Sammanfattning Rapporten innehåller en utredning om, hur och på vilket sätt, det är möjligt att minska det reaktiva effektuttaget vid Metsä Boards fabrik i Husum. Detta är inget problem i normalfallet, men om någon av fabrikens tre turbiner på grund av till exempel service inte är i drift så kan det reaktiva effektuttaget bli för stort enligt avtal med elnätsägaren. Om elnätsägarens gräns överskrids måste en straffavgift betalas per varje överskridet kVAr, vilket Metsä vill undvika. Fokus för arbetet ligger på fabrikens papperbruk eftersom detta är problemområdet. Efter genomgång av enlinjescheman och olika mätutrustningar som finns belägna i fabriken inses att det är mest lämpligt att kompensera i anslutning till bestrykningsmaskinen (BM1). Bestrykaren är den enda linjen på pappersbruket som inte har faskompenseringsutrustning. För att hålla sig inom nätägarens gräns beräknades att faskompensering med en kapacitet på 15 MVAr räcker. Den kapaciteten täcker även upp för ett bortfall av den generator som producerar mest reaktiv effekt, generator G1. Men för att undvika eventuella problem med övertoner blir resultatet att en kompenseringsutrustning på totalt 16 MVAr med snedavstämda filter passar anläggningen bättre. Det finns planer att sätt massabruket i ö-drift och detta blir möjligt med den rekommenderade faskompenseringsutrustningen utan att överskrida den reaktiva effekt gränsen som är satt av nätägaren. / Abstract This report contains an investigation on, how and in what way, it´s possible to reduce the reactive effect (VAR) consumption at Metsä Board Mill in Husum. The VAR consumption is not a problem during normal operation, but if one of the mill´s three turbines for some reason falls out of operation the VAR consumption may exceed the agreement with the mill´s electricity distributor. If the agreed VAR consumption is exceeded, the mill has to pay a fee for each kVAr that exceeds the agreed consumption level. This is something that the mill wants to avoid because the turbines aren’t always operational due to the need of maintenance work. The largest VAR consumption is located at the paper mill, which is why the compensation measures are focused in this area. After studying the mill´s single-line diagram of the electrical distribution and different measuring equipment located in the mill, it becomes clear that the VAR compensation equipment is best fitted at the mill´s coating machine. The coating machine is the only production line in the paper mill that is missing VAR compensation equipment, that’s why the compensation measures are needed here. After calculations it’s clear that the needed VAR compensation capacity is 15 MVAr and should be placed in connection to the coating machine. This capacity is enough to compensate for a loss of the VAR generated from the turbine G1, which is assumed to produce 15 MVAr guaranteed. That compensation is enough to avoid exceeding the VAR consumption agreement with the electricity distributor. But to avoid problems with harmonics, 16 MVAr compensation equipment is recommended instead because it´s more suited for the job. Metsä has plans to put their pulp mill in insulated operation that separates the mill´s grid from the distribution grid. This becomes possible whit the recommended VAR compensation equipment to avoid over consumption of VAR from the electricity distributor.

Examensarbetet innefattade ekonomiska beräkningar gällande införskaffande av sol- samt vindkraftsproduktion för en ö i Luleå skärgård som fungerar vid ö-drift gentemot kostnaden för att flyga ut ett reservaggregat i tre delar med helikopter. En förenklad kostnadskalkyl utfördes gällande investering samt underhåll för den förnyelsebara elproduktionen och dess nuvärde sett till 25-års livslängd för vindkraft såväl som solkraft. Detta vägdes mot utgifterna för utflygning av ett reservaggregat med helikopter som är den reservkraftslösning som finns att tillgå i dagsläget. Beräkningar av kortslutningseffekt med den förnyelsebara produktionen och hur det påverkar felbortkopplingar samt spänningsnivåer togs också med. Den ekonomiska investeringen kom också att vägas mot kundnyttan i form av ökad trygghetskänsla med en färdig reservkraftslösning samt fortsatt utveckling för företaget inom förnyelsebar energi. Uppdraget begränsades till att innefatta två olika scenarion med förnyelsebar energi, ett med 100 % solkraft och ett med cirka 10 kW vindkraft och 35 kW solkraft. Solcellssystemet kom att vara fristående på markställning vriden direkt mot söder med lämplig vinkling på solcellspanelerna. För scenarierna användes färdiga produktionslösningar samt färdiga batterilösningar för att behålla visst överskott av produktion till senare behov samt ett nät med nog låg spänningsvariation samt hög frekvensstabilitet under kortare tid. Kortare tid i detta fall gällde mellan 3 timmar upp till 3 veckor. Projektet tog effektbehovsdata samt möjliga meteorologiska data från en ö i Luleå Skärgård som ligger i skärgårdsnätet. Där fanns det 38 kunder där majoriteten hade kraftbehov under årets varmare månader, med några få kunder som var där nästan året runt. Ön kommer hädanefter refereras till som driftplatsen i rapporten. Den meteorologiska data som ej fanns att tillgå på driftplatsen togs vid närmaste väderstation, i detta fall Luleå stad. Sett till instrålningsdata samt avlästa vindhastigheter visade det sig att en produktionsanläggning med endast solcellspaneler och minst 12 h batteribank inte var realistisk som reservkraftlösning vid möjlig ö-drift vintertid. En större batteribank på 3 dygns försörjning skulle inte vara ekonomiskt försvarbar jämfört med investeringskostnaden till produktionsanläggningen, och det skulle trots det inte avhjälpa de produktionsproblem som var aktuella under vinterhalvåret. En kombination av solkraft och vindkraft med 3h batteriförsörjning kompletterade varandra väl till effektbehoven som återfanns på driftplatsen, klarade av de kraven som ställdes gällande variation i spänning och möjliga överströmmar samt skulle möjliggöra elförsörjning året runt.

Försvarsmakten deltar aktivt i internationella insatser tillsammans med flera organisationer, såväl Nordatlantiska fördragsorganisationen (NATO) som Förenta nationerna (FN), med olika inriktningar och mål såsom humanitära och fredsbevarande insatser. Arbetsplatsen för soldater och officerare befinner sig allt som oftast på en avlägsen plats där utbudet av elektricitet ofta är begränsad. Detta medför att Försvarsmakten antingen får förlita sig på en annan nations strömförsörjning och ansluta sig till den, alternativt bistå med utrustning för att generera elektricitet för eget bruk. För att Försvarsmakten ska kunna upprätthålla operativ förmåga för sina internationella förband krävs idag en viss säkerhet när det kommer till tillgång på bränsle till generatorerna som genererar elektricitet till förläggningen. Bränsle är en bristvara och vanligtvis svåråtkomlig i de områden där Försvarsmakten verkar. Därmed blir energieffektivisering allt mer viktig även för Försvarsmakten. Dagens utrustning och systemlösning är robust och tillförlitlig, men oerhört kostsam när det kommer till förbrukning av bränsle. I detta arbete har en fallstudie genomförts med inriktningen att avgöra om befintlig utrustning kan kompletteras med en solkraftsanläggning för att reducera den årliga förbrukningen av bränsle vid generering av elektricitet. Insatsområdet som valts är Mali och förläggningen Camp Nobel, där begränsningen gjorts att solkraftsanläggningen får motsvara maximalt 4 % av förläggningens totala area. Beräkningarna utgår ifrån det befintliga systemets acceptansgräns och arbetet innefattar även en beräkningsmodell för att avgöra hur effektiv en solkraftsanläggning kan vara, vid givna förhållanden, på den platsen Försvarsmakten verkar. Resultatet visar att vid givna förhållanden kan en komplettering med solkraftsanläggning minska åtgången av bränsle för generering av elektricitet med upp till 11.09 % per år. Men den avgörande faktorn för lönsamheten är förläggningens storlek och den bedömda tiden Försvarsmakten förväntas verka i området.

The purpose of this thesis is to evaluate a selection of power quality parameters (harmonic distortion and voltage variations) in the microgrid on Arholma Island in the Stockholm archipelago, Sweden. Measurements of harmonic distortion, total harmonic distortion, and voltage magnitudes is evaluated and compared prior to and after the installation of the microgrid. Furthermore, a comparison is made between grid-connected mode and island operation mode where also the frequency is analysed. The measured values are compared against regulatory limits.  The microgrid is owned and managed by the company Vattenfall, who provides the data used for the evaluation. The microgrid consists of two battery energy storage systems and a small photovoltaic system. The central energy management system has different use cases, for example peak shaving and voltage regulation. At the time when this thesis is conducted, the microgrid has been up and running continuously for approximately 8 months, from September, 2023 to April, 2024. A power quality meter has been collecting data at the point of common coupling (connection to the mainland) for a period of two years, i.e., from April, 2022, which is one year prior to the installation of the microgrid in mid-April, 2023. The microgrid is also operated in island operation mode for three short periods on April 18, 2024.  The data analysis is executed in Excel and Matlab. The results show that all measured harmonics (2nd to 25th), and total harmonic distortion stays well within regulatory limits throughout the whole measuring period. The microgrid does not seem to make the harmonic magnitude increase in general, although there is a slight increase during island operation mode for certain harmonics. Only on one occasion (with the exception of a planned maintenance outage) does the voltage drop below the levels of what is considered as good voltage quality during the two-year measurement period. Also, during island operation mode, the frequency show less variations than during grid-connected mode. / Syftet med detta examensarbete är att utvärdera ett urval av elkvalitetsparametrar (spänningsdistorsion/övertoner och spänningsvariationer) i mikronätet på ön Arholma i Stockholms skärgård, Sverige. Mätdata för övertoner, total övertonsdistorsion och spänningsamplitud utvärderas och jämförs före och efter installationen av mikronätet. Dessutom görs en jämförelse mellan nätanslutet läge och ö-driftläge, där även frekvensen analyseras. De uppmätta värdena jämförs med föreskrivna gränsvärden. Mikronätet ägs och förvaltas av företaget Vattenfall, och tillhandahåller den data som används för utvärderingen. Mikronätet består av två batterilagringssystem och ett litet solcellssystem. Det centrala kontrollsystemet har olika funktioner, till exempel ”peak shaving” och spänningsreglering. Vid t idpunkten då detta examensarbete genomförs har mikronätet varit i drift kontinuerligt i cirka 8 månader, från september 2023 till april 2024. En elkvalitetsmätare har samlat in data vid sammankopplingspunkten mot fastlandet under en period av två år, dvs. från april 2022, vilket är ett år före installationen av mikronätet i mitten av april 2023. Mikronätet körs i ö-drift under tre korta perioder den 18 april 2024. Dataanalysen utförs i Excel och Matlab. Resultaten visar att alla uppmätta övertoner (2:a till och med 25:e) och total övertonsdistorsion håller sig väl inom regulatoriska gränser genom hela mätperioden. Mikronätet verkar inte bidra till att övertonernas magnitud ökar i allmänhet, men en liten ökning för vissa övertoner kan ses i samband med att mikronätet körs i ö-drift. Endast vid ett tillfälle (med undantag för ett planerat underhållsavbrott) under den tvååriga mätperioden sjunker spänningen under nivåerna för vad som anses vara god spänningskvalitet. Resultaten visar även att frekvensen varierar mindre vid ö-drift än när mikronätet är sammankopplat med fastlandsnätet.

This master thesis examines technical requirements for small hydro power plants (HPP) to operate proximate parts of the power grid in island mode. The work examines how small hydropower can be modified and complemented with additional technologies to achieve sufficient frequency control capabilities. A case study was performed within the concession area of power grid operator Ålem Energy. One of the HPPs, located in Skälleryd, is owned by Ålem Energy and became the focal point of the study. Relevant parts of the concession area were surveyed for properties such as system inertia, electric load and available power. Furthermore, a model of Kaplan turbine 1 in Skälleryd HPP was created with the purpose of studying the benefits of bypassing regulation control from the wicket gates directly to the runner. The method was tested in an off-grid islanding test. Frequency control of the turbine was tested powering electric heaters and, using a new method, controlling a virtual power grid. Finally, a theory was developed to estimate the transient disturbance resilience (TDR) of a power grid. The theory was applied to the HPP in Skälleryd to suggest modifications for the plant to achieve sufficient islanding capabilities. The survey of the power system revealed a promising potential for the HPPs to operate in island mode, especially at later stages when the grid spans several HPPs for more system inertia. The available power from the HPPs was however strongly seasonal which imposes flexibility on a future plan of action for engaging the grid in island mode. The method of controlling the turbine power from the runner proved to have several difficulties. Firstly, the current hydraulics system was not able to freely control the runner as the hydrodynamic forces on the runner blades were too large. Secondly, the method was found to be unstable due to inherent amplification of speed deviations. Furthermore, the low inertia at Skälleryd is likely detrimental to the lone frequency control of the turbine. Therefore other methods for improving frequency control were suggested. The developed theory for TDR was used to create charts describing the TDR for various combinations of system inertia and regulation speed. By studying the proprieties of Skälleryd HPP in the charts the necessary modifications could be rationally chosen. A frequency regulating dummy load was found to be the simplest option. A control scheme was suggested with the dummy load performing primary frequency control and the turbines at Skälleryd performing secondary control, restoring the dummy load to its nominal state.