Optimering av tätorts- och citydistribution med avseende ...hv.diva-portal.org/smash/get/diva2:214918/FULLTEXT01.pdf · Optimering av tätorts- och citydistribution med avseende

EXAMENSARBETE 2004:E02

Optimering av tätorts- och citydistribution med avseende på nätnyttomodellen

Avd

elni

ngen

för e

lekt

rote

knik

vid

Inst

itutio

nen

för t

ekni

k

Andreas Buhr Kristina Olofsson

EXAMENSARBETE


Andreas Buhr Kristina Olofsson

Sammanfattning Enligt ellagen skall nättarifferna vara skäliga. För att kunna kontrollera nättarifferna har energimyndigheten skapat nätnyttomodellen. Modellen räknar ut vilka resurser som krävs för att distribuera el i ett område. Om nätägarna ska klara av att tillmötesgå kraven i nätnyttomodellen måste en förändring ske med nytänkande som avser att resultera i nya tekniska lösningar och nätstruktur som är driftsäker och lönsam för nätbolagen.

Framtidens elnät måste bestå av enkla tekniska lösningar med moduler som snabbt kan bytas ut vid behov. Det leder till att all onödig kringutrustning tas bort. Högspännings-säkring och effektfrånskiljare är inbyggd i transformatorn. Kablar är anslutna med isolerade snabbanslutningar.

Nätstrukturer med ny teknik har analyserats för Stenungsunds tätortsnät. Kostnader för befintligt nät har jämförts med olika nätförslag samt med nätnyttomodellens utfall i version P2.

En LCC-kalkyl visar de totala kostnaderna för näten under en period av 30 år i nuvärde:

1. Befintigt nät 55 miljoner kr

2. Optimala nätförslag 24 miljoner kr

3. Nätnyttomodellen 34 miljoner kr

Känslighetsanalys av LCC-kalkylen resulterar i att de två mest optimala nätförslagen blir minst 20 miljoner kr billigare än det befintliga nätet vid det mest ogynnsamma utfallet.

Utgivare: Högskolan Trollhättan/Uddevalla, Institutionen för teknik Box 957, 461 29 Trollhättan Tel: 0520-47 50 00 Fax: 0520-47 50 99 E-post: [email protected]

Examinator: Lars Holmblad Handledare: Owe Andersson, Vattenfall AB Huvudämne: Elektroteknik Språk: Svenska Nivå: Fördjupningsnivå 1 Poäng: 10 Rapportnr: 2004:E02 Datum: 2004-02-13 Nyckelord: nätnyttomodellen, LCC-kalkyl, Investeringskalkyl, Känslighetsanalys

i

DEGREE PROJECT

Optimisation of Urban Area Distribution System with Reference to the Performance Assessment Model for

Electricity Networks Andreas Buhr

Kristina Olofsson

Summary According to the Swedish Act of Electricity the tariff of the electrical distribution shall be reasonable and fair. To be able to govern the tariff of electrical distribution, The Swedish Energy Agency has created the Performance Assessment Model for Electricity Networks. The model calculates theoretically the amount of assets and corresponding costs needed to distribute energy in a defined area. In order to be successful and achieve the demands of the Performance Assessment Model, the network utility should change the philosophy in the planning approach. It is important in a larger extent to consider new technical solutions and to define a network system layout that that is reliable and profitable for the electricity network owner.

The future power distribution networks should consist of simple and straightforward technical solutions and be built in modules, where the modules easily can be exchanged following a failure. All unnecessary equipment has to be eliminated. The high voltage fuses and the isolating circuit breaker should be enclosed within the transformer unit. The cables should be connected with insulated “quick electric connections”.

In this degree project, the electricity network system design has been analysed for the urban area of Stenungsund considering new techniques. The cost of the existing electricity network has been compared with different alternatives for electricity network system design. Comparisons have also been carried out with the outcome of the Performance Assessment Model, version Pilotfas 2.

By means of Life Cycle Cost analysis the net present value of the total cost over a period of 30 years has been calculated. The results are as follows:

1. The existing electricity network 55 million SEK

2. The optimal electricity network solution 24 million SEK

3. Performance Assessment Model 34 million SEK

Sensitivity analysis has been carried out showing the cost of the two most optimal electricity network solutions will be at least 20 million SEK less than the cost for the existing distribution net, even if most unfavourably conditions are considered.

Publisher: University of Trollhättan/Uddevalla, Department of Technology Box 957, S-461 29 Trollhättan, SWEDEN Phone: + 46 520 47 50 00 Fax: + 46 520 47 50 99 E-mail: [email protected]

Examiner: Lars Holmblad Advisor: Owe Andersson, Vattenfall Subject: Electrical Engineering Language: Swedish Level: Advanced Credits: 10 Swedish, 15 ECTS credits Number: 2004:E02 Date: February 13, 2004 Keywords Performance assessment model for electricity network version, LCC-calculation,

investment cost calculation, Analysis of sensitivity

ii


Förord Examensarbetet vid Högskolan i Trollhättan/Uddevalla har utförts på uppdrag av Vattenfall Västnät AB.

Ett stort tack till Owe Andersson, Kurt Andersson, Gunilla Brännman, Marie Carlander, Ove Göransson, Bernt Hansson, Olof Karlsson och Åke Svensson.

Tack likaså till alla andra som hjälpt oss i vårt arbete.

iii


Innehållsförteckning

Sammanfattning .............................................................................................................i Summary ........................................................................................................................ ii Förord .............................................................................................................................. iii Nomenklatur .....................................................................................................................vi Nomenklatur ................................................................................................................... vii 1 Inledning .......................................................................................................................1

1.1 Nätnyttomodellen...................................................................................................1 1.2 Problemformulering ..............................................................................................2 1.3 Syfte och mål..........................................................................................................2

2 Avgränsningar...............................................................................................................3 3 Planering .......................................................................................................................3 4 Teknisk utveckling........................................................................................................4

4.1 Standardmoduler – Ove Göransson ......................................................................4 4.2 Transfix ..................................................................................................................4 4.3 Framtidens Elnät ...................................................................................................5

5 Leveranssäkerhet ..........................................................................................................5 6 Avbrottskostnader.........................................................................................................5 7 Livstidskostnad .............................................................................................................7

7.1 LCC-analys ............................................................................................................8 7.2 Vattenfall Västnäts LCC-kalkyl .............................................................................8

8 Investeringskalkyler......................................................................................................8 8.1 Befintlig nätstruktur...............................................................................................9 8.2 Ny nätstruktur med olika typer av stationer ........................................................10 8.3 Två optimala nätstruktursförslag ........................................................................14 8.4 Nätstationskostnad per kVA.................................................................................15 8.5 Val av nätstationer...............................................................................................16 8.6 Ledningskostnad ..................................................................................................17 8.7 Kabel i radiellt eller redundant nät .....................................................................17

9 LCC-kalkyler ..............................................................................................................18 9.1 Förlustvärdering av det maimala effektuttaget i LCC-kalkylerna ......................18 9.2 Resultat av bearbetningen i LCC-kalkylerna ......................................................19 9.3 Känslighetsanalys ................................................................................................22

10 Körning i nätnyttomodellen i Pilotfas 2......................................................................27 10.1 Indata för nätnyttomodellen ................................................................................27 10.2 Resultat efter körning av nätnyttomodellen Pilotfas 2 ........................................28

11 Nätstrukturer ...............................................................................................................29 11.1 Jämförelse av kostnader ......................................................................................31

12 Slutsats ........................................................................................................................32 12.1 Rekommendationer till fortsatt arbete .................................................................33

Källförteckning................................................................................................................34

iv


Bilagor

A Nätstationslösningar – Transfix B Ove Göransson – Framtidens elnät C Avbrottstider vid oplanerade avbrott D Investeringskalkyl 1a E Investeringskalkyl 1b F Investeringskalkyl 2a G Investeringskalkyl 2b H Investeringskalkyl 3a I Investeringskalkyl 3b J Investeringskalkyl 4a K Investeringskalkyl 4b L Investeringskalkyl 5a M Investeringskalkyl 5b N Förlustvärdering vid maximalt effektuttag O Investeringskalkyl 6a P Investeringskalky 6b Q Körning av Nätnyttomodellen

v


Nomenklatur Ordförklaringarna är hämtade från Starkströmsföreskrifterna [1] samt Svenska Elverks-föreningens Elordlista [2 ].

Förkortningarna inom parantes används i Vattenfalls beräkningsprogram NetBas.

AMS Arbete med spänning

Avhjälpande underhåll Underhåll för att avhjälpa fel i enhet.

EBR EBR är ett system för rationell planering, byggnation och underhåll av eldistributionsanläggningar 0,4-145 kV. EBR omfattar standardiserade konstruktioner med satslagd materiel, bygg-, drift- och underhållstekniska anvisningar, elsäkerhetsanvisningar, ESA, samt produktionsteknik och kostnadskatalog för ledningar och stationer.

Förebyggande underhåll Underhåll för att minska risk för fel hos enhet under dess totala livslängd.

Kvarstående fel Fel som ej upphört eller avhjälpts.

LCC Står för Life Cycle Cost, som översatt motsvarar livstidskostnad.

Luftledning (LL) Ledare eller kabel ovan mark på stolpar eller andra stöd. Sammanfattande benämning

för friledning, hängkabelledning och hängspiralkabelledning.

Kabel (KA) Isolerad kabel består av

– en eller flera parter (isolerade ledare),

– parternas individuella hölje, om sådant finns,

– utfyllnad, om sådan finns och

– hölje t.ex. fläta, skärm, armering och mantel, om sådant finns.

Ytterligare kan oisolerad ledare ingå i kabel.

Nätstation Station för transformering från högspänning till lågspänning.

RMU Ring Main Unit

.

vi


Ställverk Kopplingsutrustning, öppen delvis skärmad eller kapslad i skåp och huvudsakligen avsedd för montering på horisontal yta och för fördelning av elektrisk energi.

Säkringslastfrånskiljare Lastfrånskiljare i vilken en säkringspatron eller säkringspatronbärare med säkrings-patron utgör den rörliga kontaktparten.

Underhåll Verksamhet med avsikt att möjliggöra angiven prestation från enhet genom dess funktionsförmåga vidmakthålls eller återförs till tidigare nivå.

Övergående fel Fel som upphört utan felavhjälpning.

vii


1 Inledning När elmarknaden avreglerades 1996 beslutades att nätverksamheten fortsättningsvis skulle utgöra ett legalt monopol. Det bestämdes att nättarifferna skulle vara skäliga och det var konsumentintresset som skulle beaktas.

Avregleringen anses inte effektiv och bedömare tror att det finns ansenliga möjligheter till effektivisering inom nätverksamheten. På grund av ineffektivitet har inte avregle-ringen lett till någon fördel för konsumenterna. Statens Energimyndighet har därför beslutat att utveckla ett nytt system för beräkning av tarifferna, alltså Nättyttomodellen.

Nätnyttomodellen har ett flertal intressenter och de viktigaste är konsumenterna, nät-ägarna och regleringsmyndigheten Statens Energimyndighet [3].

1.1 Nätnyttomodellen För att klara av att koppla bort felaktig anläggningsdel snabbt och att ge kunderna spänning tillbaka via alternativa matningsvägar har eldistributionsnät i tätorter av tradition byggts ganska komplexa med många kopplingsapparater och reserv-förbindelser. Det har medfört att det idag finns många komponenter i näten som kräver underhållsinsatser och som är presumtiva felställen, vilket påverkar såväl lönsamheten som tillgängligheten i näten negativt.

Nätnyttomodelllens styrka är att den baseras på vad företagen presterar gentemot sina kunder och inte på vilka resurser som har satts in i näten. Begreppet prestation definieras genom att beräkna de resurser som är nödvändiga för att distribuera el genom ett fiktivt konstruerat nät.

För att möta framtida lönsamhetskrav och kundernas krav på tillgänglighet krävs att såväl kapitalanvändning som behov av underhållsåtgärder minimeras genom att ut-rymme ges för nytänkande. Då en enkel struktur för tätortens eldistrikt måste tas fram. Innan strukturförändring av distributionsnät i tätort kan genomföras måste en noggrann analys av det nuvarande nätet göras för att få utgångsläget. Analysen innebär att en referens tillhandahålls vilket leder till att en eventuell omstrukturering blir korrekt.

Sedan 1998 arbetar Energimyndigheten med att ta fram en modell för att bedöma nätföretagens tariffnivå för ett koncessionsområde (område där nätföretaget har tillstånd att bedriva närverksamhet). Enligt ellagen ska nättarifferna vara skäliga.

Energimyndigheten är medveten om att förutsättningarna för att bedriva nätverksamhet varierar kraftigt mellan nätföretagen och att den skäliga nivån på nättarifferna kan variera. Därför behövs en metod som tar hänsyn till de skilda förutsättningarna och hänsyn till leveranskvaliteten hos det enskilda nätföretaget. Nätnyttomodellen ska hjälpa Energimyndigheten att bedöma skäligheten i de tillämpade nättarifferna på objektivt ett sätt. Den ska även skapa goda incitament att bedriva nätverksamheten så effektivt som

1


möjligt. Nätnyttoodellen möjliggör också simuleringar för investeringsbedömningar och ger närföretagen möjlighet att följa utvecklingen och konsekvenserna av sina verksamheter över flera år.

Energimyndigheten avser att genom Nätnyttomodelen objektivt mäta nätföretagens prestationer gentemot sina kunder. Prestationerna kan definieras som de resurser nät-företaget behöver för att överföra el till abonnenterna med en leveransaspekt. Nätnyttomodellen bygger inte på de faktiska, fysiska och ekonomiska resurser, som företaget äger eller använder. Begreppet prestation definieras genom att ett fiktivt nät konstrueras för nätföretaget. Genom det fiktiva nätet beräknas de resurser som är nödvändiga för att distribuera el. Nödvändiga resurser simuleras i modellen med hjälp av ett antal indata. Prestationen (nätnyttan) – sätts sedan i förhållande till intäkterna för att bedöma nättariffens nivå [3].

1.2 Problemformulering Dagens struktur inom elnätsdistributionen för tätort- och cityområden skapar höga kost-nader för drift och underhåll på grund av sin tekniska uppbyggnad. Teknikinnehållet och nätstrukturen inom områdena ger dessutom höga investerings- och reinvesterings-nivåer. Struktur och tekniken ger ej företagen möjligheten att skapa den lönsamhet som är nödvändig. Intäkterna för distributionsföretagen i framtiden kommer att nivåsättas utifrån Nätmyndighetens beräkning av skälig prissättning beräknad enligt Nätnyttomodellen. Beräkningsgrunderna av Nätnyttomodellen styr prissättningen på didtributionsverksamheten utifrån kundens synvinkel. Nätnyttomodellens fiktiva nät-uppbyggnad och de ekonomiska beräkningar av värdet på transportarbetet skapar ett behov av att växla teknik och struktur inom distributionsverksamheten.

Förändrad teknik och nätstruktur får ej försämra tillgänglighet och produktkvalitet för kunder anslutna till nätet. Det innebär att analyser av kvaliteten måste utvecklas i samband med teknik- och strukturförändring.

1.3 Syfte och mål Syfte och mål med arbetet är att:

• Söka och analysera ny teknik och göra lönsamhets- och kvalitetsbedömning.

• Använda ny teknik och skapa en nätstruktur för Stenungsunds tätort som ger optimal produktkvalitet och lönsamhet.

• Jämföra den valda nätdelen med nätnyttomodellen.

• Skapa en modell för känslighetsanalyser i beräkningar.

2


2 Avgränsningar Det nät som undersökts och kartlagts är Stenungsunds tätort. Utledningar som granskats är TT6881 Mariagården K25, K27, K28, K29, K30, K31, K34, K38, K39, K42, K43 och K44 samt TT6896 Stora Höga L 96.

I rapporten definieras en utledning från matningspunkten till den punkten vid ett normalt driftläge som har ett öppet frånskiljningsställe. I den valda nätdelen har begränsningar utförts i vissa utledningar för att få ett geografiskt bättre sammanhäng-ande område, vilket gör det möjligt att jämföra den med nätnyttomodellen.

3 Planering Vid uppbyggandet av ett stadsnät är det viktigt att analysera på vilket sätt nätet avses att användas till. Det måste tas hänsyn till vilka kunder som tillhör nätet och hur redundan-sen skall utformas. Består nätet av sjukhus, affärer, industrier etc påverkas nätstrukturen avsevärt. En målbeskrivning måste utformas och faran att begå misstag måste minimeras.

Ett ställningstagande till den framtida nätstrukturen måste ske. Ska den framtida nät-strukturen vara som den traditionellt varit i många år eller ska framtidssäkra lösningar med ny teknik tas fram och ha mod att realiseras? Det innebär att är det viktigt att jäm-föra olika nätstrukturer och dra slutsatser om hur det framtida arbetet ska framskrida. Det är betydelsefullt att hitta alternativa lösningar som kan vara användbara i framtiden. Nya tekniska lösningar skall provas och utvärderas innan det nya förändringsarbete påbörjas.

Vi prioriteringsarbete finns det ett antal punkter som kan följas [4]:

• Sträva efter att minska antalet tekniska lösningar på stationer och övrig utrustning som samverkar.

• Sträva efter att använda standardiserade system som kan användas tillsammans med övrig teknisk utrustning.

• Prioritera funktion och enkelhet.

• Välja system som kan underhållas av flera leverantörer. (Här kan det uppstå pro-blem när intresset för nya tekniska lösningar endast finns hos en leverantör. Det brukar trots allt resultera i att branschen i övrigt är snabb att hänga på den nya utvecklingen om det finns ett intresse för produkten).

• Det är viktigt att det finns mätpunkter i systemet vid felsökning.

• Personsäkerhet.

• Driftsäkerhet och leveranskvalité.

• Till vilken utsträckning nätet ska vara redundant.

3


• Vilka delar av nätet som ska radialmatas.

• Garantier och avtal.

• Extra kanalisation i samband med schaktning inför framtida behov.

• Vilket typ av kabel som ska användas

4 Teknisk utveckling Staffanstorps Energi bedriver utveckling av elkraftstekniska produkter och innovatören är Ove Göransson. Han har kommit i kontakt med Transfix som är en transformatortill-verkare i Frankrike. Det har varit till stor nytta för examensarbetet. Författarna var på ett möte i Staffanstorp den 13 november 2003 där representanter från Transfix, Svensk Energi och Vattenfall närvarade.

4.1 Standardmoduler – Ove Göransson Grundtanken vid Staffanstorps Energi är att all landsbyggdsdistribution skall ske genom kabel och ett fåtal standardmoduler som lätt kan bytas ut vid eventuellt fel:

• Nätstationsmodul - Innehåller en transformator med inbyggda säkringar på uppsidan. Kablarna ansluts med täta och beröringsisolerade snabbanslutningar. Transformatorns skydd för överström ordnas genom säkringar på sekundärsida.

• Kopplingsmodul - Består av en låda där man genom snabbanslutningar på kabeln kopplar ihop flera kablar. Där finns även en blindanslutning där möjlig-het ges att ansluta änden på en spänningssatt kabel där ett normalt öppet driftläge önskas.

• Lastfrånskiljarmodul - Modulen som gör det möjligt att göra kopplingar under last. Den är inkapslad och innehållaer jordningskopplingar på sidorna av frånskiljaren.

• Utveckling av en petersenspole sker också för kompensering av de kapacitiva strömmarna som ett kabelnät genererar.

4.2 Transfix I Frankrike tillverkas och används teknik som bygger på samma idéer som de som Ove Göransson förespråkar. De apparaterna kan med små modifieringar även användas för den svenska eldistributionen. Där finns bland annat en nätstation där transformatorn har inbyggda säkringar och effektfrånskiljare. Det ger en möjlig trepolig brytning då en säk-ring löst ut. Den varianten är mycket intressant vid framtida förändringar av stadsnät.

Vid mötet i Staffanstorp den 13 november 2003 erhölls cirkapris för en komplett sta-tionslösning med transformator på 630 kVA. Med hjälp av det har priser på andra

4


stationsstorlekar approximerats. I Frankrike har den nya tekniken funnits i tio år och den används fortfarande, se bilaga A.

4.3 Framtidens Elnät Owe Anderson Vattenfall Västnät och Ove Göransson Staffanstorps Energi arbetar med projektet Framtidens Elnät och nedan redovisas deras syn på nätstruktur och ekonomi i ny nätstruktur.

Enligt Ove Göransson måste branschen modernisera sin verksamhet och vara öppen inför ny teknik. Underhåll och underhållskostnader måste reduceras och investeringarna sänkas. Se bilaga B för utdrag från Ove Göranssons presentation om Famtidens elnät.

Enligt Owe Andersson är det viktigt med lågt teknikunderhåll på grund av att teknik medför kostnader. Då lågt resursbehov styr en minskning av personal ute i nätet. En hög överföringskapacitet och tydliga strategier har även betydelse för ekonomi.

De främsta hindren i utvecklingen är traditionellt tekniktänkande, kortsiktig ekonomi och driftstyrning [5].

5 Leveranssäkerhet Leveranssäkerheten är hög i de svenska elnäten och om man vill förbättra den ytterligare ökar kostnaderna exponentiellt med garanterad tillgänglighet.

Kvalitén på det tillgängliga statistiska underlaget är en viktig grund till att kunna mäta lerveranssäkerheten. Det är alltså viktigt att nätägarna prioriterar arbetet med insamling av statistik över sitt nät. En viktig faktor för att mäta leveranssäkerheten är tidsperioden som statistiken grundar sig på. En för kort tidsperiod kan ge felaktigt statistiskt resultat och vilket leder till svårigheter att mäta den sanna leveranssäkerheten.

I tätortsnäten dominerar materialfel och yttre åverkan som grävskador, påkörda kabel-skåp och skador från djur som på olika sätt skadar ledningar och apparater.

Förläggningssättet är avgörande för avbrottsfrekvens och avbrottstider. Det går snabbare att åtgärda fel i luftledningsnätet än i jordkabelnätet. På grund av redundands i traditionella jordkabelnät blir felaktigheterna kortvariga.

Arbete med spänning (AMS) kommer att bli mera vanligt förekommande vilket innebär att avbrottsfrekvenserna och avbrottstiderna minskas [6].

6 Avbrottskostnader Kostnader, fakta och formler för elavbrottskostnader är hämtade från Svensk Energis ”Elavbrottskostnader 2003”. Elavbrottskostnaderna har ökat på grund av ett större elbe-roende och större känslighet för elstörningar. Den största ökningen har inträffat

5


för handel och tjänster samt jordbruk. Inom industrin har ett ökat medvetande och vidtagna åtgärder resulterat i att kostnaderna inte ökat lika mycket som för ovan nämnda grupper [7].

Här redovisas vad som gäller för avbrotskostnader enligt tabell 1 och tabell 2 sidan 7:

• Avbrottskostnaderna för de enskilda kundkategorierna är maximivärden som alltså inte gäller vid alla tider på dygnet eller under året.

• Om avbrottskostnaderna tillämpas på maximieffekt fås kostnaden för störningar med maximal olägenhet, d v s vanligen de störningar som inträffar under dagtid.

• De störningar som inträffar slumpmässigt reduceras värdena antingen genom lämplig reduktionsfaktor (som måste uppskattas för varje enskilt fall) eller genom att avbrottsvärdena tillämpas på medeleffekten (årsenergi/8760).

• Spridningen inom respektive kundkategori är mycket stor. Därför bör värden inte användas okritiskt vid enstaka belastningsobjekt.

• Vid avbrott som är mycket längre än 4 timmar kan problem och samhälls-störningar inträffa vilket ger väsentligt högre kostnader. Värdena i tabell 1 och tabell 2 kan inte användas okritiskt vid mycket långa elavbrott.

• Kostnader för elavbrott uppkommer inte bara vid långvariga avbrott där den ”icke levererade energin” är stor och mätbar utan också vid korta avbrott och spänningsdippar. Många produktionsprocesser och system inom industrin stoppar redan vid en spänningssänkning som kan vara så liten som 20 % under någon period (20 ms). Det kan sedan ta alltifrån 10 minuter till 24 timmar att få igång full produktion igen beroende på typ av verksamhet och utrustning.

• Kostnaderna i kr/kW (X) kan användas för att räkna fram ett mått på kost-naderna för korta avbrott och spänningsdippar för de kategorier som är känsliga för de korta avbrotten. Det gäller främst den större industrin och i vissa fall Industri i allmänhet.

För oplanerade och planerade avbrott samt för olika typer av distribution används ekvation 1.

( ) )()( timmaridavbrottstiYfektavbrutenefXeffektavbruten ××+× (1)

där X = Kostnad för avbruten effekt och Y = Kostnad per kWh icke levererad energi

I tabell 1 är elavbrottskostnader redovisade för planerade avbrott vid olika kundkategorier. Den relativa ökningen visar ökning av avbrottskostnader från 1993 till 2003.

6


Tabell 1 Elkunders kostnader 2003 vid planerade avbrott [7].

Avbrottskostnad år 2003 Planerade avbrott

(Omräknat från 1993)

Kundkategori Relativ ökning

Kr/kW (X) Kr/kWh (Y) Hushåll 1,6 – 2 Jordbruk 1,8 2 14 Handel & tjänster 2,3 5 124 Industri 1,5 5 34

I tabell 2 är elavbrottskostnader redovisade för oplanerade avbrott vid olika kundkategorier.

Tabell 2 Elkunderskostnader 2003 för oplanerade avbrott [7].

Avbrottskostnad år 2003 Oplanerade avbrott

(Omräknat från 1993)

Kundkategori Relativ ökning

Kr/kW (X) Kr/kWh (Y) Hushåll 1,6 2 4 Jordbruk 1,8 10 35 Handel & tjänster 2,3 34 169 Industri 1,5 15 60

I bilaga C redovisas vad som påverkar avbrottstider för radiellutledning och reduntant utledning i LCC-kalkylen1.

7 Livstidskostnad Under senare år har ytterligare ett nytt begrepp införts inom underhållsområdet. Det är livstidskostnaden för en anläggning eller apparat. Den ursprungliga investerings-kostnaden för en anläggning eller apparat är endast en del av de totala kostnaderna under hela livstiden. Resterande del utgörs av kostnader för drift, underhåll, stillestånd mm. Det gäller i hög grad anläggningar inom kraftindustrin som har lång livslängd jäm-fört med andra industrianläggningar.

För att klara av att göra en riktig kostnadsbedömning vid val av olika konstruktions typer skall en LCC-kalkyl upprättas. Det innebär att beslut om investering baseras på samtliga kostnader och uppoffringar under anläggningens förväntade livslängd. Egenskaper som teknisk prestanda, driftsäkerhet etc omsätts i ekonomiska termer.

Det är inte alltid tillräckligt att enbart ta hänsyn till anläggningskostnaden vid nybygg-nad för att erhålla bästa livslängdsekonomi. Principerna för en beräkning med hänsyn till framtida besiktningar, revisioner, reparationer och fiktiv avbrottskostnad för kunden får ej försummas. [3].

1Elavbrotskostnaderna har överförts till Vattenfall Västnäts LCC.kalkyl: “Fallstudie bas version 4.2“

7


7.1 LCC-analys LCC är en kalkyl i nuvärdesmetoden som visar utbetalningar och inbetalningar under investeringens eller underhållsåtgärdens varaktighet. Då flera alternativa lösningar finns måste en LCC-kalkyl för respektive lösning utföras för att underlätta att välja den mest fördelaktiga. Kalkylen ska spegla alternativets ekonomiska konsekvenser.

Det är inte självklart att det billigaste alternativet automatiskt kan väljas. En avvägning mot alternativets tekniska konsekvenser måste också göras. Ett dyrare alternativ som tekniskt fungerar bättre kan vara att föredra i vissa situationer. Om det är möjligt skall de tekniska fördelarna värderas i pengar.

7.2 Vattenfall Västnäts LCC-kalkyl LCC-kalkylen vid Vattenfall Västnät är gjord för en kalkylperiod på 30 år. Det finns en möjlighet att att lägga in data för varje specifikt år. Kalkylen är gjord för mellan-spänningsnät och lågspänningsnät. För indata, sammanställningar, investeringar och kostnader finns det kalkylblad. Driftadministrativa och förlustkostnader beräknas och läggs in direkt i bladen och beräkningarna kan ske före eller efter skatt. Indata läggs in i gulmarkerade celler och då följer formler och referenser med i kalkylen. I examens-arbetet har EBR´s 2003 Kostnads-katalog Lokalnät 0,4-24 kV samt optonät använts [8].

8 Investeringskalkyler Ett antal investeringskalkyler har genomförts utgående från Stenungsunds tätort med avgränsningar enligt kapitel 2. Investeringskalkylenrna baseras på P2 i EBR kostnad-katalog 2003. Där har arbetskoder med löpnummer använts och sammanställts i tabeller i Excel som är sammanlänkande och ger en sammanställning av totala nätkostnader [8].

Informationen om den valda nätdelens komponenter är hämtad ur förstudien ”Analys av Stenungsunds tätorts eldistribution”. Utledningar som tillkom efter förstudien kom-pletterades med hjälp av information som finns tillgänglig i NetBas [3].

För kostnadsposter som ej finns med i EBR har priser tagits fram med hjälp av tillver-kare och erfarna beredare. Det gäller för nätstationer med utförande i betong, inhysta nätstationer och inomhusmanövrerade nätstationer samt för de nya nätstationerna som Transfix tillverkar.

I de totala investeringskostnaderna för nätet ingår:

• Kostnad för kabel.

• Kostnad för avslut.

• Kostnad för kabelplöjning.

8


• Kostnad för schaktning.

• Kostnad för utdragning av kabel.

• Kostnad för nätstation.

• Kostnad för transformator.

• Kostnad för grundläggning.

• Kostnad för friledning.

I bilaga D till M samt i bilaga O och P redovisas samtliga förslags investeringskalkyl som överförts till Vattenfalls Västnäts LCC-kalkyl. De olika investeringsalternativen resovisas nedan och har en numrering från 1a till och med 5b.

8.1 Befintlig nätstruktur Nedan redovisas investeringskalkyler för det befintliga nätet i Stenungsunds tätort.

8.1.1 Befintligt nät − 1a

En investeringskalkyl har utförts på befintligt nät vilken redovisas i bilaga D. Det finns redundans i stort sett hela Stenungsund.

Resultat visar att kostnaderna blir höga på grund av att:

• Nästan alla stationer är av betong.

• Många är inomhusmanövrerande.

• En del av stationerna är inhysta i källare.

Total investeringskostnad: 46 535 391 kr

8.1.2 Befintligt nät med billigaste EBR-stationer − 1b

Förutsättningarna är som Befintligt nät 1a men med skillnaden att alla stationer är ut-bytta till EBR-plåtstationer (utomhusmanövrerade). Investeringskalkylen redovisas i bilaga E.

Resultat visar att kostnaderna blir lägre än Befintligt nät 1a på grund av att:

• Alla stationer är utbytta till billigare EBR-plåtstationer (utomhusmanövrerade).


Det går att utläsa att stationernas förändring genererar en investeringsbesparing vid jäm-förelse med Befintligt nät 1a.

Investeringsbesparing 7 183 670 kr

9


8.2 Ny nätstruktur med olika typer av stationer Nedan redovisas nätsrukturer med olika typer av nätstationslösningar och kabeldrag-ning. Belastningen är densamma som i det befintliga nätet. Installerad transformator effekt är som i det befintligt nät. Andel kabel med respektive kabelarea är schablon-mässigt framräknad med procentfaktor som kan förändras i investeringskalkylen.

8.2.1 Ny kabeldragning med befintliga stationer − 2a

En investeringskalkyl har utförts vilken redovisas i bilaga F. Vissa förändringar har gjorts vid jämförelse med Befintligt nät 1a.

Det finns inte redundans i de centralt känsliga delarna i Stenungsund. Stationerna är de samma som i Befintliga nät 1a.

Resultatet visar att kostnaderna blir lägre än Befintligt nät 1a på grund av att:

• All luftledning är borttagen.

• Ny kabeldragning som medför mindre kabellängd.

• Ny kabeldragning som leder till minskade schaktkostnader.

• All luftledning är borttagen i nätet och ersatt med kabel.


• En del av stationerna är inhysta i källare


Det går att utläsa att förändringarna genererar en besparing vid jämförelse med Befintliga nät 1a.


8.2.2 Ny kabeldragning med befintliga stationer med redundans − 2b

En investeringskalkyl har utförts vilken redovisas i bilaga G. Vissa förändringar har gjorts vid jämförelse med Befintligt nät 1.

Det finns tillfredsställande redundans i de centralt känsliga delarna i Stenungsund.

För övrigt förutsättningar enligt Ny kabeldragning med befintliga stationer 2a.


Det går att utläsa att stationernas förändring genererar en besparing vid jämförelse med Befintliga nät 1a.


För att erhålla redundans i de centralt känsliga delarna i Stenungsund ökar investeringskostnaden.

10


Investeringskostnad för att erhålla redundans: 663 287 kr

8.2.3 40 nya och 27 gamla stationer − 3a

En investeringskalkyl har utförts vilken redovisas i bilaga H. Vissa förändringar har gjorts vid jämförelse med Befintligt nät 1a.

Det finns inte redundans i de centralt känsliga delarna i Stenungsund.

Resultat visar att kostnaderna blir lägre än det befintliga nätet på grund av att:




• Nya billigare kompletta stationer från Transfix.




Det går att utläsa att de kompletta stationerna från Transfix genererar en besparing vid jämförelse med Befintliga nät 1a.


8.2.4 40 nya och 27 gamla stationer med redundans − 3b

En investeringskalkyl har gjorts på befintligt nät med vissa förändringar vilket redovisas i bilaga I. Det finns redundans i de centralt känsliga delarna i Stenungsund. En stor del av de gamla stationerna är ersatta mot nya.

För övrigt förutsättningar enligt 40 nya och 27 gamla stationer 3a


Det går att utläsa att kompletta stationer från Transfix genererar en besparing vid jäm-förelse med Befintliga nät 1a.


För att erhålla redundans i de centralt känsliga delarna i Stenungsund ökar investeringskostnaden.


11


8.2.5 Ny kabeldragning med 40 nya och 27 gamla stationer − 4a

En investeringskalkyl har utförts vilken redovisas i bilaga J. Vissa förändringar har gjorts vid jämförelse med Befintligt nät 1. Det finns inte redundans i de centralt känsliga delarna i Stenungsund. En stor del av de gamla stationerna är ersatta mot nya.






• Kostnaden för grundläggningen minskar.

• Färre utledningar nio istället för tretton.



• Ökade förluster per utledning på grund av ökad belastning.


Det går att utläsa att kompletta stationer från Transfix och den nya kabeldragningen genererar en besparing vid jämförelse med Befintliga nät 1a.


8.2.6 Ny kabeldragning med 40 nya och 27 gamla stationer − 4b

En investeringskalkyl har utförts vilken redovisas i bilaga K. Vissa förändringar har gjorts vid jämförelse med Befintligt nät 1. Här finns redundans i de centralt känsliga delarna i Stenungsund. En stor del av de gamla stationerna är ersatta mot nya.


För övrigt förutsättningar enligt Ny kabeldragning med 40 nya och 27 gamla stationer 4a.


För att erhålla redundans i de centralt känsliga delarna i Stenungsund ökar investerings-kostnaden.


12


8.2.7 72 nya och 3 gamla − 5a

En investeringskalkyl har utförts vilken redovisas i bilaga L. Vissa förändringar har gjorts vid jämförelse med Befintligt nät 1. Nästan alla nätstationer är utbytta till kom-pletta stationer från Transfix förutom tre stycken.

Det finns inte tillfredsställande redundans i de centralt känsliga delarna i Stenungsund.






• Kostnaden för grundläggningen minskar.

• Färre utledningar 11 istället för 13.

• De stora stationerna som är inhysta i källare är utbytta mot plåtstationer.

• Mariagården är centralt placerad.


Det går att utläsa att kompletta stationer från Transfix och den nya kabeldragningen genererar en besparing vid jämförelse med Befintliga nät 1a.

Investeringsbesparing 19 703 104 kr.

8.2.8 72 nya och 3 gamla med redundans − 5b

En investeringskalkyl har utförts vilken redovisas i bilaga M. Vissa förändringar har gjorts vid jämförelse med Befintligt nät 1. Nästan alla nätstationer är utbytta till kom-pletta stationer från Transfix förutom tre stycken.

Det finns redundans i de centralt känsliga delarna i Stenungsund.


För att erhålla redundans i centrala Stenungsund ökar investeringskostnaden.


8.2.9 Kostnad för redundans i centrum

Det är ett relativt stort effektuttag i själva centrum och det resulterar i att nätstationerna hamnar relativt tätt. Det medför att extrakostnaden för redundans i centrum blir relativt låg på grund av de korta avstånd som krävs för att binda ihop utledningarna i centrum.

För att erhålla redundans i centrum blir det en merkostnad på 255 359-766 606 kr.

13


Denna kostnad är inkluderad i investeringskalkylen i 2b, 3b, 4b och 5b. Det är alltså samma grundförslag med tillägg för redundans i Stenungsunds centrum.

Skillnader mellan förslagen som enbart beror på redundansen:

• 2a skiljer sig från 2b med 663 287 kr.



• 5a skiljer sig från Förslag 5b med 255 359 kr.

Kostnaden för redundansen är mycket beroende hur och var kabeldragningen sker i Stenungsunds centrum. Med lite eftertänksamhet kan en mycket bra redundans åstad-kommes till en marginell del av investeringskostnaden för det valda nätet.

Det visar sig att om kabeldragningen planeras efter alla konstens regler och att an-strängningar görs för att schakta så lite som möjligt kan kostnaderna minska avsevärt. Skall redundans erhållas i centrumområdet är kabeldragningen avgörande och det är då viktigt att göra slingor som fungerar som reserv till varandra. Det är möjligt att reducera kostnaderna för kabel och schaktning men det går inte att minska kostnaderna hur mycket som helst. Abonnenterna måste ha sin el oberoende av geografisk placering och stationerna måste placeras där det finns behov och på så sätt är placeringen av statio-nerna inte alltid den optimala.

8.3 Två optimala nätstruktursförslag Nedan redovisas två optimala nätförslag 6a och 6b som tagits fram efter ananlys av nät-struktursförslagen 1a-5b.

Föregående nätstruktursförslag har konstruerats med samma installerade transformator-effekt som i det befintliga nätet. Med vetskapen om att det är möjligt att för kortare stunder belasta en transformator över 100 % dimensionerades näten i förslag 6a och 6b efter det verkliga maximala effektuttaget under 2001 och 2002, se bilaga N. Det är vik-tigt att vara medveten om att det kan finnas skäl att trots allt använda stora och/eller dubbla transformatorer i en nätstation. Det kan vara för att uppnå reserv eller av drift och spänningsskäl. Det kan finnas abonnenter med högt och varierande effektuttag som gör att spänningen kan bli ryckig.

8.3.1 Ny nätstruktur med nya stationslösningar − 6a

En investeringskalkyl har utförts vilken redovisas i bilaga O. Stora förändringar har gjorts vid jämförelse med Befintligt nät 1. Alla nätstationerna är utbytta till Transfix-nätstationer förutom nio stycken 800 kVA satellitstationer. Nätstrukturen baseras på det verkliga maximala effektuttaget från Mariagården. Det kan tillkomma kostnader för satellitstationer och övrig utrustning på grund av avgreningar och dylikt. Det finns redundans i de centralt känsliga delarna i Stenungsund.

14



Det går att utläsa att kompletta stationer Transfix och den nya kabeldragningen genererar en besparing vid jämförelse med Befintliga nät 1a.


8.3.2 Ny nätstruktur med nya stationslösningar samt ny matningspunkt − 6b

En investeringskalkyl har utförts vilken redovisas i bilaga P. Stora förändringar har gjorts vid jämförelse med Befintligt nät 1. Alla nätstationerna är utbytta till Transfix-nätstationer förutom fyra stycken 800 kVA satellitstationer samt två 800 kVA Nät-station N83. Matningspunkten är flyttad från Mariagården till Koloniområdet vid Kvarnberg. Nätstrukturen baseras på det verkliga maximala effektuttaget från Maria-gården. Kostnader för ny matningspunkt har ej beaktats. Det finns redundans i de centralt känsliga delarna i Stenungsund.


8.3.3 Kommentar

Det går att utläsa att kompletta stationer från Transfix med ny matningspunt och den nya kabeldragningen genererar en besparing vid jämförelse med Befintliga nät 1a.


8.4 Nätstationskostnad per kVA I diagram 1 redovisas de mest ekonomiskt intressanta stationerna som plåt, Transfix och satellit.

Nätstationer

0100200300400500600700

2000

1600

1300

1250

1200

1000 80

063

060

050

040

031

520

010

0

kVA

kost

nad

/ kVA Satellit

PlåtTransfix

Diagram 1 Kostnad per kVA för de nätstationer med lägsta kostad per kVA.

15


8.5 Val av nätstationer I diagram 2 visar hur mycket valet av nätstationer påverkar kostnaden vid en nyinve-stering. I kostnaden för nätstationerna har priset för själva nätstationen, transformator, grundläggning och avslut tagits med.

• Stapel 1 visar kostnaden för de nätstationer som finns idag.

• Stapel 2 visar kostnaden för befintliga typer av nätstationer med undantag för betong och inomhusmanövrerade stationer som är utbytta mot utomhus manöv-rerade plåtstationer.

• Stapel 3 visar kostnaden för nätstationer med samma installerade effekt som är installerad i verkligheten men med den skillnaden att Transfix nätstationer har använts och ett fåtal vanliga plåtstationer.

• Stapel 4 visar kostnaden för nätstationer som dimensioneras för det verkliga maximala effektuttaget. Nätstationerna består i detta fall av Transfix modeller och ett fåtal klassiska plåtstationer och det vill säga nätstruktursförslag 6a.

• Stapel 5 visar kostnaden för nätstationer som dimensioneras för det verkliga maximala effektuttaget. Nätstationerna består i detta fall av Transfix modeller och ett fåtal klassiska plåtstationer och det vill säga nätstruktursförslag 6b.

0 kr

5 000 000 kr

10 000 000 kr

15 000 000 kr

20 000 000 kr

25 000 000 kr

1 2 3 4 5

Diagram 2 Redovisning av hur nyinvesteringen påverkas av nätstationsvalet.

Genom att inte använda inomhusmanövrerade och betongstationer kan kostnaderna minskas med ungefär 29%. Vid nybyggnation idag används mest plåtstationer och då har en besparing gjorts från början.

16


Om Transfix nätstationer används kan kostnaderna minskas med 21 %.

Anpassas nätstationerna till den verkliga maximala effekten blir besparingen 21 %.

8.6 Ledningskostnad I diagram 3 kan ses hur förläggning och kabel påverkar investeringskostnaden. I kabel ingår själva priset för all kabel inom området. I förläggning ingår all schakt (N035-N055), uppbrytning av ytbeläggning, återställning av ytor och utdragning av kabel.

• Stapel 1 visar vad ledningskostnaden i dagens nät inom det undersökta området.

• Stapel 2 visar kostnad för ett nät med enbart schaktad kabel. Alla nya nät i diagrammet har redundans i centrum medan den övriga tätorten har radiell matning.

• Stapel 3 visar kostnaden för nät med flyttad inmatningspunkt.

• Stapel 4 och 5 visas kostnaderna för näten som dimensionerats efter den verkligt högsta förekommande strömmen enligt mätningar under 2001 och 2002 se bilaga N. Stapel 4 har matning från Mariagården och stapel 5 har en ny placering av inmatningspunkt.

0 kr

5 000 000 kr

10 000 000 kr

15 000 000 kr

20 000 000 kr

25 000 000 kr

Kos

tnad

1 2 3 4 5

Alternativ

Ledningskostnad

FriledningKabelFörläggning

Diagram 3 Ledningskostnad för olika nätstrukturer.

8.7 Kabel i radiellt eller redundant nät En strategi i de nya näten för att minska investeringskostnaden är att i stort använda radiella utledningar. Många motsätter sig detta byggnadssätt då det vid fel kan uppstå långa avbrott. Idag har en jordkabel för högspänning en felfrekvens på 0,029 fel per km. Observera här att den genomsnittliga frekvensen baseras på landsbyggdsnät och för tätort. Rimligtvis borde då felkfrekvensen i tätort vara lägre på grund av högre schakt-ningsfrekvens. På en fyra km lång utledning blir det i genomsnitt 1 fel var åttonde till nionde år med en felfrekvens på 0,029 [6].

17


Istället för att bygga med redundans (kostsamt) kan det vara värt att arbeta med att få ner felfrekvensen ytterliggare på kablarna. Det möjliggörs genom att mantelprovning utförs på kabeln före idrifttagning så säkerhet uppnås genom att kablarna är friska.

Det krävs stor noggrannhet vid kabelförläggning och här är det viktigt att Svensk Standard och Starkströmsföreskrifterna efterföljs. Genom att använda kablar med god kvalitet och konstruktion kan man ytterliggare sänka felfrekvensen. Det kan vara en ren vinst att välja en lite dyrare kabel med bättre tekniska egenskaper gällande yttre på-verkan. Det gäller speciellt vid radiella utledningar.

En annan aspekt är att med ett radiellt nät minskar antalet km kabel vilket ger färre kilo-meter kabel att få fel i. Resultatet blir färre presumtiva felställen.

Det är viktigt att kablarna skyddas med tydliga kabelskydd mot skador i samband med grävning. Här är det självfallet också nödvändigt med en fullgod dokumentation och korrekt kabelutsättning.

Med kompletta stationer från Transfix med snabbanslutning av kabel ges möjligheten att när som helst ansluta ett reservkraftverk.

Exempel på nätdelar där det borde vara försvarbart att även i framtiden bygga med redundans kan vara i själva statskärnan där det ofta finns känsliga kunder. Priset för redundans i stadskärnan blir inte så högt på grund av att nätstationerna ligger tätt. I förslagen 6a och 6b är det tillämpat.

9 LCC-kalkyler Ett antal LCC-kalkyler har genomförts på de nätstrukturer som presenterades i kapitel 8. Beräkningarna baseras på en kalkylränta om 6% och en inflation om 2%.

Vattenfall Västnäts LCC-kalkyl har justerats för att anpassas till de nya nätstrukturerna. Det för att analysera hur nätets uppbyggnad påverkar känsligheten det vill säga hur stor del som är radiellt och redundant. Resultatet är direkt avgörande hur man väljer att bygga framtidens elnät.

9.1 Förlustvärdering av det maimala effektuttaget i LCC-kalkylerna

Förlusterna har tagits fram i det befintliga nätet genom en beräkning i NetBas. NetBas-värden har anpassats till att motsvara de mätvärden som finns för de aktuella utledning-arna från 2001 och 2002 se bilaga N.

Utledningen för de stationer som ligger på L96 är ej medtagen men det torde inte på-verka resultatet nämnvärt på grund av den nätdel som L96 motsvarar är mycket liten till effekt och storlek.

18


Resultatet av beräkningen visar att man i det befintliga nätet har förluster på 1,373 GWh/år. Värderar man förlusterna med 30öre/kWh blir det en årlig kostnad på 411 900 kr.

I de nya näten har samma förlustskostnad uppskattats som i det befintliga nätet. Vid en noggrannare analys bör även de nya näten konstrueras i NetBas och beräknas var för sig. Det bör beaktas att förlusterna i kablar borde inte skilja sig nämnvärt då de är eko-nomiskt dimensionerade enligt tumregeln 1A/mm2 vid maximal belastning. Möjligtvis kan det bli mer förluster i transformatorer då de två av näten är dimensionerade efter maximal effekt det vill säga vid maximalt uttag ska transformatorn belastas 100%.

9.2 Resultat av bearbetningen i LCC-kalkylerna Investeringskalkylerna har bearbetats i Vattenfalls LCC-kalkyl. I diagrammen 4-7 och tabell 3 redovisas resultaten för investeringskalkylerna till de nya nätstruktursförslagen.

• 1a Befintligt nät.

• 1b Befintligt nät med billigaste EBR-stationerna.

• 2a Ny kabeldragning med befintliga stationer.

• 2b Ny kabeldragning med befintliga stationer samt redundans.

• 3a 40 nya och 27 gamla stationer.

• 3b 40 nya och 27 gamla stationer samt redundans.

• 4a Ny kabeldragning med 40 nya och 27 gamla stationer.

• 4b Ny kabeldragning med 40 nya och 27 gamla stationer samt redundans.

• 5a Ny kabeldragning med 72 nya och 3 gamla.

• 5b Ny kabeldragning med 72 nya och 3 gamla samt redundans.

• 6a Ny kabeldragning med nya stationer och dimensionering efter maximalt. verkligt effektuttag samt ett fåtal avgreningar.

• 6a Ny kabeldragning med nya stationer och dimensionering efter maximalt verkligt effektuttag samt ny matningspunkt.

Tabell 3 Redovisning av kostnaderna för samtliga förslag samt befintligt nät i nuvärde

1a Bef. Nät 1b 3b 4a 4b 5a 5b 6a 6b

Investering 46 535 391 39 303 481 33 866 683 29 628 525 30 395 132 26 832 287 27 087 646 16 822 079 16 231 320

Driftadmkostnader 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Förlustkostnader 7 602 810 7 602 810 7 602 810 7 602 810 7 602 810 7 602 810 7 602 810 7 602 810 7 602 810

Uh-kostnader 910 955 909 750 572 343 484 376 502 531 511 380 524 248 361 888 338 019

Störningskostnader 498 568 355 299 243 443 211 694 219 710 223 559 229 177 224 660 208 287

Samhällskostnader 1 122 724 2 329 395 1 565 947 1 263 346 1 314 000 1 323 065 1 350 661 1 114 309 951 468

Skatteeffekt 0 0 0 0 0 0 0 0 0

56 670 448 50 500 735 43 851 225 39 190 751 40 034 182 36 493 101 36 794 542 26 125 746 25 331 903

19


Summa nuvärden av kostnader

0

10 000 000

20 000 000

30 000 000

40 000 000

50 000 000

60 000 000

70 000 000

1a 1b 4b 5b

SkatteeffektSamhällskostnaderStörningskostnaderUh-kostnaderFörlustkostnaderDriftadmkostnaderInvestering

Diagram 4 Redovisning av summa nuvärden av kostnader för1a, 1b, 4b och 5b.


0

10 000 000

20 000 000

30 000 000

40 000 000

50 000 000

60 000 000

70 000 000

1a 2a 2b 3a

Skatteeffekt

Samhällskostnader

Störningskostnader

Uh-kostnader

Förlustkostnader

Driftadmkostnader

Investering

Diagram 5 Redovisning av summa nuvärden av kostnader för 1a, 2a, 2b och 3a.

20



0

10 000 000

20 000 000

30 000 000

40 000 000

50 000 000

60 000 000

70 000 000

1a 3b 4a 5a

Skatteeffekt

Samhällskostnader

Störningskostnader

Uh-kostnader

Förlustkostnader

Driftadmkostnader

Investering

Diagram 6 Redovisning av summa nuvärden av kostnader för 1a, 3b, 4a och 5a.


0

10 000 000

20 000 000

30 000 000

40 000 000

50 000 000

60 000 000

70 000 000

1a 6a 6b

Skatteeffekt

Samhällskostnader

Störningskostnader

Uh-kostnader

Förlustkostnader

Driftadmkostnader

Investering

Diagram 7 Redovisning av summa nuvärden av kostnader för1a, 6a och 6b.

Diagram 7 visar tydligt att förslag 6a och 6b är de nätstrukturer som ger lägsta nu-värdeskostnader. Fortsättningsvis har tyngdpunkten lagts på att undersöka och analysera 6a och 6b.

21


9.3 Känslighetsanalys För att kunna värdera osäkerheten i kalkylerna för de förslag som ger absolut lägst kostnad för den nya nätstrukturen har en har en känslighetsanalys utförts. De förslag som har analyserats är följande:

• 1a det befintliga nätet.

• 6a.

• 6b.

Analysen har utförts med hjälp av programmet Crystal Ball som är ett tilläggsprogram till Microsoft Excel.

De inmatade värdena i LCC-kalkylen har slumpmässigt ändrats till värden ur en normal-fördelningskurva med standardavvikelse på 10 %. Analysen har körts med 120 000 olika värden på var och en av de undersökta inmatade värdena. Efter körningen undersöktes hur kalkylens resultat påverkas av eventuella felaktiga inmatningar i kalkylen.

9.3.1 Inmatningsvärden som analyserats

De inmatningsvärden vars känslighet för osäkerhet som prövats är följande:

• Investeringens delposter

• Förlustkostnader

• Kalkylränta

• Inflation

• Felfrekvenser

• Avbrottstider

• Effektbortfall vid avbrott.

Här redovisas resultaten av känslighetsanalysen som undersökts vidare:

• Total kostnad för 1a, Befintligt nät.

• Total kostnad för alternativ 6a.

• Total kostnad för alternativ 6b

• Delresultat för total investering i 1a, 6a och 6b.

• Delresultat för investeringen av nätstationer i 1a, 6a och 6b.

• Delresultat för investeringen av ledningar i 1a, 6a och 6b.

22


9.3.2 Resultat av känslighetsanalys

Nedan redovisas resultatet av känslighetsanalysen utförd med hjälp av Crystal Ball. I diagram 8, 9 och 10 visas vilka inmatningsposter vars eventuella avvikelse påverkar resultatet mest. Den essentiellaste slutsatsen av diagrammen är att vid poster som står för den största resultatspåverkan är det direkt avgörande att ha korrekta siffror då even-tuella felaktigheter i siffrorna påverkar kalkylen i högsta grad.

Investeringen står för den största kostnaden i LCC-kalkylen vilket naturligt resulterar i att en procentuellt liten förändring medför ett relativt stort genomslag till den totala kostnaden.

De reella förlustkostnaderna antogs med ett och samma värde för samtliga förslagen och värdet är uträknat utifrån det befintliga nätets förluster. Förlusternas känslighet är olika i de olika alternativen berorende på den totala kostnaden för de nya näten är så mycket lägre. Till följd av det blir posten reella förlustkostnader känsligare i de nya förslagen.

Andra känsliga komponenter är räntan och inflation. I det fallet då jämförelse önskas av olika alternativ saknar räntan och inflationen betydelse på grund av att parametrarna valts med lika värde då jämförelse med olika investeringsalternativ under en och samma 30-årsperiod utförs.

Påverkan av resultatet 1a Befintligt nät

1a Nätstationer ,681a Schaktning ,42

1a Kabel ,32Reella förlustkostnader ,28Nominell kalkylränta efter skatt -,26

1a Transformatorer ,19Inflation ,091a Avslut ,04

Kvarstående fel jordkabel i mark Hsp per ,03Tid tills fel lokaliserats [h] på sta ,02

1a Grundläggning ,021a Effektbortfall [kW] utlöst Hsp-lednin ,021a Friledning ,02

Medeleffekt per nätstation (kW) ,01Kvarstående fel oisolerad LL Hsp per km ,01Avbrottstid per störning (h) för station ,01

1a Utdragning kabel ,01Medeleffekt per satellitstation (kW) ,01

-1 -0,5 0 0,5 1 Measured by Rank Correlation

Känslighetsdiagram

Diagram 8 Känsliga inmatningsvärden vars osäkerhet påverkar resultatet för 1a.

23


Påverkan av resultat 6a Reella förlustkostnader ,54Nominell kalkylränta efter skatt -,466a Nätstationer ,416a Kabel ,356a Schaktning ,30

Inflation ,16Kvarstående fel jordkabel i mark Hsp per ,056a Transformatorer ,05

6a Avslut ,056a Grundläggning ,02Tid tills fel lokaliserats [h] på sta ,02Tid tills fel avhjälpts [h] på stamle ,02Kvarstående fel betong/plåt utomhusman p ,026a Effektbortfall [kW] vid reparation Hs ,026a Effektbortfall [kW] utlöst Hsp-lednin ,02Avbrottstid per störning (h) för station ,02

Medeleffekt per satellitstation (kW) ,016a Effektbortfall [kW] vid reparation Hs ,01


Känslighetsdiagam

Diagram 9 Känsliga inmatningsvärden vars osäkerhet påverkar resultatet för 6a.

Påverkan av resultat 6b

Reella förlustkostnader ,556b Nätstationer ,45

Nominell kalkylränta efter skatt -,456b Kabel ,316b Schaktning ,30

Inflation ,16Kvarstående fel jordkabel i mark Hsp per ,056b Avslut ,05

6b Transformatorer ,04Kvarstående fel betong/plåt utomhusman p ,036b Grundläggning ,026b Effektbortfall [kW] vid reparation Hs ,02Tid tills fel lokaliserats [h] på sta ,02Tid tills fel avhjälpts [h] på stamle ,02Avbrottstid per störning (h) för station ,026b Effektbortfall [kW] utlöst Hsp-lednin ,026b Effektbortfall [kW] utlöst Hsp-lednin ,01Medeleffekt per nätstation (kW) ,01


Känslighetsdiagram

Diagram 10 Känsliga inmatningsvärden vars osäkerhet påverkar resultatet för 6b.

24


I diagram 11 visar sannolika kostnadsutfall för det befintliga nätet 1a, alternativ 6a och 6b. Enligt diagrammet blir de nya förslagen 6a och 6b minst 20 Miljoner kr billigare vid det mest ogynnsamma utfallen.

Sannolika kostnadsutfall för 1a, 6a och 6b

,000

,022

,045

,067

,090

20 31 43 54 65 milj kr

1a Befintligt nät

6a

6b

Jämförelsediagram

Diagram 11 Jämförelsediagram för sannolika kostnadsutfall för 1a, 6a och 6b.


,000

,034

,069

,103

,137

10 21 33 44 55 milj kr

1a Tot invest.

6a Tot invest.

6b Tot invest.

Jämförelsediagram

Diagram 12 Sannolikt kostnadsutfall för enbart investeringskostnaden för 1a, 6a och 6b.


,000

,028

,056

,084

,112

5 11 18 24 30 milj kr

1a Inv. Nätstationer

6a inv.. nätstationer

6b inv.. nätstationer

Jämförelsediagram

Diagram 13 Sannolikt kostnadsutfall för investering av nätstationer för 1a, 6a och 6b

25



,000

,022

,044

,066

,088

8 13 18 23 28 milj kr

1a invest. Ledningar

6a Invest. ledningar

6b invest. ledningar

Jämförelsediagram

Diagram 14 Sannolikt kostnadsutfall för investering av ledningar för 1a, 6a och 6b.

Frekvens diagram

,000

,005

,010

,016

,021

0

620

2480

49 972 53 328 56 683 60 038 63 393 kkr

120 000 Trials 118 700 Displayed Kostnadssannolikhet för 1a Befintligt nät

Diagram 15 Kostnadssannolikhet för 1a

Frekvens diagram

,000

,005

,010

,016

,021

0

621,2

2485

22 577 24 283 25 988 27 694 29 400 kkr

120 000 Trials 118 388 Displayed Kostnadssannolikhet för 6a

Diagram 16 Kostnadssannolikhet för 6a.

26


Frekvens diagram

,000

,005

,011

,016

,021

0

639,7

2559

21 699 23 456 25 213 26 970 28 726 kkr

120 000 Trials 118 802 Displayed Kostnadssannolikhet för 6b

Diagram 17 Kostnadssannolikhet för 6b.

10 Körning i nätnyttomodellen i Pilotfas 2. Den valda nätdelen har körts i nätnyttomodellens i Pilotfas 2 med hjälp av Olof Karlsson och Åke Svensson. Körningen har utförts för att få en indikation om hur lön-samt det kan bli för ett nätföretag att bygga nät med ny struktur och även hur bra Stenungsunds befintliga nät hävdar sig relativt nätnyttomodellens resultat.

Informationen som används och matas in är:

• Alla kunder.

• Kundernas energiuttag.

• Kundernas koordinater.

• Matningspunkten det vill säga Mariagården med tillhörande parametrar.

• Avskrivningstid på 30 år.

10.1 Indata för nätnyttomodellen För att erhålla energileveransen i Mariagården har låg- och högspänningskundernas energiuttag adderats. Förluster för hela nätet, lågspänning och högspänning har antagits till 3,5 %. Den totala energileveransen blir således alla kunders uttag samt förlusterna.

• Energi lågspänningskunder 85 272 936 kWh

• Energi högspänningskunder 4 393 793 kWh

• Förluster (3,5%) 3 138 336 kWh

• Energileverans Mariagården 92 805 065 kWh

27


För överföringsavgift till överliggande nät det vill säga regionnätet har ett medelpris på 6,8 öre per kWh används. Med en energileverans på 92 805 065 kWh blir nätavgiften till överliggande nät 6 310 744 kr/år.

Effektuttaget för hela Mariagården är 30 200 kW. Då det utvalda nätområdet inte om-fattar exakt samma område som hela Mariagården täcker måste detta värde räknas om skalenligt med hjälp av energiuttagen. Effektuttaget för det valda nätområde blir då 21 218 kW

nMariagårdehelaförgeffektuttanMariagårdehelaiEnergi

nMariagårdeavdelaktuelliEnergigEffektutta ×=

Med siffror:

kWhkWh

kWhkW 30200132092300

928506521218 ×=

Intäkter från vald nätdel är uträknad med medelpris för lågspänning respektive hög-spänning enligt: Medelpris lågspänning 28,3 öre/kWh Medelpris högspänning 12,5 öre/kWh

krkWhkWhkrghögspänninEnergighögspänninMedelpriskrkWhkWhkrglågspänninEnergiglågspänninMedelpris

5492244393793125,02413224185272936283,0

=×=×=×=×

Totala intäkter = 24 132 241 + 549 224 = 24 681 465 kr

Vid körningen har felfrekvensen angetts att vara noll för alla typer av avbrott. Det vore intressant att köra modellen med olika värden på avbrott men det har ej utförts i examensarbetet.

10.2 Resultat efter körning av nätnyttomodellen Pilotfas 2 Efter körning av nätnyttomodellen P2 erhålls resultat i form av bilder på nätstruktur se figur 4 och 5. Dessutom erhålls information där all data om körningen är presenterad se bilaga Q.

Själva investeringskostnaden i nätet kan däremot jämföras med befintligt nät och med de olika nätförslagen. I tabell 4 och i diagram 18 redovisas och jämförs Nätnytto-modellen (NNM), befintligt nät 1a, förslag 6a och förslag 6b. En kalkylränta på 8% har används för befintligt nät samt för förslag 6a och 6b. Det för att den nuvarande kalkyl-räntan för investeringar hos vattenfall är 8%.

28


11 Nätstrukturer Nätens spänningsnivå är 10-kV som redovisas i figur 1-5 och nätstrukturerna är följande:

• Befintligt nät − 1a

• Ny nätstruktur − 6a

• Ny nätstruktur − 6b

• Nätnyttomodellen − NMM

Figur 1 Befintligt nät Stenungsundstätort

Figur 2 Ny nätstruktur − 6a

29


Figur 3 Ny nätstruktur − 6b.

Figur 4 Nätnyttomodellens nätstruktur.

30


Figur 5 Nätnyttomodellens nätstruktur inklusive lågspänning.

11.1 Jämförelse av kostnader I tabell 4 och diagram 18 redovisas och jämförs kostnaderna för nätstrukturerna.


0

10 000 000

20 000 000

30 000 000

40 000 000

50 000 000

60 000 000

1a 6a 6b NNM

SamhällskostnaderDrift & Uh-kostnaderFörlustkostnaderInvestering

Diagram 18 Jämförelse av investeringskostnad för 1a, 6a, 6b och NNM.

1a 6a 6b NNMInvestering 46 535 391 16 822 079 16 231 320 26 052 084Förlustkostnader 6 153 728 6 153 728 6 153 728 2 384 641Drift & Uh-kostnader 2 175 285 1 527 789 1 495 540 5 580 317Samhällskostnader 908 735 901 924 770 120 0

55 773 138 25 405 520 24 650 708 34 017 041

Tabell 4 Jämförelse av kostnader för 1a, 6a, 6b och NNM.

31


Det borde inte vara någon omöjlighet att understiga nätnyttomodellens investerings-kostnad. Det krävs dock nytänkande med nya tekniska lösningar med ny nätstruktur.

Diagram 19 visar att de två nya nätstruktursförslagen infriar förväntningarna om en lägre investeringskostnad jämfört med nätnyttomodellens fiktiva nät.

Vid jämförelse med det befintliga nätet blir investeringskostnaden för de två nya nätstruktursförslagen 36 % av det befintliga nätets investeringskostnad.

Vid jämförelse med det befintliga nätet blir investeringskostnaden för nätnytto-modellens fiktiva nätstruktur 56 % av det befintliga nätets investeringskostnad.

Med inte allt för stor optimism borde investeringsnivån kunna läggas någonstans mellan nätnyttomodellens investeringskostand och de nya förslagens investeringskostnad och då bli resultatet 46 % av det befintliga nätets investeringskostnad.

12 Slutsats Författarna har byggt upp olika fiktiva nät för Stenungsunds tätort. Strukturer och teknik har analyserats för att hitta ett kostnadseffektivt- och driftsäkert nät som kan leva upp till nätnyttomodellens krav. Nätkostnaderna har analyserats i LCC-kalkyler. I kalkylerna tas kostnader med för investering, underhåll, störningar och samhällskostnader. Kalkylen räknar sedan fram vad ett nät kostar över en 30-årsperiod i nuvärde. Investeringskostnaderna är till största del baserad på EBR’s kostnadskatalog. Analys av nätens utfall visar att genom en välplanerad strategi ges möjlighet till att minska nätkostnaden avsevärt. Följande punkt/punkter kan användas för att uppnå ett kostnadseffektivt nät.

• Använda nätstationer med ny teknik som bygger på moduler.

• Anpassa nätet efter den verkliga effekten. Det gäller speciellt för nätstationerna. I händelse av att effektuttaget av någon anledning ökar så kan nätstationen lätt bytas till en med större kapacitet då man använder teknik med moduler.

• Långsiktig nätplanering. Genomtänkt nätstruktur medför kortare kabel- och schaktningslängd. I verkligheten är det svårt att få till ett optimalt nät då det i praktiken byggs upp och förändras under en lång tid. Det åskådliggör vikten av en bra långsiktig nätplanering.

• Minimering av ledningar med redundans. Redundans ger ofta ledningar som inte tillför kunden ökat värde annat än vid eventuellt avbrott. Det är viktigt att göra riskbedömning ur kundens perspektiv och utreda när och var en redundans kan vara ekonomiskt försvarbart. En annan lösning på avbrottsproblematiken kan vara att använda sig av portabelt reservkraftverk som kan kopplas in vid nätstation.

32


• Placering av inmatningspunkt. Vid stora effekter är placeringen av inmatningspunkten för mellanspänningsnätets kostnader viktig.

Det går att bygga tätortsnät som svarar mot nätnyttomodellens krav på kostnadseffekti-vitet men det kräver en stor insats gällande nytänkande och strategi. Denna rapport visar hur kostnader för mellanspänningsnät kan minskas genom olika åtgärder. Dock kan det även finnas andra aspekter som är svåra att mäta i pengar.

12.1 Rekommendationer till fortsatt arbete • Analys av placering av inmatningspukt/tryckpunkt och hur det påverkar

investeringen, LCC-kalkylen och känslighetsanalysen.

• Analysera hur kostnader påverkas för nätstruktur uppbyggd med avgreningar.

• Analysera om investeringskostnaden för redundans i centrum är motiverbar.

• Bygga upp och testa nätförslagen i Netbas.

• Teknikutvecklingsområde.

• Jämföra resultat från Pilotfas 2 med resultat från pilotfas 3 som är färdig utvecklad våren 2004.

33


Källförteckning 1 Elsäkerhetsverket ELSÄK-FS 1999:5 (1999).

Starkströmsföreskrifterna 1999 Stockholm.

2 Svenska Elverksföreningen (1993). Elordlista. 1993 Storå

3 Buhr/Olofsson (2003). Analys av Stenungsunds tätorts eldistribution. Högskolan i Trollhättan/Uddevalla.

4 EBR (2003). Tillgänglig: <http://www.ebr.nu> [2003-10-30]

5 Svensk Energi direkt (2003). Framtidens Elnät. Nr 36/2003-12-04.

6 Sveriges elleverantörer (1999). Leveranssäkerhet i de svenska elnäten 1995 till 1997.

7 Svensk Enerigi (2003). Elavbrottskostnader 2003.

8 EBR´s 2003 Kostnads-katalog (2003). Lokalnät 0,4-24 kV samt optonät. Svensk Energi.

34


A Nätstationslösningar – Transfix

TRANSPAD är en 100 och 160 kVA kompakt samtkostnadsbesparande transformatorbyggnad

Vid fall då transformator fel uppstår skyddar MV PROTECTION transformatorn genom oljenedsänkta strömbegränsande säkringar i transfromatortanken.

Transformatorbehållare med metallisk avskärmningsplåt på kylflänsarna. Betongsockel

Bilaga A:1


Bila

Markyta (utan “källarvåning”) : 1,99 m² Vikt utan transformator 2 100 kgVikt inklusive 250 kVA transformator : 3 000 kg

Markyta (utan “källarvåning”) : 3,36 m² Vikt utan transformator : 3 600 kg Vikt inklusive 250 kVA transformator : 4 500 kg

ga A:2


Geonom att använda alternativt A eller/och B PSS typer, är det möjligt att göra eller bygga ut ringnät till en låg kostnad. Med en utökning av nätstationerna till 400 och 630 kVA samt en TPC+ förenklade 2 strömbrytares RMU diagram blir resultatet en komplett lösning för tätortsdistribution.

En nätstaion I slinga för upp till 630 kVA – Markytan tillnätstationen understiger 4 m² och höjden understiger 1,5 m

Installationen av den förenklade PSS nätstationen upp till 250 kVA för landsbygdsområden ger en erkänd säker och kostnadsbesparande energiförsörlning

Bilaga A:3


B Ove Göransson – Framtidens elnät

Bilaga B:1


Bilaga B:2


C Avbrottstider vid oplanerade avbrott Radiell utledning

1. Utledningen löser ut. Effektbortfall på hela utledningen X antal timmar. 2. Felet har lokaliserats. Effektbortfall, under reparation, på del av utledning i X antal

timmar. Förslagsvis väljs ett bortfall på halva totala bortfallet av effekt på hel utledning. Formel ( ) ( ) ( ) IHGEBADFEBADCBA =××××××××+××× Redundant utledning

1. Utledningen löser ut. Effektbortfall på hela utledningen X antal timmar. 2. Felet har lokaliserats. Inget effektbortfall under reparation pga. Redundans.

Inget effektbortfall Formel ( ) ( LKFEJAKCJA ) =××××+××× Avgrening på radial eller redundant utledning

1. Utledningen med avgrening löser ut. Effektbortfall på hela utledningen X antal timmar. 2. Felet har lokaliserats. Effektbortfall, under reparation, på del av avgrening i X antal

timmar. Förslagsvis väljs ett bortfall på halva totala bortfallet av effekt på hel avgrening om det finns flera nätstationer på avgreningarna.

Formel

( )( ) ( )( ) ( ) ONGEMAKDQEMAKDCMA =××××++××××++××× 2/2/ Förklaring till formel

[kr/år] utledningredundant en påavbrott oplanerat för stnadSamhällsko[kW]r utledninga redundanta på tuttagMedeleffek

[km] matningredundant i kabel km Antal[kr/år] utledning radiellen påavbrott oplanerat för stnadSamhällsko

[kW] radialen på felgt slumpmässi effekt vid av allMedelbortf[h] gstamlednin på åtgärdatsfelet tillTid

[h] gstamlednin på tslokaliserafelet tillTid[kr/kWh] fallenergibortför stnadsamhällsko Beräknad

[kW]r utledninga radiella på tuttagMedeleffek[kr/kW]] falleffektbortför stnadsamhällsko Beräknad

[km] matning radiell i kabel km Antal][ggr/år/km kabel hspför sFelfrekven

============

LKJIHGFEDCBA

Bilaga C:1


[h] avgrening på tslokaliserafelet tillTid[h] avgrening på åtgärdatsfelet tillTid

[kr/år] utledning radiellen illansluten t avgreningen påavbrott oplanerat för stnadSamhällsko[kW] avgreningen på fel,gt slumpmässi videffekt, av allMedelbortf

[km] matningavgrenings i kabel km Antal

=====

QPONM

Nuvarande mall Stamledning Halva medeleffekten på ledning löser ut i X antal timmar Avgrening Halva medeleffekten på avgrening löser ut i X antal timmar

Bilaga C:2


D Investeringskalkyl 1a

1a Investeringskalkyl enligt EBR Befintligt nät

Antal kablar 98 stTotal antal km kabel 49,38 kmTotal antal km kabelgrav 31,1 km

KabellängderAluminiumTyp / Area 25 50 70 95 150 240ACJJ 0,00 0,00 0,72 1,01 25,38 5,83AXKJ 0,00 0,42 0,00 0,00 0,36 0,00AXLJ 0,26 0,00 0,00 0,00 1,78 0,00Summa 0,26 0,42 0,72 1,01 27,52 5,83 35,76

KopparTyp / Area 25 50 70 95 150 240FCJJ 0,54 3,51 0,00 9,41 0,00 0,00FXKJ 0,00 0,00 0,00 0,00 0,16 0,00Summa 0,54 3,51 0,00 9,41 0,16 0,00 13,63

Antal kablar

Utled. / Area 25 50 70 95 150 240K25 2 1 3 5K27 6 3K28 1 13K29 2 2 2 5K30 2K31 7K34 4 3 1K38 8K39 3K42 1 2 5K43 2 8K44 1 2L96 1 1 2 TotalSumma 3 11 3 19 51 11 98

t

Bilaga D:1


Kabelkostnad enligt EBR

EBR-kabelkostnad 154 AluminiumkabelKod Konstruktion pris/km antal tot.pris154-12 PEX 3x25 77400 0,26 19891,8154-17 PEX 3x1x50 106000 0,42 44202154-17/154-18 PEX 3x1x70 130000 0,72 94250154-18 PEX 3x1x95 154000 1,01 154924154-19 PEX 3x1x150 177000 27,52 4870686154-20 PEX 3x1x240 236000 5,83 1376824

Summa 6560778EBR-kabelkostnad 154 Kopparkabelkopparkabel ökar priset med koefficienten 1,2Kod Konstruktion pris/km antal tot.pris154-12 PEX 3x25 77400 0,54 50619,6154-17 PEX 3x1x50 106000 3,51 446726,4154-17/154-18 PEX 3x1x70 130000 0,00 0154-18 PEX 3x1x95 154000 9,41 1738044154-19 PEX 3x1x150 177000 0,16 34833,6154-20 PEX 3x1x240 236000 0,00 0

Summa 2270224

Total kabelkostnad 8 831 001 kr

Anslutning av kabel enligt EBR

Antal innomhusstationer 13 vilket ger 19,70% av avsluten är i.husAntal utomhusstationer 53 vilket ger 80,30% av avsluten är u.husTotalt antal stationer 66

Antal kablar PEX 3x10-25 3 vilket ger 6 st. avslutAntal kablar PEX 3x1x50-240 95 vilket ger 190 st. avslut

EBR-Kabelförläggning 140Kod Konstruktion pris/st antal tot.pris140-55 PEX 3x10-25 2900 1 3427

i.hus140-58 PEX 3x10-25 5920 5 28524

u.hus140-62 PEX 3x1x50-240 4100 37 153439

i.hus140-65 PEX 3x1x50-240 6590 153 1005474

u.husTotalt 196 1190865

Total kostnad för avslut 1 190 865 kr

Bilaga D:2


Kabelplöjning enligt EBR

Kabelplöjning - endast en kabel plöjs ner åt gången

Andel antal kmAndel plöjd kabel 0,00% 0,000Förplöjning antal gånger 2 ggr

antal kmLängd kabel 10-95 15,87 vilket ger 32,13% kabel i area 10-95Längd kabel 150-240 33,52 vilket ger 67,87% kabel i area 150-240Total längd 49,38

Medellängd på kabel 0,50 kmTotalt antal kabelplöjningar 0,00 stAndel av kabelplöjningar som kan kallas delsträcka 50%

EBR-Kabelplöjning o kedjegrävning 138Kod Konstruktion pris/km,st antal km tot.pris138-11 Förplöjning 3220 0,000 0138-13 Plöjning 10-95 10400 0,000 0138-14 Plöjning 150-240 11900 0,000 0138-16 Tillägg delsträcka 510 0 0

0 00 0

Totalt 0

Total kabelplöjningskostnad 0 kr

Bilaga D:3


Kabelschaktning enligt EBR

Andel kabel i shakt 100,00% 49,383Shaktlängd 31,100Antal kablar/shakt (medel) 1,588

Kabel under asfalt, gångbana 70% ger 21,770 kmKabel under asfalt, vägbana 3% ger 0,933 kmKabel under gatusten mm. 10% ger 3,110 kmKabel under gräsmatta (torv) 15% ger 4,665 kmKabel under grusyta 1% ger 0,156 kmÖvrig yta 2% ger 0,467 km

100% Totalt 31,100 km

Bredd på ytuppbrytning 1 m

EBR-Kabelgrav 137 / Uppbrytning o återställning 136 / Avstängningar 135antal

Kod Konstruktion pris/km,m2 km,m2 tot.prisKabel under asfalt, gångbana136-11 Asfalt uppbrytn 25600 21,770 557312137-14 N035-N055 0,5-0,7 98300 21,770 2139991 N 035-2136-21 Återställning 234 21770,00 5094180

asfalt gångbanaKabel under asfalt, vägbana136-11 Asfalt uppbrytn 25600 0,933 23885137-14 N035-N055 0,5-0,7 98300 0,933 91714 NV 035-2136-22 Återställning 356 933 332148

asfalt gångbanaKabel under gatusten mm.136-11 Uppbryt. gatsten 141 3110 438510137-14 N035-N055 0,5-0,7 98300 3,110 305713 N 035-2136-22 Återställning 255 3110 793050

gatsten plattorKabel under gräsmatta (torv)136-15 Uppbryt. Grästorv 40 4665 186600137-14 N035-N055 0,5-0,7 98300 4,665 458570 N 035-2136-25 Återställning 154 4665 718410

gräsytorKabel under grusyta137-14 N035-N055 0,5-0,7 98300 0,156 15286 N 035-2136-25 Återställning 105 156 16328

grusytorÖvrig yta137-14 N035-N055 0,5-0,7 98300 0,467 45857 N 035-2Avstängningar135-11 Lätt avstängning 9420 21,770 205073135-12 Tung avstängning 11900 0,933 11103Totalt 11433728

Schaktningskostnad 11433728 kr

Bilaga D:4


Längd kabel < 2,5kg/m 15,87 vilket ger 32,13% är <2,5kg/mLängd kabel < 4,5kg/m 33,52 vilket ger 67,87% är <4,5kg/mTotal längd 49,38

EBR-Kabelförläggning 140Kod Konstruktion pris/km antal km tot.pris140-12 Utdragning kabel 4770 15,867 75686

>1,0<2,5kg/m140-13 Utdragning kabel 7020 33,516 235282

>2,5<4,5kg/m

0 0Totalt 49,383 310968

Kostnad, utdragning av kabe 310 968 kr

Nätstationskostnader EBR

Nätstationer enligt EBR

Tillägg som ej finns med i EBR Kosnadsökning PrisTillägg N884 Betong med frilagd ballast 43% ger 112660 kr extra/stationTillägg N83 Betong med frilagd ballast inomhusmanö 234% ger 613080 kr extra/stationTillägg N884 Källare 50% ger 131000 kr extra/stationTillägg N83 Betong med frilagd ballast 43% ger 60200 kr extra/stationTillägg N83 Betong med frilagd ballast inomhusmanö 234% ger 327600 kr extra/stationTillägg N33 Betong med frilagd ballast 43% ger 36507 kr extra/stationTillägg N83 Betong med frilagd ballast inomhusmanö 234% ger 198666 kr extra/station

Bilaga D:5


EBR-NÄTSTATIONSDATA 152Kod Konstruktion pris/st antal tot.pris152.14 T1 Inkl. stolpe ventilavl. 31500 6 189000152.22 Nätstation N884 2x800kVA 262000 16 4192000 NB 12 (3 HSP-fack)finns ej Tillägg N884 Betong med frilagd 112660 9 1013940

ballastfinns ej Tillägg N884 Betong med frilagd 613080 1 613080

ballast inomhusmanövreradfinns ej Tillägg N884 Källare 131000 6 786000152.23 Nätstation N83 800kVA 140000 42 5880000 NP 12 (3 HSP-fack)finns ej Tillägg N83 Betong med frilagd 60200 34 2046800


ballast inomhusmanövrerad

152.24 Nätstation N33 315kVA 84900 3 254700 NB 12 (3 HSP-fack)finns ej Tillägg N33 Betong med frilagd 36507 2 73014



152.26 Satellitstation S8 800kVA 54500 3 163500152.27 Satellitstation S2 200kVA 30300 4 121200152.31 Tillk lastfrånskiljare 18900 27 510300152.42 Tillk Lsp-grupp 125A 1660 1 1660

Summa 18337060

Total kostnad nätstationer 18337060 kr

Bilaga D:6


Transformatorer enligt EBR

EBR-Trafo och mätare 159Kod Konstruktion Pris/st Antal tot.prisfinns ej 12/0.4 kV 30 kVA 15000

52400

66000

92000102000

1 15000 uppskattat pris159.26 12/0.4 kV 50 kVA 19300 3 57900159.25 12/0.4 kV 100 kVA 24700 2 49400159.24 12/0.4 kV 200 kVA 36700 4 146800159.23 12/0.4 kV 315 kVA 45100 3 135300finns ej 12/0.4 kV 400 kVA 1 52400 uppskattat pris159.22 12/0.4 kV 500 kVA 59700 27 1611900finns ej 12/0.4 kV 600 kVA 2 132000 uppskattat pris159.21 12/0.4 kV 800 kVA 79400 29 2302600finns ej 12/0.4 kV 1000 kVA 7 644000 uppskattat prisfinns ej 12/0.4 kV 1250 kVA 1 102000 uppskattat pris

Summa 5249300

Total transformatorkostnad 5 249 300 kr

Grundläggning enligt EBR

EBR-Kabelgrav 137Kod Konstruktion Pris/st Antal tot.pris137.31 Schakta, grundlägga, 6700 1 6700 1 plåt

dränera för näts. typ 2159.32 Schakta, grundlägga, 7790 9 70110 1+1+4+3 = 9 (inga T1 med här)

dränera för näts. typ 3159.32 Schakta, grundlägga, 8890 60 533400 1+27+2+29+7+1-(6 käll. +1 pl.) = 60

dränera för näts. typ 4Summa 610210

Total grundkostnad 610 210 kr

Bilaga D:7


Friledning enligt EBR

Total Friledningslängd 3,149 km

Typ / Area 16 99CU 2,661000006

ALMG 0,07FEAL 0,418

CU16 räknas med kostnad för FeAl 3x62 2,661 kmAlMg och FeAl räknas med kostnad för FeAl 3x99 0,488 km

EBR-Nybyggn.24kV friledning klass A 109 / Intrång 131 / Röjning 132 / Frånskiljare 12-24kVKod Konstruktion Pris/st,kmAntal tot.pris109.12 FeAl 3x62 148000 2,661 393828109.13 FeAl 3x99 155000 0,488 75640131.11 Skog tillv.omr. I 8m 6240 3,149 19649,76132.51 Fördyrad avverk. 8m 13700 3,149 43141,3161.12 Topp utan stolpe 62-421 20000 2 40000

Summa 572259,1

Total friledningskostnad 572 259 krSammanställning

Totala nätkostnader

Total kabelkostnadTotal kostnad för avslutTotal kabelplöjningskostnadSchaktningskostnadKostnad, utdragning av kabelTotal kostnad nätstationerTotal transformatorkostnadTotal grundkostnadTotal friledningskostnadSumma kostnader

610 210 kr572 259 kr

12 935 561 kr

46 535 391 kr

310 968 kr18 337 060 kr5 249 300 kr

8 831 001 kr1 190 865 kr

0 kr11 433 728 kr

Bilaga D:8


E Investeringskalkyl 1b

1b, Investeringskalkyl enligt EBR Befintligt nätAlla stationer utbytta till billigare EBR plåtstationerAntal kablar 98 stTotal antal km kabel 49,38 kmTotal antal km kabelgrav 31,1 km



Antal kablar

Utled. / Area 25 50 70 95 150 240K25 2 1 3 5K27 6 3K28 1 13K29 2 2 2 5K30 2K31 7K34 4 3 1K38 8K39 3K42 1 2 5K43 2 8K44 1 2L96 1 1 2 TotalSumma 3 11 3 19 51 11 98

t

Bilaga E:1



EBR-kabelkostnad 154 AluminiumkabelKod Konstruktion pris/km antal tot.pris154-12 PEX 3x25 77400 0,26 19891,8154-17 PEX 3x1x50 106000 0,42 44202154-17/154-18 PEX 3x1x70 130000 0,72 94250154-18 PEX 3x1x95 154000 1,01 154924154-19 PEX 3x1x150 177000 27,52 4870686154-20 PEX 3x1x240 236000 5,83 1376824

Summa 6560778EBR-kabelkostnad 154 Kopparkabelkopparkabel ökar priset med koefficienten 1,2Kod Konstruktion pris/km antal tot.pris154-12 PEX 3x25 77400 0,54 50619,6154-17 PEX 3x1x50 106000 3,51 446726,4154-17/154-18 PEX 3x1x70 130000 0,00 0154-18 PEX 3x1x95 154000 9,41 1738044154-19 PEX 3x1x150 177000 0,16 34833,6154-20 PEX 3x1x240 236000 0,00 0

Summa 2270224






i.hus140-58 PEX 3x10-25 5920 5 28524

u.hus140-62 PEX 3x1x50-240 4100 37 153439

i.hus140-65 PEX 3x1x50-240 6590 153 1005474



Bilaga E:2








0 00 0

Totalt 0


Bilaga E:3





100% Totalt 31,100 km










Bilaga E:4





>2,5<4,5kg/m

0 0Totalt 49,383 310968





Bilaga E:5











Summa 11312360


Bilaga E:6




52400

66000

92000102000


Summa 5249300



EBR-Kabelgrav 137Kod Konstruktion Pris/st Antal tot.pris137.30 Schakta, grundlägga, 4730 6 28380

dränera för näts. typ 1137.31 Schakta, grundlägga, 6700 60 402000 1 plåt





Bilaga E:7



Total Friledningslängd 3,149 km

Typ / Area 16 99CU 2,661000006

ALMG 0,07FEAL 0,418

CU16 räknas med kostnad för FeAl 3x62 2,661 kmAlMg och FeAl räknas med kostnad för FeAl 3x99 0,488 km

EBR-Nybyggn.24kV friledning klass A 109 / Intrång 131 / Röjning 132 / Frånskiljare 12-24kVKod Konstruktion Pris/st,kmAntal tot.pris109.12 FeAl 3x62 148000 2,661 393828109.13 FeAl 3x99 155000 0,488 75640131.11 Skog tillv.omr. I 8m 6240 3,149 19649,76132.51 Fördyrad avverk. 8m 13700 3,149 43141,3161.12 Topp utan stolpe 62-421 20000 2 40000

Summa 572259,1

Total friledningskostnad 572 259 krSammanställning



402 000 kr572 259 kr

12 935 561 kr

39 302 481 kr

310 968 kr11 312 360 kr5 249 300 kr

8 831 001 kr1 190 865 kr

0 kr11 433 728 kr

Bilaga E:8


F Investeringskalkyl 2a

2a Investeringskalkyl enligt EBR Ny kabeldragning. Radiellt nät. Samma nätstationerAntal kablar 71 stTotal antal km kabel 39,20 kmTotal antal km kabelgrav 24,52944 km


7% 52% 42%KopparTyp / Area 25 50 70 95 150 240FCJJ 0,54 3,51 0,00 9,41 0,00 0,00FXKJ 0,00 0,00 0,00 0,00 0,16 0,00Summa 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Antal kablar

Utled. / Area 25 50 70 95 150 240K25K27K28K29K30K31K34K38K39K42K43K44L96 TotaltSumma 0 0 0 0 0 0 0

Bilaga F:1



EBR-kabelkostnad 154 AluminiumkabelKod Konstruktion pris/km antal tot.pris154-12 PEX 3x25 77400 0,00 0154-17 PEX 3x1x50 106000 0,00 0154-17/154-18 PEX 3x1x70 130000 0,00 0154-18 PEX 3x1x95 154000 2,56 394240154-19 PEX 3x1x150 177000 20,34 3600180154-20 PEX 3x1x240 236000 16,30 3846800

Summa 7841220EBR-kabelkostnad 154 Kopparkabelkopparkabel ökar priset med koefficienten 1,2Kod Konstruktion pris/km antal tot.pris154-12 PEX 3x25 77400 0,00 0154-17 PEX 3x1x50 106000 0,00 0154-17/154-18 PEX 3x1x70 130000 0,00 0154-18 PEX 3x1x95 154000 0,00 0154-19 PEX 3x1x150 177000 0,00 0154-20 PEX 3x1x240 236000 0,00 0

Summa 0






i.hus140-58 PEX 3x10-25 5920 0 0

u.hus140-62 PEX 3x1x50-240 4100 28 114676

i.hus140-65 PEX 3x1x50-240 6590 114 751460

u.husTotalt 142 866135,5

Total kostnad för avslut 866 135 kr

Bilaga F:2








0 00 0

Totalt 0


Bilaga F:3





100% Totalt 24,529 km










Bilaga F:4





>2,5<4,5kg/m

0 0Totalt 39,200 269424





Bilaga F:5











Summa 18337060


Bilaga F:6




52400

66000

92000102000


Summa 5249300








Bilaga F:7



Total Friledningslängd 0 km

Typ / Area 16 99CU 0

ALMG 0FEAL 0

CU16 räknas med kostnad för FeAl 3x62 0 kmAlMg och FeAl räknas med kostnad för FeAl 3x99 0 km

EBR-Nybyggn.24kV friledning klass A 109 / Intrång 131 / Röjning 132 / Frånskiljare 12-24kVKod Konstruktion Pris/st,kmAntal tot.pris109.12 FeAl 3x62 148000 0 0109.13 FeAl 3x99 155000 0 0131.11 Skog tillv.omr. I 8m 6240 0 0132.51 Fördyrad avverk. 8m 13700 0 0161.12 Topp utan stolpe 62-421 20000 0 0

Summa 0

Total friledningskostnad 0 krSammanställning



610 210 kr0 kr

10 153 661 kr

42 191 451 kr

269 424 kr18 337 060 kr5 249 300 kr

7 841 220 kr866 135 kr

0 kr9 018 101 kr

Bilaga F:8


G Investeringskalkyl 2b

2b Investeringskalkyl enligt EBR Ny kabeldragning - samma nätstationer. Centrumredundans.Antal kablar 74 stTotal antal km kabel 40,34 kmTotal antal km kabelgrav 25,66544 km



Antal kablar


Bilaga G:1





Summa 0






i.hus140-58 PEX 3x10-25 5920 0 0

u.hus140-62 PEX 3x1x50-240 4100 29 119521

i.hus140-65 PEX 3x1x50-240 6590 119 783212



Bilaga G:2








0 00 0

Totalt 0


Bilaga G:3





100% Totalt 25,665 km










Bilaga G:4





>2,5<4,5kg/m

0 0Totalt 40,336 277399





Bilaga G:5











Summa 18337060


Bilaga G:6




52400

66000

92000102000


Summa 5249300








Bilaga G:7





ALMG 0FEAL 0



Summa 0




610 210 kr0 kr

10 615 876 kr

42 854 738 kr

277 399 kr18 337 060 kr5 249 300 kr

8 042 292 kr902 733 kr

0 kr9 435 745 kr

Bilaga G:8


H Investeringskalkyl 3a

3a Invesreringskalkyl enligt EBR Ny kabeldragning - 40 nya, 27gamla nätstationer. Radiell matning.Antal kablar 67 stTotal antal km kabel 38,00 kmTotal antal km kabelgrav 23,568 km



Antal kablar


Bilaga H:1





Summa 0






i.hus140-58 PEX 3x10-25 5920 0 0

u.hus140-62 PEX 3x1x50-240 4100 26 108215

i.hus140-65 PEX 3x1x50-240 6590 108 709124



Bilaga H:2








0 00 0

Totalt 0


Bilaga H:3





100% Totalt 23,568 km










Bilaga H:4





>2,5<4,5kg/m

0 0Totalt 38,000 261878





Bilaga H:5










152.26 Satellitstation S8 800kVA 54500 0 0152.27 Satellitstation S2 200kVA 30300 0 0Transfix nätstationer med transformator i prisetfinns ej Citynätstation 630kVA 131724 29 3819996finns ej Citynätstation 500kVA 120000 5 600000finns ej Citynätstation 400kVA 105000 3 315000finns ej Tätortnätstation 200kVA 52800 2 105600finns ej Tätortnätstation 100kVA 43000 2 86000152.31 Tillk lastfrånskiljare 18900 27 510300152.42 Tillk Lsp-grupp 125A 1660 1 1660

Summa 12893836


Bilaga H:6




52400

66000

92000102000


Summa 2481600








Bilaga H:7





ALMG 0FEAL 0



Summa 0




7 637 790 kr817 339 kr

0 kr8 664 634 kr

446 320 kr0 kr

9 743 850 kr

33 203 396 kr

261 878 kr12 893 836 kr2 481 600 kr

Bilaga H:8


I Investeringskalkyl 3b

3b Investeringskalkyl enligt EBRNy kabeldragning - 40 nya, 27gamla nätstationer. CentrumredundansAntal kablar 70 stTotal antal km kabel 39,14 kmTotal antal km kabelgrav 24,704 km



Antal kablar


Bilaga I:1





Summa 0






i.hus140-58 PEX 3x10-25 5920 0 0

u.hus140-62 PEX 3x1x50-240 4100 28 113061

i.hus140-65 PEX 3x1x50-240 6590 112 740876



Bilaga I:2








0 00 0

Totalt 0


Bilaga I:3





100% Totalt 24,704 km










Bilaga I:4





>2,5<4,5kg/m

0 0Totalt 39,136 269852





Bilaga I:5











Summa 12893836


Bilaga I:6




52400

66000

92000102000


Summa 2481600




dränera för näts. typ 2159.32 Schakta, grundlägga, 7790 0 0




Bilaga I:7





ALMG 0FEAL 0



Summa 0




446 320 kr0 kr

10 206 066 kr

33 866 684 kr

269 852 kr12 893 836 kr2 481 600 kr

7 838 862 kr853 936 kr

0 kr9 082 277 kr

Bilaga I:8


J Investeringskalkyl 4a

4a Investeringskalkyl enligt EBR Ny kabeldragning - 42 nya, 26gamla nätstationer. Radiell matning. 9utledningar, max 6300kVA/utled.Antal kablar 68 stTotal antal km kabel 29,53 kmTotal antal km kabelgrav 21,01 km


3% 29% 68% 100%KopparTyp / Area 25 50 70 95 150 240FCJJ 0,54 3,51 0,00 9,41 0,00 0,00FXKJ 0,00 0,00 0,00 0,00 0,16 0,00Summa 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Antal kablar


Bilaga J:1





Summa 0






i.hus140-58 PEX 3x10-25 5920 0 0

u.hus140-62 PEX 3x1x50-240 4100 0 0

i.hus140-65 PEX 3x1x50-240 6590 136 896240



Bilaga J:2








0 00 0

Totalt 0


Bilaga J:3





100% Totalt 21,010 km










Bilaga J:4





>2,5<4,5kg/m

0 0Totalt 29,530 205156





Bilaga J:5











Summa 11294088


Bilaga J:6




52400

66000

92000102000


Summa 2678200









Bilaga J:7





ALMG 0FEAL 0



Summa 0




445 750 kr0 kr

8 825 597 kr

29 628 526 kr

205 156 kr11 294 088 kr2 678 200 kr

6 384 891 kr896 240 kr

0 kr7 724 200 kr

Bilaga J:8


K Investeringskalkyl 4b

4b Investeringskalkyl enligt EBR Ny kabeldragning - 42 nya, 26gamla nätstationer. 9utledningar, max 6300kVA/utled. Centrumredundans.Antal kablar 73 stTotal antal km kabel 30,84 kmTotal antal km kabelgrav 22,05 km



Antal kablar


Bilaga K:1





Summa 0






i.hus140-58 PEX 3x10-25 5920 0 0

u.hus140-62 PEX 3x1x50-240 4100 0 0

i.hus140-65 PEX 3x1x50-240 6590 146 962140



Bilaga K:2








0 00 0

Totalt 0


Bilaga K:3





100% Totalt 22,050 km










Bilaga K:4





>2,5<4,5kg/m

0 0Totalt 30,840 214353





Bilaga K:5











Summa 11294088


Bilaga K:6




52400

66000

92000102000


Summa 2678200









Bilaga K:7





ALMG 0FEAL 0



Summa 0




6 694 051 kr962 140 kr

0 kr8 106 550 kr

445 750 kr0 kr

9 283 043 kr

30 395 132 kr

214 353 kr11 294 088 kr2 678 200 kr

Bilaga K:8


L Investeringskalkyl 5a

5a Investeringskalkyl enligt EBR Ny kabeldragning - 72 nya, 3gamla nätstationer. Radiell matning. 12utledningar, max 5260kVA/utled. Ny matningspunktAntal kablar 75 stTotal antal km kabel 30,43 kmTotal antal km kabelgrav 19,695 km



Antal kablar


Bilaga L:1





Summa 0






i.hus140-58 PEX 3x10-25 5920 0 0

u.hus140-62 PEX 3x1x50-240 4100 0 0

i.hus140-65 PEX 3x1x50-240 6590 150 988500



Bilaga L:2








0 00 0

Totalt 0


Bilaga L:3





100% Totalt 19,695 km










Bilaga L:4





>2,5<4,5kg/m

0 0Totalt 30,430 208826





Bilaga L:5










152.26 Satellitstation S8 800kVA 54500 0 0152.27 Satellitstation S2 200kVA 30300 0 0Transfix nätstationer med transformator i prisetfinns ej Citynätstation 630kVA 131724 68 8957232finns ej Citynätstation 500kVA 120000 0 0finns ej Citynätstation 400kVA 105000 0 0finns ej Citynätstation 315kVA 72000 3 216000finns ej Tätortnätstation 200kVA 52800 0 0finns ej Tätortnätstation 100kVA 43000 1 43000152.31 Tillk lastfrånskiljare 18900 27 510300152.42 Tillk Lsp-grupp 125A 1660 1 1660

Summa 11300192


Bilaga L:6




52400

66000

92000102000


Summa 552000

Total transformatorkostnad 552 000 kr








Bilaga L:7





ALMG 0FEAL 0



Summa 0




455 600 kr0 kr

8 438 075 kr

26 832 287 kr

208 826 kr11 300 192 kr

552 000 kr

6 086 420 kr988 500 kr

0 kr7 240 749 kr

Bilaga L:8


M Investeringskalkyl 5b

5b Investeringskalkyl enligt EBR Ny kabeldragning - 72 nya, 3gamla nätstationer. Centrumredundans, 12utledningar, max 5260kVA/utled. Ny matningspunktAntal kablar 77 stTotal antal km kabel 30,81 kmTotal antal km kabelgrav 20,07 km



Antal kablar


Bilaga M:1





Summa 0






i.hus140-58 PEX 3x10-25 5920 0 0

u.hus140-62 PEX 3x1x50-240 4100 0 0

i.hus140-65 PEX 3x1x50-240 6590 154 1014860



Bilaga M:2








0 00 0

Totalt 0


Bilaga M:3





100% Totalt 20,070 km










Bilaga M:4





>2,5<4,5kg/m

0 0Totalt 30,805 211459





Bilaga M:5











Summa 11300192


Bilaga M:6




52400

66000

92000102000


Summa 552000









Bilaga M:7





ALMG 0FEAL 0



Summa 0




455 600 kr0 kr

8 604 934 kr

27 087 646 kr

211 459 kr11 300 192 kr

552 000 kr

6 174 920 kr1 014 860 kr

0 kr7 378 615 kr

Bilaga M:8


Smax, MVA P(Smax), MW Q(Smax), MVAr Pmax, MW Q(Pmax), MVAr Qmax, MVArmax 34,4 32,9 10,1 33,0 9,7 11,8 Årsenergi 144,3 GWhmax-1 34,4 33,0 9,7 32,9 10,1 11,6 Utnyttjningstid 4374,1 hmax-2 34,1 32,7 9,7 32,7 9,7 11,5medelmax 3 34,3 32,9 9,8 32,9 9,8 11,6medelmax 5 34,2 32,7 9,8 32,7 9,8 11,5medelmax 10 33,9 32,4 9,9 32,4 9,8 11,1medelmax 20 33,4 31,9 9,9 31,9 9,7 10,7

Mariagården Vattenfall Bohus-Dal Elnät AB.

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

000601 000701 000731 000830 000929 001029 001127 001227 010126 010225 010328 010427 010527

P, kWQ, kVAr

N Förlustvärdering vid maimalt effektuttag

Bilaga N:1


Baserad på insallerad effektNÄTSTATIONSDATA Installerad Vekligt UngefärligPlacering Installerad transformator- maximalt maxlast Cosfi 0,963

transformateffekt kVA uttag kVA per nätst. P QK25 TT6881T251 VALLMOVÄG 500 378 364 103

TT6881T255 HÖGENORUM 500 378 364 103TT6881T257 HÖGENORUM 500 378 364 103TT6881T254 HÄLLEBÄCK 500 378 364 103TT6881T253 EKBACKEN 1300 983 946 267TT6881T264 SÖBACKEN 500 378 364 103TT6881T263 GESÄLLGAT 800 605 582 164TT6881T252 HANTVERKA 500 5100 3856 378 364 103

K27 TT6881T276 BRASKEVÄG 500 325 313 88TT6881T275 SÖDRA KOP 500 325 313 88TT6881T282 HASSELBAC 1000 650 626 176TT6881T274 ISBANAN 400 260 250 71TT6881T273 UPPEGÅRDS 1000 650 626 176TT6881T272 BERGSVÄGE 600 390 375 106TT6881T271 VÄSTRA SÖ 800 4800 3121 520 501 141

K28 TT6881T250 TORPSVÄGE 500 295 284 80TT6881T256 TORP 800 472 454 128TT6881T258 NÖTVIVELV 800 472 454 128TT6881T259 TALLVIVEL 800 472 454 128TT6881T424 KOBERGSVÄ 500 295 284 80TT6881T423 HALLERNAL 500 295 284 80TT6881T287 NORUMS KY 200 118 113 32TT6881T285 LYSMASKEV 800 472 454 128TT6881T284 NORDHAGEV 800 472 454 128TT6881T283 YTTRE RIN 30 18 17 5TT6881T281 KRISTINED 500 6230 3672 295 284 80

K29 TT6881T193 HÖJDEN 50 18 18 5TT6881T195 KÅKENÄS 100 37 35 10TT6881T196 TÄRNGATAN 200 73 71 20TT6881T197 STRANDNOR 800 294 283 80TT6881T298 HALLTORP 100 37 35 10TT6881T190 GALGBACKE 50 18 18 5TT6881T194 BÄCKMANS 200 73 71 20TT6881T199 KLINTEN 50 18 18 5TT6881T294 NÖSNÄSSKO 1200 441 424 120TT6881T293 KVARNBERG 1000 3750 1377 367 353 100

K30 TT6881T315 SOLGÅRDSD 800 457 440 124TT6881T313 SOLGÅRDSH 800 1600 914 457 440 124

K31 TT6881T311 HOGIA 500 216 208 59TT6881T314 NYTORPSHÖ 1250 540 520 147TT6881T312 BRUDHAMMA 800 2550 1102 346 333 94

K34 TT6881T345 SÖDRA VÄG 800 302 291 82TT6881T344 TÄRNAN 800 302 291 82TT6881T343 DALAHÖJD 800 302 291 82TT6881T342 ÅLDERDOMS 800 302 291 82TT6881T341 HSB NYBOR 200 3400 1285 76 73 21

K38 TT6881T381 DOMUS 2000 1195 1151 324TT6881T384 JULLEN 500 299 288 81TT6881T385 SNIPAN 500 299 288 81TT6881T386 SLUPEN 800 478 460 130TT6881T316 SHELL TJÖ 500 4300 2570 299 288 81

Bilaga N:2


K39 TT6881T382 CENTRUM 2000 689 663 187TT6881T383 KOMMUNKON 2000 4000 1377 689 663 187

K42 TT6881T437 S J BUSSG 800 699 673 190TT6881T349 TULLEN 800 699 673 190TT6881T348 KAJEN 800 699 673 190TT6881T346 C.W.BORGS 500 437 421 119TT6881T347 BANDFABRI 1300 4200 3672 1137 1094 308

K43 TT6881T436 ÄNGSVÄGEN 1600 724 697 196¤ trafo ej i NETBAS 0 0TT6881T438 ÄNGSVÄGEN 800 362 348 98TT6881T434 HJÄLMAREV 800 362 348 98TT6881T435 KONSTR.SV 800 362 348 98TT6881T433 ALUCROM 800 362 348 98TT6881T432 MELLANGÅR 500 226 218 61TT6881T431 BAGERIET 800 362 348 98TT6881T430 STENUNGE 800 6900 3121 362 348 98

K44 TT6881T442 VATTENF.B 800 620 597 168TT6881T441 ELVERKET 1000 775 746 210* Trafo för rundstyrning 1800 1395 0 0

L96 TT6881T198 HÅLDALEN 100 56 54 15TT6881T192 HALLERNA 200 113 109 31TT6881T191 KYRKENÄS 300 600 339 170 164 46

Summa 49230 27801 27801 26758 7542

Antagen utledningsbelastningNätstation

Sn Slast2000 1182 Uträkning av last i olika nätstationer1600 946 med skalning av verkliga maxuttag i1300 768 de olika utledningarna.1250 7391200 7091000 591800 473630 372600 355500 296400 236300 177315 186200 118100 59

0

Bilaga N:3


O Investeringskalkyl 6a

6a Investeringskalkyl enligt EBR

Antal kablar 49 stTotal antal km kabel 23,51 kmTotal antal km kabelgrav 15,34 km



Antal kablar


Bilaga O:1





Summa 0






i.hus140-58 PEX 3x10-25 5920 0 0

u.hus140-62 PEX 3x1x50-240 4100 0 0

i.hus140-65 PEX 3x1x50-240 6590 98 645820



Bilaga O:2







EBR-Kabelplöjning o kedjegrävning 138Kod Konstruktion pris/km,st antal km tot.pris138-11 Förplöjning 3220 7,560 24343,2138-13 Plöjning 10-95 10400 3,230 33592138-14 Plöjning 150-240 11900 0,550 6545138-16 Tillägg delsträcka 510 4 2008,979

0 00 0

Totalt 66489,18

Total kabelplöjningskostnad 66 489 kr

Bilaga O:3





100% Totalt 11,560 km










Bilaga O:4





>2,5<4,5kg/m

0 0Totalt 19,730 132047





Bilaga O:5











Summa 5786428


Bilaga O:6




52400

66000

92000102000


Summa 714600









Bilaga O:7





ALMG 0FEAL 0



Summa 0




294 800 kr0 kr

5 094 321 kr

16 822 079 kr

132 047 kr5 786 428 kr

714 600 kr

4 931 930 kr645 820 kr66 489 kr

4 249 965 kr

Bilaga O:8


P Investeringskalkyl 6b

6b Investeringskalkyl enligt EBR Centrumredundans, Ny matningspunktAntal kablar 48 stTotal antal km kabel 20,91 kmTotal antal km kabelgrav 15,87 km



Antal kablar


Bilaga P:1





Summa 0






i.hus140-58 PEX 3x10-25 5920 0 0

u.hus140-62 PEX 3x1x50-240 4100 0 0

i.hus140-65 PEX 3x1x50-240 6590 96 632640


Bilaga P:2







EBR-Kabelplöjning o kedjegrävning 138Kod Konstruktion pris/km,st antal km tot.pris138-11 Förplöjning 3220 9,700 31234138-13 Plöjning 10-95 10400 3,450 35880138-14 Plöjning 150-240 11900 1,400 16660138-16 Tillägg delsträcka 510 6 2839,024

0 00 0

Totalt 86613,02

Total kabelplöjningskostnad 86 613 kr

Bilaga P:3





100% Totalt 11,020 km










Bilaga P:4





>2,5<4,5kg/m

0 0Totalt 16,060 108084





Bilaga P:5










152.26 Satellitstation S8 800kVA 54500 4 218000152.27 Satellitstation S2 200kVA 30300 0 0Transfix nätstationer med transformator i prisetfinns ej Citynätstation 630kVA 131724 34 4478616finns ej Citynätstation 500kVA 120000 2 240000finns ej Citynätstation 400kVA 105000 3 315000finns ej Citynätstation 315kVA 72000 1 72000finns ej Tätortnätstation 200kVA 52800 0 0finns ej Tätortnätstation 160kVA 49000 1 49000finns ej Tätortnätstation 100kVA 43000 1 43000152.31 Tillk lastfrånskiljare 18900 27 510300152.42 Tillk Lsp-grupp 125A 1660 1 1660

Summa 6207576


Bilaga P:6




52400

66000

92000102000


Summa 476400









Bilaga P:7





ALMG 0FEAL 0



Summa 0




301 500 kr0 kr

4 878 774 kr

16 231 320 kr

108 084 kr6 207 576 kr

476 400 kr

4 367 070 kr632 640 kr86 613 kr

4 051 437 kr

Bilaga P:8


Q Körning av Nätnyttomodellen Nätnyttomodellen Testversion 1. Denna programvara får endast användas för tester Vattenfall Västnät AB Starta Inläsning och konfigurering av databasen (Menyn: Singelkörning - > Konfigurera och rita nät) Databasen är Inläst, Konfigurerad och Beräknad, med följande resultat: Företagsdatabasens namn: C:\test\Stenungssund\Stenung.mdb **************************Inläsning************************** * * * * * * Följande KonfigureringsParametrar har lästs in: C0 Koncessionsnummer: 0. C1 Maxeffekt Transformator (kVA): 800. C2 Gränsvillkor Transformator (m): 560. C3 Används ej: 0. C4 Antal timmar på ett år (h): 8760. C5 Används ej: 0. C6 Används ej: 0. C7 Används ej: 0. C8 Används ej: 0. C9 k400 Sammanlagringskonstant: 1900. C10 k401 Sammanlagringskonstant: 1.0000549999999999 C11 k402 Sammanlagringskonstant: 5.0374500000000003e-002 C12 k403 Sammanlagringskonstant: 1.0011000000000001 C13 k404 Sammanlagringskonstant: 0.80683000000000005 C14 Används ej: 0. C15 Används ej: 0. C16 Används ej: 0. C17 Används ej: 0. C18 Används ej: 0. C19 Används ej: 0. C20 Rimlighetskontrollen: Max fel i intäkter (%): 1. C21 Rimlighetskontrollen: X-koord-min: 5500000. C22 Rimlighetskontrollen: X-koord-max: 7700000. C23 Rimlighetskontrollen: Y-koord-min: 1100000. C24 Rimlighetskontrollen: Y-koord-max: 2600000. C25 Rimlighetskontrollen: Största accepterade energiförlust (%): 8. C26 Används ej: 0. C27 Används ej: 0. C28 Används ej: 0. C29 Reserverad: 1.6000000000000001 * * * * * * Inläsning av Allmänna uppgifter Företagsdata inlästa Företagets organisationsnummer556022-0369 Företagets namn Vattenfall Västnät AB Koncessionens nummer 8400 AG Adress Box Postnummer 46281 Ort Trollhättan Verkställande direktör : testsgd Kontaktperson : testsgd e-mail till kontaktperson : [email protected] Telefonnummer till kontaktperson : 0520-88000 Övriga upplysningar : Grundinformationen hämtad enligt följande: Kundinformation ur "Curry" som är ett Vattenfallutvecklat system. Koordinater ur "Netbas/NetGis" som kommer från Powel ASA. Data har exporterats från ovanstående system och bearbetats i MS Access och MS Excel. Reskontra har ej kunnat användas för intäktsberäkning utan har under pilotfasen beräknats manuellt i Excel med ledning av kunddata (d.v.s. information om tariff, energiförbrukning, abonnerad effekt etc). Efter bearbetning har informationen lästs in från Excel till Access. Vi har bemödat oss om att inte röra några grundstrukturer i databasen men möjligen kan något fel ändå tänkas uppstå som konsekvens av import från ett annat format. Koncessionens totala intäkter under räkenskapsåret (SEK) : 24681465. Engångsavgifter Intäkter typ II (SEK) : 0. Intäkter typ III (SEK) : 0. Ledningslängd lågspänning luftledning (meter) : 0. Ledningslängd lågspänning jordkabel(meter) : 0. Ledningslängd högspänning luftledning(meter) : 3149. Ledningslängd högspänning jordkabel(meter) : 49380. Antal Nätstationer Transformatorer inom området : 80. Totalt installerad transformatoreffekt inom området (kW) : 49230. Abonnemang i inmatningspunkt : 0. Abonnemang för småskalig produktion : 0.

Bilaga Q:1


Abonnemang i gränspunkt : 1. Högspänningsabonnemang i uttagspunkt : 2. Lågspänningsabonnemang i uttagspunkt : 5613. Överförd energi låpspänning exkl nätförluster (kWh) : 85272936. Överförd energi högspänning exkl nätförluster (kWh) : 4393793. Årets nätförluster (kWh) : 3138336. Intäkter högspännings abonnemang i uttagspunkt (SEK) : 549224. Intäkter lågspännings abonnemang i uttagspunkt (SEK) : 24132241. Avbrottsfrekvens aviserat avbrott : 0. Medelavbrottstid aviserat avbrott : 0. Avbrottsfrekvens oaviserade avbrott : 0. Medelavbrottstid oaviserat avbrott : 0. Avbrottsfrekvens aviserat med störning från överliggande nät : 0. Medelavbrottstid aviserat avbrott med störning från överliggande nät : 0. Avbrottsfrekvens oaviserade med störning från överliggande nät : 0. Medelavbrottstid aviserat avbrott aviserat med störning från överliggande nät : 0. Rapporteringskvalitet, avbrottsfrekvens och minutrar : 0 Rimlighetskontroll: Energiuttag per uttagspunkt lågspänning 15192. kWh Rimlighetskontroll: Energiuttag per uttagspunkt högspänning 2196896. kWh Rimlighetskontroll: Betalningsflöde per uttagspunkt lågspänning 4299. SEK Rimlighetskontroll: Betalningsflöde per uttagspunkt högspänning 274612. SEK Rimlighetskontroll: KoncessionsArea per abonnent 0. kvm * * * * * * Inläsning av Gränspunkter Inlästa Gränspunkter AnläggningsID 8400 AG#MT81-A40 X-koordinat 6445937. Y-koordinat 1265849. EnergiLeverans (kWh) 92805065. Betalning till överordnat nät (kr) 6310744. Effekt (kW) 21218. Inmatningspunktens spänningsnivå (Volt) 40000. Rimlighetskontroll: Inmatningspunktens utnyttjningstid: 4373. timmar 1. GränsInmatningsPunkter till angränsande och överordnat nät inlästa Rimlighetskontroll Inmatning från regionnät: Betalning till överordnat nät per uttagspunkt: 1123. SEK * * * * * * Inläsning av Lågspänningsabonnenter 5613. lågspänningsabonnenter inlästa * * * * * * Inläsning av Högspänningsabonnenterna 2. högspänningsabonnenter inlästa * * * * * * Inläsning av Produktionsinmatningar 0. inmatningspunkter från lokal produktion inlästa * * * * * * Databasen inläst Xmin=6442088. Xmax=6446620. Ymin=1264283. Ymax=1267763. Rektangulär yta ungefär =4. km * 3. km **************************SkapaKoncessionsGrupp************************** **************************Skapa KoncessionsKluster************************** **************************Skapa KoncessionsNät************************** **************************Sammanlagring************************** **************************BeräknaNätprestationen************************** * * * * * * Följande NätnyttoParametrar har lästs in: U0 Används ej: 200206012. U1 k101 Investering Transformator Maskin (kr): 134000. U2 k102 Investering Transformator Maskin (kr): 93100. U3 k103 Investering Transformator Maskin (kr): 7.5700000000000003e-003 U4 k104 Investering Transformator Maskin (kr): 329. U5 k111 Förlustkonstant: 3.4700000000000002 U6 k112 Förlustkonstant: 6.21 U7 k113 Förlustkonstant: 5.0499999999999998e-003 U8 k114 Förlustkonstant: 4.2999999999999998 U9 k121 Investering lågspänningsledning: 331. U10 k122 Investering lågspänningsledning: -248. U11 k123 Investering lågspänningsledning: 4.19e-002

Bilaga Q:2


U12 k124 Investering lågspänningsledning: 49.399999999999999 U13 k131 Investering högspänningsledning: 469. U14 k132 Investering högspänningsledning: -284. U15 k133 Investering högspänningsledning: 4.19e-002 U16 k134 Investering högspänningsledning: 49.399999999999999 U17 Elpris (kr/kWh) : 0.16 U18 Avskrivningstid (år): 30. U19 Realränta (%): 2.9999999999999999e-002 U20 Riskpremie (%) : 1.e-002 U21 Soliditet (%): 0.29999999999999999 U22 Drift & Underhållskostnad (%) av investering, Lågspänningsledning: 1.e-002 U23 Drift & Underhållskostnad (%) av investering, Högspänningsledning: 1.e-002 U24 Drift & Underhållskostnad (%) av investering, Transformator: 1.e-002 U25 EFFEKTVAKT Lågspänning (Maximal belastning (kW) lågspänningsledning): 170. U26 EFFEKTVAKT Högspänning (Maximal belastning (kW) högspänningsledning): 6000. U27 Kabelkostnad LSP (kr/m): 68. U28 Kabelkostnad HSP (kr/m): 140. U29 Max antal ledningar i kabelgrav: 5. U30 lk211 Avbrottskostnad aviserat, effekt: 2. U31 lk212 Avbrottskostnad aviserat, effekt: 0. U32 lk213 Avbrottskostnad aviserat, effekt: 0. U33 lk214 Avbrottskostnad aviserat, effekt: 0. U34 lk221 Avbrottskostnad aviserat, energi: 29.969999999999999 U35 lk222 Avbrottskostnad aviserat, energi: -8.0399999999999991 U36 lk223 Avbrottskostnad aviserat, energi: 4.19e-002 U37 lk224 Avbrottskostnad aviserat, energi: 49.399999999999999 U38 lk231 Avbrottskostnad oaviserat, effekt: 8.8100000000000005 U39 lk232 Avbrottskostnad oaviserat, effekt: -2.02 U40 lk233 Avbrottskostnad oaviserat, effekt: 4.19e-002 U41 lk234 Avbrottskostnad oaviserat, effekt: 49.399999999999999 U42 lk241 Avbrottskostnad oaviserat, energi: 40.119999999999997 U43 lk242 Avbrottskostnad oaviserat, energi: -10.199999999999999 U44 lk243 Avbrottskostnad oaviserat, energi: 4.19e-002 U45 lk244 Avbrottskostnad oaviserat, energi: 49.399999999999999 U46 lk251 Kvalitetstillägg: 0.267264 U47 lk252 Kvalitetstillägg: -0.25891199999999998 U48 lk253 Kvalitetstillägg: 11. U49 lk254 Kvalitetstillägg: 2.5749999999999999e-002 U50 k300 GränsInmatningsPunkt Spänningsnivå 1: 24999. U51 k301 GränsInmatningsPunkt Spänningsnivå 1: 0. U52 k302 GränsInmatningsPunkt Spänningsnivå 1: 0. U53 k303 GränsInmatningsPunkt Spänningsnivå 1: 0. U54 k304 GränsInmatningsPunkt Spänningsnivå 1: 0. U55 k310 GränsInmatningsPunkt Spänningsnivå 2: 59999. U56 k311 GränsInmatningsPunkt Spänningsnivå 2: 3.07414861e-002 U57 k312 GränsInmatningsPunkt Spänningsnivå 2: -2.7466647300000001e-002 U58 k313 GränsInmatningsPunkt Spänningsnivå 2: 6.6000000000000004e-009 U59 k314 GränsInmatningsPunkt Spänningsnivå 2: -59144316.9550194 U60 k320 GränsInmatningsPunkt Spänningsnivå 3: 190000. U61 k321 GränsInmatningsPunkt Spänningsnivå 3: 2.73635796e-002 U62 k322 GränsInmatningsPunkt Spänningsnivå 3: -1.4713229600000001e-002 U63 k323 GränsInmatningsPunkt Spänningsnivå 3: 7.4999999999999993e-009 U64 k324 GränsInmatningsPunkt Spänningsnivå 3: 62408016.764372803 U65 k330 GränsInmatningsPunkt Spänningsnivå 4: 229999. U66 k331 GränsInmatningsPunkt Spänningsnivå 4: 9.4e-002 U67 k332 GränsInmatningsPunkt Spänningsnivå 4: -5.9999999999999998e-002 U68 k333 GränsInmatningsPunkt Spänningsnivå 4: 6.3699999999999995e-008 U69 k334 GränsInmatningsPunkt Spänningsnivå 4: -100000. U70 k340 GränsInmatningsPunkt Spänningsnivå 5: 4000000. U71 k341 GränsInmatningsPunkt Spänningsnivå 5: 9.4e-002 U72 k342 GränsInmatningsPunkt Spänningsnivå 5: -5.9999999999999998e-002 U73 k343 GränsInmatningsPunkt Spänningsnivå 5: 6.3699999999999995e-008 U74 k344 GränsInmatningsPunkt Spänningsnivå 5: -100000. U75 k501 Geometrisk nätlängd : 1.5600000000000001 U76 k502 Geometrisk nätlängd : -0.46300000000000002 U77 k503 Geometrisk nätlängd : 4.4999999999999998e-002 U78 k504 Geometrisk nätlängd : 70.5 U79 Generell geomterijustering: 0.49199999999999999 U80 Avläsning Kundspecifika kostnader LSP: 50. U81 Mätarkostnader Kundspecifika kostnader LSP: 90. U82 Mätvärdeshantering Kundspecifika kostnader LSP: 60. U83 Debitering Kundspecifika kostnader LSP: 160. U84 Avläsning Kundspecifika kostnader HSP: 50. U85 Mätarkostnader Kundspecifika kostnader HSP: 3200. U86 Mätvärdeshantering Kundspecifika kostnader HSP: 60. U87 Debitering Kundspecifika kostnader HSP: 160. U88 Används ej: 0.

Bilaga Q:3


U89 Används ej: 0. U90 Används ej: 0. U91 Används ej: 0. U92 k151 Transformatorer Markkostnad (kr): 53800. U93 k152 Transformatorer Markkostnad (kr): -48800. U94 k153 Transformatorer Markkostnad (kr): 4.19e-002 U95 k154 Transformatorer Markkostnad (kr): 49.399999999999999 U96 Används ej: 0. U97 Används ej: 0. U98 Används ej: 0. U99 Används ej: 0. **************************Beräkna Nättillägget************************** **************************Hämta Nätstatistiken************************** **************************Beräkna Nätnyttan************************** **************************Kvalitetssäkring************************** Fel i intäkterna!! Intäkter: Uppgifter från Företagsdatabasen Företag.mdb: (1): 24681465. kr kr Intäkter typ I + II + III (2): 0. kr Intäkter typ II (3): 0. kr Intäkter typ III (1) - (3) = 24681465. - 0. = 24681465. Uppgifter från körningen: (4): 27936127. kr Koncessionens totala intäkter, dvs summan av intäkter i tabell 1,2 och 3 + (2) ovan Felet =((1) - (3))/(4) -1) = 12. % Beräknade verkliga förluster ungefär = 3. % Jämför Formulär II-data med utfall från modellen Antal transformatorer enligt Formulär II: 80. st. Antal transformatorer enligt modellen: 55. st. Formulär II/Modellen: 1.4545454545454546 Installerad transformatoreffekt enligt Formulär II: 49230. kVA Installerad transformatoreffekt enligt modellen: 36062.136571066381 kVA Formulär II/Modellen: 1.3651437402491162 Överförd energi Lågspänning enligt Formulär II: 85272936. kWh Överförd energi Lågspänning enligt modellen: 85272936. kWh Formulär II/Modellen: 1. Överförd energi Högspänning enligt Formulär II: 4393793. kWh Överförd energi Högspänning enligt modellen: 4393793. kWh Formulär II/Modellen: 1. Nätförluster enligt Formulär II: 3138336. kWh Nätförluster enligt modellen: 3722438.5158638195 kWh Formulär II/Modellen: 0.84308605410819681 Högspänningslängd enligt Formulär II: 52529. meter Högspänningslängd enligt modellen: 29963.451749243559 meter Formulär II/Modellen: 1.7531024275708194 Lågspänningslängd enligt Formulär II: 0. meter Lågspänningslängd enligt modellen: 135249.70047537884 meter Formulär II/Modellen: 0.

Antal Högspänningsabonnenter enligt Formulär II: 2. st. Antal Högspänningsabonnenter enligt modellen:

2. st. Formulär II/Modellen: 1.

Antal Lågspänningsabonnenter enligt Formulär II: 5613. st. Antal Lågspänningsabonnenter enligt modellen: 5613. st. Formulär II/Modellen: 1. Antal Inmatningspunkter enligt Formulär II: 0. st. Antal Inmatningspunkter enligt modellen: 0. st. Formulär II/Modellen: -1.#IND Antal Gränspunkter enligt Formulär II: 1. st. Antal Gränspunkter enligt modellen: 1. st. Formulär II/Modellen: 1. Intäkter Högspänningsabonnenter enligt Formulär II: 549224. SEK Intäkter Högspänningsabonnenter enligt modellen: 827453. SEK Formulär II/Modellen: 0.66375250316332168 Intäkter Lågspänningsabonnenter enligt Formulär II: 24132241. SEK Intäkter Lågspänningsabonnenter enligt modellen: 27108674. SEK Formulär II/Modellen: 0.89020366691487751 Ledningslängd/abonnent enligt Formulär II: 9.3551202137132687 meter/abonnent Ledningslängd/abonnent enligt modellen: 29.423535569834801 kmeter/abonnen Formulär II/Modellen: 0.31794684195954337 **************************Skriv ut Resultatet************************** * * * * * * Resultatet av körningen R0 Högspänningsnätet: NätPrestation (kr): 929652.65693922364

Bilaga Q:4


R1 Högspänningsnätet: NUAK (kr): 14752297.641512381 R2 HAnvänds ej: 0. R3 Används ej: 0. R4 Används ej: 0. R5 Högspänningsnätet: Årlig kapitalkostnad (kr): 782129.68052409985 R6 Högspänningsnätet: Årlig DoU (kr): 147522.97641512391 R7 Högspänningsnätet: Fiktiv ledningslängd (m): 18967.836701732434 R8 Högspänningsnätet: Geometrisk längd (m): 25187.088387183449 R9 Högspänningsnätet: Effektiv längd (m): 29963.451749243559 R10 Lågspänningsnätet: NätPrestation (kr): 3133827.6507297223 R11 Lågspänningsnätet: NUAK (kr): 49729496.189444743 R12 LAnvänds ej: 0. R13 LAnvänds ej: 0. R14 Används ej: 0. R15 Lågspänningsnätet: Årlig kapitalkostnad (kr): 2636532.6888352712 R16 Lågspänningsnätet: Årlig DoU (kr): 497294.96189444576 R17 Lågspänningsnätet: Fiktiv ledningslängd (m): 82339.637711356496 R18 Lågspänningsnätet: Geometrisk längd (m): 112827.17684418306 R19 Lågspänningsnätet: Effektiv längd (m): 135249.70047537884 R20 Transformatorer: NätPrestation (kr): 838535.79052968649 R21 Transformatorer: NUAK (kr): 11299786.235272747 R22 Används ej: 0. R23 Används ej: 0. R24 Används ej: 0. R25 Transformatorer: Transformatorer Årlig kapitalkostnad (kr): 725537.92817695951 R26 Transformatorer: Transformatorer Årlig DoU (kr): 112997.86235272752 R27 Transformatorer: Markkostnad (kr): 3831870.0108663733 R28 Används ej: 0. R29 TAnvänds ej: 0. R30 Kundspecifik nytta: Summa Kundspecifik kostnad (kr): 2027620. R31 Kundspecifik nytta: Avläsning Kundspecifika kostnader Sammanlagt: 280750. R32 Kundspecifik nytta: Mätarkostnader Kundspecifika kostnader Sammanlagt: 511570. R33 Kundspecifik nytta: Mätvärdeshantering Kundspecifika kostnader Sammanlagt: 336900. R34 Kundspecifik nytta: Debitering Kundspecifika kostnader Sammanlagt: 898400. R35 Kundspecifik nytta: Summa Kundspecifik kostnad (kr) Högspänningskunder: 6940. R36 Kundspecifik nytta: Summa Kundspecifik kostnad (kr) Lågspänningskunder: 2020680. R36 Kundspecifik nytta: Summa Kundspecifik kostnad (kr) ProduktionsInmatningsPunkter: 0. R38 Används ej: 0. R39 Används ej: 0. R40 GränsInmatningsPunkt: NätPrestation (kr): 7219311.2384047993 R41 GränsInmatningsPunkt: NätPrestation Nivå 1 (kr): 0. R42 GränsInmatningsPunkt: NätPrestation Nivå 2 (kr)R41 GränsInmatningsPunkt: NätPrestation Nivå 1 (kr): 908567.2384047996 R43 GränsInmatningsPunkt: NätPrestation Nivå 3 (kr): 0. R44 GränsInmatningsPunkt: NätPrestation Nivå 4 (kr): 0. R45 GränsInmatningsPunkt: NätPrestation Nivå 5 (kr): 0. R46 GränsInmatningsPunkt: Fakturerad kostnad från regionnät (kr): 6310744. R47 Används ej: 0. R48 Används ej: 0. R49 Används ej: 0. R50 Förluster: Fiktiva Förlustkostnader (kr): 595590.16253820807 R51 Förluster: (kWh): 3722438.5158638195 R52 Förluster % av utmatad energi: 4.1514155332507103 R53 Används ej: 0. R54 Används ej: 0. R55 Används ej: 0. R56 Används ej: 0. R57 Används ej: 0. R58 Används ej: 0. R59 Används ej: 0. R60 NätPrestation (kr): 0. R61 Används ej: 0. R62 Används ej: 0. R63 Används ej: 0. R64 Används ej: 0. R65 Används ej: 0. R66 Används ej: 0. R67 Används ej: 0. R68 Används ej: 0. R69 Används ej: 0. R70 Transportarbetet summerat (kr) : 14744537.499141641 R71 Nätprestationen : 4902016.0981986327 R72 Kundspecifik Nytta : 2027620. R73 Förluster: 595590.16253820807 R74 GränsInmatningsPunkt (kr): 7219311.2384047993 R75 Används ej: 0. R76 Används ej: 0. R77 Används ej: 0.

Bilaga Q:5


R78 Nätnytta summerad: 16404852.809867375 R79 Summerad intäkt: 27936127. R80 Kvalitetsnytta: Kvalitetstillägget Kvalitetsnytta (kr): 1660315.3107257327 R81 Kvalitetsnytta: Kvalitetstillägget %: 0.33870050148057584 R82 Kvalitetsnytta: Kvalitetskostnad totalt låg- och högspänningskunder (kr): 0. R83 Kvalitetsnytta: Relativ kvalitetskostnad (%): 0. R84 Kvalitetsnytta: Används ej: 0. R85 Kvalitetsnytta: Total kvalitetskostnad lågspänningsabonnemang (kr): 0. R86 Kvalitetsnytta: Kvalitetskostnad effekt aviserat lågspänningsabonnemang (kr): 0. R87 Kvalitetsnytta: Kvalitetskostnad energi aviserat lågspänningsabonnemang (kr): 0. R88 Kvalitetsnytta: Kvalitetskostnad effekt oaviserat lågspänningsabonnemang (kr): 0. R89 Kvalitetsnytta: Kvalitetskostnad energi oaviserat lågspänningsabonnemang (kr): 0. R90 Kvalitetsnytta: Kvalitetskostnad totalt högspänningsabonnemang (kr): 0. R91 Kvalitetsnytta: Kvalitetskostnad effekt aviserat högspänningsabonnemang (kr): 0. R92 Kvalitetsnytta: Kvalitetskostnad energi aviserat högspänningsabonnemang (kr): 0. R93 Kvalitetsnytta: Kvalitetskostnad effekt oaviserat högspänningsabonnemang (kr): 0. R94 Kvalitetsnytta: Kvalitetskostnad energi oaviserat högspänningsabonnemang (kr): 0. R95 Används ej: 0. R96 Används ej: 0. R97 Används ej: 0. R98 Används ej: 0. R99 Används ej: 0. R100 Antal lågspänningsabonnenter: 5613. R101 Antal Högspänningsabonnenter: 2. R102 Antal GränsInmatningsPunkter : 1. R103 Fiktiv transformatoreffekt (kW): 36062.136571066381 R104 Debitering ProduktionsInmatningsPunkt (kr): 0. R105 Debitering lågspänningskunder (kr) : 27108674. R106 Debitering högspänningskunder (kr) : 827453. R107 Levererad energi lågspänningskunder (kWh): 85272936. R108 Beräknat summerat effektuttag lågspänningskunder (kVA) : 44880.492631578949 R109 Levererad energi högspänningskunder (kWh) : 4393793. R110 Abonnerad effekt högspänningskunder (kVA) : 1089. R111 Inmatad energi (kWh) i Gränspunkter : 92805065. R112 Inmatad effekt (kVA): 21218. R113 Används ej: 0. R114 Antal Transformatorer : 55. R115 Antal ProduktionsInmatningsPunkter: 0. R116 Generell Nätintäkt (Flyttningsavgifter m.m.): 0. R117 Inmatad energi (kWh) från ProduktionsInmatningsPunkter: 0. R118 Används ej: 0. R119 Täthet Total Effektjusterad ledningslängd/abonnent (m): 29.423535569834801 R120 FöretagsIndata-NN200 Koncessionens totala intäkter under räkenskapsåret (SEK: 24681465. R121 FöretagsIndata-NN201 Engångsavgifter Intäkter typ II (SEK): 0. R122 FöretagsIndata-NN202 Intäkter typ III (SEK)): 0. R123 FöretagsIndata-NN203 Ledningslängd lågspänning luftledning (meter): 0. R124 FöretagsIndata-NN204 Ledningslängd lågspänning jordkabel (meter): 0. R125 FöretagsIndata-NN205 Ledningslängd högspänning luftledning (meter): 3149. R126 FöretagsIndata-NN206 Ledningslängd högspänning jordkabel (meter): 49380. R127 FöretagsIndata-NN207 Antal Transformatorer inom området: 80. R128 FöretagsIndata-NN208 Totalt installerad transformatoreffekt inom området (kW): 49230. R129 FöretagsIndata-NN209Antal Abonnemang i inmatningspunkt: 0. R130 FöretagsIndata-NN210 Antal Abonnemang för småskalig produktion: 0. R131 FöretagsIndata-NN211 Antal Abonnemang i gränspunkt: 1. R132 FöretagsIndata-NN212 Antal Högspänningsabonnemang i uttagspunkt: 2. R133 FöretagsIndata-NN213 Antal Lågspänningsabonnemang i uttagspunkt: 5613. R134 FöretagsIndata-NN214 Överförd energi låpspänning exkl nätförluster (kWh): 85272936. R135 FöretagsIndata-NN215 Överförd energi högspänning exkl nätförluster (kWh): 4393793. R136 FöretagsIndata-NN216 Årets nätförluster (kWh): 3138336. R137 FöretagsIndata-NN217 Intäkter högspännings abonnemang i uttagspunkt (SEK): 549224. R138 FöretagsIndata-NN218 Intäkter lågspännings abonnemang i uttagspunkt (SEK): 24132241. R139 FöretagsIndata-NN219 Numeriskt ReservFält 6: 0. R140 FöretagsIndata-NN220 Avbrottsfrekvens aviserat avbrott: 0. R141 FöretagsIndata-NN221 Medelavbrottstid aviserat avbrott: 0. R142 FöretagsIndata-NN222 Avbrottsfrekvens oaviserade avbrott: 0. R143 FöretagsIndata-NN223 Medelavbrottstid oaviserat avbrott: 0. R144 FöretagsIndata-NN224 Avbrottsfrekvens aviserat med störning från över-liggande nät: 0. R145 FöretagsIndata-NN225 Medelavbrottstid aviserat avbrott med störning från överliggande nät: 0. R146 FöretagsIndata-NN226 Avbrottsfrekvens oaviserade med störning från överliggande nät (Antal/år): 0. R147 FöretagsIndata-NN227 Medelavbrottstid aviserat avbrott aviserat med störning från överliggande nät: 0. R148 Används ej: 0. R149 Används ej: 0. R150 Används ej: 0. R151 Används ej: 0. R152 Används ej: 0. R153 Används ej: 0. R154 Används ej: 0.

Bilaga Q:6


R155 Används ej: 0. R156 Används ej: 0. R157 Används ej: 0. R158 Används ej: 0. R159 Används ej: 0. R160 Används ej: 0. R161 Används ej: 0. R162 Används ej: 0. R163 Används ej: 0. R164 Används ej: 0. R165 Används ej: 0. R166 Används ej: 0. R167 Används ej: 0. R168 Används ej: 0. R169 Används ej: 0. R170 Beräknat summerat effektuttag högspänningskunder (kVA) utan effektabonnemang: 0. R171 Används ej: 0. R172 Används ej: 0. R173 Används ej: 0. R174 Används ej: 0. R175 Används ej: 0. R176 Används ej: 0. R177 Rektangulär storlek på koncessionen: X: 4532. R178 Rektangulär storlek på koncessionen: Y: 3480. R179 Rektangulär storlek på koncessionen: kvadratkm: 15771360. R180 Används ej: 0. R181 Används ej: 0. R182 Används ej: 0. R183 Används ej: 0. R184 Används ej: 0. R185 Används ej: 0. R186 Används ej: 0. R187 Används ej: 0. R188 Används ej: 0. R189 Används ej: 0. R190 Används ej: 0. R191 Används ej: 0. R192 Används ej: 0. R193 Används ej: 0. R193 Används ej: 0. R195 Används ej: 0. R196 Används ej: 0. R197 Används ej: 0. R198 Används ej: 0. R199 Används ej: 0. Vad Som Helst Mera SKräp Vad Som Helst Mera SKräp

Bilaga Q:7

Documents

Optimering av tätorts- och citydistribution med avseende ...hv.diva-portal.org/smash/get/diva2:214918/FULLTEXT01.pdf · Optimering av tätorts- och citydistribution med avseende