Due to the environmental issues, the amount of installed solar power increases. In the same time, the electric vehicle fleet is expanding rapidly. Those two growing technologies, if not controlled, can cause various unwanted effects for the electricity grid. In order to decrease their negative effects on the grid and benefit from it at the same time, these technologies have to work in synergy with each other. This synergy can be enabled through smart charging of electric vehicles. Therefore, the aim of this study is to develop a smart charging algorithm which uses solar production forecasts to charge the vehicles at a workplace. Furthermore, the goal is to examine how such control of the charging affects the self-consumption of solar power, self-sufficiency and the amount of energy imported from the grid as opposed to uncontrolled charging. To fulfill the goal, the algorithm was developed based on solar production forecasts. The forecasts were created through autoregressive models, AR and ARMA which were estimated using the actual solar production data collected at one of Uppsala regions solar production plants. Also, a case where ideal forecasts were used was applied. Furthermore, the charging need for various number of cars was simulated for every working day throughout an entire year in order to simulate the application of the algorithm and examine its performance but also to simulate the uncontrolled charging. The results, compared to the uncontrolled charging, show that the algorithm is able to increase the self-consumption of solar power by an average of 9,33 – 25,30 percentage points for 10 – 50 charging cars. It is also able to increase the selfsufficiency by an average of 42,65 – 31,28 percentage points for 10-50 cars respectively thus reducing the need of electricity imports from the grid. Furthermore, it was discovered that the results, the self-consumption and selfsufficiency, from the simulations with ideal forecasts differed only by up to 2 percentage points from the simulations where the forecasts were created through an AR(9) model (AR model of order 9). This allows a conclusion that a simple AR(9) model is completely sufficient to create forecasts that are good enough to produce satisfactory results. In general, it is concluded that the algorithm developed in this study is successful when it comes to increasing the self-consumption of the solar power, the selfsufficiency and decreasing the amount of energy needed from the electricity grid. This limits the negative impacts that the increasing solar power production and the growing electric vehicle fleet have on the electricity grid.

Detta examensarbete har till uppgift att ta reda på hur det svenska elnätet påverkas av svenska körvanor vid en komplett omställning till eldrivna fordon. Genom att använda ett tidigare skapat simuleringsprogram byggt för att simulera elektriska parametrar i ett svenskt bostadsområde, är uppgiften i detta examensarbete att ta reda på ifall det nuvarande elnätet är robust nog att förse en fullt utvecklad el-baserad fordonsflotta med tillräcklig elektricitet. Elnätet som simuleras i detta examensarbete bygger på verkliga data från ett bostadsområde som tillhandahållits av Tekniska verken, där data består av effektuttag per timme över en period som täcker ett helt år.  Simuleringsstudien är genomförd baserad på elkonsumtionsdata från hushållen i ett bostadsområde, effektkonsumtion från ett flertal elbilsmodeller och fabrikat, fordonsfördelning baserat på hushållens köpkraft och statistik om svenska körvanor. Simuleringsstudien använder det tidigare skapta simuleringsmiljön för att simulera de effekter som uppstår vid elbilsladdning från multipla hushåll och varierande arbetstider.  I denna studie undersöks hur körvanor kommer påverka spänningsnivåerna i det lokala elnätet där ett antal fall undersökts. Dessa fall är: Varierande dagliga körsträckor, olika huvudsäkringar på hushållen och varierande arbetstider. Baserat på resultaten av de gjorda simuleringarna kan man dra slutsatsen att det nuvarande elnätet inte är robust nog att hantera en total utbyggnad av en el-baserad fordonsflotta. Det borde vara i elnätsägarnas intresse att studera detta betydligt noggrannare för att undvika problem i framtiden.

Undersökning har utförts i PiteEnergis nät av tre nätstationer och dess överliggande 10,5 kV-nät, samt underliggande lågspänningsnät för att ta reda på hur väl deras nät är dimensionerat för framtiden när fler och fler använder elbilar, och laddar i hemmet. Undersökning görs för 16 A enfas- och trefasladdning, med utbredning om 25, 50, 75 samt 100 %. De tre nätstationerna har lite olika förutsättningar. En nätstation befinner sig på landsbygd, och de övriga två i bostadskvarter. Dessa två i bostadskvarteren har många likheter, men många av kunderna till ena nätstationen har fjärrvärmeanslutning, så där förväntas förbrukning vara något lägre per hushåll. Det som undersöks är belastningsgrad av transformatorerna, och spänningsfall från transformatorer ut till kunderna. Resultatet av arbetet är att spänningsfall fort blir ett problem på landsbygden med ökad last i och med klenare kablar och längre avstånd. Inställning av lindningskopplare visade sig vara viktigt, då en utspänning på 230 eller 240 V kan ge stor skillnad i huruvida spänningen till slutkund klarar gränsen på 207 V. Belastningsgraden hos transformatorerna som undersökts är ursprungligen relativt långt ifrån sin märkeffekt. Om hushållen ansluter 16 A enfasladdare går det generellt bra och risken för överbelastning är rätt låg. Om stor majoriteten av hushållen däremot ansluter 16 A trefasladdare är risken för överbelastning överhängande. Skillnader mellan transformatorer finns, men det är antalet kunder per transformator i förhållande till märkeffekt, och hur stor marginalen till märkeffekt är i dagsläget som avgör risken för överlast. I nätstationen på landsbygd var det tydligt att gränsen för spänning ut till kund fortare överskrids än märkeffekten för transformatorn. I nätstationerna i Norrfjärden ska inte spänningsfall kunna bli för stort även om alla införskaffar elbilsladdare, enfas eller trefas, utan där finns endast risk att överskrida märkeffekten på transformatorn, om över 50 % använder trefas 16 A laddare samtidigt, i samband med årets högsta förbrukning. I nätstationen i Hortlax var det väldigt lika resultat, där avvikelse från gränsvärden endast sker i form av överbelastning av transformator vid 16 A trefasladdning, från ca 50 % belastningsgrad.

Sverige gör satsningar för att nå upp till landets egna energimål för 2030 och 2040, men också för att nå upp till de mål som kommits överens om globalt i det satta Parisavtalet. För att komma upp till dessa mål måste Sverige göra satsningar på den svenska fordonsflottan för att minska de egna utsläppen. Samtidigt sker förändringar på marknaden som rör sig mot en allt mer elektrifierad transportsektor. Den ökande andelen elbilar av den svenska fordonsflottan och utbyggnaden kring förnybar energi, som är mindre reglerbar och starkt väderberoende, ökar påfrestningen för det svenska elnätet. Med ett redan existerande effektproblem i elnätet för större svenska städer idag och en eventuellt större belastning framöver blir frågan hur effektproblematiken skall tacklas. Skall elnätet stärkas för att bli ännu mer robust eller går problemet att lösa på ett alternativt sätt genom nya olika tekniska lösningar och V2G (Vehicle to Grid) konceptet. Det är något som granskas kring i detta arbete. Frågan ställs också vilken typ av energi elkraften för elbilarna skall komma från, både i Sverige och via den import som sker. Det ges även förklaringar kring elbilen och dess tekniska komponenter samt hur lång tid en laddning kan ta vid det vardagliga körbehovet. / Sweden is making efforts to reach the country's own energy targets for 2030 and 2040, but also to reach the targets agreed globally in the agreed Paris agreement. To achieve these goals, Sweden must invest in the Swedish vehicle fleet to reduce its own emissions. At the same time, there are changes in the market that are moving towards an increasingly electrified transport sector. The increasing share of electric cars in the Swedish vehicle fleet and the expansion of renewable energy, which is less controllable and highly weather dependent, adds to the stress on the Swedish electricity grid. With an already existing power problem in the electricity grid for larger Swedish cities today and a possibly greater burden in the future, the question becomes how to tackle the power problem. Should the electricity grid be strengthened to become even more robust or the problem can be solved in an alternative way through new different technical solutions and the V2G (Vehicle to Grid) concept. This is something to be examined in this work. The question is also asked what kind of energy the electric power for the electric cars should come from, both in Sweden and via the imports that occur. Explanations are also given about the electric car and its technical components as well as how long a charge can take in everyday driving needs.

No description available.

På uppdrag av regeringen reglerar Energimarknadsinspektionen (EI) nätbolagens intäktsramar. För kommande reglerperiod, som inleds 2016 och varar under en fyraårsperiod, ska en andra tillsynsperiod med förhandsreglering tillämpas. Eftersom elnät är en kapitalintensiv verksamhet och anläggningar i elnätet har lång livstid, är det angeläget att regleringen ger rätt styrsignaler för investeringar i elnätet. De styrsignaler regleringen ger för investeringar i elnätet påverkar elnätsföretagen, kunder som köper elnätstjänsten och producerande företag som tillverkar komponenter för elnätet. Ett huvudsakligt syfte med examensarbetet är att analysera hur nätföretagen förväntas investera till följd av de styrsignaler regleringen ger. För att uppfylla syftet har en enkätstudie för utvalda nätbolag och intervjuer med branschfolk format grunden till arbetet. De stora elnätsföretagens (E.ON, Vattenfall och Fortum) kapitalbasdata och planerade investeringar hämtades ut från EI och analyserades efter 31 mars, när elnätsföretagen rapporterat in underlag till intäktsramarna. Syftet är också att analysera intäktsregleringens påverkan på elnätsföretagens investeringar i nätstationer. Det görs genom en fallstudie som fokuserar på att undersöka om Mälarenergi Elnät får kostnadstäckning vid reinvestering i nätstationer. Förutom att många delar av regleringen för period 2016-2019 inte är fastställda ännu beror elnätsföretagens investeringsbeslut på flera, något osäkra, faktorer. Regleringen för kommande period ger styrsignalen att reinvestera i föråldrade anläggningar i elnätet eftersom reinvesteringarna medför att intäktsramen höjs. I samband med att föråldrade anläggningar byts kommer hänsyn tas till att öka leveranskvaliteten och minska energiförluster, vilket kan bidra till ekonomisk vinst för företagen genom incitament som ges i kommande reglering. Enligt enkätstudien kommer elnätsföretagen främst att fortsätta vädersäkra ledningar för att öka leveranskvaliteten och med en ökning av investeringstakten i ledningar ökar troligtvis också investeringarna i stationer, transformatorer och kringutrustning. Fallstudie om Mälarenergi Elnäts investeringsprojekt i nätstationer visade att Mälarenergi har högre verkliga projektkostnader än vad värdering med normvärdet ger, förutom vid investering i city då kostnadstäckningen är god. Vid reglersmart redovisning för ett reinvesteringsprojekt kan kostnadstäckningen uppgå till en faktor 1,27 i jämförelse med norm, istället en faktor 1,94, vilket innebär en reducering av kostnaderna med 34 %. I arbetet visas också att en för låg kalkylränta (WACC) i förhållande till den interna kalkylräntan kan leda till att nödvändiga investeringar hindras. För att svara på om normvärdet för nätstationer är rättvisande behöver ytterligare studier genomföras. Detta examensarbete är utfört i ett samarbete mellan KTH, ABB och Mälarenergi Elnät. / On behalf of the Government, the Swedish Energy Market Inspectorate (EI) regulates the network companies' revenue frames. For the next regulation period, which begins in 2016 and lasts for four years, a second regulatory period with ex ante regulation is applied. Since the grid is a capital-intensive business and the assets in the grid have a long lifetime, it is important that the regulation provides the right signals for investment in the electricity grid. The signals provided for investments in the electricity network affect network companies, customers that are purchasing the electricity network service and manufacturing companies that manufacture components for the grid. A main purpose of the project is to analyze how the network companies are expected to invest as a result of the regulation signals that are issued. The purpose is also to analyze the impact on the investments in substations through a case study at Mälarenergi Elnät. In order to fulfill the purpose a survey for selected utility companies and interviews with industry professionals formed a basis for the work. Data of the capital base and planned investments were received from EI for the larger network companies (E.ON, Vattenfall and Fortum) and analyzed after March 31, when the network companies had reported the data to EI. Some parts of the regulation for period 2016-2019 are not established yet and the electricity network companies' investment decisions depend on a number of different factors. The regulation for the coming period gives signals to reinvest in outdated assets, as reinvestments will increase the revenue frame. The general investment strategy will be to reinvest in outdated assets while considering to increase delivery quality and reduce energy losses. Increased delivery quality and reduced energy losses can result in increased profit due to incentives given in the regulation. According to the survey, the network companies will primarily continue to weatherproof lines and with an increase in the rate of investment in lines there will probably also be an increase in the rate of investments in stations, transformers and related equipment. The case study on the investments in substations at Mälarenergi Elnät showed that Mälarenergi Elnät have higher actual project expenses than what the norm value covers, except when investing in the city where the cost coverage is good. When the costs are accounted in a regulation smart way, a reinvestment project may cost a factor of 1.27 in comparison with the norm rather than a factor of 1.94, which means a reduction of costs by 34%. The work also shows that a low weighted average cost of capital (WACC) in relation to the internal cost of capital may lead to that necessary investments are prevented. To answer whether the norm value for substations is accurate additional studies need to be conducted. This thesis is in collaboration between KTH, ABB and Mälarenergi Elnät.

Examensarbetet utfördes i samarbete med Umeå Energi, som i sitt dagliga arbete med elnätet använder mjukvaran Digpro. Programmet har under en tid matas med värden för kablar och ledningar hämtade från andra energibolag och kabeltillverkare. I framtiden kommer användningen av solceller och elbilar att öka vilket kommer att ställa högre krav på elnätet. Felaktiga beräkningsmodeller kan skapa varmgång i kabel som förkortar livslängden och i extrema fall även kan skapa avbrott. Syftet med projektet var att undersöka vilken data som vore önskvärd att använda för att säkra korrekta beräkningar för ett framtidssäkert elnät. Målet var att ta fram en standardiserad modell för kablar, presentera förslag på val av parametrar samt att analysera och jämföra den gamla och nya beräkningsmodellens påverkan på nätet. Efter en litteraturstudie sammanställdes kabeldata från svensk standard. I dpPower (Digpro) byggdes ett mindre simulerat nät som skulle vara representativt för Umeå Energis elnät. Detta genom att använda de 20 kablar med längst geografisk längd i det befintliga 0,4 kV, respektive 10 kV nätet. Två nätberäkningar utfördes för det nya nätet, en med de gamla kabelvärdena och en med de som hämtats i svensk standard. Resultatet för märkström, korttidsström och maximal säkring för de totalt 40 utvalda kablarna och resultatet för kortslutningsström (Ik3) och kortslutning fas-nolla (Ij) för skena i nätstation, skena i kabelskåp och anslutningspunkt jämfördes mellan beräkningarna. Slutligen fördes även en diskussion kring möjliga korrektionsfaktorer. Mycket av resultaten tyder på att nätet idag överbelastas. Resultaten visade att för de flesta kablar som undersökts i detta projekt har en för hög märkström angetts i Digpro, både för 0,4 kV-kablar och 10 kV-kablar. För lågspänningskablarna innebar värdena hämtade från svensk standard en minskning på 31% jämfört med de värden som fanns i Digpro sedan tidigare. För mellanspänningskablarna var motsvarande minskning 13% respektive 3%, beroende på om man räknar med en kabeltemperatur på 65°C eller 90°C. Ett annat resultat som tyder på att nätet överbelastas var att för över hälften av kablarna som undersöktes i projektet verkar säkringarna vara överdimensionerade, vilket kan leda till överhettning. Slutsatsen som dras i projektet är att Umeå Energi troligtvis överbelastar elnätet. Då det kommer att ställas högre krav på nätet i framtiden är det viktigt med en korrekt beräkningsmodell, och kabelvärden hämtade i svensk standard kan vara ett steg i rätt riktning. Korrektionsfaktorer har visat sig kunna medföra en mycket stor påverkan på belastningsförmågan, i vissa fall större påverkan än de standardiserade kabelvärdena. För mellanspänning kommer eventuell korrektionsfaktor troligtvis minska belastningsförmågan ytterligare. För lågspänning kan en sammanvägd korrektionsfaktor både över och under 1 vara möjlig, beroende på vilka förutsättningar man väljer att utgå från.

This study has explored the potential for lowering the subscripted power of 25 MW for one of the connection points between the local power grid and its overhead power grid for a local grid owner. The potential for doing so through hard, direct load control of electrical domestic heating and domestic water heating for detached houses with a fuse size of 16-25 A is evaluated for 12 different scenarios. The scenarios are found by combining a customer participation of 25, 50, 75 and 100 percent with a maximum allowed duration for load control of two, three and four hours respectively. A function describing the need for electrical power for domestic heating as dependent of the outdoor temperature is developed and combined with a model that is used for simulating hot water usage and a model that describes the power demand of a domestic water heater. Furthermore, a control function is incorporated to ensure that households are not subjected to load control for a longer period than allowed and that all households bear the same burden in this respect.  The results show that a power of 1,0-4,1 MWh/h can be redistributed, but that the potential is heavily limited by the returning load that occurs. Due to the long duration of the critical peaks that are being redistributed, up to 5-10 hours, returning load occurs even though load control has not yet been finalized. The returning load leads to a bigger amount of power having to be redistributed and therefore limits the potential for the new subscripted power that can be achieved. Furthermore, the maximum aggregated power for the investigated year amounts to 25,9 MW. Still, a new subscripted power of 21,8–24,9 MW is theoretically deemed to be achievable. The most likely outcome however is thought to be a lowering of the subscripted power to at least 23,4–24,4 MW, having taken the composition of type of heating systems as well as the most likely customer participation into account.

Historiskt har Trollhättan Energis elnät bestått av ett klassiskt tätortsnät och landsbygdsnät. Detta har utvecklats och dessa nät har allt mer kopplats ihop. En relevant fråga är hur väl den nuvarande nätstrukturen kan härledas till branschens rekommendationer kring hur jordningssystemet bör utformas samt kontrolleras med avseende på nuvarande elnätets utseende. Arbetets syfte har varit att belysa utvecklingen av Trollhättan Energis nät, där sammanhängande kabelnät har byggts ut och typisk landsbygdsnät gradvis försvinner. Detta medför förändrade förutsättningar vad gäller nätutseende och kontrollkrav. EBR,ElnätsBranschens Riktlinjer – Energiföretagen Sverige, som ansvarar för en säker och kostnadseffektiv förvaltning och utveckling av Sveriges elnät har utgett publikationer med anvisningar för hur jordningskonstruktioner bör utformas och kontrolleras. Dessa publikationer är utgångspunkten för teorisammanställningen i rapporten.  Där nätstrukturerna inte uppfyller branschens rekommendationer har förslag tagits fram på hur bristerna kan åtgärdas. Den stora delen i arbetet har varit att ta fram grundläggande teori och branschpraxis som kan relateras till Trollhättan Energis elnät. Karta över koncessionsområdet studerades i syfte att redogöra vilka kontrollkrav som gäller på jordningskonstruktionerna. Eftersom jordkabelnätet byggs ut kan mätningar på jordtag inte längre utföras. Praktiskt är nätet säkert bra rustat jordningsmässigt, men svårigheten är vilka kontroller/mätningar som ska tillämpas för att kunna säkerställa att beröringsspänningen inte överstiger 100 V i nätstationerna vid ett jordfel. Så länge det finns förutsättningar för att kunna tillämpa det traditionella kontrollmetoden på landsbygden så kan nätet i området klassas som typiskt landsbygdsnät och myndighetskravet att mäta vart åttonde år kan uppfyllas. Kablifierat landsbygdsnät med längsgående jordlina och jordtag i nätstation bör istället klassas som ett sammanhängande kabelnät eftersom skärmkontrollmetoden bör användas istället. Syftet med arbetet har även varit att belysa faktorer som bidrar till att jordfelsströmmen ökar i nätet, som i sin tur påverkar de befintliga jordtagen inom koncessionsområdet. För att kunna beräkna max tillåten jordningsresistans i nätstationerna beräknades de spänningssättande jordfelströmmarna i nätet med hjälp av EBRs beräkningsmall. På vissa stationsområden har avvikelser noterats, där det beräknade resistansvärdet överstiger den högsta tillåtna. En möjlig åtgärd för att minska resistansvärden kan vara att bygga fler parallella jordtag i området. Den centrala frågan är hur kablifieringen har påverkat t mätvärden samt mätmetoderna för jordtagen som är placerde på landsbygden. / Historically, Trollhättan Energy’s distribution grid has consisted of a classic urban network or a countryside network. During the years the grid has developed, and the different parts of the grid have increasingly been interconnected. A relevant question is then how well the existing grid structure can be compared to the Swedish regulations concerning electrical safety compatibility regarding the design and control requirements of earthing systems. The main purpose of this thesis has been to shed light on the development of Trollhättan Energy’s distribution grid, where the interconnected extensive buried cable network is expanding, and the typical network of the countryside is gradually disappearing. This entails changed conditions in terms of the network structure and control requirements. EBR, ElnätsBranschens Riktlinjer - Swedenergy is the organization responsible for safety and cost-effective management and development of the Swedish energy sector. They have published instructions and regulations on how earthing systems should be designed and controlled depending on the structure of the network. The directions from EBR are the starting point in this report. The main question is how the cabling has affected the present measurement methods of the earthing systems. Suggestions are given on betterments and how to improve the shortcomings where the network structures do not meet the regulations. The main purpose of this thesis is to study the basic theory and customs of the grounding systems and then relate it to Trollhättan Energy’s distribution network. The map of the grid area was studied to account for the control requirements that apply to the earthing systems. As the cable network is expanded, the traditional measurement methods on the ground electrode can no longer be performed. Practically speaking, the grid stations are certainly well equipped in terms of grounding, but the difficulty occurs when control methods must be applied to ensure that the touch voltage does not exceed 100 Volts in the grid stations in case of an earth-fault. If the conditions are satisfied for applying the traditional control methods in countryside rural areas, the network structure can be classified as a classic countryside network and the requirement from the authorities to verify the ground electrode every eight years can be applied. However, the buried cabled network with ground electrodes in every grid station and longitudinal earth wires back and forth between the stations should be considered and classified as a continuous cable network where different control methods for the earthing systems should be used instead. Another purpose in this thesis has been to shed light on factors that contribute to the increaseof the earth fault currents in the network. This in turn affects the existing ground electrodes within the concession area. The maximum earth fault current in every substation were calculated using a template from EBR in order to know the permissible earthing resistance in the located grid stations. In some station areas deviations have been noticed, where the calculated resistance value exceeds the maximum permitted. One possible measure to improve the resistance values could be to build more parallel ground electrodes.

To achieve the established environmental goals, a significant transformation is requiredin the Swedish transport sector. This includes a shift away from fossil fuels and a greateremphasis on electrifying a larger portion of the vehicle fleet. The goal of this study is toevaluate the impact on the local distribution grid when integrating a high power chargeradjacent to a mobile battery storage system. In addition an investigation of the energyflows was conducted to assess the continuous operations of charger, battery and electricitygrid. The introduction of high power loads leads to higher power peaks in the system,which may affect the stability with respect to the voltages, currents and harmonics in thegrid. This thesis was conducted in collaboration with Gävle Energi AB, which is a local energycompany that is active in the area around Gävle. In total two models were created inorder to simulate both the energy flows and grid stability. The first model was conductedin MATLAB and used to evaluate the energy flows for the scenarios of low and high load.The second model was conducted in OpenDSS to evaluate the grid stability for a total of6 scenarios. The scenarios are as follows: the initial electricity grid, the grid with a highpower charger integrated and the grid with both a high power charger and a solar parkintegrated, for both low and high load cases. The results of the study showed that high power loads affected the local electricity gridmost during low load since it entailed high load peaks during that period. The effect ofintegrating a high power charger in a grid with radial grid topology is that the voltageis reduced and harmonics increased in loads connected to the same node. The effect ofintegrating a solar park instead increases the voltage and reduces the harmonics in loadsconnected to the same node. The energy flow evaluation showed that the battery hadthe potential to be continuously used for both the low and high load cases. However,during low load the battery had the potential to provide frequency regulating services tomaximize the income.