No description available.

This study was carried out on behalf of Pite Energi with the guidance of Rejlers. The assignment was to develop a simulation model over part of Pite Energi's power grid. This will allow calculations of losses and capacity limits in the network, which then can form the basis for future efficiency improvements. The work has also investigated the possibility of a backup line for the voltage level of 40 kV and how the energy losses are affected under the periods of high and low load in the 10 kV grid, respectively. The grid is constructed with two 40 kV lines, ordinary and reserve, which are parallel to each other. The voltage in these lines is transformed down to two different voltage levels of 10 and 20 kV, respectively. Data has been collected on the exracted load at 10 kV as well as electricity production from 35 MW wind power at 20 kV. This data was collected by Pite Energi for all hours of 2019 and used as input in the thesis work for simulations and calculations of the grid. The investigated 40 kV grid shows a reduced loss as load increases in the 10 kV grid as long as the increase follows the load variations for 2019. Compared to the losses for the base case, reduced losses are obtained in 40 kV networks with loads up to 16-18 MW. The report also shows that there are opportunities for further energy savings through regulating production, or energy storage in the wind farm. The difference in network losses between high and low load times is very small. This is largely due to the large difference between production and consumption in the grid. With the load variations measured for 2019, it shows that the limitations in the 40 kV network are primarily due to the thermal limits for both ordinary and reserve. The result also shows that today there is a good margin to the network's capacity limits and will most likely be able to handle any load increases that may come in the near future.

Det pågår idag en omställning av energisystemet mot ett hållbart energisystem och det ställer också krav på utvecklingen av elnätet. För att skapa ett hållbart energisystem behövs incitament för såväl kunder som för nätbolagen att skapa effektivare nätanvändning. Nätet kan inte samhällsekonomiskt dimensioneras efter största möjliga potentiella effekt och lasttoppar behöver reduceras och kunna styras, i synnerhet med avseende på framtida användning i form av laddning av elbilar och intermittent elproduktion. Efter energieffektiviseringsdirektivet ska nätbolagen ges incitament till att skapa efterfrågeflexibilitet och en attraktiv väg att undersöka är genom ny utformning av nättarifferna. Ett hinder med dagens tariffer mot utvecklingen av smarta elnät är att de inte stimulerar till hushållning av effekt och därmed inte leder till att elnäten utnyttjas på ett effektivt sätt. Dessutom har de nuvarande tarifferna dålig kostnadsriktighet, vilket innebär att kundernas kostnader för elnätet inte speglar de kostnader som nätägaren har. Detta ger en orättvis kostnadsfördelning för kunderna och skickar inte rätt signaler om vilken typ av nätanvändning som är gynnsam. Dessutom skapar det risker för nätbolaget då intäkterna inte drivs på samma sätt som kostnaderna, vilket medför att intäkterna fluktuerar på ett annat sätt än kostnaderna. Syftet med denna uppsats är följaktligen att ta fram ett förslag på kapacitetseffektiv tariffportfölj för Ellevios småkundsegment med målsättningen att den ska vara mer kostnadsriktig än nuvarande portfölj. Denna tariffportfölj ska också analyseras med avseende på förmåga agera laststyrande och se vilka konsekvenser ett eventuellt införande skulle ha för företaget och berörda kunder. Tariffportföljens robusthet vid förändringar på elmarknaden, så som ökad penetration av elbilar och solceller samt temperaturvariationer evalueras också med avseende på företagets intäkter och kundernas kostnadsfördelning. För att uppfylla syftet gjordes en litteraturstudie för att inhämta relevant teori inom området. Dessutom gjordes simuleringar för olika tariffalternativ för att erhålla resultat kopplat till företagets intäkter, lastförflyttningsförmåga och känslighetsanalyser. Simuleringarna gjordes baserat på ett dataset bestående av timvisa mätvärden av elanvändning under drygt ett års tid från cirka 14 000 kunder, resulterande i cirka 140 miljoner mätvärden. Resultaten visar att det är lätt att utforma en kapacitetseffektiv tariff med bättre kostnadsriktighet än i dagsläget när tariffen består av tre komponenter, varav en är en effektbaserad komponent. Kostnadsriktigheten visar sig också vara mer stabil under framtida förändringar och variationer på elmarknaden, vilket minskar behovet av kontinuerliga justeringar av avgifter för att driva in rätt intäkter. En trekomponentstariff med effektavgift skapar också betydande incitament för kunder att hushålla med effekt och framförallt att minska spetslasterna, vilket agerar dimensionerande för nätet och utgör majoriteten av nätbolagens kostnader. Kostnadsförändringarna blir för de flesta kunder inom ± 30 %, vilket tydligt signalerar om kunden har ett effektivt eller ineffektivt användningsmönster med avseende på elnätet samtidigt som tarifferna också ger kunderna större potential att styra över sin egen elnätskostnad. Kostnadsförändringen grundar sig i att kunderna helt plötsligt bär sina egna kostnader för nätet i en allt större utsträckning, vilket också kan anses vara mer rättvist för kunderna. Marginalkostnaden för effekt ökar avsevärt, vilket också skickar starka styrsignaler åt alla kunder att minska effektanvändningen, även för kunderna med oförändrad totalkostnad. Detta leder till ökad hushållning med effekt snarare än energi, vilket är en önskvärd utveckling för elnätsbolagen. Det kan också konstateras att Ei:s incitamentsstruktur är svag i sin utformning och inte ger stora incitament för nätbolag att driva utvecklingen mot effekttariffer, utan att det snarare är andra faktorer som motiverar en sådan övergång. Studiens känslighetsanalyser påvisar en generell trend att tariffer med en effektkomponent är mycket stabilare än tidstariffer och nuvarande tariffstruktur under betydande marknadsförändringar. Variationer ivintermedeltemperatur bedöms inneha den största risken av de utförda känslighetsanalyserna, då den kan ge kraftiga utslag mellan enskilda år och inte heller kan förutses, till skillnad mot ökad penetration av elbilar och solceller. Effekttarifferna väntas också skicka kraftigast prissignaler om lastförflyttning och investering i hushållsutrustning och teknik som hushåller med effekt snarare än energi, vilket är önskvärt ur ett elnätsperspektiv. Baserat på studiens resultat och diskussion rekommenderar författarna en övergång till antingen en årlig effektavgift eller månatlig effektavgift då båda tariffstrukturerna har en god finansiell prestanda och kundvänlighet. För den slutgiltiga utformningen av tariffen och eventuell implementeringsstrategi rekommenderas fortsatta studier inom bland annat förståelse och tillämpning av tariffen hos kunderna. / There is an ongoing transition towards a more sustainable energy system, setting higher requirements on the electricity distribution system. In order to achieve this transition there is a need for incentives for consumers as well as electricity distribution companies to achieve a more efficient utilisation of the grid. It is not socioeconomically viable to design the grid to handle highest theoretical power demand and it is of great importance to be able to reduce the peak load. Especially when considering new changes on the electricity market such as a more electrical vehicles and intermittent power production. According to the energy efficiency directive electricity grid owners shall have incentives to promote demand response, and one possible way is by modernising the pricing strategy accordingly. One barrier against the development of smart grids is that the current tariff design does not incentivise the customers to conserve with power, only the amount of transferred energy. Furthermore, the current tariff design has a poor match between income and cost drivers. The result is an incorrect cost allocation between different customer segments as well as questionable price signals regarding how to use the electricity grid efficiently. The purpose of this report is to propose a new capacity efficient tariff portfolio for Ellevio´s small customer segment with improving the match between income and cost drivers. Furthermore, there is an evaluation on how price signals effects load management and how they will impact Ellevio and affected customers. The new tariff designs’ robustness will also be assessed under several market uncertainties. Investigated uncertainties are temperature deviation and a higher degree of electrical vehicles and micro generation. In order to achieve this purpose a comprehensive literature review of existing knowledge within the field have been performed. Furthermore several simulations for the different design tariffs have been made in order to evaluate monthly cash flows, revenue allocation between the tariffs components, dynamic load management initiated by price signals as well as multiple sensitivity analysis. This has been done by utilising a big data methodology based on hourly measurements of roughly 14 000 customers during 14 months, totalling roughly 140 million measurements. The results indicate that it is easy to design a three component tariff to achieve an excellent revenue-cost allocation. It has been shown that tariffs with a power-based component also maintain this property under considerable changes in the market situation. This results in an increased revenue stability over time and thus reducing the frequency needed of updating the prices. Furthermore, a power-based component in the tariff design increases the costumers´ incentives to adjust their consumption behaviour and ability to reduce their grid costs. This also benefits grid owners by reducing the maximum grid capacity needed and thus reducing the amount of invested capital. A majority of all customers will experience cost changes within ± 30 % of current levels and only a small fraction will face considerable cost increases. This is a direct result of the fact that each customer would carry their own cost that arises for the grid owner. To generalise it can be said that consumers who have a higher than average ratio between peak usage and total usage will face cost increases, but the fact is also true for the other way around. The marginal cost of electricity will at peak hour increase drastically but will also be considerably lower at off-peak hours. This results in a powerful incentive to conserve maximum power usage rather than total energy usage. From a grid owner’s perspective this is a beneficial behaviour and will lead to more efficient investments. From the results it can also be concluded that the incentives from the Swedish energy markets inspectorate1 is weak and has limited economic benefits. Thus, they do not alone act as a driver in the transformation of pricing strategy but can be viewed as a bonus. The study´s sensitivity analysis shows a general trend that a tariff structure with a power-based component creates an increased revenue stability compared with current design and time-of-use (ToU) tariffs. The authors believe that revenue risk arising from mean temperature fluctuations during the heating season should be considered as the largest uncertainty as it heavily influences the revenues and is unpredictable. Power-based tariff designs can steer the development and behaviour of micro production and electrical vehicles to an increased market efficiency. Based on the finding in this report the authors recommendations a transition from current tariff design to a tariff design consisting of three parts including a power-based component. A yearly or monthly power tariff design are the two most attractive options. More knowledge regarding implementation strategy as well as customers response are needed before a final recommendation can be made.

För att öka driftsäkerheten i distributionsnäten pågår kablifiering av luftledningsnät i stora delar av landet. I takt med ökad andel kabel i nätet samtidigt som andelen luftledning minskar medförs betydande tekniska förändringar vad gäller nätets egenskaper. Herrljunga elektriska har sedan en tid tillbaka ett problem med en förhöjd nollpunktsspänning i deras mellanspänningsnät. Följande nollpunktsspänning ligger på en relativt konstant nivå oberoende av väder och aktuell belastning. Det är för Herrljunga Elektriska okänt när och varför denna nollpunktsspänning uppstod men det finns en teori om att problemet uppstod i samband med kablifiering av deras luftledningsnät. Denna rapport redogör kortfattat om för exjobbet relevant teori om elkraftsystemet. Därefter genom litteraturstudie, undersökningar och observationer tas olika hypoteser om felorsaker fram som skulle kunna vara orsaken till den förhöjda nollpunktsspänningen i elnätet. I rapporten beskrivs problematiken som uppstår i samband med kablifiering av luftledningsnät, t.ex. det ökade bidraget av kapacitiva jordslutningsströmmar samt åtgärder åt dessa problem. Syftet med denna rapport är att närmare studera och förklara förhållanden som orsakar en förhöjd nollpunktsspänning och om möjligt kunna identifiera och lokalisera den eller de grundorsaker som ger upphov till nollpunktspänningen så att dessa kan åtgärdas.

Det svenska samhället är idag beroende av en tillförlitlig eltillförsel och det är svårt att argumentera att elberoendet kommer minska i framtiden, sannolikt kan Sverige förvänta sig motsatsen. Av den anledningen medför den moderna samhällsutvecklingen att det ställs allt högre krav på en god leveranssäkerhet i svenska elnät. Därför är också elnätsmarknaden en samhällsbetydande marknad i Sverige. Regeringen med Energimarknadsinspektionen som tillsynsmyndighet ämnar således skapa incitament för nätbolag att vidta leveranssäkerhetsförbättrande åtgärder. Kraftiga stormar i början av 2000-talet har fått som följd att betydande vädersäkringsprojekt genomförts i Sverige. Dessa projekt har till stor del fokuserats mer mot elnät på landsbygden i form av allt mer kablifiering av elnätet, det då tätortsnät typiskt redan har en högre andel kabelnät. Att ersätta luftledningar mot kabel är en åtgärd som branschintuitivt anses vara leveranssäkerhetsförbättrande. Men analytiska metoder har inte använts för att studera vilka relationer som finns mellan olika åtgärder i elnätet och leveranssäkerhet. Denna uppsats önskar därför med hjälp av analytiska och statistiska metoder undersöka vilka investerings- och kostnadsåtgärder som tenderar att vara leveranssäkerhetsförbättrande. Målet är att öka kunskapen i området, men även att försöka visa vilka relationer mellan leveranssäkerhet och processer/åtgärder som finns. Anledningar till varför dessa relationer finns och skillnader mellan relationer undersöks även genom kvalitativa intervjuer med utvalda svenska lokalnätsbolag. Resultatet av studien visar på att det på kort och lång sikt är av stor vikt att främja effektiva processer om leveranssäkerhet ska främjas, det oberoende av nätkaraktär. Effektiva processer har möjlighet att minska leveranssäkerhetsmåtten SAIFI och SAIFI. På lång sikt är det av stor betydelse för lokalnätbolag att implementera hållbara investerings- och kostnadsstrategier för att över tid säkra en hög kvalitet på elsystemet. Ur ett leveranssäkerhetsperspektiv bör lokalnätbolag också reducera leveranssäkerhetspåverkan från felorsaker som har betydande negativt bidrag till leveranssäkerhet, men bör också beakta samhällsekonomiska konsekvenser. Investerings- och kostnadsåtgärder ska inte enbart motiveras utifrån historisk felfrekvens, utan också motiveras efter samhällskostnadskonsekvenser som ett potentiellt avbrott innebär. Det på grund av att den svenska kvalitetsregleringen baseras på samhällskostnaden för avbrott, vilket bör beaktas vid prioritering av åtgärder i elnätet. Som följd av skilda tekniska förutsättningar skiljer sig dock hur processer och reinvesteringar bör fokuseras för olika nätkaraktärer.

Examensarbetet har utförts på uppdrag av Växjö Energi och Elnät AB och är en elkvalitetsanalys av Växjös lokala nät. Målet med analysen var att undersöka av VEAB utvalda objekt för att ge en nulägesbild av elkvaliteten i Växjö.  Elkvalitet blir en växande fråga i takt med utvecklingen av känslig och energisnål elutrustning. Eftersom utrustning av detta slag ökar i alla miljöer är det av intresse att utreda dess inverkan på elnätet. VEAB identifierade fem olika områden i Växjös elnät där störningar har påträffats eller eventuellt kan komma att innebära störningar i framtiden. Mätningar har påvisat att elleveransen är god i de mätpunkter som undersökts. Det framgår tydligt att ökad mängd olinjära enfasbelastningar ökar halten av tredjeövertonen. Detta blir framförallt påtagligt i offentliga miljöer och bostadsområden. Dessa övertoner ingår i det lågfrekventa området och anses inte utgöra ett större problem tack vare VEAB:s starka nät, där dimensioneringen är väl tilltagen för att klara denna mängd övertoner. Fenomenet behöver därför inte prioriteras i den närmaste framtiden. Rapporten har gett en bra kunskap om förekomsten av lågfrekventa övertoner och hur dessa åtgärdas. Rapporten har inte behandlat högfrekventa övertoner, men indikation på att fenomenet förekommer i anläggningar är tydlig. Behovet av att utreda dessa i framtiden kommer sannolikt att vara av stor vikt, då det i nuläget finns bristfällande kunskap om dess konsekvenser i elnät och anläggningar. Under mätningarna har det registrerats tolv transienter som alla är av typen impulstransienter, vilket innebär att de har låg energimängd och påverkar sannolikt endast närliggande utrustning. Huruvida störningarna leder till interferens är oklart, då apparater skall ha en viss immunitet mot störningar enligt gällande EG direktiv. Uppkomsten härleds, i detta fall, till aktuell anläggning eftersom omkopplingar i nätet oftast genererar högfrekventa transienter med högt energiinnehåll. Störkällan till impulstransienter är i många fall svår att utreda i en komplex anläggning. Det kan handla om till- och frånkoppling av induktiva belastningar som hissar, fläktsystem och mindre kopplingsutrustningar t.ex. strömbrytare och kontaktorer. / The project was commissioned by the Växjö Energy and Electricity Ltd and is a power quality analysis of Växjö's local network. The goal of the assay was to investigate the VEAB selected items to provide a current picture of the quality of electricity in Växjö.Power quality is a growing issue in accordance with the development of sensitive and energy efficient electrical equipment. Since equipment of this type is increasing in all environments, it is of interest to investigate its effect on the power grid. VEAB identified five regions of Växjö's electricity network where disturbances have been found, or possibly could lead to disruptions in the future. Measurements have shown that the electricity supply is good in the points examined. It is clear that the increased amount of nonlinear single-phase loads increases levels of the third harmonic. This becomes particularly evident in public places and residential areas. These harmonics are included in the low frequency range and is not considered a major problem due to VEAB's strong power lines, where the dimensioning is large enough to sustain this amount of harmonics. The phenomenon is therefore not a priority in the near future. The report has given a good knowledge of the existence of low-frequency harmonics and how they are dealt with. The report has not considered the high frequency harmonics, but the indication that the phenomenon occurs in facilities is clear. The need to investigate these in the future is likely to be of great importance, as there is currently a shortage of knowledge of its consequences in electricity networks and facilities During the measurements, it has recorded twelve transients that are all of type impulse transients, which means that they have a low amount of energy that probably only affects nearby equipment. Whether the disorders lead to interference is unclear since the equipment must have a certain immunity to interference, according to current EC Directives. The appearance is derived, in this case, to the current facility since switching’s in the network usually generates high-frequency transients with high energy content. The source of the disturbance impulse transients is often difficult to determine in a complex installation. This may include on-off switching of inductive loads like elevators, fan systems and smaller cabinets such as switches and contactors.

When planning new wind farms, the cost for the internal electrical grid is estimated to account for 8-9 % of the total investment cost. On top of that, the cost for accumulated reduced income over several years (due to electrical losses), has to be added. The economic lifespan is relatively long (about 20 years) which means that an error in the loss calculation could lead to a bad decision basis. The accumulated reduced incomes due to electrical losses can be higher than the initial investment cost for the internal electrical grid. Today, Statkraft Sweden is using a template number when estimating the electrical losses in a wind farm. The actual losses are probably lower than the template number which could lead to an unnecessary high loss cost when planning a new wind farm. The aim of this M.Sc. thesis is to develop a better method than the one currently used to estimate the electrical losses in an early stage of the planning process. With necessary information of the proposed wind farm, an early calculation can be done.The user will then have the option to make changes in the wind farm to minimize losses, long before the wind farm is actually built. In the initial stage of the thesis, the components generating losses was modeled using available literature. Next, a MATLAB-program was constructed where the user could build a proposed wind farm consisting of wind turbines, cables and transformers. The program was named Wind Farm Electric System Calculator (WFESC). Finally, WFESC was verified with measurement data from one of Statkraft’s wind farms in Småland, Sweden. WFESC can simulate the electrical losses and production from a wind farm. The simulation takes turbine information, cable types and transformer specifications into account. The user gets detailed information about the different types of losses which makes it possible to minimize losses in the wind farm. In a comparison, WFESC presents a result that differs 5 % from measured data acquired from one of Statkraft’s wind farms in Sweden. The difference between data produced with WFESC and measured data emerges from approximations done in WFESC and difficulties in estimating cable temperatures in a wind farm. The conclusion is that WFESC estimates the internal electrical losses well and can be used when planning a wind farm.

The Swedish Energy Market Inspectorate, Ei, has an assignment toregulate the revenue cap for the network operators in Sweden. As apart of this regulation there is an incentive for the networkoperators to lower their network losses. This incentive wereintroduced 2016 as a norm level based upon the network operatorsown historical values of network losses. If the operators manageto lower their network losses compared to their own norm levelthey are given a higher return on their asset base. The aim of this thesis was to evaluate the possibilities to createa function form calculations of norm levels based upon theconditions under which each network operator perform and ifpossible direct this function. The conditions for creating suchfunction were investigated by analysing data of differentparameters in the Swedish networks to find which of them thatcould describe the losses through a function. The number of customers per kilometre line was found to be thesingle most important parameter to describe the network losses. Bycombining the number of customers per kilometre line with aparameter for the part of the energy that is feed out at highvoltage the function could describe the losses even better. Usingthis function will give the network operators more long timeincentives to lower their network losses than the norm levelsbased upon their own historical values of network losses.

Examensarbetet omfattar ett beredningsarbete för ett distributionsnät 0,4 kV/12 kV kring Långekärrs skola i Tjörns kommun. Beredningen utförs av TROLK El & Tele AB på uppdrag från nätägarna Ellevio och består av en ombyggnation. Projektet berör 34 kunder och innefattar rasering av 3,1 km luftledning, nybyggnation av 6,4 km markförlagd kabel, 4 nätstationer och 8 kabelskåp som skall ersättas mot nya samt rasering av en lågspänningstransformator. Detta för att Ellevio skall bevara sin höga leveranssäkerhet på 99,98 %. I denna beredning sker ett fältbesök för att få en bättre förståelse kring projektet och de förutsättningar som finns. Under fältbesöket tas foton som är till hjälp vid val av placering av nätstationer, kabelskåp och kablar. Tillstånd från Länsstyrelsen, kommunen och Trafikverket söks, men utförs av TROLKs projektledare då detta beredningsarbete görs parallellt med TROLK. Tillvägagångssättet beskrivs däremot i rapporten. I beredningen övervägs två alternativ för kabeldragning på ett berg som är ett naturvårdsområde mellan Toröd-Vik. Ett alternativ är att göra likadant som det befintliga nätet och sätta upp nya kompositstolpar samt en hängkabel. Men beredarna väljer istället att utföra det andra alternativet som innebär att placera kabeln i ett skyddsrör och sedan klamra fast det på berget. Fördelar och nackdelar jämförs kring vilken sida av väg 727 kabeln skall förläggas på, vilken sida som kräver mer arbete och vilken sida som ger mest intrång på fastighetsägarnas tomter. Kostnaden för projektet beräknas med hjälp av Ellevios interna enhetsprislista som bygger på EBRs kostnadskataloger. Projektet är beräknat till att kosta cirka 1,4 miljoner SEK. / This thesis concerns a preparatory work for a distribution power grid 0,4 kV/12 kV in the area Långekärrs school on the island of Tjörn. The preparation is made by TROLKs El & Tele AB at the request from the network owner Ellevio AB and consists of a reconstruction. The project affects 34 subscribers and includes demolition of 3,1 km overhead power lines, construction of 6,4 km underground cable grid and replacement of 4 substations and 8 cable cabinets. This because Ellevio shall maintain their delivery reliability of 99,98 %. In this preparation, there is one field visit to get a better understanding about the project and the conditions. During the field visit photos are taken which are helpful for the placement of the substations, cable grids and cables. Permissions from the County Administrative Board, the municipality and the Swedish Transport Administration are sought, but are done by TROLKs project leader since this preparatory work is done parallel with TROLK. However, the procedure is described in the rapport. In the preparation two options are considered for cabling on a mountain that is a conservation area between Toröd–Vik. One option is to do as it was before and put up new composite poles and overhead cable. But the preparers instead are choosing a second option which means that the cable will be placed in a protection pipe and then attach it to the mountain. Advantages and disadvantages about which side of the road 727 the cable shall be placed at is being considered. Which side of the road is decided by where it will be the least amount of work and intrusion on the subscribers properties. The cost of the project is calculated with the help of Ellevios internal pricelist that is buildt upon the cost index of EBR. The total cost is estimated to 1,4 million SEK.

I Sverige sker en omställning till förnyelsebar elproduktion, tidigare har vi förlitat os på bland annat vattenkraft som har varit enkel att reglera och på så sätt anpassat produktionen efter konsumtionen. De förnyelsebara energikällorna som sol och vindkraft kan inte styras på samma sätt och risken för obalans mellan produktion och konsumtion ökar.  De olika förbrukarna i ett elnät, som exempelvis villor följer samma förbrukningsmönster vilket gör att totaleffekten för nätet blir hög under vissa perioder. Elnätet måste vara dimensionerat för att klara höga effekter, även om behovet är kortvarigt. Inom Arvika elnät sker mycket liten elproduktion och de måste importera stora energimängder till nätet. Arvika Teknik AB köper in el till nätet från Ellevio via ett effektabonnemang. Kostnaderna för inköp kan sänkas om nätets effektbehov minskas. I detta arbete undersöks effektbehovet i nätet för att få en förståelse för nätets beteende. Efterfrågeflexibilitet kan användas för att sänka effektbehovet, nätavgiften kan sänkas genom justering av avtalad effekt från Ellevio.