Komponentuppdelning av elnätetpå lokalnivå

Komponentuppdelning av elnätet

på lokalnivå

Examensarbete

av

Karl-Johan Andersson

2C1011

Förord

Elpriserna är ofta debatterade i dagspressen, om dess skälighet och vad det är som driver dem. Ett

problem vid prissättningen är nätkostnaderna. Sveriges elnät har i många år varit förhållandevis

färdigbyggt i jämförelse med andra länder. Generation i norr och konsumtion i söder har länge varit

modellen för elnätet, och det är först i och med de senaste årens tal om satsningar på vind- och

vågkraft i södra delen av landet som egentligen givit några större nytillskott i vårt nät sen

kärnkraften togs i drift. Vårt nät är alltså väldigt gammalt. Det finns ledningar från början av

1900-talet som fortfarande är i drift.

_{Och varför skulle man sluta använda komponenter som fungerar,}

framför allt när de har betalat sig flera gånger om?

Men hur värderar man ett nät som innehåller både gamla och nya komponenter? I första hand är

det givetvis den ekonomiska åldern som är avgörande. Men bara åldern säger inget om

komponentens värde, den berättar bara hur mycket av det värdet som finns kvar. Det egentliga

komponentvärdet är beroende på vilken typ av komponent det är, hur den används, vid vilken

spänningsnivå och i vilken typ av geografiskt område den används.

Det här arbetet ska försöka göra en så adekvat men ändå enkel uppdelning som möjligt för att

därigenom ge ett förslag på hur de elektriska förutsättningarna för en värdering av elnätet kan se ut.

Tack

Ett stort tack till Camilla Rosenberg på Energimarknadsinspektionen som hade vänligheten att ta in

mig som ex-jobbare utan någon egentlig plan. Tack till Rémy Kolessar, Torbjörn Solver och Lena

Lange Jaakonantti på Energimarknadsinspektionen för hjälp, tankar och vägledning.

Ett extra stort tack till Herlita Bobadilla-Robles på Gävle Energi AB som alltid har varit mer än

villig till att bidraga med nätdata och svar på frågor. Tack också till Marita Sundberg på Luleå

Energi Elnät AB, Anders Nilsson på Arvika Elnät AB, Christer Wiik på Eskilstuna Energi & Miljö

Elnät AB och Anders Holmgren på Linköping Kraftnät AB för att jag fick använda mig av data från

era elnät och alla svar på mina frågor.

Tack till Torleif Henriksson på ABB, Gunilla le Dous på Göteborg Energi Nät AB, Mats Klarén på

Nexans IKO Sweden AB, Ulf Wagenborg på Svensk Energi och Ulf Lindström och Geo Axelsson

på EnergoRetea för hjälp i stort och smått på vägen.

Tack till Lennart Söder och Magnus Perninge på KTH för er del i det här examensarbetet.

Slutligen vill jag tacka min kära flickvän Sofie Jacobsen för att hon har peppat mig och fått mig att

faktiskt arbeta.

Sammanfattning

Sverige ska, i enlighet med ett EG-direktiv 2003/54/EG, gå över från att i efterhand reglera

elnätstarifferna med hjälp av ett fiktivt nät till att göra det i förväg med det faktiska nätet som

utgångspunkt. Då behövs en komponentuppdelning av elnätet göras för att kunna fastställa värdet

på nätet och därigenom det tariffpris som är skäligt för nätföretaget att ta ut.

De primära uppdelningskriterierna är spänningsnivå och områdestyp.

Spänningsnivån är avgörande för hur kostsam och komplicerad en nätdel är, då lagar och regler

blir hårdare och fler ju högre upp i spänningsnivå man kommer. Det här arbetet är begränsat till

lokalnätsdelen av uppdelning, det vill säga från 20 kV och nedåt.

Områdestypen är avgörande för vilken typ av komponenter man kan och vill använda. I

storstadsmiljö är luftledningar och fristående nätstationer oönskade både av praktiska,

säkerhetsmässiga och estetiska anledningar. Luftledningar är vanligare på landsbygden, där det inte

är ekonomiskt försvarbart att lägga ned kabel, utan det billigare luftalternativet väljs. Ett ingrepp i

storstadsmiljö är också mycket kostsammare än ett i tätort eller landsbygdsmiljö, vilket är

avgörande för en komponents värde. Värdet på en befintlig nätstation i storstadsmiljö är mycket

högre än en station av motsvarande typ på landsbygden.

De komponenter som beaktas är luftledningar, markkabel samt nätstationer. Dessa finns i sin tur i

en mängd avarter som utgör förutsättningar för undergrupperingar av komponenter.

Baserat på komponenternas faktiska närvaro i näten och dess elektriska egenskaper delas de in i

grupper som tillsammans med område och spänningsnivå kan avgöra komponentens faktiska värde

och därmed kunna ge ett värde på hela nätet.

Abstract

Sweden will, in accordance with the EU-directive 2003/54/EC, move from post-regulating the

electricity power grid-tariffs by using a fictitious grid, to a regulation in advance which uses the

actual power grid as a starting point. For this purpose a component breakdown of the grid needs to

be made to determine the value of the network and by that the tariff price that is reasonable for the

network business in question to charge.

The primary breakdown criteria is the voltage-level and type of region.

Voltage-level is crucial for the cost and complexity of a grid-part, because the higher the

voltage-level is, there are more and stricter laws and rules to follow. This work is limited to the

distribution-part of the grid, in other words voltage levels from 20 kV and below.

The type of region is crucial to the type of components you can and want to use. In city

environments both overhead-wires and independent substations are undesirable for both practical,

safety and aesthetic reasons. Overhead-wires is more common in rural areas, where it´s not

economically justifiable to use ground-cable, so the cheaper air-alternative is chosen. An

interference in a city environment is also much more costly than one in a urban or rural setting,

which is crucial for a component's value. The value of an existing substation in a city environment

is much higher than a station of similar nature in the countryside.

The components that are taken into account are overhead-wires, ground-cables and substations.

These come in a variety of aberrations that are used as preconditions for the grouping of

components.

Based on the components actual presence in the network and their electrical properties they are

divided into groups, which together with type of region and voltage-level can determine the

component's actual value and thus be able to give a value to the power-grid in question.

Innehållsförteckning

Sida

Förord III

Sammanfattning IV

Abstact V

Innehållsförteckning VI

1 Inledning 1

1.1 Bakgrund

1

1.2 Uppdrag

1

1.3 Problemangrepp

2

2 Förstudier

3

2.1 Nuvarande nätreglering

3

2.2 Översikt nättyper

3

2.2.1 Stam-, Region- och Lokalnät

3

2.2.2 Befintliga nätområden

5

2.2.3 Nätstrukturer

6

2.2.4 Avvikande nät

8

2.3 Komponenter

9

2.3.1 Ledare

9

2.3.2 Isolatorer

11

2.3.3 Markkabel

13

2.3.4 Luftledning

15

2.3.5 Mottagarstationer

17

2.3.6 Nätstationer

1 8

2.3.7 Kabelskåp

19

3 Uppdelning

21

3.1 Geografiska områden

21

3.2 Spänningsnivå

22

3.3 Komponenter

23

3.3.1 Plan för komponentuppdelning

23

3.3.2 Ledartyp

24

3.3.3 Markkabel

26

3.3.4 Luftledning

33

3.3.5 Nätstation

40

3.4 Resultat

45

4 Slutsatser

47

5 Framtida frågor

48

6 Referenser

49

Bilaga 1

Nätdata

1.1 Gävle

1.2 Linköping

1.3 Luleå

1.4 Eskilstuna

1.5 Arvika

1.6 Sammanställd nätdata

1 Inledning

1.1 Bakgrund

I dagsläget sker regleringen av elnätstariffer, det vill säga det pris elnätsföretagen får ta för elen, i

efterhand och dess nivå sätts med hjälp av ett fiktivt nät, skapat av Nätnyttomodellen. Enligt

EG-direktiv 2003/54/EG skall Sverige gå över till ex-ante reglering, det vill säga förhandsreglering av

nättarifferna. Målet med det nya direktivet är att se till att konkurrens på lika villkor råder på den

inre marknaden för el.

Energinätutredningen har lämnat förslag på att förhandsregleringen ska ha det verkliga nätet som

utgångspunkt. En hypotes är att nätföretagens kapitalbas kan behöva fastställas inför den första

tillsynsperioden genom att nätet värderas av Energimarknadsinspektionen genom användandet av i

förväg fastställda standardkostnader för olika nätkomponenter. Därutöver kan varje ny investering

värderas med hjälp av dessa standardkostnader.

Uppdelning av komponentgrupperna ska först göras utifrån ett el-tekniskt perspektiv, dvs. utifrån

nätens tekniska funktion och förutsättningar. Av framför allt historiska skäl består de svenska

distributionsnäten av olika tekniska lösningar, till exempel olika spänningskedjor eller teknikval för

ledningar. Den komponentuppdelning som ska läggas till grund för standardkostnaderna ska därför

dels kunna täcka landets olika nätstrukturer och topologier och dels säkerställa att nätens

grundläggande tekniska funktion kan utföras med den föreslagna uppdelningen.

1.2 Uppdrag

Genom en lämplig uppdelning av komponentgrupper för olika elnätsanläggningar på lokalnätsnivå

med avseende på precision, arbetsinsats (inrapporteringsmässigt) och teknisk funktionalitet,

verifierat av känslighetsanalyser, lägga grunden till en optimal reglermässig uppdelning i enlighet

med Energinätutredningens proposition SOU 2007:99 - Förhandsprövning av nättariffer m.m.

Problem

Avvägningen av aggregationsnivån: att hitta en tillräckligt detaljerad nivå för att kunna hantera

samtliga typer av elnät och dess funktionalitet. Den valda aggregationsnivån bör också möjliggöra

att särskilja kostnadsdrivande faktorer och ge en god jämförbarhet för effektivitetsanalyser.

Identifiering och utvärdering av de kostnadsdrivande faktorerna genom känslighetsanalyser bör

slutligen genomföras.

En förutsättning för att kunna utföra relevanta analyser är att dessa baseras på nätdata från

verkliga nät. Dessa nät bör väljas så att representationen av de svenska nätföretagen blir så bra som

möjligt, dvs. storstadsnät, blandad bebyggelse samt landsbygdsnät. En lämplig klassificering utifrån

teknisk funktionalitet ska tas fram för detta ändamål.

Utgångspunkter för komponentuppdelningen kan vara EBR:s (ElByggnadsRationalisering)

kostnads- och konstruktionskataloger. I vissa äldre nät respektive vissa specifika nät (skärgårdsnät,

Påverkan av nätstrukturen på överliggande nät (regionnäten) bör också analyseras.

Ta fram en lämplig gruppering av nätföretag samt lämna förslag på representativa ”standardnät” för

varje grupp med avseende på nätstrukturen och nätfunktionen.

Ta in och analysera indata från nätföretagen och finna nyckelkomponenter, ty hela distributionsnätet

kan bli svårt att få uppgifter om från företagen. Ledningsnätet på mellanspänningsnivå, nätstationer

och kabelskåp borde täcka in de viktigaste delarna.

Beskrivning av lämplig indelning av elnätet i komponenter – lämpliga aggregationsnivåer för

komponenter med liknande avskrivningstider så att man kan räkna ut en snittålder för komponenter.

Avslutning:

Belysa ämnet med några exempel och avsluta med vidare frågeställningar, slutsatser och

rekommendationer.

1.3 Problemangrepp

För att arbetet ska ge en bild som är så överensstämmande med verkligheten som möjligt så

bestämdes att data från några mindre aktörer på elmarknaden skulle användas som grund för

studierna, så att datamängden skulle få en överskådlig storlek.

För att ge en så nyanserad bild av elnätet som möjligt så skulle elnätsföretagen väljas på så vis att

de representerade olika delar av landet. I samråd med min handledare på

Energimarknads-inspektionen, Rémy Kolessar, bestämdes att Linköping Kraftnät AB och Gävle Energi AB skulle

vara representanter för city- och tätortsnät. För mer glest befolkade områden valdes Luleå Energi

Elnät AB i norr och Arvika Elnät AB i mellansverige. På grund av den lokala anknytningen till

Energimarknadsinspektionen valdes slutligen Eskilstuna Energi & Miljö Elnät AB som femte och

sista analysföretag.

Lämplig uppdelning och värde

Vad är då en ”lämplig uppdelning av komponentgrupper”? Komponentuppdelningen är främst tänkt

att användas för att göra modeller av verkliga nät. Modellerna ska främst användas för att värdera

de modellerade näten. Därför är det inte värdet på specifika komponenter så mycket som deras

värde som helhet i ett nät som är drivande.

En extra parallell ledare till en redan existerande har i sig ett lägre värde än den befintliga, då den

inte fyller någon funktion annat än avlastning och beredskap för fel. Men komponentmässigt har de

samma värde och nätdelen som helhet får ett högre värde tack vare den nya ledaren som bland annat

minskar risken för avbrott för kunden. Då det är nätvärdet som avses när värde omtalas i det här

arbetet kommer komponentvärdet vara nära knutet till de kostnads-drivande aspekterna.

Detta medför att ett företag som investerat mycket i sitt nät, och därmed skapat en säker

el-överföring har ett nät som är mer värt än ett företag som inte har gjort det. Företaget vars kunder har

en säkrare eltillförsel tillåts då ta ut högre nättariffer än företag som inte gjort det. Kostnaden

hamnar alltså i slutändan på kunden, men den bild jag har fått av el-företagen gör att jag finner det

otroligt att de skulle bygga ett onödigt säkert nät bara för att möjligen få en högre tariffnivå. Dock

borde incitamentet att slippa straffavgifter för avbrott tillsammans med bättre tariffnivåer verka för

att närföretagen ska optimera sitt nät vad det gäller överföringskvalité.

Uppdelningen måste vara enkel att förstå och arbeta med, därför bör den bestå av ett så litet antal

komponenter som möjligt. Dock måste dessa komponenter kunna ge en acceptabel bild av nätet. De

måste tydligt framgå från de standardkomponenter som väljs vilka verkliga komponenter de

representerar, för att underlätta arbetet med dem.

2 Förstudier

2.1 Nuvarande nätreglering

Den nuvarande regleringen av elnät-tarifferna använder sig av Nätnyttomodellen,

_{framtagen av}

Mats B-O Larsson, för att få fram nätets prestationer. Dessa prestationer, kallad ”nätnyttan” visar

hur väl nätet lever upp till de krav som ställs på det. Utifrån det bestäms skäliga nättariffer för nätet.

Nätnyttomodellen arbetar med ett fiktivt nät som byggs upp av de nätdata som nätföretaget

tillhandahåller. Det nätet byggs upp med hjälp av samtliga konsumenters och gränspunkters läge i

nätet uttryckt i x- och y-koordinater, samt energileveransen till konsumenterna.

Ett antal förenklingar görs, bland annat följande:

– Ingen hänsyn tas till topologi.

– På låg och mellanspänningsnivå görs ingen skillnad på luftledning och markkabel.

– Lågspänningskablarna dras med raka linjer.

Nätnyttomodellen bygger upp nätet i fyra spänningsnivåer (130, 40, 10 samt 0.4 kV) och använde

för varje nätnivå bara en ledararea (FeAl 454, FeAl 234, 1x3x240 mm

_{samt 4x150 mm}

_{). Enligt en}

analys av Svensk Energi är de valda ledningsareorna för distributionsnätet för grova och de för

transmissions- och subtransmissionsnätet för klena.

2.2 Översikt nättyper

Av historiska skäl finns det många olika nättyper i Sverige. De delas dels upp efter nätspänningen

och dels efter topografin.

Detta är dock ingen exakt vetenskap, och det finns givetvis specialfall

som inte ser ut som förväntat trots att de uppfyller alla kriterium för en gruppering. Anledningen

kan vara bland annat topografisk, nätägar- eller nätanvändarberoende. Alla spänningar som används

i arbetet är huvudspänningar. Huvudspänningen är den som uppmäts mellan två faser, till skillnad

från standardspänningen som uppmäts mellan fas och jord. Exempelvis motsvarar en

huvudspänning på 0.4 kV en standardspänning på 230 V.

2.2.1 Stam-, Region- och Lokalnät

När man idag talar om elnätets olika spänningsnivåer så är det generellt tre grupper man talar om;

transmissionsnät, subtransmissionsnät och distributionsnät. Dessa kallas också för stamnät,

regionnät och lokalnät. Det finns inga exakta spänningsgränser som avgör i vilken kategori ett nät

ska hamna, bara ungefärliga intervall. Det är snarare vad det används till som är avgörande.

_Alla

informationskällor verkar ha en egen uppfattning om var intervallen för spänningsgränserna ska

ligga (i vissa fall kan till och med en och samma bok ge olika värden

_{) men de är alltid i samma}

storleksordning. Se illustration 1.

För den oinvigde är det lätt att ställa sig frågande till det stora hopp i spänningsintervallen, och de

till synes icke-kontinuerliga överlappningarna mellan de olika intervallen. Detta beror på att

spänningen gör stora hopp i och med att deras transformering genom nätstrukturen. Exempelvis kan

överföringen från generering till konsumtion se ut som i illustration 2:

Detta är bara en av många möjliga spänningsstegs-kombinationer som kan användas.

Illustration 1: Elsystemets uppbyggnad efter spänningsnivå

Stamnätet

Stamnätet utgörs av alla 400 och 220 kV-system och det mesta av utlandsförbindelserna (både

högspänd likström och högspänd växelström). Stamnätet ägs till största delen av Svenska Kraftnät

som även står för driften

_{. Stamnätet är Sveriges elektriska ryggrad och är uppbyggt för att}

sammankoppla de högproducerande områdena i norr med de högkonsumerande i söder.

Spänningsnivån kallas extrahög spänning.

Regionnätet

Regionnätets spänningsnivå ligger normalt mellan 130-70 kV, men det kan sträcka sig ned till 40

kV. Näten ägs och drivs av kraftföretag, och används för att överföra ström från stamnätet till

distributionsföretag och regionnätskunder

_{. Spänningsnivån kallas högspänning}

_.

Lokalnätet

Lokalnäten har normalt en spänningsnivå mellan 20-0.4 kV, men kan i vissa specialfall ha en

spänningsnivå upp till 40 kV. Detta är dock ovanligt, och ingen av de företag som analyserades

använde 30 och 40 kV. Därför bortses det från i det här arbetet.

Lokalnäten ägs och drivs av distributionsföretag.

_{Lokalnätens funktion är att distribuera ström,}

och detta sker till största delen på 0.4 kV-nivå i det så kallade lågspänningsnätet. Lågspänning

kallas den spänning som understiger 1 kV. Den delen av lokalnätet som arbetar med spänningar på

1-20 kV kallas för mellanspänningsnät. Tidigare kallades även det för högspänningsnät, likt

regionnätet, men på senare tid har försök gjorts från den akademiska världen att byta namnet för att

skilja de olika spänningsnivåerna åt.

Tillstånd

Tillstånd från svenska staten krävs för att få distribuera elektrisk energi i landet, så kallad

nätkoncession och finns i två typer. Nätkoncession för linje avser specifika dragningar,

nätkoncession för område avser på samma sätt ett område. För 400 kV-ledningar är det regeringen

som ger koncession, för de övriga nivåerna är tillståndsgivaren NUTEK (Närings- och

teknikutvecklingsverket).

_{Subtransmissionsnätet är kopplat till nätkoncession för linje och}

distributionsnätet till nätkoncessioner för område.

_{För spänningar över 25 kV krävs också}

drifttillstånd. Har man koncession för till exempel en 70 kV-ledning, men saknar drifttillstånd så får

man alltså uppföra den men inte spänningssätta den.

Det här examensarbetet kommer bara (som titeln så passande avslöjar) beröra lokalnäts-delen.

2.2.2 Befintliga nätområden

Standarden för uppdelning av Sverige med avseende på utseende görs i city, tätort och landsbygd.

EBR, som leds av representanter för Svensk Energis medlemsföretag, EFA (EnergiFöretagens

Detta är en bra områdesuppdelning om man känner topografin. Denna merdata har på ett flertal

olika sätt undvikits genom att utföra uppdelningen baserat på statistik. Exempel på några av dessa

följer här.

Nätnyttomodellen gör ett försök till en mer statistikinriktad uppdelning, sett utifrån elnätet. Där är

city de områden som har 10-30 meter ledning per kund, tätort har 30-60 meter/kund, 60-90

meter/kund klassas som blandad bebyggelse, och slutligen är allt från 90 meter/kund och uppåt

klassat som landsbygd.

Svensk Energi använder två parametrar för uppdelningen, dels kundtätheten (mängden kunder per

kilometer ledning) och kablifieringen (antalet meter markkabel delat med antal meter luftledning).

Kundtätheten säger att glesbygd är de delar som har mycket färre än 10 kunder per kilometer

ledning, landsbygd är de som har färre än 10 kunder/km ledning, blandad bebyggelse har mellan 10

och 20 kunder/km ledning och tätort är de områden som har fler än 20 kunder/km ledning.

Kablifieringsuppdelningen säger att om ration mellan antalet meter markkabel delat med antalet

meter luftledning är mindre än 0.1 så är det ett luftledningsnät, om den är ungefär lika med 1 så är

det ett blandat nät och om den är större än 10 så kallas det kabelnät.

Nätföretagen gör ofta sina egna uppdelningar. Till exempel använder Gävle Energi AB EBR:s

fördelning och klassar City < 60 meter ledning per kund, Tätort 60 – 120 meter/kund och

Landsbygd > 120 meter/kund.

Arvika Elnät AB använder en förenklad version av EBR:s uppdelning och kallar den delen av

nätet som ligger inom stadsplanerade områden för Tätort och resterande för Landsbygd.

Göteborg Energi Nät AB använder i cityområden en karta med områden uppmärkta efter hur

mycket extrakostnader det blir av att göra ett ingrepp där.

I en utredning om distributionssystemet för landsbygden från 1969 användes antal kilometer

högspänningsledning per kvadratkilometer som mått för att beteckna områdestypen.

Uppdelningarna MW per kvadratkilometer och antal kilometer ledning per transformatorstation

fördes också på tal.

Tankar om befintliga nätstrukturer

Frågan är vilket behov av en statistisk uppdelning, baserad på kunder och ledningsdata, man

egentligen har när inte Nätnyttomodellen ska användas. Nätnyttomodellen använder uppdelningen

för att avgöra tätheten i näten, och därigenom vilken krokighetsfaktor det fiktiva nätet ska ha, och

därmed den slutgiltiga längden på ledarna.

När det verkliga nätet med de verkliga ledningarna ska användas så får uppdelningen en helt annan

betydelse. En statistisk bas för en egentligen rent geografisk uppdelning skulle förmodligen ge

felaktiga kostnader. Bättre vore då att faktisk använda EBR:s definitioner och begära in geografiska

och topografiska data från elnätsföretagen. Denna uppdelning kan sedan verka som en

kostnadsfaktor vid analysen av nätets värde och ge en korrekt bild av svårigheten i ett ingrepp i

nätet. Detta kan sedan ge en faktor som kan ge en viss komponents egentliga värde i det området.

2.2.3 Nätstrukturer

Det är främst tre nätstrukturer som används i Sverige; radiella nät, slingnät och dubbelmatning.

Radiella nät

Radiella nät dominerar på landsbygden då de har en enkel uppbyggnad och lämpar sig för

överföring på längre avstånd. I radiella nät ligger alla konsumenter efter varandra, och om ett fel

inträffar någonstans på ledningen så kopplas alla abonnenter bortom felet bort.

Radiella nät har en avbrottstid på 1 – 12 timmar beroende på hur allvarligt felet är och var det

förekommer. Vid fel måste utryckning ske, felet måste lokaliseras och repareras innan strömmen

kan kopplas på igen.

Slingnät

Slingnät finns till viss del i landsbygdsnät, men förekommer mest i tätortsnät. Ett slingnät är

egentligen ett radiellt nät som kan matas från båda håll.

Illustration 3: Radiellt nät

Dubbelmatning

Dubbelmatning används i citynät och till konsumenter som kräver en stabil eltillförsel, som till

exempel sjukhus. Ett dubbelmatat nät är egentligen två parallella radiella nät som går till samma

konsumenter. Det innehåller dubbla uppsättningar av allt (ledare, transformatorer etc).

Dubbelmatade nät har en avbrottstid på mindre än en minut, då nätet kan klara sig på bara en av

slingorna och bortkopplingen av den felaktiga utrustningen sker automatiskt. Om ett fel uppstår i en

transformator så är den andra dimensionerad för att klara drift på 125 %, men då krävs ofta extra

kylning via ventilation.

_{Det är bara vid större olyckor, såsom brand i nätstation/kabeltunnel, där}

båda transformatorerna/kablarna skadas som några längre avbrottstider uppstår.

2.2.4 Avvikande nät

Det finns många orsaker till avvikande nät. Vanligast är att topografin i vårt avlånga och kuperade

land sätter käppar i hjulen för enkla linjedragningar.

Topografiskt

Stora sjöar och skärgårdsmiljö ställer specifika krav på elnätsstrukturen. Den stora blandningen av

sjökabel och luftledning/markkabel (beroende på om det är land eller vatten som ska forceras) gör

nätstrukturen svår att passa in i en bestämd kategori.

Berg, djupa skogar, sankmarker och långa avstånd gör att det finns extremfall bland

landsbygdsnäten som inte passar in i den generella landsbygdsstrukturen.

Ägarstruktur

Om ägaren av lokalnätet även äger det överliggande nätet så kan det ge resultat på hur nätstrukturen

kommer att se ut. Det är då lättare att planera storskaligt, på samma sätt som för en nätägare som

ensam får agera på en stor geografisk marknad, till skillnad från ett område med många små ägare

som alla måste ta hänsyn till varandra.

Elnätsanvändare

Om det finns stora användare i ett område, exempelvis i ett större industriområde, så kommer nätet

att avvika från standardnättypen.

Dessa avvikande nät kommer inte tas upp i det här examensarbetet.

Illustration 5: Dubbelmatat nät

2.3 Komponenter

Elnätet är uppbyggt av många olika komponenter, men om man höjer sig till en tillräckligt abstrakt

nivå, så finns det mellan generation och konsumering två komponenter; ledare och transformatorer.

Överföring – transformation – överföring – transformation – distribution (se kapitel 2.2.1). Riktigt

så enkelt ska vi dock inte göra det. Ledarna kan främst delas upp i luftledningar och markkablar

(beroende på om de hänger i luften eller är nedgrävda i marken) och transformatorerna finns i en

mängd olika storlekar, och kräver då olika mängd kringutrustning och grupperas huvudsakligen som

transformatorstationer. En sista komponent som inte passar in i någon av kategorierna är kabelskåp.

De kan snarast ses som ett tillbehör till ledarna, då de är en in- och omkopplingsmöjlighet i det

befintliga nätet.

2.3.1 Ledare

Ledaren består vanligtvis av koppar eller aluminium.

_{Ibland har de legeringar av andra material}

och ibland är de kombinerade med andra metaller för förbättrade mekaniska egenskaper, som till

exempel friledningar som har en kärna av stål för stabilitet. Ett fåtal ledare består av andra material,

exempelvis gamla ledare av stål som fortfarande används, men det är så pass få att de enkelt kan

bortses ifrån.

Koppar har fördelen att vara en väldigt god ledare, med en resistivitet ρ = 17.2 Ωmm

_/km,

_{men har}

även egenskapen att vara ett väldigt tungt material med en densitet på 8.89 kg/dm

_{. Detta gör att den}

lämpar sig bra som markkabel och framför allt sjökabel eftersom den även är mycket

korrosionsbeständig. Den går att göra ännu mer resistent mot oxidation och korrosion genom att

kopparledaren förtennas.

_{Dock har koppar ett förhållandevis högt pris, och detta tillsammans med}

tyngden som försvårar arbetet vid nedläggningen, gör att den för det mesta används till mindre

dimensioner (<50 mm

_).

Aluminium har en resistivitet ρ = 27.0 Ωmm

_/km,

_{vilket ger en ledningsförmåga som motsvarar}

61% av kopparens. Men aluminium har ett pris som är drygt hälften av kopparens.

_Det

tillsammans med dess låga densitet på bara 2.7 kg/dm

_{, vilket gör den lättare att hantera än}

kopparledare, har gjort den till det vanligaste ledarmaterialet, framför allt vid areor > 25 mm

_.

Ledarens mekaniska hållfasthet kan ökas med hjälp av legering, men då minskar ledningsförmågan

ytterliggare.

Ledares elektriska egenskaper

Metall är som sagt inte en perfekt ledare, och det är framför allt fyra egenskaper hos ledaren som

bör beaktas. Dessa är alla beroende av dimensionen och längden på ledaren. Hur den används är

också avgörande för vilka elektriska egenskaper den får.

En induktans l kommer från det magnetiska fält som omger ledarna. För friledningar kan den

beräknas med hjälp av ledarnas diameter d (m) och det geometriska medelavståndet mellan ledarna

a = 3⋅

_

(m) enligt figur 6.

Tillsammans med antalet ledare per fas n ges nu induktansen av

l = 2⋅10−4⋅ln a

d /2

1

4⋅n H /km , fas

För kablar kan man inte göra så förenklade beräkningar då ledarna ligger så nära varandra och ofta

är skärmade att det är andra faktorer som spelar in för induktansen. Dock spelar induktansen en

liten roll för de spänningsfallsberäkningar som görs i det här arbetet, så den bristande exaktheten

bortses ifrån.

Om induktansen är känd så kan reaktansen x räknas fram med hjälp av nätfrekvensen f

Reaktansen för en friledning varierar mellan 0.3 - 0.5 Ω/km, fas och för kabel 0.08 - 0.17 Ω/km, fas.

Detta beror på att ledarna ligger mycket närmre varandra i kablar.

Ledare har också shuntkonduktansen g som är beroende på läckströmmar i isolationen och

shuntkapacitansen c som uppkommer på grund av det elektriska fältet mellan ledarna och mellan

ledarna och jord. För modeller av korta ledare (<100 km), vilket de som påträffas på lokalnivå är,

kan dock shuntkapacitansen och shuntkonduktansen försummas.

Impedansen för en ledare med längden s (km) blir då

Z = R  j⋅X =  r j⋅x ⋅s Ω / fas

Där

indikerar ett komplext tal, det vill säga tal som består av både en reell och en imaginär del.

Illustration 6: avstånd mellan

Med reaktansen kan spänningsfallet

_{över ledningen bestämmas genom formeln:}



Spänningen i

_och

_{kommer få en lägre fasvinkel än}

_{(strömmen går alltid mot}

den lägre vinkeln). På så vis kan förlusterna på ledningen räknas ut. Ju kraftigare ledare, desto

mindre förluster.

Överkapacitet

På högre nivåer i nätet är överkapacitet på ledningarna vanligt, för att klara eventuella

driftstörningar. Om en ledare måste kopplas bort på grund av ett fel så kanske området den matade

kan spänningsättas via en annan ledare, om den har kapacitet för det. Den typen av överkapacitet

används till viss del på mellanspänningsnivå, men vanligare är en överkapacitet för att förenkla

framtida utbyggnad. Om det är troligt att ett område som får en ny el-matning dragen till sig

kommer att expandera och därmed kräva mer energi inom en överskådlig framtid så väljs det ofta

väl tilltagna dimensioner på ledarna. Detta sker naturligtvis till en högre initialkostnad, men ger i

normaldrift låga överföringsförluster och om en utbyggnad sker så är det bara nätstationernas effekt

som behöver byggas ut för att klara de nya överföringskraven. Ledarna, som oftast är den

kostsamma biten vid en nyprojektering är redan installerade och har kapacitet för de nya kraven.

Alltså lönar det sig ofta i längden att ta till en grövre dimension på ledaren än vad som initialt är

nödvändigt.

2.3.2 Isolatorer

Kabelisoleringen är vanligtvis av plastmaterial av typ polyvinylklorid (PVC), polyeten (PE) eller

tvärbunden polyeten (PEX). Det finns även kablar av äldre typ som fortfarande är i drift med andra

typer av isolering, som olje/pappersisolering. Dessa utkonkurrerades på 1970-talet av den

plastisolerade kabeln. De pappersisolerade kablarna som redan var i drift fortsatte användas, och

används till viss del än idag. Dock är oljan i dem klassad som miljöfarlig och de bör vara

renspolade om de ska ligga kvar i marken.

PVC är en termoplast med ett temperaturmässigt användningsområde från -10

_{C till +70}

_{C. Den}

Illustration 7: Modell för

(HDPE). Polyeten underhåller brand, men avger bara vattenånga vid förbränning.

Den är mekaniskt stark och motståndskraftig mot vatteninträngning. Den klarar

förläggnings-temperaturer ned till -20

_C.

PEX (Tvärbunden polyeten) är som namnet antyder en modifierad variant av polyeten, där dennes

långa molekylkedjor har sammanbundits med hjälp av kol- eller kiselatomer. Detta ger förbättrade

termiska och mekaniska egenskaper vilket resulterar i att PEX har ett

användningstemperatur-område från -40

_{C till +90}

_{C. Bortsett från att den är starkare så har den samma egenskaper som}

vanlig polyeten.

Isolering påverkar de nominella strömvärdena på ledare och resulterar alltså i att ledare med samma

dimension kan överföra olika mycket ström, vilket kan ses i tabell 1 och 2 som är framtagna av

Elsäkerhetsverket

Ledararea Nominellt strömvärde, A

mm

_PVC-isolerad

6 kV

PEX-isolerad

12-24 kV

Pappersisolerad

12-24 kV

10

56

81

60

50

140

205

160

95

215

295

240

150

275

390

315

240

370

515

415

Tabell 1: Belastning av enstaka kablar med tre ledare i luft

Ledararea

Nominellt strömvärde, A

mm

_PVC-isolerad

6 kV

PEX-isolerad

12-24 kV

Pappersisolerad

12-24 kV

10

68

90

70

50

165

215

175

95

250

310

260

150

330

400

335

240

420

510

440

Tabell 2: Belastning av enstaka kablar med tre ledare i mark

Skillnaderna i överföringsmöjlighet beroende på isolator är tydliga, men betydligt mindre vid

förläggning i mark jämfört med luft.

2.3.3 Markkabel

Markkabel passar bäst i tätbebyggda områden där kraven på avbrottsfri överföring är höga och

kabelgator skulle störa stadsbilden. Att marken redan är genomarbetad underlättar förläggning, men

samtidigt är det ofta väldigt trångt i marken i stadsmiljö.

_{Elkablar tvingas samsas med}

telefonkablar, vatten, avlopp och fjärrvärme. På senare år har även en stor mängd fiberoptik lagts

ner i marken i samband med bredbandsutbyggnaden. Samförläggning, det vill säga förläggning av

flera kablar i samma kabelgrav, är vanligt för att spara utrymme.

På senare år har dock markkabel blivit allt vanligare på glesbygden, framför allt efter stormen

Gudrun som orsakade stora skador på luftledningsnätet i södra Sverige.

_{Anläggningskostnaden för}

kabel är i storleksordningen 10 gånger högre än den för luftledning, men å andra sidan är

underhållskostnaderna lägre.

Markkabel förläggs med fördel bredvid eller i vägar där marken redan är arbetad och det är enkelt

att underhålla och göra ingrepp.

Typbeteckningar för kabel

Det finns många olika sorters kabel, och de identifieras med hjälp av en standardiserad

typbeteckning.

_{Beteckningen består vanligtvis av fyra eller fem bokstäver och en}

sifferkombination, till exempel EKKJE 4x50



Första bokstaven betecknar ledaren. Här är det E vilket indikerar en ledare av entrådig koppar.

Andra bokstaven betecknar isoleringen. Här står K står för polyvinylklorid, det vill säga PVC.

Tredje bokstaven betecknar manteln eller annan konstruktionsdetalj. Här är alltså manteln av

samma material som isoleringen då K fortfarande betecknar PVC.



Fjärde bokstaven betecknar konstruktionsdetalj eller användning. J indikerar att kabeln är avsedd

för förläggning i mark.



Femte bokstaven betecknar konstruktionsdetalj eller användning. E står här för förstärkt

utförande.



Siffrorna på slutet betecknar antalet ledare och tjockleken på dessa. 4x50 har alltså fyra ledare

med en area på 50 kvadratmillimeter var.

En del kablar har även en manteljord. Om den nyss nämnda kabeln skulle ha en manteljord på 25

kvadratmillimeter så skulle den heta AKKJE 4x50/25, alternativt AKKJE 4x50+25. Se mer i Bilaga

2 Svensk typbeteckningsnyckel enligt SS 4241701:2003.

Ledare

Ledaren i kabeln kan vara solid, fåtrådig eller mångtrådig, vilket ger olika styvhet och kompakthet

till kabeln. En solid enkelledare är till exempel styvare och kompaktare än en fåtrådig, som i sin tur

är styvare än en mångtrådig. Styvheten beror till viss del också på kabelns kompakthet, som i sin tur

beror på ledarnas utseende, om de är runda eller sektorformade.

_{Beroende på spänningsnivå så kan}

kabeln ha allt från en till ett flertal ledare. Det vanligaste är dock en eller tre ledare på

mellanspänningsnivå och fyra ledare på lågspänningsnivå.

Ledarareor

EBR har följande rekommendationer för dimensioner och ledarmaterial för låg- och

mellanspänningsnivå:

0.4 kV

12/24 kV

10 mm

_Cu

_{10 mm}

_Cu

16 mm

_Cu

_{25 mm}

_Al

50 mm

_Al

_{50 mm}

_Al

95 mm

_Al

_{95 mm}

_Al

150 mm

_Al

_{150 mm}

_Al

240 mm

_Al

_{240 mm}

_Al

Tabell 3: Rekommenderade ledarareor

och material för kabel

För areor från 25 mm

_{och uppåt är det alltså aluminium som är det rekommenderade}

ledarmaterialet. Koppar rekommenderas bara för de mindre dimensionerna (< 25 mm

_).

Skydd

Den nedgrävda kabeln är skyddad från väder och vind, men trots att den inte syns (eller kanske just

därför) kan den råka ut för problem. Drag- och tryckpåkänningar till följd av mänsklig inverkan

eller seismisk aktivitet kan skada kablar. Om risken för sådan åverkan är tillräckligt stor så bör

Illustration 9: Rund respektive sektorformad ledare i

kabel

kabeln förses med skydd, så som bandarmering mot tryckpåkänningar och trådarmering mot

dragpåkänningar.

_{En mycket vanlig skadeform är avgrävning av kablar, ofta på grund av slarv i}

arbetet eller rapporteringen om var kabeln går.

2.3.4 Luftledning

Luftledning är ett samlingsnamn för friledning och kabelledning. Båda är ledare upphängda i

stolpar. Luftledningar förläggs ofta längs vägar för att underlätta inspektion efter stormar, då

besiktningen kan utföras utan att bilen behöver lämnas, samt att det är enkelt att nå ledningarna för

underhåll och reparationer. Annars måste ledningsgatan patrulleras till fots vilket är mycket

tidskrävande, eller i värsta fall med helikopter vilket är väldigt kostsamt.

Illustration 10:

Kabelledning 10 kV

Illustration 11: Kabelledning 0.4 kV

Illustration 12: Friledning och

kabelledning i samma stolpe

Friledning har vanligtvis blanka ledare, men de kan vara belagda med plast för ökad driftsäkerhet.

Den är alltså oisolerad och är därmed den känsligaste av de två för yttre påverkan.

_{Därför kräver}

de väl tilltagna och välskötta ledningsgator.

Kabelledning har isolerade ledare, likt markkabel, och kan på samma sätt som dem ha ett

gemensamt hölje, och kallas då hängkabelledning. Om de saknar gemensamt hölje kallas de

hängspiralkabel. Båda typerna finns med eller utan bärlina.

_{Det är vanligt att det är samma typ av}

kabel som används både dom kabelledning och som markkabel. De klarar, till skillnad från

friledning, till exempel träd som ligger mot linan då isoleringen gör att en kortslutning till jord inte

uppstår, och kräver därför inte tomma ledningsgator på samma sätt som friledningar gör. Att

kabelledningarna kan klara påfallna träd gör att elöverföringen inte avbryts om det händer, men

Ledningsklasser för friledning

Ledningarna delas in i de två klasserna A och B. Det som väsentligen skiljer dem åt är för vilken

maximal lokal islast de är dimensionerade. Med lokal islast menas att endast ett spann (det vill säga

linan mellan två stolpar) är isbelagd, alltså att de två kringliggande spannen är isfria. Klass A

dimensioners för att klara en, på ledningen, jämt fördelad lokal islast med en tjocklek upp till 18

mm vid vindstilla läge. Det motsvarar en kraft på 30 N/m. Klass B dimensioners för att klara en

motsvarande islast med en tjocklek på upp till 7 mm. För Sverige i allmänhet räknas med en lokal

islast på upp till 10 N/m.

Varianter på klass A är ”brottsäker ledning” och ”ledning i förstärkt utförande”. Brottsäker ledning

ska uppföras i en så kallad fallsäker ledningsgata, det vill säga att det inte ska finnas någon risk att

träd eller liknande kan falla på ledningen. Det ställs också speciella krav på ledare, isolatorer och

infästning. Ledning i förstärkt utförande har inte en fallsäker ledningsgata, men den har speciella

krav på konstruktionen, skötseln av ledningsgatan och jordfelsskyddets känslighet för ledningen.

EBR har tagit fram standarder för dimensionerna för friledning, beroende på klass och

ledarmaterial.

Tabell 4 ger en inblick i hur många olika varianter av vanlig friledning det finns. FeAl och AlMgSi

är vanliga för friledning, medan FeAl inte finns i de större dimensionerna för belagda ledare. De

minsta areorna har ledare av enbart stål. Det är också tydligt att det i princip inte finns några

dimensionsskillnader mellan klass A- och B-ledningar.

Klass A Klass B

Blank friledning Belagd ledare Blank friledning Belagd ledare

FeAl AlMgSi Fe 140 31 mm2 62 mm2 62 mm2 62 mm2 62 mm2 99 mm2 99 mm2 99 mm2 99 mm2 157 mm2 157 mm2 234 mm2 234 mm2 329 mm2 329 mm2 31 mm2 62 mm2 62 mm2 62 mm2 62 mm2 99 mm2 99 mm2 99 mm2 99 mm2 157 mm2 157 mm2 157 mm2 157 mm2 241 mm2 241 mm2 241 mm2 241 mm2 329 mm2 329 mm2 25 mm2, 100N/mm2 25 mm2, 100N/mm2 25 mm2, 120N/mm2 25 mm2, 120N/mm2 52 mm2 52 mm2 68 mm2

2.3.5 Mottagarstationer

Mottagarstationer kommer i många storlekar och utföranden. Främst skiljs de åt beroende på om de

är öppna eller inbyggda.

Mottagarstationer heter som de gör eftersom de används för att ta emot spänning från

subtransmissionsnivå och transformerar den till mellanspänningsnivå. De kan också kallas

transformatorstationer eller ställverk. Mottagarstationerna som arbetar med transformeringar mellan

mellan- och lågspänningsnivå kallas vanligen nätstationer och berörs i nästa stycke.

Mottagarstationerna på lokalnivå arbetar vanligtvis med 22 och 11 kV, men det finns även

industrinät som arbetar på 6 eller 3 kV

_{, och har vanligtvis luft som isolationsmedium Det}

vanligaste sättet att skilja stationer åt är efter antal transformatorer och vilken märkeffekt (MVA) de

har. Ett ytterliggare skiljesätt är antalet fack, ingående och utgående ledningar, som stationen har.

Normalt har en station ett eller två fack, med en samlingsskena per fack.

Brytare och frånskiljare är också viktiga komponenter på den här nivån. Skillnaden mellan brytare

och frånskiljare är att brytaren klarar att bryta en spänningssatt modul medan frånskiljaren bara kan

fysiskt separera delar som är icke spänningssatta. Frånskiljaren visar att en del av anläggningen inte

är spänningssatt och att den därmed kan arbetas på. Brytaren är alltså en komponent med mer krav

på sig och finns i olika utföranden såsom vakuumbrytare och SF

-brytare, där den avgörande

skillnaden är mediet som används för att släcka ljusbågen som uppstår när kontakten öppnas. I vissa

fall är brytare och frånskiljare en och samma komponent, en så kallad truck, som kan skjutas in eller

dras ut ur facket.

Mottagarstationerna ligger alltså i gränslandet mellan subtransmissions- och distributionsnätet.

Vanligtvis har nätföretag av den storleken som analyserats bara ett fåtal sådana stationer i sina nät.

För att kunna göra en korrekt analys av mottagarstationerna så krävs det alltså ett större underlag

från en större mängd företag. Därav utelämnas mottagarstationerna från det här arbetet.

För att kunna göra en komplett nätmodell av lokalnät krävs att mottagarstationerna är med, men i

ett sådant arbete bör bara spänningsnivåerna i distributionsföretagen som annars hör hemma på

regionnivå analyseras.

Även fördelningsstationer (som fördelar det utgående från mottagarstationen) och kraftstationer

(som används vid inkopplandet av generatorer) bortses ifrån då även de bara närvarar ytterst lite i de

analyserade näten och därmed utgör ett dåligt statiskt underlag.

Illustration 15: Betongstation

Illustration 16: Dekorerad

Illustration 14: Fristående

station med träpanel

Illustration 17: Plåtstation

2.3.6 Nätstationer

Nätstationer är gruppnamnet för de transformatorstationer som används för lågspänningsdistribution

(0.4 kV). Deras uppgift är alltså att omvandla mellanspänning till lågspänning. Det finns

tiotusentals nätstationer i Sverige, i många utseenden och utföranden. Dock är alltid komponenterna

de består av de samma. En eller två transformatorer (det förekommer stationer med fler än två

transformatorer, men det är för det mesta bara i citymiljö där utrymmeskrav dikterar att stationer

måste byggas ihop) ett enkelt högspänningsställverk med lastfrånskiljare, säkringar och ett enkelt

lågspänningsställverk, också det med lastfrånskiljare. Lastfrånskiljare används för att koppa från

och till stationen.

Fristående station

Fristående nätstationer är vanligen egna små byggnader av plåt eller betong. Dess fysiska storlek

beror främst på transformatorns storlek (som är mer eller mindre enbart beroende på hur stor effekt

den ska klara) samt högspänningsställverkets utformning.

Högspänningsställverket använder sig av apparatur som kan vara isolerade med fast material, gas

eller luft, där luft är mycket mer utrymmeskrävande än de två förstnämnda. Isolationsmaterialet

används för att förhindra att ljusbågar uppkommer. Om fel i isolationen skulle resultera i en

ljusbåge bildas ett högt tryck i stationen som måste kompenseras för, vilket vanligen görs via luckor

i väggar eller tak på byggnaden. Moderna stationer är utrustade med så kallade ljusbågsdräpare som

automatiskt ansluter till jord och förhindrar utsläpp av ljusbågsgaser. Detta gör att sådana stationer

inte behöver utrustas med tidigare nämnda tryckavlastningsdetaljer.

Manövreringen av nätstationens utrustning kan antingen ske externt eller i stationen. En intern

manövrering kräver att stationen är tillräckligt stor för att kunna vistas i, samtidigt som en extern

manövrering kräver att det finns ledigt utrymme utanför stationsbyggnaden. Det senare är sällan ett

problem utanför cityområden. Lastfrånskiljarna kan i mindre stationer ersättas av så kallade

elbowanslutningar, vilka är mycket mindre än normala lastfrånskiljare och närmast kan liknas vid

kraftiga enpoliga kontakter.

Vanligt är att antingen försöka få stationerna att se så alldagliga ut som möjligt för att folk inte ska

lägga märke till dem, eller att dekorera dem för att lättare få dem att smälta in i den miljö där de

står.

Normalt har man inte högre stationseffekt än 800 - 1250 kVA. Om mer effekt behövs byggs det

vanligen ytterliggare en station hellre än att bygga ut en befintlig. I tätortsbebyggelse är 500 – 800

kVA en vanlig storlek, då högspänningsfördelningen sker med slingnät, men där inte en så stor

effekt behövs används betydligt mindre stationer.

Inbyggd station

Inbyggda stationer är i princip likadana som fristående, skillnaden är att de är inbyggda i en större

fastighet. Förr i tiden var det vanligt att vid tät bebyggelse förlägga nätstationen i en fastighet, men

det är något man numera försöker arbeta bort, för att få en bättre och säkrare el-miljö.

Dock är det i princip omöjligt att komma ifrån inbyggnad av stationerna i cityområden, där det

helt enkelt inte finns någon plasts för en extern station. Kostnaden för stationen blir då avsevärt

högre då det inte går att modulbygga den i förväg, utan allt måste specialbyggas för att passa de

förutsättningar som finns.

_{Priset går också upp då stationen ofta måste göras så liten som möjligt,}

på grund av utrymmeskrav, och små effektiviserade komponenter är dyrare än större enklare.

Stolpstationer

Stolpstationer är vanligast på landsbygden då de bara används i luftledningsnät och är avsedda för

låga effekter. De sitter, som namnet avslöjar, på ledningsstolpar utom räckhåll för djur och

människor. Det är en komplett nätstation, men med en mycket mindre märkeffekt än de två tidigare

nämnda (ibland ned till ett tiotal kVA), och därmed har den en mindre fysisk storlek.

Det finns en stationstyp som är en blandning av fristående station och stolpstation som kallas

markstation. Där sitter bara högspänningsdelen uppe i stolpen och de resterande delarna befinner sig

i ett stationshus på marken.

2.3.7 Kabelskåp

Illustration 18: Inbyggd

nätstation

storleksordningen 15 000 kronor, medan en kilometer luftledning kostar närmare 200 000 kronor.

Därav anser jag att kabelskåpen har en för liten betydelse i nätet för att tas upp i det här arbetet.

3 Uppdelning

Uppdelningen bör ske i ett fåtal olika etapper. Övergripande bör de geografiska områdena och

spänningsnivån vara, följt av typen av komponent och slutligen dimensionen på dem.

3.1 Geografiska områden

Att det finns ett behov att dela in elnätet i olika områden är helt klart, då ett ingrepp i storstadsmiljö

är mycket kostsammare än ett i landsbygdsmiljö. City, tätort och landsbygd är bra, invanda

benämningar som användas och fungerar. Men hur ska de skiljas åt? I kapitel 2.2.2 behandlades

olika tillvägagångssätt för att dela upp nätet i olika områden. Andra skulle kunna vara antal kunder

per nätstation, antal kunder per kvadratkilometer eller antal nätstationer per kvadratkilometer. Men

hur man än räknar så resulterar det bara i blind data med en bristfällig koppling till verkligheten.

Vad skiljer egentligen de olika områdena åt ur ett elektriskt perspektiv, vilka krav och

förutsättningar finns det för eldistribution?

City

Cityområden har väldigt många kunder på ett litet område och en stor mängd byggnader och annan

infrastruktur ställer extra höga krav på ledningsdragningen, samt ett stort antal kunder med extra

krav på säker eltillförsel, som sjukhus, stora företag och transportmedel. Dubbelmatning är därför

vanligt förekommande, det vill säga att nätet har en dubbel uppsättning av alla komponenter för att

säkra överföringen.

Det är dyrt att göra ingrepp i citymiljö då det är kostsamt för staden att till exempel stänga av

vägar för att gräva fram befintliga kablar eller förlägga nya. Det är också komplicerat då det är

väldigt dåligt med utrymme, både för att lägga kabel och bygga nätstationer. Därav är det vanligt att

ha nätstationerna inbyggda i befintliga byggnader.

_{Där finns även väldigt mycket gatubelysning.}

Nätet består nästan uteslutande av markkabel.

Tätort

Tätort har flertalet kunder på ett litet område, en viss mängd byggnader som ställer krav på

ledningsdragning, samt en viss närvaro av kunder med extra krav på säker eltillförsel, som sjukhus

och industrier. Där finns en hel del gatubelysning. Kabel är att föredra framför luftledning, men

båda förekommer.

Landsbygd

Är glest befolkad och har en icke beredd topografi, det vill säga mycket skog och berg. Generellt få

kunder med extra krav på säker eltillförsel. Både markkabel och luftledning förekommer, men vikt

på luftledning. I många fall är kabel inte ekonomiskt försvarbart eller möjligt (på grund av berg,

spänningsnivå i glesare områden där det blir längre linjedragningar, men det skulle bara försvåra

modelleringen av nätet att involvera en sådan spridning.

Att nätstrukturen är olika i olika områden skulle kunna beaktas, men den dubbelmatning som är

vanlig i city och till industrier (till skillnad från enklare radiella nät) ger en dubbel mängd kabel och

därmed en högre kostnad. När värderingen av nätet väl ska göras så är den till stor del inte särskilt

beroende på vilken komponent det är som används utan mer var den används.

Vid uppförandet av en friledning så är kostnaden för den fysiska ledningen lite mer än hälften (55

%) av den totala kostnaden

_{, men för en kabeldragning uppgår arbetsinsatsen till ungefär 95 % av}

kostnaden.

_{(Baserat på att anläggningen av kabel anses vara 10 gånger dyrare än friledning och att}

en kabel bara är marginellt dyrare än motsvarande friledning.)

För att denna arbetskostnad ska vara så korrekt som möjligt så bör inte bestämmandet av områden

bero av något så i landet varierande som antalet abonnenter per kilometer kabel eller nätstationer

per kvadratkilometer, utan den borde baserad på de faktiska geografiska förutsättningarna som EBR

gör.

Varje områdesgrupp (city, tätort och landsbygd) tilldelas ett värde för varje fysisk komponent som

motsvarar den kostnad som uppstår vid ingrepp i respektive miljö. Man har alltså samma

komponenter i hela nätet, men dessa komponenters faktiska värde beror på i vilket område de

används.

Om det sedan uppdagas att EBR-katalogen ger ett otillräckligt underlag för kostnadssättningarna

(något vissa elnätsägare påstår) så kanske en mer detaljrik analys av faktiska kostnader för arbete i

olika miljöer bör göras.

Slutsats geografiska områden

Tre områdesgrupper bör användas; city, tätort och landsbygd. Dessa bör delas in på samma sätt som

EBR gör, det vill säga med hjälp av Lantmäteriets terrängkarta. Då fås en användbar uppdelning

som klart och tydligt visar kostnaderna för att använda en viss komponent i ett visst område.

3.2 Spänningsnivå

På lokalnivå återfinns två grundläggande spänningsnivåer; lågspänning (under 1 kV med andra ord

0.4 kV) och mellanspänning (1-20 kV). Mellanspänningsnivån har flertalet undergrupper, men de

ojämförligt vanligaste är 10 och 20 kV. 3 och 6 kV är också förekommande, men det är bara för

industrinät.

_{I det fall 30 och 40 kV används på lokalnivå bör de kunna ses som 20 kV. Det faktum}

att användandet av både 10 och 20 kV är vanligt, även om 10 kV helt klart är den vanligare av de

två, gör att jag anser att de båda bör ha varsin undergrupp i komponentuppdelningen. Rent elektriskt

skiljer sig de båda spänningsnivåerna åt genom att en högre effekt kan överföras med mindre

förluster på 20 kV-ledningar jämfört med 10 kV.

Mellan låg- och mellanspänning så finns det nätstationer med transformatorer som sköter

spänningsomvandlingen.

På grund av bristande underlag tar inte det här arbetet upp mottagarstationer, kraftstationer eller

fördelningsstationer. Den huvudsakliga bild av lokalnätet som används i det här arbetet visas i

illustration 20.

Slutsats – spänningsnivå

Uppdelningen begränsas till tre spänningsnivåer; 20, 10 och 0.4 kV.

3.3 Komponenter

3.3.1 Plan för komponentuppdelning

De huvudkomponenter som används är ledare och nätstationer. Ledarna finns som markkablar och

luftledningar, och arbetar på 20, 10 eller 0.4 kV. Nätstationerna finns främst i tre typer; inbyggda

stationer, fristående stationer och stolpstationer. Nätstationerna arbetar på 20 eller 10 kV. Totalt bör i

storleksordningen 1 till 3 komponenter per ledartyp väljas och 2 till 3 komponenter per typ av

nätstation.

Ledare - Mellanspänningsnivå

2 till 3 typer av kabel/ledning på 10 respektive 20 kV nivån bör ge en tillräckligt detaljerad nivå.

Detta ger att totalt 8 till 12 komponenter representerar ledarna på mellanspänningsnivå.

Ledare - Lågspänningsnivå

Lågspänningsnivån bör ha ett mindre behov av olika komponenter än mellanspänningsnivån, så 1

till 3 typer av kabel/ledning på 0.4 kV nivån bör räcka. Detta ger totalt att 2 till 6 komponenter

representerar ledarna på lågspänningsnivå.

Nätstationer

Grupperingarna bör resultera i 2 till 3 typer av stolpstationer, 2 till 3 typer av avancerade

nätstationer och 2 till 3 enklare stationer. Detta ger totalt 6 till 9 komponenter per spänningsnivå (10

och 20 kV), vilket totalt blir 12 till 18 komponenter för att representera nätstationerna.

3.3.2 Ledartyp

Huvuduppdelningen för ledare är i två grupper; markkabel och luftledningar. För att få en överblick

över hur stor del av nätet som består av kabel och av ledning räknas ett index för kablifiering ut,

vilket nämndes i 2.2.2 Befintliga nätområden.

Kablifiering =

Markkabel m 

Luftledning  m

Svensk Energi använder kablifieringsindex, och kallar då nät med ett index på ≤ 0.1 luftledningsnät

och ett med index på ≥ 10 markkabelnät. Ett index i storleksordningen 1 kallas blandnät. Det inses

snabbt att majoriteten av näten är av typen blandnät med mer eller mindre vikt mot markkabelnät.

Med Svensk Energis parametrar är det bara Luleå Energi Elnät AB:s nät på 20 kV-nivån som är ett

luftledningsnät.

Detta visar att det är viktigt att separera luftlednings- och markkabelnätet från varandra, då de

flesta nät är blandningar av de båda typerna och inte går att direkt klassificera som det ena eller det

andra.

Det absolut vanligaste ledarmaterialet är aluminium, och då det inte är en överdrivet stor skillnad i

överföringskvalité mellan koppar och aluminium så väljer jag att se alla ledare som gjorda av

aluminium för att förenkla komponentuppdelningen.

Beräkningsplan

Data över de elnätskomponenter som finns i näten, och i vilka antal, togs in från de undersökta

nätföretagen. Se Bilaga 1 Nätdata för närmare information. Den datan används som källa för vilka

10 kV

Nät Kablifiering Luftledning Markkabel

Arvika Elnät AB 16,98 9600 163000

Eskilstuna Energi & Miljö Elnät AB 3,89 111530 433953

Gävle Energi AB 5,4 189560 1022941

Linköping Kraftnät AB 1,1 33842 37176

Luleå Energi Elnät B 3,98 72209 287305

Tabell 5: Kablifiering 10 kV-nivån

20 kV

Nät Kablifiering Luftledning Markkabel

Arvika Elnät AB 1,03 13200 13600

Luleå Energi Elnät AB 0,26 724950 186264

Tabell 6: Kablifiering 20 kV-nivån

0.4 kV

Nät Kablifiering Luftledning Markkabel

Arvika Elnät AB 5,02 82900 415800

Eskilstuna Energi & Miljö Elnät AB 7,66 138865 1064117

Gävle Energi AB 7,89 185491 1463504

Linköping Kraftnät AB 5,68 14233 80885

Luleå Energi Elnät AB 2,31 635723 1470771