Jag ser i ett annat ämne att man diskuterar om kablars belastningsförmåga och om kablar kan belastas hårdare än vad tabellerna visar. Tänkte här ge med mig lite av den erfarenhet jag har, bland annat efter att ha deltagit i arbetsgruppen som skrev utgåva 4 av SEK Handbok 421 om ledningsdimensionering.
En ledares belastningsförmåga påverkas av många faktorer, inte minst ledarens direkta omgivning. Till exempel påverkas belastningsförmågan av om ledaren ingår i en kabel och i så fall hur kabeln är konstruerad, bland annat av ledarisoleringen och dess tjocklek, antalet ledare, antalet belastade ledare, fyllnadsmassan och dess tjocklek och kabelns mantel och dess tjocklek. Generellt gäller att ju större omkrets en kabel har, ju större avkylande yta blir det och därmed ökar belastningsförmågan. Om man antar att en kabel med tre ledare har en större omkrets än en kabel med två ledare blir belastningsförmågan större för två belastade ledare i treledarkabeln än vad den blir för två belastade ledare i tvåledarkabeln. Detta beroende på att treladarkabeln får en större avkylande yta. Med mer fyllnadsmassa (större omkrets) ökar sålunda belastningsförmågan. Belastningsförmågan blir alltså beroende av hur kabeltillverkaren konstruerat sin kabel. Detta medför problem att standardisera värden för belastningsförmåga. När man beräknar tabeller för belastningsförmåga utgår från rimligt tunnaste utförande och att det endast ingår strömbelastade ledare i kabeln, det vill säga utan skyddsledare. Jämför med illustrationerna över kablarnas utformning i tabellerna 52B.2 - 52B.13 i SS 4364000.
Man kan då konstatera att om man använder 3G1,5 kvmm (med PE-ledare) så har man i praktiken en högre belastningsförmåga än vad värdet kolumn 6 i tabell 52B.2 ger. När man beräknar sådana här tabeller kan man inte utgå från att alla installationer behöver en skyddsledare varför belastningsförmågan beräknas utan skyddsledare. Man kanske helt enkelt bara använder två ledare, till exempel i en SELV-krets.
Med ovanstående kan man konstatera att det i praktiken inte går att standardisera belastningsförmågan för en viss area och ledarmateriel. Därför är bilaga 52B informativ, det vill säga tabellvärdena är inte svensk standard utan endast anvisningar om belastningsförmåga som i regel ger en viss marginal. Det som är svensk standard är tillåtna ledartemperaturer för olika isolermateriel, se tabell 52-1. Man bör beakta att det finns tillverkare som har begränsat tillåten temperatur till ett värde som är lägre än vad som anges i svensk standard.
I de fall man har behov av att nyttja en kabel till dess maximala belastningsförmåga kan kabeltillverkaren tillhandahålla uppgifter för att mer exakt beräkna belastningsförmågan. Det kan till exempel bli aktuellt vid utökning av en befintlig anläggning. En sådan beräkning är relativt komplex och det blir därmed inte ekonomiskt lönsamt för klenare areor och kortare längder. Men i stället för att gräva upp och lägga ett nytt förband kan det bli intressant att undersöka om förbandet kan behållas.
Sammanfattningsvis så kan man alltså konstatera att i många fall får en ledare belastas högre än vad tabellerna anger men att beräkningen är så pass komplicerad att det i praktiken blir olönsamt med fabrikantanpassad dimensionering.
Tack.
Att bilaga 52A inte listar förläggningssättet rör/kabel inbäddad mitt i isoleringen i en vägg antar jag också beror på komplexiteten för att beräkna belastningsförmågan, eller har du formeln Mats
Det är ju ofrånkomligt att t.ex flexslang ibland hamnar några centimeter in i isoleringen.
I mitt exempel i den tidigare tråden gällde det ett kabelförband i flera lager i en befintlig anläggning och Revisionsbesiktningsmannen hävdade att det var förbjudet eftersom det inte står utryckligen att man får förlägga kabel på det sättet i föreskrifter eller standard.
Detta trots att kabeltillverkaren hävdade att det var ok och att även tillverkaren angav vilken lämplig metod man skulle använda för att beräkna.
Men jag kan till viss del förstå att man slår ner på en sådan sak i försäkringssyfte, men det kan ju bli fruktansvärt dyrt för anläggningsinnehavaren om man inte ifrågasätter denna typ av brist utan börjar åtgärda ett fel som inte är ett fel.
För att "slå hål" på detta fick jag först kontakta EN där jag fick reda på att det är SEK som har tolkningsföreträde på Svenska Standard och Elsäkerhetsverket angående föreskrifterna.
Sedan fick jag redovisa mina beräkningar för SEK och där fick jag sedan ett godkännande att det var ok.
Elektriska Nämndens revisionsbesiktningar utgår från kraven i starkströmsföreskrifter. Försäkringsbolagen har utöver detta tre retroaktiva krav:
1. Delbarhet nollpunkt är inte tillåten för anslutning av PEN-ledare,
2. Semlor 17-don bör bytas ut,
3. Ljusarmatur i utrymmen med förhöjd brandrisk ska vara försedd med säkerhetsglimtändare.
Det är bara att beklaga om någon försökt att införa egna högre krav än starkströmsföreskrifterna, standarder och Elektriska Nämndens krav.
Fluxio
Elbranschens mötesplats
