ELNÄTSAUTOMATION I DISTRIBUTIONSNÄTET Feldetektering och fjärrstyrning som metoder att förbättra leveranssäkerheten i elnätet Kristoffer Bylund Examensarbete, 15 hp Högskoleingenjörsprogrammet i elkraftteknik, 180 hp Vt 2018 Löpnr: EL1811
Sammanfattning Att öka leveranskvaliteten i sina elnät är något som varje nätbolag strävar mot. En metod att göra detta kan vara att utrusta nätstationer i mellanspänningsnätet med feldetektering och fjärrstyrning för snabbare felsökning och sektionering vid fel. I denna studie har dessa möjligheter utretts och även de potentiella vinsterna i kortare avbrottstider mätt i indikatorn SAIDI. Studien har resulterat i ett förslag för fortsatt investering i feldetektering och fjärrstyrning i Umeå Energis elnät. Den metod som använts är att beräkna SAIDI för det värsta felscenariot för varje matande linje som tittats på, både med och utan elnätsautomation. Det förslag som tagits fram har utgått ifrån de enskilda matningarna förutsättningar vad gäller kundantal, antal nätstationer och nättopologi och har sedan jämförts med två standardalternativ, med detektering i samtliga nätstationer samt detektering i mitten av linjen. Resultatet visar att det förslag som lämnats till Umeå Energi har potential att sänka det summerade SAIDI-värdet vid värsta felscenario från 37 minuter till 10 minuter i de matningar som undersökts. Detta till en kostnad av mindre än två miljoner kronor, eller en kostnad per potentiellt minskad SAIDI-minut på ca. 70 000 kr. Studien har tittat på 16 matande linjer med totalt ca. 17 000 kunder. i
Abstract Improving the reliability in the power grid is something every utility company strives for. One method of acheiving it is to equip secondary substations in the medium voltage network with fault detection and remote control for faster fault localization and power sectioning in case of a fault. This method have been investigated in this study, as well as the potential gains in shorter interruption times measured in the SAIDI indicator. This study has resulted in a proposal for continued investment in fault detection and remote control in Umeå Energis grid. The method used is to calculate SAIDI for the worst fault scenario for each feeder line examined, both with and without grid automation. The proposal presented has been based on the individual feeders conditions regarding number of customers, number of secondary substations and network topology, and then compared to two standard options: with detection in all secondary substations as well as detection in the center of the line. The result shows that the proposal submitted to Umeå Energi has the potential to lower the summed SAIDI value at worst failure scenario from 37 minutes to 10 minutes in the feeder lines investigated. This at a cost of less than two million (SEK), or a cost per reduced SAIDI minute of approx. 70 000 kr. The study has looked at 16 feeder lines with a total of approx. 17 000 customers. ii
Förord Detta examensarbete är den avslutande delen i den treåriga utbildningen till högskoleingenjör i elkraftteknik vid Umeå Universitet. Jag vill tacka mina klasskamrater som varit gott stöd, samt utbildningens lärare vid Umeå Universitet, Mittuniversitetet och Luleå Tekniska Universitet. Min företagshandledare Magnus Ferdén ska ha ett stort tack för god handledning, och även min universitetshandledare Nils Lundgren som gett mig bra återkoppling. Jag vill tacka personalen på Umeå Energi där jag skrivit mitt examensarbete, och speciellt Jonas Edvardsson, Agnetha Linder och Mats Bergström som hjälp till med korrigeringar och frågor som jag haft. Till sist vill jag tacka min sambo Lisa som varit ett stort stöd under hela utbildningen. Kristoffer Bylund Umeå, maj 2018 iii
Innehåll 1 Introduktion 1 1.1 Syfte och mål.................................... 1 2 Bakgrund 2 2.1 Mellanspänningsnätet............................... 2 2.1.1 Brytare och frånskiljare i mellanspänningsnätet............. 3 2.1.2 Feldetekterings- och kommunikationsutrustning............. 4 2.1.3 Jordningssystem i mellanspänningsnätet................. 6 2.2 Avbrottstider, statistik och ekonomi....................... 7 2.2.1 Leveranssäkerhet.............................. 7 2.2.2 Avbrottsersättning............................. 7 2.2.3 Leveranskvalitet och intäktsramen.................... 7 2.2.4 Kapitalbasen och intäktsramen...................... 8 3 Teori 9 3.1 Avbrottshantering utan elnätsautomation.................... 9 3.1.1 Felet uppstår................................ 9 3.1.2 Fellokalisering och felisolering....................... 9 3.1.3 Återinkoppling............................... 10 3.2 Avbrottshantering med elnätsautomation.................... 10 3.2.1 Lokal indikering.............................. 10 3.2.2 Feldetektering med kommunikation.................... 11 3.2.3 Fjärrstyrning................................ 12 3.3 Optimal nivå av elnätsautomation........................ 13 4 Metod 13 4.1 Tider......................................... 14 4.2 Beräkningar och förslag.............................. 14 4.3 Kostnader...................................... 15 5 Resultat 15 5.1 Resultattabeller och diagram........................... 15 5.2 Slutsatser...................................... 18 6 Diskussion 19 7 Referenser 20
1 Introduktion Samhället är beroende av en god elförsörjning mer än någonsin och avbrott i elförsörjningen kan få allvarliga konsekvenser för allt fler kunder och kundgrupper. Denna sårbarhet kan till stor del förklaras av att samhället blivit mer och mer högteknologiskt och alltså mer beroende av oavbruten tillgång till högkvalitativ elförsörjning. Kostnaderna för avbrott är även stora och uppgår årligen till en miljard kronor i Sverige [5]. För att dagens elnät ska kunna möta framtidens utmaningar inom produktion, distribution och konsumtion krävs nya metoder och lösningar i elnätet. Dessa lösningar, som innefattar tillämpningar inom ett flertal olika områden som produktion, transmission, distribution och i kundanläggningar brukar benämnas smarta elnät. Smarta elnät ska bland annat möjliggöra en ökad integrering av förnybar produktion, bidra till minskad energianvändning, utjämna effekttoppar, förbättra leveranssäkerhet samt möjliggöra för elkunder att bli mer delaktiga på elmarknaden [6, 19]. Elnätsautomation är en av de centrala och viktigaste områdena inom begreppet smarta elnät och dess huvudsakliga roll är att förbättra leveranssäkerheten, det vill säga att förhindra och korta ned strömavbrott. Strömavbrott är något varje nätbolag vill minimera, både för att få nöjdare kunder och slippa kostsamma böter vid längre avbrott, men det kan även påverka intäktsramen som bestämmer vilka avgifter nätbolaget får ta ut av sina kunder [4]. I den här studien kommer feldetektering och fjärrstyrning som metoder att minska avbrottstiderna i elnätet undersökas. Feldetektering innebär att man installerar utrustning i elnätet som upptäcker om något fel uppkommit - till exempel kortslutning eller jordfel - och som på något sätt även kan kommunicera felet, antingen på distans till en driftcentral (DC), eller lokalt med larm, till exempel med en ljussignal [11]. Fjärrstyrning innebär att man på distans kan manövrera delar av elnätet, till exempel brytare och frånskiljare i nätstationer. Fjärrstyrning och feldetektering finns redan i viss mån i elnätet i till exempel fördelningsstationer, men det finns ju även möjlighet att stoppa in elnätsautomation i andra delar av elnätet. Denna studie ska undersöka denna möjlighet. Till antalet räknat så uppstår de flesta fel som leder till avbrott i lågspänningsnätet [20], men om man räknar antalet kunder som drabbas av varje enskilt avbrott så har mellanspänningsnätet större inverkan. Detta leder till att det är lättare att räkna hem investeringar inom elnätsautomation ju högre upp i nätet man går. Oftast är redan fördelningsstationer och större anläggningar automatiserade med kommunikation till driftcentral, vilket gör att det blir mest intressant att titta på nätstationer i mellanspänningsnätet för dessa typer av investeringar inom elnätsautomation [14]. Av den anledningen kommer den här studien att undersöka om feldetektering och fjärrstyrning på nätstationer kan hjälpa till att korta ned avbrottstider för elnätskunder. Det nät som omfattas är Umeå Energis 10 kv kabelnät, och fokus kommer att ligga på att minska avbrottstider vid jordfel mätt i kvalitetsindikatorn SAIDI (System Average Interruption Duration Index). Den feldetekteringsutrustning som undersökts här kommer även att kunna användas vid överströmmar vid till exempel kortslutning mellan faser, men i de flesta fall kommer man kunna lokalisera felet i kabelnätet ganska bra utan denna utrustning tack vare att man vet kortslutningsströmmen och känner till impedanserna i kabelnätet. 1.1 Syfte och mål Examensarbetet ska ta fram en metod för att utvärdera eventuell SAIDI-förbättring i förhållande till investeringskostnader genom att installera feldetektering och fjärrstyrning i nätstationer i mellanspänningsnätet. En studie ska utföras på Umeå Energis elnät och ska resultera i ett underlag för Umeå Energis investeringar i smarta elnät när det gäller elnätsautomation, där det huvudsakliga syftet är att förbättra leveranskvaliteten mätt i kvali- 1
tetsindikatorn SAIDI för kunderna i elnätet. Studien ska alltså ta fram ett förslag på vilka nätstationer i 10 kv-nätet som man bör installera feldetektering och fjärrstyrning i för att på bästa och mest kostnadseffektiva sätt förbättra SAIDI, samt jämföra detta förslag med andra vanliga alternativ för placering av elnätsautomationsutrustning, för att på ett bra sätt kunna hitta det mest kostnadseffektiva alternativet. 2 Bakgrund Här introduceras mellanspänningsnätet och dess komponenter som är relevanta för denna studie. Ekonomi och reglering som rör elnätsbolag och leveranskvalitet beskrivs även för att få en inblick i de ekonomiska förutsättningarna och incitamenten som till viss del ligger bakom investeringarna inom elnätsautomation. 2.1 Mellanspänningsnätet Enligt starkströmsförordningen definieras alla spänningsnivåer över 1000 volt växelspänning som högspänning [16]. Inom elkraftbranschen har man dock tagit fram ytterligare ett steg i spänningsklassificeringarna - mellanspänning - som är ett begrepp som definieras som spänningsnivåer mellan 1-50 kv [7]. Båda dessa benämningar förekommer dock när man pratar om 10 kv-nätet, lite beroende på vem man pratar med och vilken del av nätet man arbetar inom. Med nätstationer i mellanspänningsnät menas här i första hand nätstationer med transformatorer mellan de vanliga spänningsnivåerna 10-20 kv och lågspänning, 400 volt. Figur 1 visar ett exempel på hur två matningslinjer i ett mellanspänningsnät kan se ut. Siffrorna symboliserar de olika delarna i nätet och förklaras nedan: Figur 1: Enlinjeschema som visar ett exempel på matning och nätstationer i ett maskat nät 1. Fördelningsstation som matar den blå linjen. 2. Nätstationer, varav en förtydligad med symboler för vanliga ingående komponenter: Två lastfrånskiljare på mellanspänningssidan, en säkringslastfrånskiljare mot transformatorn och utgående lågspänningsmatningar. 2
3. Nätstation som används för att sektionera de två matningarna. Här är en av frånskiljarna öppen för att särskilja de två matningarna, men den kan slutas vid behov. 4. Nätstationer i den andra linjen som matas från den andra fördelningsstationen 5. Fördelningsstation som matar röd linje Eftersom elnätsautomation i form av feldetektering och fjärrstyrning redan finns väl utbyggt i fördelningsstationer och ställverk så är nästa steg för att förbättra och framtidssäkra nätet att tekniken flyttar ut till nätstationer. Tanken är att feldetekteringen ska upptäcka fel som uppstår i ledningarna mellan nätstationer, och fjärrstyrningen ska i första hand ske på frånskiljarna (se figur 1) som öppnar och sluter ledningarna mellan nätstationer. Detta gäller både i syfte att isolera kabelfel mellan nätstationer på en linje, och att sektionera mellan olika matningar (nätstation 3 i figur 1). 2.1.1 Brytare och frånskiljare i mellanspänningsnätet När strömmen ska brytas i elnätet vid spänningar som förekommer i mellanspänningsnätet uppstår ljusbågar, det vill säga att luften joniseras och leder strömmen trots att spänningssatta delar avlägsnats från varandra. Detta är något man vill undvika, och det har av den anledningen tagits fram olika metoder att släcka ljusbågen som uppkommer när strömmen bryts. Denna släckning blir svårare ju högre spänning och ström som ska brytas. Brytare är exempel på sådan utrustning som ska klara av att bryta strömmen vid normal last, men ska även klara att bryta vid maximal kortslutningsström. En frånskiljare ska normalt bara manövreras i spänningslöst tillstånd eller vid väldigt låga strömmar och används av säkerhetsskäl för att ge ett synligt brytställe vid till exempel underhållsarbete och för att sektionera om matningar i elnätet. För mellanspänningsnätet har brytare dock varit en relativt dyr lösning och man har därför utvecklat lastrånskiljare, som är ett mellanting mellan brytare och frånskiljare. Det är är enkelt sagt en frånskiljare som utrustats med en enkel brytkammare som ska kunna bryta normal belastningsström, men inte kortslutningsströmmar [7]. Man kan dock utrusta dessa med säkringar för att skydda även mot överströmmar. Lastfrånskiljaren i figur 2 är en sådan säkringslastfrånskiljare. Lastfrånskiljare är den vanligaste brytanordningen i nätstationer hos de flesta nätbolag. De delar av Umeå Energis Figur 2: Lastfrånskiljare av typen NAL/NALF (källa: ABB, använd med tillstånd) nät som undersökts i denna studie är 10 kv markkabelnät inom Umeå tätort. Umeå Energi använder ett flertal olika frånskiljare och brytare i nätstationer, men de typer som är aktuella för denna studie är frånskiljare från ABB av typen NAL/NALF (se figur 2), samt kompaktställverk med brytare från HM Power av typen Smart Ring. 3
Nätstationer med dessa två typer av brytare/frånskiljare är de befintliga nätstationer i Umeå Energis nät som kan vara aktuella för fjärrstyrning. Även om det skulle finnas möjlighet för fjärrstyrningslösningar i andra typer av frånskiljare och brytare i det befintliga nätet är det inte aktuellt i dagsläget. För att kunna fjärrstyra NAL/NALF-frånskiljare krävs dock extra utrustning som oftast inte finns på plats i befintliga nätstationer. En vanlig åtgärd är att installera ett motordon som kopplas på frånskiljarens manöveraxel (som normalt manövreras för hand med en manöverspak). Detta motordon kopplas sedan in i kommunikationsutrustning med RTU för att kunna fjärrstyras från en driftcentral. RTU står för Remote Terminal Unit och är den del som kopplar samman feldetekteringen och fjärrstyrningen till elnätsbolagets SCADA-system. SCADA står för Supervisory Control And Data Acquisition och används för övervakning och styrning av elnätet. Figur 3 visar en nätstation med motordon installerad på tre av fyra fack. När det gäller att utrusta kompaktställverk från HM Power för fjärrstyrning så är det en enklare och billigare investering och kräver endast installation av en spole för manövrering av brytaren utöver kommunikationsutrustningen. Umeå Energi utrustar alla nya kompaktställverk från HM Power med fjärrstyrningsmöjlighet, så det är endast på de befintliga man kommer att behöva komplettera med manöverspole. Figur 3: Nätstation med motordon installerad. Styrning infälld nere till vänster (källa: ABB, använd med tillstånd ) 2.1.2 Feldetekterings- och kommunikationsutrustning Den feldetekteringsutrustning som denna studie utgått ifrån kommer från Protrol och den feldetekteringsutrustning som i de flesta fall kommer att installeras i Umeå Energis nät är av modellen IPS2. Den har möjlighet att detektera både överströmmar och riktade jordfel och har både reläutgångar och interface för seriell kommunikation via RS-485 (som är en standard för seriell kommunikation). Reläutgångarna kan anslutas till RTU-ingångar för att indikera 4
att fel har uppstått, men kan även användas för att direkt styra brytare för automatisk felbortkoppling innan felet löser ut i fördelningsstation. Med den seriella kommunikationen via RS-485 kan man i DC få mätvärden från IPS2-enheten såsom strömmar och jordfelsströmmar, utöver felindikeringen. IPS2-enheten kopplas då ihop med en kommunikations-rtu för styrning och kommunikation med till exempel elnätsbolagets SCADA-system och kommunikationen sker med protokollet IEC-60870-5-101. Detekteringen sker med hjälp av strömtransformatorer, en för varje fas. Protrols patenterade feldetekteringsalgoritm behöver ingen spänningsmätning, men kan ändå med noggrannhet och känslighet i klass med reläskydd detektera riktade jordfel vid väldigt låga strömmar [10]. Figur 4 visar en komplett låda med feldetektering och kommunikation som är redo att installeras i en nätstation. Umeå Energi kommunicerar med sina IPS2-enheter via RS-485-interfacet med hjälp av separat RTU. Figur 4: Låda med feldetektor IPS2 från protrol (1), kommunikationsutrustning med RTU och 3G-modem (2) samt strömtransformatorer (3) Kommunikationen till nätstationen kan ske på flera olika sätt, många nätbolag har redan ett väl utbyggt signalkabelnät, vilket gjort att många valt att använda detta för kommunikation med feldetektorer. Ett bra alternativ ur både tillgänglighet och driftsäkerhetssynpunkt är optisk fiber, men då bör det hållas åtskilt från den internet-uppkopplade delen av fibernätet för att undvika säkerhetsrisker. Detta alternativ är relativt dyrt och tidsödande att bygga ut om det inte redan finns på plats, så ett tredje alternativ kan då vara att använda sig av trådlös kommunikation. Här finns en mängd olika protokoll och frekvensband att välja mellan, till exempel Rakel-systemet som bygger på radiofrekvenser som har mycket god tillgänglighet och räckvidd. GSM, 3G, 4G och NMT/Net1 är andra alternativ med högre frekvenser och bandbredd som bygger på samma teknik som mobiltelefoner använder sig av. Umeå Energi har valt att använda sig av den trådlösa tekniken för kommunikation med feldetektorer och fjärrstyrning. Man har dock valt olika tekniker beroende på om stationen ska utrustas endast med detektering eller om den även ska kunna fjärrstyras. Man anser att högre tillgänglighet är viktigt vid fjärrstyrning och har av den anledningen valt att i dessa fall använda sig av kommunikation med privat radio som bygger på 140 Mhz bandet som är reserverat för Post och Telestyrelsen och Svenska Elnät. Basenheter i fördelningsstationer kommunicerar med radiomodemen i nätstationerna och vid behov kan även repeaters sättas in ute i nätstationer för längre räckvidd. Det finns även möjlighet att använda sig av Rakelsystemet för de nätstationer som är utanför räckvidden för privat radio. För stationer med endast feldetektering används istället kommunikation med 2G/3G/4G-teknik av kostnadsskäl. Båda kommunikationsalternativen innefattar både RTU och modem. Figur 5 visar en 5
låda med kommunikationsutrustning för nätstationer med feldetektering och fjärrstyrning som använder privat radio för kommunikation med DC. Figur 5: Låda med kommunikationsutrustning för nätstationer som ska utrustas med fjärrstyrning. Innehåller RTU och radio/rakelmodem (1), strömförsörjning (2) och batteri (3). IPS2 för feldetektering installeras utanför lådan. 2.1.3 Jordningssystem i mellanspänningsnätet Anledningen till att det är så svårt att upptäcka jordfel i mellanspänningsnät beror på hur dessa nät är jordade. I Sverige är det vanligast med IT-jordningssystem i mellanspänningsnätet. IT står här för Insulated Terra och innebär att nollpunkten är isolerad från jord eller ansluten med hög impedans, vilket är det vanliga i mellanspäningsnät. I nät med mycket markkabel kan det uppstå höga kapacitiva jordfelsströmmar vid jordfel och det är därför vanligt att man parallellkopplar en induktans med en resistans mellan nollpunkten och jord för att kompensera för kapacitansen i markkabelnätet och åstadkomma så låga jordfelsströmmar som möjligt [8]. Dessa åtgärder för att minimera jordfelströmmarna gör att det inte går att lokalisera fel som uppstår i mellanspänningsnätet på samma sätt som man till viss del kan göra vid till exempel en kortslutning mellan faser. I dessa fall är det ett överströmsskydd som löser ut i fördelningsstationen och som i många fall direkt kan kommunicera hur hög felströmmen var med DC. Man kan då räkna ut ungefär var felet kan tänkas vara om man känner till impedanserna i sitt nät. Vid jordfel och IT-nät tappar man den möjligheten tack vare de låga jordfelsströmmarna. 6
2.2 Avbrottstider, statistik och ekonomi 2.2.1 Leveranssäkerhet Det svenska elnätet har relativt god leveranssäkerhet, med en tillgänglighet på 98,986 % under 2016. Tillgänglighetsmåttet kan dock anses vara svårtolkat och det är svårt att förstå vad begreppet innebär. Till exempel innebär skillnaden mellan en tillgänglighet på 99,99 % och 99,98 % en fördubbling av avbrottstiden [5]. För att kunna mäta och presentera avbrott och leveranssäkerhet på ett mer överskådligt och begripligt sätt har olika metoder tagits fram, och nedan förklaras några av de viktigaste. Notera att för de flesta mått räknas endast avbrott som är längre än 3 minuter, här kallat långa avbrott. För avbrottsmåttet MAIFI räknas dock korta avbrott under 3 minuter. SAIDI: System Average Interruption Duration Index SAIDI = total avbrottstid för långa avbrott antal kunder SAIFI: System Average Interruption Frequency Index SAIF I = totalt antal långa avbrott antal kunder MAIFI E : Momentary Average Interruption Frequency Index (events) MAIF I E = antal korta avbrottshändelser antal kunder För att till exempel räkna ut SAIDI för ett elnätsbolag under ett år tar man hela årets totala avbrottstid för alla kunder i elnätsområdet och dividerar med antalet elnätskunder, och resultatet ger då den genomsnittliga avbrottstiden per kund och år. Det är kvalitetsindikatorn SAIDI som kommer att användas i denna studie för att utvärdera effekter av elnätsautomation i Umeå Energis elnät. 2.2.2 Avbrottsersättning För avbrott som är längre än 12 timmar har privatkunder rätt till ersättning enligt ellagen. Denna avgift uppgår till 12,5 % av kundens årliga elnätsavgift, eller 25 % om avbrottet pågått i mer än 24 timmar. Därefter läggs det på 25 % på ersättningen för varje påbörjad 24-timmarsperiod. Man har satt en lägsta ersättning till 2 % av ett prisbasbelopp, samt en högsta ersättning till 300 % av kundens årliga elnätsavgift [15]. Denna avbrottsersättning kan bli en betydande kostnad för elnätsbolag vid stora avbrott som drabbar många kunder. 2.2.3 Leveranskvalitet och intäktsramen Energimarknadsinspektionen (Ei) är den myndighet som utövar tillsyn och reglering av nätbolagen. För att skapa incitament att minska avbrottstiden har Ei beslutat att de nätbolag som förbättrar sin avbrottsstatistik ska få öka sin intäktsram. Nätbolagens intäktsram specificerar vilken maximal nätavgift som får tas ut och är ett sätt för Ei att reglera det monopol som elnätsmarknaden är. För nuvarande tillsynsperiod (2016-2019) har Ei valt att använda SAIDI, SAIFI och en tredje indikator, CEMI 4 (Customers Experiencing Multiple Interruptions) för att mäta nätbolagens leveranskvalitet [2]. Kvalitetsindikatorn CEMI 4 tittar på andelen kunder som upplevt fyra eller fler oaviserade avbrott från 3 minuter och upp till 12 7
timmar. Tanken med detta är att förhindra att elnätsbolagen endast fokuserar på områden med mycket kunder, till exempel elnät i storstäder. Dessa indikatorer ska jämföras med en fastställd normnivå för varje nätbolag och innebär alltså att nätbolaget får avdrag på intäktsramen om leveranskvaliteten sjunker och tillägg på intäktsramen om leveranskvaliteten ökar [4]. Denna normnivå sätts specifikt för varje nätbolag, vilket betyder att nätbolagets leveranskvalitet från år till år jämförs med sin egna normnivå, och inte med andra nätbolag. Figur 6: Optimal nivå för investeringar i elnätet för att minimera kostnaden för samhället (Källa: Energimarknadsinspektionen) Det finns dock en gräns för hur mycket det är ekonomiskt försvarbart att investera i elnätet för att minska avbrotten. Detta eftersom att nyttan avtar i takt med nya investeringar medan kostnaderna ökar. Relationen mellan nyttan av investeringar för att minska avbrott och kostnaden för samhället åskådliggörs i figur 6. De kurvor som figuren visar är total kostnad för samhället, som är den avvägda kostnaden som Ei har för avsikt minimera. För att åskådliggöra hur man kan åstadkomma detta används kurvor för kundernas avbrottskostnader och totala kostnader för elnätet. X-axeln visar leveranssäkerhet och y-axeln kostnader. Det finns även en justerad kostnadskurva för elnätet som tar hänsyn till de tillägg och avdrag elnätsbolagen får göra vid bra, respektive dålig leveranskvalitet. Denna kurva har Ei för avsikt att anpassa så att den liknar kurvan för total kostnad för samhället, så att elnätsbolagen får incitament att investera i elnätet i den nivå som är mest kostnadseffektivt för samhället. Det finns alltså en teoretisk optimal punkt för leveranssäkerhet, och det är vid denna punkt som Ei har för avsikt att sätta den tidigare nämnda normnivån för elnätsbolagen. 2.2.4 Kapitalbasen och intäktsramen En annan faktor som påverkar intäktsramen är nätbolagets investeringar i elnätet. Nätbolagens investeringar räknas samman i det som kallas kapitalbasen, det vill säga nätbolagets tillgångar i form av utrustning och anläggningar som nätbolaget behöver för att kunna bedriva nätverksamhet. De investeringar som görs under en tillsynsperiod (f.n. fyra år) kommer alltså att kunna räknas in i kapitalbasen och därför ge underlag för tillägg i intäktsramen [3]. Ei har en normvärdeslista med standardpriser för elnätsutrustning, och det är dessa priser nätbolagen får räkna in i kapitalbasen när man gör investeringar i elnätet. Det betyder att nätbolagen inte alltid får räkna in den summa man faktiskt lagt ut på investeringar, utan måste förhålla sig helt till de priser som Ei satt i normvärdeslistan. 8
När det gäller utrustning för elnätsautomation finns inte denna utrustning med i den normvärdeslista med standardvärden för elnätsutrustning som man använder för att räkna på hur mycket de bidrar till kapitalbasen. Olika typer av elnätsutrustning har även olika beräknad livslängd, och får därför olika lång avskrivningstid. Till exempel så har kablar och transformatorer en avskrivningstid på 40 år, medan mätare och IT-utrustning har en avskrivningstid på 10 år. Eftersom elnätsautomationsutrustning inte finns med i normvärdeslistan får elnätsbolagen ange de faktiska kostnaderna för de investeringar man gjort, och det blir då upp till Ei att avgöra om dessa kostnader är rimliga och godkänna tillägget i kapitalbasen. Avskrivningstider för denna utrustning hamnar tillsammans med IT-utrustning och mätare på 10 år. 3 Teori 3.1 Avbrottshantering utan elnätsautomation Felsökning vid fel i elnätet ser olika ut beroende på vilken ledningstyp det är och vilket fel som inträffat. Här beskrivs en felsökningsprocedur vid ett jordfel i en markkabel i mellanspänningsnätet. 3.1.1 Felet uppstår Ett fel i kabelnätet upptäcks normalt då ett skydd löser ut i en fördelningsstation. Samtliga kunder som matas på den linje som löst ut i fördelningsstationen blir då strömlösa. För att sedan skicka ut personal som kan avhjälpa felet kan ta olika lång tid beroende på när på dygnet felet uppstår, om man har bemannad driftcentral, avstånd till fördelningsstation och en rad andra faktorer. När personal kommit fram till fördelningsstation och driftcentral (om den inte var bemannad för tillfället) kan man påbörja felsökning. 3.1.2 Fellokalisering och felisolering Figur 7: Förflyttningar vid felsökning i kabelnät utan elnätsautomation Här beskrivs en normal felsökningsprocedur i ett markkabelnät, där figur 7 visar de olika stegen med alla förflyttningar numrerade. De numrerade förflyttningarna är även hänvisade till i följande beskrivning. När personal kommit på plats (1) kan felsökningen börja i den matande änden, som oftast är den fördelningsstation där felet löst ut det skydd som försatt matningen i spänningslöst tillstånd. Man åker till den första nätstationen (2) och öppnar 9
båda frånskiljarna och kan då isolationsprova den första kabelsektionen. Då man konstaterat att den sektionen var frisk kan man sluta frånskiljaren i matande änden och DC kan då slå till brytaren i fördelningsstationen så att den första nätstationen får tillbaka strömmen. Den andra frånskiljaren lämnas öppen för felsökning av nästa kabelsektion och man kan åka vidare (3) till nästa station. Här blir det samma procedur, öppna frånskiljarna och prova kabeln. Sedan sluter man frånskiljaren i matande ände, men måste åka tillbaka (4) till föregående nätstation och sluta frånskiljaren i den innan den andra nätstationen återfått strömmen. Därefter åker man till den tredje nätstationen (5) och öppnar frånskiljarna och provar kabeln mellan andra och tredje nätstationen, sluter frånskiljare i matande ände och åker tillbaka (6) till föregående nätstation och sluter frånskiljaren så att tredje nätstationen får tillbaka strömmen. Nu åker man vidare (7) till den fjärde stationen och öppnar frånskiljarna och testar kabeln. Här upptäcks felet och man kan då åka (8) till den sektionerande nätstationen och sluta den normalt öppna frånskiljaren där för att mata resterande nätstationer från detta håll så att dessa återfår strömmen. Efter dessa steg har samtliga nätstationer återfått strömmen och den felaktiga kabelsektionen har isolerats vilket gör att arbetet med att åtgärda felet kan börja. En annan metod att lokalisera felet används vid jordfel i luftledningsnät. Man utgår från en nätstation nära mitten av linjen och öppnar frånskiljaren i utgående ände och kopplar tillbaka strömmen från matande fördelningsstation. Om skyddet i fördelningsstationen löste ut vet man att felet är någonstans mellan fördelningsstationen och nätstationen och man kan koppla tillbaka alla kunder bortom nätstationen från en alternativ matningsväg. Nästa steg blir att utföra samma procedur på nätstationen som befinner sig mitt emellan den testade nätstationen och fördelningsstationen, och så vidare tills man lokaliserat felet [12]. 3.1.3 Återinkoppling Om man har ett maskat nät - vilket innebär att matning kan ske från olika håll - så kan man oftast koppla in samtliga kunder igen när man lokaliserat felet genom att man frånskiljer på båda ändar av kabeln med felet och matar från båda håll fram till felstället. Har man inte ett maskat nät kommer alla kunder som är nedanför kabeln med felet att vara strömlösa ända tills dess att felet är åtgärdat, vilket oftast kan ta ganska lång tid med nedgrävd kabel. Elnät i stadsmiljö är oftast i högre grad maskade jämfört med landsbygdsnät, vilket är en av orsakerna till längre avbrott på landsbygden. 3.2 Avbrottshantering med elnätsautomation Här beskrivs avbrottshanteringen i fallet ovan med olika former av elnätsautomation. 3.2.1 Lokal indikering En av de enklaste hjälpmedlen man kan använda för att påvisa ett fel i sitt kabelnät är att använda sig av feldetektering med lokal indikering. Detta innebär att man installerat feldetekteringsutrustning, men inte kommunikation för att kunna avläsa felet på distans. Felet löser som vanligt ut ett skydd i matande fördelningsstation och alla nätstationer på matande linje blir då strömlösa. Skillnaden här blir lokaliseringen av felet. Felindikationen på nätstationer med lokal indikering kan till exempel ske med hjälp av ljusindikering på fasaden på utsidan av nätstationerna [11], där nätstationer som inte kännt av felet indikeras med grön ljusindikering och nätstationer som detekterat felet indikeras med röd ljusindikering enligt figur 8. Detta innebär att man slipper koppla ur och prova varje kabelsektion utan man kan köra förbi varje nätstation som indikerar fel tills man kommit fram till den första som inte indikerar fel och kopplar ur den felaktiga kabeln från den sidan. 10
Figur 8: Feldetektering med lokal indikering Därpå åker man tillbaka till den senaste som indikerat fel och kopplar ur den felaktiga kabeln från den sidan. Sedan kopplar man in samtliga nätstationer på matande sida av felet genom att koppla på strömmen från den matande fördelningsstationen där felet ursprungligen löste ut. Till sist kan man koppla på matning från andra hållet för att återställa strömmen till kunder på andra sidan felet [14]. Detta är dock endast möjligt vid maskat nät med möjlighet till matning från flera håll. Det krävs även att varje nätstation längs linjen har feldetekteringsutrustning för att man ska kunna följa felkedjan till felet med hjälp av ljusindikeringen, då varje nätstation som felströmmen gått igenom indikerat med till exempel rött blinkande ljus [14, 11]. 3.2.2 Feldetektering med kommunikation När man har både feldetekteringsutrustning och kommunikationsutrustning i nätstationer löser som vanligt felet ut skyddet vid matningen, men eftersom att man nu har kommunikationsutrustning i nätstationen som kommunicerar med driftcentralen kan man direkt se vilka nätstationer som ligger uppströms och nedströms felet. Feldetekteringen påvisar ju i de flesta fall som vanligt bara om en felström har gått genom stationen, och inte direkt var kabelfelet är lokaliserat. Figur 9: Feldetektering med kommunikation i mitten av matningen Här kan det vara värt att även titta på fall där man inte har feldetektering i varje nätstation längs linjen. Om man till exempel väljer att installera feldetekteringen i endast en nätstation i mitten av linjen som i figur 9 ser man från DC direkt om felet har passerat feldetektorn. Om 11
det som i det här fallet har passerat den kan man åka direkt till nätstationen med feldetektorn och öppna frånskiljaren mot felet. DC kan då slå till brytaren i fördelningsstationen och alla kunder anslutna till de tre första nätstationerna får tillbaka strömmen. Detta betyder att avbrottstiden för dessa kunder har förkortats avsevärt. Man får sedan lokalisera och isolera felet bortanför nätstationen på samma sätt som i fallet utan feldetektering. Felsökningsmetoden ser liknande ut om felet inte skulle ha passerat nätstationen, men då skulle man ha kopplat in alla nätstationer bortanför feldetektorn från en alternativ matningsväg, och sedan felsöka kabelsektionerna mellan fördelningsstationen och nätstationen med feldetektering på vanligt vis. 3.2.3 Fjärrstyrning Fjärrstyrning i nätstationer innebär att man kan styra frånskiljare eller brytare som annars kräver att personal manövrerar dem på plats för att kunna isolera ett kabelfel enligt de metoder som beskrivits ovan. Detta innebär att man snabbt kan koppla tillbaka strömmen för de kunder som ligger på rätt sida av felet. Om ett fel inträffar enligt figur 10 kan man från DC då fjärrstyra frånskiljarna på nätstationen i mitten och öppna frånskiljaren med riktning mot felet och då snabbt koppla in de tre första nätstationerna genom att slå till brytaren i fördelningsstationen. Detta sker normalt inom tre minuter, vilket gör att avbrottet inte genererar någon SAIDI för de första tre nätstationerna. Om felet istället skett på någon av kabelsektionerna före nätstationen i mitten, och feldetektorn i mitten då inte känt av felet, hade man från DC då kunnat öppna frånskiljaren på matningssidan i nätstationen i mitten och sedan slutit frånskiljaren i den sektionerande nätstationen och på så sätt kopplat tillbaka de tre sista nätstationerna på matningen inom tre minuter. Figur 10: Felsökning med feldetektering i mitten och fjärrstyrning i mitten och vid sektionerande nätstation En stor fördel med feldetektering i kombination med fjärrstyrning är alltså att man oftast kan koppla tillbaka en stor del av kunderna innan kopplingspersonal behöver ha kommit på plats. För att fjärrstyrning ska fungera krävs dock ofta att man utöver kommunikation och styrning även installerar nån form av motordon för att manövrera frånskiljare [1]. Detta beror helt på befintlig utrustning i nätstationer och ibland måste man byta ut delar av utrustningen för att kunna installera fjärrstyrning. Detta gör att eventuella beslut att investera i nätautomation blir svårare och inte alltid ekonomiskt försvarbara om man måste byta ut för mycket utrustning som i dagsläget fungerar som den ska. 12
3.3 Optimal nivå av elnätsautomation Fördelarna med elnätsautomation är idag klarlagda för de flesta nätbolag, men det kan ändå vara svårt att kvantifiera dessa och mäta nyttan. Avbrottsstatistik kan variera kraftigt från år till år och det finns många andra faktorer och investeringar som görs i elnät som kan påverka avbrottsstatistiken. Detta gör att det blir svårt att isolera orsakerna och göra en statistiskt säkerställd analys. Vissa nätbolag som har satsat stort på elnätsautomation blir förstås extra intressanta att titta på för att försöka utreda vilka förbättringar man kan förvänta sig. Ett exempel på ett sådant nät är Helsingfors elnät, där elnätsbolaget Helen AB har arbetat mycket med elnätsautomation [18]. Under 2017 genererades det endast 3,3 minuter SAIDI i Helen AB:s nät, vilket är mycket lågt. Som jämförelse kan man ta genomsnittlig SAIDI för hela Sverige som under 2016 låg på 75 minuter [20]. För närvarande har Helen AB elnätsautomation på över 500 nätstationer, vilket motsvarar 20% av alla nätstationer i deras nät, men man satsar på att ha 30% täckning år 2021. Enligt egen uppskattning har detta lett till att 50% av kunderna får tillbaka ström inom tre minuter, samt att påföljande felsökning går avsevärt snabbare. Man har sedan automatiseringen av nätstationer startade för tio år sedan lyckats sänka SAIDI från ca. 12 min i 5 årsmedel till ca. 3 min medel under de senaste 5 åren [9]. En metod man kan använda sig av är att simulera den eventuella nyttan i ett referensnät för att kunna dra slutsatser om vilken nytta elnätsautomation kan göra [12, 13]. Rodriguez- Calvo et al. har på det sättet försökt utreda vilken nivå av automation som är optimal i ett mellanspänningsnät ur ett kostnad-nytta-perspektiv. Här kom man fram till att en automationsgrad i mellanspänningsnätet på 16 % var optimal för ett urbant elnät, och 15 % för ett semi-urbant elnät [12]. Här har man tagit med incitament likt den Ei använder sig av i beräkningarna. I en liknande studie som även den använt sig av simuleringar, men där Rodriguez-Calvo et al. fokuserat på hur olika leveranskvalitetsindikatorer förbättras med ökande grad av automation i nätstationer visar dom på liknande resultat [13]. Man ser att redan vid 10 % automationsgrad så har man minst lyckats halvera SAIDI-värden i de flesta fall, men sedan planar kurvan ut och nyttan avtar snabbt, enligt artikelförfattarna uppnås mättnad i de flesta fall vid 20-30 % automation. Effekten är väldigt liknande vid mätning av SAIFI, vilket innebär att man alltså både förkortar avbrotten (SAIDI) och minskar antalet (SAIFI) av långa avbrott. Detta resultat gällde för nätstationer med både feldetektering och fjärrstyrning. När studien tittade på fallet med endast feldetektering noterades en förbättring av SAIDI, men inte av SAIFI. Författarna noterar också att det är mest effektivt att sätta in automation i mitten av en linje med nätstationer, och att sedan fortsätta att sätta in i mitten av de sektioner som uppstår. De visar även på att det är i nätstationer med sämre initial leveranskvalitet som man kan få de största förbättringarna för varje nätstation med automation [13]. Bouhouras et al. har i en studie som fokuserat på fjärrstyrning kunnat visa att med endast fjärrstyrning och detektering i en station i mitten av varje linje i ett nät så halverades (eller ännu bättre) SAIDI för hela nätet [1]. Man kom dock inte fram till att SAIFI förbättrades något vid denna åtgärd. Här satte man alltså inte något visst procenttal av automationsgrad utan man utrustade en station i mitten av varje i linje i nätet som simulerades med feldetektering och fjärrstyrning av båda frånskiljarna, oavsett hur många nätstationer varje linje bestod av. 4 Metod Här presenteras de metoder som använts för att ta fram de förslag jag kommit med för elnätsautomation i Umeå Energis elnät. 13
4.1 Tider För att kunna uppskatta vilket eventuellt bidrag till SAIDI en driftstörning i kabelnätet bidrar med måste man först ta fram standardtider för de olika åtgärder som krävs för att åtgärda felet. De tider som uppskattats efter att ha tittat på kopplingssedlar för tidigare fel och efter att ha pratat med personal på driftcentralen vid Umeå Energi är: Inställelsetid: 40 minuter Felsökning och inkoppling av kabel: 20 min Eftersom felsökningen i regel utgår från fördelningsstationen och felsökningen görs en kabelsektion i taget utåt från matande fördelningsstation kan man för varje nätstation då ta fram ett uppskattad SAIDI-bidrag vid kabelfel nedanför matande ände av nätstationen: SAIDI = (inställelsetid + felsökning och inkopplingstid) kunder på nätstationen totala antalet kunder i nätet Om man till exempel ska ta fram SAIDI-bidraget för en enskild nätstation med 300 kunder som är nummer tre från fördelningsstationen, får man vid ett kabelfel nedströms den, i Umeå Energis elnät med totalt 60 000 kunder: SAIDI = (40 + 3 20) 300 60000 = 0, 5 minuter Detta gäller vid normalfallet i ett stadsnät och med normala frånskiljare som inte har kapslade kabelavslut. Vid kapslade kabelavslut, som är fallet vid vissa modernare nätstationer med kompaktställverk istället för vanliga frånskiljare blir felsökningstiden längre. 4.2 Beräkningar och förslag De ovan nämnda metoder för att beräkna SAIDI-bidrag från nätstationer vid ett fel användes sedan för att för varje matande linje som undersökts ta fram totalt SAIDI-bidrag både med och utan elnätsautomation. Det enskilda bidraget från varje nätstation räknades ut med utgångspunkt att man felsöker från fördelningsstation och utåt, med de inställelseoch felsökningstider som specificerats tidigare. De matande linjerna som valdes ut valdes i första hand utifrån antalet anslutna kunder på varje matning. I vissa fall valdes matningar med något lägre kundantal då dessa matningar sitter ihopkopplade med andra matningar som har utrustats med fjärrstyrning i den sektionerande nätstationen enligt de förslag till elnätsautomation som tagits fram i detta arbete. Totalt SAIDI för varje matning räknades sedan ut genom att addera SAIDI för varje individuell nätstation. Man får med den här metoden fram SAIDI-bidraget för det värsta tänkbara felscenariot, vilket uppstår då felet uppkommit på den allra sista kabelsektionen man genomsökt, och efter att man genomsökt samtliga kabelsektioner på den matningen. Detta värsta felscenario användes sedan för att jämföra med de förslag som tagits fram på feldetektering och fjärrstyrning på den matningen. För att resultatet ska vara jämförbart görs SAIDI-beräkningar vid de olika förslagen med elnätsautomation även vid värsta felscenario. Observera att värsta felscenario med elnätsautomation inte alltid inträffar vid samma kabelsektion som för scenariot utan elnätsautomation. Man bör också tänka på att eftersom detta endast visar resultaten vid värsta möjliga felscenario så finns det andra och i de flesta fall större potentiella SAIDI-förbättringar vid fel på andra ställen längs matningarna. Tanken med det förslag som togs fram för feldetektering och fjärrstyrning till Umeå Energi var att det skulle innehålla fjärrstyrning i en nätstation i mitten och i en sektionerande nätstation, samt feldetektering i mitten och vid behov vid förgreningar. Figur 10 visar principen 14
för den metod som eftersträvats. Denna metod har använts i den mån det har varit möjligt, men i många fall har fjärrstyrning inte varit möjlig i de nätstationer som valts ut för fjärrstyrning då de använder frånskiljare och brytare som inte möjliggör fjärrstyrning. En annan faktor som försvårar användande av standardiserad metod är att nättopologin och kundfördelningen varierar så kraftigt för de olika matningarna. Av den anledningen har förslaget tagits fram utifrån nätets utformning, till exempel antal nätstationer och förgreningar, samt antalet kunder anslutna till varje enskild nätstation. I den mån det varit möjligt och rimligt ur nytta-kostnads-perspektiv så har dock alternativ med detektering och fjärrstyrning i mitten, samt fjärrstyrning i sektionerande nätstation prioriterats för det framtagna förslaget. Utöver detta förslag har två standardförslag tagits fram för jämförelse, i ena fallet med feldetektering i samtliga nätstationer längs matningen, men helt utan fjärrstyrning. I det andra standardförslaget väljs en nätstation i mitten av matningen ut med feldetektering, även här helt utan fjärrstyrning. Båda standardförslagen innehåller dock kommunikationspaket för kommunikation med DC. 4.3 Kostnader För att kunna göra en jämförbar utvärdering av de förslag som presenteras räknades även kostnaden ut för samtliga förslag. Kostnaderna för utrustningen kommer från Umeå Energi och de upphandlingar dom har med de företag som tillhandahåller utrustningen. Tabell 1 visar de kostnader som används vid beräkningarna av de olika förslagen. Totala kostnader för varje förslag och matning räknades ut och sammanställdes i excel. För att begränsa omfattningen till en rimlig nivå bestämdes det även att sätta en budget för det förslag som togs fram på 2 miljoner kronor. Kostnadseffektivitet räknades också ut för samtliga matningar och alternativ genom att dividera totala kostnaden med SAIDI-förbättringarna. Med SAIDI-förbättringarna menas skillnaden mellan SAIDI för de olika alternativen och SAIDI utan nätautomation. Tabell 1: Kostnader för de olika utrustningsnivåerna 5 Resultat Här presenteras resultatet av SAIDI-förbättringar för de förslag som beräknats, samt kostnader för dessa förslag. 5.1 Resultattabeller och diagram Tabell 2 visar resultatet för de fyra undersökta matningarna vid Ålidhems fördelningsstation, både vad gäller SAIDI och kostnader. Tabell 4 visar i siffror resultatet för de sju undersökta 15
matningarna vid Mariehems fördelningsstation. Här blev det framtagna förslaget för vissa matningar samma som alternativet med detektering i mitten. I dessa fall har alternativet med detektering i mitten tagits bort. Utöver Ålidhems och Mariehems fördelningsstation undersöktes även potentiella SAIDI-förbättringar i fördelningsstationerna Teg, Laxen och Västerslätt. Tabell 3 visar siffror för resultatet av undersökningen av dessa fördelningsstationer. Den metod som valdes för att utvärdera SAIDI-förbättringar i förhållande till kostnader blev som specificerat i metoden (del 4.3) att mäta kostnadseffektivitet genom att dela totala kostnader med SAIDI-förbättringar. Man får då kostnadseffektivitet mätt i kostnad per förbättrad SAIDI-minut för varje förslag och matning. Denna metod har för syftet med denna studie fungerat bra för att utvärdera kostnadseffektiviteten och jämföra de olika alternativen. Resultaten skiljer sig åt relativt mycket beroende på hur många kunder och nätstationer varje matning består av, hur många kunder de enskilda nätstationerna längs matningarna har, samt hur nättopologin ser ut. Matning HB1 vid Ålidhems fördelningsstation visar detta tydligt, då det är en matning med många kunder, många nätstationer och komplex nättopologi. Man kan generellt säga att det är denna typ av matning som ger störst effekt vid investering i elnätsautomation, både i direkt minskning av SAIDI och i kostnadseffektivitet. Vi ser även att alternativet med endast detektering i mitten är det mest kostnadseffektiva förslaget. Man får dock i många fall inte ner SAIDI till särskilt låga nivåer då vi ser i resultattabellerna att SAIDI för värsta felscenariot ofta ligger över en minut för det alternativet, vilket är högt för ett enskilt fel. Anledningen till att det framtagna förslaget har bäst SAIDI-siffror är tack vare fjärrstyrningen som detta förslag i de flesta fall innehåller. Alternativet med detektering i samtliga nätstationer kommer inte upp i samma nivå av SAIDI-förbättring, trots att varje nätstation är utrustad med feldetektering med kommunikation till DC. Tabell 2: Resultat av SAIDI-förbättringar och kostnader vid undersökta matningar i Ålidhems fördelningsstation 16
Tabell 3: Resultat av SAIDI-förbättringar och kostnader vid undersökta matningar i fördelningsstationerna Laxen, Teg och Västerslätt Tabell 4: Resultat av SAIDI-förbättringar och kostnader vid undersökta matningar i Mariehems fördelningsstation Ett sammanräknat resultat där totala SAIDI-bidraget från alla matningar presenteras för de olika alternativen syns i figur 11. För att kunna utvärdera de olika alternativen ur ett kostnad-nytta-perspektiv har även kostnad per SAIDI-minut tagits fram för de summerade värdena för alla matningar. Detta syns i figur 12. 17
Figur 11: SAIDI för alla matningar summerat för de olika alternativen Figur 12: Kostnad per SAIDI-minut för alla matningar summerat för de olika alternativen 5.2 Slutsatser Elnätsautomation i form av feldetektering och fjärrstyrning har stor potential att förbättra leveranskvaliteten i elnätet. Hur man går tillväga med detta har dock stor betydelse enligt detta resultat. Det förslag som tagits fram är ett förslag som till stor del utformats efter hur nätet ser ut, hur kunderna är fördelade längs matningen samt hur nättopologin ser ut och är därför svårt att beskriva enligt en standardmetod. Detta förslag leder till de största sänkningarna av SAIDI vid värsta felscenario, men kostar samtidigt relativt mycket på grund av extra utrustning vid fjärrstyrning. De två standardförslagen som är lättare att ta fram enligt en standardmetod ger inte lika bra effekt på SAIDI. Kostnadsmässigt är förslaget med detektering i samtliga väldigt högt, och kostnadseffektiviteten är sämst. Detta förslag är därför inte ett bra alternativ. Förslaget med detektering endast i mitten har den bästa kostnadseffektiviteten men når i många fall inte upp till nog bra förbättring av SAIDI för att vara det bästa alternativet. Det kan dock vara det förslag som man kan utgå ifrån till en början och om budgeten inte tillåter större investeringar. 18