4. Resultat
4.2. T233 Stockfallet
Figur 14: Förbrukad medeleffekt för transformator 972 i nätstation T233.
Under dygnet 29-04-21 inträffar den högsta förbrukade medeleffekten mellan klockan 21:00-22:00 (figur 14), medeleffekten från kundmätarna (Uppmätt medeleffekt kundmätare (60 min)) ligger på 85,50 kW medan de summerade medeleffekterna från de högupplösta mätningarna (Beräknad medeleffekt (60 min)) ligger på 87,35kW. Det är också under denna timme som den högst uppmätta medeleffekten för hög upplösning (uppmätt medeleffekt (1min)) kan ses, medeleffekten mäts 21:54 till 102,60 kW. Detta innebär att den högsta toppen är 20 % större än medelvärdet från kundmätarna (Uppmätt medeleffekt (60 min)). Görs samma jämförelse på
30 40 50 60 70 80 90 100 110
00:00 01:00 02:00 03:00 04:00 05:00 06:00 07:00 08:00 09:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00
MEDELEFFEKT [KW]
TIMME
Förbrukning 29-04-21
Uppmätt medeleffekt (1 min) Uppmätt medeleffekt kundmätare (60 min) Beräknad medeleffekt (60 min) Beräknad medeleffekt (15 min)
27 femton minuters intervall (Beräknad medeleffekt (15 min)) ger det en avvikelse på 5 % då medeleffekten upp-mätts till 89,44 kW.
Figur 15: Förbrukad medeleffekt för utgående fack 05 i nätstation T233.
Den högsta uppmätta medeleffekten från kundmätarna (Uppmätt medeleffekt kundmätare (60 min)) under detta dygn mättes till 15,70 kW vilket visas i figur 15. Ställs detta värde mot medeleffekten på 25,80 kW som mättes på minutintervall (Uppmätt medeleffekt (1 min)), samt beräknades för femton minuters intervall (Beräknad me-deleffekt (15 min)) 19,44 kW, skulle det motsvara en avvikelse på 64 % respektive 24 %. Dock noterades den högsta fluktuationen i medeleffekt under timme 19. Medeleffekten per timme (Uppmätt medeleffekt (60 min)) mättes till 10,90 kW, medeleffekten på minutintervall (Uppmätt medeleffekt (1 min)) mättes till 26,40 kW samt den beräknade medeleffekten på femton minuters intervall (Beräknad medeleffekt (15 min)) uppgår till 18,80 kW. Detta innebär en avvikelse på 142 % samt 72 % mot den medeleffekt som samlas in till Qlik Sense (Upp-mätt medeleffekt kundmätare (60 min)).
0 5 10 15 20 25 30
00:00 01:00 02:00 03:00 04:00 05:00 06:00 07:00 08:00 09:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00
MEDELEFFEKT [KW]
TIMME
Förbrukning 10-05-21
Uppmätt medeleffekt (1min) Beräknad medeleffekt (15min)
Beräknad medeleffekt (60 min) Uppmätt medeleffekt kundmätare (60 min)
28 4.2.1. Resultat timmedelvärden
Figur 16: Grafen visar förbrukad medeleffekt i stationen över det dygn där effekttoppen för hela transformatorn var som högst (15-01-21), ljusblå kurva visar den inverterade medeltemperaturen för motsvarande timme.
Stationens uppmätta medeltopplast för året motsvarar 185,20 kW (figur 16), ur ekvation 5 kan det beräknas att detta skulle motsvara en skenbar effekt S=194,95 kVA. Ur ekvation 8 kan det sedan beräknas att detta motsvarar en belastnings effekt av 24 % av transformatorns kapacitet, eller en belastningsgrad på 0,24 då transformatorn har en märkeffekt S=800 kVA. I figur 16 visas även hur tillkomsten av elbilsladdning på 3,7 kW samt 6,9 kW skulle påverka förbrukningen i nätstationen. Den maximala topplasten för laddning vid 3,7 kW (Laddning 3,7 kW) samt 6,9 kW (Laddning 6,9 kW) motsvarar 497,06 kW samt 771,62 kW. Detta i sin tur motsvarar en belastningsgrad på 1,01 respektive 0,65 enligt ekvation 8.
I figur 16 illustreras den energimängd som skulle finnas tillgänglig under dygnet utan att gå över den medeltoppef-fekt som uppmättes detta dygn m.h.a. arean Tillgänglig energi. Utan att gå över transformatorns topplast, kan det tas ut ytterligare 929,80 kWh totalt för dygnet eller 448,20 kWh mellan klockan 18:00-06:00. Enligt tabell 9 finns det totalt 82 abonnemang under nätstationen men rimligen 78 kunder som kan bli aktuella för hemmaladdning, om alla dessa skaffar elbil skulle detta motsvara en energiförbrukning på 564,56 kWh/dygn vilket inte är möjligt för nätstationen att tillföra utan att gå den topplast som uppmätts här, om laddning endast sker utanför perioden för högbelastningsavgiften.
Den totala energiförbrukningen över dygnet med topplast ligger på 3515,00 kWh, delas detta jämt över alla 82 kunder innebär det 42,87 kWh/kund. Dras de 776,40 kWh som förbrukas av kunder som inte är villakunder bort
0
Hela transformatorn Tillgänglig energi Fack 01 Fack 02
Fack 03 Fack 04 Fack 05 Fack 06
Fack 07 Fack 08 Fack 09 Fack 10
Laddning 3,7kW Laddning 6,9kW Lufttemperatur
29 från den totala förbrukningen, motsvarar det ett energi-uttag av 2738,60 kWh. fördelas detta över de resterande 78 villakunderna så motsvarar det 35,11 kWh/kund.
Figur 17: Grafen visar förbrukad medeleffekt för fack 05 över det dygn där effekttoppen för hela transformatorn var som högst (30-01-21), ljusblå kurva visar den inverterade medeltemperaturen för motsvarande timme.
I figur 17 studeras förbrukningen för utgående fack 05, klockan 18 mäts den högsta medeleffekten för dygnet till 34,20 kW (Fack 05) vilket motsvarar en medelström på 51,96 A (ekvation 3) samt en relativ kabelbelastning av 24
% (ekvation 7) då kabeln kan belastas med 220 A. I figur 15 illustrerades hur stora fluktuationerna i medeleffekt kan vara mellan mätningar på en minuts intervall mot en timmes intervall, skulle motsvarande ökning i ampere och inte procent adderas på den medelström som mätts vid topplast skulle detta innebära en medelström på 67,31 A (ekvation 3) eller 31 % (ekvation 7) relativ belastning av den matande kabeln.
Från tabell 7 kan kundernas säkringsstorlek fås, om alla kunder använder sin säkring till fullo motsvarar detta 160 A eller 73 % (ekvation 7) av den matande kabelns relativa belastning. I figur 17 visas, vid elbilsladdning under perioden utanför högbelastningsavgiften finns 103,00 kWh tillgängligt (Tillgänglig energi fack 05), de 11 fordon som kan tänkas behöva laddas under denna period har ett energibehov motsvarande 72,38 kWh, vilket innebär att energin som behövs för fordonen finns tillgänglig. Fördelas denna laddning över en tolv timmars period skulle det motsvara en medeleffekt av 0,55 kW/fordon (ekvation 6). I figur 17 illustreras också det ökade energiuttag som skulle uppstå om elbilsladdning för samtliga hem anslutna till utgående grupp 05 skulle tillkomma från det att högbelastningsavgiften inte längre gäller. Den högsta medeleffekten vid laddning på 3,7 kW samt 6,9 kW motsvarar 71,70 kW respektive 106,90 kW. Detta motsvarar i sin tur en medelström på 108,94 A (ekvation 3) samt 162,42 A (ekvation 3), vilket motsvarar en relativ belastning på 50 % (ekvation 7) respektive 74 % (ekvation 7).
0
Fack 05 Tillgänglig energi fack 05 Laddning 3,7kW
30 4.3. T227 Gustavsberg
Figur 18: Förbrukad medeleffekt för transformator 967 i nätstation T227.
I figur 18 visas, under topplasttimmen för dygnet är den högsta medeleffekten uppmätt klockan 20:14 121,80 kW (Uppmätt medeleffekt (1min)) medan medelvärdet för klockan 20:00 från kundmätarna endast är 99,35 kW (Upp-mätt medeleffekt kundmätare (60 min)), vilket är en avvikelse på nästan 23 %. Jämförs i stället avvikelser på femton minuters intervall (Beräknad medeleffekt (15 min)) under timme tjugo så är den beräknade medeleffekten 104,44 kW vilket motsvarar en avvikelse på 5 %. Dock inträffar den högsta medeleffekten för både en minut 121,80 kW (Uppmätt medeleffekt (1min)) samt femton minuters intervall 105,16 kW (Beräknad medeleffekt (15 min)) under klockan 06:00 och motsvarar en avvikelse på 37 % respektive 17,90 % jämfört mot den medeleffekt på 89,16 kW (Uppmätt medeleffekt kundmätare (60 min)) som mättes hos kundmätarna under samma timme.
I detta fall fungerade även mätningen för reaktiv medeleffekt, den minsta uppmätta effektfaktorn mättes 2021-05-06 klockan 23:41. Då var den aktiva medeleffekten P = 0,91 kW samt den reaktiva medeleffekten Q = 0.28 kVAr vilket enligt ekvation 2 innebär en effektfaktor på 0,95.
25 45 65 85 105 125 145
00:00 01:00 02:00 03:00 04:00 05:00 06:00 07:00 08:00 09:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00
MEDELEFFEKT [KW]
TIMME
Förbrukning 03-05-21
Uppmätt medeleffekt (1 min) Beräknad medeleffekt (60 min) Uppmätt medeleffekt kundmätare (60 min) Beräknad medeleffekt (15 min)
31 Figur 19: Förbrukad medeleffekt för utgående grupp 01, transformator 967 i nätstation T227.
I figur 19 visas den högsta medeleffekten mätt från kundmätarna (Uppmätt medeleffekt (60 min)) mäts under timme 23 och motsvarar 50,10 kW. Det högsta värdet på minutintervall (Uppmätt medeleffekt (1 min)) samt femton minu-ters intervall (Beräknad medeleffekt (15 min)) motsvarar 58,80 kW respektive 54,50 kW, vilket innebär en avvikelse på 18 % samt 9 % om de jämförs mot de 50,10 kW som mättes från kundmätarna (Uppmätt medeleffekt (60 min)).
Den högsta medeleffekten för mätning på minutintervall (Uppmätt medeleffekt (1 min)) inträffar klockan 06:30 och mäts till 66,00 kW, denna tillfälliga topp är 40 % större än den medeleffekten som mät på timintervall (Uppmätt medeleffekt kundmätare (60 min)) och motsvarar 47,00 kW.
25 30 35 40 45 50 55 60 65 70
00:00 01:00 02:00 03:00 04:00 05:00 06:00 07:00 08:00 09:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00
MEDELEFFEKT [KW]
TIMME
Förbrukning 06-05-21
Uppmätt medeleffekt (1 min) Uppmätt medeleffekt kundmätare (60 min) Beräknad medeleffekt (60 min) Beräknad medeleffekt (15 min)
32 4.3.1. Resultat timmedelvärden
Figur 20: Grafen visar förbrukad medeleffekt i stationen över det dygn där effekttoppen för hela transformatorn var som högst (30-01-21), ljusblå kurva visar den inverterade medeltemperaturen för motsvarande timme.
I figur 20 visas att den uppmätta medeleffekten under topplasttimmen för nätstation T227 mättes till 246,89 kW (Hela transformatorn). Då Nätstationen har en märkeffekt på 500,00 kVA kan det m.h.a. ekvation 5 beräknas att detta motsvarar en belastningsgrad på 0,52 eller 52 % (ekvation 8). I figur 20 visas även hur laddning på 3,7 kW samt 6,9 kW skulle ha påverkat stationen om laddningen sker utanför perioden för högbelastningsavgiften. För att ladda bilarna krävs endast laddning över en timmes- respektive två timmars period förutsatt att de behöver den beräknade snittförbrukningen. Topplasten vid laddning på 3,7 kW samt 6,9 kW motsvarar 442,59 kW (Laddning 3,7kW) samt 629,15 kW (Laddning 6,9kW), vilket skulle resultera i en belastningsgrad av 0,93 eller 93 % (ekvation 8) respektive 1,32 eller 132 % (ekvation 8).
I figur 20 visas den energi som finns tillgänglig för dygnet utan att passera medeltoppeffekten (Tillgänglig energi).
Framför allt är det intressant att studera den energi som finns tillgänglig utanför perioden för högbelastningsavgif-ten, d.v.s. mellan klockan 18:00-06:00. Ur figur 20 kan det beräknas att det finns 505,97 kWh att tillgå, detta kan ställas mot den energi som områdets elbilar kommer konsumera över ett dygn. Området kommer behöva 383,61 kWh om man räknar på 58,3 fordon, vilket finns tillgängligt även under vintern. Fördelas detta uttag jämnt över de tolv timmarna 18:00-06:00 skulle det motsvara en medelladdningseffekt av 0,55 kW.
Under dygnet med topplast stod nätstationen totalt för en energiförbrukning av 4990,11 kWh, räknar man bort de 46,10 kWh som gatubelysningen stod för så motsvarar detta 4944,01 kWh. Fördelas detta över de kvarstående 53 villakunderna (Tabell 12) motsvarar detta 93,28 kWh/kund.
0
00:00:00 01:00:00 02:00:00 03:00:00 04:00:00 05:00:00 06:00:00 07:00:00 08:00:00 09:00:00 10:00:00 11:00:00 12:00:00 13:00:00 14:00:00 15:00:00 16:00:00 17:00:00 18:00:00 19:00:00 20:00:00 21:00:00 22:00:00 23:00:00
⁰C
MEDELEFFEKT [kW]
TIMME
Förbrukning T227
Hela transformatorn Tillgänglig energi Fack 01
Fack 02 Fack 03 Fack 04
Fack 05 Fack 06 Laddning 3,7kW
Laddning 6,9kW Lufttemperatur
33 Figur 21: Grafen visar förbrukad medeleffekt för fack 01 över det dygn där effekttoppen för hela transformatorn var som högst (30-01-21), ljusblå kurva visar den inverterade medeltemperaturen för motsvarande timme.
Enligt figur 21 uppmättes den högst uttagna medeleffekten för fack 01 under det dygn som nätstation T227 uppmätte sin topplasttimme till 93,80 kW (Fack 01). Detta motsvarar en medelström på 142,51 A (ekvation 3) samt 43 % (ekvation 7) av kabelns belastningsförmåga. De 20 kunder som finns anslutna till facket har en säkringsstorlek (tabell 10) som innebär att om alla utnyttjade sin säkring till 100 % så motsvarar detta en ström på 383 A eller 116
% (ekvation 7) av kabelns belastningsförmåga. Det illustreras i figur 21 hur effekt-uttaget skulle påverkas vid ladd-ning på dessa medeleffekter. Den högsta medeleffekt för laddladd-ning på 3,7 kW motsvarar 166,30 kW (Laddladd-ning 3,7kW) och den högsta medeleffekten för laddning på 6,9 kW motsvarar 236,70 kW (Laddning 6,9kW). Dessa me-deleffekter motsvarar 252,67 A (ekvation 3) samt 359,63 A (ekvation 3), vilket i sin tur motsvarar en relativ belast-ning på 77 % (ekvation 7) respektive 109 % (ekvation 7) av den matande kabelns belastbelast-ningsförmåga. I figur 19 illustrerades hur mycket stora fluktuationerna i medeleffekt kan vara mellan mätningar på en minuts intervall mot en timmes intervall, skulle motsvarande ökning i ampere och inte procent adderas på den medelström som mätts vid topplast skulle detta innebära en medelström på 155,72 A (ekvation 3) eller 47 % (ekvation 7) relativ belastning av den matande kabeln.
I figur 21 visas för perioden utanför högbelastningsavgiften att det finns 227,40 kWh (Tillgänglig energi fack 01) tillgängligt. De 22 fordonen under detta utgående fack kräver 144,76 kWh för att täcka det genomsnittliga energi-behovet för ett dygn. Fördelar vi åter igen denna energi över tolv timmar skulle det enligt ekvation 6 motsvara en medeleffekt av 0,55 kW för att ladda den nödvändiga energin. För att ladda samma energi krävs en laddtid på ca två respektive en timme för laddeffekterna 3,7 kW samt 6,9 kW.
0
Fack 01 Tillgänglig energi fack 01 Laddning 3,7kW Laddning 6,9kW Lufttemperatur
34
5. Diskussion och slutsats
5.1. Metod och arbetsgång
Inriktningen skiftade något under arbetets gång, då det redan utförts liknande arbeten hos Karlstad El- & Stadsnät där man med hjälp av olika mjukvaror gjort beräkningar på hur en viss transformator eller en lågspänningskabel klarar en ökad elbilspenetration. Istället valdes det att detta arbete inte skulle undersöka detta närmare utan fokusera på hur tydlig bild de värden man idag använder sig av i Qlik Sense ger av verkligheten jämfört med mätningar med högre upplösning. Man vill också studera hur olika stödtjänster skulle kunna förebygga eller senarelägga en nätut-byggnad. Insamlingen av mätdata samt installation av mätutrustning, drog ut på tiden vilket har hämmat arbetet så till vida att det gavs ett begränsat underlag att arbeta med samt att tiden för analys och tolkning av de högupplösta mätningarna blev mycket begränsad. Man har trots problem som uppstått kunnat dra slutsatser som kommer vara användbara vid ett eventuellt fortsatt arbete.
5.2. Diskussion av resultat
För att kunna dra mer tillförlitliga slutsatser hade ett större underlag varit önskvärt. De slutsatser som dras i detta arbete kan anses som mer generella. Då det inte finns tillgängliga data över antalet bilar per hushåll för den data som används i denna rapport, har antagandet gjorts att det finns 1,1 bilar per hushåll. Detta antagande är baserat på data från Trafikverket [8] som menar att 1,1 bilar per vuxen med körkort finns. Dock kan det finnas hushåll med fler eller färre än en person med körkort, vilket man får ha i åtanke vid analysen då det kan påverka resultatet.
De mätningar som utfördes på minutintervall erhölls i Excel-filer, dessa filer innehöll så pass många rader att det inte är lämpligt att redovisa dessa som t.ex. tabeller i arbetet, och där av förekommer vissa värden i löpande text.
Mätningarna som utfördes på minutintervall kunde även användas för att beräkna den motsvarande medeleffekten på femton minuters intervall samt medeleffekten per timme, för att sedan jämföras mot den medeleffekt som från kundmätarna mäts per timme och sedan lagras i Dp samt Qlik Sense. Fluktuationerna för effekt-uttaget är stundvis stora och avviker momentant en hel del från den medeleffekt som mäts per timme. Dessa avvikelser tycks minska i samband med att sammanlagringen ökar. Vilket innebär att det ett finns ett större antal kunder under en station, vilket kan ses för de fall där det ligger en större på både transformatornivå samt för ett utgående fack i kapitel 4.
Resultat.
De last- och felströmsberäkningar som beräknades med hjälp av Dp tycks estimera en något högre belastning än den medelström som kan beräknas från de historiska mätserierna för utgående fack. Dessa beräkningar använder sig av Velanders metod för att estimera belastning och det är inte heller orimligt att dessa estimeringar kommer att avvika från uppmätta värden.
En viktig del i de mätningar som utfördes var att undersöka om abonnemang och laster var rätt kopplat till Dp. I och med att den beräknade medeleffekten per timme från de högupplösta mätningarna, jämförs mot medeleffekten per timme som uppmätts hos kundmätarna, och dessa stämmer bra överens med varandra kan man också tolka detta som att man är rätt ute. Det kan också med denna jämförelse ses vilka förluster som uppstår när effekt överförs från transformator till en anslutningspunkt längre ned i nätet. I mätningarna som utfördes i nätstation T476 kan det i figur 10 samt figur 11 ses att det här finns en stor skillnad mellan dessa kurvor, denna station är den enda av de tre
35 som har mikroproduktion och de stora skillnaderna uppstår när denna produktion är som störst för dygnet. Detta bör undersökas noggrannare då detta fel kan uppstått till följd av hur abonnemangen för mikroproduktion är kopplat till Dp och Qlik Sense.
Resultat delen som rör timmedelvärden visar att belastningsgraden på transformatornivå är relativt låg även på vintern. Dock kan det uppstå problem med den effekt som tillkommer om samtliga kunder i området laddar sina fordon samtidigt, men samtidigt visas att den energi som krävs för att ladda områdets fordon vid genomsnittlig förbrukning ändå finns att tillgå för två av de tre fallen. Utan att för den delen höja belastningen på transformatorn vid ideal laddning, vilket skulle innebära låg laddeffekt fördelat över en längre tid. Det är därför viktigt att hitta effektiva verktyg som motverkar den beteendestyrda laddningen och i stället främjar ett lägre och jämnare effekt-uttag. Liknande resultat kunde ses när det kom till att undersöka de utgående facken i nätstationerna. Även under vintern ligger man i nuläget på en relativt låg belastningsgrad för de matande kablarna, även när det tas hänsyn till de avvikelser som setts på mer noggrann mätning. Dock är det endast kabeln i utgående fack 05 för nätstation T233 som inte skulle överbelastas om kunderna utnyttjade sin nuvarande säkring till fullo, vilket skulle kunna vara aktu-ellt vid exempelvis laddning med lastbalansering.
Angående förbrukning vintertid visades det tydligt att området där majoriteten av villorna var anslutna till fjärrvär-menät hade en lägre energiförbrukning per dygn. Kunderna under nätstation T233 hade under stationens högst be-lastade dygn en energiförbrukning av 35,11 kWh/kund medan kunderna under stationerna T476 samt T227 hade en energiförbrukning av 90,65- respektive 93,28 kWh/kund för det dygn då högst last uppmättes. Vilket innebär att de kunder som inte använder sig av fjärrvärme kan ha en upp till 2,66 gånger större energiförbrukning kunder som använder sig av fjärrvärme.
5.3. Slutsats
I rapporten visas att det skulle kunna finnas goda möjligheter att förse elfordonen men den energimängd som i snitt förbrukas per dygn utan behöva förstärka vare sig transformatorer eller kablar. Detta bygger så klart på att det finns incitament för kunden att anpassa sin laddning så att det gynnar elnätet. För att täcka det genomsnittliga energibe-hovet krävs en ungefärlig laddtid på två timmar för laddning på 3,7 kW samt en timme för laddning på 6,9 kW. Vill man hålla sig utanför perioden för högbelastningsavgiften kan laddning ske mellan 18:00-06:00, det innebär att det finns tolv timmar under dygnet som laddningen kan fördelas över, skulle laddningen fördelas över dessa tolv timmar motsvarar det en medeleffekt på 0,55 kW vilket visas i kapitel 4. Skulle man bestämma att exempelvis en tredjedel av hushållen får ladda mellan klockan 18:00-22:00 osv, och på så sätt fördelar lasten jämt över hela tolv timmars perioden skulle detta kunna kapa det stora effekt-uttaget som elbilsladdning kan medföra. Ett annat alternativ är att förskjuta lasten till ännu senare på dygnet. I rapporten visas att lasten är som högst kring klockan 18 för att sedan ha minskat framåt klockan 21. Förskjuts laddningen till tidpunkter då nätet är lågt belastat medför detta att förstärk-ningsbehovet av elnäten minskar, vilket bland annat har visats i en norsk studie [29]. Detta kan tolkas som att den högbelastningsavgift som idag är implementerad, inte får kunderna att försöka hålla ner sitt uttag på det sätt det ursprungligen var tänkt. Ut ifrån detta kan slutsatsen att fortsatt undersöka möjligheterna för anpassning av antingen de befintliga tariffer som Karlstads El- & Stadsnät har implementerat, alternativt införa nya tariffer och stödtjänster som bättre är avvägda för att minska den beteendestyrda laddningen vara en god idé.
36 Mätningarna visar också att de momentana effekttopparna kan skilja sig stort beroende på vilken upplösning som använts i mätningarna. Används nätdimensioneringar på nätstationsnivå, av mätningar på timintervall bör det tas i åtanke att tillfälliga effekttoppar som är ca 20–30% större än medeleffekten kan uppstå. Används i stället mätningar på femton minuters intervall bör det räknas med effekttoppar på ca 5%. Det är även bra att ha i åtanke att desto mer sammanlagrad effekt som ligger under en station, desto mindre bör de momentana effekttopparna vara. Finns det också fjärrvärme anslutet till området finns goda möjligheter att klara av en ökad elbilspenetration p.g.a. den energi som annars går till elvärme under vintertid här kan användas för att exempelvis ladda ett elfordon.
Fortsatt är de grövre kabeldimensionerna att föredra även om det i dagsläget har en låg relativ belastning på de matande kablarna och även om de momentana effekttopparna inte verkar leda till att kablarna riskerar att överbe-lastas. Som visas i rapporten kan en ökad elbilspenetration bidra med att höga effekter och det är p.g.a. dessa som det är fördelaktigt med en grövre matande kabel.
6. Rekommendation
För att bygga vidare på denna studie hade det varit lämplig med ett utökat underlag, d.v.s. insamling av mätdata från fler nätstationer samt utföra detta över en längre period. För att bättre kunna studera belastningsgrad och ge förslag på en faktor för temperaturkorrigering av nätet samt eventuell säkerhetsmarginal för minut-värden kontra timmedelvärden hade det även varit fördelaktigt om mätserier över kalla dygn hade samlats in. Vidare hade det varit lämpligt att använda de slutsatser som tagits i detta arbete och eventuellt fortsatt arbete för att jämföra olika last-profiler utifrån historiska mätserier i Dp, och i mjukvaran utföra mer tillförlitliga beräkningar där man tar hänsyn till bl.a. spänningsfall i leveranspunkt samt osymmetrisk last.
37
7. Referenser
[1] Sveriges nationella statistik för elbilar och laddinfrastruktur. [Internet]. Elbilsstatistik. 2021 [Citerad 10 Mars 2021]. Hämtad från: https://www.elbilsstatistik.se/
[2] Elbilsläget 2018 - Infogram [Internet]. Infogram.com. 2018 [Citerad 3 Juni 2021]. Hämtad från: https://in-fogram.com/elbilslaget-2018-1h1749rjvkrq4zj?live
[3] Uppdrag att analysera och föreslå åtgärder för bättre tillgång till laddinfrastruktur för hemmaladdning oavsett boendeform. [Internet]. Regeringen.se. 2021 [Citerad 12 April 2021]. Hämtad från:
https://www.regeringen.se/491e43/contentassets/e3529321697545e381b932b9012cf63d/uppdrag-att-ana- lysera-och-foresla-atgarder-for-battre-tillgang-till-laddinfrastruktur-for-hemmaladdning-oavsett-boende-form
[4] Förbättrade möjligheter för hemmaladdning av elfordon [Internet]. Regeringskansliet. 2021 [Citerad 12 April 2021]. Hämtad från: https://www.regeringen.se/pressmeddelanden/2021/01/forbattrade-mojligheter-for-hemmaladdning-av-elfordon/
[5] Elektrifieringsstrategin [Internet]. Regeringskansliet. 2021 [Citerad 12 April 2021]. Hämtad från:
https://www.regeringen.se/regeringens-politik/transportsektorn-elektrifieras/el-4/
[6] Förordning (1999:716) om mätning, beräkning och rapportering av överförd el Svensk författningssam-ling 1999:1999:716 t.o.m. SFS 2019:204 – Sveriges Riksdag [Internet]. Riksdagen.se. 2019 [Citerad 20 April 2021]. Hämtad från: https://www.riksdagen.se/sv/dokument-lagar/dokument/svensk-forfattnings-samling/forordning-1999716-om-matning-berakning-och_sfs-1999-716
[7] Elfordon, laddfordon och laddning [Internet]. Energimyndigheten.se. 2020 [Citerad 21 April 2021]. Häm-tad från: https://www.energimyndigheten.se/klimat--miljo/transporter/energieffektiva-och-fossilfria-for-don-och-transporter/elfordon-och-laddning/
[8] PM bilinnehav Sampers Basprognos 2020. [Internet]. Trafikverket.se. 2020 [Citerad 15 Maj 2021]. Häm-tad från:
[8] PM bilinnehav Sampers Basprognos 2020. [Internet]. Trafikverket.se. 2020 [Citerad 15 Maj 2021]. Häm-tad från: