Lågspänningsnätets kapacitet för laddning av elbilar.: En studie om lågspänningsnätets kapacitet med avseende på elbilsladdning.

(1)

Lågspänningsnätets kapacitet för laddning av elbilar.

En studie om lågspänningsnätets kapacitet med avseende på elbilsladdning

The low voltage network capacity for charging EV’s

Marcus Eliasson

Fakulteten för hälsa, teknik och naturvetenskap Högskoleingenjörsprogrammet i elektroteknik C-nivå 22,5 hp

Intern handlerare: Andreas Theocharis Examninator: Magnus Mossberg

Externa handledare: Malin Wihlén & David Ålander 4 Juni 2021

(2)

Sammanfattning

Nätbolagen måste nu se över hur man kan möta upp den ökande elektrifieringen i samhället. Denna rapport under- söker hur det lokala lågspänningsnätet i Karlstad kommer att klara av en ökad andel elbilar som laddas i hemmet.

Med hjälp av timmätvärden och högupplösta mätvärden önskar man studera detta. Denna studie är tänkt att fungera som underlag vid framtida nätplaneringar samt investeringar. Genom att jämföra mätningar med olika upplösning samt historiska mätserier studeras den belastning som elbilsladdning kan medföra på nätet. Resultaten visar att elnätet har möjlighet att bemöta den belastning som elbilsladdning tros medföra. Man kan få problem vid en helt elbilsdriven fordonsflotta, men med hjälp av stödtjänster och anpassning av tariffer är en senareläggning av en nätutbyggnad möjlig.

(3)

Abstract

The power grid companies must now review how to meet the increasing electrification in society. This report ex- amines how the local low-voltage network in Karlstad will cope with an increased proportion of electric car charging in the home. With help from hourly measured values and high-resolution measured values, it is desired to study this. This study is intended to serve as a basis for future network planning and investments. By comparing measurements with different resolution and historical measurements, the load that electric car charging can cause on the grid is studied. The results show that the grid has the opportunity to meet the expected load. Problems can occur with 100% EV penetration, but with the help of support services and adjustments of the tariffs, a postponement of a grid expansion is possible.

(4)

Förord

Denna rapport är det avslutande momentet i mina studier till högskoleingenjör inom elektroteknik vid Karlstads universitet. Jag vill därför passa på att framför allt tacka min sambo som stått ut med mig under dessa givande men samtidigt krävande år. Jag vill även tacka mina vänner och övriga personer som jag kommit i kontakt med under studietiden.

Denna rapport har utförts på Karlstads El- & Stadsnät och jag är genuint tacksam för att de ställt upp under detta moment med allt vad det inneburit. Jag vill ge ett extra stort tack till mina handledare Malin Wihlén och David Ålander för deras engagemang och vägledning. Jag vill även tacka alla de andra på Karlstads El- & stadsnät som på något sätt varit inblandade i detta arbete.

Slutligen ett stort tack till Andreas Theocharis och Karlstad universitet.

Marcus Eliasson Karlstad, Juni 2021.

(5)

Nomenklatur

• OBC - Ombordladdare

• BMS – Battery Management System

• AC – Växelström

• DC – Likström

• Mikroproduktion – mindre elproducerande anläggning, exempelvis solcellsanläggning

• Topplasttimme – Den högsta medeleffekt för en timme som uppmäts under året

• SCB kod – Standard för klassificering av elkunder

(6)

Innehåll

1 Inledning ... 1

1.1. Problembeskrivning ... 1

1.2. Syfte ... 1

1.3. Avgränsningar ... 1

2. Teori & Bakgrund ... 1

2.1. Regeringens miljömål och lösningar ... 2

2.2. Funktionskrav elmätare ... 2

2.3. Elektriska fordon ... 2

2.3.1. Olika typer av elektriska fordon ... 2

2.3.2. Laddningssystem och laddare ... 3

2.3.3. Smart laddning ... 4

2.4. Verktygen Dp & Qlik Sense ... 5

2.5. Formler ... 5

2.5.1. Effekt... 5

2.5.2. Energi ... 5

2.5.3. Relativ belastningsström ... 6

2.5.4. Relativ belastningseffekt ... 6

2.5.5. Velanders metod ... 6

2.6. Kabelbelastning ... 7

2.7. Avskrivningstid markkabel ... 7

2.8. Elnätets uppbyggnad ... 7

2.8.1. Sveriges kraftsystem ... 7

2.8.2. Karlstad El- & Stadsnät ... 8

2.9. Sveriges elmarknad ... 8

2.9.1. Elhandel ... 8

2.9.2. Tariffer och nätavgifter ... 9

2.10. Temperaturens påverkan av topplasten ... 9

3. Utförande och metod ... 11

3.1. Antaganden och begräsningar ... 11

3.2. Val av område ... 11

3.3. Högupplösta mätningar i fält ... 11

3.3.1. Fall 1 Zakrisdalsudden 1 ... 13

3.3.2. Fall 2 T233 Brickan Stockfallet ... 15

3.3.3. Fall 3 T227 Jätten 1 Gustavsberg ... 19

4. Resultat ... 22

4.1. T476 Zakrisdalsudden 1 ... 22

4.1.1. Resultat timmedelvärden ... 24

4.2. T233 Stockfallet ... 26

(7)

4.3. T227 Gustavsberg ... 30

5. Diskussion och slutsats ... 34

5.1. Metod och arbetsgång ... 34

5.2. Diskussion av resultat ... 34

5.3. Slutsats ... 35

6. Rekommendation ... 36

7. Referenser ... 37

Appendix ... 39

(8)

1

1 Inledning

Intresset för mer hållbara transportmedel har under de senaste åren ökat, både inom politiken och i personers vardag.

Elbilen är en viktig del i en grön omställning för samhället och det spås en kraftig ökning av elbilar i hela landet. I januari 2021 fanns nästan 185 000 laddbara personbilar, och bara under de senaste tolv månaderna ökade den elektriska fordonsflottan med 80% [1]. År 2030 tros det finnas omkring 2.5 miljoner laddbara bilar där den största delen består av elbilar, till skillnad från idag när elhybriden dominerar den laddbara marknaden [2].

1.1. Problembeskrivning

Detta arbete görs i samarbete med Karlstads El- & Stadsnät, vilket är det kommunägda bolag som äger och förvaltar det lokala distributionsnätet i Karlstad tätort. Lågspänningsnätet är ursprungligen inte dimensionerat för att hantera hemmaladdning i den utsträckning som förväntas bli aktuell i framtiden.

1.2. Syfte

Karlstads El- & Stadsnät önskar undersöka hur mängden elbilar idag och framgent påverkar lågspänningsnätet och i vilken utsträckning det behöver mätas i lågspänningsnätet för att ha tillräckligt underlag för att se om en eventuell nätförstärkning är nödvändig.

I samband med lagkravet som innebär att samtliga kundelmätare ska uppdateras mot en ny typ av mätare kommer möjligheten att med hjälp av historiska mätvärden ta fram lastprofiler och på så sätt kan mer exakta dimensioneringar av elnätet göras. Därav önskar man undersöka i vilken utsträckning mätningar behöver göras. En fundering är om det ges en tillräckligt god approximation av tim-mätvärden eller krävs en högre upplösning med exempelvis mätvärden på femtonminutersintervall. Det önskas också att hitta indikatorer för överlast, samt studera om det be- höver mätas på olika nivå beroende på hur nätet är uppbyggt. Vilken belastningsgrad ligger det på idag och var kan det komma att hamna i framtiden.

1.3. Avgränsningar

Då det tidigare utförts liknande arbeten hos Karlstad El- & Stadsnät där det med olika mjukvaror gjort beräkningar på hur en viss transformator eller en kabel klarar en ökad elbilspenetration, valdes det i detta arbete inte att under- söka detta närmare. Arbetet fokuserar i stället på att undersöka hur tydlig bild de värden som används idag och tänker använda sig av för framtida dimensioneringar av elnätet ger i verkligheten jämfört med mätningar med högre upplösning.

2. Teori & Bakgrund

Den elektrifierade fordonsflottan växer stadigt, vilket är i linje med regeringens mål. Att det ökande effekt-uttaget kommer medföra utmaningar för nätägare är ingen hemlighet, därför är det viktigt att man skapar sig en tydlig bild av vart problem kan uppstå i näten. När effekten ökar finns risk att lågspänningsnätet överbelastas då de transformatorer och kablar som idag finns i nätet placerades där, med syfte att förse kunderna med främst hushållsel samt värme.

(9)

2 2.1. Regeringens miljömål och lösningar

Sverige är ett av de många länder som 2015 skrev under Parisavtalet. För de länder som ingått avtalet innebär det att den globala temperaturökningen ska hållas under två grader samt att man aktivt ska jobba för att stoppa ökningen vid en och en halv grad. Riksdagen har antagit ett klimatmål för transportsektorn som innebär att växthusgasutsläp- pen från inrikes transporter ska minska med minst 70 procent senast 2030 [3], jämfört med 2010. Det har även beslutats att senast år 2045 ska Sveriges nettoutsläpp av växthusgaser vara noll, vilket gör att en ökad elektrifiering av fordonssektorn är ett viktigt steg i att uppnå detta mål. Möjligheten att ladda sitt fordon i anslutning till sin bostad är av stor vikt då närmare 90% av laddningen sker när fordonet står parkerat vid hemmet eller arbetsplatsen [4]. För att underlätta för den som skaffar elbil, har man sedan 2017 kunnat ta hjälp av det ladda hemma-stöd som riktar sig till privatpersoner som vill installera en laddpunkt till sitt fordon. Regeringen har tillsatt en elektrifieringskommiss- ion som bl.a. har för uppgift att snabba på elektrifieringen av transportsektorn [3]. Infrastrukturdepartementet har fått i uppdrag av regeringen att ta fram ett förslag för en svensk elektrifieringsstrategi, målet är att strategin ska bidra till en snabb, smart och samhällsekonomiskt effektiv elektrifiering. Strategin ska presenteras senast 29 oktober 2021 [5].

2.2. Funktionskrav elmätare

Juni 2018 beslutade regeringen om nya krav för kundelmätare, dessa ska var i drift senast den 1 januari 2025. De nya mätarna måste fylla ett antal olika funktionskrav, enligt förordning 1999:716 om mätning, beräkning och rap- portering av överförd el [6].

• Elmätaren ska kunna mäta inmatning samt uttag av ström i varje fas, aktiv samt reaktiv effekt. Mäta spänning i samtliga faser, och registrera total aktiv energi för både in och utmatning av el.

• Elmätaren ska registrera mängden överförd energi med femton minuters intervall.

• Elmätaren ska registrera tidpunkten för elavbrott längre än tre minuter.

• Elmätaren ska kunna spänningssätta eller frånkoppla anläggningar via elnätsbolaget på distans.

• Elmätaren ska kunna få inställningar ändrade via elnätsbolaget på distans.

• Elmätaren ska m.h.a. ett öppet gränssnitt göra det möjligt för kunden att följa mätningar i realtid.

• Elmätaren ska kunna göra det möjligt för elnätsbolaget att läsa av mätdata samt uppgifter om elavbrott på distans.

2.3. Elektriska fordon

2.3.1. Olika typer av elektriska fordon

Det finns flera typer av elektriska fordon och dessa benämns oftast elbil eller elfordon, och innebär att fordonet på något sätt drivs av en elmotor. Dessa fordon kan delas upp i fyra kategorier;

• Hybridfordon (HEV)

Ett hybridfordon drivs främst av en förbränningsmotor men har även en elmotor vars batteripack laddas m.h.a.

bromsenergi. Dessa fordon har inte möjlighet till extern laddning, exempelvis från elnätet [7].

• Elbil (BEV)

Ett fordon som drivs enbart av en elmotor och laddar sitt batteripack externt via elnätet [7].

• Laddhybrid (PHEV)

(10)

3 Ett fordon som likt hybridbilen kombinerar elmotorn tillsammans med en förbränningsmotor, skillnaden mellan en hybrid och en laddhybrid är att den sistnämnda har möjligheten till extern laddning [7]

• Bränslecellsfordon

Ett fordon som drivs av en elmotor, men här fungerar bränslecellen som energilagringsmedia i stället för t.ex. ett batteripack [7]. År 2018 var den typiska elbilen (BEV) i Sverige utrustad med en elmotor på 156 kW, ett batteri på 41 kWh och hade räckvidd på 290 km [2]. Medan den typiska laddhybriden (PHEV) endast var utrustad med ett batteri på 10 kWh, en elmotor på 79 kW och hade en räckvidd på 50 km [2].

Enligt en rapport från Trafikverket där man utgått från data från SCB, disponerar man ungefär 1,1 bilar person med körkort i Sverige [8]. Vilket är den siffra som kommer användas för att estimera antalet fordon per hushåll i denna studie. Fortsatt säger också statistik från Trafikanalys att den genomsnittliga körsträckan per år är ungefär 1200 mil jämnt fördelat över alla årets dagar ([9], Tabell A 5).

2.3.2. Laddningssystem och laddare

Elbilsladdning brukar delas upp i tre olika typer, normal-, semisnabb- eller snabbladdning.

• Normalladdning refererar främst till den laddning som sker i anslutning till hemmet, det är laddning som sker med lägre effekter då man normalt sett inte har en så stor huvudsäkring till sin bostad [7].

• Semisnabbladdning avser normalladdning vid publika laddningsplatser där parkeringstiden max är ett par timmar, exempelvis köpcentrum eller företagsparkeringar. Denna typ av laddning kan ske via enfas eller trefasväxelström men också via likström [10].

• Snabbladdning sker vid publika snabbladdningsstationer som ofta är utplacerade i anslutning till motorvägar [7].

Här laddar man med höga effekter, exempelvis 100kW via CCS-uttag.

Tabell 1: Laddeffekter avseende laddning med växelström

Spänning(V) Ström(A)

Ladd- effekt(kW)

Enfas 230 10 2,3

230 16 3,7

Trefas

400 10 6,9

400 16 11

400 32 22

En elbil kan via elnätet laddas med enfas- eller trefasspänning, vilken laddeffekt som sedan uppnås beror av den strömstyrka som väljs för att ladda fordonet. Tabell 1 visar vanliga laddeffekter för normal- samt semisnabbladdning [9]. Tre av huvudkomponenterna i ett elfordon är dess batteripack, BMS samt OBC, vilket är en likriktare/växelrik- tare. Ombordladdaren har främst för uppgift att omvandla växelströmmen (AC) från elnätet till likström (DC) som kan lagras i fordonets batteripack.

(11)

4 Det finns enligt standarden SS-EN 61851-1 [11] fyra olika säkerhetsklasser när det kommer till elbilsladdning, Mod 1,2 och 3 avser växelströmsladdning medan Mod 4 avser likströmsladdning [11].

• Mod 1 är direktladdning via Schuko och CEE-don för enfas samt trefas. Det är inte tillåtet att använda sig av en strömstyrka över 16A, dock rekommenderas att inte använda en strömstyrka över 10A. Mod 1 skyddar inte mot överhettning eller jordfel utan det förutsätts att anläggningen kan hantera detta på ett säkert sätt [8].

• Mod 2 är laddning via Schuko eller CEE-don för enfas respektive trefas upp till 32A. På laddkabeln finns inbyggd laddreglering som kommunicerar mellan fordon och kontrollenhet. Enheten har för uppgift att verifiera att fordonet är korrekt anslutet, övervaka skyddsjord samt styra på och avslag av laddström [8].

• Mod 3 avser laddning för enfas och trefas via en fast anslutning så som laddbox alternativt laddstolpe. 63A är den maximala tillåtna strömstyrkan men detta förutsätter att fordonets OBC kan hantera dessa höga strömstyrkor. Detta är den säkraste nivån för AC laddning då denna typ av laddare är utrustad med en kontrollenhet och därmed inte- grerad med det matande nätet. Mod 3 innebär precis som mod 2 att kontrollenheten minst ska verifiera korrekt anslutning av fordonet, övervakning av skyddsjord samt styra laddningsström. Med mod 3 finns också möjligheten att kunna utnyttja fordonet som till exempel energilagringskälla i smarta elnät [8].

• Mod 4 avser DC snabbladdning och fordonet ansluts till en stationär laddningsstation där strömstyrkan är maximalt 400A och spänningen varierar mellan 0.4-1kV. Fordonets OBC används inte utan laddaren kommunicerar direkt med bilens BMS som reglerar laddningen. Övrig funktionalitet motsvarar mod 3 där skyddsjorden samt fordonets anslutning kontrolleras och övervakas [8].

Beroende på vilken typ av laddning som avses för fordonet finns det ett antal olika kontaktyper, där Typ 1 och 2 är de vanligaste kontaktyperna för normalladdning med växelström, medan CHAdeMO och CCS är de vanligaste kontaktyperna avsedda för snabbladdning med likström. Samtliga av dessa kan användas för semisnabb laddning;

• Typ 1 är en enfaskontakt konstruerad för en laddningsström på max 32A.

• Typ 2 är standard i Europa och är avsedd för max 70A enfas eller 63A trefas.

• CHAdeMO är standard kontakten för snabbladdning i Japan och klarar en laddningseffekt upp till 100kW.

• CCS är ett Typ 2 uttag kombinerat med ett uttag för snabbladdning, där av kan fordonet normal- eller snabbladdas med samma uttag.

• Tesla har en egenutvecklad kontakttyp och även sina egna snabbladdningsstationer [12].

2.3.3. Smart laddning

När man pratar om elbilsladdning är det viktigt att skilja på direkt- och smart laddning. Direktladdning innebär att fordonet laddas med konstant effekt från början till slut, medan smart laddning innebär att en elbils laddcykel för- skjuts och/eller att laddeffekten anpassas över tid för att på så sätt minska effekttopparna i elnätet. Enligt en rapport

(12)

5 från Sweco finns möjligheten att halvera effekttopparna som uppstår av direkt laddning m.h.a. smart laddning, då elbilsägarens beteende i kombination med direkt laddning förstärker den traditionella lastprofilen [13].

Det finns olika nivåer av smart laddning. Där en av de enklare varianterna kan vara att laddningen styrs via en app och användaren själv kan ställa in t.ex. när fordonet ska laddas, eller så kan laddningen vara mer avancerad och fordonet eller laddboxen är uppkopplad mot elnätet och anpassar laddningen efter olika förutsättningar [14]. Ett exempel på avancerad smart laddning är V2G (Vehicle to grid) [15], som i praktiken innebär att fordonet kan fungera som ett batterilager och bistå elnätet eller en fastighet med el. Då en personbil i snitt står parkerad 95% av tiden [16] så finns det mycket tid under ett dygn som elbilen skulle kunna agera som batterilager.

2.4. Verktygen Dp & Qlik Sense

Dp eller Dp Power som används av Karlstads El- & Stadsnät är verktyg utvecklat av Digpro för att kunna hantera geografisk information, datainsamling och datalagring samt drift, analys och underhåll av ett nät. Verktyget är an- vändbart för nätberäkningar samt dokumentation av ett nät och dess komponenter. Qlik Sense är ett verktyg skapat för avancerad dataanalys samt lagring av data. I detta arbete används verktyget för att hämta ut historiska mätvärden som sedan behandlades i Excel.

2.5.

Formler

2.5.1. Effekt (1) 𝑆 = 𝑃 + 𝑗𝑄 (2) 𝑆²= 𝑃²+ 𝑄²

(3) 𝑃 = √3 ∗ 𝑈 ∗ 𝐼 ∗ 𝐶𝑜𝑠 𝜑 (4) 𝑄 = √3 ∗ 𝑈 ∗ 𝐼 ∗ 𝑆𝑖𝑛 𝜑 (5) 𝐶𝑜𝑠 𝜑 = 𝑃/𝑆

Där:

S = Skenbar effekt P = Aktiv effekt Q = Reaktiv effekt U = Huvudspänning I = Fasström

𝐶𝑜𝑠 𝜑 = Effektfaktor

𝜑 = Fasvinkel mellan ström och spänning 2.5.2. Energi

(6) 𝐸 = 𝑃 ∗ 𝑡

Där:

E = Elektrisk energi t = tid i timmar

(13)

6 2.5.3. Relativ belastningsström

Relativ belastningsström avser hur mycket en komponent kan belastas i förhållande till sitt märkvärde och kan beräknas enligt ekvation 7.

(7) ^𝐼

𝐼_𝑛∗ 100%

Där:

𝐼 = Belastningsström 𝐼_𝑛= Märkström

2.5.4. Relativ belastningseffekt

Relativ belastningseffekt avser hur mycket en komponent kan belastas i förhållande till sitt märkvärde och kan beräknas enligt ekvation 8.

(8) ^𝑆

𝑆_𝑛∗ 100%

Där:

𝑆 = Skenbar effekt 𝑆_𝑛 = Märkeffekt

2.5.5. Velanders metod

Velanders metod är en vedertagen metod för dimensioneringar av elnätet. Metoden används för att estimera den sammanlagrade effekten för en viss del i elnätet, detta görs m.h.a. information samt uppskattningar om den årliga förbrukningen hos en last. Enligt Elforsk [17] förutsätter metoden följande antaganden, de olika delbelastningarna är oberoende av varandra, normalfördelade samt någorlunda lika vilket ofta innebär att de tillhör samma kundtyp.

Om den totala årsförbrukningen hos de olika lasterna är känd, används ekvation 9, om vi avser estimera sammanlagrad effekt för ett nät med olika kundtyper eller energiförbrukning så används ekvation 10. Term ett i metoden avser den genomsnittliga energiförbrukningen medan term två avser variationer.

(9) 𝑃_𝑣= 𝑘₁𝑊 + 𝑘₂√𝑊 Där:

𝑃_𝑣 = Sammanlagrad effekt

𝑘₁= Konstant som beror av kundtyp 𝑘₂ = Konstant som beror av kundtyp W = Sammanlagd årlig energiförbrukning

(10) 𝑃_𝑣= ∑ 𝑘_1𝑖𝑊_𝑖+ ∑ √𝑘_2𝑖²𝑊_𝑖

𝑛

𝑖=0 𝑛

𝑖=0

(14)

7 Där:

𝑃_𝑣 = Sammanlagrad effekt n = Antalet kundtyper

𝑘_1𝑖 = Velanderkonstant för kundtyp i 𝑘_2𝑖 = Velanderkonstant för kundtyp i 𝑊𝑖 = Årlig energiförbrukning för kundtyp i 2.6. Kabelbelastning

När en kabel dimensioneras gör det med hänsyn till de spänningar och strömmar som kabeln avses för. Dimension- ering av kraftkablar med märkspänning högst 0,6/1kV gör enligt svensk standard SS424 14 24 [18]. De värden som anges i Dp är värden som ofta anges av tillverkaren i datablad.

En kabels belastningsförmåga kan bestämmas enligt ekvation 11.

(11) 𝐼𝑧= 𝑖_𝑚𝑘_𝑡𝑘_𝑝𝑘_𝑗 Där:

𝐼_𝑧= Kabelns korrigerade belastningsförmåga 𝐼_𝑚= Kabelns okorrigerade belastningsförmåga

𝑘_𝑡= Korrigeringsfaktor för kabelns omgivande temperatur

𝑘_𝑗= Korrigeringsfaktor för kablar förlagda i mark avseende markens termiska resistivitet 𝑘_𝑝=Korrigeringsfaktor anhopning av isolerade ledare eller kablar

Ovanstående värden utläses i standardiserad tabell.

2.7. Avskrivningstid markkabel

En kraftkabel har precis som de flesta andra komponenter i ett elnät en beräknad livslängd. Enligt SFS 2018:1520 Förordning om intäktsram för elnätsverksamhet [19], har en markkabel en ekonomisk livslängd som bygger på att den ingår i elnätsägarens så kallade kapitalbas. I kapitalbasen ingår anläggningstillgångar som t.ex. kablar, transformatorer m.m. Kapitalbasens värde baseras på tillgångarnas ålder samt deras nuanskaffningsvärde. Nuanskaff- ningsvärde är det värde som tillgången skulle ha om den skulle behöva återskaffas, d.v.s. bytas ut mot en ny. Ener- gimarknadsinspektionen (Ei) har som tillsynsmyndighet för den svenska elmarknaden beslutat att en kraftkabel förlagd i mark har en ekonomisk livslängd på 50 år.

2.8. Elnätets uppbyggnad

2.8.1. Sveriges kraftsystem

I Sverige delas elnätet in i tre olika kategorier baserat på spänningsnivå. Dessa kategorier är transmissionsnät, region- samt lokalnät, varav de två sistnämnda ofta benämns som distributionsnät. Transmissionsnätet även kallat stamnätet har för avsikt att överföra elen från elproducenterna vidare till regionnäten, nätet sträcker sig genom hela Sverige och förbinder även det svenska elnätet med andra länders elnät. Spänningen i transmissionsnätet ligger på

(15)

8 400 kV eller 220 kV, detta p.g.a. att en hög överföringsspänning minskar effektförlusterna. I transmissionsnätet ingår också ett antal likströmsförbindelser som används just för att överföra energi med Gotland, Danmark, Finland, Tyskland, Litauen och Polen [20]. Transmissionsnätet ägs och förvaltas av det statliga affärsverket Svenska Kraftnät (Svk), Svk är systemansvarig myndighet för kraftsystemet i Sverige och man är även elberedskapsmyndighet, vilket innebär att ansvara för att ett hållbart, säkert och kostnadseffektivt kraftsystem [21].

Regionnätens uppgift är att överföra elen som kommer från stamnäten vidare till lokalnäten. Vanligtvis är stora elförbrukare samt mellanstora elproducenter anslutna direkt till regionnätet [20], och spänningen här ligger ofta på 130 kV men kan variera mellan 40-130 kV. Regionnäten ägs och förvaltas av fem stora nationella elnätsbolag [22].

Lokalnäten avser spänningsnivåer på 40 kV eller lägre där den lägsta nivån är 230 V. Det är lokalnäten som förser hushåll och företag med el, samt låter små elproducenter som t.ex. mikroproducenter ansluta sig till elnätet [20].

Lokalnäten ägs av mindre nätbolag som exempelvis Karlstads El- & Stadsnät.

2.8.2. Karlstad El- & Stadsnät

Karlstad El- & Stadsnät AB är ett kommunalägt bolag som ursprungligen grundades i form av Elverket i Karlstad år 1906. Karlstad El- & Stadsnät äger, förvaltar och underhåller det lokala elnätet i delar av Karlstads kommun.

Man ansvarar både för elnätet samt stadsnätet som avser fiber för telefoni samt internet i Karlstad tätort [23]. Nätet har fyra huvudstationer eller mottagningsstationer, dessa mottagningsstationer benämns Karlstads-, östra, - västra samt centrala mottagningsstation. Vid mottagningsstationerna sker nedtransformeringen från region- till lokalnäts- nivå och samtliga av transformatorerna har spänningsomsättningen 130/10 kV. Karlstad El- & Stadsnät ansvarar även för Hedens mottagningsstation som är ansluten till Hedens kraftvärmeverk, där Karlstads Energi AB produce- rar elenergi samt kraftvärme. De fyra mottagningsstationerna distribuerar elen vidare till de omkring 400 nätstat- ioner som finns i nätet, här ifrån transporteras elen vidare till slutkunden som kan vara ett hushåll eller en fastighet.

2.9. Sveriges elmarknad

2.9.1. Elhandel

Sedan 1990-talet handlar de största nordiska länderna Sverige, Norge, Danmark, och Finland samt de baltiska län- derna Estland, Lettland och Litauen sin el på den gemensamma elbörsen Nord Pool. Målet med elbörsen är att skapa konkurrens kring elenergi, skapa en billigare produkt och ge kunderna fler valmöjligheter. Precis som i fallet med många andra börshandlade varor sätts ett marknadspris som beror av utbud och efterfrågan. Handeln med Nord Pool sker huvudsakligen via handelsbörsen Nasdaq Commodities, de aktörer som handlar här är elproducenter, stora elanvändare samt elhandlare. Dessa aktörer har möjlighet att handla el via andra börser men ca 85 % av all elenergi som förbrukas i Norden handlas via Nasdaq Commodities [24] Energimarknadsinspektionen (Ei) är den tillsynsmyndighet som övervakar handeln av el i Sverige. Ei ansvarar också på uppdrag av regeringen för regelutveckling, tillsyn och prövning av marknadens aktörer, tillstånds handläggning samt tillhandahållande av konsumentinformat- ion avseende energimarknaderna [25].

(16)

9 2.9.2. Tariffer och nätavgifter

De avgifter som Karlstad El- & Stadsnät tar ut anges i tabell 2, man har en fast avgift som debiteras årligen samt en överföringsavgift som debiteras för överförd effekt. Karlstad El- & Stadsnät har även en effektavgift samt en hög- belastningsavgift, där effektavgiften är en avgift för den högst uttagna medeleffekten varje månad och högbelast- ningsavgiften beräknas likt effektavgiften men debiteras endast under högbelastningstiden, vilket innebär under månaderna januari, februari, mars, november samt december, måndag-fredag klockan 06:00-18:00 [26], med un- dantag för viss helgdagar.

Tabell 2: Karlstad El- & Stadsnäts priser och avgifter för året 2021.

Mätarsäk- ring

Fast Av- gift

Överförings av-

gift Effektavgift

Högbelastningsav- gift

Lägenhet

1 219

kr/år 44,75 öre/kWh

16-63A Lågspänning direktmätning 1 381

kr/år 7,50 öre/kWh

28,41 kr/kW,

mån 60,80 kr/kW, mån

>63 A Lågspänning

effekt 4 910kr/år

6,00 öre/kWh (exkl.

Moms)

22,73 kr/kW, mån

(exkl. moms)

48,64 kr/kW, mån (exkl. moms) Högspän-

nings- kund Högspänning effekt

31 950 kr/år (exkl.

moms)

3,85 öre/kWh (exkl.

moms)

11,24 kr/kW, mån

(exkl. moms)

39,15 kr/kW, mån (exkl. moms)

2.10.

Temperaturens påverkan av topplasten

Enligt en rapport sammanställd av Energimyndigheten baserad på statistik från Statistiska Centralbyrån, skiljer sig energiförbrukningen markant beroende på vilken typ av uppvärmning som används i småhusen. För ett småhus som värms upp av el står då själva uppvärmningen för 47 % av den totala energiförbrukningen under året. Värms huset istället med fjärrvärme motsvarar det endast 17 % av den totala energiförbrukningen [27]. Att förbrukningen varierar över året till följd en varierande utomhustemperatur illustreras i figur 1 samt figur 2. Det visas tydligt om figurerna jämförs att den aktiva medeleffekt som förbrukas under ett vinterdygn är betydligt högre än under ett motsvarande sommardygn. Dessa figurer har med hjälp av historiska mätserier från de anslutningspunkter som är anslutna till nätstation T476 kunnat tas fram i Dp.

(17)

10 Figur 1: Aktiv medeleffekt över ett dygn. Svart kurva representerar en vardag under sommartid (7–15°C), Grön kurva representerar en vardag under sommartid (15–100°C). Skärmbild av lastprofil hämtad från mjukvaran Dp.

Figur 2: Aktiv medeleffekt över ett dygn. Röd kurva representerar en vardag under vintertid (-99– -7°C), blå kurva representerar en vardag under vintertid (-7-3°C), Grön kurva representerar en vardag under vintertid (3–

100°C). Skärmbild av lastprofil hämtad från mjukvaran Dp.

(18)

11

3. Utförande och metod

3.1. Antaganden och begräsningar

• 𝐶𝑜𝑠 𝜑 = 0,95

• Alla faser är symmetriskt belastade

• Energiförbrukning elbil

• Antal elbilar per hushåll 3.2. Val av område

I samråd med Karlstad El- & Stadsnät valdes tre olika typer av områden som ansågs intressanta att undersöka. Då detta arbete har för uppgift att främst undersöka kablar i nätets lågspänningssida, ansågs det mest intressant att undersöka villaområden då de har längre kabellängder mellan kunderna än t.ex. radhus och andra typer av flerfa- miljshus. Det tas dock ingen hänsyn till spänningsfall i leveranspunkt för det fortsatta arbetet i denna rapport, men det kan ändå vara användbart för att få indikationer på om en nätförstärkning kan komma att bli aktuell. Uppvärm- ningstyp är en av de viktigaste aspekterna för en bostads energiförbrukning. Karlstad El- & stadsnäts för inget register över just vilken typ av uppvärmning som finns i kundernas bostäder, däremot finns kännedom över vilka kunder som är anslutna till fjärrvärmenätet och där ifrån kan man utesluta om kunderna använder sig av elvärme eller inte.

Tre olika områden i Karlstad valdes, i två av dessa börjar det bli dags för ombyggnationer och reinvesteringar p.g.a.

att kablarnas regulatoriska livslängd snart är uppnådd [19]. Det sista området är modernare och byggdes 2008.

Något som också var en viktig förutsättning för att kunna installera mätutrustningen var att nätstationerna var så pass moderna att det var förberett för att ansluta spännings- samt strömmätning på transformatorn medan den är spänningssatt, vilket inte alltid är fallet på äldre transformatorer.

3.3. Högupplösta mätningar i fält

De mätserier som Karlstads El- & Stadsnät idag har tillgång till avser energimätningar med förbrukad medeleffekt per timme, dessa mätserier samlas in från kundelmätarna och lagras ungefär ett dygn senare i Qlik Sense. För kunna göra mätningar med hög upplösning krävs då installation av mätutrustning som kan mäta och lagra dessa mätserier med ett tätare intervall. Denna utrustning monteras i en nätstation och har möjlighet att mäta den aktivt förbrukade energin för hela transformatorn eller en utgående grupp. Installation av utrustningen kräver fysisk anslutning till spännings- samt ström-transformatorer i nätstationen, anslutning illustreras i Appendix figur A1 samt figur A2. Det ansågs mest intressant att utföra högupplösta mätningar där vi redan har hårt belastade transformatorer och/eller grupper i dessa stationer. För att identifiera detta finns möjligheten att från Qlik Sense hämta stationsdata för både energi-uttaget för hela transformatorn samt varje individuellt fack, och där ifrån kan det fås indikationer om belast- ningsgrad för transformatorer och matarkablar. I Dp kan sedan en Last- och Felströmsberäkning göras där bland annat relativ strömbelastning för matarkablar, spänningsfall beräknas för en punkt i nätet. Beräkningen baseras på Velanders metod och exempel på resultat för en sådan beräkning illustreras i figur 3 där tabell 3 förklarar färgsätt- ning i figur, resultat kan även visas i tabellform.

(19)

12 Tabell 3: Förklarar färgsättning i Figur 3: Last- och Felströmsberäkning illustrerad i karta.

Spänningsfall(%) Realtiv belastningsström(%)

0-3 0-50

3-5 50-90

5-999 90-9999

Figur 3: Last- och Felströmsberäkning illustrerad i karta. Skärmbild av beräkning från programvaran Dp. Gul samt orange linje visar matande kabel, gul samt orange cirkel visar leveranspunkt.

(20)

13 3.3.1. Fall 1 Zakrisdalsudden 1

För fall 1 önskades att studera ett bostadsområde som är relativt nybyggt och inte är anslutet till fjärrvärmenätet.

Valet föll på området Zakrisdalsudden och nätstation T476 som byggdes år 2008. Denna nätstation består av transformator 849 som har en skenbar effekt på 500 kVA där samtliga matarkablar är av typen N1XV-AS 4X240 och är förlagda i mark. För denna kabeltyp anges i Dp en belastningsförmåga på 435 A. Stationen har 67 anslutna abonnemang, varav åtta av dessa är för mikroproduktion, där av finns det 59 unika kunder anslutna till denna nätstation.

40 av dessa abonnemang ligger under fack 07, åtta av dessa är abonnemang för mikroproduktion vilket innebär att det ligger 32 unika kunder under detta fack, fördelningen av kundabonnemang visas i tabell 6. I figur A 3 visas i ett enlinjeschema överskådligt uppbyggnaden över det nät som matas via utgående fack 07. Då en så stor del av kunderna är anslutna till samma fack ges också den största delen av stationens effektuttag av detta fack vilket visas i figur 4. I tabell 4 visas det maximala uppmätta timmedelvärdet för kundernas strömförbrukning, samt deras relativa belastning i förhållande till säkringsstorlek, flera av kunderna har vid något tillfälle under året haft en hårt utnyttjad säkring. Tabell 5 visar det utgående fackets belastning, beräknat i Dp där resultatet illustreras i figur 3 samt i appendix tabell A 2. I appendix tabell A 1 visar exempel på Velanderkonstanter för olika SCB-koder som Dp använder vid beräkningar.

Figur 4: Grafen visar förbrukad medeleffekt i stationen över det dygn där effekttoppen för hela transformatorn var som högst (01-02-21), ljusblå kurva visar den inverterade medeltemperaturen för motsvarande timme.

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18

0 50 100 150 200 250 300

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

°C

MEDELEFFEKT [kW]

TIMME

Förbrukning T476

Hela transformatorn Fack 07 Fack 06 Fack 05

Fack 04 Fack 03 Fack 02 Temperatur

(21)

14 Tabell 4: Maxuppmätt timmedelström i förhållande till säkring för kunder anslutna till fack 07

Högsta timvärde

(kW) Max timmedelström (A) Säkringsstorlek

Maxström/säkringsstor- lek

13,30 19,95 20 0,997

11,80 17,70 20 0,89

11,40 17,10 20 0,86

11,10 16,65 20 0,83

11,00 16,50 20 0,83

10,70 16,05 20 0,80

10,50 15,75 20 0,78

10,30 15,45 20 0,77

10,00 15,00 20 0,75

9,70 14,55 20 0,73

9,60 14,40 20 0,72

9,50 14,25 20 0,71

9,40 14,10 20 0,71

9,20 13,86 20 0,69

9,10 13,65 20 0,68

11,10 16,65 25 0,67

8,60 12,90 20 0,65

8,50 12,75 20 0,64

8,40 12,60 20 0,63

8,10 12,15 20 0,61

7,90 11,85 20 0,59

6,20 9,30 16 0,58

7,50 11,25 20 0,56

7,40 11,10 20 0,56

9,20 13,80 25 0,55

7,20 10,80 20 0,54

7,20 10,73 20 0,54

6,00 9,00 20 0,45

5,50 8,25 20 0,41

3,50 5,25 63 0,08

5,30 7,95 Ospecificerad -

- - - -

(22)

15 Tabell 5: Last- och Felströmsberäkning för kabel i fack 07

Mätvärdestyp Värde Enhet Belastningsström 286.3 A

Nod från T476/07

Nod till 3357

Aktiva förluster 4.593 kW Reaktiva förluster 2.078 kVAr Relativ belastningsström 65.80 %

Station ID T476

Tabell 6: Fördelning över olika typer av kundabonnemang.

SCB-kod Antal Förklaring

11 1 Elproducent

52 1 Vatten & reningsverks 64 1 Fastighetsförvaltning

72 2 Gatubelysning

91 54 Småhus

99 8 Mikroproduktion

3.3.2. Fall 2 T233 Brickan Stockfallet

För detta fall ville man studera ett villaområde av äldre byggnadstyp där majoriteten av villorna är anslutna till fjärrvärmenätet. Nätstationen Brickan byggdes år 1972, stationen med tillhörande transformator med en skenbar effekt av 800 kVA byttes år 2017 mot en modernare typ. Totalt finns 82 kundabonnemang registrerade under denna nätstation, varav det under fack 05 finns tio abonnemang där samtliga är av typen 91, fördelningen av de olika abonnemangstyperna visas i tabell 9, och en överskådlig bild av det nät som matas via detta fack visas i figur A 4.

Lågspänningskablarna i denna nätstation består nästan uteslutande av dimensionen 95𝑚𝑚², vilket är den minsta kabeldimensionen för matarkablar som kommer studeras i detta arbete. För kabeltypen AKKJ 3X95/29C förlagd i mark, anges en belastningsförmåga av 220 A. Figur 5 visar det dygn med det högsta medeluttaget från det senaste året, där figur 6 tydligare visar lastfördelning över de olika facken. I tabell 7 visas det maximala uppmätta timme- delvärdet för kundernas strömförbrukning, samt deras relativa belastning i förhållande till säkringsstorlek, flera av kunderna har vid något tillfälle under året haft en hårt utnyttjad säkring. Tabell 8 visar det utgående fackets belastning, beräknat i Dp där resultatet visas i tabell A 3 samt figur 7.

(23)

16 Figur 5: 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.

Figur 6: Grafen visar förbrukad medeleffekt för varje utgående fack över det dygn där effekttoppen för hela trans- formatorn var som högst (15-01-21), ljusblå kurva visar den inverterade medeltemperaturen för motsvarande timme.

0 2 4 6 8 10 12 14 16

0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200

°C

MEDELEFFEKT [kW]

TIMME

Förbrukning T233

Hela transformatorn Fack 01 Fack 02 Fack 03

Fack 04 Fack 05 Fack 06 Fack 07

Lufttemperatur

0 2 4 6 8 10 12 14 16

0 5 10 15 20 25 30 35 40

°C

MEDELEFFEKT [kW]

TIMME

Förbrukning T233

Fack 09 Fack 10 Fack 11 Lufttemperatur

(24)

17 Tabell 7: Maxuppmätt timmedelström i förhållande till säkring för kunder anslutna till fack 05

12,4 18,6 16 1,16

9,0 13,5 16 0,84

7,7 11,55 16 0,72

7,6 11,4 16 0,71

6,5 9,75 16 0,61

5,4 8,1 16 0,51

4,8 7,2 16 0,45

4,4 6,6 16 0,41

3,8 5,7 16 0,36

Tabell 8: Last- och Felströmsberäkning för kabel i fack 05.

Mätvärdestyp Värde Enhet

Belastningsström 97.5 A

Nod från T233/05

Nod till 1557

Station ID T233

Tabell 9: Fördelning över olika typer av kundabonnemang.

SCB-kod Antal Förklaring

65 2

Fastighetsförv.

lokaler

72 1 Gatubelysning

85 1

Kontor, lokaler mm.

91 78 Småhus

(25)

18 Figur 7: Last- och Felströmsberäkning illustrerad i karta. Skärmbild av beräkning från programvaran Dp. Gul (med grön linje i mitten) linje visar matande kabel, gul cirkel visar leveranspunkt.

(26)

19 3.3.3. Fall 3 T227 Jätten 1 Gustavsberg

För fall 3 önskades studera ett område, som likt fall 2 har ett äldre byggnadssätt men som består till största delen av villor som inte är anslutna till fjärrvärmenätet. Nätstation T227 byggdes från början 1972, nätstationen och transformator 967 byttes ut år 2017 mot en modernare typ med en skenbar märkeffekt på 500kVA. Kabeldimensionerna på lågspänningssidan är antingen 95𝑚𝑚², 185𝑚𝑚² eller 240𝑚𝑚², där fack 01 som är aktuell för högupplösta mätningar har en kabel av typen AKKJ 3X185/57C som är förlagd i mark. Kabeln har i Dp en angiven belastnings- förmåga av 330 A. Lastfördelningen mellan de olika facken är relativt jämn förutom fack 05 där det endast finns gatubelysning anslutet (figur 8). Fack 01 med 20 kunder av typen 91, har den högsta uttagna medeleffekten och där av valdes detta fack för mätningar. Fördelningen av de olika abonnemangstyperna som finns under nätstationen visas i tabell 12, och en överskådlig bild av det nät som matas via det utgående facket visas i figur A 5.

I tabell 10 visas det maximala uppmätta timmedelvärdet för kundernas strömförbrukning, samt deras relativa belastning i förhållande till säkringsstorlek, flera av kunderna har vid något tillfälle under året haft en hårt utnyttjad säkring. Tabell 11 visar det utgående fackets belastning beräknat i Dp, ett mer detaljerat resultat visas figur 9 samt i tabell A 4.

Figur 8: 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.

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18

0 50 100 150 200 250 300

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

°C

MEDELEFFEKT [kW]

TIMME

Förbrukning T227

Hela transformatorn Fack 01 Fack 02

Fack 03 Fack 04 Fack 05

Fack 06 Lufttemperatur

(27)

20 Tabell 10: Maxuppmätt timmedelström i förhållande till säkring för kunder anslutna till fack 01.

10,90 16,35 16 1,02

16,20 24,30 25 0,97

9,80 14,70 16 0,92

11,10 16,65 20 0,83

9,90 14,85 20 0,74

7,80 11,70 16 0,73

9,60 14,40 20 0,72

12,00 18,00 25 0,72

9,00 13,50 20 0,67

7,10 10,65 16 0,66

8,40 12,60 20 0,63

6,30 9,45 16 0,59

5,80 8,70 16 0,54

7,20 10,80 20 0,54

8,70 13,05 25 0,52

6,20 9,30 20 0,46

6,10 9,15 20 0,46

5,20 7,80 20 0,39

Tabell 11: Last- och Felströmsberäkning för kabel i fack 01.

Mätvärdestyp Värde Enhet Belastningsström 256.7 A

Nod från T227/01

Nod till 0281

Station ID T227

Tabell 12: Fördelning över olika typer av kundabonnemang.

SCB-kod Antal Förklaring

72 1 Gatubelysning

91 53 Småhus

(28)

21 Figur 9: Last- och Felströmsberäkning illustrerad i karta. Skärmbild av beräkning från programvaran Dp. Gul samt orange linje visar matande kabel, gul, orange samt röd cirkel visar leveranspunkt.

(29)

22

4. Resultat

4.1. T476 Zakrisdalsudden 1

Figur 10: Förbrukad medeleffekt för transformator 849 i nätstation T476.

Då Qlik sense summerar mikroproduktion med övrig last på fel sätt och i stället loggar produktionen som en last, krävdes det i detta fall att data för mikroproduktionen hämtades ut separat. För att sedan subtrahera medeleffekten från kundmätarna för station T476 med den medeleffekten som mikroproduktionen står för vilket resulterade i kurvan Uppmätt medeleffekt kundmätare – mikroproduktion (60 min).

I figur 10 visas tydligt att de högupplösta värdena ofta avviker stort från medelvärdet över en timme. Jämförs kurvan Uppmätt medeleffekt (1 min) mot kurvan Uppmätt medeleffekt kundmätare – mikroproduktion (60 min) vid topplast d.v.s. under timme 20 avviker de högupplösta värdena (Uppmätt medeleffekt (1 min)) som mest 27

% över medeleffekten från kundmätarna (Uppmätt medeleffekt kundmätare – mikroproduktion (60 min)).

Studeras medeleffekten på femton minuters intervall, kurvan Beräknad medeleffekt (15 min) inträffar det högsta värdet på 168,76 kW klockan 20:00, detta motsvarar en avvikelse på 12 %, jämfört mot den medeleffekt som mättes hos kundmätarna (Uppmätt medeleffekt kundmätare – mikroproduktion (60 min)) vid samma timme. Att det skiljer mellan summerad timmedeleffekt från de högupplösta mätningarna d.v.s. Beräknad medeleffekt (60 min) mot Uppmätt medeleffekt kundmätare – mikroproduktion (60 min) som fås från kundmätarna beror till stor del på de förluster som uppstår då energin överförs från nätstationen där den högupplösta mätningen sker till leveranspunkt där kundmätningen sker. Detta kan även studeras vid resterande mätningar som presenteras ne- dan i rapporten. Att det mitt på dagen är så pass stora skillnader mellan dessa värden kan tyda på att det är problem vid insamling av data till Qlik Sense.

0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200

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 08-04-21

Uppmätt medeleffekt (1 min) Beräknad medeleffekt (60 min) Uppmätt mikroproduktion (60 min)

Uppmätt medeleffekt kundmätare - mikroproduktion (60 min) Beräknad medeleffekt (15 min)

(30)

23 Figur 11: Förbrukad medeleffekt för utgående grupp 07, transformator 849 i nätstation T476.

Då sju av de totalt åtta abonnemangen för mikroproduktion låg under fack 07, behövdes data hämtas separat även här och subtraheras från medeleffekten för kundmätarna (Uppmätt medeleffekt kundmätare – mikropro- duktion (60 min)). Mätutrustningen var vid tillfället endast programmerad för att kunna samla in mätvärden i form av förbrukning och därmed visas negativa mätvärden eller närmare bestämt produktion som 0-värden. Då Karlstad El- & Stadsnät har planer på att permanent montera liknande mätutrustning på bl.a. denna transformator var det bra att detta problem uppdagades innan man själva monterar dit utrustningen. Det första 0-värdet är registrerat klockan 10:05 och det sista är registrerat klockan 15:53, före och efter detta intervall kommer den högupplösta mätserien inte att påverkas av mikroproduktionen.

Vid topplast d.v.s. mellan klockan 19:00-20:00 mäts den högsta medeleffekten från kundmätarna (Uppmätt medeleffekt kundmätare – mikroproduktion (60 min)) till 84,39 kW medan den högsta medeleffekten från de högupplösta mätningarna (Uppmätt medeleffekt (1 min)) mäts till 115,20 kW (Figur 11). Vilket innebär en ef- fekttopp som är 36 % högre än den medeleffekt som samlas in från kundmätarna (Uppmätt medeleffekt kund- mätare – mikroproduktion (60 min). Studeras kurvan för beräknad medeleffekt på femton minuters intervall (Beräknad medeleffekt (15 min)) inträffar den högsta medeleffekten på 106,00 kW, klockan 19:45. Detta ger att effekttoppen är 25 % större än medeleffekten från kundmätarna (Uppmätt medeleffekt kundmätare – mikropro- duktion (60 min)).

-35 -15 5 25 45 65 85 105 125

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

TIMME

Förbrukning 22-04-21

Beräknad medeleffekt (60 min) Uppmätt mikroproduktion (60 min)

Uppmätt medeleffekt kundmätare - mikroproduktion (60 min) Uppmätt medeleffekt (1 min)

Beräknad medeleffekt (15 min)

(31)

24 4.1.1. Resultat timmedelvärden

Figur 12: Grafen visar förbrukad medeleffekt i stationen över det dygn där effekttoppen för hela transformatorn var som högst (01-02-21), ljusblå kurva visar den inverterade medeltemperaturen för motsvarande timme.

Man var intresserad av att veta belastningsgrad för en station både på transformatornivå samt för utgående fack. Då medeltopplasten (figur 12) låg på 274,92 kW och nätstationen har en kapacitet på 475,00 kW ger detta oss en kvot på 0,58. P=475 kW kan beräknas genom ekvation 5, där S=500 kVA alltså transformatorns skenbara märkeffekt och cos 𝜑 antas vara 0,95. Man kan anta att det även här sker avvikelser och momentana effekttoppar, dock i något lägre utsträckning under de högupplösta mätningarna p.g.a. att vi har ett lägre energiuttag när dessa mätningar ge- nomfördes. Om de uppskattas från resultatet i figur 10 att momentana effekttopparna är 30 % större än den uppmätta medeltopplasten innebär detta att man helt plötsligt har en belastningsgrad på 0,75.

Man önskar också studera om det är möjligt att tillhandahålla den mängd energi som eventuella elbilar i området kommer behöva varje dygn utan att överskrida den högsta medeltopplasten för året. En genomsnittlig elbil har en batterikapacitet på 41 kW [2] och förbrukar 2 kWh/mil [28]. De senaste åren har svensken kört ungefär 1200 mil/år vilket innebär 3,29 mil/dygn förutsatt att det är jämnt fördelat över alla sju veckodagar. Detta innebär att nätet behöver försörja en elbil med 6,58 kWh/per dygn ([9], Tabell A 5). I figur 12 illustreras den mängd energi som finns tillgänglig utan att topplasten skulle ökas för detta dygn (Topplast). Om denna mängd studeras endast mellan perioden 18:00-06:00, d.v.s. när högbelastningsavgiften inte är aktiv skulle detta motsvara en energi av 581,69 kWh.

Baserat på den mängd energi en elbil förbrukar per dygn så skulle stationen behöva förse de 59,4 bilarna i området med en energi på totalt 390,85 kWh/dygn, vilket nätstationen skulle klara i sitt nuvarande skick utan att för den delen öka topplasten. Detta förutsätter att laddning kan ske idealt, alltså att den energi som finns tillgänglig vid en given tidpunkt används, varken mer eller mindre.

Ur ekvation 6 kan det beräknas att det under tolv timmars perioden 18:00-06:00 krävs en medeleffekt om 0,55 kW för att uppnå en tillräcklig mängd laddning. Laddningstiden för att uppnå 390,85 kWh vid laddning på 3,7 kW samt

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18

0 100 200 300 400 500 600 700

°C

MEDELEFFEKT [kW]

TIMME

Förbrukning T476

Hela transformatorn Topplast Fack 07

Fack 06 Fack 05 Fack 04

Fack 03 Fack 02 Laddning 3,7kW

Laddning 6,9kW Temperatur

(32)

25 6,9 kW motsvarar ca. två respektive en timmas laddning och i figur 12 illustreras de effekttoppar som skulle uppstå om elbilsladdning av samtliga bilar i området skulle tillkomma direkt efter att högbelastningsavgiften slutat gälla.

Då den högsta medeleffekten för laddning på 6, 9kW motsvarar 665,59 kW och den högsta medeleffekten för laddning på 3,7 kW motsvarar 473,51 kW ger detta en belastningsgrad på 1,40 respektive 0,99 för transformatorn.

Den totala energiförbrukningen för det dygn då topplast uppmättes (figur 12) motsvarade 5230,78 kWh. I Qlik sense kan det studeras att av kunder som inte är villakunder eller benämns med SCB-kod 91, förbrukades 154,40 kWh. I tabell 6 visas att det finns 54 villakunder under denna nätstation, där med motsvarar energiförbrukningen för dygnet med topplast 94,01 kWh/kund.

Figur 13: Grafen visar förbrukad medeleffekt för fack 07 över det dygn där effekttoppen för hela transformatorn var som högst (01-02-21), ljusblå kurva visar den inverterade medeltemperaturen för motsvarande

timme.

Ur ekvation 3 kan strömbelastningen i kabeln beräknas för medeltopplasten. Då den högsta medeleffekten för facket är 177,26 kW motsvarar detta en medelström av 255,89 A, där med ligger belastningsgraden på 58 % av kabelns maximala belastningsförmåga. Tar vi hänsyn till de fluktuationer som har uppmäts vid mätningar på minutintervall (figur 11) så avviker mätningen som mest 46,81 A från den medelström som mäts hos kundmätarna. Antas det att samma fluktuationer skulle uppstå även här skulle detta motsvara 302,70 A eller en relativ belastning av 70 %. Från tabell 4 kan kundernas säkringsstorlek hämtas. Om kunderna utnyttjade sin säkring till fullo skulle detta innebära en belastning på 666 A, förutsatt att den samfällighetsförening som är uppsäkrad till 63 A i stället räknas som en 20 A kund, detta leder då till en relativ belastning på 153 % för den aktuella kabeln.

I figur 13 visas det m.h.a. arean Topplast att det under dygnet finns 298,55 kWh tillgängligt, utanför tiden för högbelastningsavgiften. Det kan ställas mot att de 35,2 bilarna som finns i området har ett totalt behov om 231,61

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18

0 50 100 150 200 250 300 350 400 450

°C

MEDELEFFEKT [kW]

TIMME

Förbrukning T476

Fack 07 Topplast fack 07 Laddning 3,7 kW Laddning 6,9 kW Temperatur

(33)

26 kWh/dygn, vilket innebär att även på nivån för utgående fack finns det tillräckligt med energi för att förse kundernas elbilar i stationens nuvarande skick. Skulle man endast utnyttja den energi som finns tillgänglig så skulle kunderna under fack 07 behöva ladda sina bilar från klockan 18:00-05:00 för att uppnå 100 % av batteriets kapacitet. Skulle uttaget fördelas jämnt över tolv timmars så kan ur ekvation 6 beräknas att detta motsvarar en medeleffekt om 0,55 kW.

I figur 13 illustreras också det ökade energiuttag som skulle uppstå om elbilsladdning för samtliga hem anslutna till utgående grupp 07 skulle tillkomma från det att högbelastningsavgiften slutat gälla. Vid laddning på 3,7 kW samt 6,9 kW skulle den högsta medeleffekten under dygnet motsvara 285,28 kW samt 397,92 kW, ur ekvation 3 kan det beräknas att detta skulle motsvara en medelström på 604,58 A respektive 433,44 A, vilket motsvarar en relativ belastning (ekvation 7) på 139 % respektive 100 %.

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

TIMME

Förbrukning 29-04-21

Uppmätt medeleffekt (1 min) Uppmätt medeleffekt kundmätare (60 min) Beräknad medeleffekt (60 min) Beräknad medeleffekt (15 min)

(34)

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

TIMME

Förbrukning 10-05-21

Uppmätt medeleffekt (1min) Beräknad medeleffekt (15min)

Beräknad medeleffekt (60 min) Uppmätt medeleffekt kundmätare (60 min)