7 Resultat
8.3 Känslighetsanalys
Här presenteras de känslighetsanalyser som gjorts. Först presenteras en analys kring hur antalet solpaneler jämfört med total installerad effekt påverkar. Därefter visas simuleringsresultatet från ett annat område i Trimble NIS för att undersöka hur nätets struktur påverkar elkvalitetsparametrarna spänningsstigning och belastningsgrad. Till sist återges en jämförelse mellan beräkningsresultat i Trimble NIS och Simscape Electrical med samma indata.
8.3.1 Antal solpaneler och total installerad effekt
Andelen total installerad effekt sett till total energianvändning ökar både med effektökningen och mellan delscenario I: 80% effektökning och delscenario II: Basscenario, som presenterat i
Tabell 13 i genomförandet. Det är därför svårt att säga om de ökade problemen i scenario II
beror på fler PV-system i antal eller att den totala installerade effekten är högre. Vid jämförande av Figur 13 och Figur 15 samt Figur 14 och Figur 16 är det tydligt att det mellan fallen är en ökning både i spänning och belastning för de kablar som påverkas. Vissa minskar dock mellan scenario I och II men detta beror sannolikt på att det är kablar som går till en last med ett PV-system i scenario I och PV-systemets inmatade effekt minskar kraftigt mellan delscenario I: 80% effektökning och delscenario II: Basscenario.
Den maximala spänningsstigningen och belastningen för samtliga delscenarier för varje kabel som går ut till ett fack finns presenterade i Figur 19 nedan tillsammans med den totala installerade effekten i området som andel av total elförbrukning. Belastningen i K34 är nästintill oförändrad genom samtliga simuleringar, vilket beror på att det på detta fack inte finns några PV-system i scenario I och endast ett i scenario II. Under K1 sker nästan en fördubbling av antalet PV-system, från fyra till sju, mellan fallen. Under K55 sker en ökning från sex till 15 och under K86 en ökning från sju till 21, allt exkluderat existerande system. De två fack som har flest PV-system redan i scenario I har betydligt högre spänning än de andra men sjunker också i övergången till scenario II i motsats till de med färre PV-system där spänningen istället ökar. Trots att den totala installerade effekten ökar mellan delscenario I: 80% effektökning och delscenario II: Basscenario minskar spänningen i K55 och K86, vilket indikerar att den installerade effekten per solpanel påverkar mer än den totala installerade
effekten. Ökningen som sker i K34 är rimlig eftersom det i scenario I saknades PV-system här men ökningen i K1 är något motsägande tidigare konstaterande eftersom ökningen sker tillsammans med ökningen av den installerade effekten och antalet system. Den slutsats som kan dras är därmed, likt teorin påvisat att nätets karaktäristik gör att det är olika känsligt för olika typer av installationer. Det går inte att dra några konkreta slutsatser kring strukturen under dessa fack, men något som kan konstateras är att facket under K1 är mer linjärt med färre förgreningar än övriga fack.
Figur 19. Spänningsökning och belastningsgrad i kablarna K1, K55, K34 och K86 för nuläge och samtliga delscenarier.
8.3.2 Nätstruktur
Här presenteras den känslighetsanalys som gjordes på ett annat av de 22 områdena som identifierades genom områdessegmentering. I Tabell 22 presenteras transformatorbelastningen,
Figur 20 den maximala spänningsstigningen och Figur 21 den maximala belastningsgraden.
Samtliga innefattar nuläget, basscenariot och en effektökning upp till 80 procent och resultatet är presenterat sorterat efter de största värdena vid 80 procents effektökning. Basscenariot innebär i detta område en installerad effekt motsvarande 20 procent av områdets totala årliga elanvändning.
Transformatorbelastningen i område 2 kvarstår oförändrad genom de fem första delscenarierna, se Tabell 22, sannolikt beroende på vinterns höga laster. En effektökning på 60 procent medför en ökning då den installerade effekten och överproduktionen överstiger vinterns behov.
Tabell 22. Transformatorbelastning för område 2. Delscenario Transformatorbelastning [%] Nuläge 36,1 Basscenario 36,1 10% effektökning 36,1 20% effektökning 36,1 40% effektökning 36,1 60% effektökning 37,0 80% effektökning 41,6
Resultatet för område 2 är på många sätt likt resultatet för område 1. Det kan även här konstateras att de kablar som enligt Figur 20 ligger långt ifrån transformatorn och har negativ maximal spänningsstigning i nuläget, alltså en maximal spänning under 400 V, är de som är mest känsliga för förändringen. Spänningen i detta område blir dock aldrig särskilt hög, inte ens i extremfallet med 80 procents effektökning och den största skillnaden ses mellan nuläget och basscenariot. Likt det första området påverkas spänningen för alla kablar. Spänningen ökar konstant i och med effektökningen för alla utom en kabel, vilket framgår av Figur 20 nedan. Denna kabel är en koppling mellan två kabelskåp och att spänningen här ökar för att sedan minska och därefter öka igen är svårförklarat och antas därför bero på fel i mätningen eller databehandlingen.
Figur 20. Maximal spänningsstigning för respektive kabel i känslighetsanalysen där kablarna sorterats efter maximal spänningsstigning i delscenariot 80% effektökning.
-0,5 0,5 1,5 2,5 Spä nni ng sö kni ng [%]
Område 2. Maximal spänningsstigning
Nuläge Basscenario 10% effektökning 20% effektökning
Den maximala belastningsgraden för område 2 liknar också område 1 där en del kablar kvarstår oförändrade medan andra, de i anslutning till laster som installerar PV-system, ökar. En kabel sticker ut och har betydligt högre belastning än de övriga, denna har också hög belastning redan i nuläget. Denna går direkt från transformatorn till ett kabelskåp med sex laster, varav en har solpaneler i nuläget vilket kan vara förklaringen till att belastningen redan då är hög. Ett fåtal kablar ökar från nuläget till basscenariot och förblir sedan oförändrade samtidigt som vissa minskar från nuläget och därefter förblir oförändrade. Båda dessa är sannolikt fel där det första möjligen kan förklaras att det i simuleringarna missades att ändra effekten på de installerade panelerna i och med effektökningen. De som minskar från nuläget är mer svårförklarliga eftersom solpanelerna endast producerar på sommaren borde de inte kunna förbättra situationen på vintern. Även detta antas bero på imperfekt indata.
Figur 21. Maximal belastningsgrad för respektive kabel i känslighetsanalysen där kablarna sorterats efter maximal belastningsgrad i delscenariot 80% effektökning.
Scenariot som undersökts här är motsvarande scenario I eftersom båda dessa basscenarier innebär ett lokalt uppfyllande av solelsmålet. Den maximala spänningsstigningen i scenario I: 80% effektökning var fyra procent medan den i detta område understiger tre procent. Den maximala belastningsgraden är istället värre i detta område sett till det högsta värdet men ser därefter liknande ut. Likt slutsatser från teorin är det alltså tydligt att det finns skillnader mellan olika områden. Vad dessa skillnader vidare beror på är svårt att utläsa men sannolikt handlar det både om specifika egenskaper i kablar samt nätens övergripande struktur och utformning. 0 10 20 30 40 50 60 70 B el as tni ng sg rad [%]
Område 2. Maximal belastningsgrad
Nuläge Basscenario 10% effektökning 20% effektökning
8.3.3 Simscape Electrical och Trimble NIS
Simscape Electrical och Trimble NIS använder som nämnt samma beräkningsmetod, varför
resultatet sannolikt bör överensstämma förhållandevis bra. I Simscape Electrical byggdes nätet dock upp från grunden, med vissa förenklingar, medan ett färdigt nät användes i Trimble NIS. Förenklingar som gjordes var bland annat att sätta kapacitansen i kablarna till noll och använda samma momentana last för samtliga hushåll. I Figur 22 nedan återges skillnaden i resultat mellan de två verktygen för delscenario II: Basscenario. Resultatet från Simscape
Electrical är presenterat med variationsstaplar där den högsta punkten avser simulering med
samtliga laster på 5 800 kWh/år, resulterande i en minsta effekt på 278 W efter applicering av BETTY-kurvorna, och den lägsta avser simulering med laster på 3 800 kWh/år, resulterande i 182 W. Mittpunkten är ett medelvärde av dessa två resultat. Den årliga energianvändningen på 5 800 respektive 3 800 kWh baseras på värden från Energimyndigheten.
Figur 22. Jämförelse av resultat från Trimble NIS och Simscape Electrical där resultaten från Simscape Electrical presenteras som variationsstaplar.
Resultatet från de olika programvarorna skiljer sig som väntat något där Simscape Electrical tycks simulera lägre spänning i de kablar med mindre problem och något högre spänning i de kablar med större problem. Trots detta ser helheten mycket lik ut och det visas vara samma kablar som får problem, om än något större problem. Likheten validerar Simscape Electrical som metod för att undersöka åtgärder.
0 1 2 3 4 5 6 7 0 20 40 60 80 100 120 140 Spä nni ng ss tig ni ng [%] Kabel-ID