) Part 2-8: Environment Voltage dips and short interruptions on public electric power supply systems with statistical measurement results. 15/15