<p>För att kunna upphandla ett elsystem med erforderlig prestanda till en havsbaserad vindkraftpark krävs att köparen ställer krav på säljaren. För att kunna göra detta krävs att ett antal utredningar görs. För detta behöver bl.a. ett internt kabelnät designas. En kabels växelströmsresistans består av en likströmskomponent och en tillsatskomponent. Tillsatskomponenten beror på strömförträngning och"proximity"-effekt. Växelströmsresistansen ger upphov till värmeförluster när kabeln belastas. Ytterligare förluster finns i materialet omkring ledarna, såsom skärm och armering. Dessa totala förluster kan beskrivas med en ekvivalent resistans, plusföljdresistansen. Dielektriska förluster är ytterligare förluster, dessa är spänningsberoende. Hur kablarnas strömvärde kan beräknas för olika förläggningssätt beskrivs. Att ta fram strömvärdet för t.ex. kabel i rör utsatt för solstrålning är komplicerat eftersom många parametrar måste tas hänsyn till. Kablar för vindkraftlast bör kunna väljas med lägre strömvärde än belastningsströmmen eftersom de ej är kontinuerligt belastade. Olika kabelnätslayouter skapas för den planerade havsbaserade vindkraftparken Kriegers flak. Dessa utvärderas med avseende på tekniska och ekonomiska aspekter. Kablar med strömvärden nära eller under belastningsströmmen bör väljas eftersom kabelkostnaden har större inverkan än förlustkostnaden. Dock inverkar det framtida elpriset, om detta stiger ökar förlustkostnadens inverkan.</p>

För att kunna upphandla ett elsystem med erforderlig prestanda till en havsbaserad vindkraftpark krävs att köparen ställer krav på säljaren. För att kunna göra detta krävs att ett antal utredningar görs. För detta behöver bl.a. ett internt kabelnät designas. En kabels växelströmsresistans består av en likströmskomponent och en tillsatskomponent. Tillsatskomponenten beror på strömförträngning och"proximity"-effekt. Växelströmsresistansen ger upphov till värmeförluster när kabeln belastas. Ytterligare förluster finns i materialet omkring ledarna, såsom skärm och armering. Dessa totala förluster kan beskrivas med en ekvivalent resistans, plusföljdresistansen. Dielektriska förluster är ytterligare förluster, dessa är spänningsberoende. Hur kablarnas strömvärde kan beräknas för olika förläggningssätt beskrivs. Att ta fram strömvärdet för t.ex. kabel i rör utsatt för solstrålning är komplicerat eftersom många parametrar måste tas hänsyn till. Kablar för vindkraftlast bör kunna väljas med lägre strömvärde än belastningsströmmen eftersom de ej är kontinuerligt belastade. Olika kabelnätslayouter skapas för den planerade havsbaserade vindkraftparken Kriegers flak. Dessa utvärderas med avseende på tekniska och ekonomiska aspekter. Kablar med strömvärden nära eller under belastningsströmmen bör väljas eftersom kabelkostnaden har större inverkan än förlustkostnaden. Dock inverkar det framtida elpriset, om detta stiger ökar förlustkostnadens inverkan.

Kristinehamns Energi har under en längre tid haft problem med en förhöjd nollpunktsspänning i sitt distributionsnät. Nollpunktsspänningen varierar en hel del och verkar enligt uppgift vara väderberoende, något vi kan bekräfta då det mättes upp mycket låga nivåer efter en torrperiod i våras. Studien syftar till att ta upp möjliga orsaker till en förhöjd nollpunktsspänning. Teorin tas upp för hur strömmar fördelar sig vid jordfel och vid olika former av jordningar. De speciella förhållandena i det stort kablifierade nätet med dess höga kapacitans gås också igenom. Målsättningen är att hitta anledningen till Kristinehamns energis höga nollpunktsspänning och i så fall även att ge förslag på åtgärder för avhjälpande av felet. Vi vill också ge ökad förståelse för problemet samt beskriva hur ett distributionsnät i allmänhet är uppbyggt och därigenom hitta vägar framåt för det fortsatta arbetet. Den befintliga nollpunktsspänningen i nätet beror på en osymmetri mellan faserna och denna osymmetri är något som är naturligt förekommande i distributionsnätet. Detta eftersom det inte är realistiskt att de tre faserna belastas helt lika. Förhöjd nollpunktsspänning beror i de allra flesta fall på ett begynnande jordfel. Det konstateras genom ett antal mätningar, efter omkopplingar i nätet, att felet kan avgränsas till ett område runt stationen i Kroksvik och att nivån på nollpunktsspänningen är belastningsberoende. I Kroksvik kan de båda inkommande kablarna från Stensta uteslutas från fel liksom det utgående facket mot Båtbyggaren. För att komma vidare i utredningen bör de tre övriga linjerna från stationen Kroksvik undersökas. Där är kabeln mot Mathall mest intressant då den vid mätning visar sammanfallande kurvor mellan förbrukning och nollpunktsspänning. Det finns också möjlighet att göra omkopplingar i nätet för att utföra dessa undersökningar utan att störa driften.

Historiskt har Trollhättan Energis elnät bestått av ett klassiskt tätortsnät och landsbygdsnät. Detta har utvecklats och dessa nät har allt mer kopplats ihop. En relevant fråga är hur väl den nuvarande nätstrukturen kan härledas till branschens rekommendationer kring hur jordningssystemet bör utformas samt kontrolleras med avseende på nuvarande elnätets utseende. Arbetets syfte har varit att belysa utvecklingen av Trollhättan Energis nät, där sammanhängande kabelnät har byggts ut och typisk landsbygdsnät gradvis försvinner. Detta medför förändrade förutsättningar vad gäller nätutseende och kontrollkrav. EBR,ElnätsBranschens Riktlinjer – Energiföretagen Sverige, som ansvarar för en säker och kostnadseffektiv förvaltning och utveckling av Sveriges elnät har utgett publikationer med anvisningar för hur jordningskonstruktioner bör utformas och kontrolleras. Dessa publikationer är utgångspunkten för teorisammanställningen i rapporten.  Där nätstrukturerna inte uppfyller branschens rekommendationer har förslag tagits fram på hur bristerna kan åtgärdas. Den stora delen i arbetet har varit att ta fram grundläggande teori och branschpraxis som kan relateras till Trollhättan Energis elnät. Karta över koncessionsområdet studerades i syfte att redogöra vilka kontrollkrav som gäller på jordningskonstruktionerna. Eftersom jordkabelnätet byggs ut kan mätningar på jordtag inte längre utföras. Praktiskt är nätet säkert bra rustat jordningsmässigt, men svårigheten är vilka kontroller/mätningar som ska tillämpas för att kunna säkerställa att beröringsspänningen inte överstiger 100 V i nätstationerna vid ett jordfel. Så länge det finns förutsättningar för att kunna tillämpa det traditionella kontrollmetoden på landsbygden så kan nätet i området klassas som typiskt landsbygdsnät och myndighetskravet att mäta vart åttonde år kan uppfyllas. Kablifierat landsbygdsnät med längsgående jordlina och jordtag i nätstation bör istället klassas som ett sammanhängande kabelnät eftersom skärmkontrollmetoden bör användas istället. Syftet med arbetet har även varit att belysa faktorer som bidrar till att jordfelsströmmen ökar i nätet, som i sin tur påverkar de befintliga jordtagen inom koncessionsområdet. För att kunna beräkna max tillåten jordningsresistans i nätstationerna beräknades de spänningssättande jordfelströmmarna i nätet med hjälp av EBRs beräkningsmall. På vissa stationsområden har avvikelser noterats, där det beräknade resistansvärdet överstiger den högsta tillåtna. En möjlig åtgärd för att minska resistansvärden kan vara att bygga fler parallella jordtag i området. Den centrala frågan är hur kablifieringen har påverkat t mätvärden samt mätmetoderna för jordtagen som är placerde på landsbygden. / Historically, Trollhättan Energy’s distribution grid has consisted of a classic urban network or a countryside network. During the years the grid has developed, and the different parts of the grid have increasingly been interconnected. A relevant question is then how well the existing grid structure can be compared to the Swedish regulations concerning electrical safety compatibility regarding the design and control requirements of earthing systems. The main purpose of this thesis has been to shed light on the development of Trollhättan Energy’s distribution grid, where the interconnected extensive buried cable network is expanding, and the typical network of the countryside is gradually disappearing. This entails changed conditions in terms of the network structure and control requirements. EBR, ElnätsBranschens Riktlinjer - Swedenergy is the organization responsible for safety and cost-effective management and development of the Swedish energy sector. They have published instructions and regulations on how earthing systems should be designed and controlled depending on the structure of the network. The directions from EBR are the starting point in this report. The main question is how the cabling has affected the present measurement methods of the earthing systems. Suggestions are given on betterments and how to improve the shortcomings where the network structures do not meet the regulations. The main purpose of this thesis is to study the basic theory and customs of the grounding systems and then relate it to Trollhättan Energy’s distribution network. The map of the grid area was studied to account for the control requirements that apply to the earthing systems. As the cable network is expanded, the traditional measurement methods on the ground electrode can no longer be performed. Practically speaking, the grid stations are certainly well equipped in terms of grounding, but the difficulty occurs when control methods must be applied to ensure that the touch voltage does not exceed 100 Volts in the grid stations in case of an earth-fault. If the conditions are satisfied for applying the traditional control methods in countryside rural areas, the network structure can be classified as a classic countryside network and the requirement from the authorities to verify the ground electrode every eight years can be applied. However, the buried cabled network with ground electrodes in every grid station and longitudinal earth wires back and forth between the stations should be considered and classified as a continuous cable network where different control methods for the earthing systems should be used instead. Another purpose in this thesis has been to shed light on factors that contribute to the increaseof the earth fault currents in the network. This in turn affects the existing ground electrodes within the concession area. The maximum earth fault current in every substation were calculated using a template from EBR in order to know the permissible earthing resistance in the located grid stations. In some station areas deviations have been noticed, where the calculated resistance value exceeds the maximum permitted. One possible measure to improve the resistance values could be to build more parallel ground electrodes.

The report is a study of error management and localization in underground cable network with very little overhead line. Error management is treated with the theoretical troubleshooting model and theoretical model with practical feedback. The work relates to the fact that troubleshooting has been complicated when the supply safety in the electricity grid increases. Difficult troubleshooting is followed by a difficult reset work in case of malfunctioning in the network and it leads to longer interruptions.The grid is built with main feed and radial feeds. In the cable stretches, an interval of the short-circuit current occurs with a minimum and a maximum current below the distance. Depending on how the network is built, multiples of same error current is created, that create harder error-handling. The analysis examines which locations in the grid, which help increase the number of alternative malfunctions and if there is any alternative method to solve the problem. The report deals with the connection between currents in main feed and in radial feeds along the line. There appears to be a connection between the emergences of currents with similar current values in several places. A network consisting of a main feed and a plurality of radial feeds, the occurrence of streams in several places is a disadvantage in the troubleshooting task and the work is adversely affected and the troubleshooting work becomes more difficult. / Rapporten är en studie om felhantering och fellokalisering i ett markbelagt kabelnät med en väldigt liten del friledning. Felhanteringen be-handlas med både dataprogramvara och teoretiska beräkningar. Arbetet relaterar till att felsökningen försvåras när leveranssäkerheten i elnätet ökar. Svårare felsökning är följt av ett försvårat återställningsar-bete vid fel i nätet som leder till längre avbrottstider. Elnätsområdet är uppbyggt med huvudmatning samt radiella matning-ar. I kabelsträckorna uppkommer ett intervall på kortslutningsström-men med en minsta och en högsta ström under sträckan. Beroende på hur nätet är uppbyggt skapas multiplar av felställen som skapar svårare felhantering. Analysen undersöker vilka ställen i elnätet som bidrar till att antalet alternativa felställen ökar och om det finns någon alternativ metod att lösa problemet. Rapporten behandlar sammanbandet mellan strömmar i huvudmatning och i radiella matningar längs ledningens sträcka. Det visar sig vara ett samband mellan uppkomsten av strömmar med liknande strömvärden på ett flertal ställen. Ett nät som består av en huvudmatning och ett flertal radiella matningar är uppkomsten av samma kortslutningsströmmar på flera ställen. Det är en nackdel i felsökningsarbetet och arbetet påverkas negativt och fel-sökningsarbetet blir svårare.

The rural power grid has traditionally mostly consisted of overhead power lines. In recent years the trend has been to replace the overhead lines with cables instead. The reason is that overhead lines are relatively vulnerable, strong winds and storms can cause trees and branches to fall over the power lines and cause a phase to ground fault. This will then trip the ground fault relays and disconnect the faulty power line. A cable grid is not vulnerable in the same way, and could be considered a solution to make the power grid more reliable. A cable grid does come whit other types of problems instead. It generates about 50 times more phase to ground capacitance compared with the same length of overhead lines. When a phase to ground fault occurs the capacitance in the healthy phases will generate a current to ground and then through the fault. On average a cable grid generates about 2 A per kilometer. Large cable grids can therefore cause very large capacitive currents to flow through the fault.  To counter this, a reactor is placed between the neutral point of the transformer and ground. When a phase to ground fault occurs, the reactor will generate an inductive current which is in the opposite phase compared to the capacitive current. This current will flow through the faulty line and cancel out the capacitive current. In a perfectly tuned power grid the only component left in the fault is a smaller resistive current. Large cable grids will require a large reactor to generate the large inductive current, which might need to flow over a great distance in the grid to reach the fault location. To reduce the inductive current from the central reactor, it is possible to install smaller local reactors in the grid. These will then in the event of a phase to ground fault generate a part of the inductive current, which will reduce the currents from the central reactor. This report will look at the factors related to grounding systems and how these factors affect the ground fault currents. The purpose of the report is to give recommendations to Umeå Energi on where in their grid they should install additional local reactors and also which factors they should consider when doing future expansions and rebuilds of their power grid.

På grund av den rådande energiomställningen flockar både företag och privatpersoner till mer effektiva och gröna energislag. I många fall är dessa via elnätet, vilket gör det lämpligt att se över hur ett lokalnät påverkas av en sådan ökning av effekt samt om det finns kapacitetsbrist. Syftet är att utreda mängen nya elbilsladdare till 2030, samt undersöka om det finns kapacitetsbrist vid både normalt kopplingsläge samt två reservkopplingslägen. Det ska även undersökas om det finns nyckeltal för olika dimensioneringskriterier. De metoder som används för att uppskatta en framtida toppeffekt i nätet är olika. Den ena antar en homogen ökning samtidigt som den andra baserar sin väntade ökning på antal hushåll, parkeringsplatser och verksamheter i området runtomkring en nätstation. Det blir ganska stor spridning, samt olika slags resultat för de olika kopplingslägena. Utifrån uppskattningarna som gjordes, simulerades den nya högsta effekten för de olika scenarierna och kopplingslägena och därefter beräknades belastningen i kablarna för dessa. Simuleringar visade att det finns kablar i alla scenarierna som inte håller upp till företagets egna mål angående belastning i kablarna. I reservkopplingsläget klarade många kablar heller inte av den högsta strömmen som kan förväntas under högsta lasttimmen utifrån databladet för kablarna. När topplasten ökar, ökar även antalet kablar som blir överbelastade, i scenario 1 blev det många fler jämfört med nuläget och scenario 2. För de normala kopplingsläget gick det nästan alltid att byta ut till grövre kablar för hålla sig under den angivna belastningsgraden av 50$\%$ eller precis ovanför.  För reservkopplingslägena blir det svårare då kablarna måste ha en belastningsgrad under $100\%$ för att inte överlastskydden ska slå till. Där hittades det att byta till grövre kablar inte alltid var bäst då högsta strömmen var högre än den grövsta kabeln som används. Denna högsta strömmen verkar bero på att en slinga ska reservmata fler än en annan slinga. Det kan då vara lämpligt att bygga fler reservslingor som då kan underlätta vid reservmatningsläget. / Given the roaring energy transition, both people and companies want to be ahead of the curve and change to more energy efficient and green energy con- sumption. In most cases these renewable energy have to use the electrical grid, which is why this study focuses on the distribution network in a local electrical grid regarding its capacity. The goal is to estimate and investigate the amount of charging points for electrical vehicles in regards to the available capacity in the network. This is to be done in three different network configurations, which is then to conclude in dimensioning criterias. The three methods used to estimate the increase in top load in the local electrical grid are different. Two of the assumes a linear increase in the top load of every transformer, while the other one is based on the area which the sub- station is placed and estimates according to households, businesses and parking places. Where the top load increase differes between the different scenarios. With the estimations at hand, the different network configurations were simulated and subsquently calculated the load in the cables for the different scenarios. These simulations pointed out that there are cables in every scenario that are not up to par with the companys goal of limiting the load in the network configuration that is normally used. Aswell as not up to par with the cable data sheet in the reserve configuration. As the top load increase the amount of cable above the threshold increased, especially in scenario 1 for the normal configura- tion mode. In most cases in the normal configuration mode changing the cable to a 240mm2 cable would solve the problem. For the reserve configuration mode it was not always that simple, mostly because one trail of cable sometimes back up several other trails. Resulting in a bottle neck between the trails, some of these are not fully up to par, and some of them even have a higher maximum current than what the cables that are used can handle. Which meant that so- mething other than changing cable would be prefered, the best option seems to be increasing the amount of trail that can back up in the reserve configuration