Optimering av ett mellanspänningsnät

(1)

EL1518 Vt 2015 Examensarbete, 15 hp Högskoleingenjörsprogrammet i Elkraftteknik, 180 hp

Optimering av ett

mellanspänningsnät

Optimization of a medium voltage electricity grid

(2)

Sammanfattning

EU vill genom att använda energin effektivare sänka sina energikostnader och minska sitt beroende av externa leverantörer av olja och gas vilket leder till att miljön skyddas. Av den anledningen krävs att energieffektiviteten ökas från produktion till den slutgiltiga

konsumtionen inom EU.

Jämtkraft är miljöcertifierat enligt ISO 14001 och arbetar därför årligen mot uppsatta miljömål. Detta examensarbete har studerat ett av dessa mål, möjligheten att minska överföringsförluster i ett av Jämtkrafts mellanspänningsnät.

Området som examensarbetet baseras på är fördelningsstation Nälden FS23. Denna studie har undersökt möjligheterna att minska överföringsförluster i sex utgående linjer, från

fördelningsstation till kunderna.

Denna studie visar att det finns potential att minska överföringsförluster genom att öka spänningen i nätet. En direkt åtgärd och en långsiktig åtgärd har presenterats med olika potential. Den direkta åtgärden gör det möjligt att minska de årliga överföringsförlusterna med 6 MWh och det långsiktiga alternativet gör det möjligt att minska de årliga

(3)

Abstract

EU wants to reduce their energy costs and reduce its dependence on external suppliers of oil and gas by using energy more efficiently which leads to protection of the environment. For that reason it is crucial that energy efficiency is increased from production to final

consumption in the EU.

Jämtkraft is environmentally certified according to ISO 14001 and are therefore working yearly on environmental goals. This degree project has studied one of those goals, the opportunity to reduce transmission losses in one of Jämtkrafts medium voltage electricity grid.

The area which this degree project is based on is the distribution station Nälden FS23. This study has examined the possibilities of decreasing transmission losses in six outgoing lines, from distribution station to customers.

This study shows that there is potential to reduce transmission losses by increasing the voltage in the grid. A direct action as well as a long-term action was presented with different

(4)

Förord

Detta examensarbete är utfört på uppdrag av Jämtkraft AB och omfattar 15 högskolepoäng. Jag vill tacka mina handledare på Jämtkraft, Lars G. Andersson och Daniel Köbi för

möjligheten att genomföra detta examensarbete. Jag vill även tacka min handledare från Umeå Universitet, universitetsadjunkt Nils Lundgren för råd och korrekturläsning. Vidare vill jag tacka Amanda From för den förståelse och stöd som jag fått under detta examensarbete.

(5)

Förkortningar och akronymer

AC – Växelström DC - Likström EU – Europeiska unionen HSP - Högspänningsnät MSP - Mellanspänningsnät

ELSÄK-FS - Elsäkerhetsverket författningssamling IEC – International Electrotechnical Commission IEEE – Institute of Electrical and Electronics Engineers ISO – International Organization for Standardization SEK – Svensk elstandard

(6)

Innehållsförteckning

1. Inledning ... 1 1.1 Bakgrund ... 1 1.1.1 Jämtkrafts mål ... 1 1.2 Syfte ... 1 1.3 Frågeställning ... 1 1.3.1 Sekundära frågeställningar ... 1

1.4 Avgränsningar och antaganden ... 2

(7)

4.4 PL 14 ... 17

4.5 PL 15 ... 18

4.6 PL 16 ... 18

5. Teoretiska beräkningar ... 19

5.1 Jämförelse mellan olika driftlägen ... 19

5.1.1 Märkdata ... 20

5.1.2 Transformator T1 ... 21

5.1.3 Transformator T3 ... 22

5.1.4 Jämtkrafts elnät ... 26

5.1.5 Urval efter teoretiska beräkningar ... 26

(8)

1

1. Inledning

1.1 Bakgrund

EU kan genom att använda energin effektivare sänka sina energikostnader och minska sitt beroende av externa leverantörer av olja och gas vilket leder till att miljön skyddas. Av den anledningen krävs att energieffektiviteten ökas från produktion till den slutgiltiga

konsumtionen inom EU.

Till följd av ökade krav på energibesparingar på EU-nivå och nationell nivå undersöks därför möjligheten att minska överföringsförlusterna i ett av Jämtkrafts mellanspänningsnät.

Jämtkraft som är miljöcertifierade enligt ISO 14001 har uppsatta miljömål, studien har behandlat ett av dessa.

Området som studien baseras på är fördelningsstation Nälden FS23. Fördelningsstationen har valts ut eftersom att det är det mellanspänningsnät med störst förluster till följd av stora avstånd mellan olika konsumenter. Totalt finns det sex utgående ledningar till kunder från denna fördelningsstation som alla undersökts.

1.1.1 Jämtkrafts mål

Jämtkraft är sedan 2003 miljöcertifierat enligt ISO 14001, detta innebär att företaget satt upp konkreta mål och bedriver ett aktivt miljöarbete. (Se bilaga 3) [5]

Ett av Jämtkrafts miljömål under 2014 preciseras enligt [5]:

”Minska överföringsförluster under Krokoms fördelningsstation. Insamling av mätvärden 2014.”

Krokoms fördelningsstation ansågs vara likvärdig med den fördelningsstation vid Nälden FS23 som i denna studie undersökts och av den anledningen kan slutsatser från studien appliceras för att uppnå miljömålet.

1.2 Syfte

Jämtkraft vill till följd av EUs miljömål undersöka om det är möjligt att höja spänningen i delar av sitt elnät för att därigenom minska de totala överföringsförlusterna.

1.3 Frågeställning

Är det ekonomiskt försvarbart för Jämtkraft att höja spänningen i delar av sitt elnät för att därigenom minska de totala överföringsförlusterna?

1.3.1 Sekundära frågeställningar

Vilka risker medför en höjning av spänningen i elnätet?

- Hur påverkas komponenter i elnätet?

- Hur påverkas driftomläggningar?

- Hur påverkas kundanläggningar?

Vilka åtgärder krävs i elnätet för att åstadkomma denna spänningshöjning?

(9)

2

1.4 Avgränsningar och antaganden Arbetet omfattar MSP-nätet Nälden 10kV.

Vissaantagandenhar utförts för att förenkla beräkningar, enligt följande:

- Lasten antas vara rent resistiv vilket innebär att den aktiva effekten (P) är lika stor som den skenbara effekten (S).

(10)

3

2. Teori

2.1 Elnätets uppbyggnad

Sveriges elnät är uppbyggt av stamnät, regionala nät och lokala nät. SVK (Svenska kraftnät) är ansvarig för stamnätet vilket består av 220kV och 400kV ledningar. Huvuduppgiften för stamnätet är att transportera el över stora sträckor antingen från norra Sverige till södra eller vidare utanför gränserna till det område som har behov av el. De regionala näten har en spänningsnivå mellan 70 kV och 130 kV och ägssamtdrivs av kraftföretag. Regionalnätens uppgift är att binda samman stamnätet med större mottagare av kraft, vilket kan innebära större energiförbrukare från industrin. De lokala näten understiger 20kV och ägs av

distributionsföretag. Det är i det lokala nätet som spänningen transformeras från högspänning till den 230/400V arbetsspänning som finns i vanliga hushåll. [1]

I tätort sker distributionen till största del med fördelningskabel vid både lågspänning och högspänning. På landsbygden har det tidigare varit vanligt med luftledning men vid nybyggnation övergår företagmer och mer till att använda kabel. [1]

Det lokala nätet som denna studie fokuserar på kan antingen vara uppbyggt som maskat nät enligt figur 1 eller som radiellt som figur 2. Ett maskat nät ger en bättre leveranssäkerhet eftersom att det går att överföra el genom flera vägar men nackdelen är att det är dyrare jämfört med ett radiellt nät. Ett radiellt nät i småhusbebyggelse illustreras i figur 2 där matningskablar är anslutna till ett kabelskåp, leveranssäkerheten är sämre men det radiella nätet är det vanligaste systemet i Sveriges lokalnät. [1]

Figur 1 Maskat nät s.237 [1] Figur 2 Radiellt nät s.237 [1]

2.1.1 Luftledningar

Vid spänningar mellan 0.4 och 66kV används nästan enbart stolpar gjorda av trä eftersom det är det billigaste och enklaste alternativet, totalt finns det cirka 7 miljoner kraftledningsstolpar i Sverige. [1]

Luftledningar är ett samlingsnamn som innefattar friledningar, hängkabel och

(11)

4

dessutom högre säkerhet mot olycksfall. Uppbyggnaden är en enkel isolering som kräver isolerade upphängningsdon för infästning i stolpar. [1]

Högspänningsledningar byggs däremot normalt som friledningar där faserna är horisontellt placerade på reglar med stödisolatorer. Ledarna är gjorda av stål-aluminium eller legerad aluminium vid spänningar mellan 11 och 66 kV. [1]

Figur 3 illustrerar olika uppläggningsätt för ledningar från förr och i nutid. Friledning och hängspiral visas till höger i bilden.

Figur 3 Uppläggningsätt för ledningar s.209 [1]

2.1.2 Kablar

Jordkabel används vid distribution till nät och abonnentstationer. Vid 11 och 22 kV finns det tre olika utföringsformer enligt figur 4. [1]

(12)

5 2.1.3 Reläskydd

Det första reläskyddet utvecklades tidigt i kraftsystemets historia av ASEA och var ett överströmsskydd med inverttid-karakteristik som lanserades redan 1905. I nuläget installeras det enbart statiska och mikroprocessorbaserade reläskydd i Sveriges elnät. Grundprincipen är dock densamma vilken är att skydda utrustning och anläggningar inom elkraftsystemet. [1]

2.1.3.1 Uppbyggnad

Statiska och mikroproducerade reläskydd är uppbyggda på samma sätt. Strömmar och

spänningar ansluts från mättransformatorer till skyddets ingångstransformator. Det första som sker är att strömmar och spänningar filtreras av en filterkrets. Därefter samlas den analoga strömmen och spänningen för att behandlas av en mikroprocessor med dess numeriska algoritmer. Fördelen med detta är att huvuddelen av filtreringen sker digitalt. [1] De digitala skydd som illustreras i figur 5 kan strömmar och spänningar omvandlas till

likriktat medelvärde, RMS-värde eller till fyrkantsvåg. Dessa storheter kan sedan digitaliseras och behandlas i en mikroprocessor. [1]

Mätalgoritmen som används kan bestå av antingen en enkel nivåjämförelse eller till ett mer komplext förhållande som ett överlastskydd med minnesfunktion. I de flesta skydden ingår dock ett flertal mätfunktioner som kombineras inbördes med externa villkor. Denna process sker i logikdelen med hjälp av en mikroprocessor. Logikdelen kombinerar därefter signalerna med förinställda OCH-, ELLER- samt tidsfunktioner för att slutligen ge en start eller

utlösningssignal. [1]

Figur 5 Reläskyddets uppbyggnad s.371 [1]

Kommunikationen med reläskydden beror på skyddets komplexitetsgrad men kan vara flaggor, knappar, rattar eller lysdioder till en LCD-display, ett tangentbord eller en PC. Dagens numeriska skydd har alla någon form av minnesfunktion. De flesta skydden måste även ha en separat LS-matning vilket sker via en DC/DC eller AC/DC omvandlare. [1]

2.1.4 Förluster

Förluster i elnätet kan sammanfattas som omvandlingsförluster och överföringsförluster. Till omvandlingsförluster räknas den energi som går förlorad vid omvandling till el. [3]

(13)

6

består av värme till följd av resistans (R) i ledningen men uppkommer även i transformatorer vid omvandling av spänningsnivå. [2]

Förlusterna Wc vid enfasiga överföringar i ledningar har beräknats enligt: [9] 𝑊𝑐 = 𝑅𝑐∗ 𝐼2

Där

𝑊𝑐 = 𝑒𝑛𝑓𝑎𝑠𝑖𝑔 𝑒𝑓𝑓𝑒𝑘𝑡𝑓ö𝑟𝑙𝑢𝑠𝑡 𝑅𝑐 = 𝑟𝑒𝑠𝑖𝑠𝑡𝑎𝑛𝑠 𝑝𝑒𝑟 𝑓𝑎𝑠 𝑖 𝑙𝑒𝑑𝑛𝑖𝑛𝑔𝑒𝑛

𝐼 = 𝑅𝑀𝑆 − 𝑠𝑡𝑟ö𝑚 𝑖 𝑙𝑒𝑑𝑛𝑖𝑛𝑔𝑒𝑛

Vilket leder till att de trefasiga effektförlusterna beräknats enligt: [2]

𝑃𝑓 = 3 ∗ 𝑊𝑐 (1)

Där

𝑃𝑓 = 𝑡𝑟𝑒𝑓𝑎𝑠𝑖𝑔 𝑒𝑓𝑓𝑒𝑘𝑡𝑓ö𝑟𝑙𝑢𝑠𝑡 𝑊𝑐 = 𝑒𝑛𝑓𝑎𝑠𝑖𝑔 𝑒𝑓𝑓𝑒𝑘𝑡𝑓ö𝑟𝑙𝑢𝑠𝑡

Effektförlusterna Pf ger upphov till energiförluster enligt: [2]

𝑊𝑓 = ∫ 𝑃𝑓 𝑑𝑡 (2)

Där

𝑊𝑓 = 𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑓ö𝑟𝑙𝑢𝑠𝑡𝑒𝑟

2.1.5 Begränsningar 2.1.5.1 Lågspänningsnätet

Enligt SS-EN 50160 ska den nominella nätfrekvensen i ett lågspänningsnät vara 50 Hz. Under normala driftförhållanden ska medelvärdet hos grundtonens frekvens mätt över 10s vara inom intervallet: [7]

50 ± 1 % (49.5–50.5 Hz) under 99.5 % av tiden 50 ± 4/-6 % (47–52 Hz) under 100 % av tiden

Vidare beskrivs att spänningsvariationen inte bör överstiga ± 10 % av den nominella spänningen 𝑈𝑛.

Under normala driftförhållanden ska 95 % av antalet 10-minuters medelvärden av effektivvärdet hos 𝑈_𝑛 vara inom intervallet ± 10 %.

(14)

7 2.1.5.2 Mellanspänningsnätet

Enligt SS-EN 50160 ska den nominella nätfrekvensen i ett mellanspänningsnät vara 50 Hz. Under normala driftförhållanden ska medelvärdet hos grundtonens frekvens mätt över 10s vara inom intervallet: [7]

50 ± 1 % (49.5–50.5 Hz) under 99.5 % av tiden 50 ± 4/-6 % (47–52 Hz) under 100 % av tiden

Vidare beskrivs att spänningsvariationen inte bör överstiga ± 10 % av den nominella spänningen 𝑈𝑐.

Minst 99 % av antalet 10-minuters medelvärden av effektivvärdet hos 𝑈_𝑐 vara under den övre gränsen +10 %.

Minst 99 % av antalet 10-minuters medelvärden av effektivvärdet hos 𝑈_𝑐 vara över den undre gränsen -10 %.

Det får inte vara något 10-minuters medelvärde av effektivvärdet 𝑈𝑐 utanför intervallet ± 15

% [7]

2.1.5.3 Spänningsvariation

I elnät med liten nätimpedans varierar spänningen långsamt under dygnet och är oftast högst under natten då många belastningar är frånkopplade. Denna spänningsvariation sker dock inom ett litet intervall kring den nominella spänningen. [2]

Det kan även förekomma överspänningar som är en tillfällig spänningshöjning över den nominella spänningshöjningen med en amplitud som överstiger 10 %. Dessa överspänningar orsakas av in eller urkopplingar av belastningar eller fel i elnätet.[2]

I elnätet kan det även förekomma underspänningar som är en tillfällig sänkning av den nominella spänningen som understiger 90 % av det nominella värdet. Underspänningar kan uppstå på samma sätt som överspänningar dock är en viktig skillnad att många utrustningar i elnätet är känsliga för underspänningar. En motor kräver ökad ström om den matas med för låg spänning vilket medför sämre verkningsgrad. [2]

2.2 Transformator

Transformatorer ingår i el-överföringssystemet och har till uppgift att omvandla elenergi från ett spänningssystem till ett annat spänningssystem med samma frekvens. Transformatorer som ingår i ett överföringssystem benämns som krafttransformatorer. Krafttransformatorerna delas in i distributionstransformatorer (10-2000 kVA) och större transformatorer (>2000 kVA). Grundprincipen är dock densamma för både enfas- och trefastransformatorer. [4]

När transformatorns primärsida ansluts till ett växelspänningsnät skapas ett varierande växelflöde i järnkärnan som passerar lindningarna. Till följd av detta skapas en inducerad spänning över lindningarna och induktionslagen ger följande samband: [4]

𝑒 = 𝑁 ∗𝑑𝜙 𝑑𝑡 Där

(15)

8 𝑁 = 𝑙𝑖𝑛𝑑𝑛𝑖𝑛𝑔𝑎𝑟 𝑑𝜙 = 𝑓ö𝑟ä𝑛𝑑𝑟𝑖𝑛𝑔 𝑣ä𝑥𝑒𝑙𝑓𝑙ö𝑑𝑒 𝑑𝑡 = 𝑓ö𝑟ä𝑛𝑑𝑟𝑖𝑛𝑔 𝑡𝑖𝑑 vilket ger: 𝐸1 𝐸₂ = 𝑁1 𝑁₂ Där 𝐸₁ = 𝑈₁ 𝐸₂ = 𝑈₂ 𝑁₁ = 𝑝𝑟𝑖𝑚ä𝑟𝑠𝑝ä𝑛𝑛𝑖𝑛𝑔 𝑖 𝑡𝑜𝑚𝑔å𝑛𝑔 𝑁2 = 𝑠𝑒𝑘𝑢𝑛𝑑ä𝑟𝑠𝑝ä𝑛𝑛𝑖𝑛𝑔 𝑖 𝑡𝑜𝑚𝑔å𝑛𝑔

Ovanstående samband kallas för spänningslagen och eftersom att spänningsfallet för en transformator är så litet att det försummas ersätts E med U och ger följande samband: [4]

𝑈₁ 𝑈₂ =

𝑁₁ 𝑁₂ = 𝑛 Transformatorns omsättning ges därmed enligt:

(16)

9 2.2.1 Konstruktion

Figur 6 Enfastransformator s.2 [4]

Figur 6 illustrerar en principskiss över en enfastransformator. Huvuddelar för transformatorn är kärnan och lindningarna, dessa är nödvändiga för att transformatorn skall fungera. Kärnan kan bestå av antingen kärntyp, manteltyp eller toroidtyp. Det tillkommer även olika typer av kringutrustning beroende på vilken typ av transformator det är. [4]

2.2.2 Distributionstransformator

Figur 7 Distributionstransformator s.26 [4]

(17)

10

dock vara utformade på väldigt många sätt men gemensamt för dem alla är att de består av ett enkelt högspänningsställverk med lastfrånskiljare i utmatningsenheterna. [1]

2.2.2.1 Konstruktion

Figur 8 Trefastransformator s.38 [4]

Figur 8 illustrerar ett ekvivalent schema av trefastransformatorn. Trefastransformatorer har i de flesta fallen tre lindade ben där lindningarna kan kopplas i D, Y, eller Z-koppling.

Transformatorer med lika koppling (Yy eller Dd) på både primärsidan och sekundärsidan kallas för ”ren koppling”. Är det däremot en Dy-koppling kallas det för blandad koppling. [4] En distributionstransformator ska alltid ha en blandad koppling eftersom att sekundärsidan ska ha en uttagen neutralpunkt. Primärsidan är inte direktjordad vilket leder till att det inte finns någon uttagen neutralpunkt. Det måste även vara möjligt att belasta transformatorn mellan fas och neutralledare på sekundärsidan och dessutom måste nollpunkten kunna jordas. Detta innebär att en distributionstransformator normalt är y eller z-kopplad på sekundärsidan. [4]

2.2.2.2 Omsättningskopplare

En omsättningskopplare används för att anpassa distributionstransformatorer till den spänning som råder på uppställningsplatsen. Med hjälp av omsättningskopplaren kan transformatorn i små steg kopplas om för att höja eller sänka spänningen på sekundärsidan till önskad nivå. Omkopplingen kan enbart utföras i spänningslöst tillstånd. De olika kopplingslägena numreras så att ett högre nummer innebär en högre sekundärspänning oavsett vilken av lindningarna som är reglerbar. [4]

En omsättningskopplare har tre eller fem lägen i steg om 2.5 % och justeras med en ratt eller spak på transformatorn vilket ger ett totalt reglerområde på cirka ± 5 % vid fem lägen. [4] Omsättningskopplarens sekundärspänning kan i detta fall beskrivas enligt:

(18)

11 Där

𝑈 = 𝑀ä𝑟𝑘𝑠𝑝ä𝑛𝑛𝑖𝑛𝑔 𝑋 = 𝑂𝑚𝑘𝑜𝑝𝑝𝑙𝑎𝑟𝑒𝑛𝑠 𝑙ä𝑔𝑒

Figur 9 Omsättningskopplare s.41 [4]

Figur 9 illustrerar en principskiss för en transformator med omsättningsomkopplare där spänningen på sekundärsidan förändras beroende på vilket läge omsättningskopplaren har på primärsidan.

2.2.2.3 Lindningsomkopplare

Transformatorn som är placerad mellan högspänningsnätet och mellanspänningsnätet är i detta fall utrustad med en lindningsomkopplare. Lindningsomkopplaren möjliggör reglering av spänningen under drift för att kompensera spänningsfall i ledningar och transformatorer. Reglering sker automatisk av kontrollutrustning. Lindningsomkopplaren sitter placerad på uppsidan av transformatorn och har normalt mellan 17 och 19 lägen där varje läge motsvarar en omsättningsändring av 1.67 % vilket totalt ger ett reglerområde på cirka ± 13 % av huvudreglerlägets märkspänning. [4]

Lindningsomkopplaren kan i detta fall vid sekundärsidan beskrivas enligt:

±𝑈 ∗ ( 1 + 0,0167)𝑥 ₍₅₎

Där

𝑈 = 𝑀ä𝑟𝑘𝑠𝑝ä𝑛𝑛𝑖𝑛𝑔

𝑋 = 𝐿𝑖𝑛𝑑𝑛𝑖𝑛𝑔𝑠𝑜𝑚𝑘𝑜𝑝𝑝𝑙𝑎𝑟𝑒𝑛𝑠 𝑙ä𝑔𝑒

2.2.2.4 Förluster

När en transformator arbetar i tomgång uppstår ett flöde Φ som ger upphov till

(19)

12

När en transformators sekundärsida belastas uppstår resistansförluster i primärlindning och sekundärlindning, tillsattsförluster till följd av strömförträngning i ledarna samt

virvelströmförluster till följd av läckflöden. Förlusterna summeras och benämns som belastningsförluster. [4]

2.3 Miljömål EU

EU kan genom att använda energin effektivare sänka sina energikostnader och minska sitt beroende av externa leverantörer av olja och gas vilket leder till att miljön blir skyddad. Av den anledningen måste energieffektiviteten ökas från produktion till den slutgiltiga

konsumtionen inom EU. Det är dock viktigt att fördelarna med energieffektiviseringen uppväger kostnaderna och därför riktas EU-åtgärder mot sektorer där potentialen för

besparingar är som störst. EU har som mål att uppnå 20 % energibesparing till 2020 jämfört med den beräknade energianvändningen samma år. [6]

2.4 Beräkningar

2.4.1 Strömberäkningar

Utnyttjande av transformatorns omsättningsformel användes för att beräkna de teoretiska strömvärdena för olika omsättningsgrader. Omsättningsgraden justerades genom justering av spänningen 𝑈2 enligt de steg som avsnitt 5.1 redogör.

𝑛 = 𝑈1 𝑈2 =𝑁1 𝑁2 = 𝐼2 𝐼1 (3) Där 𝑛 = 𝑡𝑟𝑎𝑛𝑠𝑓𝑜𝑟𝑚𝑎𝑡𝑜𝑟𝑛𝑠 𝑜𝑚𝑠ä𝑡𝑡𝑛𝑖𝑛𝑔𝑠𝑓𝑎𝑘𝑡𝑜𝑟 𝑁1 = 𝑝𝑟𝑖𝑚ä𝑟𝑠𝑖𝑑𝑎𝑛𝑠 𝑙𝑖𝑛𝑑𝑛𝑖𝑛𝑔𝑠𝑣𝑎𝑟𝑣𝑡𝑎𝑙 𝑁2 = 𝑠𝑒𝑘𝑢𝑛𝑑ä𝑟𝑠𝑖𝑑𝑎𝑛𝑠 𝑙𝑖𝑛𝑑𝑛𝑖𝑛𝑔𝑠𝑣𝑎𝑟𝑣𝑡𝑎𝑙 𝑈₁ = 𝑝𝑟𝑖𝑚ä𝑟𝑠𝑝ä𝑛𝑛𝑖𝑛𝑔 𝑖 𝑡𝑜𝑚𝑔å𝑛𝑔 𝑈₂ = 𝑠𝑒𝑘𝑢𝑛𝑑ä𝑟𝑠𝑝ä𝑛𝑛𝑖𝑛𝑔 𝑖 𝑡𝑜𝑚𝑔å𝑛𝑔 𝐼₂ = 𝑠𝑒𝑘𝑢𝑛𝑑ä𝑟𝑠𝑖𝑑𝑎𝑛𝑠 𝑠𝑡𝑟ö𝑚 𝐼1 = 𝑝𝑟𝑖𝑚ä𝑟𝑠𝑖𝑑𝑎𝑛𝑠 𝑠𝑡𝑟ö𝑚 2.4.2 Resistans i ledningar

Resistans i ledningar har beräknats enligt:

𝐿ä𝑛𝑔𝑑 (𝑘𝑚) ∗ 𝑅𝑒𝑠𝑖𝑠𝑡𝑎𝑛𝑠 (𝑜ℎ𝑚 𝑝𝑒𝑟 𝑘𝑚) = 𝑅𝑒𝑠𝑖𝑠𝑡𝑎𝑛𝑠(𝑂ℎ𝑚) (6)

2.5 Ekonomi

2.5.1 Förlustkostnad

(20)

13

energiöverföringar. Varje nätägare är skyldig att beräkna sina egna nätförluster på timbasis och därefter ersätta förlusterna med erforderlig energi från balansansvarig producent. När förlusterna skall värderas måste hänsyn tas till energipriset från leverantören och dels påverkan på anslutningsavgiften till överliggande nät. [2]

Förlusternas storlek beror på lastens karakteristik och hur lastströmmar flyter i nätet. Kostnaden beror däremot på när förlusterna uppstår i förhållande till priset på energi. [2]

𝑥 ∗ 𝑦 = 𝐵𝑒𝑠𝑝𝑎𝑟𝑖𝑛𝑔 𝑖 𝐾𝑟 (7)

Där

𝑥 = 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖 (𝑀𝑊ℎ)

𝑦 = 𝑉ä𝑟𝑑𝑒𝑟𝑖𝑛𝑔 𝑖 𝑘𝑟𝑜𝑛𝑜𝑟 𝑝𝑒𝑟 𝑀𝑊ℎ

2.5.2 Arbetskostnad

Arbetskostnad innebär den kostnad som uppstår vid behov av att justera

omsättningskopplaren vid distributionstransformatorerna. Det kan även uppstå extra arbetskostnader vid kalibrering av reläskydd.

2.5.3 Återbetalningstid

Återbetalningstiden för en investering har beräknats enligt 𝐼𝑛𝑣𝑒𝑠𝑡𝑒𝑟𝑖𝑛𝑔𝑠𝑘𝑜𝑠𝑡𝑛𝑎𝑑

𝐵𝑒𝑠𝑝𝑎𝑟𝑖𝑛𝑔 = Å𝑡𝑒𝑟𝑏𝑒𝑡𝑎𝑙𝑛𝑖𝑛𝑔 (å𝑟)

(8)

2.5.4 Investeringskalkyl

(21)

14

3. Metod

3.1 Arbetsmetod

Denna studie var en teoretisk förstudie där avsnitt 5 behandlade uträkningar av teoretiska värden för att undersöka möjligheten att minska överföringsförluster i ledningarna enligt figur 10. Totalt har sex stycken ledningar (PL11-PL16) undersökts. Teoretiska slutsatser som utfördes har applicerats på mätvärden från perioden 2012 för att undersöka de mål som beskrivits i avsnitt 1.3. Effektförlusterna Pf för de olika ledningarna vid olika strömmar räknades ut i Trimble NIS (bilaga 5-10) genom justering av önskad last utifrån uppmätta laster och inställt börvärde på 10 kV sidan. Därefter skalades uppmätta medelströmvärden om i Excel enligt lindningsomkopplarstegen från bilaga 11. Effektförlusterna Pf från bilaga 5-10 applicerades sedan på de nya medelströmvärdena och energiförluster beräknades. Därefter värderades energiförlusterna i kronor. Övriga sekundära frågeställningar som beskrivs i avsnitt 1.3.1 har besvarats och en åtgärdsplan har presenterats.

Figur 10 Fördelningsstation Nälden FS23

3.2 Programvara

Program som använts i studien är Jämtkrafts beräkningsverktyg Trimble NIS där ledningsresistans samt effektförluster har beräknats. [8]

Microsoft Excel användes för att sammanställa mätvärden samt vid beräkningar av teoretiska värden för transformator T1 och transformator T3.

3.3 Mätperioder

(22)

15

olika ledningarna (PL11-PL16) studerats och därefter jämförts med varandra. Mätningarna utfördes i de sex olika ledningarna som utgår från fördelningsstationen Nälden FS23. Ett medelvärde för strömmen under varje timme lagrades och användes för att räkna ut energiförbrukningen i ledningarna. Metoden gjorde det möjligt att summera årets energiförbrukning och räkna ut hela årets energiförluster.

3.4 Felhantering av indata

(23)

16

4. Sammanställning av mätvärden år 2012

Mätvärden som använts i studien är timbaserade medelströmsvärden. Dessa har lagrats för varje timme under året 2012 vilket gjort det möjligt att uppskatta effektförlusterna på ett mycket exakt sätt.

4.1 PL 11

Figur 11 PL11

Figur 11 illustrerar lagrade medelströmvärden för ledning PL11. Maxvärde för strömmen under 2012 var 92 A medan minvärdet under 2012 var 15 A.

(24)

17

4.3 PL 13

Figur 13 PL13

4.4 PL 14

Figur 14 PL14

(25)

18

4.5 PL 15

Figur 15 PL15

4.6 PL 16

Figur 16 PL16

(26)

19

5. Teoretiska beräkningar

De transformatorer som studerats i studien är distributionstransformatorer. Totalt har två stycken transformatorer i nätområdet Nälden studerats, en större krafttransformator och en mindre distributionstransformator. Den större transformatorn är placerad mellan

högspänningsnätet och mellanspänningsnätetoch har i detta fall en lindningsomkopplare. Den mindre transformatorn som studerats har en omsättningskopplare för att justera spänningen. 5.1 Jämförelse mellan olika driftlägen

Transformator T1 och T2 är parallellkopplade i fördelningsstationen Nälden FS23 enligt figur 17. Dessa kommer dock aldrig att vara i drift samtidigt utan den som är urkopplad agerar som reserv. I studien undersöktes hur förluster i ledningarna mellan T1/T2 och T3 påverkades av att spänningen höjdes.

Figur 17 Principskiss transformatorer med teoretisk spänningsnivå

Tabell 1 illustrerar olika teoretiska spänningsnivåer för transformator T1 vid olika lindningsomkopplarlägen som är beräknade enligt bilaga 4 och ekvation (5).

Tabell 1 Olika driftfall för transformator T1 enligt bilaga 4

T1

Lindningsomkopplarläge Spänningsnivå sekundärsida

1 10030

2 10170

3 10330

4 10480

(27)

20 6- Normalfall 10820 7 11010 8 11190 9 11370 10 11580 11 11790 12 12000 13 12210 14 12420 15 12650 16 12890 17 13130

Tabell 2 illustrerar olika teoretiska spänningsnivåer för transformator T3 vid olika omkopplarlägen. Dessa är beräknade enligt ekvation (4)

Tabell 2 olika driftfall för transformator T3

T3 Omkopplarläge Sekundärsida 1 380 V 2 390 V 3- Normalfall 400 V 4 410 V 5 420 V 5.1.1 Märkdata 5.1.1.1 Transformator T1

Transformator T1 har enligt figur 18 en primärspänning på 42 kV och en sekundärspänning som är 10.5 kV. Det finns 17 stycken olika lindningsomkopplarlägen och det

lindningsomkopplarläge som gav rätt teoretisk sekundärspänning var läge 6.

(28)

21 Figur 18 Teknisk data transformator T1

5.1.2 Transformator T1

Enligt ekvation (3) och bilaga 4 har sekundärströmmen vid olika lindningsomkopplarlägen beräknats. Detta illustreras i figur 19.

Figur 19 Teoretiska beräkningar transformator T1

Lindingsomkopplarläge Spänning Sekundärsida (V) Omkopplingtal Ström Sekundärsida (I) vid 1A primärström Skillnad sekundärsida 1A % förändring av sekundärström

(29)

22 Figur 20 Minskning av sekundärström vid 1A primärström

Vid 1A primärström förändrades sekundärströmmen enligt figur 20. Den procentuella minskningen av sekundärström illustreras i figur 21.

Figur 21 Procentuell minskning av sekundärström i förhållande till lindningsomkopplarläge

5.1.3 Transformator T3

Transformator T3 har enligt tabell 2 fem stycken olika omkopplarlägen, dessa illustreras i tabell 3 där omsättningsfaktorn räknats ut enligt ekvation (3).

3,00 3,20 3,40 3,60 3,80 4,00 4,20 4,40 4,60 4,80 5,00 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 Se ku n d är strö m v id 1A p rim är strö m Lindingsomkopplarläge

Ström Sekundärsida (I) vid 1A primärström

(30)

23 𝑛 =𝑈1 𝑈₂ = 10670 400 = 26.68 ±10670 ∗ ( 1 + 0,025)𝑥 Där 𝑈₁ = 𝑃𝑟𝑖𝑚ä𝑟𝑠𝑝ä𝑛𝑛𝑖𝑛𝑔 𝑈₂ = 𝑆𝑒𝑘𝑢𝑛𝑑ä𝑟𝑠𝑝ä𝑛𝑛𝑖𝑛𝑔 𝑛 = 𝑂𝑚𝑠ä𝑡𝑡𝑛𝑖𝑛𝑔𝑠𝑓𝑎𝑘𝑡𝑜𝑟 𝑥 = ± 2 (𝑂𝑚𝑘𝑜𝑝𝑝𝑙𝑎𝑟𝑙ä𝑔𝑒) Tabell 3 Omkopplarläge 1

Figur 22 Omkopplarläge 1 med övregräns och undergräns för fasspänning

Figur 22 illustrerar omkopplarläge 1 för transformator T3. Möjliga lindningsomkopplarsteg för transformator T1 var således läge 2 – läge 13 innan den övregräns som är definierad i SS-EN 50160 passerades.

Omkopplarläge Primärspänning Sekundärspänning Omsättningsfaktor

1 11210 400 28,03 2 10937 400 27,34 3 10670 400 26,68 4 10403 400 26,01 5 10143 400 25,36 200,0 220,0 240,0 260,0 280,0 300,0 9 9 0 0 1 0 4 0 0 1 0 9 0 0 1 1 4 0 0 1 1 9 0 0 1 2 4 0 0 1 2 9 0 0 FA SS PÄN N IN G ( V ) PRIMÄRSPÄNNING (V)

LÄGE 1

(31)

24 Omkopplarläge 2

Omkopplarläge 3

200,0 220,0 240,0 260,0 280,0 300,0 9 9 0 0 1 0 4 0 0 1 0 9 0 0 1 1 4 0 0 1 1 9 0 0 1 2 4 0 0 1 2 9 0 0 FA SS PÄN N IN G ( V ) PRIMÄRSPÄNNING (V)

LÄGE 2

L4 Fasspänning Övregräns Undregräns

200,0 220,0 240,0 260,0 280,0 300,0 9 9 0 0 1 0 4 0 0 1 0 9 0 0 1 1 4 0 0 1 1 9 0 0 1 2 4 0 0 1 2 9 0 0 FA SS PÄ N N IN G (V ) PRIMÄRSPÄNNING (V)

LÄGE 3

(32)

25

Omkopplarläge 4

Omkopplarläge 5

LÄGE 4

L2 Fasspänning Övregräns Undregräns

LÄGE 5

(33)

26

5.1.4 Jämtkrafts elnät

Mellanspänningsnätet är dimensionerat för en högsta driftspänning som är 12kV.

Selektivplan för Nälden FS23 enligt bilaga 2 visar att reläskyddet är inställt på att bryta om spänningen antingen överstiger 11.6 kV eller understiger 9.2 kV i mer än 70 sekunder.

Reläskyddet bryter om spänningen överstiger 12kV under 2 sekunder eller om den understiger 8.9 kV under 15 sekunder.

5.1.5 Urval efter teoretiska beräkningar

Urval efter teoretiska beräkningar i avsnitt 5.1 har utförts genom att undersöka tabell 1. De lindningsomkopplarlägen som var intressanta var läge 7 – läge 17 eftersom dessa uppfyller huvudfrågeställningen som studien grundar sig på. Läge 1-6 resulterar inte i en minskning av strömmen på sekundärsidan av T1 och har därför valts bort. Ledningar i mellanspänningsnätet är dimensionerade för 12kV vilket medför att endast lindningsomkopplarläge 7-12 är

intressant i studien enligt tabell 1. Lindningsomkopplarläge 7-12 har därför undersökts. Distributionstransformatorns intressanta omkopplarlägen är mellan 1-3 då dessa uppfyller de krav som ställs i huvudfrågeställningen. Omkopplarläge 3 var utgångsläget och det

undersöktes tillsammans med omkopplarläge 2 och omkopplarläge 1. Det som har undersökts var fasspänning hos kund. Spänningsvärdet måste hålla sig inom givna avgränsningar som beskrivits i avsnitt 2.1.5.1.

Distributionsomkopplarläge 3 gav enligt figur 27 att lindningsomkopplarläge 7-11 var möjligt. Vilket gav följande fasspänning hos kund:

Figur 27 Fasspänningens förhållande till lindningsomkopplarläge vid omkopplarläge 3

(34)

27

5.1.6 Slutgiltigt val

Eftersom att fasspänningen varierar under året är det i detta fall inte lämpligt att välja en fasspänning som överstiger 240 V. Detta leder till att för omkopplarläge 3 har

lindningsomkopplarläge 7 och 8 undersökts och för omkopplarläge 1 har

lindningsomkopplarläge 10 och 11 undersökts. Arbetskostnaden är densamma vid omkopplarläge 1 och 2 och då bedömdes att omkopplarläge 1 var det bästa valet ur en ekonomisk synvinkel.

Den procentuella strömminskningen för varje intressant lindningsomkopplarläge har undersökts och applicerats på mätvärden från 2012 enligt figur 30.

(35)

28

(36)

29

6. Resultat

6.1 2012

Figur 31 Energibesparing

Figur 31 illustrerar hur mycket energiförlusterna minskar vid olika lindningsomkopplarlägen. Vid lindningsomkopplarläge 7 är energibesparingen 3188 kWh. Lindningsomkopplarläge 8 ger en energibesparing av 6037 kWh. Därefter ger lindningsomkopplarläge 10 en

energibesparing av 11309 kWh och slutligen ger lindningsomkopplarläge 11 en energibesparing av 14004 kWh.

Figur 32 Energibesparing per ledning

Figur 32 illustrerar grafiskt hur stor besparing de olika ledningarna ger var för sig samt den totala besparingen av energiförluster. Störst bidrag till dessa besparingar ger PL 13 som är den ledning med störst förluster i det elnät som studien undersökt.

Läge 7 Läge 8 Läge 10 Läge 11

Pl 11 (kWh) 318 602 1110 1376 Pl 12 (kWh) 468 849 1608 1977 Pl 13 (kWh) 1468 2764 5214 6422 Pl 14 (kWh) 13 26 49 63 Pl 15 (kWh) 709 1402 2583 3244 Pl 16 (kWh) 212 394 745 922 Totalt(kWh) 3188 6037 11309 14004 Årliga förluster (kWh) 90890 90890 90890 90890 År 2012 minskning av energiförluster 3188 6037 11309 14004 0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000 16000

Läge 7 Läge 8 Läge 10 Läge 11

(37)

30 Figur 33

Figur 33 visar hur stor minskningen av energiförluster är jämfört med de totala överföringsförlusterna vid olika lindningsomkopplarlägen under år 2012. 6.2 Ekonomiska beräkningar

Avsnitt 6.1 illustrerar hur stor energibesparingen är i kWh medan detta avsnitt redovisar besparingen i kronor. Jämtkraft värderar 1 MWh energiförluster till 380 kr.

Besparingen har beräknats enligt ekvation (7).

Figur 34 3188 6037 11309 14004 90890 90890 90890 90890 0 10000 20000 30000 40000 50000 60000 70000 80000 90000 100000

kWh Lindningsomkopplarläge År 2012 minskning av energiförluster Total besparing (kWh) Årliga förluster (kWh) 1211 2294 4297 5322 34538 34538 34538 34538 0 5000 10000 15000 20000 25000 30000 35000 40000

Kron o r (SE K) Lindningsomkopplarläge År 2012 Besparing

(38)

31

Figur 34 illustrerar den årliga besparingen för lindningsomkopplarläge läge 7, 8, 10 och 11. Läge 7 ger en årlig besparing av 1211 kr och läge 8 ger en besparing av 2294 kr. Läge 10 ger en årlig besparing av 4297 kr och läge 11 ger en besparing av 5322 kr.

6.2.1 Arbetskostnad

Arbetskostnaden innebär kalibrering av reläskydd samt justering av omkopplarläge för distributionstransformatorer i elnätet. Jämtkraft uppskattar arbetskostnaden till 370 kr i timmen för kalibrering av reläskydd och 325 kr i timmen för justering av omkopplarläge.

Tabell 4

Åtgärd Timmar (per

skydd)

Antal reläskydd Timkostnad

(Kr/h)

Totalt (Kr) Kalibrering

av reläskydd

3 12 370 13320

Det totala antalet transformatorer i de olika ledningarna presenteras i tabell 5.

Tabell 5

Ledning Antal transformatorer

Pl11 6st Pl12 18st Pl13 17st Pl14 5st Pl15 25st Pl16 9st Totalt 80st Tabell 6

Åtgärd Timmar Antal transformatorer Timkostnad (Kr/h) Totalt (kr)

Justering av omkopplarläge

2 80 325 52000

Enligt tabell 4 och 6 uppskattades totalkostnaden för att ändra distributionstransformatorerna från omkopplarläge 3-1 till 65320 kr.

6.2.2 Direkt åtgärd

Direkt åtgärd innebär att det inte behöver utföras någon kalibrering av reläskydd eller

förändring av omkopplarläge för distributionstransformatorerna i elnätet. Det kommer inte att uppstå ett behov av att justera reläskydd då lindningsomkopplarläge 7 motsvarar 11010– 11328 V enligt bilaga 1 vilket är under gränsen på 11.6 kV som reläskydden är inställda på enligt bilaga 2.

6.2.3 Långsiktig åtgärd

Långsiktig åtgärd innebär att det behöver utföras en förändring av omkopplarläget för distributionstransformatorerna i elnätet eller att reläskydden behöver kalibreras.

(39)

32

enligt bilaga 1 vilket är för nära utlösningsvillkoret i bilaga 2. Det resulterar i en arbetskostnad av 13320 kr enligt tabell 4.

Läge 10 och 11 kräver kalibrering av reläskydd samt justering av omkopplarläge vilket medför en extra arbetskostnad av 65320 kr som definierats i avsnitt 6.2.1.

6.2.3.2 Återbetalningstid

Återbetalningstiden för de långsiktiga åtgärderna har beräknats enligt ekvation (8)

Lindningsomkopplarläge 8 ger en återbetalningstid av 6 år, läge 10 ger en återbetalningstid av 15 år och läge 11 ger en återbetalningstid av 12 år.

6.3 Sammanfattning av resultat

Enligt avsnitt 6.2 är en årlig besparing av 1211 kr möjlig om lindningsomkopplarläget justeras till läge 7, detta ger en teoretisk spänning på lågspänningssidan som är 234,1 V.

Enligt avsnitt 6.2 är en årlig besparing av 2294 kr möjlig om lindningsomkopplarläget justeras till läge 8, detta ger en teoretisk spänning på lågspänningssidan som är 238 V. Investeringen som krävs för lindningsomkopplarläget ger en återbetalningstid av 6 år.

Enligt avsnitt 6.2 är en årlig besparing av 4297 kr möjlig om lindningsomkopplarläget justeras till läge 10, detta ger en teoretisk spänning på lågspänningssidan som är 234,2 V.

Investeringen som krävs för lindningsomkopplarläget ger en återbetalningstid av 15 år.

Enligt avsnitt 6.2 är en årlig besparing av 5322 kr möjlig om lindningsomkopplarläget justeras till läge 11 vilket ger en teoretisk spänning på lågspänningssidan som är 238,7 V.

Investeringen som krävs för lindningsomkopplarläget ger en återbetalningstid av 12 år. 20-års investeringskalkyl har beräknats enligt ekvation (9)

Figur 35 Investeringskalkyl

Figur 35 illustrerar hur stor potentiell besparing i kronor som de olika lindningsomkopplarlägena genererat efter 20 år.

24220 32560 20620 41120 0 5000 10000 15000 20000 25000 30000 35000 40000 45000

(40)

33

7. Diskussion

Syftet med denna studie var att undersöka om Jämtkraft till följd av EUs miljömål har möjlighet att höja spänningen i delar av sitt elnät för att därigenom minska de totala överföringsförlusterna. Jag anser att studien kopplar till syftet på ett bra sätt där två olika lösningar presenterats som är i linje med EUs miljömål.

Denna studie visar att det finns potential att minska överföringsförlusterna genom att höja spänningen i elnätet. Studien har undersökt en direkt åtgärd samt en långsiktig åtgärd. Enligt figur 35 finns det potential att göra en besparing av 41 120 kr vid lindningsomkopplarläge 11 under en tidsperiod av 20 år.

De komponenter i elnätet som påverkas av en spänningshöjning är transformatorer, ledningar samt reläskydd. Transformator T1 och transformator T3 är båda dimensionerade att klara denna spänningshöjning och påverkas därför inte. Ledningarna är dimensionerade för en maxspänning av 12 kV vilket begränsar vilken spänningshöjning som är möjlig men under denna nivå påverkas inte ledningarna av en höjd spänning. Reläskydd behöver kalibreras eftersom att spänningen ändras för att utlösningsvillkoren skall vara optimalt inställda.

Med sekundärfrågeställningen gällande driftomläggningar menas om elnätet på något sätt kan matas från ett annat håll. Detta är dock inte möjligt för detta område då Nälden FS23 är den enda fördelningsstation som matar området. Driftomläggningar påverkas därför inte av spänningshöjningen.

Kundanläggningar kan uppleva att fasspänningen höjs något till följd av spänningshöjningen i mellanspänningsnätet. Kunder och deras utrustningar påverkas dock inte av detta då

spänningen håller sig inom godkända nivåer som anges i SS-EN 50160.

Spänningshöjningen genereras genom att ändra på lindningsomkopplarläget vid transformator T1. Höjs lindningsomkopplarläget ökar förhållandet mellan primärspänning och

sekundärspänning vilket leder till att sekundärströmmen blir lägre och överföringsförlusterna mindre.

Spänningen är högst vid den första kunden från fördelningsstationen och därför behöver mätningar utföras där vid varje ledning i lågspänningsnätet för att verifiera att spänningen håller sig inom det värde som anges i standard SS-EN 50160 enligt avsnitt 2.1.5. Det behövs även utföras strömmätningar i de ledningar som utgår från fördelningsstation Nälden FS23 för att verifiera teoretiska värdena från denna studie.

7.1 Fortsatta studier

För att implementera dessa åtgärder behövs det undersökas om det finns mikroproduktion i någon del av det berörda elnätet. Mikroproduktion kan höja spänningen i elnätet och existerar det någon sådan riskerar spänningsvärdet överstiga den övregräns som definierats i SS-EN 50160.

(41)

34

7.2 Rekommendation

Denna studie visar att det finns potential att minska överföringsförlusterna genom att höja spänningen i elnätet. Studien baseras dock på en förenklad teoretisk modell där vissa antaganden utförts som kan bidra till att resultatet inte stämmer helt överens med

verkligheten. Innan någon av de föreslagna åtgärderna implementeras är min rekommendation att spänningsvariationen i elnätet undersöks så att den potentiellt höjda spänningen på

(42)

35

Referenser

[1] Blomqvist, Hans. 2003. Elkrafthandboken Elkraftsystem 1. 2. uppl. Stockholm: Liber AB [2] Blomqvist, Hans. 2012. Elkrafthandboken Elkraftsystem 2. 3. uppl. Stockholm: Liber AB [3] Energimyndigheten. Omvandling och Överföring. hämtad 2015-05-15 från

https://www.energimyndigheten.se/Statistik/Omvandling-och-Overforing/

[4] Alfredsson, Alf. 2002. Elkrafthandboken Elmaskiner. 2. uppl. Stockholm: Liber AB [5] Jämtkraft. Miljömål. Hämtad 2015-05-15 från

http://www.jamtkraft.se/om-jamtkraft/miljo-och-samhalle/vart-miljoarbete/miljomal/ [6] European Comission. Energy Efficiency. hämtad 2015-05-15 från

http://ec.europa.eu/energy/en/topics/energy-efficiency [7] SEK, SS-EN 50160, Stockholm: SIS Förlag AB, 2000. [8] Tekla, Trimble NIS, Hämtad 2015-05-22 från

http://www.tekla.com/products/trimble-nis

(43)

36

Bilagor

(44)

(45)

(46)

(47)

(48)

(49)

(50)

(51)

(52)

(53)

46 Bilaga 11

Lindingsomkopplarläge % förändring av sekundärström

(54)

47 Bilaga 12 PL 11 PL 12 PL 13 PL 14

Kabel Längd (m) Resistans (Ohm/km) Resistans (Ohm)

AXAL_3x1x150_12_kV 231 0,202000007 0,046646336 AXAX_3x1x150_12_kV 491 0,202000007 0,099165921 AXCE_3x1x50_12_kV 618 0,640999973 0,396428956 AXCE_3x1x150_24_kV 417 0,206 0,085806599 AXLJ-RMF_3x150/25_24kV 611 0,206 0,125876718 AXKJ_3x95_12_kV 147 0,319999993 0,046951962 FCJJ_3x25_12_kV 266 0,726999998 0,193075335 FXKJ_3x25_24_kV 147 0,726999998 0,107056828 Totalt 1,101008655

Kabel Längd (m) Resistans (Ohm/km) Resistans (Ohm)

AXAL-TT 3x95 24kV 4059,536028 0,319999993 1,2990515 AXCEL_3x95_24_kV 554,5816723 0,319999993 0,177466131 AXKJ_3x95_24_kV 231,7575329 0,319999993 0,074162409 AXLJ-RMF_3x50/16_24kV 12,80708706 0,640999973 0,008209342 BLX_AL57_99_12kV 9411,486564 0,305000007 2,87050347 EXCEL_3x10_24_kV (JK) 3310,269667 1,830000043 6,057793632 FeAl99_12_kV 252,0781759 0,335999996 0,084698266 Totalt 10,57188475

(55)

48 PL 15

PL 16

ACJJ_3x185_12_kV 145,0004063 0,164000005 0,023780067 AXAX_3x1x150_12_kV 161,140171 0,202000007 0,032550316 AXAX_3x1x240_12_kV 11,46726648 0,122000001 0,001399007 AXAX_3x1x50_12_kV 122,7738556 0,628000021 0,077101984 AXCE_3x1x150_12_kV 26,68379057 0,206 0,005496861 AXCEL_3x150_24_kV 23,20268461 0,206 0,004779753 ECJJ_3x10_12_kV 222,8036796 1,830000043 0,407730743 Totalt 0,552838731

AXAX_3x1x150_12_kV 110,2721917 0,202000007 0,022274983 AXAX_3x1x50_24_kV 152,2895968 0,628000021 0,09563787 AXCEL_3x95_24_kV 870,9744953 0,319999993 0,278711832 AXLJ-RE_3x95/25_24_kV 1008,570652 0,319999993 0,322742601 AXLJ-RMF_3x150/25_24kV 15059,58771 0,206 3,102275072 AXLJ-RMF_3x50/16_24kV 2379,209683 0,640999973 1,525073342 AXLJ-RMF_3x95/16_24kV 1889,192679 0,319999993 0,604541644 BLL_AL57_157_24kV_FRI.L.REGEL 5840,612163 0,193000004 1,127238169 BLL_AL57_99_24kV 9,839804062 0,305000007 0,00300114 BLL_AL57_99_24kV_FRI.L.REGEL 4305,143164 0,305000007 1,313068696 BLX_AL57_99_24kV 9,315474909 0,305000007 0,00284122 EXCEL_3x10_24_kV (JK) 470,9948079 1,830000043 0,861920519 FeAl62_12_kV 1671,055179 0,535000026 0,894014564 Totalt 10,15334165