Ökade miljökrav tillsammans med ett statligt stöd och en ökad miljömedvetenhet hos gemene man har medfört att intresset för förnybar elproduktion har vuxit. I takt med sjunkande priser på solceller tack vare ökad konkurrens samt massproduktion kan ett fortsatt ökat intresse förväntas. Syftet med studien är att undersöka hur spänningen i lokalnätets lågspänningssida i landsbygden påverkas av nätanslutna solcellssystem. Samt hur effektförlusterna påverkas. Frågeställningarna var, hur stor installerad effekt kan anslutas utan att acceptansgränsen överskrids eller transformatorer överbelastas, även spänningsvariationer och el kvalitéten utifrån dess regelverk togs hänsyn till samt hur företaget kan påverkas ekonomiskt. Materialet som användes i studien bestod av simuleringar och nätberäkningar på två lågspänningsnät utförda i dpPower. I det ena nätet simulerades både en-och trefasigt anslutna solcellsanläggningar med märkeffekt 4,5 kW i olika driftscenarion. I det andra nätet simulerades enbart trefasigt anslutna anläggningar med märkeffekter mellan 4,5 kW och 17 kW. I samtliga driftscenarion råder, vid anslutning av solceller, lägsta förbrukning hos abonnenter framtagna från bearbetade timvärden för ett helt år. Erhållen data för samtliga anslutningspunkter sammanställdes och analyserades i Excel. Där valdes att grafiskt presentera några av de anslutningspunkter där otillåtna händelser uppstod, vilka var överspänning, spänningsförändring vid inkoppling samt spänningsobalans. Det som tydligast framgick var att enfasigt anslutna anläggningar påverkar nätet negativt i mycket större utsträckning jämfört med trefasigt utförande. Vidare visade resultatet att storleken av den totala installerade effekten kan vara lika stor som transformatorns märkeffekt, utan att transformation överbelastas. Däremot undersöktes inte effekt för acceptansgränsen vidare, då det visade sig att mer intressant var att identifiera nätets svaga punkter som kom att sätta gränser för vilka effekter som var möjliga att ansluta. Målet med studien var att resultatet kan ligga till grund för en utveckling av handlingsplan samt fortsatt analys hos Dala Energi AB, gällande anslutning av mikroproduktion, i kombination med rekommenderade förfaranden beskrivna i Svensk Energis rapport MIKRO.

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.

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.

Detta examensarbete har genomförts i samarbete med Arvika Teknik AB. Rapporten undersöker två bostadsområden i Arvika lokalnät, där syftet är att ge vägledning om framtidens energibehov för elbilar samt om solceller kan hjälpa till och minska effekttoppar. Rapporten visar på att lokalnät i vissa fall har stora effektutrymmen som kan användas till laddning av elbilar. Ytterligare visas att solceller endast kan ha en marginell inverkan på effekttoppar. Utmaningarna för nätbolagen innefattar många andra faktorer än de som berörs i denna rapport. Rapporten ger viss vägledning men mycket arbete återstår. Problem med elbilsladdning kommer inte komma de närmaste åren men på sikt kommer det vara viktigt att utveckla metoder att styra elbilsladdningen. / This bachelor thesis is collaborated with Arvika Teknik AB. It’s an analyse of two local grids in Arvika. The purpose is providing guidance of future energy needs for charging of electric vehicles and whether photovoltaics is able to reduce power peaks. The report shows that some local grids have good capabilities to meet future power demand from charging electric vehicles. This thesis also shows that photovoltaics potentially has a fringe possibility to cut current power peaks. There are many more challenges for network operators than what is referred to here. Hence the report gives some guidance, but more research is needed. For both areas investigated, problems due to power shortages related to charging electric vehicles will not occur in the next few years. But as the number of electric vehicles rises it will be important to find methods to distribute the charging sessions.

<p>I januari 2005 orsakade stormen Gudrun stor förödelse i de svenska elnäten. Återuppbyggnadsarbetet pågår fortfarande samtidigt som stora nyinvesteringar sker. Flera av nätbolagen aviserar dessutom en fördubbling av investeringsvolymerna inför 2007. För att Vattenfall Service Syd AB (VSS) som entreprenadbolag skall kunna möta denna efterfrågan behöver de inte bara expandera utan också effektivisera sitt arbetssätt. Syftet med detta examensarbete är att VSS skall få in värdefulla synpunkter och förbättringsförslag av utomstående som inte har det traditionella synsättet på lokalnätsbyggnation. För att kunna effektivisera verksamheten och frigöra mer kapacitet behöver VSS se över sina arbetsprocesser. Examensarbetet har utförts bl.a. genom fältstudier i pågående byggnationsprojekt, genomgång av projektdokumentation samt intervjuer av personal. Även viss praktik med beredare och montörer har genomförts, detta för att öka förståelsen av och insikten i arbetssätt och problem. Problem som har identifierats är bl.a. brist på kommunikation vid överlämnandet av projekten, mycket dubbelarbete vid karthanteringen samt undermåliga projekteringar och beredningar. Några lösningsförslag på detta kan tänkas vara: Att införa en styrd montörspraktik i 2-3 månader innan man börjar arbeta som beredare. Man bör även ha en ökad fokusering på projekteringsunderlaget vid överlämnandet så att detta överrensstämmer med upphandlingen. Beredarna som arbetar mot Vattenfall Eldistribution bör arbeta i och utbilda sig i hanteringen av Netbas.</p>

I januari 2005 orsakade stormen Gudrun stor förödelse i de svenska elnäten. Återuppbyggnadsarbetet pågår fortfarande samtidigt som stora nyinvesteringar sker. Flera av nätbolagen aviserar dessutom en fördubbling av investeringsvolymerna inför 2007. För att Vattenfall Service Syd AB (VSS) som entreprenadbolag skall kunna möta denna efterfrågan behöver de inte bara expandera utan också effektivisera sitt arbetssätt. Syftet med detta examensarbete är att VSS skall få in värdefulla synpunkter och förbättringsförslag av utomstående som inte har det traditionella synsättet på lokalnätsbyggnation. För att kunna effektivisera verksamheten och frigöra mer kapacitet behöver VSS se över sina arbetsprocesser. Examensarbetet har utförts bl.a. genom fältstudier i pågående byggnationsprojekt, genomgång av projektdokumentation samt intervjuer av personal. Även viss praktik med beredare och montörer har genomförts, detta för att öka förståelsen av och insikten i arbetssätt och problem. Problem som har identifierats är bl.a. brist på kommunikation vid överlämnandet av projekten, mycket dubbelarbete vid karthanteringen samt undermåliga projekteringar och beredningar. Några lösningsförslag på detta kan tänkas vara: Att införa en styrd montörspraktik i 2-3 månader innan man börjar arbeta som beredare. Man bör även ha en ökad fokusering på projekteringsunderlaget vid överlämnandet så att detta överrensstämmer med upphandlingen. Beredarna som arbetar mot Vattenfall Eldistribution bör arbeta i och utbilda sig i hanteringen av Netbas.

The number of photovoltaic (PV) systems increases annually in Sweden and the installation rate increases every year. The Swedish Energy Agency predict more than a doubling of the amount of electricity generated from PV systems by the year 2025, compared with today’s numbers. There are certain challenges that arise when connecting PV systems to the electric grid, concerning quality of various grid parameters, including the voltage. First, there is a risk of voltage variations due to the lack of swing mass in the PV system, to counteract changes. Voltage variations can also occur due to the unpredictability of the power source which is solar radiation. Secondly, there is a risk of increased voltage when the power production from the PV system is maximized while the power demand is low. The purpose of this report was to help network operators to understand how grid-connected PV systems affect grid voltage levels, and what measures may be necessary to strengthen the grid in the face of a continued increase in PV system installation. A residential area in E.ON's low voltage grid in the municipality of Halmstad, Sweden, was studied, where approximately 20% of the customers currently have installed PV systems. The customers were distributed over 5 groups connected to the area’s substation. Measurements were carried out at the substation which showed that the power changed direction on sunny days. Measurements were also carried out at the customer's connection point, which showed voltage increases on sunny days. In addition, future scenarios were simulated where the PV installation rate in the area was increased to investigate the hosting capacity in the area, before grid strengthening measures were necessary to manage the solar installations. The results showed a variation between the groups regarding how well equipped they were for an expansion of PV installations, which was probably due to a combination of the distance to the substation and the number of customers in the group. The simulations showed how the voltage level depended on the distance to the grid station and on the number of PV systems. Network strengthening measures to cope with a future scenario with 100% installation rate were studied. Cable reinforcement was not a sufficient measure for two of the groups, a sectioning of the group was necessary.

Denna rapport analyserar följderna av en spänningshöjning i ett mellanspänningsnät från 6 kV till12 kV alternativt till 20 kV. Rapporten undersöker ett befintligt elnät i södra Sverige som ägs avMellersta Skånes Kraft ek. För. (MSK). Det består av 177 stycken transformatorer, har ca 2500kunder och överförde totalt runt 32 GWh år 2016.Rapporten är uppdelad i tre delar, den första delen behandlar de tekniska aspekterna av en förhöjdspänningsnivå, den andra delen behandlar de ekonomiska följderna detta kan medföra och dentredje delen presenterar slutsats och diskussion.Elnätet simulerades i programvaran Neplan och elektriska beräkningar utfördes på olika driftfallunder årets månader. Lasterna i nätet fastställdes bland annat genom att använda Velandersmetod. Information och indata av nätets komponenter inhämtades genom produktblad, kontaktmed tillverkare och MSK samt genom diverse litteratur.Rapporten visar att en ökad spänningsnivå i elnätet minskade transmissionsförlusterna ochmedförde lägre kostnader för elnätföretaget. Det medförde också andra tekniska fördelar,exempelvis att spänningsfallet minskade, belastningsgraden av nätets komponenter minskade samtatt kortslutningsströmmen blev lägre. En högre spänningsnivå ökade nätets generering av reaktiveffekt.Elnätföretagets intäktsram förändras vid en förhöjd spänningsnivå, dels till följd av det tillägg somerhålls vid effektivt utnyttjande av elnät, dels då vissa anläggningsdelar i nätet ersätts. Lönsamheteni att investera inför en ökad spänningsnivå berodde på flera faktorer, bland annat vilka typer avanläggningsdelar som behövde ersättas, kapitalstrukturen på investeringen och elnätföretagetskalkylränta. I lönsamhetsanalysen använder rapporten internräntemetoden.I fallet för MSK antogs samtliga av elnätets transformatorer behöva ersättas vid en ökadspänningsnivå, vilket således ökade intäktsramen inför nästa tillsynsperiod med totalt ca 3,4 Mkr.Internräntan för investeringen bestämdes till 4,62%. En viss osäkerhet råder dock kring ett antalav elnätets olika anläggningsdelar (kablar, ledningar och transformatorer) vilket kan påverkainvesterings omfattning, utfall och om nätet kan hantera en förhöjd spänningsnivå i sitt nuvarandeskick. / This report analyses the consequences of an increased voltage level in a medium voltage gridfrom 6 kV to 12 kV alternatively to 20 kV. The report examines an existing electricity grid insouthern Sweden, owned and operated by the power company Mellersta Skånes Kraft ek. För.(MSK). It consists of 177 transformers, has approximately 2500 customers and transferred 32GWh (incl. losses) in 2016.The report is divided into three parts, the first part addresses the technical aspects of an increasedvoltage level, the second part addresses the economic consequences that this implies and thethird part presents the conclusion and discussion.The grid was simulated in Nepal software and electrical calculations were performed on 12different operating modes, one for each month of the year. The loads in the network weredetermined by using Velander's method. Information and input-data of network componentswere obtained through product sheets, direct contact with manufacturers and MSK and as wellas through various literature.The report shows that an increased voltage level in the grid reduced transmission losses andresulted in lower costs for the grid owner. It also brought other technical benefits, such as lowervoltage drops, lower load intensity of network components, and lower short circuit current. Ahigher voltage level increased the network's generation of reactive power.The grid company’s revenue frame changes with an increased voltage level, partly because of thebonus that is obtained through efficient utilization of the grid, partly by replacing certaincomponents in the grid. The profitability of investments imposed by an increased voltage levelquickly became complicated due to several factors. Including what type of components thatneeded replacement, the capital structure of the investment and the electricity company's rate ofinterest. In the profitability analysis, the report uses the internal rate of return method.In the case of MSK it was assumed that all the power grid transformers needed replacement withan increased voltage level, thus increasing the revenue frame for the next supervisory period byapproximately 3.4 million SEK. The internal rate of return for the investment was found at 4.62%.However, some uncertainty exists about several components (cables, wires and transformers) inthe grid, which may affect the profitability of the investment and the grid’s capability to handle anincreased voltage level in its present state.

Inom en nära framtid kan antalet elbilar i samhället vara många gånger större än det är idag. Någon enstaka elbil påverkar inte elnätet men när mängden laddbara fordon ökar kommer elnätets förutsättningar förändras. Därför vill Skellefteå Kraft undersöka hur deras lågspänningsnät kan komma att påverkas av en storskalig utbyggnad av laddinfrastruktur.   Det här examensarbetet undersöker hur lågspänningsnätet i olika typer av områden är belastat idag och simulerar att de fler och fler av de boende i området köper elbil. Fyra olika områden undersöks för att se vilka skillnader som finns mellan dessa och skapa en uppfattning om vilka typer av områden som kan bli störst bekymmer i framtiden. Tidigare har en liknande analys gjorts för ett villaområde och i det här arbetet undersöks ett område med flerbostadshus, ett radhusområde, en by på landsbygden och ett område med en stor personalparkering.   Undersökningarna görs med hjälp av Skellefteå Krafts NIS-system dpPower där man kan utföra nätberäkningar och simulera tillägg av laster bland annat. 25 – 100 % elbilsutbredning undersöks och även olika sorters laddare, den vanligaste som är på 3,7 kW samt trefasladdning på 11 kW. Beräkningarna förenklas genom att hela tiden arbeta med ”worst case – scenario”, till exempel att alla elbilar som finns i ett område laddas samtidigt.   Resultatet av beräkningarna blir att man kan se att landsbygdsnät har större problem med spänningsfall än nät i städer. Städerna har å andra sidan större risk för överbelastning i kablar. Transformatorn kan också bli en begränsande faktor och det sker i huvudsak i områden där transformatorn redan idag är högt belastad.  Slutsatsen av arbetet är att olika bostadsområden har olika stora problem med att ansluta elbilsladdare i framtiden och att två till synes likartade områden kan ha betydande skillnader. På grund av sagda skillnader är generella slutsatser för hela Skellefteå Krafts elnät svåra att dra utifrån de undersökningar som gjorts i rapporten. För att få en tydligare uppfattning om vilka mönster som finns rekommenderas att fler beräkningar genomförs. / In just a few years, the number of electric cars on the Swedish roads will be much bigger than today. To charge those electric vehicles a lot of electricity will be needed, and the power grid will face a new challenge. Skellefteå Kraft Elnät AB wants to learn how their low voltage grid can handle a future with a large amount of electric vehicles and that is why this thesis is written.   This report analyzes how the low voltage grid in different types of areas are loaded today and simulates how it will be affected if the people who lives there uses electric vehicles to a varying extent. Four types of areas are examined to see the distinction between them and to learn which areas will have the biggest problem in the future. Earlier, a similar analysis of a detached area has been made by Skellefteå Kraft. This thesis will continue to look at an area with apartment buildings, one with terraced houses, one large parking lot and a rural area.    The calculations are made with a software, in which it is possible to add new loads to the grid and calculate the voltage drop, loading rate and such. An expansion of electric vehicles to 25 – 100 % of the persons living in an area is investigated and also two different types of chargers. All the calculations are made for a worst case scenario, for example that all the electric cars are charging at the same time.   Rural areas will have bigger problems with voltage drop than the city areas and in the city the loading of the cables will be the main issue. Some transformers will be overloaded early, and the greatest risk is for transformers that is already heavily loaded today.   The conclusion is that different residential areas will have different problems to connect electric vehicles in the future. Two similar areas can have significant different possibilities and challenges. Due to these distinctions it is difficult to draw general conclusions of the entire low voltage grid based on these calculations. It is recommended to do calculations over more areas to get a better understanding of the patterns.

Hårdare krav ställs på leveranssäkerheten i de svenska elnätet. Kraven har ställts som följd av att flertal stormar och oväder har orsakat väldigt långa avbrott historiskt sett i Sverige. Det är nu olagligt att ha ett avbrott längre än 24 timmar. För att nå upp till kraven som ställs på leveranssäkerhet behöver nätföretag investera i sina befintliga nät. Generellt sett sker investering i att byta ut luftledning mot jordkabel. Fortum äger en 12 kV-linje i ett område lokaliserat nordöst om Charlottenberg som är drabbad av avbrott och har hög genomsnittlig ålder. Ett mer tillförlitligt elnät måste upprättas. I den här rapporten ges ett nätförslag som skulle leda till en förbättrad leveranssäkerhet och ökad tillförlitlighet. / Swedish legislation regarding network reliability has changed after the historic storm named Gudrun. It is now a violation to have interruptions in the distribution of electricity lasting longer than 24 hours. To reach needed reliability in the network, companies that distribute electricity need to invest in their existing grids. The general investment performed is exchanging overhead-lines to underground cables. Fortum is the owner of a 12 kV rural power-line, located northeast of Charlottenberg, Sweden. This power-line has interruptions and an overall high age. A more reliable network has to be planned. In this report, an alternative network is proposed, that would lead to improved reliability in the network.