Med mikronät åsyftas i denna rapport en sammankoppling av solcellsanläggningar som möjliggör delning av elektrisk energi. Målet med undersökningen var att ta reda på vilka förutsättningar som gör att det är fördelaktigt att bygga mikronät. Detta har gjorts genom att undersöka två tidigare fall där mikronät varit intressant och jämföra slutsatserna från dessa fall med resultaten och slutsatserna från en egen undersökning av Södra Hemlingby där mikronät övervägs. Undersökningen av Södra Hemlingby visar att mikronät i deras fall är lönsamt och att tak som troligtvis inte skulle användas till en enskild solcellsanläggning nu kan komma till användning för solceller. Genom att bygga mikronät skulle mängden inköpt el minska, CO2-utsläpp undvikas och eventuellt skulle en högre nivå av Miljöbyggnad kunna uppnås.  Undersökningen av Södra Hemlingby visar också att ett batteri både kan användas till att reducera effekttoppar och att öka egenanvändningsgraden. Vidare dras slutsatserna att bra förutsättningar för mikronät är vid nybyggnation, när grävarbete kan göras tillsammans med andra grävarbeten, när husen som är tänkta att anslutas står nära varandra, då komponenterna i eventuellt befintligt system är kompatibla med mikronätet och således inte behöver bytas ut, då det finns storanvändare av el i systemet, när elanvändningsprofilerna matchar elproduktionen samt då det finns möjlighet till en ordentlig ökning av egenanvändning. Bäst ekonomi uppnås med en storanvändare som är bra på att ta tillvara på produktionen från solpaneler som har ett högt energiutbyte. / The term microgrid in this report refers to a link-up between solar cell plants which make sharing of electrical energy possible. The aim of this survey was to examinate the pre-requisites that makes building of microgrids meaningful. This has been completed by analyzing two earlier cases where microgrids has been evaluated. The conclusions from these cases have been compared with the results and conclusions from an own made survey of Södra Hemlingby where microgrid is considered. The survey of Södra Hemlingby shows that a microgrid would be a profitable investment and that roofs that probably not would qualify for separate plants now was useful. By building a microgrid the amount of electricity from the power distribution grid would decrease, the carbon dioxide emissions would be avoided, and possibly a higher energy classification for the building would be achieved. The survey of Södra Hemlingby also shows that a battery storage could be used for either power reduction or for increasing the own usage rate. The conclusion about good pre-requisites is drawn to be new housing estate, when ditching could be coordinated with other works, short distances between houses in the system, when the components in a existing system is compatible with a microgrid and dont have to be exchanged, when there is a large consumer of electricity in the system, when the electric consumtion profiles matches the production and when there is room for a large increas in own used electricity. Best economy is reached when large consumer of electricity is utilizing the electricity from panels with a high energy exchange.

Markmonterade solcellsanläggningar i norra Sverige behöver ta hänsyn till förekomsten av snö och risken för markinterferens, vilket innebär att snömängden i framkant av panelerna gör att den snö som ackumuleras ovanpå inte kan glida av. Följden blir skuggning av panelerna som därmed får nedsatt eller helt utebliven elproduktion. Syftet med arbetet var att besvara frågeställningar kring vilken montagehöjd som krävs för att undvika problemet samt om den ökade engångskostnaden kompenseras av potentialen till ökad produktion under vintermånaderna. Metoden bestod främst av att jämföra produktionsdata från en solpark i Östersund med värden för solinstrålning och snödjup från SMHI för att avgöra vilken effekt snöskuggning haft på produktionen och hur utfallet skulle ha sett ut vid olika monteringshöjder av anläggningen. Resultaten visar att det finns stor potential till goda produktionsvärden under vårvintern, förutsatt att markinterferens inte finns närvarande. Anledningen beror troligtvis på högt albedo från snötäckt mark och lägre lufttemperaturer vilket har en positiv inverkan på modulernas verkningsgrad. En beräkningsmodell utvecklades för att uppskatta en lämplig monteringshöjd för en solpark utifrån dess tänkta utformning och det förväntade snödjupet på platsen. Förhoppningen är att modellen kan bidra till ökad kunskap för att främja utbyggnad av markmonterade solcellsanläggningar även på nordliga breddgrader. Lönsamheten för ett högre montage undersöktes genom en jämförelse mellan ett prisexempel från en uppförd solpark och ett uppskattat produktionsbortfall från solparken i Östersund vid en teoretiskt lägre monteringshöjd. Det visade att en höjning av Östersundsparken från 50 till 90 centimeter skulle betala av sig enbart genom tillskottet i produktion under perioden februari till april de tre första vintrarna. / Ground-mounted PV installations in northern Sweden need to consider the presence of snow and the risk of ground interference, meaning that the buildup of snow in front of the panels prevents the snow accumulated on top from sliding off. The result is shading of the panels, which in turn reduces or eliminates the electricity production. The purpose of this work was to answer questions regarding the mounting height required to avoid this problem and whether the increased one-time cost for higher mounting is compensated for by the enhanced production during winter months. The method consisted mainly of comparing production data from a solar park in Östersund to solar radiation values and snow depth from SMHI to determine the effect of snow shading on production and the outcome at different installation heights of the plant. The results showed that there is great potential for valuable energy production during the late winter season, provided that ground interference is not present. This is probably due to high albedo from snow-covered ground and lower air temperatures resulting in a positive impact on the efficiency of the modules. A computational model was developed to estimate a suitable mounting height for a solar park based on the intended design and expected snow depth at the site. The intention is that the model can contribute to increased knowledge to promote the deployment of ground-mounted PV systems in northern latitudes. The profitability of higher mounting was investigated by comparing a price example from an existing solar facility and an estimated production loss from the solar park in Östersund at a theoretical lower mounting height. It showed that  increasing the height of the Östersund site from 50 to 90 centimeters in front would pay off solely on the enhanced production during the period February to April of the first three winters.

This thesis investigates the risks associated with connected inverters in solar power installations, focusing on properties owned by Vasakronan, a real estate company with 166 properties, that has invested in solar panel installations on a majority of its buildings. The thesis explores the potential security measures related to both energy and information. Energy security encompasses multiple aspects of ensuring a reliable supply of energy within an infrastructure, necessitating tools for balancing energy production and usage and minimizing dependence on single resources. Robust information security requires the preservation of confidentiality, integrity and availability, which is considered given the organization, cloud and communication security. Interviews were conducted with representatives from Vasakronan’s suppliers of inverters, IT service provider, employees and external field experts. One property served as a case study to understand the internal real estate network structure and data on energy consumption, production and prices was collected. The risk of security breaches was assessed as the sum of factors influencing the likelihood of intrusion, as well as the consequences of such breach. Interviews with employees and IT service providers revealed Vasakronan’s awareness of information security and continuous efforts to enhance it. Interviews with inverter suppliers show varying levels of commitment to information security, with a general recognition of its importance but inconsistent knowledge of mitigation strategies. Many suppliers are cautious about production location, expressing skepticism about Chinese intelligence activities. However, the current risk for Vasakronan and the Swedish power grid is considered low, though the increasing use of solar panels may heighten this risk in the future. Specific threats such as extortion attempts, are identified as more probable, potentially resulting in production interruptions and increased energy costs. The importance of risk diversification through security measures and supplier diversification is concluded from the interviews with field experts. Data analysis indicates that security breaches primarily entail economic losses for Vasakronan, while the societal consequences are seen as potentially serious but unlikely in the short term. The thesis contributes to understanding the risks and the necessity of security measures in solar power installations through an analysis of potential energy and economic consequences of data breaches.

The deployment of large-scale photovoltaic (PV) systems is rising in the Swedish power system, both in quantity and in system size. However, the intermittent characteristics of the PV production raises questions concerning the stability in the electric power grid, and power output fluctuations from the PV systems can lead to voltage quality issues. Hence, the distribution system operator E.ON Energidistribution and the solar energy developer company Solkompaniet are interested in investigating potential challenges and possibilities related to the integration of large-scale PV systems in the electric power grid. This thesis studies fast voltage variations in the electric power grid due to output fluctuations from large-scale PV systems, and examines the possibility to mitigate the voltage variations by reactive power support strategies in the PV inverters. Four studies are carried out to investigate the prerequisites for establishing large-scale PV systems. Firstly, a worst-case study considering eight existing substations in the electric power grid as well as a new substation is carried out, to examine the impact of different parameters on the voltage variations. Parameters such as transformer operation mode, location of the point of connection, switching mode and load capacity are compared in the study. Further, time series calculations are done to investigate the voltage variations over one year, and a study with an oversized PV system is done to investigate the possibility for increasing the PV capacity without grid reinforcements. Lastly, a study is performed with reactive power compensation from the PV inverters to examine the possibility to maintain a stabilized voltage level at the point of connection. The studies are performed in E.ONs network model in the power system simulator software PSS/E, with data for the transmission grid, the regional grid, and parts of the distribution grid included. PV systems with a rated capacity from 32 MWp and upwards are connected to substations in the regional grid, where fast voltage variations on nominal voltage levels of 20/10 kV are studied and evaluated from the perspective of the power producer. From this thesis, it can be concluded that neither of the implemented studies results in voltage variations that violate E.ONs technical requirements on fast voltage variations in the point of connection. Further, the results from the worst-case study show the importance of analysing the specific system of interest when connecting PV systems, since the properties of the existing system have an impact on the voltage variations. The time series calculations show that the voltage variations over a time period of one year are highly influenced by the PV production and the load capacity in the substation, and the study with an oversized PV system shows the possibility for increasing the PV capacity without curtailing large amounts of active power. Finally, the study with reactive power compensation concludes that grid support strategies in the PV inverters may be a key solution for making optimal use of the existing electric power grid and enabling the continued expansion of large-scale PV systems in the Swedish power system. / Utbyggnaden av storskaliga solcellsanläggningar (PV) ökar i det svenska kraftsystemet, både i kvantitet och i systemstorlek. De intermittenta egenskaperna hos energiproduktionen väcker emellertid frågor angående stabiliteten i elnätet, och effektförändringar från anläggningarna kan leda till spänningskvalitetsproblem. Därför är distributionssystemoperatören E.ON Energidistribution och solenergiföretaget Solkompaniet intresserade av att undersöka potentiella utmaningar och möjligheter relaterade till integrationen av storskaliga solcellsanläggningar i elnätet. Detta examensarbete studerar snabba spänningsvariationer i elnätet till följd av effektförändringar från storskaliga solcellsanläggningar, och undersöker möjligheten att mildra spänningsvariationerna genom strategier för reaktiv effektreglering i växelriktare.  Fyra studier genomförs för att undersöka förutsättningarna för att etablera storskaliga solcellsanläggningar. För det första genomförs en värsta-fallstudie med beaktande av åtta befintliga stationer i elnätet samt en ny station, för att undersöka olika parametrars påverkan på spänningsvariationerna. Parametrar som transformatorns driftläge, plats för anslutningspunkten, omkopplingsläge och lastkapacitet jämförs i studien. Vidare görs tidsserieberäkningar för att undersöka spänningsvariationerna över ett år, och en studie med en överdimensionerad solcellsanläggning görs för att undersöka möjligheten att öka solcellskapaciteten utan elnäts- förstärkningar. Slutligen genomförs en studie med reaktiv effektkompensation från växelriktare för att undersöka möjligheten att upprätthålla en stabiliserad spänningsnivå i anslutningspunkten. Studierna utförs i E.ONs nätverksmodell i programvaran PSS/E för kraftsystemsimuleringar, med data för transmissionsnätet, regionnätet och delar av distributionsnätet inkluderat. Solcellsanläggningar med en nominell kapacitet från 32 MWp och uppåt ansluts till stationer i regionnätet, där snabba spänningsvariationer på nominella spänningsnivåer om 20/10 kV studeras och utvärderas ur kraftproducentens perspektiv. Från resultaten kan man dra slutsatsen att ingen av de genomförda studierna resulterar i spänningsvariationer som överskrider E.ONs tekniska krav på snabba spänningsvariationer i anslutningspunkten. Vidare visar resultaten från värsta-fallstudien vikten av att analysera det specifika systemet vid anslutning av solcellsanläggningar, eftersom egenskaperna hos det befintliga systemet har en inverkan på spänningsvarationerna. Tidsserieberäkningarna visar att spänningsvariationerna över en tidsperiod av ett år påverkas starkt av både energiproduktionen och lastkapaciteten i stationen, och studien med en överdimensionerad solcellsanläggning visar på möjligheten att öka den nominella kapaciteten utan att spilla stora mängder aktiv effekt. Slutligen ger studien med reaktiv effektkompensation slutsatser om att strategier i växelriktare kan vara en möjlig lösning för att utnyttja det befintliga elnät optimalt och möjliggöra en fortsatt expansion av storskaliga solcellsanläggningar i det svenska kraftsystemet.