Inom en nära framtid kan antalet elbilar i samhället vara många gånger större än det är idag. Någon enstaka elbil påverkar inte elnätet men när mängden laddbara fordon ökar kommer elnätets förutsättningar förändras. Därför vill Skellefteå Kraft undersöka hur deras lågspänningsnät kan komma att påverkas av en storskalig utbyggnad av laddinfrastruktur.   Det här examensarbetet undersöker hur lågspänningsnätet i olika typer av områden är belastat idag och simulerar att de fler och fler av de boende i området köper elbil. Fyra olika områden undersöks för att se vilka skillnader som finns mellan dessa och skapa en uppfattning om vilka typer av områden som kan bli störst bekymmer i framtiden. Tidigare har en liknande analys gjorts för ett villaområde och i det här arbetet undersöks ett område med flerbostadshus, ett radhusområde, en by på landsbygden och ett område med en stor personalparkering.   Undersökningarna görs med hjälp av Skellefteå Krafts NIS-system dpPower där man kan utföra nätberäkningar och simulera tillägg av laster bland annat. 25 – 100 % elbilsutbredning undersöks och även olika sorters laddare, den vanligaste som är på 3,7 kW samt trefasladdning på 11 kW. Beräkningarna förenklas genom att hela tiden arbeta med ”worst case – scenario”, till exempel att alla elbilar som finns i ett område laddas samtidigt.   Resultatet av beräkningarna blir att man kan se att landsbygdsnät har större problem med spänningsfall än nät i städer. Städerna har å andra sidan större risk för överbelastning i kablar. Transformatorn kan också bli en begränsande faktor och det sker i huvudsak i områden där transformatorn redan idag är högt belastad.  Slutsatsen av arbetet är att olika bostadsområden har olika stora problem med att ansluta elbilsladdare i framtiden och att två till synes likartade områden kan ha betydande skillnader. På grund av sagda skillnader är generella slutsatser för hela Skellefteå Krafts elnät svåra att dra utifrån de undersökningar som gjorts i rapporten. För att få en tydligare uppfattning om vilka mönster som finns rekommenderas att fler beräkningar genomförs. / In just a few years, the number of electric cars on the Swedish roads will be much bigger than today. To charge those electric vehicles a lot of electricity will be needed, and the power grid will face a new challenge. Skellefteå Kraft Elnät AB wants to learn how their low voltage grid can handle a future with a large amount of electric vehicles and that is why this thesis is written.   This report analyzes how the low voltage grid in different types of areas are loaded today and simulates how it will be affected if the people who lives there uses electric vehicles to a varying extent. Four types of areas are examined to see the distinction between them and to learn which areas will have the biggest problem in the future. Earlier, a similar analysis of a detached area has been made by Skellefteå Kraft. This thesis will continue to look at an area with apartment buildings, one with terraced houses, one large parking lot and a rural area.    The calculations are made with a software, in which it is possible to add new loads to the grid and calculate the voltage drop, loading rate and such. An expansion of electric vehicles to 25 – 100 % of the persons living in an area is investigated and also two different types of chargers. All the calculations are made for a worst case scenario, for example that all the electric cars are charging at the same time.   Rural areas will have bigger problems with voltage drop than the city areas and in the city the loading of the cables will be the main issue. Some transformers will be overloaded early, and the greatest risk is for transformers that is already heavily loaded today.   The conclusion is that different residential areas will have different problems to connect electric vehicles in the future. Two similar areas can have significant different possibilities and challenges. Due to these distinctions it is difficult to draw general conclusions of the entire low voltage grid based on these calculations. It is recommended to do calculations over more areas to get a better understanding of the patterns.

När konsekvenserna för miljön av att använda förbränningsmotorer blir allt mer påtagliga ökar behovet av alternativ för transport av människor och varor. Elfordon säljs i större utsträckning än någonsin förr. Men batterierna i elfordonen är även de en belastning på miljön när de produceras. Om batterierna skulle användas ytterligare efter att de inte längre går att använda i fordon skulle den relativa miljöpåverkan från produktionen minskas och det blir lättare att kompensera för den påverkan som redan skett för varje batteri. För att uppnå detta behöver batteriernas karakteristik undersökas. Degraderingen behöver fastställas för att beräkna hur mycket energi de kan cykla under sitt liv. Hur denna energi kan nyttjas effektivt och meningsfullt i ett modernt elnät är även det av vikt. Vad händer sedan vid slutet av batteriernas liv? Återvinning är ett viktigt steg i processen för att minimera klimatförändringar istället för att lämna batterierna på deponi. Resultaten visar att mängden cykler ett batteri klarar ner till en viss kapacitetsnivå beror kraftigt på arbetstemperatur, urladdningsdjup, C-förhålland och batterityp. Hybricons batterier av LTO-typ uppskattas klara som mest 11 459 cykler vid 10 % urladdningsdjup och 2 490 cykler vid 50 % urladdningsdjup. Användningsområden i den här rapporten där batterilager förväntas kunna användas effektivt är som kortslutningsförstärkning och begränsning av spänningshöjningar hos kunder med hög förimpedans i landsbygdsnät samt som UPS:er till telekommunikation. Kostnader för dessa applikationer uppskattas att kosta mellan ca 1700 kr/kWh och 7600 kr/kWh beroende på konstruktion och andrahandspris på batterierna. Det värde ett batteri uppskattas ha i den här rapporten är den mängd energi det kan lagra under sitt liv, vilket varierar beroende på de faktorer som nämnts tidigare och gör att varje enskilt fall behöver analyseras. Slutsatsen blir att det finns förutsättningar som gör det möjligt att effektivt och ekonomiskt fördelaktigt använda batterier i elnätet, särskilt då utvecklingstrenden visar att utrustningen ständigt blir billigare och tekniken bättre. Dock behöver fler analyser utföras, främst på åldringen i batteriernas andra liv. / As the consequences for the environment of using internal combustion engines are becoming increasingly apparent, the need for alternatives for the transport of people and goods increases. Electric vehicles are sold to a greater extent than ever before. But the batteries in electric vehicles are also a burden on the environment when they are produced. If the batteries were to be used further after they could no longer be used in cars, the relative environmental impact of the production would be reduced and it would be easier to compensate for the impact already made by each battery. To achieve this, the characteristics of the batteries need to be investigated. The degradation needs to be determined to calculate how much energy they can cycle during their life. How this energy can be used efficiently and in a meaningful way in a modern grid is also important. What then happens at the end of battery life? Recycling is an important step in the process to minimize climate change instead of leaving the batteries in landfill. The results show that the amount of cycles a battery can handle down to a certain capacity level depends heavily on operating temperature, discharge depth, C-ratio and battery type. Hybricons batteries of LTO-type is estimated to sustain for 11 459 cycles at 10 % depth of discharge och 2 490 cycles at 50 % depth of discharge. Applications in this report, where battery storage is expected to be used efficiently, is short-circuit amplification and limitation of voltage hikes at customers with high impedance in rural networks as well as UPSs to telecommunications. Costs for these applications is estimated to cost between circa 170 USD/kWh och 760 USD/kWh depending on construction type and second hand price of the batteries. The value of a battery is estimated in this report is the amount of energy it can store during its life, which varies depending on the factors mentioned earlier and necessitates analysis of each case. The conclusion is that there are conditions that make it possible to efficiently and with economical gain use batteries in the grid, especially as the trend shows that the equipment is constantly getting cheaper and the technology is getting better. Although more analysis is required, foremost on the aging of the batteries second life.

Efter att flertal långa avbrott inträffat på luftledningen som matar mottagningsstationen Torsred, och på grund av en utbredning av bostadsbebyggelsen i närliggande område har Trollhättan Energi Elnät AB insett att en ny mottagningsstation som ersätter det befintliga behöver byggas på en ny plats. Föreliggande examensarbete omfattar utredning och uträkning av ett nytt elnät samt förslag på hur det nya elnätet kan integreras med det befintliga. Även en ny selektivplan och nya reservmatningsvägar för det nya elnätet utreds. Den befintliga mottagningsstationen Torsred matas från Vattenfall Eldistribution AB:s 130/10 kV transformator OT00 via en drygt 1 km lång luftledning. Nollpunkten i Torsred är kopplad till högspänningsskenan och består av ett nollpunktsmotstånd och en nollpunktsreaktor. Den totala lastströmmen i Torsred är 925 A och vid kortslutning i samlingsskenan uppstår 154 MVA kortslutningseffekt. Fördelningsstationen Ängen med en kortslutningseffekt på 138 MVA är en underliggande station till Torsred som matar områdena Öresjö, Edsäter och Hjärtum. Samtliga utgående ledningar i Torsred och Ängen skyddas med reläskydd och med olika tids-och strömsinställningar på dessa reläer råder selektivitet i underliggande elnätet. Den nya mottagningsstationen är tänkt att byggas nära inmatningspunkten OT00. Enligt beräkningar kommer kortslutningseffekten i den nya mottagningsstationen uppgå till 227 MVA och i den nya nätstationen Ängen till 200 MVA. Generering av kapacitiva jordfelsströmmar ökar på grund av att drygt 1 km luftledning raseras och ytterligare 7,5 km jordkablar inkluderas i det nya elnätet. Nollpunktsreaktorn behöver nu uppgraderas till 20 A större än det befintliga på grund av den ökade kapacitiva genereringen i elnätet. Kostnaden för att bygga den nya mottagningsstationen uppgår till cirka 9 Mkr. Den befintliga mottagningsstationen Torsred kommer att raseras och ersättas med en ny 800 kVA nätstation som senare utgör matningen till en del av lågspänningsnätet i området Strömslund. Befintliga fördelningsstationen Ängen kommer att moderniseras och fungera som en vanlig nätstation. Den totala kostnaden för hela projektet beräknas bli 11,4 Mkr. / After many long power failure occurrences on the overhead line that feeds the receiving substation Torsred, and because of the household expansion in nearby area, Trollhättan Energi Elnät AB has decided that a new receiving substation that replaces the existing one should be built at a new location. This thesis includes investigation and calculation of a new electricity network and suggestions on how the new electricity network can integrate with the existing one. Also, a new selective coordination plan and new backup power alternatives are investigated. The existing receiving substation Torsred is fed by Vattenfall Eldistribution AB:s 130/10 kV transformer OT00 by an 1 km long overhead line. The neutral point in Torsred is connected to the high voltage bar and consists of neutral grounding resistor and neutral point reactor. The total load current in Torsred is 925 A and during short-circuit in the busbar 154 MVA short-circuit power emerges. The substation Ängen with a short-circuit power 138 MVA is an underlying substation to Torsred that feeds the areas Öresjö, Edsäter and Hjärtum. All the outgoing electric lines in Torsred and Ängen are protected with relay protection and with different time- and current setting on these relays is selectivity installed for the underlying electrical network. The new receiving substation is planned to be built near the feeding point OT00. According to calculations the short-circuit power in the new receiving substations will be 227 MVA and in Ängen 200 MVA. The capacitive current increases because the over 1 km overhead line is demolished, and additional 7,5 km underground cable is added on in the new electrical network. A neutral point reactor needs to be upgraded to a 20 A bigger than the existing one because of the increasing capacitive generation in the electrical network. The price to build the receiving substation will be about 9 Mkr. The existing receiving substation Torsred will be demolished and replaced with a new 800 kVA network substation which will be used to feed a couple of the low voltage network in the area Strömslund. The distribution substation Ängen will be modernized. The total price for the whole project is calculated to 11,4 Mkr.

Denna förstudie har utförts på avdelningen för drift och underhåll på Uddevalla Energi Elnät AB. Syftet har varit att utreda kapaciteten i elnätet med avseende på Uddevalla kommuns framtida utbyggnadsplaner i hamnen samt att identifiera starka och svaga punkter. Under en framtida 25-årsperiod planerar Uddevalla kommun att etappvis bygga ut stadskärnan mot hamnområdet, som idag utgörs av industrier och företagslokaler. Kommunen uppskattar att den nya stadsdelen kommer att kunna förses med 3000 nya bostäder och olika typer av verksamheter. Exploateringsplanernas tidsramar är 5-15 år för den södra sidan av Bäveån respektive 20-25 år för den norra sidan. För att kunna undersöka om det finns tillgänglig effekt för den nybyggda stadsdelen görs en belastningsprognos av det framtida effektbehovet. En kartläggning och analys görs av ledningarna i centrala Uddevalla samt transformatorerna hos mottagningsstationerna M1, M2 och M5. Detta för att undersöka om det behövs eventuell förstärkning. Referensvärden vid beräkningar grundar sig på inmätta värden från belastningstopparna den 28 februari 2018. Det förväntade effektbehovet för de planerade bostadsområdena uppskattas till 4,9 MVA för södra sidan och 5,1 MVA för den norra sidan. Kabelnätet i hamnen har en total kapacitet på 7 MVA och kommer att vara nära mättning när södra områdets byggnation är genomförd. Samtliga mottagningsstationer klarar av att ensamt försörja det tillkommande bostadsområdet på södra sidan även med hänsyn till önskade reservmatningsvägar i elnätet, medan endast M1 har kapacitet för hela den prognoserade belastningen. Transformatorerna i M2 och M5 kommer att bli överbelastade först under utbyggnationen av bostadsområdet på den norra sidan. Till den framtida expanderingen av stadskärnan föreslås förläggning av tre nya linjer från M1. I samband med förläggningen kan större delen av M1-L206 bytas ut, som består av underdimensionerade oljekablar. Kostnadsindikationen för detta uppgår till 10,3 miljoner kronor. Ett annat alternativ som skulle behöva utredas närmre är möjligheten att placera en ny mottagningsstation i centrala eller södra Uddevalla. De befintliga är belägna i norra, västra och östra delarna av staden. / This preliminary study has been carried out at the department for operation and maintenance at Uddevalla Energi. The purpose has been to investigate the capacity of the powerlines with regards to Uddevalla Council's future development plans in the port and to identify strong and weak points. During a future 25-year period, Uddevalla Council plans to gradually expand the city center towards the harbor area, which today consists of industries and business facilities. The council estimates that the new district will be able to provide 3000 new homes and various types of businesses. The time frame for the exploitation plans are 5-15 years for the southern side of Bäveån and 20-25 years for the northern side. In order to investigate whether there is available power for the additional district, a load forecast is made of the future power requirement. A survey and analysis is made of the lines in central Uddevalla and the transformers of the substations M1, M2 and M5. This is made in order to be able to investigate whether any reinforcement is needed. Reference the values used in the calculations are based on measured values from the peak of load on February 28, 2018. The expected power requirement for the planned residential areas is estimated at 4.9 MVA for the south side and 5.1 MVA for the north side.  The cable network in the port has a total capacity of 7 MVA and will be almost saturated after the southern area’s construction is completed. With regard to redundancy, all substations are able to supply an additional residential area on the south side alone, while only M1 has the capacity for the entire forecasted load. The transformers in M2 and M5 will be overloaded only during the development of the residential area on the north side. To the future expansion of the city center, suggestions for placement of three new lines from M1 are made. In connection with the installation, most of M1-L206 can be replaced, which consists of undersized oil cables. The cost for this amounts to 10,3 million (SEK). Another future option that would have to be investigated more closely is how the possibilities are to place a new substation in central or southern Uddevalla. The existing ones are located in the northern, western and eastern parts of the city.

Energimarknadsinspektionen (EI) är en tillsynsmyndighet för el, fjärrvärme och naturgas, där en av myndighetens uppgifter är att kontrollera elnätbolagens distribution av el och om distributionen är av god kvalité. God leveranssäkerhet bestäms utifrån EI:s föreskrifter och allmänna råd i publikationen EIFS 2013:1. Varje år rapporterar elnätsbolag in avbrottsdata till EI som används för att mäta och analysera leveranssäkerheten i det svenska elnätet. Energimarknadsinspektionen använder etablerade indikatorer som beskriver leveranssäkerheten i distributionsnätet i Sverige. Indikatorerna som idag används är SAIDI och SAIFI som är kundviktade index som beskriver medelavbrottstiden och medelavbrottsfrekvensen för ett specifikt nät. Under 2019 överväger EI att införa två indikatorer som skall ersätta de nuvarande indexen SAIDI och SAIFI, indikatorerna benämns AIT och AIF. Enligt EI ska dessa indikatorer ge en mer rättvis bild av leveranssäkerheten än vad SAIDI och SAIFI ger, då de nya indikatorerna tar hänsyn till kundernas effektuttag. Detta arbete syftar till att utreda hur de nya indikatorerna AIT och AIF påverkar mätningen av leveranssäkerheten i GENAB:s nät, där leveranssäkerhetsindikatorerna beräknas på olika typer av nät för att sedan jämföras. Därefter undersöks hur de övervägda leveranssäkerhets-indikatorerna kan förbättras med hjälp av ökad automation i nätet. Utifrån resultatet av undersökningarna kan slutsatsen dras att en övergång till AIT och AIF kommer att medföra att indikatorernas medelavbrottstid och medelavbrottsfrekvens ökar för kunderna per år i GENAB:s nät. / Swedish Energy Markets Inspectorate (EI) is a regulatory authority for electricity, district heating and natural gas, where one of their tasks is to control the company's power distribution quality. A good electrical delivery reliability is determined on the basis of EI:s regulations and general advice in the publication EIFS 2013:1. Every year, the power distribution companies reports data to EI of the disturbances they have had in their networks, which is used to measure and analyse the electrical delivery reliability in the Swedish electricity grid. EI uses established indicators that describe the electrical delivery reliability of the distribution networks in Sweden. The indicators used today are named SAIDI and SAIFI, which are customer-weighted indices that describe the average interruption duration and the average interruption frequency for a specific network. In the beginning of 2019, EI will consider introducing two indicators to replace the current SAIDI and SAIFI indices, the indicators are being defined as AIT and AIF. According to EI, these indicators will be better than SAIDI and SAIFI as they take into consideration the customer's expected power consumption during the power outage. The purpose of this report is to investigate how the new indicators AIT and AIF affects the delivery reliability indicators in GENAB:s network, where these indicators are exercised on different types of networks and then compared. How the network can be made more efficient in the future by means of automation in the network is investigated based on the results on the indicators. From the results and investigations, it can be concluded that the transition to AIT and AIF will result in an increase of the indicator´s interruption time and the number of interruptions for customers per year in GENAB:s network.

The losses on the Swedish national power grid correspond to 2,8 % of the total energy input on the grid and even a small reduction of this can therfore be worth introducing. The purpose of the thesis is to summarise different ways to influence the losses on the Swedish national grid as well as calculating the possible loss reduction from two of these influence possibilities. The study has been requested by the Swidish transmission system operator, Svenska kraftnät. The study is limited to the Swedish power grid with voltages 400 kV and 220 kV. The influence possibilities exclude anything that demand physical changes to be made on the power grid. The study is mostly based on interviews with people that have insight in the isssue, ss well as a study on relevant literature. The result show that there are seven different possible ways to reduce the losses on the power grid. What extent of measures that is necessary for instating these loss reductions varies, but thay arr described in the study. Calculations on two of these loss influences where made and showed that a loss reduction of around 740 MWh/year can be achieved from optimizing the usage of power transformers on the grid. Furthermore, other calculations show that if the maintenance method, live work, had been used for the past ten years, losses could have been decreased by approximately 58 800 MWh. This shows that the possible loss reduction can vary a lot depending on which method you use.

Electrical vehicles and photovoltaics sets new demands on the power grid as itincreases the need of power output. According to the increased need of power, anddue to an outdated power grid, reinvestments are made today. The dimensioning ofthe grid is done using old methods and there is a risk that the grid is oversized if newtechnique takes place in the future. This thesis aims to analyze the need of transmission capacity in two differentscenarios. One where lots of capacity is needed as no new technique is introducedand one where less capacity is needed due to new smart technique. Analyzing this isimportant as oversizing the power grid means that someone must pay for a grid notbeing used. The results show that the difference in need of capacity between the two scenarios isa factor between two and five, depending on the type of customer living in the area.The result should be an eye opener rather than a directly applicable method. Whattype of technique that will decrease the need of transmission capacity remains to beseen but thinking about new methods for dimensioning the power grid is importantalready today.

This thesis is a feasibility study of avirtual power plant (VPP) in centralSweden and part of a project withInnoEnergy Instinct and STRI. The VPPconsists of a wind park, small hydroplant as well as solar photovoltaic andenergy storage. The 50 kVsubtransmission network was modeled inorder to evaluate the network servicesthat could be provided by coordinatingexisting distributed energy resources inthe network. Simulations where performedusing measured hourly variations inproduction and consumption of allnetwork nodes. The studied networkservices included both reactive andactive power control.The aim of this thesis is to evaluatethe potential contribution from the VPPfor capacity firming in order to allow abalance responsible party to meet placedbids on the day-ahead spot market,minimize peak load in order to reducesubscribed power, decrease networklosses, the contribution from reactivepower control using the power convertersis studied. Comparisons of the economicgains from spot and balance markets ofthe VPP distributed energy resources aremade for each operation case.Sponsor: InnoEnergy / InnoEnergy Instinct

In the European Union, there is a driver for a change in the electricity system. The trend is to make the system more environmental friendly and improve the markets functionality. This driver often refers to the development towards a smart grid. In order to accelerate innovation in smart grid and technology application, pilot projects need to be deployed. This master thesis has been done as a part of the Stockholm Royal Seaport urban development project that is a pilot project for smart grid on distribution grid level. The aim of this report is to apply market concept and identify regulatory bottlenecks for smart grid. This report has applied market concept and identified several bottlenecks for two aspects of smart grid. The aspects are integration of distributed energy resources in medium and low voltage level and a changing customer behavior. A changing customer behavior contains both demand response and the implementation of electric vehicles. A state-of-art review on feasible solutions that improve the competition and demand side management of electricity market in smart grid and provide incentives to implement smart grid functions has been performed. The emphasis in the market aspect is on how that new actors like aggregators will enter the market and how the dynamic price can reach consumers. The emphasis in the regulatory aspect is on how regulations promote the application of smart grid supporting technologies for both the DSO and the network users. A case study has been performed for EU countries with a deeper look at Sweden. The case study investigates how far that the current regulations have reached on the way to smart grids. A state-of-art review on conclusion papers of pilot projects has been carried out. However, many pilot projects are still ongoing and not included in the review. The result shows there is still a lack of regulatory incentive to promote smart grid development and supporting market structures. Bottlenecks identified for smart grid services in the Swedish electricity market and regulation are related to four areas. These are the metering system, dynamic consumer price, active distributed units with the possibility to provide services to the system and incentives to the DSO to use new smart grid solutions in the work to enable fast and efficient connection of distributed generation. / Stockholm royal seaport project

Distributed, renewable generation-units and more efficient use of electric power,demands a developed electric grid. This grid is often referred to as the “Smart Grid”. This future electric system rise expectations among actors in the existing electricmarket. International organizations share visions of opportunities for electricityconsumers and new actors, ready to enter the market. At the same time, electricutility companies may question the need for some of these upcoming changes, as theyare sometimes expected to lead the development. This paper therefore seeks to investigate the business opportunities related to SmartGrids. This is done throughout interviews, literature-studies and analysis usinginnovation-development theories. Primary focus of the paper is directed towards theelectric utility companies, secondary towards electric consumers. Business opportunities for utility companies are found to be primary associated withoperation and maintenance aspects of the grid. Developed control-systems andupdated maintenance strategies may increase the overall system knowledge and thequality of the distribution. Cost-reduction activities as these are probably results ofthe revenue-cap regulation controlling grid companies. Future consumers may benefit,socially and economically, from solutions visualizing and controlling different electriccomponents in the real estate. At the same time the development of Smart Grids is a rather slow process, partlybecause of large amount of system-components and partly because of existing rulesand laws concerning the electric system. In order to identify future opportunitieswithin Smart Grids, it is crucial to gain knowledge of the system and to satisfy realneeds or problems.