Optimering av ett mellanspänningsnät. Optimization of a medium voltage electricity grid. Jens Westerberg

Optimering av ett mellanspänningsnät Optimization of a medium voltage electricity grid Jens Westerberg EL1518 Vt 2015 Examensarbete, 15 hp Högskoleingenjörsprogrammet i Elkraftteknik, 180 hp

Sammanfattning EU vill genom att använda energin effektivare sänka sina energikostnader och minska sitt beroende av externa leverantörer av olja och gas vilket leder till att miljön skyddas. Av den anledningen krävs att energieffektiviteten ökas från produktion till den slutgiltiga konsumtionen inom EU. Jämtkraft är miljöcertifierat enligt ISO 14001 och arbetar därför årligen mot uppsatta miljömål. Detta examensarbete har studerat ett av dessa mål, möjligheten att minska överföringsförluster i ett av Jämtkrafts mellanspänningsnät. Området som examensarbetet baseras på är fördelningsstation Nälden FS23. Denna studie har undersökt möjligheterna att minska överföringsförluster i sex utgående linjer, från fördelningsstation till kunderna. Denna studie visar att det finns potential att minska överföringsförluster genom att öka spänningen i nätet. En direkt åtgärd och en långsiktig åtgärd har presenterats med olika potential. Den direkta åtgärden gör det möjligt att minska de årliga överföringsförlusterna med 6 MWh och det långsiktiga alternativet gör det möjligt att minska de årliga överföringsförlusterna i det studerade området med 14 MWh.

Abstract EU wants to reduce their energy costs and reduce its dependence on external suppliers of oil and gas by using energy more efficiently which leads to protection of the environment. For that reason it is crucial that energy efficiency is increased from production to final consumption in the EU. Jämtkraft is environmentally certified according to ISO 14001 and are therefore working yearly on environmental goals. This degree project has studied one of those goals, the opportunity to reduce transmission losses in one of Jämtkrafts medium voltage electricity grid. The area which this degree project is based on is the distribution station Nälden FS23. This study has examined the possibilities of decreasing transmission losses in six outgoing lines, from distribution station to customers. This study shows that there is potential to reduce transmission losses by increasing the voltage in the grid. A direct action as well as a long-term action was presented with different potential. A direct action makes it possible to reduce yearly transmission losses by 6 MWh and the long-term alternative makes it possible to reduce the yearly transmission losses in the studied area by 14 MWh.

Förord Detta examensarbete är utfört på uppdrag av Jämtkraft AB och omfattar 15 högskolepoäng. Jag vill tacka mina handledare på Jämtkraft, Lars G. Andersson och Daniel Köbi för möjligheten att genomföra detta examensarbete. Jag vill även tacka min handledare från Umeå Universitet, universitetsadjunkt Nils Lundgren för råd och korrekturläsning. Vidare vill jag tacka Amanda From för den förståelse och stöd som jag fått under detta examensarbete. Jens Westerberg Östersund, 2015-05-20

Förkortningar och akronymer AC Växelström DC - Likström EU Europeiska unionen HSP - Högspänningsnät MSP - Mellanspänningsnät ELSÄK-FS - Elsäkerhetsverket författningssamling IEC International Electrotechnical Commission IEEE Institute of Electrical and Electronics Engineers ISO International Organization for Standardization SEK Svensk elstandard SS Svensk Standard SS-EN Europeisk standard RMS-värde - Effektivvärde

Innehållsförteckning 1. Inledning... 1 1.1 Bakgrund... 1 1.1.1 Jämtkrafts mål... 1 1.2 Syfte... 1 1.3 Frågeställning... 1 1.3.1 Sekundära frågeställningar... 1 1.4 Avgränsningar och antaganden... 2 2. Teori... 3 2.1 Elnätets uppbyggnad... 3 2.1.1 Luftledningar... 3 2.1.2 Kablar... 4 2.1.3 Reläskydd... 5 2.1.4 Förluster... 5 2.1.5 Begränsningar... 6 2.2 Transformator... 7 2.2.1 Konstruktion... 9 2.2.2 Distributionstransformator... 9 2.3 Miljömål EU... 12 2.4 Beräkningar... 12 2.4.1 Strömberäkningar... 12 2.4.2 Resistans i ledningar... 12 2.5 Ekonomi... 12 2.5.1 Förlustkostnad... 12 2.5.2 Arbetskostnad... 13 2.5.3 Återbetalningstid... 13 2.5.4 Investeringskalkyl... 13 3. Metod... 14 3.1 Arbetsmetod... 14 3.2 Programvara... 14 3.3 Mätperioder... 14 3.4 Felhantering av indata... 15 4. Sammanställning av mätvärden år 2012... 16 4.1 PL 11... 16 4.2 PL 12... 16 4.3 PL 13... 17

4.4 PL 14... 17 4.5 PL 15... 18 4.6 PL 16... 18 5. Teoretiska beräkningar... 19 5.1 Jämförelse mellan olika driftlägen... 19 5.1.1 Märkdata... 20 5.1.2 Transformator T1... 21 5.1.3 Transformator T3... 22 5.1.4 Jämtkrafts elnät... 26 5.1.5 Urval efter teoretiska beräkningar... 26 5.1.6 Slutgiltigt val... 27 6. Resultat... 29 6.1 2012... 29 6.2 Ekonomiska beräkningar... 30 6.2.1 Arbetskostnad... 31 6.2.2 Direkt åtgärd... 31 6.2.3 Långsiktig åtgärd... 31 6.3 Sammanfattning av resultat... 32 7. Diskussion... 33 7.1 Fortsatta studier... 33 7.2 Rekommendation... 34 Referenser... 35 Bilagor... 36

1. Inledning 1.1 Bakgrund EU kan genom att använda energin effektivare sänka sina energikostnader och minska sitt beroende av externa leverantörer av olja och gas vilket leder till att miljön skyddas. Av den anledningen krävs att energieffektiviteten ökas från produktion till den slutgiltiga konsumtionen inom EU. Till följd av ökade krav på energibesparingar på EU-nivå och nationell nivå undersöks därför möjligheten att minska överföringsförlusterna i ett av Jämtkrafts mellanspänningsnät. Jämtkraft som är miljöcertifierade enligt ISO 14001 har uppsatta miljömål, studien har behandlat ett av dessa. Området som studien baseras på är fördelningsstation Nälden FS23. Fördelningsstationen har valts ut eftersom att det är det mellanspänningsnät med störst förluster till följd av stora avstånd mellan olika konsumenter. Totalt finns det sex utgående ledningar till kunder från denna fördelningsstation som alla undersökts. 1.1.1 Jämtkrafts mål Jämtkraft är sedan 2003 miljöcertifierat enligt ISO 14001, detta innebär att företaget satt upp konkreta mål och bedriver ett aktivt miljöarbete. (Se bilaga 3) [5] Ett av Jämtkrafts miljömål under 2014 preciseras enligt [5]: Minska överföringsförluster under Krokoms fördelningsstation. Insamling av mätvärden 2014. Krokoms fördelningsstation ansågs vara likvärdig med den fördelningsstation vid Nälden FS23 som i denna studie undersökts och av den anledningen kan slutsatser från studien appliceras för att uppnå miljömålet. 1.2 Syfte Jämtkraft vill till följd av EUs miljömål undersöka om det är möjligt att höja spänningen i delar av sitt elnät för att därigenom minska de totala överföringsförlusterna. 1.3 Frågeställning Är det ekonomiskt försvarbart för Jämtkraft att höja spänningen i delar av sitt elnät för att därigenom minska de totala överföringsförlusterna? 1.3.1 Sekundära frågeställningar Vilka risker medför en höjning av spänningen i elnätet? - Hur påverkas komponenter i elnätet? - Hur påverkas driftomläggningar? - Hur påverkas kundanläggningar? Vilka åtgärder krävs i elnätet för att åstadkomma denna spänningshöjning? Hur och var behöver mätningar utföras för att verifiera de teoretiska beräkningsvärdena? 1

1.4 Avgränsningar och antaganden Arbetet omfattar MSP-nätet Nälden 10kV. Vissa antaganden har utförts för att förenkla beräkningar, enligt följande: - Lasten antas vara rent resistiv vilket innebär att den aktiva effekten (P) är lika stor som den skenbara effekten (S). - Det antas att det inte är någon mikroproduktion i berörda delar av elnätet. 2

2. Teori 2.1 Elnätets uppbyggnad Sveriges elnät är uppbyggt av stamnät, regionala nät och lokala nät. SVK (Svenska kraftnät) är ansvarig för stamnätet vilket består av 220kV och 400kV ledningar. Huvuduppgiften för stamnätet är att transportera el över stora sträckor antingen från norra Sverige till södra eller vidare utanför gränserna till det område som har behov av el. De regionala näten har en spänningsnivå mellan 70 kv och 130 kv och ägs samt drivs av kraftföretag. Regionalnätens uppgift är att binda samman stamnätet med större mottagare av kraft, vilket kan innebära större energiförbrukare från industrin. De lokala näten understiger 20kV och ägs av distributionsföretag. Det är i det lokala nätet som spänningen transformeras från högspänning till den 230/400V arbetsspänning som finns i vanliga hushåll. [1] I tätort sker distributionen till största del med fördelningskabel vid både lågspänning och högspänning. På landsbygden har det tidigare varit vanligt med luftledning men vid nybyggnation övergår företag mer och mer till att använda kabel. [1] Det lokala nätet som denna studie fokuserar på kan antingen vara uppbyggt som maskat nät enligt figur 1 eller som radiellt som figur 2. Ett maskat nät ger en bättre leveranssäkerhet eftersom att det går att överföra el genom flera vägar men nackdelen är att det är dyrare jämfört med ett radiellt nät. Ett radiellt nät i småhusbebyggelse illustreras i figur 2 där matningskablar är anslutna till ett kabelskåp, leveranssäkerheten är sämre men det radiella nätet är det vanligaste systemet i Sveriges lokalnät. [1] Figur 1 Maskat nät s.237 [1] Figur 2 Radiellt nät s.237 [1] 2.1.1 Luftledningar Vid spänningar mellan 0.4 och 66kV används nästan enbart stolpar gjorda av trä eftersom det är det billigaste och enklaste alternativet, totalt finns det cirka 7 miljoner kraftledningsstolpar i Sverige. [1] Luftledningar är ett samlingsnamn som innefattar friledningar, hängkabel och hängspiralledningar. Tidigare var det mycket vanligt att lågspänningsledningar 0.4 kv byggdes som friledare med koppartråd men numera är det uteslutande hängspiralledningar som byggs inom området. Detta eftersom att dessa har betydligt mindre reaktans och lägre spänningsfall vilket gör det möjligt att använda längre ledningar. Hängspiralledningen medför 3

dessutom högre säkerhet mot olycksfall. Uppbyggnaden är en enkel isolering som kräver isolerade upphängningsdon för infästning i stolpar. [1] Högspänningsledningar byggs däremot normalt som friledningar där faserna är horisontellt placerade på reglar med stödisolatorer. Ledarna är gjorda av stål-aluminium eller legerad aluminium vid spänningar mellan 11 och 66 kv. [1] Figur 3 illustrerar olika uppläggningsätt för ledningar från förr och i nutid. Friledning och hängspiral visas till höger i bilden. Figur 3 Uppläggningsätt för ledningar s.209 [1] 2.1.2 Kablar Jordkabel används vid distribution till nät och abonnentstationer. Vid 11 och 22 kv finns det tre olika utföringsformer enligt figur 4. [1] Figur 4 Olika fördelningar av kabel s.233 [1] 4

2.1.3 Reläskydd Det första reläskyddet utvecklades tidigt i kraftsystemets historia av ASEA och var ett överströmsskydd med inverttid-karakteristik som lanserades redan 1905. I nuläget installeras det enbart statiska och mikroprocessorbaserade reläskydd i Sveriges elnät. Grundprincipen är dock densamma vilken är att skydda utrustning och anläggningar inom elkraftsystemet. [1] 2.1.3.1 Uppbyggnad Statiska och mikroproducerade reläskydd är uppbyggda på samma sätt. Strömmar och spänningar ansluts från mättransformatorer till skyddets ingångstransformator. Det första som sker är att strömmar och spänningar filtreras av en filterkrets. Därefter samlas den analoga strömmen och spänningen för att behandlas av en mikroprocessor med dess numeriska algoritmer. Fördelen med detta är att huvuddelen av filtreringen sker digitalt. [1] De digitala skydd som illustreras i figur 5 kan strömmar och spänningar omvandlas till likriktat medelvärde, RMS-värde eller till fyrkantsvåg. Dessa storheter kan sedan digitaliseras och behandlas i en mikroprocessor. [1] Mätalgoritmen som används kan bestå av antingen en enkel nivåjämförelse eller till ett mer komplext förhållande som ett överlastskydd med minnesfunktion. I de flesta skydden ingår dock ett flertal mätfunktioner som kombineras inbördes med externa villkor. Denna process sker i logikdelen med hjälp av en mikroprocessor. Logikdelen kombinerar därefter signalerna med förinställda OCH-, ELLER- samt tidsfunktioner för att slutligen ge en start eller utlösningssignal. [1] Figur 5 Reläskyddets uppbyggnad s.371 [1] Kommunikationen med reläskydden beror på skyddets komplexitetsgrad men kan vara flaggor, knappar, rattar eller lysdioder till en LCD-display, ett tangentbord eller en PC. Dagens numeriska skydd har alla någon form av minnesfunktion. De flesta skydden måste även ha en separat LS-matning vilket sker via en DC/DC eller AC/DC omvandlare. [1] 2.1.4 Förluster Förluster i elnätet kan sammanfattas som omvandlingsförluster och överföringsförluster. Till omvandlingsförluster räknas den energi som går förlorad vid omvandling till el. [3] Överföringsförlusterna räknas som de förluster som sker i elnätet, främst i ledningarna. Dessa 5

består av värme till följd av resistans (R) i ledningen men uppkommer även i transformatorer vid omvandling av spänningsnivå. [2] Förlusterna Wc vid enfasiga överföringar i ledningar har beräknats enligt: [9] Där Wc = R c I 2 Wc = enfasig effektförlust R c = resistans per fas i ledningen I = RMS ström i ledningen Vilket leder till att de trefasiga effektförlusterna beräknats enligt: [2] Pf = 3 W c (1) Där Pf = trefasig effektförlust Wc = enfasig effektförlust Effektförlusterna Pf ger upphov till energiförluster enligt: [2] Wf = Pf dt (2) Där Wf = energiförluster 2.1.5 Begränsningar 2.1.5.1 Lågspänningsnätet Enligt SS-EN 50160 ska den nominella nätfrekvensen i ett lågspänningsnät vara 50 Hz. Under normala driftförhållanden ska medelvärdet hos grundtonens frekvens mätt över 10s vara inom intervallet: [7] 50 ± 1 % (49.5 50.5 Hz) under 99.5 % av tiden 50 ± 4/-6 % (47 52 Hz) under 100 % av tiden Vidare beskrivs att spänningsvariationen inte bör överstiga ± 10 % av den nominella spänningen U n. Under normala driftförhållanden ska 95 % av antalet 10-minuters medelvärden av effektivvärdet hos U n vara inom intervallet ± 10 %. Varje 10-minuters medelvärde ska vara inom intervallet +10/-15 %. [7] 6

2.1.5.2 Mellanspänningsnätet Enligt SS-EN 50160 ska den nominella nätfrekvensen i ett mellanspänningsnät vara 50 Hz. Under normala driftförhållanden ska medelvärdet hos grundtonens frekvens mätt över 10s vara inom intervallet: [7] 50 ± 1 % (49.5 50.5 Hz) under 99.5 % av tiden 50 ± 4/-6 % (47 52 Hz) under 100 % av tiden Vidare beskrivs att spänningsvariationen inte bör överstiga ± 10 % av den nominella spänningen U c. Minst 99 % av antalet 10-minuters medelvärden av effektivvärdet hos U c vara under den övre gränsen +10 %. Minst 99 % av antalet 10-minuters medelvärden av effektivvärdet hos U c vara över den undre gränsen -10 %. Det får inte vara något 10-minuters medelvärde av effektivvärdet U c utanför intervallet ± 15 % [7] 2.1.5.3 Spänningsvariation I elnät med liten nätimpedans varierar spänningen långsamt under dygnet och är oftast högst under natten då många belastningar är frånkopplade. Denna spänningsvariation sker dock inom ett litet intervall kring den nominella spänningen. [2] Det kan även förekomma överspänningar som är en tillfällig spänningshöjning över den nominella spänningshöjningen med en amplitud som överstiger 10 %. Dessa överspänningar orsakas av in eller urkopplingar av belastningar eller fel i elnätet.[2] I elnätet kan det även förekomma underspänningar som är en tillfällig sänkning av den nominella spänningen som understiger 90 % av det nominella värdet. Underspänningar kan uppstå på samma sätt som överspänningar dock är en viktig skillnad att många utrustningar i elnätet är känsliga för underspänningar. En motor kräver ökad ström om den matas med för låg spänning vilket medför sämre verkningsgrad. [2] 2.2 Transformator Transformatorer ingår i el-överföringssystemet och har till uppgift att omvandla elenergi från ett spänningssystem till ett annat spänningssystem med samma frekvens. Transformatorer som ingår i ett överföringssystem benämns som krafttransformatorer. Krafttransformatorerna delas in i distributionstransformatorer (10-2000 kva) och större transformatorer (>2000 kva). Grundprincipen är dock densamma för både enfas- och trefastransformatorer. [4] När transformatorns primärsida ansluts till ett växelspänningsnät skapas ett varierande växelflöde i järnkärnan som passerar lindningarna. Till följd av detta skapas en inducerad spänning över lindningarna och induktionslagen ger följande samband: [4] Där e = N dφ dt e = inducerad spänning 7

N = lindningar dφ = förändring växelflöde dt = förändring tid vilket ger: E 1 E 2 = N 1 N 2 Där E 1 = U 1 E 2 = U 2 N 1 = primärspänning i tomgång N 2 = sekundärspänning i tomgång Ovanstående samband kallas för spänningslagen och eftersom att spänningsfallet för en transformator är så litet att det försummas ersätts E med U och ger följande samband: [4] U 1 U 2 = N 1 N 2 = n Transformatorns omsättning ges därmed enligt: n = U 1 U 2 = N 1 N 2 = I 2 I 1 (3) Där n = transformatorns omsättningsfaktor N 1 = primärsidans lindningsvarvtal N 2 = sekundärsidans lindningsvarvtal U 1 = primärspänning i tomgång U 2 = sekundärspänning i tomgång I 2 = sekundärsidans ström I 1 = primärsidans ström 8

2.2.1 Konstruktion Figur 6 Enfastransformator s.2 [4] Figur 6 illustrerar en principskiss över en enfastransformator. Huvuddelar för transformatorn är kärnan och lindningarna, dessa är nödvändiga för att transformatorn skall fungera. Kärnan kan bestå av antingen kärntyp, manteltyp eller toroidtyp. Det tillkommer även olika typer av kringutrustning beroende på vilken typ av transformator det är. [4] 2.2.2 Distributionstransformator Figur 7 Distributionstransformator s.26 [4] En distributionstransformator som illustreras i figur 7 är ofta placerad i en nätstation. Normalt är nedspänningen i dessa stationer 400 V och användningsområdet är omfattande. Dessa kan 9

dock vara utformade på väldigt många sätt men gemensamt för dem alla är att de består av ett enkelt högspänningsställverk med lastfrånskiljare i utmatningsenheterna. [1] 2.2.2.1 Konstruktion Figur 8 Trefastransformator s.38 [4] Figur 8 illustrerar ett ekvivalent schema av trefastransformatorn. Trefastransformatorer har i de flesta fallen tre lindade ben där lindningarna kan kopplas i D, Y, eller Z-koppling. Transformatorer med lika koppling (Yy eller Dd) på både primärsidan och sekundärsidan kallas för ren koppling. Är det däremot en Dy-koppling kallas det för blandad koppling. [4] En distributionstransformator ska alltid ha en blandad koppling eftersom att sekundärsidan ska ha en uttagen neutralpunkt. Primärsidan är inte direktjordad vilket leder till att det inte finns någon uttagen neutralpunkt. Det måste även vara möjligt att belasta transformatorn mellan fas och neutralledare på sekundärsidan och dessutom måste nollpunkten kunna jordas. Detta innebär att en distributionstransformator normalt är y eller z-kopplad på sekundärsidan. [4] 2.2.2.2 Omsättningskopplare En omsättningskopplare används för att anpassa distributionstransformatorer till den spänning som råder på uppställningsplatsen. Med hjälp av omsättningskopplaren kan transformatorn i små steg kopplas om för att höja eller sänka spänningen på sekundärsidan till önskad nivå. Omkopplingen kan enbart utföras i spänningslöst tillstånd. De olika kopplingslägena numreras så att ett högre nummer innebär en högre sekundärspänning oavsett vilken av lindningarna som är reglerbar. [4] En omsättningskopplare har tre eller fem lägen i steg om 2.5 % och justeras med en ratt eller spak på transformatorn vilket ger ett totalt reglerområde på cirka ± 5 % vid fem lägen. [4] Omsättningskopplarens sekundärspänning kan i detta fall beskrivas enligt: ±U ( 1 + 0,025) x (4) 10

Där U = Märkspänning X = Omkopplarens läge Figur 9 Omsättningskopplare s.41 [4] Figur 9 illustrerar en principskiss för en transformator med omsättningsomkopplare där spänningen på sekundärsidan förändras beroende på vilket läge omsättningskopplaren har på primärsidan. 2.2.2.3 Lindningsomkopplare Transformatorn som är placerad mellan högspänningsnätet och mellanspänningsnätet är i detta fall utrustad med en lindningsomkopplare. Lindningsomkopplaren möjliggör reglering av spänningen under drift för att kompensera spänningsfall i ledningar och transformatorer. Reglering sker automatisk av kontrollutrustning. Lindningsomkopplaren sitter placerad på uppsidan av transformatorn och har normalt mellan 17 och 19 lägen där varje läge motsvarar en omsättningsändring av 1.67 % vilket totalt ger ett reglerområde på cirka ± 13 % av huvudreglerlägets märkspänning. [4] Lindningsomkopplaren kan i detta fall vid sekundärsidan beskrivas enligt: ±U ( 1 + 0,0167) x (5) Där U = Märkspänning X = Lindningsomkopplarens läge 2.2.2.4 Förluster När en transformator arbetar i tomgång uppstår ett flöde Φ som ger upphov till tomgångsström I 0 och järnförluster i kärnan. Dessa förluster benämns tomgångsförluster P o. [4] 11

När en transformators sekundärsida belastas uppstår resistansförluster i primärlindning och sekundärlindning, tillsattsförluster till följd av strömförträngning i ledarna samt virvelströmförluster till följd av läckflöden. Förlusterna summeras och benämns som belastningsförluster. [4] 2.3 Miljömål EU EU kan genom att använda energin effektivare sänka sina energikostnader och minska sitt beroende av externa leverantörer av olja och gas vilket leder till att miljön blir skyddad. Av den anledningen måste energieffektiviteten ökas från produktion till den slutgiltiga konsumtionen inom EU. Det är dock viktigt att fördelarna med energieffektiviseringen uppväger kostnaderna och därför riktas EU-åtgärder mot sektorer där potentialen för besparingar är som störst. EU har som mål att uppnå 20 % energibesparing till 2020 jämfört med den beräknade energianvändningen samma år. [6] 2.4 Beräkningar 2.4.1 Strömberäkningar Utnyttjande av transformatorns omsättningsformel användes för att beräkna de teoretiska strömvärdena för olika omsättningsgrader. Omsättningsgraden justerades genom justering av spänningen U 2 enligt de steg som avsnitt 5.1 redogör. n = U 1 U 2 = N 1 N 2 = I 2 I 1 (3) Där n = transformatorns omsättningsfaktor N 1 = primärsidans lindningsvarvtal N 2 = sekundärsidans lindningsvarvtal U 1 = primärspänning i tomgång U 2 = sekundärspänning i tomgång I 2 = sekundärsidans ström I 1 = primärsidans ström 2.4.2 Resistans i ledningar Resistans i ledningar har beräknats enligt: Längd (km) Resistans (ohm per km) = Resistans(Ohm) (6) 2.5 Ekonomi 2.5.1 Förlustkostnad Enligt ellagen är det de från försäljning och elproduktion juridiskt åtskilda nätföretagen som ska ansvara för och ekonomiskt belastas av de nätförluster som uppstår vid 12

energiöverföringar. Varje nätägare är skyldig att beräkna sina egna nätförluster på timbasis och därefter ersätta förlusterna med erforderlig energi från balansansvarig producent. När förlusterna skall värderas måste hänsyn tas till energipriset från leverantören och dels påverkan på anslutningsavgiften till överliggande nät. [2] Förlusternas storlek beror på lastens karakteristik och hur lastströmmar flyter i nätet. Kostnaden beror däremot på när förlusterna uppstår i förhållande till priset på energi. [2] x y = Besparing i Kr (7) Där x = Energi (MWh) y = Värdering i kronor per MWh 2.5.2 Arbetskostnad Arbetskostnad innebär den kostnad som uppstår vid behov av att justera omsättningskopplaren vid distributionstransformatorerna. Det kan även uppstå extra arbetskostnader vid kalibrering av reläskydd. 2.5.3 Återbetalningstid Återbetalningstiden för en investering har beräknats enligt Investeringskostnad Besparing = Återbetalning (år) (8) 2.5.4 Investeringskalkyl Årlig besparing (SEK) Antal år Investeringskostnad (SEK) (9) 13

3. Metod 3.1 Arbetsmetod Denna studie var en teoretisk förstudie där avsnitt 5 behandlade uträkningar av teoretiska värden för att undersöka möjligheten att minska överföringsförluster i ledningarna enligt figur 10. Totalt har sex stycken ledningar (PL11-PL16) undersökts. Teoretiska slutsatser som utfördes har applicerats på mätvärden från perioden 2012 för att undersöka de mål som beskrivits i avsnitt 1.3. Effektförlusterna Pf för de olika ledningarna vid olika strömmar räknades ut i Trimble NIS (bilaga 5-10) genom justering av önskad last utifrån uppmätta laster och inställt börvärde på 10 kv sidan. Därefter skalades uppmätta medelströmvärden om i Excel enligt lindningsomkopplarstegen från bilaga 11. Effektförlusterna Pf från bilaga 5-10 applicerades sedan på de nya medelströmvärdena och energiförluster beräknades. Därefter värderades energiförlusterna i kronor. Övriga sekundära frågeställningar som beskrivs i avsnitt 1.3.1 har besvarats och en åtgärdsplan har presenterats. Figur 10 Fördelningsstation Nälden FS23 3.2 Programvara Program som använts i studien är Jämtkrafts beräkningsverktyg Trimble NIS där ledningsresistans samt effektförluster har beräknats. [8] Microsoft Excel användes för att sammanställa mätvärden samt vid beräkningar av teoretiska värden för transformator T1 och transformator T3. 3.3 Mätperioder Mätdata för år 2012,2013 och 2014 fanns tillgängligt för studien. Det gjordes dock en bedömning om att mätvärden för det året med mest överföringsförluster var av intresse. Utifrån detta valdes mätperioden 2012 för denna studie. Under detta år har strömmar i de 14

olika ledningarna (PL11-PL16) studerats och därefter jämförts med varandra. Mätningarna utfördes i de sex olika ledningarna som utgår från fördelningsstationen Nälden FS23. Ett medelvärde för strömmen under varje timme lagrades och användes för att räkna ut energiförbrukningen i ledningarna. Metoden gjorde det möjligt att summera årets energiförbrukning och räkna ut hela årets energiförluster. 3.4 Felhantering av indata Mätdata där det uppstått någon form av fel vid mätningen av medelström har sorterats ut och ersatts av den genomsnittliga timförbrukningen under det berörda året i ledningen. 15

2012-01-01 00-01 2012-01-11 19-20 2012-01-22 14-15 2012-02-02 09-10 2012-02-13 04-05 2012-02-23 23-00 2012-03-05 18-19 2012-03-16 13-14 2012-03-27 09-10 2012-04-07 04-05 2012-04-17 23-00 2012-04-28 18-19 2012-05-09 13-14 2012-05-20 08-09 2012-05-31 03-04 2012-06-10 22-23 2012-06-21 17-18 2012-07-02 12-13 2012-07-13 07-08 2012-07-24 02-03 2012-08-03 21-22 2012-08-14 16-17 2012-08-25 11-12 2012-09-05 06-07 2012-09-16 01-02 2012-09-26 20-21 2012-10-07 15-16 2012-10-18 10-11 2012-10-29 04-05 2012-11-08 23-00 2012-11-19 18-19 2012-11-30 13-14 2012-12-11 08-09 2012-12-22 03-04 Ström (A) 2012-01-01 00-01 2012-01-11 19-20 2012-01-22 14-15 2012-02-02 09-10 2012-02-13 04-05 2012-02-23 23-00 2012-03-05 18-19 2012-03-16 13-14 2012-03-27 09-10 2012-04-07 04-05 2012-04-17 23-00 2012-04-28 18-19 2012-05-09 13-14 2012-05-20 08-09 2012-05-31 03-04 2012-06-10 22-23 2012-06-21 17-18 2012-07-02 12-13 2012-07-13 07-08 2012-07-24 02-03 2012-08-03 21-22 2012-08-14 16-17 2012-08-25 11-12 2012-09-05 06-07 2012-09-16 01-02 2012-09-26 20-21 2012-10-07 15-16 2012-10-18 10-11 2012-10-29 04-05 2012-11-08 23-00 2012-11-19 18-19 2012-11-30 13-14 2012-12-11 08-09 2012-12-22 03-04 Ström (A) 4. Sammanställning av mätvärden år 2012 Mätvärden som använts i studien är timbaserade medelströmsvärden. Dessa har lagrats för varje timme under året 2012 vilket gjort det möjligt att uppskatta effektförlusterna på ett mycket exakt sätt. 4.1 PL 11 PL11 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 - Timvärde (h) Figur 11 PL11 Figur 11 illustrerar lagrade medelströmvärden för ledning PL11. Maxvärde för strömmen under 2012 var 92 A medan minvärdet under 2012 var 15 A. 4.2 PL 12 PL12 90 80 70 60 50 40 30 20 10 - Timvärde (h) Figur 12 PL12 16

2012-01-01 00-01 2012-01-11 19-20 2012-01-22 14-15 2012-02-02 09-10 2012-02-13 04-05 2012-02-23 23-00 2012-03-05 18-19 2012-03-16 13-14 2012-03-27 09-10 2012-04-07 04-05 2012-04-17 23-00 2012-04-28 18-19 2012-05-09 13-14 2012-05-20 08-09 2012-05-31 03-04 2012-06-10 22-23 2012-06-21 17-18 2012-07-02 12-13 2012-07-13 07-08 2012-07-24 02-03 2012-08-03 21-22 2012-08-14 16-17 2012-08-25 11-12 2012-09-05 06-07 2012-09-16 01-02 2012-09-26 20-21 2012-10-07 15-16 2012-10-18 10-11 2012-10-29 04-05 2012-11-08 23-00 2012-11-19 18-19 2012-11-30 13-14 2012-12-11 08-09 2012-12-22 03-04 Ström (A) 2012-01-01 00-01 2012-01-11 19-20 2012-01-22 14-15 2012-02-02 09-10 2012-02-13 04-05 2012-02-23 23-00 2012-03-05 18-19 2012-03-16 13-14 2012-03-27 09-10 2012-04-07 04-05 2012-04-17 23-00 2012-04-28 18-19 2012-05-09 13-14 2012-05-20 08-09 2012-05-31 03-04 2012-06-10 22-23 2012-06-21 17-18 2012-07-02 12-13 2012-07-13 07-08 2012-07-24 02-03 2012-08-03 21-22 2012-08-14 16-17 2012-08-25 11-12 2012-09-05 06-07 2012-09-16 01-02 2012-09-26 20-21 2012-10-07 15-16 2012-10-18 10-11 2012-10-29 04-05 2012-11-08 23-00 2012-11-19 18-19 2012-11-30 13-14 2012-12-11 08-09 2012-12-22 03-04 Ström (A) Figur 12 illustrerar lagrade medelströmvärden för ledning PL12. Maxvärde för strömmen under 2012 var 43 A medan minvärdet under 2012 var 3 A. 4.3 PL 13 PL13 90 80 70 60 50 40 30 20 10 - Timvärde (h) Figur 13 PL13 Figur 13 illustrerar lagrade medelströmvärden för ledning PL13. Maxvärde för strömmen under 2012 var 81 A medan minvärdet under 2012 var 9 A. 4.4 PL 14 PL14 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 - Timvärde (h) Figur 14 PL14 Figur 14 illustrerar lagrade medelströmvärden för ledning PL14. Maxvärde för strömmen under 2012 var 88 A medan minvärdet under 2012 var 1 A. 17

2012-01-01 00-01 2012-01-11 19-20 2012-01-22 14-15 2012-02-02 09-10 2012-02-13 04-05 2012-02-23 23-00 2012-03-05 18-19 2012-03-16 13-14 2012-03-27 09-10 2012-04-07 04-05 2012-04-17 23-00 2012-04-28 18-19 2012-05-09 13-14 2012-05-20 08-09 2012-05-31 03-04 2012-06-10 22-23 2012-06-21 17-18 2012-07-02 12-13 2012-07-13 07-08 2012-07-24 02-03 2012-08-03 21-22 2012-08-14 16-17 2012-08-25 11-12 2012-09-05 06-07 2012-09-16 01-02 2012-09-26 20-21 2012-10-07 15-16 2012-10-18 10-11 2012-10-29 04-05 2012-11-08 23-00 2012-11-19 18-19 2012-11-30 13-14 2012-12-11 08-09 2012-12-22 03-04 Ström (A) 2012-01-01 00-01 2012-01-11 19-20 2012-01-22 14-15 2012-02-02 09-10 2012-02-13 04-05 2012-02-23 23-00 2012-03-05 18-19 2012-03-16 13-14 2012-03-27 09-10 2012-04-07 04-05 2012-04-17 23-00 2012-04-28 18-19 2012-05-09 13-14 2012-05-20 08-09 2012-05-31 03-04 2012-06-10 22-23 2012-06-21 17-18 2012-07-02 12-13 2012-07-13 07-08 2012-07-24 02-03 2012-08-03 21-22 2012-08-14 16-17 2012-08-25 11-12 2012-09-05 06-07 2012-09-16 01-02 2012-09-26 20-21 2012-10-07 15-16 2012-10-18 10-11 2012-10-29 04-05 2012-11-08 23-00 2012-11-19 18-19 2012-11-30 13-14 2012-12-11 08-09 2012-12-22 03-04 Ström (A) 4.5 PL 15 90 80 70 60 50 40 30 20 10 - PL15 Timvärde (h) Figur 15 PL15 Figur 15 illustrerar lagrade medelströmvärden för ledning PL15. Maxvärde för strömmen under 2012 var 79 A medan minvärdet under 2012 var 10 A. 4.6 PL 16 PL16 80 70 60 50 40 30 20 10 - Timvärde (h) Figur 16 PL16 Figur 16 illustrerar lagrade medelströmvärden för ledning PL16. Maxvärde för strömmen under 2012 var 70 A medan minvärdet under 2012 var 1 A. 18

5. Teoretiska beräkningar De transformatorer som studerats i studien är distributionstransformatorer. Totalt har två stycken transformatorer i nätområdet Nälden studerats, en större krafttransformator och en mindre distributionstransformator. Den större transformatorn är placerad mellan högspänningsnätet och mellanspänningsnätet och har i detta fall en lindningsomkopplare. Den mindre transformatorn som studerats har en omsättningskopplare för att justera spänningen. 5.1 Jämförelse mellan olika driftlägen Transformator T1 och T2 är parallellkopplade i fördelningsstationen Nälden FS23 enligt figur 17. Dessa kommer dock aldrig att vara i drift samtidigt utan den som är urkopplad agerar som reserv. I studien undersöktes hur förluster i ledningarna mellan T1/T2 och T3 påverkades av att spänningen höjdes. Figur 17 Principskiss transformatorer med teoretisk spänningsnivå Tabell 1 illustrerar olika teoretiska spänningsnivåer för transformator T1 vid olika lindningsomkopplarlägen som är beräknade enligt bilaga 4 och ekvation (5). Tabell 1 Olika driftfall för transformator T1 enligt bilaga 4 T1 Lindningsomkopplarläge Spänningsnivå sekundärsida 1 10030 2 10170 3 10330 4 10480 5 10640 19

6- Normalfall 10820 7 11010 8 11190 9 11370 10 11580 11 11790 12 12000 13 12210 14 12420 15 12650 16 12890 17 13130 Tabell 2 illustrerar olika teoretiska spänningsnivåer för transformator T3 vid olika omkopplarlägen. Dessa är beräknade enligt ekvation (4) Tabell 2 olika driftfall för transformator T3 T3 Omkopplarläge Sekundärsida 1 380 V 2 390 V 3- Normalfall 400 V 4 410 V 5 420 V 5.1.1 Märkdata 5.1.1.1 Transformator T1 Transformator T1 har enligt figur 18 en primärspänning på 42 kv och en sekundärspänning som är 10.5 kv. Det finns 17 stycken olika lindningsomkopplarlägen och det lindningsomkopplarläge som gav rätt teoretisk sekundärspänning var läge 6. En ungefärlig medelspänning av 45.5 kv uppmättes under mars 2015 med ett inställt börvärde på 10.67 kv. Dessa värden används således i detta teoretiska exempel. 20

Figur 18 Teknisk data transformator T1 5.1.2 Transformator T1 Enligt ekvation (3) och bilaga 4 har sekundärströmmen vid olika lindningsomkopplarlägen beräknats. Detta illustreras i figur 19. Lindingsomkopplarläge Spänning Sekundärsida (V) Omkopplingtal Ström Sekundärsida (I) vid 1A primärström Skillnad sekundärsida 1A % förändring av sekundärström 1 10030 4,54 4,54 0,34 8,0% 2 10170 4,47 4,47 0,27 6,3% 3 10330 4,41 4,41 0,21 4,9% 4 10480 4,34 4,34 0,14 3,3% 5 10640 4,27 4,27 0,07 1,6% 6 10820 4,20 4,20 0,00 0,0% 7 11010 4,13 4,13-0,07-1,6% 8 11190 4,07 4,07-0,14-3,3% 9 11370 4,00 4,00-0,20-4,7% 10 11580 3,93 3,93-0,27-6,3% 11 11790 3,86 3,86-0,34-8,0% 12 12000 3,79 3,79-0,41-9,6% 13 12210 3,73 3,73-0,48-11,2% 14 12420 3,66 3,66-0,54-12,6% 15 12650 3,60 3,60-0,61-14,3% 16 12890 3,53 3,53-0,67-15,7% 17 13130 3,47 3,47-0,74-17,3% Figur 19 Teoretiska beräkningar transformator T1 21

Sekundärström (%) Sekundär ström vid 1A primärström Ström Sekundärsida (I) vid 1A primärström 5,00 4,80 4,60 4,40 4,20 4,00 3,80 3,60 3,40 3,20 3,00 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 Lindingsomkopplarläge Figur 20 Minskning av sekundärström vid 1A primärström Vid 1A primärström förändrades sekundärströmmen enligt figur 20. Den procentuella minskningen av sekundärström illustreras i figur 21. 10,0% T1 Sekundärström 5,0% 0,0% -5,0% 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18-10,0% -15,0% -20,0% Lidningsomkopplarläge Figur 21 Procentuell minskning av sekundärström i förhållande till lindningsomkopplarläge 5.1.3 Transformator T3 Transformator T3 har enligt tabell 2 fem stycken olika omkopplarlägen, dessa illustreras i tabell 3 där omsättningsfaktorn räknats ut enligt ekvation (3). 22

FASSPÄNNING (V) n = U 1 U 2 = 10670 400 = 26.68 ±10670 ( 1 + 0,025) x Där U 1 = Primärspänning U 2 = Sekundärspänning n = Omsättningsfaktor x = ± 2 (Omkopplarläge) Tabell 3 Omkopplarläge Primärspänning Sekundärspänning Omsättningsfaktor 1 11210 400 28,03 2 10937 400 27,34 3 10670 400 26,68 4 10403 400 26,01 5 10143 400 25,36 Omkopplarläge 1 300,0 280,0 260,0 240,0 LÄGE 1 L5 Fasspänning Övregräns Undregräns 220,0 200,0 9900 10400 10900 11400 11900 12400 12900 PRIMÄRSPÄNNING (V) Figur 22 Omkopplarläge 1 med övregräns och undergräns för fasspänning Figur 22 illustrerar omkopplarläge 1 för transformator T3. Möjliga lindningsomkopplarsteg för transformator T1 var således läge 2 läge 13 innan den övregräns som är definierad i SS- EN 50160 passerades. 23

FASSPÄNNING (V) FASSPÄNNING (V) Omkopplarläge 2 LÄGE 2 L4 Fasspänning Övregräns Undregräns 300,0 280,0 260,0 240,0 220,0 200,0 9900 10400 10900 11400 11900 12400 12900 PRIMÄRSPÄNNING (V) Figur 23 Omkopplarläge 2 med övregräns och undergräns för fasspänning Figur 23 illustrerar omkopplarläge 2 för transformator T3. Möjliga lindningsomkopplarsteg för transformator T1 var således läge 1 läge 12 innan den övregräns som är definierad i SS- EN 50160 passerades. Omkopplarläge 3 300,0 280,0 260,0 240,0 LÄGE 3 L3 Fasspänning Övregräns Undregräns 220,0 200,0 9900 10400 10900 11400 11900 12400 12900 PRIMÄRSPÄNNING (V) Figur 24 Omkopplarläge 3 med övregräns och undergräns för fasspänning 24

FASSPÄNNING (V) FASSPÄNNING (V) Figur 24 illustrerar omkopplarläge 3 för transformator T3. Möjliga lindningsomkopplarsteg för transformator T1 var således läge 1 läge 11 innan den övregräns som är definierad i SS- EN 50160 passerades. Omkopplarläge 4 300,0 280,0 260,0 240,0 220,0 LÄGE 4 L2 Fasspänning Övregräns Undregräns 200,0 9900 10400 10900 11400 11900 12400 12900 PRIMÄRSPÄNNING (V) Figur 25 Omkopplarläge 4 med övregräns och undergräns för fasspänning Figur 25 illustrerar omkopplarläge 4 för transformator T3. Möjliga lindningsomkopplarsteg för transformator T1 var således läge 1 läge 10 innan den övregräns som är definierad i SS- EN 50160 passerades. Omkopplarläge 5 300,0 280,0 260,0 240,0 LÄGE 5 L1 Fasspänning Övregräns Undregräns 220,0 200,0 9900 10400 10900 11400 11900 12400 12900 PRIMÄRSPÄNNING (V) Figur 26 Omkopplarläge 5 med övregräns och undergräns för fasspänning 25

Fasspäning (V) Figur 26 illustrerar omkopplarläge 5 för transformator T3. Möjliga lindningsomkopplarsteg för transformator T1 var således läge 1 läge 8 innan den övregräns som är definierad i SS- EN 50160 passerades. 5.1.4 Jämtkrafts elnät Mellanspänningsnätet är dimensionerat för en högsta driftspänning som är 12kV. Selektivplan för Nälden FS23 enligt bilaga 2 visar att reläskyddet är inställt på att bryta om spänningen antingen överstiger 11.6 kv eller understiger 9.2 kv i mer än 70 sekunder. Reläskyddet bryter om spänningen överstiger 12kV under 2 sekunder eller om den understiger 8.9 kv under 15 sekunder. 5.1.5 Urval efter teoretiska beräkningar Urval efter teoretiska beräkningar i avsnitt 5.1 har utförts genom att undersöka tabell 1. De lindningsomkopplarlägen som var intressanta var läge 7 läge 17 eftersom dessa uppfyller huvudfrågeställningen som studien grundar sig på. Läge 1-6 resulterar inte i en minskning av strömmen på sekundärsidan av T1 och har därför valts bort. Ledningar i mellanspänningsnätet är dimensionerade för 12kV vilket medför att endast lindningsomkopplarläge 7-12 är intressant i studien enligt tabell 1. Lindningsomkopplarläge 7-12 har därför undersökts. Distributionstransformatorns intressanta omkopplarlägen är mellan 1-3 då dessa uppfyller de krav som ställs i huvudfrågeställningen. Omkopplarläge 3 var utgångsläget och det undersöktes tillsammans med omkopplarläge 2 och omkopplarläge 1. Det som har undersökts var fasspänning hos kund. Spänningsvärdet måste hålla sig inom givna avgränsningar som beskrivits i avsnitt 2.1.5.1. Distributionsomkopplarläge 3 gav enligt figur 27 att lindningsomkopplarläge 7-11 var möjligt. Vilket gav följande fasspänning hos kund: Omkopplarläge 3 255,0 250,0 245,0 241,9 246,0 250,8 240,0 235,0 234,1 238,0 230,0 6 7 8 9 10 11 12 Lindningsomkopplarläge Omkopplarläge 3 Figur 27 Fasspänningens förhållande till lindningsomkopplarläge vid omkopplarläge 3 Distributionsomkopplarläge 2 gav enligt figur 28 att lindningsomkopplarläge 7-12 var möjligt. Vilket gav följande fasspänning hos kund: 26

Fasspäning (V) Fasspäning (V) 250,0 245,0 240,0 Omkopplarläge 2 240,1 236,1 244,8 249,0 235,0 232,3 230,0 225,0 228,5 6 7 8 9 10 11 12 13 Lindningsomkopplarläge Omkopplarläge 2 Figur 28 Fasspänningens förhållande till lindningsomkopplarläge vid omkopplarläge 4 Distributionsomkopplarläge 1 gav enligt figur 29 att lindningsomkopplarläge 7-11 var möjligt. Vilket gav följande fasspänning hos kund: Omkopplarläge 1 245,0 242,8 240,0 238,7 235,0 230,0 226,6 230,3 234,2 225,0 222,9 220,0 6 7 8 9 10 11 12 13 Lindningsomkopplarläge Omkopplarläge 1 Figur 29 Fasspänningens förhållande till lindningsomkopplarläge vid omkopplarläge 5 5.1.6 Slutgiltigt val Eftersom att fasspänningen varierar under året är det i detta fall inte lämpligt att välja en fasspänning som överstiger 240 V. Detta leder till att för omkopplarläge 3 har lindningsomkopplarläge 7 och 8 undersökts och för omkopplarläge 1 har lindningsomkopplarläge 10 och 11 undersökts. Arbetskostnaden är densamma vid omkopplarläge 1 och 2 och då bedömdes att omkopplarläge 1 var det bästa valet ur en ekonomisk synvinkel. Den procentuella strömminskningen för varje intressant lindningsomkopplarläge har undersökts och applicerats på mätvärden från 2012 enligt figur 30. 27

Figur 30 Procentuell minskning av sekundärström i förhållande till lindningsomkopplarläge 28

Energi (kwh) 6. Resultat 6.1 2012 År 2012 minskning av energiförluster Läge 7 Läge 8 Läge 10 Läge 11 Pl 11 (kwh) 318 602 1110 1376 Pl 12 (kwh) 468 849 1608 1977 Pl 13 (kwh) 1468 2764 5214 6422 Pl 14 (kwh) 13 26 49 63 Pl 15 (kwh) 709 1402 2583 3244 Pl 16 (kwh) 212 394 745 922 Totalt(kWh) 3188 6037 11309 14004 Årliga förluster (kwh) 90890 90890 90890 90890 Figur 31 Energibesparing Figur 31 illustrerar hur mycket energiförlusterna minskar vid olika lindningsomkopplarlägen. Vid lindningsomkopplarläge 7 är energibesparingen 3188 kwh. Lindningsomkopplarläge 8 ger en energibesparing av 6037 kwh. Därefter ger lindningsomkopplarläge 10 en energibesparing av 11309 kwh och slutligen ger lindningsomkopplarläge 11 en energibesparing av 14004 kwh. År 2012 Minskning av energiförluster 16000 14000 12000 11309 14004 Pl 11 (kwh) 10000 Pl 12 (kwh) 8000 6000 4000 2000 0 6037 3188 Läge 7 Läge 8 Läge 10 Läge 11 Lindningsomkopplarläge Pl 13 (kwh) Pl 14 (kwh) Pl 15 (kwh) Pl 16 (kwh) Totalt(kWh) Figur 32 Energibesparing per ledning Figur 32 illustrerar grafiskt hur stor besparing de olika ledningarna ger var för sig samt den totala besparingen av energiförluster. Störst bidrag till dessa besparingar ger PL 13 som är den ledning med störst förluster i det elnät som studien undersökt. 29

Kronor (SEK) kwh 100000 90000 80000 70000 60000 50000 40000 30000 20000 10000 0 År 2012 minskning av energiförluster 90890 90890 90890 90890 11309 14004 3188 6037 Läge 7 Läge 8 Läge 10 Läge 11 Lindningsomkopplarläge Total besparing (kwh) Årliga förluster (kwh) Figur 33 Figur 33 visar hur stor minskningen av energiförluster är jämfört med de totala överföringsförlusterna vid olika lindningsomkopplarlägen under år 2012. 6.2 Ekonomiska beräkningar Avsnitt 6.1 illustrerar hur stor energibesparingen är i kwh medan detta avsnitt redovisar besparingen i kronor. Jämtkraft värderar 1 MWh energiförluster till 380 kr. Besparingen har beräknats enligt ekvation (7). År 2012 Besparing 40000 35000 34538 34538 34538 34538 30000 25000 20000 15000 10000 5000 0 4297 5322 1211 2294 Läge 7 Läge 8 Läge 10 Läge 11 Lindningsomkopplarläge Total besparing (SEK) Årliga förluster(sek) Figur 34 30

Figur 34 illustrerar den årliga besparingen för lindningsomkopplarläge läge 7, 8, 10 och 11. Läge 7 ger en årlig besparing av 1211 kr och läge 8 ger en besparing av 2294 kr. Läge 10 ger en årlig besparing av 4297 kr och läge 11 ger en besparing av 5322 kr. 6.2.1 Arbetskostnad Arbetskostnaden innebär kalibrering av reläskydd samt justering av omkopplarläge för distributionstransformatorer i elnätet. Jämtkraft uppskattar arbetskostnaden till 370 kr i timmen för kalibrering av reläskydd och 325 kr i timmen för justering av omkopplarläge. Tabell 4 Åtgärd Kalibrering av reläskydd Timmar (per Antal reläskydd Timkostnad Totalt (Kr) skydd) (Kr/h) 3 12 370 13320 Det totala antalet transformatorer i de olika ledningarna presenteras i tabell 5. Tabell 5 Ledning Pl11 Pl12 Pl13 Pl14 Pl15 Pl16 Totalt Antal transformatorer 6st 18st 17st 5st 25st 9st 80st Tabell 6 Åtgärd Timmar Antal transformatorer Timkostnad (Kr/h) Totalt (kr) Justering av omkopplarläge 2 80 325 52000 Enligt tabell 4 och 6 uppskattades totalkostnaden för att ändra distributionstransformatorerna från omkopplarläge 3-1 till 65320 kr. 6.2.2 Direkt åtgärd Direkt åtgärd innebär att det inte behöver utföras någon kalibrering av reläskydd eller förändring av omkopplarläge för distributionstransformatorerna i elnätet. Det kommer inte att uppstå ett behov av att justera reläskydd då lindningsomkopplarläge 7 motsvarar 11010 11328 V enligt bilaga 1 vilket är under gränsen på 11.6 kv som reläskydden är inställda på enligt bilaga 2. 6.2.3 Långsiktig åtgärd Långsiktig åtgärd innebär att det behöver utföras en förändring av omkopplarläget för distributionstransformatorerna i elnätet eller att reläskydden behöver kalibreras. Lindningsomkopplarlägen som berörs av denna åtgärd är 8, 10 och 11. För läge 8 behöver reläskydden kalibreras eftersom spänningsnivån kommer att vara mellan 11190 11509 V 31

Besparing (SEK) enligt bilaga 1 vilket är för nära utlösningsvillkoret i bilaga 2. Det resulterar i en arbetskostnad av 13320 kr enligt tabell 4. Läge 10 och 11 kräver kalibrering av reläskydd samt justering av omkopplarläge vilket medför en extra arbetskostnad av 65320 kr som definierats i avsnitt 6.2.1. 6.2.3.2 Återbetalningstid Återbetalningstiden för de långsiktiga åtgärderna har beräknats enligt ekvation (8) Lindningsomkopplarläge 8 ger en återbetalningstid av 6 år, läge 10 ger en återbetalningstid av 15 år och läge 11 ger en återbetalningstid av 12 år. 6.3 Sammanfattning av resultat Enligt avsnitt 6.2 är en årlig besparing av 1211 kr möjlig om lindningsomkopplarläget justeras till läge 7, detta ger en teoretisk spänning på lågspänningssidan som är 234,1 V. Enligt avsnitt 6.2 är en årlig besparing av 2294 kr möjlig om lindningsomkopplarläget justeras till läge 8, detta ger en teoretisk spänning på lågspänningssidan som är 238 V. Investeringen som krävs för lindningsomkopplarläget ger en återbetalningstid av 6 år. Enligt avsnitt 6.2 är en årlig besparing av 4297 kr möjlig om lindningsomkopplarläget justeras till läge 10, detta ger en teoretisk spänning på lågspänningssidan som är 234,2 V. Investeringen som krävs för lindningsomkopplarläget ger en återbetalningstid av 15 år. Enligt avsnitt 6.2 är en årlig besparing av 5322 kr möjlig om lindningsomkopplarläget justeras till läge 11 vilket ger en teoretisk spänning på lågspänningssidan som är 238,7 V. Investeringen som krävs för lindningsomkopplarläget ger en återbetalningstid av 12 år. 20-års investeringskalkyl har beräknats enligt ekvation (9) 20-års investeringskalkyl 45000 40000 35000 30000 25000 20000 15000 10000 5000 0 41120 32560 24220 20620 Läge 7 Läge 8 Läge 10 Läge 11 Lindningsomkopplarläge Figur 35 Investeringskalkyl Figur 35 illustrerar hur stor potentiell besparing i kronor som de olika lindningsomkopplarlägena genererat efter 20 år. 32

7. Diskussion Syftet med denna studie var att undersöka om Jämtkraft till följd av EUs miljömål har möjlighet att höja spänningen i delar av sitt elnät för att därigenom minska de totala överföringsförlusterna. Jag anser att studien kopplar till syftet på ett bra sätt där två olika lösningar presenterats som är i linje med EUs miljömål. Denna studie visar att det finns potential att minska överföringsförlusterna genom att höja spänningen i elnätet. Studien har undersökt en direkt åtgärd samt en långsiktig åtgärd. Enligt figur 35 finns det potential att göra en besparing av 41 120 kr vid lindningsomkopplarläge 11 under en tidsperiod av 20 år. De komponenter i elnätet som påverkas av en spänningshöjning är transformatorer, ledningar samt reläskydd. Transformator T1 och transformator T3 är båda dimensionerade att klara denna spänningshöjning och påverkas därför inte. Ledningarna är dimensionerade för en maxspänning av 12 kv vilket begränsar vilken spänningshöjning som är möjlig men under denna nivå påverkas inte ledningarna av en höjd spänning. Reläskydd behöver kalibreras eftersom att spänningen ändras för att utlösningsvillkoren skall vara optimalt inställda. Med sekundärfrågeställningen gällande driftomläggningar menas om elnätet på något sätt kan matas från ett annat håll. Detta är dock inte möjligt för detta område då Nälden FS23 är den enda fördelningsstation som matar området. Driftomläggningar påverkas därför inte av spänningshöjningen. Kundanläggningar kan uppleva att fasspänningen höjs något till följd av spänningshöjningen i mellanspänningsnätet. Kunder och deras utrustningar påverkas dock inte av detta då spänningen håller sig inom godkända nivåer som anges i SS-EN 50160. Spänningshöjningen genereras genom att ändra på lindningsomkopplarläget vid transformator T1. Höjs lindningsomkopplarläget ökar förhållandet mellan primärspänning och sekundärspänning vilket leder till att sekundärströmmen blir lägre och överföringsförlusterna mindre. Spänningen är högst vid den första kunden från fördelningsstationen och därför behöver mätningar utföras där vid varje ledning i lågspänningsnätet för att verifiera att spänningen håller sig inom det värde som anges i standard SS-EN 50160 enligt avsnitt 2.1.5. Det behövs även utföras strömmätningar i de ledningar som utgår från fördelningsstation Nälden FS23 för att verifiera teoretiska värdena från denna studie. 7.1 Fortsatta studier För att implementera dessa åtgärder behövs det undersökas om det finns mikroproduktion i någon del av det berörda elnätet. Mikroproduktion kan höja spänningen i elnätet och existerar det någon sådan riskerar spänningsvärdet överstiga den övregräns som definierats i SS-EN 50160. Det behövs även utföras spänningsmätningar under en längre tidsperiod i ledningarna för att undersöka spänningsvariationen på lågspänningssidan. Spänningsvariationen påverkar valet av omkopplarläge för distributionstransformatorerna. 33

7.2 Rekommendation Denna studie visar att det finns potential att minska överföringsförlusterna genom att höja spänningen i elnätet. Studien baseras dock på en förenklad teoretisk modell där vissa antaganden utförts som kan bidra till att resultatet inte stämmer helt överens med verkligheten. Innan någon av de föreslagna åtgärderna implementeras är min rekommendation att spänningsvariationen i elnätet undersöks så att den potentiellt höjda spänningen på lågspänningssidan inte överstiger spänningsnormen i SS-EN 50160. 34

Referenser [1] Blomqvist, Hans. 2003. Elkrafthandboken Elkraftsystem 1. 2. uppl. Stockholm: Liber AB [2] Blomqvist, Hans. 2012. Elkrafthandboken Elkraftsystem 2. 3. uppl. Stockholm: Liber AB [3] Energimyndigheten. Omvandling och Överföring. hämtad 2015-05-15 från https://www.energimyndigheten.se/statistik/omvandling-och-overforing/ [4] Alfredsson, Alf. 2002. Elkrafthandboken Elmaskiner. 2. uppl. Stockholm: Liber AB [5] Jämtkraft. Miljömål. Hämtad 2015-05-15 från http://www.jamtkraft.se/om-jamtkraft/miljo-och-samhalle/vart-miljoarbete/miljomal/ [6] European Comission. Energy Efficiency. hämtad 2015-05-15 från http://ec.europa.eu/energy/en/topics/energy-efficiency [7] SEK, SS-EN 50160, Stockholm: SIS Förlag AB, 2000. [8] Tekla, Trimble NIS, Hämtad 2015-05-22 från http://www.tekla.com/products/trimble-nis [9] Oestergaard, J., Okholm, J., Lomholt, K., Toennesen, O. (2001). Energy losses of superconducting power transmission cables in the grid. IEEE TRANSACTIONS ON APPLIED SUPERCONDUCTIVITY, VOL. 2, NO, I. doi: 10.1109/77.920339 35

Bilagor Bilaga 1 36

Bilaga 2 37

Bilaga 3 38

Bilaga 4 39