Bakgrunden till detta projekt är att Vattenfall Eldistribution AB (nedan kallat Vattenfall) kommer att införa ett avgiftssystem för inmatning av reaktiv effekt till sitt elnät. Avgiften införs till följd av problem på elnätet som orsakas av reaktiv effekt. Umeå Energi Elnät AB (nedan kallat Umeå Energi) har historiskt matat in reaktiv effekt vilket motiverade detta arbete som utreder den reaktiva effekten på Umeå Energis elnät samt bidrar med information om två alternativa tillvägagångssätt att bemöta avgiften. Alternativ 0 är att kompensationsutrustning inte installeras, utan att ett abonnemang på inmatning av reaktiv effekt upprättas. Alternativ 1 är att kompensationsutrustning installeras. För att utreda den reaktiva effekten erhölls och behandlades data på reaktiv effekt i Umeå Energis nät. Historisk kondensatordrift togs fram för år 2016 ur händelsehistoriken hos Umeå Energis driftcentral. Kondensatordriften år 2015 kunde enbart erhållas från ett tidigare arbete på Umeå Energi eftersom ett begränsat antal händelser lagras i händelsehistoriken. Genom att subtrahera kondensatorernas produktion från den reaktiva effekten i Umeå Energis anslutningspunkter som uppmätts av Vattenfall erhölls data som mer representerade underliggande fenomen på nätet. Utan kondensatordrift beräknades inmatningen enligt Vattenfalls definition uppgå till cirka 34 MVAr utifrån data från 2015 och 2016. För åren 2018 till och med 2023 beräknades ändringar i reaktiv effekt till följd av förändringar på Umeå Energis nät. Vid beräkningarna försummades ledningarnas induktiva karaktär, vilket gav ett tomgångsscenario med maximal produktion av reaktiv effekt. År 2023 beräknades inmatningen ska ha ökat till 59 MVAr till följd av förändringar på Umeå Energis nät. Med antagandet att Umeå Energi inte kommer att drifta kondensatorbatterierna så att inmatningen höjs föreslogs för alternativ 0 val av abonnemang på inmatning av reaktiv effekt för åren 2018 till och med 2023 utifrån de 34 MVAr som nämnts ovan och inverkan från förändringarna på nätet. År 2019 föreslogs ett abonnemang på 41 MVAr, och 2023 föreslogs ett på 59 MVAr. Kostnaderna för dessa beräknades enligt Vattenfalls tariff till 820 000 kr respektive 1 187 000 kr. Kostnaden för eventuell överinmatning av reaktiv effekt beräknades med tariffen för överinmatning årligen uppgå till maximalt 76 000 kr med 95 % sannolikhet enligt den korrigerade standardavvikelsen hos inmatningen utan kondensatordrift åren 2015 och 2016. Optimal kondensatordrift beräknades för åren 2015 och 2016 genom att addera den produktion av reaktiv effekt från befintliga kondensatorbatterier som gav minst absolutvärde i reaktiv effekt. Beroende på hur ofta kondensatordriften justerades erhölls olika resultat. En undersökning av störningar till följd av kondensatorkopplingar rekommenderas för att få en förståelse för förutsättningarna för optimal kondensatordrift. Det bedömdes inte ekonomiskt motiverbart med mer avancerad kompensationsteknik såsom statiska VAr-kompensatorer då variabla reaktorer kan kompensera dygns- och säsongsvariationer i reaktiv effekt. Den reaktiva effektproduktionen i ledningar är störst på 145 kV-nivån och kommer öka i framtiden på denna nivå. Det är därför sannolikt här kompensationsutrustning såsom reaktorer först bör installeras. För att kunna ta så bra beslut som möjligt angående den reaktiva effekten rekommenderas att snarast möjligt ingå ett arbetssätt som om avgiftssystemet redan tagits i bruk och utöka ett representativt dataunderlag. / The background of this project is that Vattenfall Eldistribution AB (hereinafter referred to as Vattenfall) will establish a system of fees for input of reactive power. This will be done due to problems in the grid caused by reactive power. Umeå Energi Elnät AB (hereinafter referred to as Umeå Energi) has historically input reactive power, motivating this work which investigates the reactive power in the grid of Umeå Energi and provides information on two alternative approaches to responding to the fee. Alternative 0 entails no installation of compensation technology, and that a subscription for reactive power input is established instead. Alternative 1 entails that compensation technology is installed. To investigate the reactive power, data on reactive power in the grid of Umeå Energi were obtained and processed. Historical operations of capacitor banks for the year 2016 were obtained from the history of events of the control center at Umeå Energi. The operations of the capacitor banks during 2015 could only be obtained from an earlier work at Umeå Energi since the number of events stored in the history is limited. By subtracting the capacitor banks’ production from the reactive power measured by Vattenfall in the connections of Umeå Energi, data more representative of underlying phenomena were obtained. Without capacitor production of reactive power, the input was calculated according to the definition of Vattenfall to about 34 MVAr, by using data from 2015 and 2016. For the years 2018 through 2023, changes in reactive power due to changes in the grid of Umeå Energi were calculated. These calculations did not consider inductances, and thus yielded zero-load scenarios with maximum reactive power production. By the year of 2023, the input was calculated to have increased to 59 MVAr due to changes in the grid of Umeå Energi. Assuming that Umeå Energi will not operate the capacitors so that the input is increased, for alternative 0 subscriptions for input of reactive power were suggested for the years 2018 through 2023 by considering the abovementioned 34 MVAr and the changes in the grid. Subscriptions of 41 MVAr and 59 MVAr were suggested for the years 2019 and 2023 respectively. The costs of these were calculated with the fee specified by Vattenfall to SEK 820,000 and SEK 1,187,000 respectively. Calculations with the applicable fee yielded that the yearly cost of possible over-input could amount to a maximum of SEK 76,000 with a 95 % probability, using the corrected standard deviation of the input without capacitor production of reactive power for the years 2015 and 2016. Optimal capacitor bank operations were calculated for the years 2015 and 2016 by adding the production of reactive power from existing capacitor banks which yielded the minimum absolute reactive power. Depending on how often the capacitors were operated different results were obtained. An investigation of power quality disturbances due to capacitor bank operations is recommended to achieve an understanding of the conditions for optimal capacitor bank operations. It was not deemed economically justifiable to install more advanced compensation technologies such as static VAr compensators since variable reactors are able to compensate daily and seasonal variations in reactive power. The production of reactive power in cables is the largest on the 145 kV level and will increase in the future on this level. It is therefore likely here compensation technologies such as reactors should be installed first. To be able to make as good decisions as possible concerning the reactive power, it is recommended to as soon as possible commence a working method as if the fee system had already come into effect; thus increasing the amount of representative data.