Sweden has a goal of becoming carbon neutral by 2045. To reach this goal electrification of different sectors are one of the most important pathways for becoming fossil free. The power grid in Sweden has historically been seen as stable and with unlimited transmission capacity. However, with increasing power demand of electricity in society the transmission capacity is becoming limited. In short term this can delay development of new district and housing projects. In long term capacity deficit could prevent the opportunity of electrification project replacing fossil fuel for the transport and industry sector. This could have a negative impact on both Sweden’s competitiveness and ability to become carbon neutral. As an industry player with the aim of providing leading solutions for sustainable development, AFRY has an interest in finding solutions enabling a transition to a fossil free energy use. With capacity deficits in the power grid becoming a growing problem for metropolitan areas, AFRY has requested tool that can evaluate technical solutions for solving local power deficits. The aim of this thesis is thus to develop an evaluation tool for comparing technical solutions for solving local power deficit. Based on a literature review identifying suitable technologies; reinforcing local power grids, implementing BESS or combined BESS PV systems to a local power grid are the technical solutions chosen for this study. With the compiled technical key characteristics and component costs fort the technologies the tool is developed in Excel. From testing the tool with different cases, combined BESS PV solution is seen to have the lowest investment cost if the local power deficit is low. If the deficit is high, reinforcing the grid with transformer and substation capacity is the solution whit the lowest investment cost. / Sverige har som mål att inte ha några nettoutsläpp av växthusgaser till atmosfären till 2045. För att uppnå detta mål är elektrifiering av olika sektorer sett som ett av de viktigaste spåren mot en fossilfri framtid. Elnätet i Sverige har historiskt set varit stabilt och med en näst intill obegränsad överföringskapacitet. Men med ett ökande effektbehov av el i samhället börjar den befintliga överföringskapaciteten bli begränsad och i vissa fall otillräcklig. På kort sikt kan detta försena utvecklingen av nya stads- och bostadsprojekt. På lång sikt kan kapacitetsbrist förhindra möjligheten av elektrifieringsprojekt med syfte att ersätta fossila bränslen inom transport- och industrisektorn. Detta kan påverka Sveriges konkurrenskraft och mål att inte ha några nettoutsläpp av växthusgaser negativt. Som en aktör med målet att tillhandahålla ledande lösningar för en hållbar framtid har AFRY ett intresse av att finna lösningar som möjliggör en omställning till fossilfri energi. Eftersom kapacitetsbrist i elnätet är ett växande problem i och runt storstadsregioner, har AFRY efterfrågat ett verktyg som kan utvärdera tekniska lösningar för att möta lokal effektbrist. Syftet med denna studie är där med att utveckla ett utvärderingsverktyg som jämföra tekniska lösningar för att möta lokal effektbrist. Genom en litteraturstudie har kunskap om olika tekniska lösningar sammanställts och förstärkning av lokala elnät, implementering av BESS eller kombinerade BESS PVsystem till det lokala elnätet inkluderats som lösningar i denna studie. Tillsammans med de tekniska parametrarna och investeringskostnader för teknikerna utvecklas ett analysverktyg i Excel. Från att ha testat olika fall i verktyget kan den kombinerade BESS PV-lösningen ses ha den lägsta investeringskostnaden om effektbristen är låg. Om effektbristen där emot är hög är utbyggnad av transformator och nätstations kapacitet i det lokala elnätet lösningen med lägst investeringskostnad.

The town of Karlstad has a long term project called Vision 100 000 which aim is to increase the population towards 100 000 inhabitants. This will of course put a strain for the town’s energy distribution grid. This is a work about trying to predict the grids power usage would be for the next five years if the city building plan is finalized. Those predictions are mainly going to be done through calculations with a database program called Facilplus and by checking the measured history of power usage per hour on certain selected customers by the program CustCom.  The peak for power usage happened the 22 December at 4 am. This date is important because it would give the main measure for how much it the grid is able to deliver. The future prognoses of the power usage are then going to be calculated. This is going to be done by making sure that the total areas of newly constructed buildings are going to be measured. A mean value for area and power usage is then going to be calculated for respective single houses and apartment houses. This would in turn give the important necessary value that would enable to give Karlstad Elnät AB a mean to calculate a new primarily prognosis for the next five years plan. These prognoses would then be used as plans how to newly constructed habitation areas would affect the energy grid in Karlstad. / Karlstads Kommun har en vision att få en befolkningsmängd på 100 000 invånare. För att få en bild av det framtida energibehovet bör man först skapa sig en bild över dagens elbehov. Detta sker på två sätt, först genom att summera energiuttaget från alla de elmätare som finns under nätstationerna som hämtas från insamlingssystemet CustCom. Här får man timrapporten för varje kunds energiförbrukning. Man är då särdeles intresserad av den dagen då nätet var som hårdast belastat. Detta skedde under julhelgen 22 december 2010 klockan 16.00. Den andra metoden är att få fram värden genom beräkningar via javaprogrammet Facilplus. Programmet används även för nätdokumentation (var stationerna och kablar befinner sig geografiskt) och projektering av utbyggnaderna. Belastningsberäkningarna i Facilplus använder sig av Velanders formel för att räkna fram effekten från kända årsförbrukningar av Karlstad Elnät AB:s kunder.  När det gäller att prognosera effektanvändningen för nybebyggelserna, beräknas först ett standardvärde för respektive byggnad (specifik energiförbrukning). Detta värde beräknas med hjälp av byggnaders ytor utifrån begärda ritningar från några noga utvalda områden. Därefter kan energianvändningen per kvadratmeter beräknas utifrån uppmätt energiförbrukning för de kunderna i respektive byggnad. Omvandlingen sker sedan från energiförbrukning till effektförbrukning och man får därmed ett bra mått på hur en viss byggnadstyp har för energianvändning.  Då antalet bostäder som ska byggas ut under perioden är kända från de byggnadsplaner som är tillgängliga för allmänheten kan man sedermera få fram en översiktlig storlek för varje nybyggnadsområdes framtida energianvändning. Det kommer även sålunda bli möjligt att avgöra om elnätet bör byggas ut eller om stationer ska omplaceras så att de hamnar inom andra mottagningsstationers matningsområden. Befintliga mottagningsstationer har kapacitet för ytterligare utbyggnad av Karlstad i olika riktningar.

Examensarbetet går ut på att utreda hur störningsnivån varierar över tid i elnätet samt ett antal olika ställen inom Norrlands universitetssjukhus, Umeå. Elektrisk fältmätning ingick också i arbetet för att undersöka om det fanns ett samband mellan det elektriska fältet och övertoner i sjukhusets elnät. Examensarbetet presenterar grundläggande teori om elnät, elkvalité och parametrar som beskriver elkvalité, t.ex. övertoner, flimmer och transienter. Förslag på hur övertonshalten kan reducera tas även upp. Mätningarna av elkvalitets parametrar genomfördes med ett antal mätinstrument. Insamlat mätdata analyserades i några olika programvaror. Undersökningen visar att övertonshalten varierade mycket över dygnet och var högst på intensivvårdsavdelning där maxvärdet på spänningsövertonshalten THDu var 4,01%. Ström, spänning och frekvens var inte stabila, dvs. transienter och flimmer har uppstått under mätningen. Analysen av mätdata visar att den totala spänningsövertonshalten THDu var under 5% och inte överskred gränsvärdet 8% som anges i standarden SS-EN 50 160. / The aim of the thesis was to examine whether the level of disturbance in the power grid vary between different types of care environment over time at University Hospital of Umeå. Electric field measurement was also included in the thesis to investigate whether there was a connection between the electric field and harmonics in the hospital’s power grid. The thesis presents basic theory about power grid, power quality and parameters which describe power quality, such as, harmonics, flicker and transients. Suggestions on how to reduce the harmonic content will also be discussed. The measurements of the power quality parameters were performed by using different measuring equipment. The data were analyzed using different software. The study shows that the harmonic content often varied and was highest in intensive care unit, where the maximum value of the harmonic voltage distortion THD was 4,01%. The measurement shows that current, voltage and frequency were not stable, that is transients and flicker occurred several times during the measurement. The analysis of the data shows that the harmonic voltage distortion THDu was below 5% and never above the limit 8% which is specified in the standard SS-EN 50 160.

The initial aim of the roll out of smart electricity meters in Sweden was to allow remote readings of the households’ monthly electricity consumption for billing purposes. Since then the transition towards a smart grid has become a more prioritized matter. In the roll out of next generation smart meters more attention is therefore given to how the Distribution System Operator (DSO) can benefit from the meter through different smart grid applications. This study uses a qualitative research method to identify three general fields of application and 15 specific concepts corresponding to ways in which the DSO can create added value from the information provided by the smart meter. The benefits of one of these concepts, the so-called “last gasp” and “first breath” functionality, are assessed in a business case. The study concludes that the three main areas of smart meter applications are operating the grid, planning the grid and utility in the customers’ household. The study also shows that the outcomes of the business case on the “last gasp” and “first breath” functionality are highly dependent on the cost of the functionality, however the investment can still be motivated through increased customer satisfaction andimproved outage management. The general conclusion is that the smart meter will play an essential role in providing the control and information needed in the transition to a smarter grid.

In November 2016 all nations agreed to the COP21 Paris agreement, which binds the nations to combat a global temperature rise above 2 degrees Celsius during this century. For this to become reality, modern technologies, such as solar power, electrical vehicles and energy storage, will have to pave way for feasible, sustainable societies. Smart grids could be one of the solutions to how to integrate modern technologies into our conventional electricity grids. If we manage to cut peak electricity demand and achieve an even electricity demand, renewable energy investments become more feasible while other services for the grid owner are provided. In this paper it is investigated what capacity of battery storage that is required to achieve an even electricity demand in a local electrical grid with solar power, demand response and electrical vehicles. Further, an economical analysis of the required battery storage is made by comparing investment costs to potential savings for the end customer, energy trading company and grid owner. The investigation is made by performing a case study in Ramsjö Backe outside Uppsala. Two models are created, one aggregated model containing the whole residential area and one containing a one single family building. The results show that in the aggregated model a 4.03 MWh battery storage was required to keep an even electricity demand 90 % of the year, and for the building a 108 kWh battery storage was required. Results from both models show that it is not economically feasible today to invest in even electricity demand in local electrical grids.

Denna rapport analyserar följderna av en spänningshöjning i ett mellanspänningsnät från 6 kV till12 kV alternativt till 20 kV. Rapporten undersöker ett befintligt elnät i södra Sverige som ägs avMellersta Skånes Kraft ek. För. (MSK). Det består av 177 stycken transformatorer, har ca 2500kunder och överförde totalt runt 32 GWh år 2016.Rapporten är uppdelad i tre delar, den första delen behandlar de tekniska aspekterna av en förhöjdspänningsnivå, den andra delen behandlar de ekonomiska följderna detta kan medföra och dentredje delen presenterar slutsats och diskussion.Elnätet simulerades i programvaran Neplan och elektriska beräkningar utfördes på olika driftfallunder årets månader. Lasterna i nätet fastställdes bland annat genom att använda Velandersmetod. Information och indata av nätets komponenter inhämtades genom produktblad, kontaktmed tillverkare och MSK samt genom diverse litteratur.Rapporten visar att en ökad spänningsnivå i elnätet minskade transmissionsförlusterna ochmedförde lägre kostnader för elnätföretaget. Det medförde också andra tekniska fördelar,exempelvis att spänningsfallet minskade, belastningsgraden av nätets komponenter minskade samtatt kortslutningsströmmen blev lägre. En högre spänningsnivå ökade nätets generering av reaktiveffekt.Elnätföretagets intäktsram förändras vid en förhöjd spänningsnivå, dels till följd av det tillägg somerhålls vid effektivt utnyttjande av elnät, dels då vissa anläggningsdelar i nätet ersätts. Lönsamheteni att investera inför en ökad spänningsnivå berodde på flera faktorer, bland annat vilka typer avanläggningsdelar som behövde ersättas, kapitalstrukturen på investeringen och elnätföretagetskalkylränta. I lönsamhetsanalysen använder rapporten internräntemetoden.I fallet för MSK antogs samtliga av elnätets transformatorer behöva ersättas vid en ökadspänningsnivå, vilket således ökade intäktsramen inför nästa tillsynsperiod med totalt ca 3,4 Mkr.Internräntan för investeringen bestämdes till 4,62%. En viss osäkerhet råder dock kring ett antalav elnätets olika anläggningsdelar (kablar, ledningar och transformatorer) vilket kan påverkainvesterings omfattning, utfall och om nätet kan hantera en förhöjd spänningsnivå i sitt nuvarandeskick. / This report analyses the consequences of an increased voltage level in a medium voltage gridfrom 6 kV to 12 kV alternatively to 20 kV. The report examines an existing electricity grid insouthern Sweden, owned and operated by the power company Mellersta Skånes Kraft ek. För.(MSK). It consists of 177 transformers, has approximately 2500 customers and transferred 32GWh (incl. losses) in 2016.The report is divided into three parts, the first part addresses the technical aspects of an increasedvoltage level, the second part addresses the economic consequences that this implies and thethird part presents the conclusion and discussion.The grid was simulated in Nepal software and electrical calculations were performed on 12different operating modes, one for each month of the year. The loads in the network weredetermined by using Velander's method. Information and input-data of network componentswere obtained through product sheets, direct contact with manufacturers and MSK and as wellas through various literature.The report shows that an increased voltage level in the grid reduced transmission losses andresulted in lower costs for the grid owner. It also brought other technical benefits, such as lowervoltage drops, lower load intensity of network components, and lower short circuit current. Ahigher voltage level increased the network's generation of reactive power.The grid company’s revenue frame changes with an increased voltage level, partly because of thebonus that is obtained through efficient utilization of the grid, partly by replacing certaincomponents in the grid. The profitability of investments imposed by an increased voltage levelquickly became complicated due to several factors. Including what type of components thatneeded replacement, the capital structure of the investment and the electricity company's rate ofinterest. In the profitability analysis, the report uses the internal rate of return method.In the case of MSK it was assumed that all the power grid transformers needed replacement withan increased voltage level, thus increasing the revenue frame for the next supervisory period byapproximately 3.4 million SEK. The internal rate of return for the investment was found at 4.62%.However, some uncertainty exists about several components (cables, wires and transformers) inthe grid, which may affect the profitability of the investment and the grid’s capability to handle anincreased voltage level in its present state.

Till följd av de klimatmål som Sverige satt upp för att bemöta klimatförändringar förväntas andelen intermittent elproduktion öka, framförallt sol- och vindkraft. För att undvika dyra investeringar och kapacitetsförstärkningar tillföljd av den intermittent elproduktionen är det viktigt att det redan existerande elnätet effektiviseras och utnyttjas på ett smart sätt. En större andel förnyelsebar elproduktion är inte den enda förändringen som påverkar det svenska elsystemet. Antalet elbilar i den svenska personbilsflottan ökar ständigt och som en viktig del för att nå nationella mål är det både troligt och önskvärt att den fortsätter att öka. Elbilarna för även med sig andra potentiella användningsområden än transport. På grund av batteriets lagringskapacitet kan el lagras under laddning men även återinföras på nätet med hjälp av Vehicle-to-Gridteknik. Detta innebär att elbilen kan få sekundära användningsområden som kan bidra till, och vara en del av, framtidens elnät. Syftet med arbetet har varit att studera lokal effekttoppsreduktion med hjälp av elbilens förmåga att återinföra el till fastigheten då behovet är stort. Arbetet ska vidare besvara vilka ekonomiska incitament som kan uppstå på en lokal nivå samt hur potentialen ser ut för elbilen att verka som en aktiv del i ett smart elnät. För att undersöka elbilens förmåga till effekttoppsreduktion har effektbehovet för de 755 lägenheter på området Lilljansberget i Umeå under år 2016 använts. En modell utvecklades i programvaran Excel vars syfte var att simulera hur urladdningen ifrån elbilarna, efter sista ankomsttid på dygnet, under ett års tid påverkar det nya effektbehovet till området. Modellen ska motsvara verkliga förhållanden varvid parametrar som berör effektbehov, elbilar, laddning och urladdning bestämts utifrån verkligheten och applicerats. Reduktionen optimerades sedan med tillägget What’sBest! varvid ett nytt maxbehov till området kunde bestämmas. Optimeringen har skett på månads- och årsbasis samt med urladdningseffekter på 3,6 och 6,6 kW. Vidare har scenarion undersökts som gör gällande att andelen elbilar motsvarar 10, 20 och 30% av områdets bilar. Arbetet visar att körmönstret för bilar korrelerar bra med höga effekttoppar vilket stärks av resultatet som visar att en reduktion är möjlig för de flesta scenarion kring 100 kW, motsvarande ungefär 25% av områdets tidigare maximala effektbehov. Reduktionen visar vidare på potential för lönsamhet då intäkterna, baserade på effekttariffer, överstiger degenereringskostnaderna av batterierna oavsett scenario och tidsspann för optimeringen. Den mest lönsamma effektreduktionen sker på årsbasis med 20% elbilar där en årlig intäkt på ca 37 tSEK, inkluderat degenereringskostnader av batteriet, är möjlig. Intäkten fördelad på delaktiga elbilar är mellan 700 – 1400 kr per år. För att återspegla arbetets resultat i verkligheten bör även ett lokalt installerat batteri finnas för att bättre garantera reduktionen då tillfälliga förändringar gällande tillgängliga elbilar eller effektbehov uppstår. En större effektreduktion har visat sig vara både möjlig men även direkt lönsamt. Däremot anses intäkterna, baserat på kostnader för effekttariffer, vara för låga i förhållande till utgifter och ersättning varvid ekonomiska incitament utifrån effekttariffer anses svårmotiverade. Fortsatt arbete gällande vidare värdering av effektreduktion behövs i syfte att ge svar på vilka ekonomiska ersättningar som kan bli aktuella. Den lokala effektreduktionen som studerats i detta arbete förändrar kraftigt effektbehvet för området men påverkan på elnätet som stort förblir litet. Därför dras slutsatsen att lokal effekttoppsreduktion med elbilar inte är en enskild lösning på framtidens förändrade elsystem men kan däremot vara med och bidra till ett smart elnät. / Due to climate targets setup by Sweden to address climate change, the share of intermittent electricity generation is expected to increase, especially solar and wind power. In order to avoid expensive investments and capacity enhancement, due to uneven electricity production, it is important that the already existing power grid is efficient and utilized in a smart way. A larger proportion of renewable electricity generation is not the only change that affects the Swedish electricity system. The number of battery electric vehicles (BEV) in the Swedish car fleet is constantly increasing and as an important part of achieving national targets it is both likely and desirable that it continues. BEVs also carry other potential uses than transport. Due to the battery’s storage capacity, electricity can be stored during charging but also returned later to the grid using Vehicle-to-Grid technology. This means that the BEV can have secondary applications, which can contribute to and be part of, the future power grid. The purpose of this study has been to study local power reduction with help of battery electric vehicles ability to recharge electricity to the property when power need is high. The work will furthermore answer the financial incentives that may arise at a local level and how the potential is for BEVs to be an active part of a smart grid. To investigate the potential of the BEVs power reduction, the power need for the 755 apartments in the area of Lilljansberget in Umeå for 2016 has been used. A model was then developed in Excel software, the purpose of which was to simulate how the discharges from BEVs, after last arrival time of the day, over a year’s time, affect the new power usage for the area. Since the model in Excel is intended to correspond to actual conditions, parameters related to electric cars, charging and discharging have been determined and applied. The reduction was then optimized with the plug-in program What’s Best! whereby a new maximum usage for the area could be determined. The optimization has been done on a monthly and annual basis and with 3.6 and 6.6 kW discharge effects. Furthermore, scenarios have been investigated claiming that the proportion of BEVs corresponds to 10, 20 and 30% of the area’s car fleet. The work shows that driving pattern for cars correlates well with high power peaks, which is reinforced by the results that show that a reduction is possible for most scenarios around 100 kW, corresponding to approximately 25% of the area’s previous maximum power need. The reduction further indicates potential for profitability, as revenue, based on power tariffs, exceeds the degeneration costs of batteries regardless of the scenario and time span for optimization. The most profitable power reduction occurs on an annual basis with 20% BEVs, with an annual revenue of approximately 37,000 SEK, including degeneration costs of the battery. Revenue distributed on participating BEVs is between 700 - 1400 SEK per year. In order to reflect the results of the work in reality, a locally installed battery should also be in place to better guarantee reduction as temporary changes to available BEVs or power usage arise. A major reduction in power has proven to be both possible but also directly profitable. On the other hand, revenues, based on costs for power tariffs, are considered to be too low in relation to expenses and remuneration, which makes such an investment difficult to motivate. Continued work on further valuation of power reduction is needed to provide answers to financial compensation that may be applicable. The local power reduction studied in this work greatly changes the power demand for the area but the impact on the grid remains largely small. Therefore, it is concluded that local power reduction with battery electric vehicles is not a solution to the future electrical system, but can at local level, contribute to a smart grid.

This master thesis examines the concept of risk assessment for theSwedish power grid. The aim is further to find an optimal process forhow to conduct risk investigations and analyses for the consultingand engineering firm Pöyry Sweden AB. By presenting relevanttheoretical concepts of risk, security and descriptions of thedifferent stages in a recommended risk assessments process a companyspecific method has been defined. The study is based on interviewswith experts and previous research within the relevant field in orderto create a deeper understanding of the topic. The results show theimportance of choosing a suitable analysing technique to investigateevents that have been identified as risks for the Swedish power grid.These techniques should be chosen with regard to the quantitativedata available and the risks’ characteristics. The risks that havebeen focused on in this study are the ones that have a high impact onthe power system and its reliability but which occur with arelatively low frequency. This can be exemplified with theantagonistic risks which are highly unexpected and can cause greatsocial disasters. Due to the lack of prior experience and statisticalevidence it is advocated that creative processes are an effectivestrategy to identify and evaluate these kinds of risks. Regardingnature related risks the most advantageous method to investigatetheir probabilities and consequences is by using a semi quantitativeapproach. Both expert opinions and quantitative data need to beconsidered to generate the most reliable result.

På grund av ökad kablifiering i Umeå Energis nät samt ett avtal med regionnätsägaren som kommer att prissätta inmatning av reaktiv effekt i anslutningspunkten, har behovet av kompensering av reaktiv effekt aktualiseras. Denna rapport skall undersöka de reaktiva effektflödena i 145 kV-nätet, undersöka optimal kompenseringsutrustning samt optimal placering av kompensering. De reaktiva effektflödena i nätet beräknades både med och utan projekterad kablifiering. Vilket skulle ge upphov till ca 30 respektive 60 MVAr. De första jämfördes med timvärden från anslutningspunkten till regionnätsägaren. Detta verkar korrespondera med den maximala reaktiva effektproduktionen under 2016. Med denna jämförelse samt beräkningar av nätet efter kablifiering, gjordes en uppskattning på framtida kompenseringsbehov. Under undersökningen har det visat sig att två stycken Variabla shunt reaktorer skulle vara en lämplig lösning för detta problem. Tre lösningsförslag tas upp i denna rapport. Lösningsförslag 1: 1st 55-62 MVAr VSR at F-Stn 15 och 1st (Storlek bestäms senare) MVAr i F-Stn 30. Lösningsförslag 2: 30-40 MVAr VSR i F-Stn 15 samt 1st 30-40 MVAr i F-Stn 30. Lösningsförslag 3: 1st 30-40 MVAr VSR i FStn 15 samt 1st 30-40 MVAr i F-Stn 10. / Due to an increase in cables and voltage levels in Umeå Energi’s power grid and consequently an increase in reactive power production, coupled with an agreement with the regional power grid owner whom will start to charge money for reactive power flow up into their grid. And thus the need for compensation of reactive power has been actualized. The reactive powerflow in the grid was calculated with and without planned cable installations. Which would give rise to about 30 and 60 MVAr respectivly. The first of the two was compared to the measurement of the reactive power flow at the connection point of the regional grid owner. This seems to correspond to the maximum reactive power production under 2016. Using this comparison with the calculations of the grid, post cable installation, an estimation was made regarding the future compensation needs. During this inquiry it became clear that two Variable Shunt Reactors would be the optimal solution for this problem. Three solutions has been produced in this report. Solution 1: 1 55-62 MVAr VSR in Substation 15 and 1 TBD MVAr VSR in Substation 30. Solution 2: 1 30-40 MVAr VSR in Substation 15 and 1 30-40 MVAr VSR in Substation 30. Solution 3: 1 30-40 MVAr VSR in Substation 15 and 1 30-40 MVAr VSR in Substation 10.

Detta examensarbete har utförts på uppdrag av konsultföretaget Rejlers Sverige AB på deras kontor i Göteborg. En kund åt Rejlers, Härjeåns Elnät, ser i framtiden en ökad exploatering av skidområden i västra Härjedalen med ett ökat effektbehov som följd. Arbetet är en utredning ifall den belastningsökning som väntas mellan år 2025 och 2035 på två av transformatorstationerna skulle kunna produceras av solceller och sedan lagras i batterier, alternativt att det skulle kunna avlasta transformatorerna från de högsta toppeffekterna. Vidare har det också undersökts ifall en ny planerad 40 kV-ledning kan dimensioneras och byggas med en lina av diameter som endast kräver enkelstolpar, för att på sådant sätt spara pengar jämfört med linor som kräver portalstolpar. Under arbetets gång har belastningsdata från elnätsägaren analyserats och jämförts med hur ökningen av effektbehovet ser ut för området, vilket har gett en ny belastningsprofil att utföra beräkning kring solceller, energilager och effektflöden på. Rapporten visar att i dagsläget, med tillgänglig teknik på marknaden, finns det inget alternativ som kan bidra med den effekt och den energi som krävs för att uppfylla önskat behov och samtidigt vara ekonomiskt försvarbart att investera i. Det anläggningarna uppskattas att kosta är väsentligt högre än kostnaderna för att förstärka elnätet på traditionellt vis. Däremot visade det sig att den projekterade belastningen för år 2035 endast kommer behöva en lina av diameter 329mm² istället för 454mm². Den kommer då kunna byggas med enkelstolpar och det uppskattas att bli drygt 19 miljoner kronor billigare jämfört med en byggnation med den grövre ledningen. / This bachelor's thesis has been carried out on behalf of Rejlers Sweden AB at their office in Gothenburg. A customer to Rejlers, Härjeåns, foresees a future exploitation in the ski areas located in the west parts of Härjedalen, resulting in a higher power demand. This thesis investigates if the expected load increase between year 2025 and 2035 in two of the transformer stations could be covered by local production in the grid from solar panels combined with battery storage, alternatively if it can reduce the transformer peak load. Further it has also been investigated if a new planned 40-kV transmission line can be dimensioned as a line with a dimension that only requires single poles instead of a construction with double poles. During the work load data from the grid-owner has been analyzed and compared with the predicted load increase in the area. Based on this work a new load profile has been constructed and used during calculations on solar panels, energy store and loading of transformers and lines. The results show that in current situation, with available technology, there is no option that could contribute with sufficient power and energy while being economically justifiable. The estimated investment cost is considerably higher than to strengthen the grid traditionally. For facilities such as solar panels and energy storage it is recommended to start in small scale. Based on the work performed it was shown that the predicted load for year 2035 only requires a transmission line of diameter 329mm² and that this line can be built with elemental poles.