Lagar för att placera ut batterier - Förstärkning av utsatta delar av elnätet med lokala energi

Batterilagring har snabbt blivit mer populärt, men det är inte helt utan lagar och föreskrifter som dessa får användas. Elsäkerhetsverket har släppt en rapport gällande krav kring små- och storskalig energilagring av el [53]. Här kommer de mer översiktliga reglerna behandlas och för fullständiga lagar och regler hänvisas till elsäkerhetsverkets rapport. Det finns två storleksklas-ser på batterier: småskalig- och storskalig anläggning, där gränsen för småskaliga ligger under 11 kW och 230/400 V, och för storskalig anläggning mer än 11 kW och 230/400 V alternativt högspänning. Det här innebär att de anläggningar som den här arbetet behandlar är storskaliga anläggningar. Kraven på elinstallationen av en anläggning täcks av elinstallatörsförordningens krav på elinstallationsarbetets utförande och behörighet för de personer som ska utföra stark-strömsinstallationer. Det här betyder alltså att elinstallationsarbetet endast får utföras av en elinstallatör. För de flesta typerna av installationer krävs vanligen allmän behörighet ABL.

En del batterilageranläggningar kan behöva bygglov beroende på om de uppförs som en egen byggnad eller om de placeras i en redan befintlig byggnad [53]. Även om ett batterilager placeras i en befintlig byggnad kan bygglov krävas om det till exempel är en del av en solcellsanläggning.

Batterilager går under kategorin elektrisk starkströmsanläggning och styrs därför av reglerna i starkströmsförordningen . Denna förordning beskriver innehavarnas ansvar för sin starkströms-anläggning, både vad gäller utförande och arbete vid anläggningen. Det här innefattar också löpande skötsel för drift och underhåll. Eftersom det här arbetet inte har fokus på lagar, hänvi-sas den intresserade läsaren till elsäkerhetsverkets rapport som har riktat in sig på just sådant [53].

4 Resultat

Resultatet nedan sammanfattar det resultat som argumenterades fram i avsnitt 3.4. I Tabell 7 presenteras resultatet av arbetet.

Tabell 7 – Typ av system och storlek på komponenter till respektive område.

Stora Fjäderägg Caseområde

Batterityp Litiumjon

Batteriets energilagringskapacitet [kWh] 54 83

Omformarkapacitet [kW] 20 28

Systemtyp för att upptäcka

ö-drift Passivt

5 Diskussion

Syftet med arbetet är att undersöka om UEEN skulle kunna använda sig av lokala energisystem på områden som är benägna att utsättas för svåravhjälpta avbrott, samt undersöka vilka kompo-nenter som skulle krävas i en sådan lösning. Resultatet av arbetet visar att den bästa lösningen inte behöver någon lokal elproduktionsanläggning. Argumentationen som förs i avsnitt 3.4 visar att en lokal elproduktionsanläggning är överflödig då ingen lösning skulle fungera bra eftersom de antingen inte har tillräckligt hög säkerhet i produktionen för att kunna göra området själv-försörjande, eller så är de lösningar som skulle kunna användas antingen för dyra eller orimligt stora för att kunna täcka behovet. Därför blir elproduktionsanläggningens enda uppgift att fylla energilagret och det kan elnätet göra direkt på ett mycket effektivare sätt. Det här resultatet är intressant eftersom den initiala tanken med arbetet var att lokala elproduktionsanläggningar skulle vara en del av lösningen. En stor del till varför det inte fungerar så långt norrut som Umeå ligger, beror på att vintrarna förstör elproduktionsmöjligheten i solcellerna som ofta används till den här typen av lösningar. Om lösningen skulle ha implementerats längst ned i södra Sverige kanske en annan lösning hade varit den bästa, men som klimatet ser ut här uppe är den bästa lösningen att ladda batterilagret direkt från elnätet.

Målet är att ta fram ett skalbart lösningspaket och lösningen här blir att batteriet skalas upp eller ned beroende på hur stor elanvändningen är på området. Här är Figur 24 ett mycket viktigt resultat för skalbarheten. Den visar hur stor andel av avbrotten som skulle motverkas med ett visst antal timmars batterilager. Här gjordes antagandet att tre timmars batterilager räcker för att motverka drygt 80 % av avbrotten. När syftet med arbetet var att motverka de långa av-brotten, kan ett tre timmars batterilager kännas som för kort reservkraftstid. Tittar vi på Figur 23 och Figur 24 ser vi dock att sannolikheten för att ett långt avbrott ska uppstå är mycket liten. Att dimensionera ett energilager som skulle garantera en reservkrafttid på exempelvis 12 timmar eller mer skulle innebära en stor investering som inte skulle ge särskilt mycket mer sä-kerhet till elnätet. Därför är ett mer rimligt alternativ att ta bort majoriteten av avbrotten och korta ned de längre avbrotten, snarare än att eliminera samtliga avbrott. Med ett tre timmars batterilager sjunker dessutom den statistiska sannolikheten för att ett längre avbrott ska uppstå.

Med tanke på att batterilagret ska dimensioneras för att garanterat kunna motverka alla avbrott under tre timmar, kommer många längre avbrott kunna motverkas eftersom de tre timmarna är dimensionerade efter högsta elförbrukningen under året. Det innebär att om ett avbrott uppstår vid en tidpunkt då lasten är låg, kommer energilagret räcka mycket längre. Den här lösningen förlitar sig på att alla områden har en relativt stor skillnad mellan den högsta förbrukningen och medelförbrukningen. Om förbrukningen i ett område skulle vara mycket jämn över hela dygnet och under hela året, skulle den här lösningen inte längre fungera eftersom den är beroende av att det är en skillnad mellan den högsta förbrukningen och medelförbrukningen. Sannolikheten för att ett område skulle ha en så jämn förbrukning i Umeåregionen, eller vilket område som helst för den delen, är mycket osannolik då elförbrukning följer vaken tid och skillnader i årstider.

Varför valet blev just tre timmar och inte två, fyra eller fler har att göra med att de största an-talet avbrott har en avbrottstid på tre timmar eller mindre. I Figur 24 ser vi att anan-talet avbrott som beräknas vara två timmar eller kortare är ungefär 65 %. Den tar med andra ord alla de korta

avbrotten, men kommer inte kunna motverka de långa avbrotten då dess energilager blir för litet.

I samma figur ser vi att vid tiden fyra timmar har det inte skett en så stor förändring mot för tim-man innan. Den extra timmens energilager skulle endast ta bort ungefär 8 % fler avbrott än ett tre timmar energilager. Ett fyra timmars energilager skulle dock klara ännu längre avbrott än det på tre timmar, men varje kilowattimme lagring kostar och den extra timmens lagring blir ganska dyr, men ger inte så mycket mer i form av motverkade avbrott. Även om alla energilagringstider skulle ge en förbättring i avbrottsstatistiken, är den på tre timmar den lösning som täcker upp ett stort antal avbrott, men som inte blir för kostsam, samtidigt som den har potentialen att klara av längre avbrott. Den 25 % extra dimensioneringen av batteriet gör dessutom att den klarar ännu längre avbrott än bara tre timmar. Syftet med den extra dimensioneringen är dock att minska risken för att batteriet laddas ur för djupt och för att det ska ta längre tid för batteriet att nå 80 % av sin initiala kapacitet. Hur länge det här batterilagret skulle kunna vara igång på området är svårt att spekulera i då det är många faktorer som spelar in. En faktor som arbetet inte tar hänsyn till är om det kommer att bli någon ökning av elförbrukningen i området. Ju mer förbrukningen ökar i området desto kortare tid kommer energilagret kunna motverka avbrott.

Om effektförbrukningen ökar för mycket riskerar också batteriet att inte kunna leverera all den el som området kräver då den effekt som omformaren kan ta ur batteriet har en begränsning.

Anledningen till varför det här inte togs hänsyn till vid beräkningarna är att det inte bor så mycket folk på öar och det är också sannolikt att folk flyttar från ön snarare än att folk flyttar till den på grund av att samhället urbaniseras. Därför är lösningen utformad utifrån antagandet att elförbrukningen kommer se likadan ut på området under en lång tid framöver. Om endast antal cykler tas i beaktning kommer batterilagret klara sig mycket länge då antalet avbrott per år på Stora Fjäderägg är få i jämförelse med hur många upp- och urladdningscykler som ett litiumjonbatteri klarar av. Det är möjligt att batteriet tappar kapacitet av andra anledningar och kanske måste bytas ut innan den nått upp till det teoretiska antalet cykler den ska klara av, men rimligtvis borde den klara sig i många år innan den måste bytas ut.

För att komma fram till funktionen för hur avbrottstiderna kan beskrivas gjordes en del anta-ganden. Det första var att avbrottsstatistiken över landsbygdsnätet följer en weibullfördelning.

I Figur 17 visas QQ-plotten för samtliga mätvärden och den visar inte riktigt den linjäriteten som kan önskas för att kunna säga att sambanden är linjära. Detta beror till stor del på att enligt weibullfunktionen är korta avbrott mest sannolika och längre avbrott blir mer osannolika ju längre de är. Det här förklarar varför de avbrott som var längre än 12 timmar hamnade längre från den linjära kurvan ju längre avbrotten pågått. Eftersom avbrottens täthetsfördelning gäller för de 11 första avbrottstimmarna och täcker upp 489 av 497 mätpunkter antogs därför avbrotten följa weibullfunktionen som dessa avbrott bildar. Det är sannolikt att slumpen kommer att göra så att avbrott som är längre än 11 timmar uppstår, men så långa avbrott är både praktiskt och teoretiskt osannolika att de uppstår och kommer därför inte att påverka utgången så mycket att weibullfunktionen för de 11 första timmarna blir orimlig.

Nästa antagande som gjordes var att avbrotten på Stora Fjäderägg följer samma weibullfunk-tion som landsbygdsnätet sånär som på att avbrotten är längre. Det här antagandet baserades på att det var för få mätpunkter på området för att en egen weibullfunktion skulle kunna tas fram och anses rimlig. Dessutom kan öar ses som en del av landsbygdsnätet, vilket innebär att

typen av avbrott sannolikt är desamma. Dessutom ger det stora antalet mätpunkter som av-brotten på landsbygdsnätet har, en mer generell lösning som blir mer pålitlig när lösningen ska vara applicerbar på andra områden. Om samma studie skulle göras igen om några år då mer avbrottsstatistik skulle finnas att tillgå för Stora Fjäderägg skulle sannolikt inte resultatet skilja nämnvärt då den redan nu ser ut att ha majoriteten av avbrott i de kortare tidsspannen.

Rapporten nämner en del om mikronät som ska ha tillräcklig elproduktion för att kunna ge tillbaka ström till elnätet då produktionen i området är för högt. För att det ska kunna vara ett alternativ i Umeå måste produktionen i området vara tillräckligt hög för att området ska vara självförsörjande och det enda alternativet som skulle fungera året om är vindkraftverk. Det här skapar genast problem då tillräckligt stora vindkraftverk för att klara av en sådan elproduk-tion kräver bygglov och brukar inte gå att sätta upp var som helst. Särskilt inte inom befolkat område då det innebär ett störningsmoment för de som bor där. I de rapporter som behandlar mikronät, ligger dessa oftast i varmare klimat, viket gör att andra produktionskällor som solceller genast blir ett bättre alternativ. Det är framför allt de stora skillnaderna mellan sommar och vinter som gör en lokal elproduktionskälla svårare att implementera i Umeå. Den stora ljus- och temperaturskillnaden mellan sommar och vinter innebär att elkonsumtionen blir avsevärt större vintertid, vilket tydligt visas i Figur 22. I ett varmt land där temperaturen är jämnare mellan års-tiderna är förbrukningen mer konstant, vilket gör att det också blir lättare att dimensionera ett elproduktionssystem. I Umeå måste majoriteten av elen produceras vintertid då konsumtionen är högst samtidigt som det är som svårast att producera el med en lokal elproduktionsanläggning.

Det finns dock en fördel med att lösa problemet endast med hjälp av ett energilager som laddas från elnätet. Det är det faktum att svängmassan i systemet inte skulle påverkas för att elpro-duktionen läggs på en lokal nivå. Vad en sådan här lösning gör är att fungera som en last som konsumerar el vid vissa tidpunkter. När batteriet laddas ur kommer det vara vid tillfällen då området är frånkopplat från elnätet eftersom det blivit ett avbrott. Det här betyder att om den här typen av lösning skulle implementeras i större skala skulle inte svängmassan i de storskaliga elproduktionsanläggningarna påverkas på samma sätt som att elproduktionen hade flyttats ut till dessa områden. Elen skulle fortfarande komma från de stora anläggningarna men tidpunkten då elen faktiskt används av konsumenterna skulle flyttas.

SAIDI var något som nämndes i rapporten och som är den genomsnittliga avbrottstiden för årets alla långa avbrott per kund och år. Även om den här lösningen skulle implementeras på Stora Fjäderägg är det osannolikt att SAIDI skulle förändras märkvärt då det är så få kunders avbrottsstatistik som skulle förändras. För att det ska bli någon skillnad i SAIDI måste ett större antal kunder drabbas av avbrottet, annars skulle det krävas mycket långa avbrott innan ett fåtal kunders avbrott skulle påverka utgången av SAIDI. Därför är lösningen som presenteras i det här arbetet ingen bra lösning om SAIDI:t i elnätet önskas förbättras.

Det här arbetet täcker upp samtliga potentiella elproduktionsanläggningar och energilager som skulle kunna fungera uppe i Umeå med begränsningen att det inte ska vara teknik som är för ny för att kunna användas. Inom respektive område sker mycket forskning och utvecklingen sker snabbt på samtliga fronter. När det här arbetet skrevs är det möjligt att en teknologi som inte

var mogen för tillfället har hunnit utvecklas och kommersialiseras och som inom en snar framtid är den bästa lösningen. Även om det kan finnas lösningar som i någon forskning visat sig vara den bästa i dagsläget, men som fortfarande är i utvecklingsstadiet och inte kommersialiserats än, kan inte en sådan lösning ses som den bästa lösningen då den inte finns tillgänglig än. Det finns också lösningar som väntas slå igenom om något år, men som inte riktigt lyckas ta sig in på marknaden. Bränslecellen med tillhörande vätgaslager är ett exempel på en sådan teknologi. Det har länge setts stor potential i vätgasen men den har inte slagit igenom ännu. Om den teknologin skulle bli bättre, skulle den kunna revolutionera hela marknaden. I kallare länder som exempelvis Sverige skulle möjligheten till att lagra stora mängder energi i form av vätgas göra att det skulle vara lättare att motverka långa avbrott, förnyelsebara energikällor skulle vara lättare att imple-mentera och det skulle finnas möjlighet att skapa ett säsongslager av vätgasen. Det finns som sagt mycket potential, men teknologin har fortfarande hinder som måste övervinnas. För att inte förirra sig i att titta på potentialen som många teknologier kan ha och vilka framtidsprognoser de verkar ha, valdes därför tillvägagångssättet att enbart titta på befintlig teknologi.

Valet av batterityp skedde till stor del utifrån att den skulle behöva lite underhåll och ha en lång hållbarhet. Fast VRLA-batterier är billigare och ändå används inom energilagring visar de på för stora nackdelar för att vara det bästa alternativet. Tanken är att det här batterilagret ska hålla ett tag och inte behöva bytas ut. Därför tror jag att även om litiumjonbatterier är dyrare kommer de att löna sig i längden då de klarar så många fler laddcykler än VRLA-batterier, har låg risk att överhettas och klarar av att laddas ur relativt snabbt och djupt utan att ta skada.

Hur länge litiumjonbatterier kommer att vara den bästa typen av batteri är svårt att säga. I batteriområdet har utvecklingen på sista tiden skett mycket snabbt och det finns en mängd olika typer av batterier som alla har för- och nackdelar. Här finns det rapporter som visar upp resultat på en ny typ av batteri som kommer att revolutionera marknaden eller som kan komma att vara framtidens lösning. Det finns även rapporter som visar upp fördelarna med andra lagringsmedium som även de verkar lovande. I det här valet var det därför svårt att bortse från den kommande potentialen hos andra typer av batterier och lagringssätt, men samtidigt väldigt viktigt att inte lägga för stort förtroende vid de resultat som presenteras då det gäller produkter som inte ännu finns tillgängliga. Därför är ett litiumjonbatteri ett säkert val då den har funnits på marknaden länge och dess styrkor och svagheter är kända och är väl beprövad i många olika områden.

I Tabell 2 sammanställs två review-artiklar för att ge en överblick över vilka egenskaper de olika lagringstyperna har. Här gjordes ett antagande att VRLA-batterierna har samma egenskaper som bly-syrabatterierna. Detta beror på att artiklarna var otydliga i sättet att formulera sig om bly-syrabatterier. Båda artiklarna visar samma värden hos bly-syrabatteriets egenskaper, men det är bara en artikel som nämner något om att VRLA är en typ av bly-syrabatteri. Den artikeln säger att bly-syrabatterier går att dela upp i olika typer där VRLA är en av dem, men specificerar aldrig om datat även gäller för dem. Det är inte orimligt att anta att VRLA och klassiskt bly-syrabatteri har väldigt lika egenskaper då samma reaktioner sker, med enda skillnaden att den ena har en flytande elektrolyt medan den andra inte har det. Det nämndes tidigare i avsnitt 2.5 att det är skillnader mellan dem, men där skillnaderna inte är till VRLA-batteriets fördel, förutom i avseendet att den kräver mindre underhåll. Därför spelar det här antagandet ingen större roll då resultatet ändå skulle förbli detsamma. Litiumjonbatteriet är den bästa lösningen

för den här typen av energilagring i Umeå.

6 Slutsats

Syftet med arbetet var att undersöka om UEEN skulle kunna använda sig av lokala energisystem på områden som är benägna att utsättas för svåravhjälpta avbrott, samt undersöka vilka kompo-nenter som skulle krävas i en sådan lösning. Resultatet av undersökningen visar att det är svårt att implementera lokal elproduktion i Umeåregionen eftersom samtliga typer av lösningar med en lokal elproduktionsanläggning antigen blir för dyra, för svåra att implementera eller helt enkelt inte är särskilt effektiva. Den lösning som är mer trolig att fungera är istället ett lokalt energi-system i form av ett litiumjonbatteri som laddas direkt ur elnätet och som vid avbrott tar över energitillförseln till kunderna i området. Det här gör den tillsammans med en detekterutrustning för oönskad ö-drift. Med andra ord är det inte en gynnsam lösning för UEEN att använda sig av lokal elproduktion tillsammans med ett energilager. En bättre lösning är att endast använda sig av ett energilager för att motverka svåravhjälpa avbrott i utsatta områden.

Målet med arbetet var att skapa ett skalbart lösningspaket. Skalbarheten kommer från täthets-funktionen och den kumulativa fördelningstäthets-funktionen som båda visar att majoriteten av avbrott har relativt låga avbrottstider. Även om det är osannolikt att funktionerna alltid har en perfekt passform för hur avbrotten ser ut på en godtycklig ö, ger de ändå en god fingervisning för hur många och långa avbrotten kan väntas vara. Det är ett mycket viktigt resultat som visar att med relativt enkla medel kan en stor skillnad göras på avbrotten i ett område. Lösningen på att tre timmars energilager kan motverka majoriteten av alla avbrott i ett område är en relativ enkel lösning, men det är i enkelheten som styrkan sitter. Även om ett tre timmars batterilager inte kan eliminera de längsta avbrotten vid en tidpunkt då förbrukningen i området är hög, kommer den ändå minska avbrottstiden. Om det i framtiden kommer att komma någon form av lokal elproduktionsanläggning eller energilager som är ännu bättre än det som togs fram här, spelar det ingen större roll eftersom den här lösningen fortfarande är en bra lösning som troligen skulle fungera länge efter att den installerats.

7 Förslag på fortsatt arbete

Det finns många inriktningar att välja när det kommer till lokala energisystem. Den här rappor-tens syfte var att få ned avbrottstiden i områden som tenderar att ha svåravhjälpta avbrott. Det finns inriktningar i lokala energisystem som riktar in sig på att ta bort effekttoppar som skulle gå att fördjupa sig i och det skulle gå att göra samma studie en gång till om några år för att se

In document Förstärkning av utsatta delar av elnätet med lokala energisystem: En undersökning om lokala energisystem kan implementeras i elnätet för att öka leveranssäkerheten av el till öar (Page 48-59)