Stora transportköpare visar ett stort intresse för att använda eldrivna lastbilar och på så sätt minska koldioxidutsläpp och främja en renare miljö. Detta medför en ökad förbrukning av elektrisk energi, vilket kräver expansion av elnäten för att klara av den ökade belastningen. Borås Elnät ansvarar för eldistributionen i centrala Borås och omkringliggande områden och vill undersöka hur expansion av elnätet kan påverkas av en ökad belastning från eldrivna tunga fordon. Syftet med denna projektrapport är att identifiera framtida laddningsbehov, påverkan på elnätet och eventuella åtgärder. Metoden bestod av tre delar för att ta fram resultatet. Först undersöktes nuläget gällande tungafordon i Viared, sedan nuläget för eldrivna lastbilar och till sist om nuvarande elnät kan hantera den eventuella extra belastning som kan tillkomma från eldrivna lastbilar. Tre framtidsscenarier studerades för att få fram den eventuella belastningen. Dessa framtidsscenarier baserades på fem, tio och tjugo år fram i tiden. Informationen inhämtades genom möten med företag och dialoger med branschaktörer, samt genom att studera befintlig forskning och litteratur. En uppskattad andel av eldrivna fordon i fordonsflottan togs fram med hjälp av tillgänglig information. Denna information användes för att utveckla en generell bild av framtiden för elektriska fordon i Viared. Resultatet pekar på en ökning av eldrivna fordon för samtliga tre scenarion där andelen eldrivna fordon i fordonsflottan ökar med tiden. Detta kan komma att påverka elnätet i Viaredgenom att den högsta förväntade strömmen som kan uppstå är högre än vad de nuvarande kablarna klarar. Toppeffekten som kan uppstå i transformatorstationen börjar också nå nivåer som kan peka på att åtgärder behöver göras. / Large transportation buyers show a great interest in using electric trucks to reduce carbondioxide emissions and promote a cleaner environment. This entails an increased consumption of electrical energy, which requires the expansion of electrical grids to handle the increased load. Borås Elnät is responsible for the electricity distribution in central Borås and surrounding areas and wants to investigate how the expansion of the electrical grid can be affected by an increased load from electric heavy vehicles. The purpose of this project report is to identify future charging needs, the impact on the electrical grid, and possible measures. The method consisted of three parts to obtain the results. First, the current situation regarding heavy vehicles in Viared was examined, then the current situation for electric trucks, and finally whether the existing electrical grid can handle the potential additional load from electric trucks. Three future scenarios were studied to determine the potential load. These scenarios were based on five, ten, and twenty years into the future. Information was gathered through meetings with companies and dialogues with industry stakeholders, as well as studying existing research and literature. An estimated share of electric vehicles in the vehicle fleet was determined using available information. This information was used to develop a general picture of the future of electric vehicles in Viared. The results indicate an increase in electric vehicles for all three scenarios, where the proportion of electric vehicles in the vehicle fleet increases over time. This may impact the electrical grid in Viared, as the highest expected current that can occur exceeds what the current cables can handle. The peak power that can occur at the transformer station is also reaching levels that may indicate the need for action.

I takt med att antalet elbilar ökar byggs också fler snabbladdningsstationer. De aktörer som bygger snabbladdningsstationerna har idag ingen kunskap om hur mycket kapacitet som finns på en viss plats förrän de fått en offert från nätägaren. Både kostnader och tidsåtgångför att bygga en snabbladdningsstation varierar kraftigt beroende på befintligt elnät. Därför vill nätägaren Elvia AS ta fram en automatiskt uppdaterande kapacitetskarta som visar kapaciteten längs större vägar för anslutning av snabbladdningsstationer. Det första steget för att konstruera en karta är att ta reda på vilka elektriska kriterier som krävs för att snabbladdningsstationen ska kunna anslutas. Detta är målet med examensarbetet. Förutom att underlätta byggnation av nya snabbladdningsstationer är syftet med arbetet att skapa ett bättre utnyttjande av Elvias nät och att mindre resurser läggs på planering av anläggningar som inte kan byggas eftersom de blir för dyra. Programmet som kartan är tänkt att konstrueras i heter ArcGIS. Det utför inga beräkningar i nätet, men kan hämta data ur beräkningsprogrammet NetBas. Det innebär att enbart värden från befintliga beräkningar kan användas i formlerna för kriterierna. För anslutning av effekt upp till 2 MVA måste matande transformator klara den ökade lasten,ledningarna ut till lasten måste tåla de ökade strömmarna som lasten tillför och det ökade spänningsfallet får inte göra att det totala spänningsfallet blir >5 %. Dessa tre kriterier måste dessutom vara uppfyllda vid både normal- och reservdrift, vilket ger totalt sex kriterier. Alla kriterier kan beräknas med formler och data från databasen.' Flera av kriterierna bygger på förenklingar, som orsakas av begränsningarna i de värden som kan användas. Största risken för felberäkning fås troligtvis vid beräkning av spänningsfall vid reservdrift. Men på det hela taget verkar kriterierna kunna ge ett tillräckligt bra resultat för att skapa en kapacitetskarta som uppfyller sitt syfte. Vissa felberäkningar kan tolereras, eftersom kundens tröskel för att skicka in en kostnadsförfrågan är låg. Innan kartanpubliceras måste den dock kvalitetsgranskas noga, och en undersökning genomföras gällandehur stora felberäkningar som förekommer genom de använda kriterierna. / As the number of electric vehicles increases, so does the need for fast charging stations. The EV charging operators do not have any knowledge about the grid capacity until they have recieved the estimate from the electricity distribution company. Both costs and time required to build a fast charging station varies heavily depending on the grid it’s being connected to. Hence the need, identified by the electricity distribution company Elvia AS, for anautomatically updating capacity map, showing capacity along larger roads to connect fast charging stations. The first step in producing such a map is identifying the electrical criteria needed to connect the fast charging station, which also is the goal of this bachelor’s thesis. In addition to facilitating the building of fast charging stations, an aim is creating a better utilization of Elvia’s grid and putting less resources into the design of projects with unreasonable costs. The software to be used for the construction of the map is ArcGIS. It cannot perform any simulations of the grid but collects it’s data from the calculation software NetBas. This means, that only the values already calculated, can be used when setting up the equations ofthe criteria. To connect up to 2 MVA the feeding transformer must be able to handle the increased load, the feeder must sustain the increased currents and the increased voltage drop should not make the total voltage drop more than 5 %. These three criteria must be met not only during normal operation, but also when the feeder fails. In total this becomes six criteria. All of them can be calculated automatically through the formulas with the data available in NetBas. Some of the criteria builds are based on simplifications, caused by the limitations in the data used. The largest risk of miscalculation is the calculation of voltage drop when the feeder has failed. However the criteria seems to give a result good enough to create a capacity map fulfilling it’s purpose. Since the customer’s process to get an estimate is free, some miscalculations can be tolerated. Before publishing the map it’s quality must be reviewed thoroughly as well as how large the deviation of the result might be.

Varje år rapporterar elnätsbolagen i Sverige in uppgifter till Energimarknadsinspektionen EI om hur långa elavbrott de har haft i sina elnät samt annan information som behövs för att säkerställa att elnätet håller en god kvalitet. SAIFI, SAIDI och CAIDI är tre olika avbrottsindikatorer som väl skildrar vilken kvalitet nätet håller då de ger siffror på hur många avbrott och hur långa avbrott som uppstått i nätet. För att uppnå så låga värden som möjligt på dessa indikatorer behöver nätet utrustas med hjälpmedel för att snabbt hitta och åtgärda fel. Detta görs med fördel med hjälp av felindikeringsutrustning och fjärrstyrd utrustning i stationerna. För att ta reda på hur mycket effektivare felavhjälpningen blir med felindikering med signal till driftcentral och fjärrstyrning har två olika studier utförts. Dels har ett fiktivt felscenario på en verklig slinga tagits fram för att undersöka hur driftledningsingenjörer arbetar vid ett fel och vilka steg som ingår vid felavhjälpning beroende på om det finns fjärrstyrning och felindikering med signal till driftcentral eller inte. Dessutom har avbrott längre än tre minuter i två av Göteborg Energi Nät AB:s mottagningsstationer under 2018–2020 studerats i syfte att utreda om avbrottstiderna hade kunnat förbättras om nätet hade haft fler stationer med felindikering med signal till driftcentral och fjärrstyrning. För att illustrera avbrottstider kommer avbrottsindikatorn CAIDI att användas som illustrerar just hur lång avbrottstid varje kund har i genomsnitt vid ett fel.  Resultatet av undersökningen visar att avbrottstiderna för de undersökta felen hade kunnat bli kortare för flertalet kunder med hjälp av möjlighet till fjärrstyrning och felindikering med signal till driftcentral. Det är dock viktigt att poängtera att enbart fjärrutrustning och felindikering med signal till driftcentral ej kan förbättra avbrottstiden för alla fel utan vissa långa avbrottstider beror på andra faktorer såsom utrustning som ej fungerar rätt. / Every year the electricity network companies in Sweden reports to Energimarknadsinspektionen (EI) about how long power outages they have had in their networks as well as other data needed to ensure the network quality. SAIDI, SAIFI and CAIDI are three different reliability indicators that depicts the quality of the network as they give numbers on how many and how long outages that have occurred in the network. To achieve as low values as possible on these indicators the network must be provided with equipment such as fault indicators and remote-control equipment to quickly find and fix faults in the network. To find out how much more efficient the fault clearing gets with fault indicators and remote control, two different studies have been performed. For the first study a fictitious scenario has been produced to investigate how operations management engineers handle the same fault and which steps that are made based on different conditions regarding fault detectors and remote control. For the other study, outages longer than three minutes in two of Gothenburg energy’s receiving stations during 2018-2020 have been analysed to investigate if the duration could have been shorter if the network would have had more stations with fault indicators and remote control. To illustrate the duration of the outage, the reliability indicator CAIDI will be used as it illustrates the average duration of the outage forevery customer. The result of the investigation shows that the duration of the outage for the analysed faults would have been shorter for most of the customers with more remote control and fault indicators. Although it is important to point out that not all faults in the network can be solved quicker with remote control and fault indicators since some long interruption times is a result of other factors such as equipment that doesn’t work properly.

Sweden has ambitious climate goals, such as the overarching goal, the 2045 goal. The goal is for Sweden to have zero net emissions of greenhouse gases by 2045 at the latest. In order to achieve the overall climate goal and the interim targets, electrification of society is an important component. The industrial sector and the transport sector each account for about a third of Sweden’s emissions, where the conversion to electricity is an important solution. The electrification of passenger cars and buses has meant that emissions from domestic transport have decreased every year, and in order to achieve the interim target of 70 percent lower emissions of greenhouse gases in 2030 compared to 2010, the electrification of heavy duty trucks is one of the key components. However, there are long-term challenges with the power grid and already today grid owners have capacity challenges. Regional grid owners cannot increase their power subscription, while local grid owners cannot grant new connections. Regarding the electrification of long-haul transportation, there are challenges in terms of charging infrastructure. Truck drivers operate on a strict schedule, and minimizing down time is crucial to keep costs down. By law, truck drivers must take a 45-minute break after 4.5 hours of driving time, which means that during this break it is desirable to recharge the vehicle before departure. This means that high power demands are placed on the charging infrastructure that exists to be able to transmit the desired energy.   A new standard, the Megawatt Charging System (MCS), which meets the high power requirements has been developed and is included in pilot projects. The maximum power that the charging standard can deliver is 3.75 MW. The results of the thesis show that these high-power chargers place high demands on thepower grid. When connecting a charging station with MCS charging points to the grid, it may require local upgrading of lines and transformers, but also upgrading in otherparts of the network. Examples of such upgrades are reactive power compensation to be able to support the network locally at peak loads to obtain voltage levels within stable voltage ranges, but also upgrades of lines and transformers to be able to deliver the desired power. Integration of a battery storage in connection with a charging station relieves the powergrid and its components. However, it is important to highlight that since the battery needs to be recharged, this means that a more even power requirement is needed. However, the  maximum load on both transformers and lines is reduced, which can be a desirable effect when a charging station of the same nature is put into operation.

I denna rapport undersöks om det föreligger ett behov av anpassningar inom energisystemet för att möjliggöra utvecklingen av eldrivna lastbilar i Sverige och mer specifikt Stockholm. En ansats till att projektera utvecklingen av eldrivna lastbilar görs och genom en kvalitativ litteraturstudie samt intervjuer med aktörer som representerar Scania, Volvo, Ellevio, EoN, Powercircle, Forum för smarta elnät, KTH, Energimarknadsinspektionen och BIL Sweden, och anpassningar som skulle kunna utgöra lösningar till dessa identifieras inom kategorierna: ‘’ökad tillgänglig kapacitet’’, ‘’förbättrad planering’’, ‘’d irekt reglerande åtgärder samt ekonomiska incitament’’ och ‘’p olitiska beslut på kommun- samt regional nivå med syfte att öka elektrifieringen av lastbilar ’’. Slutligen görs en jämförelse av anpassningarna med avseende på tillgänglighet och implementeringstid, lagliga hinder, kostnadseffektivitet, miljöpåverkan, replikerbarhet samt intressekonflikter. Utifrån resultatet dras slutsatserna att elektrifieringen kommer möjliggöras av flera lösningar i varierande grad men att anpassningar som inbegriper ökad flexibilitet inom elsystemet, för motverkandet av kapacitetsbrist inom elnätet, sannolikt kommer ingå. Vidare konkluderas att flera av de identifierade anpassningarna begränsas av legislativa- och politiska beslut och förändringar som gör dess bidragande till elektrifieringen av lastbilar svårkvantifierad. Resultaten bör därför betraktas som indikativa. / This study investigates the need for adaptations within the energy system of Stockholm, Sweden in order to improve the prerequisites for the development of electrical trucks. An attempt to project the development of electrical trucks is executed and by the use of a qualitative literature study as well as interviews with representatives for Scania, Volvo, Ellevio, EoN, Powercircle, Swedish Smartgrid, KTH, the Swedish Energy Markets Inspectorate and BIL Sweden, possible adaptations are identified within the categories: ‘’increased available capacity’’, ‘’improved planning’’, ‘’direct regulations and financial incentives’’ aswell ‘’political decisions on municipal and regional level with the aim to increase the electrification of trucks’’. Finally a comparison with respect to availability and implementation, legislation, cost, environmental impact, replicability and conflicts of interest is made between the identified adaptations. Based on the investigation it is concluded that several adaptations, to varying degrees, will play a part in enabling the electrification. It is furthermore concluded that adaptations that involve increasing the flexibility within the electricity system will play a prominent role as solutions. Several of the adaptations are limited in their implementation as they are dependent on the conceiving of legislative and political decisions. This provides uncertainty in terms of projecting their contribution to the electrification of trucks and the results are to be taken as indicative rather than absolute.

I en tid då samhället alltmer elektrifieras, står elnätsföretagen inför en växande utmaning att garantera att elsystemet kan hantera de ökande kraven. I detta sammanhang kan långtidsprognosverktyg spela en avgörande roll för att optimera det befintliga samt det framtida elnätet. Genom att använda sådana verktyg kan elnätsföretag förbättra sina planer för nätutveckling, vilket är viktigt för att främja en effektiv och hållbar utveckling av elnätet. Genom att följa välgrundade riktlinjer och bästa praxis kan man säkerställa tillgänglighet, pålitlighet och kostnadseffektivitet i elförsörjningen. Syftet med examensarbetet är att utforska vad som krävs för att hantera ett effektivt prognosverktyg och uppfylla föreskrift 7 § enligt EiFS 2024:1 från Energimarknadsinspektionen. Uppdraget kom som ett resultat av detta krav, där det anges att distributionsnätsföretaget ska rapportera sin prognos för överföringskapacitet i megawatt för att hantera kundernas energiförbrukning och produktion. Examensarbetet fokuserar på att utveckla metoder och använda programvaran AFS för att uppnå dessa mål samt att analysera nuvarande och framtida belastningar och parametrar som påverkar prognoserna En litteraturstudie har utförts kring de olika prognosverktygen och metoderna som finns ute på marknaden. Parallellt har fem olika elnätsföretag intervjuats för att undersöka vad för prognosverktyg de har utvecklat och hur de arbetar för att uppnå nätutvecklingsplanen. Utöver litteraturstudien och intervjuerna har prognosverktyget Aiolos Forecast Studio (AFS) analyserats för att undersöka dess potential vid långtidsprognostisering. Resultatet från litteraturstudien och intervjuerna visade att det krävs mer än bara prognosverktyg för att utföra långtidsprognoser. Litteraturstudien visade att det finns olika verktyg samt metoder för att utföra dessa prognoser, men att det beror på företagets specifika krav eller behov för vad som passar dem.  Intervjuerna avslöjade att många använder eller har använt Excel för prognosarbete, men att man behövde utveckla andra verktyg för att kunna hantera större mängder data då det kan överstiga Excels kapacitet. Med huvudverktyget som beräknar prognoserna, framkom det att det krävs en hel del förarbete. Samt att ett kompletterande verktyg som kan applicera prognoserna ute på elnätet är att föredra. Analysen av Aiolos Forecast Studio gav blandade resultat. Då uppdraget kom från Jämtkraft Elnät AB, är den bearbetade datan från deras lokalnät. AFS är ett givande verktyg för korttidsprognoser men går även att använda inför framtidsscenarion. De olika framtidsscenarion som arbetades med var om solelproduktionen skulle ha en ökad toppeffekt från år 2023 med 18 MW till 62 MW för 2030 och 150 MW för 2035. Det utfördes skalningar i programmet för att få de nya önskade toppeffekterna. Resultatet visade att de prognostiserade toppeffekterna för år 2030 samt 2035 låg på 14% och 20% ifrån det önskade toppvärdet. Detta beror på att när man arbetar med en regressionsmodell så kommer prognosen att skala relativt till det historiska utfallsdata, det vill säga 18 MW. Därefter analyserades skalningarna för ett årsperiod, inklusive en vecka med låg förbrukning och en vecka med hög förbrukning. Detta gav en tydlig inblick i hur solelproduktionen påverkade belastningen under olika förhållanden och med olika skalningar. Under lågförbrukningsveckan, som inträffade i juni, visade resultaten tydligt att vid en skalning på 150 MW skiftade belastningen från förbrukning till produktion under vissa timmar, med tydliga tecken på den så kallade ankkurvan. Under högförbrukningsveckan, som ägde rum i december, var resultaten knappt märkbara. Detta var förväntat, med tanke på att den globala strålningen ligger på lägre nivåer under vintermånaderna i Jämtlands län, där Jämtkraft AB är placerad. Sammanfattningsvis tyder resultaten på att den mest effektiva metoden verkar vara att skapa ett anpassat verktyg, där AFS kan vara till nytta för potentiella elnätsföretag genom att analysera historiska data och upptäcka avvikelser. / Electricity grid companies are facing a growing challenge to ensure that the electrical system can handle increasing demands in a time when society is becoming more electrified. In this context, long-term forecasting tools can play a crucial role in optimizing both the existing and future electricity grid. By using such tools, electricity grid companies can improve their network development plans, which is crucial for promoting an efficient and sustainable development of the electrical grid. By following well-established guidelines and best practices, it is possible to ensure accessibility, reliability, and cost-effectiveness in electricity supply. The purpose of the thesis is to explore what is required to manage an effective forecasting tool and meet the requirements of Regulation 7 § according to EiFS 2024:1 from the Swedish Energimarknadsinspektionen. The assignment arose as a result of this requirement, which states that distribution network companies must report their forecast for transmission capacity in megawatts to manage customers' energy consumption and production. The thesis focuses on developing methods and using the AFS software to achieve these goals, as well as analyzing current and future loads and parameters that affect the forecasts. A literature review has been conducted on various forecasting tools and methods available on the market. Simultaneously, five different electricity grid companies have been interviewed to investigate what forecasting tools they have developed and how they work to achieve the nätutvecklingsplanen. In addition to the literature review and interviews, the forecasting tool Aiolos Forecast Studio (AFS) has been analyzed to examine its potential for long-term forecasting. The findings from the literature review and interviews indicated that it takes more than just a single forecasting tool to conduct long-term forecasts. The literature review highlighted the presence of various tools and methods for performing these forecasts, but their suitability depends on the specific requirements or needs of the company. The interviews revealed that many individuals use or have used Excel for forecasting work, but additional tools needed to be developed to handle larger amounts of data as it might exceed Excel's capacity. Regarding the primary forecasting tool, it became evident that substantial preparatory work is required. Additionally, having a supplementary tool capable of applying the forecasts directly to the electricity grid is preferable. The analysis of AFS yielded mixed results. Since the assignment came from Jämtkraft Elnät AB, the data worked on was from their local grid. AFS is a valuable tool for short-term forecasts but can also be used for future scenarios. The different future scenarios worked on involved whether solar power production would have an increased peak capacity from 18 MW in 2023 to 62 MW in 2030 and 150 MW in 2035. Scalings were performed in the program to achieve the new desired peak capacities. The results showed that the forecasted peak capacities for 2030 and 2035 were 14% and 20% off from the desired peak value. This is because when working with a regression model, the forecast will scale relative to the historical outcome data, 18 MW. Following that, the scalings were analyzed for a year-long period, including a week of low consumption and a week of high consumption. This provided a clear insight into how solar power production influenced the load under different conditions and with different scalings. During the low-consumption week, occurring in June, the results clearly showed that at a scaling of 150 MW, the load shifted from consumption to production during certain hours, with clear signs of the so-called duck curve. During the high-consumption week, which took place in December, the results were barely noticeable. This was expected, considering that global radiation levels are lower during the winter months in Jämtlands län, where Jämtkraft AB is located. In summary, the results suggest that the most effective approach appears to be creating a customized tool, where AFS can be beneficial for potential grid companies by analyzing historical data and detecting anomalies.

I en tid då samhället alltmer elektrifieras, står elnätsföretagen inför en växande utmaning att garantera att elsystemet kan hantera de ökande kraven. I detta sammanhang kan långtidsprognosverktyg spela en avgörande roll för att optimera det befintliga samt det framtida elnätet. Genom att använda sådana verktyg kan elnätsföretag förbättra sina planer för nätutveckling, vilket är viktigt för att främja en effektiv och hållbar utveckling av elnätet. Genom att följa välgrundade riktlinjer och bästa praxis kan man säkerställa tillgänglighet, pålitlighet och kostnadseffektivitet i elförsörjningen. Syftet med examensarbetet är att utforska vad som krävs för att hantera ett effektivt prognosverktyg och uppfylla föreskrift 7 § enligt EiFS 2024:1 från Energimarknadsinspektionen. Uppdraget kom som ett resultat av detta krav, där det anges att distributionsnätsföretaget ska rapportera sin prognos för överföringskapacitet i megawatt för att hantera kundernas energiförbrukning och produktion. Examensarbetet fokuserar på att utveckla metoder och använda programvaran AFS för att uppnå dessa mål samt att analysera nuvarande och framtida belastningar och parametrar som påverkar prognoserna En litteraturstudie har utförts kring de olika prognosverktygen och metoderna som finns ute på marknaden. Parallellt har fem olika elnätsföretag intervjuats för att undersöka vad för prognosverktyg de har utvecklat och hur de arbetar för att uppnå nätutvecklingsplanen. Utöver litteraturstudien och intervjuerna har prognosverktyget Aiolos Forecast Studio (AFS) analyserats för att undersöka dess potential vid långtidsprognostisering. Resultatet från litteraturstudien och intervjuerna visade att det krävs mer än bara prognosverktyg för att utföra långtidsprognoser. Litteraturstudien visade att det finns olika verktyg samt metoder för att utföra dessa prognoser, men att det beror på företagets specifika krav eller behov för vad som passar dem.  Intervjuerna avslöjade att många använder eller har använt Excel för prognosarbete, men att man behövde utveckla andra verktyg för att kunna hantera större mängder data då det kan överstiga Excels kapacitet. Med huvudverktyget som beräknar prognoserna, framkom det att det krävs en hel del förarbete. Samt att ett kompletterande verktyg som kan applicera prognoserna ute på elnätet är att föredra. Analysen av Aiolos Forecast Studio gav blandade resultat. Då uppdraget kom från Jämtkraft Elnät AB, är den bearbetade datan från deras lokalnät. AFS är ett givande verktyg för korttidsprognoser men går även att använda inför framtidsscenarion. De olika framtidsscenarion som arbetades med var om solelproduktionen skulle ha en ökad toppeffekt från år 2023 med 18 MW till 62 MW för 2030 och 150 MW för 2035. Det utfördes skalningar i programmet för att få de nya önskade toppeffekterna. Resultatet visade att de prognostiserade toppeffekterna för år 2030 samt 2035 låg på 14% och 20% ifrån det önskade toppvärdet. Detta beror på att när man arbetar med en regressionsmodell så kommer prognosen att skala relativt till det historiska utfallsdata, det vill säga 18 MW. Därefter analyserades skalningarna för ett årsperiod, inklusive en vecka med låg förbrukning och en vecka med hög förbrukning. Detta gav en tydlig inblick i hur solelproduktionen påverkade belastningen under olika förhållanden och med olika skalningar. Under lågförbrukningsveckan, som inträffade i juni, visade resultaten tydligt att vid en skalning på 150 MW skiftade belastningen från förbrukning till produktion under vissa timmar, med tydliga tecken på den så kallade ankkurvan. Under högförbrukningsveckan, som ägde rum i december, var resultaten knappt märkbara. Detta var förväntat, med tanke på att den globala strålningen ligger på lägre nivåer under vintermånaderna i Jämtlands län, där Jämtkraft AB är placerad. Sammanfattningsvis tyder resultaten på att den mest effektiva metoden verkar vara att skapa ett anpassat verktyg, där AFS kan vara till nytta för potentiella elnätsföretag genom att analysera historiska data och upptäcka avvikelser.

The study is based on Jämtkraft Elnät AB, and the overarching purpose is to enhance understanding of power tariffs and how they can affect the electricity grid. Additionally, the purpose is to explore how power tariffs can be designed and implemented for local conditions. Theories on monopolies along with guidelines from the Swedish Energy Markets Inspectorate and previous literature regarding power tariffs, were used to address the research questions. The empirical analysis was based on data about net exchange to examine peak loads in the electrical grid and how these are related to costs. The study identified that the power tariff could smooth out the usage of the grid and recommended implementing the tariff on working days between 15:00 and 20:00 from the 1st of November to the 28th of February, with a low fee.

Regeringen har en vision att till 2050 ska Sverige uppnå en fordonsflotta som är fossilfri och för att uppnå den visionen ska el som drivmedel spela en avgörande roll på marknaden. HEM Nät AB är därmed intresserade av hur deras lokalnät i ett valt område kan påverkas när en större andel av hushållen införskaffar elbilar. Längs områdets högspänningsslinga finns nio nätstationer som matar ut effekt till 815 kunder. En känslighetsanalys genomfördes kring det valda lokalnätet med avseende till dess kapacitet idag till framtida belastningar från elbilar. Analysen baserades på fyra olika nätparametrar som möjligen kan riskeras med avseende till elbilars laddsystem: spänningsfall, transformatorbelastning, övertoner och osymmetri. Olika laddeffekter och kopplingssätt har även jämförts bland nätparametrarna för att visa vilken roll de kan ha i framtiden. Spänningsfallet samt transformatorbelastning för de båda effekterna 3,7 kW och 11 kW uppgick mot de satta nätkraven när 40 % respektive 20 % belastning sker i området. Två vetenskapliga metoder användes för att uppskatta övertonerna där ena tog hänsyn till en reduktion av sammanlagrade övertoner och den andra metoden använde en aritmetisk summering av strömövertonerna. Resultatet visade att med varken en inkluderad reduktion eller med den aritmetiska summeringen kommer övertonerna bli ett problem. Med simuleringen av osymmetri nåddes nätkravet när 7 % mer belastning skedde under en och samma fas. Slutligen kom studien fram till att lokalnätet är relativt starkt och kan klara av 322 elbilar vid 3,7 kW och 161 elbilar vid 11 kW. / The Swedish government have a vision that up untill 2050 Sweden’s transport system is going to be free of fossil fuels and to achieve this vision, electricity is going to be the main fuel and will play a decisive role in the future transportional market. As a result of this, HEM Nät AB is now interested in knowing how their local electrical grid will be affected by a larger amount of electric vehicles, EVs, charged through households. Along the local grid’s high voltage line there are nine substations, which provide power to 815 customers. A sensitivity analysis was conducted on the local grid to appreciate the available capacity for the future load of EVs. The analysis was based on four different gridparameters, which possibly can affect the set conditions of an electrical grid when an EV is being charged: voltage drop, transformer load, harmonics and dissymmetry. Different chargepowers and wirings have also been compared to see what roles they will have in the future. After the simulations and hand calculations all of the gridparameters exceeded the set conditions. This happened at different percentages of the households, which were charging their vehicles. The voltage drop and transformer load for both of the powers, 3,7 kW and 11 kW exceeded the limitations when 40 % respectively 20 % of the studied are was being loaded. Two scientific methods were used to appreciate the added current harmonics, where the first one regarded a reduction of the summarized value of the current harmonics, where the second did not. The results showed, that either of the methods would indicate a problem on the grid. The simulation of the dissymmetry, the limitation was met after 7 % more load was done under one and the same of the phases. Finally, the study concluded that the local grid is relatively strong and can hold 332 EVs with 3,7 kW and 161 EVs with 11 kW.

The power distribution system is the final link to transfer the electrical energy to the individual customers. It is distributed in a complex technical grid but is associated with the majority of all outages occurring. Improving its reliability is an efficient way to reduce the effects of outages. A common way of improving the reliability is by designing loop structures containing two connected feeders separated by a section point. The location of the section point will decide how the system structure is connected and its level of reliability. By finding the optimal location, an improved reliability may be accomplished. This Master’s thesis has developed a method of finding optimized section points locations in a primary distribution system in order to improve its reliability. A case study has been conducted in a part of Mälarenergi Elnät’s distribution system with the objective of developing an algorithm in MATLAB able to generate the optimal section points in the area. An analytical technique together with a method called Failure Modes and Effect Analysis (FMEA) as preparatory step, was used to simulate the impact of outages in various components based on historical data and literature reviews. Quantifying the impact was made by calculating the System Average Interruption Duration Index (SAIDI) and the Expected Cost (ECOST) which represented the reliability from a customer- and a socio-economic perspective. Using an optimization routine based on a Greedy algorithm an improvement of the reliability was made possible. The result of the case study showed a possible improvement of 28% on SAIDI and 41% on ECOST if optimizing the location of section points. It also indicated that loop structures containing mostly industry-, trade- and service-sectors may improve ECOST considerably by having a relocated section point. The analysis concluded that based on the considerable improvement the case study showed, a distribution system could be highly benefitted by optimizing the location of section points. The created algorithm may provide a helpful tool well representative for such a process in a cost-effective way. Applying it into a full size system was considered being possible but it would first require some additional improvements of reliability inputs and to resolve some fundamental issues like rated current in lines and geographical distances to substations.