One of the major challenges that the energy system is facing is how 100% renewable electricity generation should be designed and controlled. So far, utility-scale solar photovoltaic (PV) parks, have dominated the international market and is expected to grow in Sweden. In order for this expansion to thrive it needs to be done in a resource and system-efficient way. In this study, a methodology for a utility-scale solar guide (from Swedish 'Solbruksplan') is developed. This is done through electrical grid simulations and geographical analysis in order to find strategic locations for PV parks, without grid reinforcements, using Herrljunga municipality as a case study. The electrical grid is analyzed through power flow simulations and the geographical assessment is done using multi-criteria analysis (MCA) with a Boolean approach. Three different sizes of PV parks, 1, 3, and 5 MW, were simulated and assessed. The results show that 8.6% of the total area in the municipality, or 78,500 square meters per substation, is suitable for locating 1 MW PV parks. The majority of the grid’s substations (about 90%) also have enough capacity for a PV park of 1 MW. Furthermore, parts of the grid can host PV parks of 3 and 5 MW, but limited to the proximity of the urban areas. However, 3 and 5 MW PV parks are not suitable due to limited land availability in urban areas. The results highlight that a utility-scale solar guide can be used to effectively identify possible areas for PV parks, considering geography and grid capacity. Hence, it can function as a tool for utility companies, municipalities, PV companies and land-owners to find resource and system-efficient locations for PV parks. / Solbruksplaner för system- och resurseffektiv utbyggnad av solelproduktion

På grund av den rådande energiomställningen flockar både företag och privatpersoner till mer effektiva och gröna energislag. I många fall är dessa via elnätet, vilket gör det lämpligt att se över hur ett lokalnät påverkas av en sådan ökning av effekt samt om det finns kapacitetsbrist. Syftet är att utreda mängen nya elbilsladdare till 2030, samt undersöka om det finns kapacitetsbrist vid både normalt kopplingsläge samt två reservkopplingslägen. Det ska även undersökas om det finns nyckeltal för olika dimensioneringskriterier. De metoder som används för att uppskatta en framtida toppeffekt i nätet är olika. Den ena antar en homogen ökning samtidigt som den andra baserar sin väntade ökning på antal hushåll, parkeringsplatser och verksamheter i området runtomkring en nätstation. Det blir ganska stor spridning, samt olika slags resultat för de olika kopplingslägena. Utifrån uppskattningarna som gjordes, simulerades den nya högsta effekten för de olika scenarierna och kopplingslägena och därefter beräknades belastningen i kablarna för dessa. Simuleringar visade att det finns kablar i alla scenarierna som inte håller upp till företagets egna mål angående belastning i kablarna. I reservkopplingsläget klarade många kablar heller inte av den högsta strömmen som kan förväntas under högsta lasttimmen utifrån databladet för kablarna. När topplasten ökar, ökar även antalet kablar som blir överbelastade, i scenario 1 blev det många fler jämfört med nuläget och scenario 2. För de normala kopplingsläget gick det nästan alltid att byta ut till grövre kablar för hålla sig under den angivna belastningsgraden av 50$\%$ eller precis ovanför.  För reservkopplingslägena blir det svårare då kablarna måste ha en belastningsgrad under $100\%$ för att inte överlastskydden ska slå till. Där hittades det att byta till grövre kablar inte alltid var bäst då högsta strömmen var högre än den grövsta kabeln som används. Denna högsta strömmen verkar bero på att en slinga ska reservmata fler än en annan slinga. Det kan då vara lämpligt att bygga fler reservslingor som då kan underlätta vid reservmatningsläget. / Given the roaring energy transition, both people and companies want to be ahead of the curve and change to more energy efficient and green energy con- sumption. In most cases these renewable energy have to use the electrical grid, which is why this study focuses on the distribution network in a local electrical grid regarding its capacity. The goal is to estimate and investigate the amount of charging points for electrical vehicles in regards to the available capacity in the network. This is to be done in three different network configurations, which is then to conclude in dimensioning criterias. The three methods used to estimate the increase in top load in the local electrical grid are different. Two of the assumes a linear increase in the top load of every transformer, while the other one is based on the area which the sub- station is placed and estimates according to households, businesses and parking places. Where the top load increase differes between the different scenarios. With the estimations at hand, the different network configurations were simulated and subsquently calculated the load in the cables for the different scenarios. These simulations pointed out that there are cables in every scenario that are not up to par with the companys goal of limiting the load in the network configuration that is normally used. Aswell as not up to par with the cable data sheet in the reserve configuration. As the top load increase the amount of cable above the threshold increased, especially in scenario 1 for the normal configura- tion mode. In most cases in the normal configuration mode changing the cable to a 240mm2 cable would solve the problem. For the reserve configuration mode it was not always that simple, mostly because one trail of cable sometimes back up several other trails. Resulting in a bottle neck between the trails, some of these are not fully up to par, and some of them even have a higher maximum current than what the cables that are used can handle. Which meant that so- mething other than changing cable would be prefered, the best option seems to be increasing the amount of trail that can back up in the reserve configuration

To meet new regulations and the demand for a more sustainable energy system, the electricity grid will play an important role. Since the grid owners operate in a monopoly environment a regulating authority, the Swedish Energy Markets Inspectorate (Ei), sets a revenue cap that determines their profits. Changes were made for the regulating period 2016-2019, which now states that grid operators no longer can charge their customers with already depreciated grid components. To spur the grid operators to invest in smarter and more efficient technology, Ei also introduced two new economic incentives to make companies decrease their electricity losses and use the grid more evenly. The first aim of this thesis was to investigate how this new regulatory framework affected the grid operators, by performing interviews and sending out a survey. The result showed that the new regulatory decreases the grid operators’ profitability and also affects their investment strategies. The age of a grid has become more important than both efficient use of the grid and voltage quality when considering investments, since age now has a major impact on the profits. The new incentives however, has almost no effect on the way the grid operators act. The second aim of this study was to investigate how much a grid operator could save with these new incentives. A case study were conducted at Upplands Energi, a small local grid operator, and calculations with their usage data were performed in MATLAB. The results showed that load management by installing control equipment on costumers’ heat pumps and thereby decreasing their power peaks, could save money. By connecting 500 customers Upplands Energi could save about 150 000 SEK per year, and with 5 000 customers they could save almost half a million SEK per year.

A general local powerline has implemented to mimic a lifelike powerline build around 1960s in thecountryside. Since reconstruction is needed a new projection is made of the area to improve the powerquality. The projection includes the old transmission lines will be replaced with underground powercables to make it weatherproof. The implication of underground power cables leads to smaller distancebetween the phases which generates greater capacitance. Due the increase will make the capacitivecurrents greater as well which affect the power quality for the costumers in the area. The projectionmust be adapted to the increase of earth fault currents which the capacitive currents contribute. The regeneration of the old and new power lines consists a sketch of terrain, merge of the powerconsumption, electrical fuses, line diagram, sizing transformers and right dimensions of cables. Calculations on capacitive fault current, voltage drop as well as neutral grounding reactor (a resistanceparallel with an inductor) was executed. Calculations of the powerline followed Swedish standard andthe neutral ground reactor after the norms of Swedish electrical industry. Regard to the projection, including underground cables, the capacitive fault currents increased with 46,75 times compared to transmission powerlines at 10 kV. Calculations of the neutral ground reactorresulted in 5,25 Henry for the inductor and 1154 Ohm for the resistor to compensate the gain. The conclusion is that weatherproofing the powerline at 10 kV leads to compensating otherwise the powerquality and selectivity will be affected. That result in a more expensive arrangement cost forunderground cables compared to transmission.

Ystad Energi har ansvaret över elnätet i Ystads kommun. Med ökande efterfråga om el har samhället blivit sårbart. Därför jobbar myndigheterna och elleverantörer alltid för att säkerställa en trygg och säker elleverans. Variationer i energibehovet under de olika årstider sätter elsystemet i en svår situation gällande elleveranssäkerhet. Ystad Energi har noterat att elnätet matar ut reaktiv effekt mot överliggande nät under sommarperioden. Vilket kan påverka förlusterna och systemets drifttillstånd i både lokal – och regionnät. Därför fokuserar detta arbete på att utföra analyser av reaktiv effekt i nätledningarna som ligger mellan fördelningsstationerna och nätstationerna, d.v.s. i 10.7 kV – nivå av den s.k. distributionsnätet. För att minska elavbrott i systemet på grund av väder och annan yttre påverkan har Ystad Energi grävt ner alla ledningar i nätet. Datainsamlingen från Ystad Energi visar att den reaktiva effektinmatningen ökar mest under sommaren jämfört med andra årstider. Utifrån vetenskapliga teorier och tidigare arbeten anses kablifiering som en viktig orsak till reaktiv effektinmatning i ett elsystem. Datainsamlingen visar även avsevärda variationer i energiförbrukningen mellan vinter- och sommarhalvåret, där energiförbrukningen är mycket lägre under sommaren på grund av klimatet och livsstilen. Därför leder detta till spänningsförhöjning i elnätet som vidare kan leda till kapacitiv reaktiv effektgenerering. I arbetet utförs även analyser på nätet med anslutna produktionsanläggningar såsom vindkraft som kan påverka effektflödet i nätet. Rapporten skall presentera vilka möjliga lösningar som kan vara lämpliga för att minska den reaktiva effekten i nätet. Kraven som ställs från myndigheterna kring reaktiv effekt redovisas även i rapporten. / Ystad Energy is responsible for the power grid in Ystad municipality. With increasing demand for electricity, society has become more vulnerable. Therefore, authorities and electricity suppliers always work to ensure safe and secure electricity supply. Variations in energy demand and climate change put the electrical system in a difficult situation regarding electricity supply safety. Ystad Energy has noted that the power grid has high values of reactive power over a part of year, which may affect the losses and system operating conditions in both local and regional networks. Therefore, this work focuses on performing reactive power analysis in the power cables located between the high voltage substations and the low voltage substations, i.e. in the 10.7 kV level of the distribution network. All overhead lines in Ystad municipality are already buried in the ground to reduce line faults in the system due to weather and other influences. The data collection from Ystad Energy shows that the reactive power input increases most during the summer. Underground cables are considered an important cause that contributes to reactive power input in an electrical system. Data collection also shows significant variations in energy consumption between the winter and summer months, where energy consumption is much lower in the summer due to the climate and human habits. Therefore, this leads to a voltage increase in the mains that can further lead to a capacitive reactive power generation. In the project, an analysis of the power grid has been performed, considering the current grid topology. Simulations of different scenarios with production plants, such as wind power, which can affect the power flow in the network, are also carried out. It was proved that the reactive power in the grid is produced by the underground cables. The report also presents some possible solutions that may be appropriate to reduce the reactive power in the network.

The grid in the northern part of Sweden is characterized by long radial lines with just a few customers. To secure electricity supply it is necessary to have a redundant feeding alternative. A loop structured grid which is used in the more populated urban area is a poor solution in the rural areas both regarding economy and technology due to the long distances. To feed the northern grid in Sweden a battery energy storage system (BESS) is therefore a solution that could secure the power delivery. An important aspect to investigate is how the electric power quality changes with the new feeder, but more importantly to secure disconnection of supply at fault occurrence.   This thesis investigates how a battery storage system installed at the end of a mid-voltage line affects the electric power quality and the protection system compared to a reference case which represents the line today. The mid-voltage line is an existing line in the northern grid and is a good representation of the general northern grid.     The results obtained from this study show that the loop impedance does not necessarily have to deteriorate with the new feeder, which means that the voltage quality in this aspect does not change. This is only true for this particular grid when the impedance contribution from the mid-voltage grid is small and the contribution from the low-voltage grid is large because of long and weak distribution low-voltage lines.     The inverter is the limiting factor for the short circuit currents, and the short circuit power and current decrease with the new feeder. At fault occurrence in the low voltage grid the short circuit current does not affect the fuse blow. However the inverter will disconnect for all fault occurrences in the mid-voltage grid, and for faults with high short circuit power in the low voltage grid. This means that the selectivity will decrease, but the system will have a high security level.   For this particular grid the results show that the transformer can be isolated from the ground. A residual overvoltage relay is enough for disconnection of grounding faults. Directional ground fault protection is not necessary for this line with this particular characteristics. If the sensitivity for the disconnection of grounding faults with high transition impedances is adjusted according to ground fault currents in island operation, the sensitivity then decreases at the event of a fault during normal operations when the battery storage system is charging. The sensitivity might also be tuned according to normal operation, which then results in a higher sensitivity than necessary during island operation.

The electrical transmission and distribution grid play a vital role in reaching the Paris agreement by electrification of society. Although the climate impact of electricity production is well documented, the climate impact of the distribution of electricity has only been investigated in a few previous studies. Therefore, this study aims to present the carbon footprint of the distribution grid in Sweden. The study has developed a tool to map the carbon footprint by applying a case study of an electrical grid company in Sweden. The tool includes activities in the company’s value chain associated with material production, installation, usage, maintenance, transportation of the electrical grid and office activities during one year in an electrical grid company. The tool was developed in excel by implementing the theoretical framework of the Greenhouse Gas protocol and life cycle assessment. According to the guidelines of the Greenhouse Gas protocol the CO2 emissions were allocated in scope 1, scope 2 and scope 3. Scope 1 includes direct emissions controlled or owned by the company. Scope 2 are emissions from purchased heat and electricity consumed by the company, and scope 3 includes other indirect emissions from the company's activities throughout the value chain. The result shows the carbon footprint of the electrical distribution grid during 2020 was 2,02 kg CO2e per distributed MWh. The total carbon footprint of the distribution company was 54 329 ton CO2e. A majority, 97 % of the CO2e emissions originated from indirect emissions within scope 3, where capital goods stand for 76 % of the company’s total emissions followed by 12 % from fuel and energy rated activities. This result indicates the importance of including indirect emissions when analyzing the carbon footprint of a company’s value chain. Our study also indicates, in line with previous studies, that a majority of the emissions originate from the manufacturing of cables.

Efter att Sundsvall Elnät har förlagt sitt nät under jord har det noterats en stegvis uppgång av den producerade reaktiva effekten från Sundsvall elnät till det överliggande regionnätet. Sundsvall Elnät har en avgiftsskyldighet till överliggande regionnätsinnehavaren i de fall där förbrukningen och inmatningen av reaktiv effekt på 132-kV nivån av transformatorerna vid mottagningsstationerna överskrider ett förutbestämt tröskelvärde. Priset för denna producerade reaktiva effekt överstiger kostnaden för förbrukning av reaktiv effekt till det överliggande nätet. Denna utveckling startade med mottagningsstation M4 för ett antal år sedan. Sundsvall Elnät har sex mottagningsstationer, och under de föregående åren har den producerade reaktiva effekten stigit alltmer, även för de övriga mottagningsstationerna. Det finns ett tilltagande bekymmer inom Sundsvall Elnät AB om hur denna utveckling kommer att fortskrida under det nästa årtiondet. Man önskar förstå vad de ekonomiska följderna kommer att vara och vilka potentiella åtgärder som finns för att motarbeta denna trend.Resultatet som erhållits från examensarbetet tyder på att 11-kV kablarna i Sundsvalls Elnät är den främsta orsaken till ökningen av den producerade reaktiva effekten till regionnätet. Detta fenomen är särskilt tydligt vid mottagningsstation M4, som är mest påverkad och har betydligt längre total kabellängd för 11-kV kablar jämfört med andra mottagningsstationer. Samtidigt har även kundernas bidrag en viss påverkan på den totala reaktiva effekten. Prognosen för framtida trender i det reaktiva effektflödet för mottagningsstation M3 och M4, som presenteras i examensarbetet, indikerar att denna trend kommer att fortsätta om inga åtgärder vidtas. En konsekvens av den ökande produceradereaktiva effekten till regionnätet är att Sundsvalls Elnät kommer att fortsätta att betala avgifter till regionnätsägaren, såvida man inte aktivt motverkar denna ökning. En annan konsekvens är att överproduktion av reaktiv effekt kan leda till tekniska problem, såsom spänningsfluktuationer och instabilitet i nätet. Detta kan i sin tur påverka spänningskvaliteten.Sundsvall Elnät kan förbättra balansen av reaktiv effekt genom att utforska möjligheten att kunder som kompenserar för reaktiv effektförbrukning slutar med denna kompensering under sommarperioden. Genom att vidta denna åtgärd minskar den producerade reaktiva effekten till regionnätet. Det rekommenderas också att undersöka möjligheten att endast ha en transformator i drift under sommaren, då energiförbrukningen är betydligt lägre. Detta skulle resultera i högre effektförluster i transformatorn, vilket i sin tur minskar den producerade reaktiva effekten till regionnätet. En ytterligare förbättringsåtgärd kan vara att installera reaktiveffektkompenseringsutrustning, såsom en shuntreaktor på 11-kV eller 132-kV sidan av transformatorerna i mottagningsstationerna. Denna utrustning skulle direkt kompensera för den reaktiva effekten innan den når regionnätet.

Målet med denna studie var att studera olika aspekter av den prioritetsordning som används för att prioritera elanvändare i svenska elnät i händelse av nationell-, regional eller lokal elbrist. Studien redogör för hur prioriteringar av olika elanvändare går till och hur nyttan av olika elnät förändras utifrån en beslutsfattares egna preferenser, vidare redovisas hur samverkan mellan olika elnät påverkar den totala nyttan som varje invånare i ett samhäller erbjuds. Objekten i ett samhälle som förekommer på ett elnät delas in i åtta prioriteringsklasser beroende av objektets funktion. Området för denna studie har varit beslutsanalys. Studien har genomförts med hjälp av resultat från tidigare studier och teorier kring beslutsanalys, med detta som grund har en simulering genomförts för att påvisa hur nyttan av ett elnät ändras då förutsättningarna ändras. Förutsättningarna har varit; total kapacitet av elektricitet till samhället, avstånd mellan samhällen och de olika objektens efterfrågan av elektricitet. Studiens resultat har påvisat att ellinjer med objekt av hög prioriteringsklass ska prioriteras före ellinjer med objekt av låg prioriteringsklass. Vidare har studien visat att det kan finnas elnät i ett samhälle vars nytta skulle kunna vara större än de elnät som förespråkas av prioritetsordningen, och att dessa kan vara disjunkta. Detta för att prioriteringsordningen ska prioritera det elnät med högprioriterade objekt, inte nödvändigtvis det elnät med störst nytta. Studie har därmed resulterat i att elnät bör prioriteras efter dess nytta och att en beslutsfattare bör vara medveten om elbristens storlek, avstånd mellan samhällen och varje objekts efterfrågan av kapacitet för att kunna fatta ett bra beslut. Gällande samverkan mellan elnät visade studien på att detta kan genomföras om avståndet mellan samhällena inte var för stort. / The aim of this study was to study the Styrel concept as an approach to identify electricity users and prioritize them in the event of a power shortage on a power grid. The study has examined and investigated how the priorities of different electricity users go to, how the benefits of manual disconnection change according to the decision makers' different priorities and how interaction between different local networks affects total utility. The features of a community on a local area, also called objects, are divided into eight priority classes depending on the function of the objects. The area for this study has been decision management. The study has been conducted using results from previous studies and theories on decision analysis as the basis for constructing a simulator that simulates how the power of a power failure changes for a local area dependent on the extent of the electricity supply (capacity). The study's findings have shown that prioritization of electricity supply line with higher priority classes should be prioritized than an electricity supply line with lower priority classes. This is also the result of previous studies. On the other hand, the study has shown that the fixed asset for an electricity supply line with lower priority objects is higher than an electricity supply line with higher priority objects, but with less benefit, priority should be given to the electricity supply line of higher priority objects. This study has thus resulted in the fact that electricity supply lines should be prioritized after the benefit if a decision maker is aware of the extent of the deficiency. Current collaboration between local networks showed that this could be dependent on the factors: distance, risk profile of decision makers and change of benefit through collaboration.

Examensarbete utfördes hos konsultföretaget WSP Group- Stockholm med syftet att identifiera och hitta förläggningsmetoder som underlättar förläggning av kablar idag och i framtiden. Examensarbetet fokuserar bara på regionnät och lokalnät i storstäder men med inslag av stamnät. Detta examensarbete bygger på informationssamling från standarder EBR KJ41:15 kabelförläggning max 145 kV, SS-EN 424 14 37 och Stockholm stad tekniska handbok. Som komplettering till standarderna användes handböcker från olika företag samt gamla examensarbeten. Svar på frågeställningar är baserad på intervjuer med olika aktörer inom branschen så som nätägare, konsuler, och entreprenörer. Genom intervjuerna kom man fram till att rör används i första hand inte för att skydda kablar utan för att kunna passera genom en väg, rör leder till att värmeavledningsförmågan försämras vilket innebär att temperaturen på kabeln stiger och i värsta fall förkortar livslängden på kabeln. Att gå upp i ledararea för kablar är inte möjligt eftersom det är trångt i marken och det krävs mycket plats. Bentonitfyllning är ingen bra metod eftersom det inte finns data på vad som kan hända med bentoniten efter 5 år eller 20 år, och det är svårt att komma åt kablarna och reparera de eftersom bentoniten måste spolas ur. Om bentoniten stelnar kan det bli svårt att komma åt kabeln. Det visade sig att grävning är den enda metoden som används i storstäder eftersom andra metoder kan orsaka skador på befintliga ledningar som ligger i marken. De vanligaste kabelfelen är gräv skador på kablar, det är väldigt lätt att man kommer åt markkablarna vid schaktarbetet. För att kunna bygga ut nätet i framtiden kan man förlägga kablar med större ledningar för att täcka framtida behovet. I de områden där man vet att nätet inte behöver förstärkas kan man förlägga i rör för att underlätta underhållsarbetet i framtiden. Staden måste vara mer tydliga med sina planeringar och säga till att hålla sig till det. Staden måste också ansvara för sin mark och inte låta någon annan ta hand om nätet. Ledningsägarna måste bli bättre på att samförlägga och agera snabbt med att komma ut med detaljer på vart man vill samförlägga för att slippa schakta och störa markägaren flera gånger. Det kommer bli ännu trängre i marken i framtiden och det låter som att man kommer behöva bygga tunnlar. Tunnlar är en dyr infrastruktur och ifall flera aktörer väljer att samförlägga kan kostnaderna för tunnelbyggnation fördelas mellan olika aktörer. OPI kanalisation är också en annan typ av lösning och det är väldigt bra om flera aktörer också kan samförlägga. Idag är man ganska dålig på att samförlägga och det är något som man måste bli bättre på. / The thesis work was carried out at the consulting company WSP Group- Stockholm, with the purpose of identifying and finding installation methods that facilitate the placement of cables today and in the future. The thesis focuses only on regional and local grids but with elements of main grids in major cities. This degree project is based on information gathering from standards EBR KJ41: 15 cabling max 145 kV, SS-EN 424 14 37 and Stockholm City Technical Manual and the differences between them. As a supplement to the standards, different manuals were used by different companies and also past thesis work. Answers to main question and subquery are based on interviews with various actors in the industry such as grid owners, consultants, and entrepreneurs.  The interviews revealed that pipes are used primarily not to protect cables, but to pass through a road. Pipes Installation lead to deterioration of heat dissipation in cables, which means that the temperature of the cable rises and, in the worst case, shortens the life of cable. Walking up the cable wiring area is not possible because it is crowded in the ground and requires a lot of space. Bentonite filling is not a good method because there is no data on what can happen with the bentonite after 5 years or 20 years. It would be difficult to access the cables and repair them because the bentonite must be flushed out. If the bentonite is stiff, it can be difficult to access the cable. It turned out that excavation is the only method used in metropolitan areas because other methods can cause damage to existing wires lying in the ground. The most common cable damages are digging in cables, it is very easy to access the ground cables at the installation work. In order to expand the network in the future, cables with larger wires can be placed to cover future needs. In areas where you know that the network does not need to be strengthened, pipes can be placed to facilitate maintenance work in the future. The city needs to be clear about where the future constructions will be and develop a plan and stick to it. The city must also be responsible for its land and not let anyone else take care of the network. Management owners need to be better at co-ordinating and acting quickly to come up with details on where to co-ordinate to avoid bottleneck and disturbing landowners several times. It seems that tunnels will be a way to go in the future. Tunnels is an expensive infrastructure and if several actors choose to collaborate, the costs of tunnel construction can be divided between different actors. OPI channelization is also another type of solution and it is very good if several players can also collaborate / <p>Godkänd</p>