INSTITUTIONEN FÖR ELEKTROTEKNIK CHALMERS TEKNISKA HÖGSKOLA Göteborg, 2020 www.chalmers.se Mikroproduktions påverkan på lågspänningsnät Examensarbete inom högskoleingenjörsprogrammet Elektroteknik Lukasz Lukiewicz EXAMENSARBETE INOM HÖGSKOLEINGENJÖRSPROGRAMMET ELEKTROTEKNIK 2020 Mikroproduktions påverkan på lågspänningsnät Lukasz Lukiewicz Institutionen för Elektroteknik CHALMERS TEKNISKA HÖGSKOLA Göteborg, Sverige 2020 Mikroproduktions påverkan på lågspänningsnät Lukas Lukiewicz © LUKASZ LUKIEWICZ. 2020 Examinator: Thomas Hammarström, Institutionen för Elektroteknik Handledare: Pontus Claesson, Härryda Energi AB Institutionen för Elektroteknik Chalmers Tekniska Högskola SE-412 96 Göteborg Sverige Telefon: +46 (0)31-772 1000 FÖRORD Detta examensarbete (15 hp) har utförts på uppdrag av Härryda Energi AB och är det sista steget i min utbildning till Elektroingenjör (180 hp) med inriktning elkraft på Chalmers Tek- niska Högskola. Först och främst vill jag tacka min handledare på Härryda Energi AB, Pontus Claesson som med sin omfattande kompetens och engagemang har stöttat och hjälpt mig under examensar- betets gång. Istället för att lista alla namn vill jag ge ett stort tack till alla på Härryda Energi som på ett eller annat sätt har bidragit till mitt arbete, vore det sig med sin sakkunnighet eller med konversationer om vardagliga ämnen som fått mig att känna mig varmt välkommen varje dag under hela perioden. Ett stort tack riktas även mot min handledare och examinator Thomas Hammarström på Chal- mers som tagit sig tid att hjälpa mig med mitt uppdrag. SAMMANFATTNING Med samhällets strävan efter fossilfria energikällor ökar också intresset och därmed utbudet av solceller som lockar fler och fler personer. ”Gratis” energi som kommer med solstrålar är gynnsamt för anläggningsägaren som därmed, till viss utsträckning, kan bli självförsörjande. Vid momentan hög produktion och låg förbrukning, ofta på soliga sommardagar, uppstår även ett elöverskott som kommer att levereras till nätets andra kunder. För detta överskott får pro- ducenten en ekonomisk ersättning såvida den totala produktionen inte överskrider producen- tens egen totala årsförbrukning, detta kallas mikroproduktion. Samarbetet för dock med sig ett problem för nätägaren eftersom den hittills konventionella distributionen saknade produktionskällor så långt ner i distributionsträdet. För att säkerställa en optimal elkvalité måste spänning och belastning ständigt övervakas och eventuella åtgärder vidtas för att hålla kvalitén inom acceptabla gränser. Ett elnät byggs och dimensioneras med avseende på att hålla spänningen över den lägre gränsen vid hög belastning. Denna inträffar under helt omvända omständigheter än för solcellsanläggningars maximala produktion som är av en snabbt varierande karaktär vilket medför potentiellt signifikanta spänningsökningar. Just spänningsökningen i näten p.g.a. mikroproduktion är av stort intresse för Härryda Energi AB. I deras uppdrag undersöks några av de befintliga lågspänningsnäten i syfte att skapa en bild på den grad av påverkan mikroproduktionen kommer att ha på deras verksamhet och vilka åtgärder som kan och bör vidtas beroende på omständigheterna. För arbetet väljs tre lågspänningsnät med skilda egenskaper som simuleras för låglastsituat- ioner och stegvis ökande produktion. Fokus riktas på slutkundernas spänning och nätets maxi- malt tillåtna effektflöde. De presenterade resultaten i form av en beräkningsmodell, avser att ge ett mått på gränsen för den tillåtna produktionen i specifika områden. Simulationer av verklighetsscenarion och ana- lys av olika lösningar ger bakgrund till ett förebyggande arbete och är till viss grad en vägled- ning om hur kommande solcellsanläggningar kan hanteras för att möta kvalitékrav. SUMMARY With the humanity striving towards use of solely renewable energy sources there is an in- creasing interest and development of solar panels that draws attention of more and more indi- viduals. The nearly free energy provided with sunlight is a good resource for the solar instal- lation owners making them, to some extent, energetically independent. High production dur- ing low consumption hours, mostly during sunny summer days, lead to excess energy that is fed back to the grid, an excess that the installation owner gets economically compensated for as long as the total yearly production does not exceed the yearly consumption. That is today called micro production. That cooperation, although in a good direction, does create a new problem for the distribution grid owners since until a few years ago, the conventional distribution grids did not include en- ergy production sources that far down the distribution tree. To guarantee quality for the pro- vided electricity requires constant monitoring and possible measures to be taken so that the quality is kept within the acceptable range. A distribution grid is built and measured to keep the voltage levels above the lower limit during high consumption that occurs under com- pletely different circumstances than these where the production from solar panels reaches its maximum. The solar energy production variates quickly as well which leads to potentially significant voltage rises. Rising voltage caused by micro production is of great importance to Härryda Energi AB. The task on their behalf is to examine few of their low voltage grids in order to create an overview of what kind of impact the micro production will have on their operation and what kind of measures could and should be taken into consideration depending on different circumstances. For this assignment will three low voltage grids with different properties be chosen and simu- lated for scenarios with low consumption and gradually increasing production. Focus is di- rected on the end-customers’ voltage levels and the grids’ highest allowed effect flows. The presented results in form of a model to calculate the micro production limit for specific areas, simulations of probability scenarios and an analysis of different solutions form a back- ground for work that will help with preventing the described problem and in some way give direction about how future micro production installations could be handled in order to be able to meet the quality requirements. INNEHÅLLSFÖRTECKNING FÖRORD ..................................................................................................................................... SAMMANFATTNING .............................................................................................................. SUMMARY ................................................................................................................................. INNEHÅLLSFÖRTECKNING ................................................................................................ 1 INLEDNING ..................................................................................................................... 1 1.1 Bakgrund ..................................................................................................................... 1 1.2 Syfte ............................................................................................................................. 1 1.3 Avgränsningar ............................................................................................................. 1 1.4 Precisering av frågeställningen .................................................................................... 2 2 TEORETISK REFERENSRAM .................................................................................... 3 2.1 Mikroproduktion .......................................................................................................... 3 2.2 Solcellsanläggning ....................................................................................................... 3 2.3 Spänningsfall ............................................................................................................... 6 2.4 Långsamma spänningsvariationer ............................................................................... 6 2.5 Hög belastning ............................................................................................................. 7 2.6 Låg belastning .............................................................................................................. 8 2.7 Överlastskydd och utlösningsvillkor ........................................................................... 9 2.8 Acceptansgränsen ...................................................................................................... 10 2.9 Spänningsreglering .................................................................................................... 10 2.9.1 Lindningskopplare och omsättning .................................................................... 11 2.9.2 Nätförstärkning ................................................................................................... 11 2.9.3 Reaktiv effektkompensering .............................................................................. 11 3 METOD ........................................................................................................................... 13 3.1 Tillämpad teori .......................................................................................................... 13 3.2 dpPower ..................................................................................................................... 14 3.3 Simulering och valda områden .................................................................................. 15 3.3.1 Lågspänningsnät NS274 ..................................................................................... 17 3.3.2 Lågspänningsnät NS345 ..................................................................................... 18 3.3.3 Lågspänningsnät NS239 ..................................................................................... 18 4 VERKLIGHETSSCENARION .................................................................................... 20 4.1 NS274 ........................................................................................................................ 20 4.2 NS345 ........................................................................................................................ 23 4.3 NS239 ........................................................................................................................ 26 4.4 Analys av simuleringar .............................................................................................. 27 5 GRÄNSVÄRDEMODELLEN ...................................................................................... 28 5.1 Område för beräkning ................................................................................................ 28 5.2 Gränsvärdeberäkning för en grupp ............................................................................ 29 5.3 Gränsvärdeberäkning för hela nätet ........................................................................... 30 5.4 Analys och tillämpning av modellen ......................................................................... 31 6 ÅTGÄRDSSIMULERING ............................................................................................ 36 6.1 NS274 ........................................................................................................................ 36 6.2 NS345 ........................................................................................................................ 38 6.2.1 Vidtagna åtgärder ............................................................................................... 38 6.2.2 Spänningsreglering för NS345 ........................................................................... 40 7 SLUTSATS ..................................................................................................................... 43 7.1 Analys av resultat ...................................................................................................... 43 7.2 Rekommendationer till fortsatt arbete ....................................................................... 44 REFERENSER ....................................................................................................................... 45 BILAGA 1 NS274 EFFEKT ENLIGT TAKYTA OCH MARGINAL I FÖRHÅLLANDE TILL SÄKRING ......................................................................................................................... BILAGA 2 NS345 EFFEKT ENLIGT TAKYTA OCH MARGINAL I FÖRHÅLLANDE TILL SÄKRING ......................................................................................................................... BILAGA 3 NS239 EFFEKT ENLIGT TAKYTA OCH MARGINAL I FÖRHÅLLANDE TILL SÄKRING ......................................................................................................................... BILAGA 4 IMPEDANSVÄRDEN ............................................................................................ BILAGA 5 EFFEKT BASERAD PÅ EKVIVALENT LAST ................................................ 1 1 INLEDNING Kapitlet beskriver en bakgrund till arbetet samt redogör för vad syftet är och vilka avgräns- ningar som görs. Slutligen följer precisering av frågeställning. 1.1 Bakgrund Härryda Energi AB köper sin el av Vattenfalls regionnät och transformerar ner den i en 130 / 40 kV mottagningsstation. Distributionsområdet omfattas av Mölnlycke, Landvetter, Härryda, Skalmered och ända ut till Hindås. Totalt levererar företaget el till ca 14 000 kunder. [1] Härryda Energi strävar alltid efter att el med god kvalité levereras till slutkunder, det som är kravet för god kvalité definieras bland annat i kapitel 2.4. Ständigt ökande kundnöjdhet och stabila nät säkerställs med åtgärder i form av noggranna beräkningar och dataanalyser för så- väl enstaka ändringar som stora ombyggnationer av distributionsnätet. En exponentiell ökning i antalet solcellsanläggningar i nätet uppmärksammades de tre senaste åren. Det ökade intresset kring ämnet väcker frågan inom hur snar framtid kommer mikropro- duktionen leda till att åtgärder måste vidtas och vilka eventuella ändringar ska ske gällande hur näten dimensioneras. Begreppet mikroproduktion väcker uppmärksamhet hos fler och fler bolag som distribuerar el. I Härryda Energi:s elnät finns det idag 197 anläggningar med produktion varav 196 av dessa är mikroproduktion. Den totala energin från mikroproduktion år 2019 är 700 MWh. [2] Härryda Energi:s elhandelskunder får i dagsläget en ersättning i form av spotpriset minus 2 öre per kWh levererad ut på nätet. 1.2 Syfte Detta arbete omfattar en beskrivning och analys av problemet, dvs. hur spänningen i nätet på- verkas av en ökad andel mikroproduktion. Vidare är syftet att skapa ett underlag för hur kommande installationer av solcellsanlägg- ningar kan hanteras samt vilka möjligheter finns för att förstärka befintliga nät och hur de nya bör dimensioneras. 1.3 Avgränsningar Arbetets fokus läggs mest på lågspänningsnäten, eftersom påverkan är som störst i dessa. Ar- betet beskriver bland annat hur mikroproduktionen ändrar spänningen i olika anslutningar samt effektflödet i nätet, men inte vilka störningar den kan orsaka som flimmer och övertoner. 2 Dessa bedöms icke-signifikanta, speciellt för trefasiga system, och har beskrivits väl i tidigare studier kring ämnet [3]. Avvägning görs även gällande enfasväxelriktare då trefasväxelriktare passar mer för framtids- bilden och utgör 95 % av alla solcellsanläggningar i bolagets befintliga nät. Då solcellsmodu- lernas verkningsgrad och effekt varierar, enligt kapitel 2.2, kommer den uträknade effekten i detta arbete bestämmas till 1 kW/6 m2. Det spänningsintervallet som undersöks i detta arbete ligger i enlighet med rekommendation- erna och inte kraven, båda beskrivs i kapitel 2.4 1.4 Precisering av frågeställningen För att följa syftet kommer följande specifika ämnen att hanteras: - Analys och beskrivning av hur spänningen i lågspänningsnätet påverkas på grund av mikroproduktion; - Genom mätningar och simuleringar kartlägga och undersöka vilken omfattning av mikroproduktion som kommer att medföra problem för de utvalda studieområdena och installerade skydd; - Härleda en modell som kan användas för att identifiera enskilda lågspänningsnät kapa- citet för mikroproduktion; - För de studerade områdena bestämma graden av påverkan samt analysera och jämföra möjliga lösningar. 3 2 TEORETISK REFERENSRAM Detta kapitel har som syfte att beskriva såväl fundamentala som fördjupande faktadelar vilka i en större eller mindre utsträckning är kunskapsgrund till utförandemetoder och de frågeställ- ningar som ska bearbetas. 2.1 Mikroproduktion Begreppet mikroproduktion är inte klart definierat. Det kan beskrivas som en mindre produkt- ionsanläggning som kan leverera en effekt om högst 1500 kW [4]. Det kan även beskrivas som en anläggning som framställer förnybar el från samma anslut- ningspunkt där förbrukningen sker, har en säkring om högst 100 A samt anmälts till nätkon- cessionshavaren. [5] Mikroproduktion förknippas oftast med en producent som har ett säkringsabonnemang om högst 63 A och som producerar förnybar el vars inmatning kan ske med en effekt om högst 43,5 kW, samt att anläggningsinnehavaren inte matar in mer el i nätet än vad hen tar ut under ett år [6] [7]. Detta definierar dock inte begreppet, utan talar egentligen om att om sådana krav uppfylls skall producenten inte betala någon anslutningsavgift. Elen som produceras förbrukas i första hand av producenten själv, vid låg egenförbrukning uppstår dock ett överskott som kan matas ut på nätet. Nätägaren har en skyldighet att instal- lera en separat mätare, alternativt en s.k. tvåvägsmätare, i syfte att mäta överskottselen som matas in på elnätet. Mängden överskottsel fördelas sen över tiden för att bestämma ersätt- ningen. [7] Mikroproduktion i form av solenergi utvecklas ständigt i takt med ökande intresse. I Sverige är denna en av strategiska faktorer i strävan för att landets elförbrukning ska bestå av 100 % förnybar energi år 2040. Länder som Tyskland, Italien och Danmark är Europas ledande för denna utveckling och erfarenhet från dem anses värdefull. [8] 2.2 Solcellsanläggning En solcellsanläggning består av solceller som genom koppling i serie och parallella slingor bildar en så kallad solpanel. En eller flera solpaneler kopplade i samma mönster kopplas via en optimerare in till en växelriktare. Solcellen är systemets generator och är byggd av 2 mot- satta halvledande material, vars funktion är att frigöra elektroner, som formar en PN-övergång (engelska: p-n junction; ”p” för positive och ”n” för negative). När fotoner från solstrålar träf- far solcellens yta bildas elektronpar nära övergången och ett elektriskt fält tvingar laddning- arna att separeras till en positiv och en negativ sida vilket resulterar i att en spänningspotential uppstår. Detta möjliggör ett elektronflöde i form av en likström [9]. Beroende på typ av solpanel kan denna även fungera vid partiell skuggning. Detta eftersom om en portion av panelen skuggas, kan strömmen fortfarande passera genom en bypassdiod 4 och panelen fortsätta generera effekt. Solcellens effekt varierar beroende på faktorer så som solinstrålning och temperatur. För att hela effekten ska vara tillgänglig krävs en solcellsregle- ring, nämligen MPPT (Maximum Power Point Tracking). MPPT är optimeraren som slingor av solpaneler är kopplade via och styrs i syfte att alltid arbeta vid den effekt som kan maxi- malt uppnås för tillfället. [10]. Solinstrålningen som är avgörande för produktionen i en solcellsanläggning når som mest i Sverige ett värde på omkring 900 W/m2 [11]. För solpaneler anges ofta två olika effekter, den ena berör standardiserade provningsförhållanden (STC, standardised testing conditions) där solinstrålningen beräknas till 1000 W/m2, den andra effekten NOCT (Normal Operation Cell Temperature) med en specificerad solinstrålning på 800 W/m2 och solcellstemperatur på 45 °C bedöms lämpligare för de verkliga förhållandena [10]. Beroende på typ av solceller varie- rar dess verkningsgrad kring 15-22% [12] och effekten, under provningsförhållanden, vilken ligger mellan 160 W – 370 W [13][14]. Såvida likströmmen från solcellsmodulerna inte ska användas i kretsar med likströmsappara- ter måste den strömmen omvandlas till växelström med hjälp av en växelriktare. Den inma- tade likspänningen från solcellsmodulerna omvandlas till växelspänning med en verknings- grad på 93 % – 95 % som senare matas ut till huvudcentralen (dvs det skåpet där effekt från fasskenorna fördelas till olika laster). Växelriktaren är även den enhet som mäter och analyse- rar data från de anslutna optimerarna för att senare skicka styrsignaler för produktionen [15]. Växelriktaren måste vara försedd med olika säkerhetsskydd i form av till exempel över-/un- derspänningsskydd samt ö-driftsskydd. Det första skyddet handlar om det spänningsintervallet under vilket växelriktaren får arbeta, alltså där produktionen kan ske. Detta intervall hos en växelriktare ligger mellan -15 % och +11 % av nominell spänning på 230,94 V. Skulle spän- ningen hamna utanför det intervallet stängs all produktion av [16]. På liknande sätt krävs ett skydd för oönskad ö-drift. Med ö-drift menas situationer där det inträffat ett fel i det allmänna distributionsnätet som leder till ett avbrott. Sådana fel kan identifieras med exempelvis fasskifts- eller frekvensderivataskydd och begränsas av intervallet 47 Hz – 51Hz. Utan ett så- dant skydd skulle produktionsanläggningen fortsätta leverera el till lasten i samma anslut- ningspunkt och mata eventuellt överskott ut till distributionsnätet [16][17]. Allmänna intresset för produktion av förnybar energi ökar med ständig utveckling av sol- cellsmoduler, stabiliserade priser för de flesta anläggningstyper samt ekonomiska fördelar i form av investeringsstöd, skattereduktion och ersättning för överskottsel. Allt detta bidrar till en ökning i antalet nätanslutna solcellsanläggningar i Sverige [18]. Under en 3-års period (2016-2018) har det noterats att den installerade effekten för nätan- slutna solcellsanläggningar har mer eller mindre fördubblats varje år [19]. 5 Figur 2.1 Installerad effekt (MW) för nätanslutna solcellsanläggningar i hela landet. Effekten 20 kW – 1000 kW tas med men det är enbart den lägre delen av intervallet som kan represen- tera privata anläggningar då den installerade effekten sällan överstiger 20kW [19]1 Figur 2.2 Antalet nätanslutna solcellsanläggningar i hela landet. Effekten 20 kW – 1000 kW tas med men det är enbart den lägre delen av intervallet som kan representera privata an- läggningar då den installerade effekten sällan överstiger 20kW [19] 1 Figur 2.1 visar den installerade effekten och figur 2.2 antalet nätanslutna solcellsanläggningar (Axelbeskriv- ningen kan inte ändras då den kommer från en källa). 6 2.3 Spänningsfall När en ledning belastas med en ström utvecklas en effekt och förluster. Förlusterna orsakas av värmen som bildas på grund av laddningen som uppstår och leder till en spänningsvariation mellan två punkter på ledningen [20]. Spänningsvariationen i ett konventionellt distributionsnät där enbart förbrukning sker kallas istället för spänningsfall och kan beräknas enligt formeln: ∆U U1 = Rk * P + Xk * Q U1 2 (2.1) [21] Där ΔU är huvudspänningsfallet (V), U1 är huvudspänningen (V), Rk och Xk är ledningens kortslutningsresistans respektive kortslutningsreaktans (Ω), P och Q är den aktiva (W) respek- tive reaktiva effekten (VAr). Ledningens resistans och reaktans är orsakerna till spänningsfall som ökar med kabellängden och minskar med ledararean samt ledarmaterialet som kan vara aluminium eller koppar, just dessa faktorer är av största vikt när ledningarna i ett lågspän- ningsnät ska dimensioneras [19]. Vad som menas med att ledningar orsakar spänningsfall kan beskrivas med ohms lag: För växelström: U = Z * I (2.2) [22] Där U är huvudspänningen (V), Z är impedansen, alltså summan av resistansen och reaktan- sen (Ω) och I är strömmen (A). Eftersom ledningens impedans är konstant, om strömmen som lasten kräver ökar måste även spänningen öka vilket innebär att spänningsnivån vid källan måste vara högre än den vid lasten. På samma sätt skapas spänningsökning vid mikroprodukt- ion. En solcellsanläggning producerar en viss mängd effekt, om den effekten inte kan förbru- kas närmast punkten måste den matas ut på nätet, för att det ska vara möjligt måste växelrikta- rens spänning öka proportionellt till avståndet till andra punkter vilket också medför en spän- ningsökning för anläggningsägaren. Den andra orsaken till att spänningsfall uppstår i lågspänningsnätets centrum är pga. transfor- matorns tomgångs och driftförluster [23]. Trots att transformatorns kortslutningsimpedans är relativt liten och minskar med effektstorleken så är det ett stort effektflöde som distribueras vilket kan ackumulera till en icke försumbar nivå. Detta gäller särskilt när spänningen den matas med överdimensioneras för att klara av hög last, vilket lämnar en mindre spännings- marginal för situationer med låg förbrukning och hög mikroproduktion [21]. 2.4 Långsamma spänningsvariationer Spänningen kommer att variera vid olika laster, perioder och tiden på året. Det finns särskilda krav på hur mycket spänningen får avvika från referensvärdet. Med referensvärdet menas ge- nerellt nominell systemspänning och för lågspänningsnät ligger denna på 400 V trefas eller 230,94 V fasspänning. Långsamma spänningsändringar, vilka uppkommer just vid exempel- vis mikroproduktion definieras av Energimarknadsinspektionen [24] enligt följande: 7 2 § Under en period motsvarande en vecka ska förekommande tiominutersvärden av spänningens effektivvärde vara mellan 90 procent och 110 procent av referensspän- ningen. Detta innebär att det tillåtna spänningsintervallet i ett lågspänningsnät ligger mellan 208 V – 254 V och med hänsyn till gränsvärden för en växelriktare innebär det att vid hög produktion möts kraven inte längre redan innan produktionen stoppas. Utöver kravet på långsamma spän- ningsvariationer finns även rekommendationer gällande för två extremfall som beroende på årstid och tid på dagen kan förekomma. De två extremfallen är maximal belastning med ingen produktion samt minimal belastning med full produktion, i de fallen är det rekommenderade avvikelsevärdet +/- 5 % av referensspänningen [24] vilket innebär ett intervall mellan 219,5 V – 242,5 V och speglas bättre som huvudspänning på 380 V – 420 V. Nedan bild illustrerar hur spänningen varierar i ett nät där enbart förbrukning sker. Figur 2.3 Illustration av ett konventionellt lågspänningsnät under hög last. Bilden visar hur spänningen varierar i de olika sammankopplings- (gröna, tjocka sträck) och anslutningspunk- terna (lila cirklar) [26] 2.5 Hög belastning Varje distributionsnät planeras och byggs för att kunna leverera effekt med acceptabel spän- ning till alla kunder i nätet. För att dimensionering av nätet skall vara möjlig måste det förvän- tade värdet på maximal förbrukning vara känd, ett sätt att uppskatta den maximala effekten som ska levereras är Velanders metod. Metoden är lämplig för bland annat samhällsdistribut- ion, om slutkundernas energiförbrukning per år kan uppskattas kan de värden användas för att beräkna belastningen enligt formeln: 8 P=k1*W+k2√W (2.3) [27] Där P är den sammanlagrade belastningen (kW), W är slutkundernas förbrukning per år (kWh/år), k1 och k2 är Velanderkonstanter och bestäms av hustyp och uppvärmningssätt. Den högsta belastningen inträffar under vinterårstiden då mycket uppvärmning krävs på grund av svagt solljus och låga temperaturer vilket också innebär att mikroproduktion är som lägst. Figur 2.4 Elanvändning för alla bostäder i Sverige 2019 [28] 2.6 Låg belastning Låg belastning är den lägsta möjliga förbrukningen ett hushåll kan ha, vilket inträffar under sommarårstiden och då speciellt under dagens varmaste timmar. Med detta avses situationer där ingen är hemma vilket medför att elförbrukningen kommer enbart från apparater som krä- ver el alla timmar under dygnet, alltså kyl, frys, eventuell luftkonditionering samt standby-ap- parater i form av TV, datorer etc. Sådan förbrukning bedöms totalt hamna på ca 0,3 kW [29] vilket kan leda till stora spänningsökningar i nätet då produktionen från solcellsanläggningar är som störst och den effekten som i det fallet inte förbrukas i anslutningspunkten vänder åt motsatt håll då den måste ta vägen till andra ställen genom transformatorstationen. 9 Figur 2.5 Genomsnittlig timförbrukning av el (kWh) i ett villaområde en varm sommardag (juni 2019) [29] 2.7 Överlastskydd och utlösningsvillkor Formeln för beräkning av aktiv och reaktiv effekt kan skrivas som: P = √3 U * I * sinφ I = P √3 U * cosφ (2.4) [30] Q = √3 U * I * sinφ  I = Q √3 U * sinφ (2.5) [30] Där U är huvudspänning (V) och cosφ samt sinφ är reella och imaginära delen av strömmen I (A), φ är fasförskjutningsvinkeln mellan spänning och ström och anger om lasten är av kapa- citiv eller induktiv karaktär. Insättning av formel (2.4) och (2.5) i (2.1) ger: ∆U = √3 Rk * I * cosφ + √3 Xk * I * sinφ (2.6) Vilket visar att spänningsfallet är proportionerlig mot strömmen i ledaren. Ju mer ström i led- ningarna desto högre effekt och spänningsvariation. I en belastad ledare bildas värme, tålig- heten för olika värmenivåer skiftar mellan olika typer av ledarisolation. Om temperaturen blir för hög kommer kabelisolationen att börja smälta, alltså skadas. Istället för att använda sig av maximalt tillåten temperatur en ledare kan arbeta under sätts istället gränsen i form av maxi- mal ström som får passera genom den, nämligen märkströmmen. För att undvika att ledningen förstörs vid för hög last installeras ett överlastskydd, oftast i form av en säkring, vilken ställs in så att den löser ut vid ström lägre än märkströmmen. På samma sätt som hos en ledare upp- står det alltså en temperaturändring för specifik ström som orsakar att säkringen smälter och löser ut [31]. 0,00 0,20 0,40 0,60 0,80 1,00 1,20 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Tid i timmar Genomsnittlig timförbrukning (kWh) per villa 10 I matande ledningar, mellan en transformator och anslutningspunkter, utöver överlastskydd skall en sådan säkring även fungera som ett kortslutningsskydd. [32] Om ett jordfel inträffar någonstans på gruppen i ett lågspänningsnät skall säkringen bryta strömflödet inom 5 sekun- der. Skyddet dimensioneras efter den lägsta kortslutningsströmmen vilken uppstår i en punkt längst ut på ledningen [33]. Om utlösningsvillkoret inte uppfylls måste säkringen bytas till en mindre och om säkringens storlek är mindre än den strömmen ledningen belastas med måste ledningen ersättas med en grövre ledare. 2.8 Acceptansgränsen Varje lågspänningsnäts funktionalitet påverkas av en mängd faktorer. Krav och rekommendat- ionerna för spänningsvariationer beskrivna i kapitel 2.4 kan ses som en styrlinje för distributö- ren för att säkerhetsställa att elen som levereras till slutkunder är av acceptabel kvalité. Som framkommer av formlerna 2.1 och 2.6 påverkas spänningsvariationen av flera faktorer som i sin tur samspelar med varandra. Ett starkt, konventionellt nät, som dimensionerats med grova ledningar och består av korta sträckor mellan transformator och slutkunder kommer med störst sannolikhet begränsas enbart av den maximala effekt som tillåts genom transformatorn, alltså dess märkeffekt. I ett svagt nät med höga impedansvärden kommer däremot spänningen att hamna utanför det angivna intervallet långt innan märkeffekten nås2. Genom att ansluta fler generatorer i form av mikroproduktion tillkommer en ny faktor, inver- kan av effektflöde från flera källor. Effekt genererad från en solcellsanläggning kommer att förbrukas först av källor i samma anslutningspunkt samt därefter av andra närliggande punk- ter vid eventuellt överskott. Eftersom sträckan är kortare kommer spänningsfallet minska, al- ternativt öka i förhållande till värdet vid ingen produktion. Med ökande andel nätanslutna sol- celler kommer den ändringen att gradvis stiga i märkbarhet och som resultat påverka funkt- ionaliteten, gränsen för en acceptabel nivå av den påverkan kallas acceptansgränsen (eng- elska: hosting capacity). [34] 2.9 Spänningsreglering För att säkerställa en god elkvalité måste spänningen som elen överförs med justeras så att den uppfyller krav beskriven exempelvis i kapitel 2.4. Det finns olika metoder för reglering beroende på graden av variationen och de aktuella omständigheterna. 2 Oftast är transformatorn dimensionerad så att en effektmarginal finns för att framtida kunder ska kunna ansluta samt att undvika att den arbetar under maximal kapacitet. 11 2.9.1 Lindningskopplare och omsättning En distributionstransformator omvandlar spänning genom lindningar som går i dess kärna. Primär och sekundär sida har ett specifikt antal lindningsvarv och förhållandet mellan de var- ven är omsättningen. Spänningen regleras i enlighet med: Omsättning: U2 U1 = N2 N1 (2.7) [35] Där U1 och U2 är spänningen på primära respektive sekundära sidan (V), N1 och N1 är antalet varv på primära respektive sekundära sidan. För varje transformator anges dess märkspän- ning, exempelvis 10 / 0,4 kV vilket innebär att transformatorn omvandlar 10 kV från hög- spänningssidan ner till 400 V på lågspänningssidan, detta förhållande kan variera beroende på den inställningen som valts för omsättningskopplaren. Omsättningen för en distributionstrans- formator kan justeras oftast för 5 olika steg där nummer 3 är märksteg och gäller för märk- spänning. Med varje steg ändras spänningsomsättningen med ± 2,5 % vilket ger ett omsätt- ningsintervall på ± 5% totalt. Steg 1 och 5 ger den högsta respektive lägsta omsättningen. Om en 10 / 0,4 kV transformator som står på steg 3 matas med en högspänning på 10 250 V skulle det ge en lågspänning på 410 V och kan därmed ställas om till steg 2 för att justera spän- ningen tillbaka till det önskade värdet på 400 V. Omsättningen kan justeras manuellt, fjärrstyrt eller automatiskt. I de två första fallen måste det ske under ett avbrott vilket kräver både arbete och planering, automatisk justering innebär att istället används en lindningskopplare som reglerar spänningen så att den hålls inom det an- givna intervallet. Fjärrstyrt och automatiskt justering är en extra kostnad [36]. 2.9.2 Nätförstärkning För varje anslutningspunkt i en station dimensioneras ledningar utefter de krav som måste uppfyllas för att god kvalité ska kunna säkerställas. Ledningarnas resistiva, reaktiva och in- duktiva egenskaper påverkar det spänningsfallet som uppstår vid överföring av effekt. Vid eventuella förändringar i nätet, exempelvis vid ökande andel lokal mikroproduktion kan de ledningarna som dimensionerats tidigare visa sig inte längre vara tillräckliga och behovet av byte till grövre ledararea kan uppstå. 2.9.3 Reaktiv effektkompensering Den effekten som förs över med ledningar kallas för skenbar effekt som är summan av aktiv och reaktiv effekt. Aktiv effekt är den önskade, användbara effekten medan den reaktiva ef- fekten förknippas ofta med en förlust och ska helst minimeras. Eftersom många laster samt ledningar är både resistiva och induktiva kräver den induktiva delen en reaktiv effekt. Därmed behövs den reaktiva effekten för att kunna transportera den aktiva. Vid överföring i högspänningsnätet kan den reaktiva effekten inte överföras allt för långa sträckor då den orsakar ett för stort spänningsfall, i det syfte används bland annat generatorer 12 och kraftelektronik placerade längs med ledningarna som kan både konsumera och producera den reaktiva effekten i syfte att kompensera för den reaktiva effekten som krävs för överfö- ring. Genom att kompensera för den reaktiva effekten görs mer utrymme för den aktiva effek- ten och spänningsfallet minskar [37]. I ett lågspänningsnät med mikroproduktion kommer spänningen att öka signifikant om pro- duktionen är maximal och förbrukningen är låg. Solcellsanläggningarnas växelriktare är in- ställda på att arbeta under effektfaktor 1 då den aktiva effekten är som tidigare beskrivet den användbara. Eftersom dagens växelriktare är mer avancerade är de ofta överdimensionerade för att kunna producera maximal installerad effekt med effektfaktor 0,9. Därmed kan växel- riktaren användas i syfte att reglera spänningen genom att producera både aktiv och reaktiv effekt. Med en överdimensionerad växelriktare kan alltså elkvalitén förbättras utan att med- föra en kostnad för varken ägaren eller distributören. Nackdelen är dock att det behöver över- föras mer effekt i form av förluster i nätet vilket snabbt kan överskrida transformatorns märk- effekt [36]. 13 3 METOD Detta kapitel avhandlar de steg och verktyg som utförts respektive använts under arbetet. 3.1 Tillämpad teori För att kunna undersöka hur mikroproduktion påverkar egenskaper hos ett lågspänningsnät samt bestämma hur graden av den påverkan stiger med ökande andel solcellsanläggningar måste de faktadelarna beskrivna i kapitel 2 anpassas och tillämpas för att uppnå detta syfte. I syfte att skapa en klar bild av påverkan antas beräknings- samt simuleringsscenario ha egen- skapen av maximal produktion och minimal belastning. Eventuella förluster elimineras även för beräkning genom val av effektfaktor till 1, alltså kommer all produktion endast vara aktiv effekt. Formlerna 2.1 samt 2.6 är två sätt att beräkna spänningsfallet, dock vid ovannämnd antagande resulterar detta istället i en spänningsökning. Denna kan beräknas om de resterande variab- lerna är kända. Eftersom mikroproduktionens påverkan beror på mängden installerad effekt är det lämpligt att bestämma gränsen just för denna faktor, vilket kräver att formeln modifieras. Rekommendationen för spänningsvariation ger redan en av variablerna som krävs för att be- stämma spänningsskillnaden enligt: ∆U = U1 - U2= U1 - Un (3.1) [38] Där ΔU är spänningsskillnaden (V), U1 är den övre spänningsgränsen (V) och U2 känd refe- rensspänning (V) och motsvarar Un. Eftersom U1 och Un är kända är det enkelt att bestämma spänningsskillnaden. Utöver värden på spänningsnivåer krävs det att värdet på kortslutningsimpedansen är känd, det värdet kan beräknas enligt följande: Transformator: ztrafo = zk* Un 2 Sn (3.2) [39] Kabel: zkabel = Rk+jX k (3.3) [39] Där zk är transformatorns kortslutningsimpedans (Ω) Un är nominell spänning (V), och Sn är märkeffekt (kVA) samt zkabel är kabelns kortslutningsimpedans (Ω). Impedansvärden för detta arbete är dock kända från källa som beskrivs senare. Med kända spännings-, impedansvärden samt att reaktiv effekt elimineras då det enbart pro- duceras aktiv effekt kan den maximala trefaseffekten Pmax beräknas enligt: Pmax = ∆U * Un Rk (3.4) För att erhålla den maximalt tillåtna effekten, i det fallet för trefasigt ansluten produktion, måste resistansvärdet för lågspänningsnätets respektive grupper vara känd. Detta beräknas med ekvivalent schema, ett sätt att omvandla de enskilda lasterna till en gemensam som er- hålls enligt: 14 Last i serie: Rekv = R1 + R2 + R3 + … (3.5) [22] Last i parallellkoppling: Rekv = 1 R1 + 1 R2 + 1 R3 + … (3.6) [22] Där Rekv är den ekvivalenta lasten (Ω), alltså summan av de enskilda laster RX (Ω), där X är de olika punkterna. 3.2 dpPower Som beräknings- och simuleringsverktyg används programmet dpPower. Det har utvecklats av företaget Digpro på platformen dpSpatial och är en elapplikation för nätinformationssy- stem (NIS). Programmet gör det möjligt för användaren, i det fallet Härryda Energi, att skapa en fullständig replik av hela deras distributionsområde i form av en karta eller schema. Figur 3.1 Bild på arbetsytan i dpPower, karta över lågspänningsnät samt en bild av schemavyn (uppe till höger), de gröna numrerade sträcken är nätstationens utgående grupper För att kunna skapa en bild av det verkliga området erbjuder programmet ett stort utbud av tjänster, bl.a. kommunala kartor, möjlighet att placera, koppla och redigera elnätets alla möj- liga komponenter, utföra beräkningar för allt från specifika områden under bestämda förhål- landen till fullständiga beräkningar av hela nätet. Varje användare kan skapa eget förändringssätt, en arbetsvy, som antingen kan vara självstän- dig eller kommer att innehålla eventuella uppdateringar som görs av andra användare då dpPower är en webbklient. 15 Beräkningar och simuleringar utförs med hjälp av dpPower Analyzer, ett verktyg som hante- rar inställda värden från respektive komponenter som tas med i beräkningen och rapporterar alla tänkbara resultat. Figur 3.2 Bilden visar en solcellsanläggning (grön solsymbol) kopplat till en anslutnings- punkt (lila trekantsymbol) som matas med en N1XE 10mm2 – ledning. 3.3 Simulering och valda områden I syfte att undersöka hur ökande andel solcellsanläggningar kommer påverka ett lågspännings- näts funktionalitet utförs simuleringar för tre olika nät. De utvalda lågspänningsnäten väljs med hänsyn till olika egenskaper vilket kommer att ge olika resultat och grad av påverkan. Simuleringar och beräkningar utförs med hänsyn till låg last. I kapitel 2.6 är det angivet att den lägsta förbrukningen ett hushåll kan ha under en varm sommardag ligger på ungefär 0,3 kW. I dpPower Analyzer finns en inställning för beräkning där lasten kan baseras på transfor- matorns märkeffekt, dvs. en procentuell andel av vad den kan distribuera. Förbrukningen 0,3 kW multipliceras med antalet anslutna kunder och den transformatorbaserade lasten ställs in utefter det erhållna värdet på låglastförbrukning. Det som anges som matning från högspänningssidan är värden från av företaget tidigare ut- förda impedansberäkningar för hela distributionsnätet. Dessa värden är kontrollerade och stämmer väl överens med det som kan noteras i företagets bevakningsenhet. Förberedande arbete inför simuleringar består av ett antal steg: 1. Med hjälp av kartbilden och mätverktyget mäts alla takytor på befintliga hushåll för re- spektive nät. Hus som helt eller till stor del är skuggade simuleras ej som mikroproducen- ter. 16 2. Data förs in i ett Excel-ark där utifrån erhållna ytor beräknas den effekten som är möjlig att installera, mängden effekt per kvadratmeter takyta är förbestämd i kapitel 1.3 till 1 kW / 6 m2. 3. Solcellsanläggningar för respektive hushåll placeras i arbetsytan och kopplas till anslut- ningspunkten (som i figur 3.2). 3.1. Effekten för solcellerna ställs in utefter beräkningen med takytor. 3.2. Effektfaktorn ställs in till 1. 3.3. Faskoden ställs in till L1-L2-L3-N (Trefas) med obalansskydd. 4. Därefter utförs simuleringsserie med förinställda beräkningsdata och andelen anslutna sol- celler ökar med 25 % per simulering. 5. Resultat från simuleringarna sammanställs och analyseras. 17 3.3.1 Lågspänningsnät NS274 Område NS274 är en nybyggnation (år 2014) och utgör ett exempel på hur nya nät för mindre villaområden kan dimensioneras. Lågspänningsnätet matas med N1XE 90-240 mm2 alumi- niumledningar som bildar 3 utgående grupper på sammanlagt 33 anslutna kunder som är po- tentiella mikroproducenter. Trots att nätet bedöms som starkt kan det vara en påtaglig risk för en spänningsökning orsakat av ett stort effektflöde pga. av mikroproduktionen då takytorna är stora. Nätets kärna är en 11 kV / 0,42 kV transformator med märkeffekt på 500 kVA. Lindnings- kopplaren står på läge 4 och matas med 10 598 V vilket motsvarar 238 V på lågspänningssi- dan vid hög last (240 V vid tomgång), den lägsta spänningen hamnar på 233 V i en anslut- ningspunkt på grupp 2. 8 kunder i det området är i dagsläget mikroproducenter. Figur 3.3 Översiktsbild för lågspänningsnät NS274. Den blåa linjen avgränsar området. Detta område väljs även för tillämpning av gränsvärdemodellen senare i kapitel 4.4 enligt ka- pitel 3.1 dock med lindningskopplare på läge 3 i syfte att erhålla beräkningar som visar mer omfattande värden3. 3 Vid läge 4 skulle spänningen komma närmare den övre gränsen på 242,5 V vilket på grund av ett lägre mellan- skillnad ger mindre detaljerade resultat i uträkningen. 18 3.3.2 Lågspänningsnät NS345 NS345 valdes för att representera ett relativt svagt nät som består nästan i helhet av långa ALUS 50mm2 luftledningar med ledare av aluminium vilket ger höga impedansvärden. Från lågspänningsskenan matas 6 utgående grupper varav en grupp på 5 kunder matas med en N1XE 240mm2 kopparledning som är ca 1,2 kilometer lång. Effekten i detta område kommer från en 10kV / 0,4V transformator med märkeffekt på 300 kVA, där lindningskopplare står på märksteg 3. I nätet finns det 69 anslutningspunkter varav 66 är hushåll och 61 är potentiella mikroproducenter. Transformatorn matas med 10 391 V på högspänningssidan vilket vid hög last ger 234 V på lågspänningsskenan (240 V vid tomgång) och den lägsta spänningen ifrån en simulering hamnar på 205 V i en anslutningspunkt på grupp 6. Figur 3.4 Översiktsbild för lågspänningsnät NS345. Den blåa linjen avgränsar området och den svarta fyrkanten är fortsättningen på den 1,2 km långa ledningen. 3.3.3 Lågspänningsnät NS239 Det tredje området som simuleras är ett starkt nät med mestadels korta sträckor mellan trans- formatorn och anslutningspunkterna. Effekten levereras från en 10 kV / 0,4kV transformator på 800 kVA och genom AKKJ 150mm2/41 aluminiumledare. Däremot saknar nätet utrymme för spänningssänkning i transformatorn då lindningskopplaren står på läge 1, med en matning 19 på 10 508 V är värdet på lågspänningssidan 228 V vid hög last (231 V vid tomgång) och den lägsta spänningen hamnar på 223 V i en anslutningspunkt på grupp 2. I nätet finns det 80 an- slutningar varav 75 är hushåll som är potentiella mikroproducenter. I dagsläget finns det här endast en kund som har installerat en solcellsanläggning. Figur 3.5 Översiktsbild för lågspänningsnät NS239. Den blåa linjen avgränsar området. 20 4 VERKLIGHETSSCENARION I detta kapitel presenteras de resultaten som kommer från simuleringar av verklighetsscenario för de tre lågspänningsnät beskrivna i kapitel 3.3 4.1 NS274 För lågspänningsnät NS274 överskrids den övre spänningsgränsen först när hälften av an- slutna kunder installerar solcellsanläggningar. Det noteras dock att spänningen hos en av an- slutningspunkterna hamnar utanför gränsen redan vid 25% av maximal produktion, den punk- ten är vid detta tillfälle då en producent och är med hänsyn till impedans den svagaste punkten i nätet. Vid maximal produktion i alla punkter produceras en aktiv effekt på 314,6 kW varav 9 kW förbrukas och 6 kW blir till förluster. Överskottet på 299,6 kW motsvarar 60% av transforma- torns märkeffekt. Den maximala spänningen beräknas till 249 V i en anslutningspunkt på grupp 2, matande ledning N1XE 95 mm2 belastas med en ström på 102,7 A vilket motsvarar 39,5 % av dess märkström men är högre än den installerade säkringen på 100 A vilket innebär att risk finns för att skyddet löser ut för den linjen. Detta nät bedöms vara ett starkt nät och det som är den största orsaken till för hög spänning är inställningen på lindningsomkopplaren som ger en tomgångsspänning på 240 V. Nedan följer ett diagram och bilder som beskriver hur spänningen påverkas vid en ökande procentandel produktion. Figur 4.1 Spänningsnivåer för lågspänningsnät NS274 vid respektive %-andel installerade solcellsanläggningar. Det röda sträcket representerar den övre spänningsgränsen på 242,5 V enfas. 239 240 241 242 243 244 245 246 247 248 249 250 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 HUSNUMMER SPÄNNING VID RESPEKTIVE %-ANDEL SOLCELLER Spänning 25% Spänning 50% Spänning 75% Spänning 100% 21 Figur 4.2 Spännings- och lastkarta för lågspänningsnät NS274 vid 25 % andel solcellsan- läggningar. Runda figurer och linjer representerar spänningsnivå respektive säkringslast en- ligt legend. Figur 4.3 Spännings- och lastkarta för lågspänningsnät NS274 vid 50 % andel solcellsan- läggningar. Runda figurer och linjer representerar spänningsnivå respektive säkringslast en- ligt legend. 22 Figur 4.4 Spännings- och lastkarta för lågspänningsnät NS274 vid 75 % andel solcellsan- läggningar. Runda figurer och linjer representerar spänningsnivå respektive säkringslast en- ligt legend. Figur 4.5 Spännings- och lastkarta för lågspänningsnät NS274 vid 100 % andel solcellsan- läggningar. Runda figurer och linjer representerar spänningsnivå respektive säkringslast en- ligt legend. 23 4.2 NS345 Det svaga lågspänningsnätet NS345 påverkas av mikroproduktionen redan vid start. Vid max- imal andel solceller når spänningen så höga värden som 276 V enligt simuleringen. I verklig- heten skall däremot växelriktarna för flera anläggningar stänga av produktionen redan vid 50% andel då spänningsnivån överskrider växelriktarnas inställda gräns på 256,3 V. Vid maximal produktion från alla anläggningar skapas en aktiv effekt på 530,1 kW varav 18,9 kW förbrukas och 36,6 kW blir till förluster. Överskottet på 474,6 kW överskrider transfor- matorns märkeffekt med 58% och 5 utav 6 grupper belastas med en ström som överskrider gränsen för de installerade säkringarna med en marginal mellan 8,7 – 35,3 %. De begränsade faktorerna för detta nät är storleken på transformatorn, ledararean och långa avstånd mellan transformatorn och anslutningspunkterna, den sista kan inte åtgärdas utan yt- terligare stationer vilket inte kommer att undersökas. Figur 4.6 Spänningsnivåer för lågspänningsnät NS274 vid respektive %-andel installerade solcellsanläggningar. Det röda sträcket representerar den övre spänningsgränsen på 242,5 V enfas. 241 243 245 247 249 251 253 255 257 259 261 263 265 267 269 271 273 275 277 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51 53 55 57 59 61 63 65 HUSNUMMER SPÄNNING VID RESPEKTIVE %-ANDEL SOLCELLER Spänning 25% Spänning 50% Spänning 75% Spänning 100% 24 Figur 4.7 Spännings- och lastkarta för lågspänningsnät NS345 vid 25 % andel solcellsan- läggningar. Runda figurer och linjer representerar spänningsnivå respektive säkringslast en- ligt legend. Figur 4.8 Spännings- och lastkarta för lågspänningsnät NS345 vid 50 % andel solcellsan- läggningar. Runda figurer och linjer representerar spänningsnivå respektive säkringslast en- ligt legend. 25 Figur 4.9 Spännings- och lastkarta för lågspänningsnät NS345 vid 75 % andel solcellsan- läggningar. Runda figurer och linjer representerar spänningsnivå respektive säkringslast en- ligt legend. Figur 4.10 Spännings- och lastkarta för lågspänningsnät NS345 vid 100 % andel solcellsan- läggningar. Runda figurer och linjer representerar spänningsnivå respektive säkringslast en- ligt legend. 26 4.3 NS239 Lågspänningsnätet NS239 klarar av den maximala effekten som kan produceras i alla anlägg- ningar baserad på hushållens takytor. Som beskrivits tidigare i kapitel 3.3.3 är avstånden mel- lan transformatorn och anslutningspunkterna korta vilket även resulterar i lågt spänningsfall. Mängden aktiv effekt som produceras är 621,8 kW varav 22,5 kW förbrukas och 9 kW blir till förluster. Överskottet på 599,3 kW motsvarar 75 % av transformatorns märkeffekt. Ingen av de matande ledningar belastas med en ström som överskrider gränsen för den installerade säk- ringen. Detta nät kräver ingen åtgärd i syfte att förbättra kapaciteten för andelen solcellsanläggningar och har dessutom en säkerhetsmarginal som möjliggör nya kundanslutningar. Figur 4.11 Spänningsnivåer för lågspänningsnät NS239 vid maximal produktion. 231 232 233 234 235 236 237 238 239 240 241 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51 53 55 57 59 61 63 65 67 69 71 73 75 HUSNUMMER SPÄNNING VID MAXIMAL PRODUKTION 27 Figur 4.12 Spännings- och lastkarta för lågspänningsnät NS239 vid 100 % andel solcellsan- läggningar. Runda figurer och linjer representerar spänningsnivå respektive säkringslast en- ligt legend. 4.4 Analys av simuleringar Simuleringarna för de valda områden bedöms ha gett de resultaten som förväntades vid urval. Syftet var att identifiera nät som: - Kan komma att kräva en viss anpassning, lågspänningsnät NS274. - Kräver flera åtgärder för att öka kapaciteten, lågspänningsnät NS345. - Är byggt för att hantera utvecklingen av fossilfri lokal produktion, lågspänningsnät NS239. Simuleringar av dessa områden med vidtagna åtgärder beskrivs senare i kapitel 6. 28 5 GRÄNSVÄRDEMODELLEN Detta kapitel beskriver hur den tillämpade teorin används för att skapa ett underlag i syfte att på förhand, innan eventuella åtgärder, kunna bestämma den maximalt tillåtna mikroprodukt- ionen för specifika områden där varje anslutningspunkt har en anläggning installerad. 5.1 Område för beräkning Det område som simuleras som grund till gränsvärdemodellen har skapats manuellt. I det om- rådet har längden för ledare mellan respektive anslutningspunkt och dess sammankopplings- punkt anpassats så att resistansvärden är lika för alla punkter i sin subgrupp, detta har valts för att underlätta beräkningen och eftersom sammankopplingspunkter placeras oftast i centrum av samtliga anslutningspunkter blir detta en rimlig approximation. Stationsdata: 10,7 kV / 0,4 kV transformator, märkeffekt Sn = 500 kVA Lindningskopplarläge: 3 Utgående grupper: Grupp 1 - N1XE 150 mm2, 2 sammankopplingspunkter, 10 anslutna kunder (5+5) Grupp 2 - N1XE 150 mm2, 2 sammankopplingspunkter, 10 anslutna kunder (5+5) Grupp 3 - N1XE 150 mm2, 2 sammankopplingspunkter, 10 anslutna kunder (5+5) Servisledning till anslutningspunkterna: N1XE 10 mm2 De totala resistanssvärden anges i Bilaga 4 – dessa värden är resistansen hela sträckan mellan transformator och anslutningspunkt. Figur 5.1 Kopplingschema för lågspänningsnät NÄTSTATION 29 5.2 Gränsvärdeberäkning för en grupp För att kunna bestämma den effekten som får produceras från varje anläggning i en grupp måste gruppens sammanlagda kortslutningsresistans vara känd. För att erhålla det värdet an- vänds ekvivalent schema. Den ekvivalenta resistansen för subgrupp 1.1 Rk1.1 beräknas enligt: 1 Rk1.1 = 1 0,0457 * 5 = 109,41  Rk1.1 = 0,00914 Ω Då längden mellan anslutningspunkterna och dess kabelskåp är samma är den ekvivalenta re- sistansen för subgrupp 1.2 Rk1.2 summan av resistansen för subgrupp 1 kopplade parallellt med den matande ledningen mellan kabelskåp 1.1 och 1.2 med resistansvärde på 0,0074Ω: Rk1.2 = Rk1.1 // 0,0074 = 0,01654 Ω Därefter utförs beräkningen av parallellkopplingen mellan subgrupperna 1.1 och 1.2 och re- sultatet summeras med kortslutningsresistansen från den matande ledningen mellan transfor- mator och första kabelskåp vilket ger den totala ekvivalenta resistansen för gruppen Rktot : Rktot = Rk1.1//Rk1.2 + 0,0175 = 0,00914 * 0,01654 0,00914 + 0,01654 + 0,0175 = 0,0233869 Ω Figur 5.2 Summan av parallellkoppling av subgrupperna 1.1 och 1.2 (blåa fyrkanter) och kortslutningsresistansen för den matande ledningen fram till kabelskåp 1.1 ger en ekvivalent last för grupp 1 (orange fyrkant). Den erhållna ekvivalenta kortslutningsresistansen används för beräkning av den totala effek- ten som får produceras i grupp 1: Pmax,grupp 1 = ∆U * Un Rk = (420 - 400) * 400 0,0233869 = 342 kW Vilket med 10 st anslutningar i gruppen innebär 34,2 kW effekt per anläggning. 30 Figur 5.3 Spänningsnivåer för varje anslutningspunkt i grupp 1 5.3 Gränsvärdeberäkning för hela nätet Samma beräkningssätt som för grupp 1 repeteras för de övriga grupperna i lågspänningsnätet. Eftersom alla grupper består av likadana ledningar och längder är den maximalt tillåtna pro- ducerade effekten samma för varje grupp. Figur 5.4 Spänningsnivåer för varje anläggning med simulering utförd på hela nätet. Den totala effekten i nätet är 1026 kW varav 981,3 kW är den aktiva effekten och 44,7 kW är förluster. Det som kan noteras vid simulering av hela nätet är den allmänna spänningsök- 240 240,5 241 241,5 242 242,5 243 243,5 Spänning (V) 241 241,5 242 242,5 243 243,5 244 244,5 N ST ES TG 1 1 A 5 N ST ES TG 1 1 A 4 N ST ES TG 1 1 A 3 N ST ES TG 1 1 A 2 N ST ES TG 1 1 A 1 N ST ES TG 2 1 A 5 N ST ES TG 2 1 A 4 N ST ES TG 2 1 A 3 N ST ES TG 2 1 A 2 N ST ES TG 2 1 A 1 N ST ES TG 3 1 A 5 N ST ES TG 3 1 A 4 N ST ES TG 3 1 A 3 N ST ES TG 3 1 A 2 N ST ES TG 3 1 A 1 N ST ES TG 1 2 A 5 N ST ES TG 1 2 A 4 N ST ES TG 1 2 A 3 N ST ES TG 1 2 A 2 N ST ES TG 1 2 A 1 N ST ES TG 2 2 A 5 N ST ES TG 2 2 A 4 N ST ES TG 2 2 A 3 N ST ES TG 2 2 A 2 N ST ES TG 2 2 A 1 N ST ES TG 3 2 A 5 N ST ES TG 3 2 A 4 N ST ES TG 3 2 A 3 N ST ES TG 3 2 A 2 N ST ES TG 3 2 A 1 Spänning (V) 31 ningen i förhållande till individuella simuleringar för respektive grupp. Grunden till detta be- döms vara att effekten som matas mot transformatorn överskrider dess märkeffekt med 96% samt kan bero på hur parametrar som ställs in för simuleringarna. 5.4 Analys och tillämpning av modellen Utöver den allmänna spänningsökningen kan det noteras från figurerna 5.3 och 5.4 att spän- ningen vid den jämnt fördelade lasten varierar och är högre för de anslutningarna som befin- ner sig längre ut på nätets grupper. I det simulerade fallet är kortslutningsresistansernas vär- den relativt låga med låg variation mellan varandra vilket tyder på att den jämna fördelningen enligt gränsvärdemodellen är lämplig för ett starkt lågspänningsnät vars kortslut- ningsimpedans för den svagaste och starkaste anslutningspunkten skiljer sig endast lite. Då de verkliga lågspänningsnäten har en varierande styrka behöver gränsvärdemodellen anpassas så att den maximalt tillåtna produktionen för en grupp fördelas på så sätt att den spänningsvariat- ionen som uppstår inte resulterar i ett värde som överskrider den rekommenderade spännings- gränsen på 242,5 V (420 V huvudspänning). Gränsvärdemodellen tillämpas för lågspänningsnät NS274 beskriven i kapitel 3.3.1. Stationsdata: 11 kV / 0,42 kV transformator, märkeffekt Sn = 500 kVA Lindningskopplarläge: +3 Matning: 10598V - motsvarar 404,65 V på lågspänningsskenan Utgående grupper: Grupp 1 − N1XE 240 mm2, 3 sammankopplingspunkter, 13 anslutna kunder (4+6+3) Grupp 2 − N1XE 150 mm2, 2 sammankopplingspunkter, 13 anslutna kunder (6+7) Grupp 3 − N1XE 95 mm2, 1 sammankopplingspunkt, 7 anslutna kunder Servisledning till anslutningspunkterna: N1XE 10 mm2 Figur 5.5 Spänningsfall för samtliga anslutningspunkter i lågspänningsnät NS274. Simulering vid hög last och ingen produktion. 32 Uträkningen i kapitel 5.2 ger den totalt tillåtna effekten, denna kan fördelas jämnt om alla an- slutningspunkters respektive resistanser är nära det beräknade medelvärdet. Vid variation är det istället mer lämpligt att fördela medeleffekten för anslutningspunkten beroende på dess resistansstyrka i förhållande till medelvärdet. Nedanstående tabell visar hur den maximalt till- låtna effekten fördelas hos anslutningspunkter i grupp 1: Tabell 5.1 Effektfördelning baserad på anslutningspunkternas resistansstyrka i förhållande till medelvärdet. Fullständig information anges i Bilaga 5 Objekttyp Grupp Knutpunkt Rk fas (Ω) 1/Rk närm- aste punkt (Ω) Rk subgrupp 1/Rk trafo till punkt (1/Ω) Snitt 1/Rk trafo till punkt (Ω) Rk grupp (Ω) Effekt (kW) snitt Effekt (kW) per punkt baserad på impedansförhål- lande Skena i ka- belskåp 1 K274.1.1 0,0093 9,398310175 23,9 per kund 311,2 totalt Anslutnings- punkt 1 274001005 0,1293 8,333333333 0,02315812 7,733952049 19,7 Anslutnings- punkt 1 274001008 0,162 6,548788474 6,172839506 15,7 Anslutnings- punkt 1 274001013 0,0733 15,625 13,6425648 34,8 Anslutnings- punkt 1 274001003 0,0882 12,67427123 11,33786848 28,9 Skena i ka- belskåp 1 K274.1.2 0,0191 0,0098 Alla grupper 1.1//(1.2//1.3) 0,019957251 Anslutnings- punkt 1 274001009 0,1557 7,320644217 0,01402952 6,422607579 16,4 Anslutnings- punkt 1 271001001 0,1282 9,165902841 7,800312012 19,9 Anslutnings- punkt 1 269001001 0,161 7,04721635 6,211180124 15,8 Anslutnings- punkt 1 274001006 0,1074 11,32502831 9,310986965 23,7 Anslutnings- punkt 1 274001001 0,0531 29,41176471 18,83239171 48,0 Anslutnings- punkt 1 269001006 0,1618 7,007708479 6,180469716 15,7 Skena i ka- belskåp 1 K274.1.3 0,0297 0,0106 Grupp 2 & 3 1.2//1.3 0,019742779 Anslutnings- punkt 1 636001020 0,1193 11,16071429 0,03413291 8,382229673 21,4 Anslutnings- punkt 1 274001002 0,1597 7,692307692 6,261740764 16,0 Anslutnings- punkt 1 274001004 0,072 23,64066194 13,88888889 35,4 Förklaring till Tabell 5.1: - Kolumn ”Rk, fas” är anslutningspunktens kortslutningsresistans; - Kolumn ”1 / Rk, närmaste punkt” är punktens invers av kortslutningsresistans till närmaste nästa punkt, alltså är det värdet till exempel för knutpunkten 274001005 med ka- belskåp K274.1.1 som närmaste punkt, invers används för lättare uträkning enligt for- mel 3.6: 1 Rk, närmaste punkt = 1 0,1293-0,0093 =8,33… Ω-1 - Summan av alla ”1 / Rk, närmaste punkt” för respektive punkt ansluten till ett kabelskåp an- vänds sedan för att bestämma den subgruppens kortslutningsresistans; - På samma sätt som för subgrupperna bestäms hela gruppens kortslutningsresistans, ko- lumn ”Rk, grupp”; - Med gruppens kortslutningsresistans kan den maximalt tillåtna effekten bestämmas enligt: 33 Pmax,grupp 1 = ∆U * Un Rk = (420 - 404,65) * 404,65 0,019957251 = 311,2 kW Den totala effekten fördelad på antalet anslutna kunder, i detta fall 13 st, motsvarar 23,9 kW per kund vid jämn fördelning, kolumn ”Effekt (W) Snitt”; - För att bestämma den maximalt tillåtna produktionen för respektive kund jämförs de- ras kortslutningsresistans till transformator, kolumn ”1 / Rk trafo till kund”, med snittet för kortslutningsresistans för hela gruppen, nästa kolumn. - För exempelvis anslutningspunkt 274001009 är dess egen resistansstyrka: 1 Rk,274001009 = 1 0,1557 = 6,422607579 Ω -1 Vilket i förhållande till snittet för alla anslutningspunkter i gruppen på 9,398310175 Ω-1 motsvarar: Rk,274001009 Rk,medelvärde * 100 % = 6,422607579 9,398310175 * 100 % = 68,3 % Och medför en gräns för installerad effekt på: Effektsnitt (kW) * 68,3 % = 23,941 kW * 68,3 % = 16,4 kW Med denna metod erhålls värden för varje anslutningspunkt som vid maximal produktion inte kommer orsaka en lika signifikant spänningsökning som skulle uppstå om den sammanlagda effekten fördelades jämt för alla anläggningar. Detta innebär att spänningen inte fluktuerar lika mycket för de svaga punkterna i nätet och värden varierar mindre i förhållande till den övre gränsen på 242,5 V. Figur 5.6 Spänning (V) för respektive anslutningspunkt i grupp 1 vid effekt anpassad efter re- sistansstyrkan (blå) och vid jämnt fördelad effekt (orange) 238 239 240 241 242 243 244 245 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 Grupp 1 Spänning (V) vid anpassad effekt Spänning (V) vid jämn effekt 34 Figur 5.7 Spänning (V) för respektive anslutningspunkt i grupp 2 vid effekt anpassad efter re- sistans-styrkan (blå) och vid jämnt fördelad effekt (orange) Figur 5.8 Spänning (V) för respektive anslutningspunkt i grupp 3 vid effekt anpassad efter re- sistansstyrkan (blå) och vid jämnt fördelad effekt (orange) 240 241 242 243 244 245 246 247 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 Grupp 2 Spänning (V) vid anpassad effekt Spänning (V) vid jämn effekt 240 241 242 243 244 245 1 2 3 4 5 6 7 Grupp 3 Spänning (V) vid anpassad effekt Spänning (V) vid jämn effekt 35 Figur 5.9 Spänning (V) för respektive anslutningspunkt i lågspänningsnät NS274 vid effekt anpassad efter resistansstyrkan (blå) och vid jämnt fördelad effekt (orange) 239 240 241 242 243 244 245 246 247 248 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 NS274 Spänning (V) vid anpassad effekt Spänning (V) vid jämn effekt 36 6 ÅTGÄRDSSIMULERING Metoder för spänningsreglering beskrivna i kapitel 2.9 kommer i detta kapitel att anpassas ut- efter åtgärdsbehov för respektive lågspänningsnät. Resultaten presenteras i jämförelse med värden före de vidtagna åtgärderna. 6.1 NS274 Vid 100 % andel installerade solcellsanläggningar och maximal produktion med effekter en- ligt takyta noteras, utöver spänningsnivåer utanför gränsen, att den matande ledningen på grupp 3 överbelastas i förhållande till den installerade säkringen. De åtgärder som bedöms nödvändiga för detta nät är säkringsbyte för grupp 3, då det kan noteras i kapitel 4.1 att den befintliga är för liten, samt justering av lindningskopplaren, eftersom den lägsta spänningen vid hög last är 233 V och 238 V på lågspänningsskenan finns det marginal för detta. Lindningskopplarsteg ändras därför från 4 till 3 alltså till märksteg med omsättning 11 / 0,4 kV. Säkringsstorleken på grupp 3 ökas från 100 A till 125 A och vid simulering uppfylls fort- farande kravet för utlösningstid samt att spänningsnivån vid hög last och ingen produktion be- finner sig inom den acceptabla gränsen, alltså över 219,5 V. Figur 6.1 och 6.2 visar spänning före och efter vidtagna åtgärder vid maximal produktion och ingen last respektive ingen pro- duktion och hög last. Figur 6.1 Spänningsnivåer för anslutningspunkter i lågspänningsnät NS274 vid maximal pro- duktion och låg last före (orange) och efter (blå) vidtagna åtgärder. 236 237 238 239 240 241 242 243 244 245 246 247 248 249 250 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 HUSNUMMER SPÄNNING (V) VID HÖG LAST OCH INGEN PRODUKTION FÖRE OCH EFTER VIDTAGNA ÅTGÄRDER Efter åtgärd Innan åtgärd 37 Figur 6.2 Spänningsnivåer för anslutningspunkter i lågspänningsnät NS274 vid ingen pro- duktion och hög last före (orange) och efter (blå) vidtagna åtgärder. Arbetet för kapacitetsförbättring omfattar avbrott, avbrottsavisering, reglering av lindnings- kopplarläget och säkringsbyte på grupp 3 och har en kostnad på 3637 kr4. Efter vidtagna åt- gärder noteras det att spänningen på en anslutningspunkt i grupp 2, hushåll 25 i figur 6.1, når gränsen. Med eventuellt ledningsbyte mellan kabelskåpet och punkten kan marginalen förbätt- ras då spänningen vid maximal produktion och ingen last sjunker till 242 V. Förstärkningen innebär byte från en N1XE 10mm2 aluminiumledare till N1XE 50mm2 med en längd på 70 meter, kostnaden för detta arbete är 35 312 kr2. 4 Priserna räknas ut i enlighet med kostnadskalkyl från Energiföretagens EBR P2 kostnadskalkyl [40] 225 226 227 228 229 230 231 232 233 234 235 236 237 238 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 HUSNUMMER SPÄNNING (V) VID INGEN PRODUKTION OCH HÖG LAST FÖRE RESPEKTIVE EFTER VIDTAGNA ÅTGÄRDER Efter åtgärd Innan åtgärd 38 Figur 6.3 Spännings- och lastkarta för lågspänningsnät NS274 vid 100 % andel solcellsan- läggningar efter vidtagna åtgärder. 6.2 NS345 I detta lågspänningsnät finns det i princip ingen kapacitet för eventuell mikroproduktion i form av solcellsanläggningar. Området har från början varit enbart sommarstugor och dimens- ionerades utifrån låg förbrukning, särskilt under vinterperioden. 6.2.1 Vidtagna åtgärder De åtgärder som bedöms vara av största vikt är nätförstärkning i form av total ombyggnation samt transformatorbyte då den simulerade effekten överskrider den befintliga transformatorns märkeffekt. Utöver förstärkningen simuleras maximal produktion med de spänningsregle- ringsmetoder som beskrivits i kapitel 2.9.1 och 2.9.3. Analys av de två spänningsregleringsmetoderna sker för samma nätförstärkning som utförts på förhand. Nätförstärkningen omfattar byte från de befintliga ALUS 50 luftledningar till ma- tande kablar N1XE 240 mm2 samt större säkringar. Antalet grupper är samma dock har de an- slutningspunkterna i grupp 3, 5 och 6 planerats om så att spänningsvariationer mellan grup- perna ligger närmare i förhållande till varandra. Dessutom har grupperna dimensionerats och kopplats på så sätt att vid ett eventuellt inträffat fel på en grupp kan dess respektive anslut- ningspunkter matas från de andra grupperna. 39 Då den maximala produktionen för detta område ger en aktiv effekt på totalt 530,1 kW ersätts den gamla transformatorn med en 11 / 0,42 kV transformator med märkeffekt på 800 kVA. Stationsdata efter transformatorbyte: 11 kV / 0,42 kV transformator, märkeffekt Sn = 800 kVA Lindningskopplarläge: +3 Matning: 10391V - motsvarar 396,75 V på lågspänningsskenan, 229 V fasspänning Matande ledningar: N1XE 240 mm2 Nedan följer jämförelse av spänningsnivåer vid hög last och ingen produktion samt låg last och maximal produktion före och efter vidtagna åtgärder. Figur 6.4 Spänningsnivåer för anslutningspunkter i lågspänningsnät NS345 vid ingen pro- duktion och hög last före (orange) och efter (blå) vidtagna åtgärder. Efter nätförstärkning och transformatorbyte varierar spänningen vid hög last mellan 219 – 226 V med 227 V på lågspänningsskenan. Därmed med den nya transformatorn uppfylls rekom- mendationen för den lägre spänningsgränsen på 219,5 V för alla anslutningspunkter utom en. För maximal produktion och ingen last kommer spänningsnivåerna efter vidtagna åtgärder att uppfylla rekommendationen för en övre gräns på 242,5 V enligt figur 6.5. 204 206 208 210 212 214 216 218 220 222 224 226 228 230 232 234 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51 53 55 57 59 61 63 65 67 69 HUSNUMMER SPÄNNING (V) VID HÖG LAST OCH INGEN PRODUKTION FÖRE RESPEKTIVE EFTER VIDTAGNA ÅTGÄRDER Före åtgärd Efter åtgärd 40 Figur 6.5 Spänningsnivåer för anslutningspunkter i lågspänningsnät NS345 vid maximal pro- duktion och låg last före (orange) och efter (blå) vidtagna åtgärder. Figur 6.4 och 6.5 visar att med nätförstärkning och ny transformator för område NS345 kom- mer spänningsnivåerna för de två scenarion att uppfylla rekommendationerna nästintill full- ständigt. Med hänsyn till den enstaka avvikelsen hos en punkt vid hög last undersöks de två spänningsregleringsmetoderna, detta även i syfte att öka marginalen för acceptansgränsen. 6.2.2 Spänningsreglering för NS345 För att simulera reglering med reaktiv effektkompensering ändras effektfaktorn för solcellsan- läggningar till 0,95 istället för 1. Detta kommer leda till att kraftelektroniken i anläggningarna kommer att producera eller konsumera reaktiv effekt i nätet. Omsättningen ändras till steg 4 för att öka nivån på lågspänningsskenan därmed öka spänningsnivåerna för alla anslutnings- punkter. Grunden för automatisk lindningskopplare som simuleras är ECOTAP VPD som tillverkas av Maschinenfabrik Reinhausen [41] och är lämplig för användning i distributionstransformato- rer. Lindningskopplaren monteras på transformatorns primärsida och levereras med fjärrstyr- ning som monteras i stationens brytarpanel. Det finns även möjlighet för extern styrning från exempelvis nätdistributörens driftrum. Kostnaden för denna lindningskopplare är cirka 100 000 kr [42]. 230 233 236 239 242 245 248 251 254 257 260 263 266 269 272 275 278 281 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51 53 55 57 59 61 63 65 67 69 HUSNUMMER SPÄNNING (V) VID MAXIMAL PRODUKTION OCH INGEN LAST FÖRE RESPEKTIVE EFTER VIDTAGNA ÅTGÄRDER Före åtgärd Efter åtgärd 41 Figur 6.6 Spänningsnivåer för anslutningspunkter i lågspänningsnät NS345 vid maximal pro- duktion och låg last. Ingen reglering (blå), automatisk lindningskopplare (orange), omsätt- ningssteg 4 och effektfaktor 0,95 (grå). Figur 6.7 Spänningsnivåer för anslutningspunkter i lågspänningsnät NS345 vid hög last och ingen produktion. Ingen reglering (blå), automatisk lindningskopplare (orange), omsättnings- steg 4 och effektfaktor 0,95 (grå). Enligt simuleringar uppfyller båda metoderna rekommendationen för spänningsvariation på 230,94 ± 5 %. Vid reglering med reaktiv effektkompensering ökar den reaktiva effekten i nä- tet från 15,88 kVAr till 190,7 kVAr vilket ackumuleras till ett överskott av märkeffekt på 530 kVA. Detta innebär även en ökning av de årliga förlustkostnaderna med 21 000 kronor. 230 231 232 233 234 235 236 237 238 239 240 241 242 243 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51 53 55 57 59 61 63 65 67 69 HUSNUMMER SPÄNNING (V) VID MAXIMAL PRODUKTION OCH INGEN LAST MED SPÄNNINGSREGLERING Ingen reglering Automatisk lindningskopplare Steg 4 med effektfaktor 0,95 216 217 218 219 220 221 222 223 224 225 226 227 228 229 230 231 232 233 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51 53 55 57 59 61 63 65 67 69 SPÄNNING (V) VID HÖG LAST OCH INGEN PRODUKTION MED SPÄNNINGSREGLERING Ingen reglering Automatisk lindningskopplare Steg 4 med effektfaktor 0,95 42 Figur 6.8 Spännings- och lastkarta för lågspänningsnät NS345 vid 100 % andel solcellsan- läggningar. Runda figurer och linjer representerar spänningsnivå respektive säkringslast en- ligt legend. Enligt den upprättade kostnadskalkylen kommer kostnaden för ombyggnation inklusive ny transformator för område NS345 att bli cirka 1,4 miljoner kronor. Automatisk lindningskopp- lare är inte inräknad i denna kalkyl. 43 7 SLUTSATS 7.1 Analys av resultat De studerade områden som omfattas av arbetet ger exempel på 3 sorter nätstyrkor som påver- kas olika vid en ökande andel solcellsanläggningar. Som framgår i kapitel 4 finns det idag lågspänningsområden hos Härryda Energi som har dimensionerats på så sätt att de klarar av den potentiella mängden mikroproduktion som kan uppkomma. Samtidigt finns det nät vars nuvarande egenskaper kommer att kräva antingen mindre anpassning eller fundamentala för- ändringar. Mikroproduktionen påverkar distributionsnät med samma princip, dock med omvända konse- kvenser, som den som används vid dimensionering av nät i syfte att klara av höga laster. Detta innebär att det kanske är lämpligt att vid dimensionering av kommande nät, utöver det kon- ventionella tillvägagångssättet, även ta hänsyn till eventuell mikroproduktion. För alla tre om- råden är den totala installerade effekten större än den som beräknas förbrukas vid hög last. In- formation om vilka takytor är projekterade för hus i nybyggnationsområden skulle vara en viktig resurs vid användning av en beräkningsmodell, som den beskriven i kapitel 5. Alterna- tivet till detta kan vara att bedöma den maximala produktionen lika stor som anslutningspunk- tens installerade säkring tillåter. Som framgår av bilaga 1, 2 och 3 är den effekten som baseras på takyta mindre än den som skulle tillåtas med hänsyn till säkringen för majoriteten av kun- der. Vid scenario där den totala effekten från mikroproduktion beräknas överskrida den som antas förbrukas vid hög last innebär att ett nät som dimensionerats för hög acceptansgräns kommer att uppfylla de spänningsnivåer som rekommenderas även vid hög last. Den nätförstärkningen som simulerats för område NS345 har visat sig vara i stort sett tillräck- lig vilket la en skugga över potentialen som var tänkt att presentera för de övriga teknikerna för spänningsreglering. I kapitel 6, figur 6.6 visas att den automatiska lindningskopplaren inte har haft någon särskild påverkan på spänningsnivåerna, detta då spänningsnivån på transfor- matorns lågspänningssida vid maximal produktion i det fallet faktiskt hamnar på samma nivå som lindningskopplaren var inställd att reglera till. Figuren nedan visar effekten av spännings- reglering med reaktiv effektkompensering för NS345. 44 Figur 7.1 Inverkan av reaktiv effektkompensering Med en justering av effektfaktor från 1 till 0,95 sjunker spänningsnivåerna hos anslutnings- punkterna med 3 – 5 V. Reaktiv effektkompensering är ett enkelt sätt att reglera spänningen, den medför inga ytterligare kostnader då det enbart är inställningen på växelriktaren som måste ändras. Dock gäller detta vid förutsättningen att alla växelriktare är överdimensionerade i förhållande till mängden installerad effekt. Medan själva regleringen är kostnadsfri uppstår det däremot kostsamma förluster då den reaktiva effekten inte kan nyttjas. Det finns alltså en gräns för hur lämplig reaktiv effektkompensering är. I kapitel 6.6.2 är den simulerade årliga ökningen i förlustkostnader 20 000 kr. Den automatiska lindningskopplaren ECOTAP VPD anges av tillverkaren klara upp till 500 000 justeringar vilket vid till exempel 50 justeringar om dagen, ett väldigt högt antal, innebär en livslängd på 27 år och med en en- gångskostnad på cirka 100 000 kronor bedöms vara en bättre lösning. Att jämföra de två me- toderna beror förstås på specifika omständigheter, till exempel hur stor spänningsvariationen är och hur många timmar om året den reaktiva effektkompenseringen faktiskt behövs. 7.2 Rekommendationer till fortsatt arbete - Undersöka hur ett lågspänningsnät med hög andel mikroproduktion påverkar ett annat närliggande nät med exempelvis bostäder istället för hus. - Ta reda på vad som kommer hända i 10 kV – nätet när andelen solcellsanläggningar ökar för alla lågspänningsnät på samma linje. - Simulera för större lastvariationer exempelvis områden med hög mikroproduktion och samtidigt behov av laddning för elbilar – Då det blir svårare att hålla spänningsvariat- ionen inom rekommenderade gränser krävs att fler regleringsmetoder används samti- digt? Kan integrationen av batteribanker bli en långsiktig lösning? - Vid simulering av hela stationer noteras en allmän spänningsökning för alla anslut- ningspunkter, vilket inte hunnits undersökas. Som fortsättning skulle det vara lämpligt att undersöka olika simuleringsinställningar högre upp i distributionsträdet. 233 234 235 236 237 238 239 240 241 242 243 244 245 246 247 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51 53 55 57 59 61 63 65 67 69 SPÄNNING (V) VID MAXIMAL PRODUKTION OCH INGEN LAST MED REAKTIV EFFEKTKOMPENSERING Steg 4 med effektfaktor 0,95 Steg 4 med effektfaktor 1 45 REFERENSER [1] Härryda Energi, Mer om Företaget. https://harrydaenergi.se/om-oss/mer-om-foretaget/ (Acc 2020-01-08) [2] Härryda Energi:s egen statistik [3] Ulf Jansson, Johan Andersson: Analys av solcellsanläggningars påverkan på elnätet. Karl- stads universitet. Fakulteten för hälsa, teknik och naturvetenskap. Karlstad 2015. http://www.diva-portal.org/smash/record.jsf?pid=diva2%3A860693&dswid=-3035 (Acc 2020-01-10) [4] Ellag (1997:857), 4 kap. Nättariffer, 10 § Särskilt om nättariffer för mindre produktionsan- läggningar, Infrastrukturdepartementet RSED E, 1997. https://www.riksdagen.se/sv/dokument-lagar/dokument/svensk-forfattningssamling/ellag- 1997857_sfs-1997-857 (Acc 2020-01-08) [5] Inkomstskattelag (1999:1229), 67 kap. Skattereduktion, Mikroproduktion av förnybar el, 27 § Vilka som kan få skattereduktion, Finansdepartementet S1, 1999. https://www.riksdagen.se/sv/dokument-lagar/dokument/svensk-forfattningssamling/inkom- stskattelag-19991229_sfs-1999-1229 (Acc 2020-01-08) [6] Tillsynen mot Gotlands Elnät AB är avslutad. Jerker Sidén, Energimarknadsinspektionen 2017. https://www.energimarknadsinspektionen.se/sv/nyhetsrum/nyheter/nyhetsarkiv/nyheter- 2017/tillsynen-mot-gotlands-elnat-ab-ar-avslutad/ (Acc 2020-01-08) [7] Rättigheter och skyldigheter enligt ellagen, Energimyndigheten 2018 https://www.energimyndigheten.se/fornybart/solelportalen/vilka-rattigheter-och-skyldigheter- har-jag-vid-installation/dina-rattigheter-och-skyldigheter-enligt-ellagen/ (Acc 2020-01-08) [8] Energimyndigheten: ER 2016:22, Effekter i elsystemet från en ökad andel solel. 2016. https://www.energimyndigheten.se/globalassets/fornybart/solenergi/solen-i-samhal- let/effekter-i-elsystemet-fran-en-okad-andel- solel.pdf?fbclid=IwAR2La__9Xab3tHTcodGd4s2rLJgjm96TZJEU4ZsJ1z-QD0mJrHHUR- K1_jE (Acc 2020-01-08) [9] Solar cell, Mitchell, Kim W., Tatro, Marjorie L., Access Science 2019 https://www-accessscience-com.proxy.lib.chalmers.se/content/solar-cell/633000 (Acc 2020- 01-09) [10] Svensk Elstandard: SEK Handbok 457, Solceller, Råd och regler för elinstallationen. Ut- gåva 1, 2019. Sida 7 – 10. [11] Solstrålning i Sverige. SMHI, Sveriges meteorologiska och hydrologiska institut, 2015 https://www.smhi.se/kunskapsbanken/meteorologi/solstralning-i-sverige-1.89984 (Acc 2020- 01-09) [12] Olika typer av solceller. Energimyndigheten 2018 https://www.energimyndigheten.se/fornybart/solelportalen/lar-dig-mer-om-solceller/olika-ty- per-av-solceller/ (Acc 2020-01-09) https://harrydaenergi.se/om-oss/mer-om-foretaget/ http://www.diva-portal.org/smash/record.jsf?pid=diva2%3A860693&dswid=-3035 https://www.riksdagen.se/sv/dokument-lagar/dokument/svensk-forfattningssamling/ellag-1997857_sfs-1997-857 https://www.riksdagen.se/sv/dokument-lagar/dokument/svensk-forfattningssamling/ellag-1997857_sfs-1997-857 https://www.riksdagen.se/sv/dokument-lagar/dokument/svensk-forfattningssamling/inkomstskattelag-19991229_sfs-1999-1229 https://www.riksdagen.se/sv/dokument-lagar/dokument/svensk-forfattningssamling/inkomstskattelag-19991229_sfs-1999-1229 https://www.energimarknadsinspektionen.se/sv/nyhetsrum/nyheter/nyhetsarkiv/nyheter-2017/tillsynen-mot-gotlands-elnat-ab-ar-avslutad/ https://www.energimarknadsinspektionen.se/sv/nyhetsrum/nyheter/nyhetsarkiv/nyheter-2017/tillsynen-mot-gotlands-elnat-ab-ar-avslutad/ https://www.energimyndigheten.se/fornybart/solelportalen/vilka-rattigheter-och-skyldigheter-har-jag-vid-installation/dina-rattigheter-och-skyldigheter-enligt-ellagen/ https://www.energimyndigheten.se/fornybart/solelportalen/vilka-rattigheter-och-skyldigheter-har-jag-vid-installation/dina-rattigheter-och-skyldigheter-enligt-ellagen/ https://www.energimyndigheten.se/globalassets/fornybart/solenergi/solen-i-samhallet/effekter-i-elsystemet-fran-en-okad-andel-solel.pdf?fbclid=IwAR2La__9Xab3tHTcodGd4s2rLJgjm96TZJEU4ZsJ1z-QD0mJrHHUR-K1_jE https://www.energimyndigheten.se/globalassets/fornybart/solenergi/solen-i-samhallet/effekter-i-elsystemet-fran-en-okad-andel-solel.pdf?fbclid=IwAR2La__9Xab3tHTcodGd4s2rLJgjm96TZJEU4ZsJ1z-QD0mJrHHUR-K1_jE https://www.energimyndigheten.se/globalassets/fornybart/solenergi/solen-i-samhallet/effekter-i-elsystemet-fran-en-okad-andel-solel.pdf?fbclid=IwAR2La__9Xab3tHTcodGd4s2rLJgjm96TZJEU4ZsJ1z-QD0mJrHHUR-K1_jE https://www.energimyndigheten.se/globalassets/fornybart/solenergi/solen-i-samhallet/effekter-i-elsystemet-fran-en-okad-andel-solel.pdf?fbclid=IwAR2La__9Xab3tHTcodGd4s2rLJgjm96TZJEU4ZsJ1z-QD0mJrHHUR-K1_jE https://www-accessscience-com.proxy.lib.chalmers.se/content/solar-cell/633000 https://www.smhi.se/kunskapsbanken/meteorologi/solstralning-i-sverige-1.89984 https://www.energimyndigheten.se/fornybart/solelportalen/lar-dig-mer-om-solceller/olika-typer-av-solceller/ https://www.energimyndigheten.se/fornybart/solelportalen/lar-dig-mer-om-solceller/olika-typer-av-solceller/ 46 [13] Hur mycket el producerar en solpanel? Dalakraft https://www.dalakraft.se/faq/hur-mycket-el-producerar-en-solpanel (Acc 2020-01-09) [14] Best Solar Panels 2020, Jason Svarc. Clean Energy Reviews 2020 https://www.cleanenergyreviews.info/blog/best-solar-panels-review (Acc 2020-01-09) [15] Solceller växelriktare. Energimyndigheten 2015 https://www.energimyndigheten.se/tester/tester-a-o/solceller-vaxelriktare/ (Acc 2020-01-09) [16] Energiföretagen: 31537 ALP Handbok, Anslutning av elproduktion till lågspänningsnätet – ALP. Upplaga 3, 2018. Sida 16. [17] Svensk Elstandard: SS EN 50438 EN, Fordringar på mindre generatoranläggningar för anslutning i parallelldrift med det allmänna elnätet. Utgåva 2, 2014. Sida 44 – 46. [18] Energimyndigheten: ER 2018:22, Nätanslutna solcellsanläggningar 2017. Upplaga 40 ex, 2018. https://energimyndigheten.a-w2m.se/Home.mvc?resourceId=104646 (Acc 2020-01-10) [19] Statistikdatabas, SCB. Energimyndigheten. https://pxexternal.energimyndigheten.se/pxweb/sv/N%C3%A4tanslutna%20sol- cellsanl%C3%A4ggningar/-/EN0123_1.px/?rxid=5e71cfb4-134c-4f1d-8fc5-15e530dd975c [20] Ericsson Cables AB: Kraftkabelhandbok, sida 26. Falun. [21] Elkrafthandboken Elkraftsystem 2. Upplaga 3, Liber AB. Stockholm 1997. Sida 191 [22] Peter Axelberg: Elektricitetslära, Alingsås 2019 [23] Markus Eriksson. Specificering av produktionstransformatorer. Rekommenderade avsteg från IEC 60076 för att vid upphandling beskriva en robust enhet. Uppsala Universitet, Tek- nisk- naturvetenskaplig fakultet. Uppsala 2013. http://www.diva-portal.org/smash/get/diva2:633426/FULLTEXT02 [24] EIFS 2013:1, Energimarknadsinspektionens författningssamling. 7 kap. Spänningskval- litet, 2 § Långsamma spänningsändringar. Energimarknadsinspektionen 2013. https://www.ei.se/Documents/Publikationer/foreskrifter/El/EIFS_2013_1.pdf (Acc 2020-01- 10) [25] Energiföretagen: 31537 ALP Handbok, Anslutning av elproduktion till lågspänningsnätet – ALP. Upplaga 3, 2018. Sida 28. [26] Egen bild [27] Elkrafthandboken Elkraftsystem 2. Upplaga 3, Liber AB. Stockholm 1997. Sida 177 [28] Statistikdatabas, SCB. Energimyndigheten. http://www.statistikdataba- sen.scb.se/pxweb/sv/ssd/START__EN__EN0108/ElanvM/chart/chartViewCo- lumn/?rxid=edeaf905-4327-4c9d-9d1b-ccbc61f18f8f (Acc 2020-02-03) [29] Intern statistik Härryda Energi [30] Ericsson Cables AB: Kraftkabelhandbok, sida 20. Falun. https://www.dalakraft.se/faq/hur-mycket-el-producerar-en-solpanel https://www.cleanenergyreviews.info/blog/best-solar-panels-review https://www.energimyndigheten.se/tester/tester-a-o/solceller-vaxelriktare/ https://energimyndigheten.a-w2m.se/Home.mvc?resourceId=104646 https://pxexternal.energimyndigheten.se/pxweb/sv/N%C3%A4tanslutna%20solcellsanl%C3%A4ggningar/-/EN0123_1.px/?rxid=5e71cfb4-134c-4f1d-8fc5-15e530dd975c https://pxexternal.energimyndigheten.se/pxweb/sv/N%C3%A4tanslutna%20solcellsanl%C3%A4ggningar/-/EN0123_1.px/?rxid=5e71cfb4-134c-4f1d-8fc5-15e530dd975c http://www.diva-portal.org/smash/get/diva2:633426/FULLTEXT02 https://www.ei.se/Documents/Publikationer/foreskrifter/El/EIFS_2013_1.pdf http://www.statistikdatabasen.scb.se/pxweb/sv/ssd/START__EN__EN0108/ElanvM/chart/chartViewColumn/?rxid=edeaf905-4327-4c9d-9d1b-ccbc61f18f8f http://www.statistikdatabasen.scb.se/pxweb/sv/ssd/START__EN__EN0108/ElanvM/chart/chartViewColumn/?rxid=edeaf905-4327-4c9d-9d1b-ccbc61f18f8f http://www.statistikdatabasen.scb.se/pxweb/sv/ssd/START__EN__EN0108/ElanvM/chart/chartViewColumn/?rxid=edeaf905-4327-4c9d-9d1b-ccbc61f18f8f 47 [31] Ericsson Cables AB: Kraftkabelhandbok, sida 59. Falun. [32] Elkrafthandboken Elkraftsystem 2. Upplaga 3, Liber AB. Stockholm 1997. Sida 171 [33] Svensk Standard: SS 424 14 05 Ledningsnät för max 1000V – Dimensionering med hän- syn till utlösningsvillkoret – Direkt jordade nät och icke direkt jordade nät skyddade av säk- ringar. Utgåva 2, 1993. Sida 10 [34] T14-08:2017, Do it Locally: Local Voltage Support by distributed Generation. IEA- PVPS, International Energy Agency. Tyskland 2017. http://www.iea-pvps.org/index.php?id=424 (Acc 2020-01-13) [35] Elkrafthandboken Elkraftsystem 1. Upplaga 8, Liber AB. Stockholm 1997. Sida 283-284, 443 [36] Demirok, González, Frederiksen, Sera, Rodriguez, Teodorescu: Local reactive power control methods for overvoltage prevention of distributed solar inverters in low-voltage grids. IEEE Journal of Photovoltaics. 2011 sida 174-182. [37] Elteknik. Chalmers tekniska högskola, Institutionen för Energi och miljö. Göteborg 2012. Sida 39-42. [38] Elkrafthandboken Elkraftsystem 2. Upplaga 3, Liber AB. Stockholm 1997. Sida 183 [39] Energiföretagen: 31537 ALP Handbok, Anslutning av elproduktion till lågspänningsnätet – ALP. Upplaga 3, 2018. Sida 46-47 [40] Energiföretagen, EBR: El Byggnads Rationalisering. https://www.energiforetagen.se/ebr (Acc 2020-02-03) [41] https://www.reinhausen.com/en/desktopdefault.aspx/tabid-1947/2820_read-7909/ [42] Muntlig referens: Håkan Svanberg, kontaktperson på Reinhausen Nordic AB (RSE) http://www.iea-pvps.org/index.php?id=424 https://www.energiforetagen.se/ebr https://www.reinhausen.com/en/desktopdefault.aspx/tabid-1947/2820_read-7909/ Sida 1 av 1 BILAGA 1 NS274 EFFEKT ENLIGT TAKYTA OCH MARGI- NAL I FÖRHÅLLANDE TILL SÄKRING Anläggnings- ID Säk- ring Effekt enligt takyta (kW) Max effekt enligt säkring Marginal (kW) i för- hållande till säkring Marginal (%) i för- hållande till säkring NS274G11S1 20 6,7 13,9 7,2 51,7% NS274G11S2 20 8,3 13,9 5,6 40,1% NS274G11S3 20 8,3 13,9 5,6 40,1% NS274G11S4 20 21,3 13,9 -7,4 -53,7% NS274G12S1 20 9,8 13,9 4,1 29,3% NS274G12S2 25 22 17,3 -4,7 -27,0% NS274G12S3 20 13,3 13,9 0,6 4,0% NS274G12S4 20 8,8 13,9 5,1 36,5% NS274G12S5 20 10,2 13,9 3,7 26,4% NS274G12S6 20 8,3 13,9 5,6 40,1% NS274G13S1 20 6,7 13,9 7,2 51,7% NS274G13S2 20 11,7 13,9 2,2 15,6% NS274G13S3 20 13,3 13,9 0,6 4,0% NS274G21S1 20 5 13,9 8,9 63,9% NS274G21S2 20 5 13,9 8,9 63,9% NS274G21S3 20 5 13,9 8,9 63,9% NS274G21S4 20 7,2 13,9 6,7 48,1% NS274G21S5 20 4,3 13,9 9,6 69,0% NS274G21S6 20 4,3 13,9 9,6 69,0% NS274G22S1 20 5 13,9 8,9 63,9% NS274G22S2 20 5 13,9 8,9 63,9% NS274G22S3 20 5 13,9 8,9 63,9% NS274G22S4 20 5 13,9 8,9 63,9% NS274G22S5 25 12,5 17,3 4,8 27,8% NS274G22S6 25 14,7 17,3 2,6 15,2% NS274G22S7 16 10,2 11,1 0,9 8,0% NS274G31S1 25 10 17,3 7,3 42,3% NS274G31S2 20 9 13,9 4,9 35,1% NS274G31S3 20 11,7 13,9 2,2 15,6% NS274G31S4 25 14,3 17,3 3,0 17,5% NS274G31S5 20 14,2 13,9 -0,3 -2,5% NS274G31S6 20 10,8 13,9 3,1 22,1% NS274G31S7 20 7,7 13,9 6,2 44,4% Sida 1 av 2 BILAGA 2 NS345 EFFEKT ENLIGT TAKYTA OCH MARGI- NAL I FÖRHÅLLANDE TILL SÄKRING Anläggnings- ID Säk- ring Effekt enligt takyta (kW) Max effekt enligt säkring Marginal (kW) i för- hållande till säkring Marginal (%) i förhål- lande till säkring NS345G1S1 16 3,8 11,1 7,3 65,7% NS345G1S2 16 3 11,1 8,1 72,9% NS345G1S3 16 4,5 11,1 6,6 59,4% NS345G1S4 20 8,8 13,9 5,1 36,5% NS345G1S5 16 3,2 11,1 7,9 71,1% NS345G1S6 16 3 11,1 8,1 72,9% NS345G1S7 16 13,5 11,1 -2,4 -21,8% NS345G1S8 16 9,2 11,1 1,9 17,0% NS345G1S9 16 7,8 11,1 3,3 29,7% NS345G1S10 20 5,8 13,9 8,1 58,2% NS345G1S11 20 5,7 13,9 8,2 58,9% NS345G1S12 16 6,7 11,1 4,4 39,6% NS345G1S13 16 11,2 11,1 -0,1 -1,0% NS345G2S1 16 7,2 11,1 3,9 35,1% NS345G2S2 20 6,8 13,9 7,1 50,9% NS345G2S3 16 9,7 11,1 1,4 12,5% NS345G2S4 16 4,2 11,1 6,9 62,1% NS345G2S5 16 9,3 11,1 1,8 16,1% NS345G3S1 20 15,5 13,9 -1,6 -11,8% NS345G3S2 16 12,8 11,1 -1,7 -15,4% NS345G3S3 20 9,5 13,9 4,4 31,5% NS345G3S4 20 11,8 13,9 2,1 14,9% NS345G3S5 16 15 11,1 -3,9 -35,3% NS345G3S6 20 11,5 13,9 2,4 17,0% NS345G3S7 20 11,7 13,9 2,2 15,6% NS345G3S8 16 5 11,1 6,1 54,9% NS345G3S9 20 7,2 13,9 6,7 48,1% NS345G3S10 20 8,5 13,9 5,4 38,7% NS345G3S11 20 6,7 13,9 7,2 51,7% NS345G4S2 25 7,8 17,3 9,5 55,0% NS345G4S4 16 8,7 11,1 2,4 21,5% NS345G4S5 20 12,8 13,9 1,1 7,6% NS345G4S6 16 8,5 11,1 2,6 23,3% NS345G4S7 25 10,5 17,3 6,8 39,4% NS345G4S8 16 5,5 11,1 5,6 50,4% NS345G4S9 20 10 13,9 3,9 27,8% NS345G4S10 20 7 13,9 6,9 49,5% NS345G5S1 20 11,5 13,9 2,4 17,0% NS345G5S2 20 12,2 13,9 1,7 12,0% Sida 2 av 2 NS345G5S3 20 7,2 13,9 6,7 48,1% NS345G5S4 20 12,3 13,9 1,6 11,3% NS345G5S5 20 11,7 13,9 2,2 15,6% NS345G5S6 25 10,8 17,3 6,5 37,7% NS345G5S7 20 12 13,9 1,9 13,4% NS345G5S9 16 8,7 11,1 2,4 21,5% NS345G5S11 16 14 11,1 -2,9 -26,3% NS345G5S12 20 11,2 13,9 2,7 19,2% NS345G5S13 20 9,8 13,9 4,1 29,3% NS345G5S14 16 5,8 11,1 5,3 47,7% NS345G6S3 25 15,7 17,3 1,6 9,4% NS345G6S5 25 10,2 17,3 7,1 41,1% NS345G6S6 16 10 11,1 1,1 9,8% NS345G6S7 16 6,7 11,1 4,4 39,6% NS345G6S8 16 4,5 11,1 6,6 59,4% NS345G6S9 20 7,2 13,9 6,7 48,1% NS345G6S10 25 8,3 17,3 9,0 52,1% NS345G6S11 20 5,7 13,9 8,2 58,9% NS345G6S12 16 6,2 11,1 4,9 44,1% NS345G6S13 16 8,2 11,1 2,9 26,0% NS345G6S14 16 6,8 11,1 4,3 38,7% NS345G6S15 25 4 17,3 13,3 76,9% Sida 1 av 2 BILAGA 3 NS239 EFFEKT ENLIGT TAKYTA OCH MARGI- NAL I FÖRHÅLLANDE TILL SÄKRING Anläggnings- ID Säk- ring Effekt enligt takyta (kW) Max effekt enligt säkring Marginal (kW) i för- hållande till säkring Marginal (%) i förhål- lande till säkring NS239G1S1 20 6,5 13,9 7,4 53,1% NS239G1S2 20 6,5 13,9 7,4 53,1% NS239G1S3 20 6,5 13,9 7,4 53,1% NS239G1S4 16 13,2 11,1 -2,1 -19,0% NS239G1S5 20 13,2 13,9 0,7 4,8% NS239G1S6 20 13,7 13,9 0,2 1,2% NS239G1S7 25 14,8 17,3 2,5 14,6% NS239G1S8 25 10,8 17,3 6,5 37,7% NS239G1S9 20 14 13,9 -0,1 -1,0% NS239G1S10 25 12,8 17,3 4,5 26,1% NS239G1S11 25 15 17,3 2,3 13,4% NS239G1S12 20 9,5 13,9 4,4 31,5% NS239G2S1 16 9,5 11,1 1,6 14,3% NS239G2S2 20 10,8 13,9 3,1 22,1% NS239G2S3 20 10,3 13,9 3,6 25,7% NS239G2S4 20 9,5 13,9 4,4 31,5% NS239G2S5 20 14 13,9 -0,1 -1,0% NS239G2S6 16 14 11,1 -2,9 -26,3% NS239G2S7 16 7,5 11,1 3,6 32,4% NS239G3S1 16 7,5 11,1 3,6 32,4% NS239G3S2 20 7,5 13,9 6,4 45,9% NS239G3S3 16 7,5 11,1 3,6 32,4% NS239G3S4 20 6,8 13,9 7,1 50,9% NS239G3S5 25 6,8 17,3 10,5 60,8% NS239G3S6 20 9,8 13,9 4,1 29,3% NS239G3S7 20 9,8 13,9 4,1 29,3% NS239G3S8 20 9,8 13,9 4,1 29,3% NS239G3S9 20 7,3 13,9 6,6 47,3% NS239G3S10 20 7,3 13,9 6,6 47,3% NS239G3S11 16 7,3 11,1 3,8 34,2% NS239G3S12 20 7,3 13,9 6,6 47,3% NS239G3S14 20 7,3 13,9 6,6 47,3% NS239G3S15 20 7,3 13,9 6,6 47,3% NS239G3S16 20 7,3 13,9 6,6 47,3% NS239G4S1 25 7,3 17,3 10,0 57,9% NS239G4S2 20 7,3 13,9 6,6 47,3% NS239G4S3 16 7,3 11,1 3,8 34,2% NS239G4S4 25 5,5 17,3 11,8 68,3% NS239G4S5 20 5,5 13,9 8,4 60,3% Sida 2 av 2 NS239G4S6 20 8,8 13,9 5,1 36,5% NS239G4S7 25 8,8 17,3 8,5 49,2% NS239G4S8 20 8,8 13,9 5,1 36,5% NS239G4S9 20 8,8 13,9 5,1 36,5% NS239G4S10 20 8,8 13,9 5,1 36,5% NS239G4S11 20 8,8 13,9 5,1 36,5% NS239G4S12 20 9,5 13,9 4,4 31,5% NS239G4S13 20 8,7 13,9 5,2 37,2% NS239G4S14 20 6,5 13,9 7,4 53,1% NS239G5S1 25 7 17,3 10,3 59,6% NS239G5S2 16 7 11,1 4,1 36,9% NS239G5S3 20 7 13,9 6,9 49,5% NS239G5S4 20 5,3 13,9 8,6 61,8% NS239G5S5 20 5,3 13,9 8,6 61,8% NS239G5S6 16 5,3 11,1 5,8 52,2% NS239G5S7 25 5,3 17,3 12,0 69,4% NS239G5S8 20 8,8 13,9 5,1 36,5% NS239G5S9 20 9,2 13,9 4,7 33,6% NS239G5S10 20 6,2 13,9 7,7 55,3% NS239G5S11 20 6,2 13,9 7,7 55,3% NS239G5S12 25 6,2 17,3 11,1 64,2% NS239G5S13 20 6,2 13,9 7,7 55,3% NS239G8S1 20 5 13,9 8,9 63,9% NS239G8S2 20 5 13,9 8,9 63,9% NS239G8S3 20 5 13,9 8,9 63,9% NS239G8S4 20 5,3 13,9 8,6 61,8% NS239G8S5 20 5,3 13,9 8,6 61,8% NS239G8S6 20 6,2 13,9 7,7 55,3% NS239G8S7 20 6,2 13,9 7,7 55,3% NS239G8S8 16 6,2 11,1 4,9 44,1% NS239G8S9 20 8,8 13,9 5,1 36,5% NS239G8S10 20 8,8 13,9 5,1 36,5% NS239G8S11 20 8,8 13,9 5,1 36,5% NS239G8S12 25 8,8 17,3 8,5 49,2% NS239G8S13 20 8,8 13,9 5,1 36,5% NS239G8S14 20 8,8 13,9 5,1 36,5% Sida 1 av 1 BILAGA 4 IMPEDANSVÄRDEN Objekttyp Grupp Knutpunkt Rk fas (Ω) Skena i kabelskåp 1 1.1 0,0175 Skena i kabelskåp 1 1.2 0,0249 Anslutningspunkt 1 NSTESTG12A5 0,0707 Anslutningspunkt 1 NSTESTG12A4 0,0707 Anslutningspunkt 1 NSTESTG12A3 0,0707 Anslutningspunkt 1 NSTESTG12A2 0,0707 Anslutningspunkt 1 NSTESTG12A1 0,0707 Anslutningspunkt 1 NSTESTG11A5 0,0632 Anslutningspunkt 1 NSTESTG11A4 0,0632 Anslutningspunkt 1 NSTESTG11A3 0,0632 Anslutningspunkt 1 NSTESTG11A2 0,0632 Anslutningspunkt 1 NSTESTG11A1 0,0632 Skena i kabelskåp 2 2.1 0,0175 Skena i kabelskåp 2 2.2 0,0249 Anslutningspunkt 2 NSTESTG22A5 0,0707 Anslutningspunkt 2 NSTESTG22A4 0,0707 Anslutningspunkt 2 NSTESTG22A3 0,0707 Anslutningspunkt 2 NSTESTG22A2 0,0707 Anslutningspunkt 2 NSTESTG22A1 0,0707 Anslutningspunkt 2 NSTESTG21A5 0,0632 Anslutningspunkt 2 NSTESTG21A4 0,0632 Anslutningspunkt 2 NSTESTG21A3 0,0632 Anslutningspunkt 2 NSTESTG21A2 0,0632 Anslutningspunkt 2 NSTESTG21A1 0,0632 Skena i kabelskåp 3 3.1 0,0175 Skena i kabelskåp 3 3.2 0,0249 Anslutningspunkt 3 NSTESTG32A5 0,0707 Anslutningspunkt 3 NSTESTG32A4 0,0707 Anslutningspunkt 3 NSTESTG32A3 0,0707 Anslutningspunkt 3 NSTESTG32A2 0,0707 Anslutningspunkt 3 NSTESTG32A1 0,0707 Anslutningspunkt 3 NSTESTG31A5 0,0632 Anslutningspunkt 3 NSTESTG31A4 0,0632 Anslutningspunkt 3 NSTESTG31A3 0,0632 Anslutningspunkt 3 NSTESTG31A2 0,0632 Anslutningspunkt 3 NSTESTG31A1 0,0632 Sida 1 av 2 BILAGA 5 EFFEKT BASERAD PÅ EKVIVALENT LAST Objekttyp Grupp Knutpunkt Rk fas 1/Rk närm- aste Rk subgrupp 1/Rk trafo till Snitt 1/Rk trafo Rk grupp (Ω) Effekt (W) Effekt (kW) per punkt (Ω) punkt (Ω) punkt (1/Ω) till punkt (Ω) snitt baserad på Skena i ka- belskåp 1 K274.1.1 0,0093