På uppdrag av Preemraffs teknikavdelning har en systemanalys av Preemraff Göteborgs eldistributionssystem genomförts. Arbetet består av två delar, och dess huvudmål är att få en förbättrad kännedom av anläggningens aktuella status. I den första delen byggs en modell av raffinaderiets eldistributionssystem upp i ett modelleringsprogram för elektriska distributionssystem. Modellen är tänkt att användas av Preems teknikavdelning vid såväl frågor i den dagliga driften som vid projektering av utbyggnader och förändringsarbeten av eldistributionssystemet. I arbetets andra del genomförs analys på en begränsad del av anläggningen. Analysen består av kontroll av kortslutningsströmmars storlek, kontroll av selektivitet samt kontroll av spänningsfall vid motorstarter. En grov kontroll av ledig kapacitet i respektive anläggningsdel har också utförts. Teori för att ge förståelse för de olika komponenternas funktion och deras inbördes samspel presenteras. Gällande standarder och deras beräkningsmetoder avhandlas. Extra vikt läggs vid kortslutningsberäkningar. Elanläggningens tekniska utformning introduceras, vilken sedan följs av en beskrivning över hur modelleringen är utförd med avseende på antagande och vissa specialfall. Resultaten visar att kortslutningsströmmarna i de flesta delar av anläggningen håller sig på en önskvärd nivå. I ett ställverk överskrids tillåtet maxvärde något. Motorstarter innebär för de kontrollerade ställverken inte spänningssänkningar större än vad som anses acceptabelt. Med avseende på selektivitet har anläggningen potential för att uppnå selektiv frånkoppling på de flesta kontrollerade punkterna. Det framgår att den aktuella driftläggningen, med tillslagna sektioneringsbrytare mellan ställverkens A- och B-sida, hindrar selektiv felbortkoppling. I selektivitetsanalysen som gjorts utifrån sektionerad drift, framgår att vissa justeringar behöver göras för att uppnå god selektivitet. Eldistributionssystemet är i huvudsak konstruerat för att medge redundans enligt n-1 kriteriet. Av resultatet framgår att ett fåtal ställverk är belastade i den grad, att deras transformatorer skulle bli överbelastade vid bortfall av en transformator. I rapportens slut ges förslag på driftomläggningar som anses kunna optimera anläggningen. Vidare ges även förslag på investeringsåtgärder som ur ett energimässigt perspektiv skulle förbättra anläggningen. / On behalf of the technology department at Preemraff, a system analysis of the electrical distribution system has been performed. The work consists of two parts, and its main purpose is to give a better knowledge of the plants status. In the first part, a model of the refinery’s electrical distribution system is built in a program for network analysis. The model is intended to help Preemraff’s technology department in both the daily operation but also for expansion projects and changes in the electrical distribution system. In the second part of the work, an analysis of a limited part of the plant is performed. The analysis consists of verification of short-circuit currents, selectivity and simulation of voltage drop during start of electrical motors. A rough check of free capacity in respective part of the plant is also performed. Theory to give the reader understanding of the various components function and mutual interaction is presented. Existing standards and their calculation methods are discussed. Additional attention is paid to calculation of short-circuits. The technical configuration of the electrical plant is introduced, followed by a description of the modelling with respect to suppositions and some special cases. The results show that the short-circuit currents are in an acceptable level in most part of the plant. In one switchgear, the short-circuit current are somewhat exceeded. Start of electrical engines does not contribute to a voltage drop above acceptable levels in the part of the plant that was investigated. With respect to selectivity the plant has the potential to achieve selective disconnection at most of the investigated points. It is shown that the present operation mode, with switched on breakers between the switchgears A- and B-side prevent selective disconnection. The selectivity analysis is performed with the premise that A- and B-side is sectioned. With those premises, it shows that some adjustment is needed to achieve good selectivity. The electric distribution system is mainly constructed to permit redundancy for the n-1 criteria. The results show that a few switchgears are loaded to the point that their transformers will be overloaded with a single transformer fault. At the end of the report, proposal on operation diversions that is considered to optimize the plant is given. Suggestions on investments that would improve the plant in an energy term perspective is also given.

SCADA is the primary system for control and monitoring of distribution grids. As the expectations on how the grid must operate changes with the increased use of renewable energy sources, it also requires new methods of monitoring. Phasor Measurement Units (PMU) measures the phase angle and amplitude synchronously with GPS. A collaboration between U.C Berkeley and Power Standard Lab researches the possibilities of implementing synchrophasors in distribution grids. These devices are called micro-PMU and will provide similar services available for transmission grids, though adapted for lower voltage levels. Synchrophasors are useful in the development of a smarter distribution network, which consequently makes them interesting for the Swedish electricity market. Martin Gahr, a student at Berkeley / ETH, has developed a method to determine the topology of a distribution grid using micro-PMU's. The method compares calculated values from SCADA with values from micro-PMU's. The smallest difference between the two readings clarifies the topology. In this thesis the method is used to study an existing distribution grid in central parts of a medium-sized Swedish city. The method gives a satisfactory result when it is implemented on the mashed parts of the distribution grid. There are also indications that micro-PMU's must not be placed at every node to provide a reliable result. Although the method seems to be working on mashed parts of a Swedish distribution grid, it is not particulary interesting to implement the method in reality.

No description available.

No description available.

The dependency of continuous electricity supply is high in the Swedish society today, at the same time no one is willing to pay for a too costly or over dimensioned power distribution system. The owners of the distribution systems are the ones responsible for this balance act of maintaining a high quality of electricity delivery to customers at a reasonable cost. In this master thesis a limited part of the primary distribution system (10 kV), owned by Mälarenergi Elnät AB and located in the city centre of Västerås, was chosen for a deeper analysis of its reliability. Its ability to handle outages of system components (N-1 and N-2 contingency analysis) was investigated to find out potential weak spots and parts of the grid that showed signs of being overdimensioned. The results of the performed simulations showed that in 74 % of the studied N-1 contingencies cases, consisting of outages of a bus bar in a distribution substation, the system could handle this without causing outages in other parts of the grid. For the N-2 contingencies 61 % passed the test. It was also found that one of the two included high voltage substations could alone supply the investigated part of the grid. Some cables and transformers were found to be more or less unnecessary, whereas other components proved to be overloaded in several situations.

As a part of Göteborg Energi’s work towards a smarter electric grid, the company has chosen to investigate the possibilities of automation in their middle voltage grid. In Europe, there are example cases where these technologies already are installed which many articles on the CIRED conference 2011 proved. Netcontrol Oy in Finland has, together with Tekla, created an automated SCADA system that Vattenfall in Finland today uses. The grid mainly consists of 10 kV open loop fed city grid and this automation is mainly designed for this type of grid. The intention of the automation is to when a fault occurs, the automation disconnects the faulted cable in the loop and then reconnects, this in as little time as possible in order to not make customers suffer.There are several different theories about how automation can be implemented, the two main principles are local automation and centralized automation. The local automation is implemented at station level with fault detectors that communicate with each other and thus disconnects a fault in the circuit using logic steps. This is the fastest option and Göteborg Energi has already installed several devices in the grid, which could make this option possible to realize. The other alternative is to let the SCADA do the sectionalizing using information from the indicators in the loop. This poses a problem though when the system becomes more complex. The operational staff might have problems with letting the SCADA make its own decisions and thereby lose control over the events in the grid. What the system could do instead is to make a suggestion on how the operational staff should handle the situation. However, the fault durations in this case will end at its best around 2-5 minutes and this makes the customer suffer for a longer time than the earlier principle.Hence, local automation is recommended, partly because it is today implemented in the grid and also because the fault duration is much shorter. This option can, with today’s technology disconnect a single-phase to ground fault without a power failure, and thus does no customer suffer during the fault. This should be supplemented with some sort of residual current compensation of the earth fault in order to remove the active fault current, thus minimizing the probability of a double earth fault or short circuit. Göteborg Energi should contact the suppliers of these devices and find out what they consider appropriate, and implement the technology in a loop as a pilot project to investigate its function.

Projektarbetet har gått ut på att vädersäkra elnätet i ett glesbebyggt område öster om Falkenberg i Hylte kommun. Genom att skriva rapporten har man fått en mer fördjupad kunskap hur en projekteringsprocess av ett distributionsnät fungerar och hur de olika komponenterna påverkar miljön. Detta har genomförts på ett modernt och branschförankrat sätt med hjälp av lämpliga verktyg och beräkningar. Datorprogrammet Digpro, dpPower, har används för att placera ut komponenter och kabelvägar för att utföra samtliga beräkningar för elnätet. Därefter har platsbesök utförts i det aktuella området för att stämma av att kartinformationen stämmer med verkligheten. Genom att utföra kontrollberäkningar för hand i enlighet med svensk standard SEK Handbok 444 har man i rapporten försökt att finjustera beräkningsresultaten från dpPower och därav minska på materialåtgången. Projekteringen har utgått från E.ONs tekniska riktlinjer som är ett dokument som ställer krav och allmänna riktlinjer hur en projektering skall utföras i E.ONs elnät. Resultatet av arbetet har inneburit att befintliga luftledningar och stolpstationer kommer att rivas och ersättas med nya jordkablar och markstationer. Elnätet är uppbyggt i radiellt utförande på grund av långa ledningssträckor mellan stationerna och med få anslutna kunder. Genom att förlägga jordkabel blir nätet mer leveranssäkert. Den beräknade kostnaden för projektet uppgår till ca 3,7 miljoner kronor.

One step towards a more sustainable energy system is to create a more flexible electrical grid, where increased demand response among electricity consumers can play an important role. A distribution grid owner can encourage their customers to use electricity more evenly distributed during the day by introducing different types of grid fees such as time-differentiated power tariffs. In this master thesis, the theoretical economic impact of a flattened load profile for a distribution grid owner is investigated. Different factors that impact the distribution grid owner’s economy are identified and two are chosen to be quantified; losses in the grid and the fee to the feeding grid. The possibility to save money by avoiding future investments is discussed but not quantified. Models are developed for modifying an existing load profile, calculating the losses associated with a certain grid and load profile, and calculating the value of a lowered subscribed power to the feeding grid. The models are applied on the distribution grid owner Sala-Heby Energi Elnät AB. The results show that with a load profile that is flattened out 100% every day, which is the theoretical best possible scenario, the losses can be reduced with 2.6% which corresponds to a value of 81 000 SEK. By lowering the subscribed power to the feeding grid as much as the highest peak of the year is reduced in the modified load curve, the cost to the feeding grid would be reduced 1.2 million SEK, or 10% of the fee to the feeding grid. In the 20% curve modification case, which would be more realistic to achieve in reality, the losses decreased by 0.9% which corresponds to a value of 29 000 SEK. Furthermore, the fee to feeding grid would be reduced with 0.34 million SEK which corresponds to 2.8% of the total fee. In summary, the theoretical economic saving potential is around 10 times higher for the fee to feeding grid than for grid losses. / Marknadsbaserade styrmedel i bostadssektorn

<p>Simuleringsbaserad optimering är en bra metod för att optimera komplexa problem. Dock har simuleringsbaserad optimering en stor nackdel med att optimeringen kan ta orimligt lång tid. Därför är det intressant att studera olika effektiviseringstekniker för att snabba upp denna typ av optimering. I arbetet presenteras resultat från användning av en effektiviseringsteknik som använder en grov simulering som går fortare än en befintlig simulering. Effektiviseringstekniken har testats på en riktig fallstudie hos Posten AB. Resultatet från testerna visar att en betydlig tidsvinst kan göras genom att använda en grov simulering. En av nackdelarna med effektiviseringstekniken är att det kan vara svårt att få den grova simuleringen att likna den befintliga simuleringen.</p>

Simuleringsbaserad optimering är en bra metod för att optimera komplexa problem. Dock har simuleringsbaserad optimering en stor nackdel med att optimeringen kan ta orimligt lång tid. Därför är det intressant att studera olika effektiviseringstekniker för att snabba upp denna typ av optimering. I arbetet presenteras resultat från användning av en effektiviseringsteknik som använder en grov simulering som går fortare än en befintlig simulering. Effektiviseringstekniken har testats på en riktig fallstudie hos Posten AB. Resultatet från testerna visar att en betydlig tidsvinst kan göras genom att använda en grov simulering. En av nackdelarna med effektiviseringstekniken är att det kan vara svårt att få den grova simuleringen att likna den befintliga simuleringen.