UPTEC ES 15003

Examensarbete 30 hpJanuari 2015

Självförsörjande elgenerering

Kan Orust bli självförsörjande på förnybar

el?

Viktor Lundqvist

Teknisk- naturvetenskaplig fakultet UTH-enheten Besöksadress: Ångströmlaboratoriet Lägerhyddsvägen 1 Hus 4, Plan 0 Postadress: Box 536 751 21 Uppsala Telefon: 018 – 471 30 03 Telefax: 018 – 471 30 00 Hemsida: http://www.teknat.uu.se/student

Abstract

Self-sufficient electricity generation on Orust

Viktor Lundqvist

Orust Kretsloppsakademi is a nonprofit organisation, with a goal of annually generate the same amount of electrical energy that is consumed. Orust is an island on the west coast of Sweden, north of Gothenburg. The population of 15 000 reaches 40 000 during summer, due to the large amount of vacationer. The total electricity demand is 174 GWh a year with a maximum power need of 32 MW. This report presents an analysis for the plausibility of their plan and from a power system stability perspective, the effects on the electrical grid.

The conclusion is that the restraints for development of power generation from wind, solar and wave generation, are the power systems capability to transfer power, primarily in the transformers of the grid. Various actions, such as constraints of power output at certain times, and clever location of generation facilities, reduces the utilisation rate of the line segments. In order to substantially decrease the utilisation rate of the line segments, the actions need to be combined.

Executed simulations showed that Orust needs to be provided with reactive power, even if Orust is self-sufficient of active power, through its connection to the Swedish power system. The need for reactive power decreased when the feeding transformer allowed a reduced voltage in the regional network. Additionally, generation of reactive power could further increase the possibility for Orust to become self-sufficient on electricity generation.

ISSN: 1650-8300, UPTEC ES 15003Examinator: Petra Jönsson, Institutionen för fysik och astronomiÄmnesgranskare: Mikael Bergkvist, Institutionen för teknikvetenskaperHandledare: Peter Carlsson, KanEnergi Sweden AB

Sammanfattning

Orust Kretsloppsakademi ar en ideell forening med ambitionen att skapa ett klimat- ochenergineutralt samhalle pa Orust. Bland annat ska det astadkommas genom att tacka helaarsbehovet av el med lokal fornybar generering. Effektbehovet ska fortsatta att tackasgenom sammankoppling med Sverige. Rapporten presenterar en analys av rimligheten,utifran lokala vaderforutsattningar, for elgenerering pa Orust samt en analys av om elnatetkan hantera de nya effektfloden som uppstar. Vad galler elgenereringen ar utnyttjandegraderpa 31 % for vindkraft, 9,6 % for solkraft och 27 % for vagkraft, riktvarden som kananvandas. Ur ett tekniskt perspektiv kan en storskalig utbyggnad av vind- och solkraftantas, medan tekniken for vagkraft ar mer osaker. Orust Kretsloppsakademis scenarioinnehaller 29 MW vindkraft, 5,2 MW solkraft och 24 MW vagkraft i installerade effekter.Som jamforelse bedomdes Orust ha ett maximalt effektbehov pa 32 MW.

Bedomningen av elnatet gjordes utifran perspektivet av elnatsstabilitet och analyseninbegrep lastflodesberakningar, alltsa ett forsta steg i en fullstandig analys av stabiliteten.Resultaten visar att elnatet troligen kan hantera de effektfloden som uppstar vid OrustKretsloppsakademis scenario, med vagkraften exkluderad. Ett sadant scenario skulle enbartgenerera ungefar 45 % av dagens elanvandning pa Orust. Samtliga ovriga forsok, dar el-genereringen till 100 % tacker arsbehovet ledde till hogt eller overskridet utnyttjande avoverforingskapaciteter pa ledningssegment. Extra utsatt var transformatorn som bindersamman regionnatet pa 40 kV med matningen pa 130 kV. Dessutom antydde litteratur-studien att transformatorerna i distributionsnatet, mellan 10 kV och 0,4 kV, ar denbegransande faktorn nar det galler installation av solkraft.

Olika atgarder, sasom effektbegransningar av elgenereringen under vissa tider och en smartplacering av genereringsanlaggningar, minskar den utnyttjade overforingskapaciteten paledningssegmenten. Ingen atgard fanns vara till fullo godtagbar som enskild atgard.Ytterligare mojligheter till forbattringar fanns aven nar arsbehovet minskades och saledesaven den installerade effektgenereringen. Berakningar av nettoeffekt per timme visade attoverskottsgenerering endast kommer att ske under ett fatal timmar varje ar och att effekt-begransningar pa nagra procentenheter inte leder till nagra stora minskningar i energi-genereringen. Slutsatsen for om elnatet kan hantera elgenereringen som kravs forsjalvforsorjning pa arsbasis ar att det kommer att kravas flera atgarder som styrs i realtidoch att det ar viktigt att styrningen av atgarderna inte motverkar varandra.

Alla simuleringar visade att Orust aven behover forses med reaktiv effekt via sin anslutningtill det svenska kraftsystemet. Behovet av den reaktiva effekten minskade nar den matandetransformatorn tillat en sankt spanning i regionnatet.

Under projektets gang uppkom problem med att tillga information om effektbehov eller full-standig data over elnaten. Modellen av elnatet innehaller alltsa ett antal forenklingar ochantaganden som ger att resultaten inte ar exakta utan mer ska ses som vagledning. Bristenpa information om elnaten och det faktum att atgarderna behover styras i realtid gerslutsatsen att nagot stort natbolag behover involveras i processen for att Orust Kretslopps-akademi ska lyckas battre med sitt projekt.

Exekutiv sammanfattning

Studien visar att mojligheterna for att uppna sjalvforsorjning pa arsbasis med fornybar el-generering pa Orust, okar om olika atgarder vidtas och styrningen av atgarderna kommeratt bli viktig for att undvika att de motverkar varandra. Dessutom behover vidare studierfastsla i vilken ordning atgarderna ska genomforas for att minimera minskningen i el-generering. Atgarderna som foreslas ar foljande (utan inbordes ordning):

Effektbegransning: Vid vissa tidpunkter kan effektgenereringen behovabegransas.

Ledningssegment ej i bruk: Anvand alla ledningssegment for att maximeramojligheterna till effekttransport.

Smart planering: Rad for respektive genereringsslag:

Solkraft: Placeras bast vid anlaggningar med stort effektbehov mitt padagen och i andra hand i borjan av distributionsnatet. Vid storreanlaggningar bor det utredas om anlaggningen aven kan varabehjalplig med spanningshallningen.

Vindkraft: Maximera vindkraftens mojligheter att vara behjalplig medspanningshallningen.

Vagkraft: Den osakra tekniken gor det svart att forutspa dess framtid.En utredning om det ar mojligt att installera havsbaserad vindkraftistallet bor goras. Oavsett teknik ska anlaggningen helst inte anslutasi elnatet vid samma stalle som ar mojlig for landbaserad vindkraft.

Transformatorer: Troligtvis kommer begransningarna att ligga i overforings-formaga hos olika transformatorer. Kapaciteten hos respektivetransformator bor utredas ytterligare for att finna outnyttjad kapacitet.Dessutom bor det utredas vilka transformatorer som har mojlighet tillspanningsreglering.

Elanvandning: Arbeta med att minska elanvandningen da det okarmojligheterna att uppna sjalvforsorjning.

Flera av de foreslagna atgarderna kommer krava teknisk kunskap om elkraftssystem, tillgangtill detaljerad information om systemet samt mojligheter for berakningar. Resurserna finnshos stora elnatsbolag och en viktig faktor for att lyckas blir alltsa att samarbeta med dem.

Forkortningar

EU Europeiska unionen

OKA Orust Kretsloppsakademi

SMHI Sveriges meteorologiska och hydrologiskainstitut

SCB Statistiska centralbyran

SvK Svenska Kraftnat

VOE Vastra Orusts Energitjanst

Begrepp

Aktiv effekt: Den del av den skenbara effekten somkan utratta ett arbete, forkortas P [W].

Buss: Noder i ett kraftsystem dar transmission,laster och generering ansluts.

Distribuerad elgenerering: Elgenerering somansluts direkt till distributionsnatet (0,4-10kV).

Effekt: Energi per tidsenhet. I rapporten asyftasaktiv effekt nar begreppet effekt anvands.

Effektbehov: Det behov av effekt som finns vid enviss tidpunkt. Begreppet effektbehov syftar tillaktivt effektbehov nar begreppet anvands.

Intermittent elgenerering: Elgenerering darkallan inte ar reglerbar, sasom vind och sol. Imotsats till intermittent elgenerering arexempelvis biogasverk dar mangden gas kanstyras for att astadkomma hogre eller lagreeffekt.

Korrelation: Hur forandringen av en variabelforhaller sig till en annan.

Kraftsystem: Elektriska system, fran genereringtill anvandning.

Kraftvinkel: Vinkeln mellan spanningen i tvapunkter.

Lastflodesberakningar: Anvands for att beraknaspanningar och kraftvinklar pa bussar samteffektfloden i ett kraftsystem.

Ledningssegment: Ledningen mellan tva bussar.For korta avstand definieras den av sinresistans, reaktans och overforingsformaga.

Linjelittera: En ‘gren’ av ett ledningsnat.

pu: Spanningar anges ofta med enheten pu, perunit. Den verkliga spanningen divideras medden nominella, eller onskvarda, och pu blir daett matt pa hur spanningen avviker fran dennominella spanningen.

Reaktans: I kraftsystem med korta avstand arreaktansen induktiv, vilket betyder attreaktansen forskjuter strommen till att hamnaefter spanningen och forbrukar reaktiv effekt.

Reaktiv effekt: Den del av den skenbara effektensom inte utrattar nagot arbete, forkortas Q[var].

Resistans: En lednings motstand som leder till attdet utvecklas varme i ledningen.

Sjalvforsorjande: I rapporten menas medsjalvforsorjande att lika mycket elenergigenereras som forbrukas, pa ett ar.

Skenbar effekt: Pa grund av forskjutning mellanspanning och strom bestar effekten av tvakomponenter, P och Q. I elkraftteknik klassasutrustning efter dess formaga att hanteraskenbar effekt. Den skenbara effektenbetecknas S [VA].

Timvarden: Matningar av effekt och annan data(exempelvis vindhastighet) ges ofta med entidsupplosning. Med timvarden menas att denges for en viss timme och i praktiken betyderdet att det ar genomsnittseffekten for timmensom anges.

Transienter: Transienter ar overgangar patidsskalan kortare an nagra sekunder.

Utnyttjandegrad: Anger hur mycket energi somgenereras i forhallande till om den installeradeeffekten genererades alla timmar under ett ar.Anges i procent.

Overforingsformaga: Den effekt en ledning ellertransformator kan overfora. Oftast angesdenna i skenbar effekt.

Innehall

1 Inledning 11.1 Inledning . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11.2 Bakgrund . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1

1.2.1 Bakgrund till examensarbetet . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11.2.2 Orust & Orust Kretsloppsakademi . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1

1.3 Syfte . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21.4 Problemformulering . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21.5 Mal . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31.6 Avgransningar . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31.7 Metodforklaring . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41.8 Upplagg pa rapport . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4

2 Forutsattningar 52.1 Effekt- & Energibehov . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 52.2 OKA:s scenario . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 72.3 Generering idag och referensobjekt . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8

3 Metod 93.1 Modell av elnatet . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 93.2 Modell for elgenerering . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 93.3 Scenarier . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 93.4 Natsimuleringar . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10

4 Teori 114.1 Natstabilitet och -sakerhet . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 114.2 Fornybar elgenerering . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 124.3 Elgenerering . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13

4.3.1 Vindkraft . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 134.3.2 Solkraft . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 144.3.3 Maritim elgenerering . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14

4.4 Statistik . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15

5 Empiriska studier 165.1 Natmodell . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16

5.1.1 Regionnatet . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 165.1.2 Distributionsnatet . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18

5.2 Vaderdata . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 195.2.1 Vinddata . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 195.2.2 Soldata . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 205.2.3 Vagdata . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21

5.3 Elgenereringsmodeller . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 235.3.1 Vindkraft . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 235.3.2 Solkraft . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 255.3.3 Vagkraft . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27

6 Scenarier 286.1 Presentation av scenarierna . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 286.2 Total nettoeffekt . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30

7 Resultat 317.1 Statistisk analys . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 317.2 Simuleringar av elnatet . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31

7.2.1 Grundscenariot . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 317.2.2 Busspanningar . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 327.2.3 Overforingskapaciteter . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34

7.3 Kanslighetsanalyser . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35

8 Analys 378.1 Statistisk analys . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 378.2 Scenario A . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 378.3 Ovriga scenarier . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 378.4 Atgarder . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 388.5 Overgenerering . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 418.6 Energiforluster vid effektbegransning . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 418.7 Kanslighetsanalys . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42

9 Diskussion 439.1 Syfte, mal & avgransningar . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 439.2 Metod . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 439.3 Effektbehovsmodellen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 449.4 Elgenereringsmodeller . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 449.5 Natmodell . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 459.6 Resultat . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 46

10 Slutsatser & vidare arbete 4710.1 Slutsatser . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4710.2 Vidare arbete . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48

Referenser i

Bilagor iv

A Trekomponentsmodellen for solkraft iv

B Berakning av korrelation v

C Data for distributionsnatet vi

D Distributionsnatet xi

E Resultat fran grundscenariet xiii

F Energiforluster vid effektbegransningar xv

G Kanslighetsanalys av grundmodellen xvi

H Atgarder utforda pa scenarierna xx

Figurer

1 Medelvarde av dygnsbehovet for aren 2008-2012. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 62 Histogram av timeffekterna for behovet pa Orust. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 73 Forenklad bild av modellen over regionnatet med bussarnas namn och nummer. Streckade led-

ningar ar inte i bruk under normal drift (Fritt efter Borsch Reniers (2014)). Trianglarna repre-senterar lasterna och cirkeln representerar generering. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16

4 Antalet timmar per ar med varje vindhastighet for perioden 2008-2012 (SMHI, 2014b). Varjeintervall ar 2,5 m/s. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19

5 Histogram av vinddatan for aren 2008-2012 (SMHI, 2014b). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 196 Global instralning pa ett horisontellt plan (heldraget) och direktinstralning mot en normal yta

for aren 2008-2102 (streckat). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 207 Medelvarde av globalinstralningen per dygn for aren 2008-2012, pa ett lutande plan med 60

vinkel mot horisontalplanet och riktning rakt soderut. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 218 Antalet forvantade timmar per ar for specifika signifikanta vaghojder och energiperioder. Fargen

indikerar antalet timmar. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22

9 Antal forvantade timmar per ar for varje effekt i vagorna Varje stapel motsvarar ett intervallpa 5 kW/m. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22

10 Den anpassade kurvan (bla heldragen) och den fran Vestas effektkurva avlasta punkter (gronapunkter). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23

11 Medelvardet av genereringen fran vindkraft per dag for aren 2008 till och med 2012. . . . . . . 2412 Histogram av effektgenereringen fran vindkraft for aren 2008 till och med 2012 och 2 MW

installerad effekt. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2513 Medelvardet av genereringen fran solkraft per dag for aren 2008 till och med 2012. . . . . . . . 2614 Histogram av effektgenereringen fran solkraft for aren 2008 till och med 2012. . . . . . . . . . . 2715 Antalet timmar med varje effekt fran en punktabsorbator med den installerade effekten 25 kW.

Hojden pa absorbatorn var 0,8 meter och bredden 8,2 meter. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2716 Intallerade effekter for respektive genereringsslag i de olika scenarierna. OKA:s scenario finns

med som referens . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2917 Histogram av nettoeffekten, exklusive vagkraften, for varje timma. . . . . . . . . . . . . . . . . 3018 Busspanningar vid maximal overgenerering. Som referens anvandes grundscenariot med minimal

last. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3319 Utnyttjad overforingskapacitet i regionnatet vid maximal overgenerering. Som referens anvandes

grundscenariot med minlast. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3420 Utnyttjad overforingskapacitet i distributionsnatet vid maximal overgenerering (linjelittera 501

och 502). Som referens anvandes grundscenariot med minlast. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3521 Utnyttytjandegrad for ett urval av vidtagna atgarder pa regionnatet med referenserna max- och

minlast for grundscenariot. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3922 Utnyttjandegrad for atgarderna pa distributionsnatet. Scenario D med max overgenerering

anvand som referens. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3923 Spanning och utnyttjad overforingskapacitet for forandrat forhallande i transformatorn (segment

1). Figuren visar scenarierna C och F och som referens finns dessa med i sitt grundutforande. . 4024 Forenklad bild av linjelittera 501 i distributionsnatet med bussarnas nummer pa linjelitteran. . xi25 Forenklad bild av linjelittera 502 i distributionsnatet med bussarnas nummer pa linjelitteran. . xi26 Forenklad bild av linjelittera 503 i distributionsnatet med bussarnas nummer pa linjelitteran. . xii27 Forenklad bild av linjelittera 504 i distributionsnatet med bussarnas nummer pa linjelitteran. . xii28 Spanningar pa bussarna i distributionsnatet for grundfallet utan elgenerering. . . . . . . . . . . xiii29 Utnyttjad overforingskapacitet i distributionsnatet for grundscenariot. . . . . . . . . . . . . . . xiv30 Regionnatets resultat fran grundscenariot. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . xiv31 Maximal energiforlust per kraftslag vid begransning av maximalt genererad effekt. De relativa

varden ar energiforlusten i forhallande till respektive totala energigenerering. . . . . . . . . . . xv

Tabeller

1 Arlig elanvandning pa Orust kommun, exklusive natforluster (SCB, 2014). . . . . . . . . . . . . 52 Max-, min- och medeleffekter for aren 2008-2012, fran modellen av effektbehovet. . . . . . . . . 53 Installerade effekter och genererad elenergi i OKA:s scenario (Malmen, 2014). . . . . . . . . . . 74 Data for tva befintliga anlaggninar belagna pa Harods gard, Orust. Genereringen ar fr.o.m.

2012-08-11 t.o.m. 2013-08-11 (Ivarsson, 2014). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 85 Maximala effektbehovet och nominell spanning i regionnatet. Bussarna R0-R6 efter Borsch Re-

niers (2014) och lasterna pa bussarna R7 och R8 har uppskattats for att det maximala effekt-behovet ska stamma overens med modellen i avsnitt 2.1. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16

6 Ledningssegmenten i regionnatet. Segment ett ar en transformator. Typ 1 ar 329FeAl och typ2 ar 234FeAl. Segmenten 1-3, 5-7 samt segment 9 efter Borsch Reniers (2014). . . . . . . . . . . 17

7 Grupperingen av ledarna i distributionsnatet och resistanserna for respektive grupp. . . . . . . 188 Jamforelse av soldata mellan Maseskar och referensplats strax oster om Orust (SMHI, 2014a). . 219 Datapunkter extraherade ur effektkurvan for Vestas V-90 (Vestas, 2013). Punkt 1 och viktningen

ar tillagd for att fa en battre kurvanpassning av ekvation 1. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2310 Paremetrarnas varde for kurvanpassning av ekvation 1 till datapunkterna i tabell 9. . . . . . . 2311 Resultat for modellen av vindkraftsproduktionen. Total elgenerering och medeleffekt ar per 2

MW installerad effekt och energiandelen under vinterhalvaret for manaderna oktober-mars. . . 24

12 Elgenerering, max- och medeleffekt samt utnyttjandegrad for varje ar fran modellen for solkraften. 2613 Installerad effekt och genomsnittlig energigenerering per ar i de olika scenarierna. Med totalt

behov menas lasternas forbrukning och antagna forluster i elnatet. OKA:s scenario finns medsom referens . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 28

14 Maximal energiforlust och antalet timmar med begransning av maxgenereringen till nettoeffek-ten ar lika stor som beloppet av det maximala effektbehovet. Energiforlusten och antalet timmarar beraknade som medelvarde for de fem aren och for bade maximalt varde och medelvarde pavagkraftsgenereringen. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30

15 Korrelation och t-fordelning for vindkraft, solkraft och effektbehov. Korrelationerna ar beraknadefor timvarden. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31

16 Min-, max- och medelspanning i pu for regionnatet och distributionsnatet vid grundscenariotutan egen elgenerering [pu]. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32

17 Maximal belastning pa ett enskilt ledningssegment och aktiva forluster i regionnatet och distri-butionsnatet for grundscenariot utan egen elgenerering. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32

18 Maximalt minskad elgenerering och minskningens forhallande till totalt genererad energi samttill behovet for nagra av de alternativa scenarierna. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41

19 Nagra olika varden pa faktorn RB for latituden 58 och γ = 0 (Huberlin, 2012, s. 649). . . . . iv20 For mer an 120 frihetsgrader representerar vardena for t till den specificerade ovre kvartilen. . v21 Data for linjelittera 501 i distributionsnatet. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . vi22 Data for linjelittera 502 i distributionsnatet. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . vii23 Data for linjelittera 503 i distributionsnatet (1 av 2). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . viii24 Data for linjelittera 503 i distributionsnatet (2 av 2). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ix25 Data for linjelittera 504 i distributionsnatet (1 av 2). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ix26 Data for linjelittera 504 i distributionsnatet (2 av 2). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . x27 Resultat fran kanslighetsanalys av vindkraftsmodellen. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . xvi28 Resultat fran kanslighetsanalys av solcellsmodellen. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . xvi29 Resultat fran kanslighetsanalys av vagkraftsmodellen. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . xvi30 Restultat fran kanslighetsanalys av regionnatsmodellen, vad galler busspanningar (1 av 2). . . . xvii31 Restultat fran kanslighetsanalys av regionnatsmodellen, vad galler busspanningar (2 av 2). . . . xvii32 Restultat fran kanslighetsanalys av regionnatsmodellen. Kolumnerna ett ar totala forluster

av aktiv effekt, kolumnerna tva ar forlust av reaktiv effekt och kolumnerna tre ar utnyttjadoverforingskapacitet pa det mest utnyttjade ledningssegmentet. (1 av 2) . . . . . . . . . . . . . xviii

33 Restultat fran kanslighetsanalys av regionnatsmodellen. Kolumnerna ett ar totala forlusterav aktiv effekt, kolumnerna tva ar forlust av reaktiv effekt och kolumnerna tre ar utnyttjadoverforingskapacitet pa det mest utnyttjade ledningssegmentet. (2 av 2 . . . . . . . . . . . . . . xviii

34 Restultat fran kanslighetsanalys av distributionsnatsmodellen, vad galler busspanningar. . . . . xix35 Restultat fran kanslighetsanalys av distributionsnatsmodellen. Kolumnerna ett ar totala forluster

av aktiv effekt, kolumnerna tva ar forlust av reaktiv effekt och kolumnerna tre ar utnyttjadoverforingskapacitet pa det mest utnyttjade ledningssegmentet. . . . . . . . . . . . . . . . . . . xix

1 INLEDNING

1 Inledning

1.1 Inledning

Europeiska unionen (EU) har satt upp malet att oka den fornybara andelen energi i deteuropeiska energisystemet till 20 % innan 2020 (Europeiska kommisionen, 2014), for attminska EU-landernas paverkan pa vaxthuseffekten. Malen for Sverige har satts till att na 49% fornyelsebar energi i sitt energisystem. Malen ar ambitiosa och kraver stora satsningarinom manga omraden. Ett omrade ar elgenerering fran fornybara kallor. Speciellt vind-kraften har de senaste aren haft en snabb utveckling och stod for 4 % av elgenereringen iSverige under 2012 (Energimyndigheten, 2013).

Samtidigt fors en debatt om vilka inverkningar en utbyggnad av dessa ofta intermittentakallor far for effekter pa elnatet. Det ar en debatt som inte enbart fors inom branschen utanaven samhallet i stort (se bland annat Lundstrom och Steen (2014) och Bergman (2014)).Vidare kan tankas att en utbyggnad av lokal elgenerering kan skapa arbetstillfallen palandsbygden som annars riskerar avfolkas. Pa samma gang ar exemplen otaliga pa narvindkraftsprojekt moter stort lokalt motstand. Dar det finns lokala opinioner for enutbyggnad ar det darfor bra att utnyttja den och genomfora vindkraftsprojekt. OrustKretsloppsakademi (OKA) ar en organisation som arbetar for just detta, en utbyggnadbaserad pa lokala initiativ.

Oavsett vilken vag som ar ratt att ga framover, stalls krav pa elnatet som det inte planeratsfor tidigare. Vilka krav som ska stallas for framtida utbyggnad ar viktigt att analysera foratt klara omstallningen till mer fornybar elenergi, utan att minska pa leveranssakerheten.Det forsta steget i en sadan analys ar att studera hur situationen ser ut idag och identifieranar och var problem kan uppsta.

1.2 Bakgrund

1.2.1 Bakgrund till examensarbetet

Examensarbetet har utforts at fore detta KanEnergi Sweden AB, nuvarande Hifab AB, somsista delen i civilingenjorsprogrammet i Energisystem vid Uppsala universitet och Sverigeslantbruksuniversitet. Arbetet ar en del i KanEnergi Sweden AB:s uppdrag for OKA. Minaforhoppningar med arbetet ar att kunna bidra till att skapa forutsattningar for en hallbarutveckling.

1.2.2 Orust & Orust Kretsloppsakademi

Orust ar en kommun i Bohuslan med drygt 15 000 invanare, omfattande bade on Orust ochomkringliggande smaoar (Nationalencyklopedin, 2014). Av invanarna bor cirka 47 % itatorter och befolkningsantalet har minskat sedan mitten av 1990-talet.

1

1 INLEDNING

OKA ar en ideell forening med visionen att vara ett kunskapscentrum for ett hallbartkretsloppssamhalle pa Orust, saval miljomassigt som socialt och ekonomiskt. Foreningen villdels samla krafter som arbetar mot malen dels vara padrivande, mot bland annatkommunen och naringslivet, for att foreningens mal ska uppfyllas. Ett av foreningens delmalar att Orust ska vara energi- och klimatneutralt till 2020, vilket innefattar att Orust paarsbasis genererar lika mycket elenergi som anvands (Orust Kretsloppsakademi, 2014). Deinstallerade effekter och utnyttjandegrader som anvants av OKA presenteras i avsnitt 2.2.

Foreningen hamtar inspiration fran andra oar runtom i varlden som arbetar for samma sak(se bland annat Miljoaktuellt (2014)). Speciellt ar Samsø i Danmark en stor kalla tillinspiration. Den forening, Energiakademiet1, som dar arbetat for samma sak har statt somdirekt forebild for for OKA.

1.3 Syfte

Syftet med projektet var att, utifran perspektivet elnatsstabilitet, bedoma rimligheten i attOrust pa arsbasis blir sjalvstandigt med lokal och fornyelsebar elgenerering, enligt OKA:splan. Vidare ska projektet studera var problem kan uppsta samt om mojligt foresla enklaatgarder for att undvika dem.

1.4 Problemformulering

Rimlighetsbedomningen i syftet bestar av tva delar. Den forsta ar att bedoma OKA:s planutifran lokala vaderforutsattningar och den andra delen ar att utifran elnatsstabilitetbedoma natets mojligheter att hantera de uppkomna effekterna. OKA:s plan for utbyggnadbestar av berakningar for hur mycket vind-, sol- och vagkraft som behovs for att uppnasjalvforsorjning pa arsbasis. Planen ar till viss del framtagen efter de forutsattningar somfinns for en utbyggnad av vindkraften. Men hansyn behover tas till lokala vaderforhallandenoch saledes ska rimlighetsbedomningen innehalla en analys av vaderdata for att bedomaplanens rimlighet och vilka utnyttjandegrader som gar att forvanta sig. Planen for ut-byggnad har inte grundat sig pa hur stora effekter elnatet kan hantera eller var i elnatetanlaggningar kan kopplas in. Projektet ska studera effektflodena efter var de enligt planenkan kopplas in.

I de fall enkla atgarder finns som kan minska eventuella problem, kan detta forbattramojligheterna till en utbyggnad. Darfor behover studier goras for att undersoka mojlig-heterna till sadana. I de fall det kan bli aktuellt med att begransa effekten ar det avenintressant att bedoma forvantat antal timmar och storleken av begransningen for attundersoka storleken av energiforlusten.

1Las mer pa http://energiakademiet.dk/.

2

1 INLEDNING

1.5 Mal

Projektet ska:

• Presentera en modell, som tar historiska vaderdata som ingangsvarden och gergenererad effekt pa timbasis, over elgenereringen i forhallande till OKA:s planer, foratt darigenom bedoma rimligheten i planerna.

• Uppskatta maximal overskottsgenerering genom att jamfora lasternas behov medmodellen for elgenerering samt bedoma hur ofta genereringen kan forvantas overskridavad elnatet kan hantera.

• Studera hur elnatet hanterar de nya effektfloden som uppstar, genom att simulerajamviktslagen och bedoma hur elnatets stabilitet paverkas.

• Ge forslag till atgarder for att forbattra mojligheterna till en utbyggnad, utifranperspektivet av stabilitet i elnatet.

1.6 Avgransningar

Arbetet bygger pa OKA:s egna berakningar av hur Orust ska bli sjalvforsorjande pa el-energi. Berakningarna innehaller endast elgenerering fran vind-, sol- och vagkraft. Andramojligheter till elgenerering, exempelvis ett biogasverk, har uteslutits. Rapporten innehallerheller inga berakningar av hur mycket elanvandningen kan minskas genom besparingar ellereffektiviseringar. Anledningen ar att arbetet da skulle bli alltfor omfattande.

En fullstandig bedomning av stabiliteten i elnatet skulle krava detaljerade data av bade el-natet och elgenereringsslagen. Arbetet skulle darmed bli alltfor omfattande och darfor blirbedomningen inte fullstandig utan ett forsta steg i en bedomning. Vid lagre spanningsnivaerforgrenas elnatet mer och redan pa 10 kV blir natet for komplicerat for att modellera hela.Darfor modellerades endast en del av natet vid den spanningen och vid lagre nivaermodellerades inte elnatet alls.

Elnatet pa Orust ar starkt sammankopplat med det svenska systemet, vilket i sin tur arsammankopplat till Norden och Europa. Orust ar en mycket liten del av hela systemet ochdet ar rimligt att anta att det som hander pa Orust endast i liten grad pa paverkar detovriga systemet. Darfor sattes systemgransen till att endast inbegripa Orust, daranslutningen till fastlandet hanterade som en oandlig buss2. Avgransningen gjorde ocksa attandra hansyn till natet, sasom en proportionellt lika stor utbyggnad av fornybar el-generering i hela Sverige, inte beaktades.

Tekniken och darmed utnyttjandegraden paverkas av var anlaggningarna placeras. Men dadet varken finns vaderdata eller konkreta planer for storskalig utbyggnad for specifikaplatser, togs ingen hansyn till storleken pa elgenereringen nar anlaggningarna placerades.

2Med oandlig buss menas att den har konstant spanning och kan forse Orust med behovet av bade aktiv

och reaktiv effekt, vid varje tidpunkt.

3

1 INLEDNING

1.7 Metodforklaring

Genom att stalla upp modeller for elgenereringen pa Orust, vilka tog lokala vaderdata sominparameter och effektgenereringen som utparameter, gavs utnyttjandegraden for respektiveelgenereringsslag, som ett medelvarde av aren 2008-2012. Modellerna presenteras iavsnitt 5.3. Utifran utnyttjandegraden och hur stor andel elenergi varje genereringsslag igenomsnitt skulle generera per ar, kunde de installerade effekterna beraknas. Berakningargjordes for aren 2008-2012 av anledningen att Svenska Kraftnat (SvK) har offentliggjorttimdata pa effektbehovet fran och med 2008 samt att Statistiska centralbyran (SCB) harstatistik pa total elanvandning per kommun till och med 2012. Saledes finns det for de hararen en mojlighet att uppskatta effektbehovet pa Orust.

I storsta mojliga man anvandes timvarden for bade elgenerering och elbehov. Syftet var attstudera hur genereringen matchade behovet och att bedoma hur manga timmar varje ar somdet kan forvantas bli aktuellt med effektbegransning. Matchningen skedde enbart for aktiveffekt med antagandet att reaktiv effekt alltid kan tillforas via kopplingen till fastlandet. Daaven reaktiv effekt paverkar utnyttjad overforingskapacitet blir alltsa inte bedomningenfullstandig.

De installerade effekterna och effektbehovet anvandes i modeller over regionnatet ochdistributionsnatet for att uppskata elnatets mojlighet att hantera effekterna. Vid upp-byggandet av modellen och bedomningen av resultatet anvandes framforallt informationfran trovardig litteratur och resultaten jamfordes med resultat fran granskade forsknings-artiklar. Modellerna presenteras i avsnitt 5.1.

1.8 Upplagg pa rapport

Rapporten borjar med en presentation av nulaget vad galler effekt- och energibehov samt enpresentation av OKA:s plan for utbyggnad och referensobjekt i avsnitt 2. Darefter kommeren genomgang av hur arbetet genomforts rent praktiskt i avsnitt 3 och relevant teori iavsnitt 4. I avsnitt 5 presenteras den data som anvants for framtagandet av natmodellen,vaderdatan till elgenereringsmodellerna och slutligen presenteras i avsnittet modellerna forelgenerering och respektive kraftslags utnyttjandegrad. Darefter foljer en presentationscenarierna med olika forhallanden mellan genereringsslagen och berakningar av nettoeffekti avsnitt 6. Resultaten fran simuleringarna i natmodellen presenteras i avsnitt 7 ochanalyseras i avsnitt 8. Rapporten avslutas med en diskussion av syfte, metod och resultat iavsnitt 9 och slutsatserna sammanfattas i avsnitt 10.

4

2 FORUTSATTNINGAR

2 Forutsattningar

2.1 Effekt- & Energibehov

Bade elenergibehovet pa arsbasis och effektbehovet ar av intresse for att bedoma rimlig-heten i sjalvforsorjning. Energibehovet pa arsbasis ar den kvantitet som ska genereras for attOrust ska kunna bli sjalvforsorjande. Elgenereringen och energibehovet varierar mellan olikaar, vilket gor det svart att for varje ar generera exakt lika mycket energi som anvands. Detar darfor battre att graden av sjalvforsorjning ar som medel over flera ar. I tabell 1 visasden arliga elenergianvandningen for Orust under aren 2008-2012 samt genomsnittet for aren(SCB, 2014). Det genomsnittliga behovet ar 174 GWh per ar.

Tabell 1: Arlig elanvandning pa Orust kommun, exklusive natforluster (SCB, 2014).

Ar 2008 2009 2010 2011 2012 Genomsnitt

Forbrukning [GWh] 163 164 195 172 179 174

I genomsnitt for aren 2008-2012 var den slutliga anvandningen i Sverige som helhet 132TWh och forlusterna (exklusive stamnatsforlusterna) 7,71 TWh (SCB, 2014). Detta ger attforlusterna i medel for Sverige ar 5,8 % av den slutliga anvandningen. Genereringen paOrust maste aven tacka sina forluster och darfor antas forlusterna vara 5,8 % av den slutligaanvandningen aven pa Orust. Fortsattningsvis kommer benamningen sjalvforsorjande syftatill att elgenereringen i genomsnitt genererar just 174 GWh per ar plus forluster pa 5,8 %.Da en storre del av genereringen kommer att ske narmare lasterna kan det antas attforlusterna blir nagot mindre i en situation da Orust ar sjalvforsorjande. Men genom attanta att forlusterna blir 5,8 % i medel kommer genereringen med marginal att tacka behovet.

Befolkningsmangden pa Orust har under perioden 2004 till 2013 minskat fran 15 181 till 15046, vilket ar en minskning med 0,9 % (SCB, 2014). Detta leder till antagandet att ingastorre forandringar av befolkningsmangden innan 2020 kommer att ske. Slutsatsen blir attelbehovet kommer att vara konstant, om inga insatser gors for att minska elanvandningeneller att till exempel ny industri etablerar sig pa Orust.

Tabell 2: Max-, min- och medeleffekter for aren 2008-2012, fran modellen av effektbehovet.

Maxeffekt Mineffekt Medeleffekt

Ar [MWh/h] [MWh/h] [MWh/h]

2008 27,7 13,2 20,0

2009 26,8 12,2 18,7

2010 31,5 14,0 22,3

2011 27,9 13,0 19,6

2012 29,1 12,9 20,4

Medel 28,6 13,0 20,2

Standardavvikelse 1,81 0,632 1,32

5

2 FORUTSATTNINGAR

I brist pa uppgifter om effektbehovet per timme skapades en modell for att skapa en rimliguppskattning. Modellen uppskattar Orusts effektbehov utifran energibehovet och den effektsom anvands i hela elomrade tre och som offentliggors av SvK (2014). Folkmangden paOrust ar knappt 15 000 personer (SCB, 2014), men okar sommartid till som mest 40 000personer (Orust kommun, 2014), pa grund av den stora mangden sommargaster. I SCB:sstatistik over den totala elanvandningen, stod bostader for ungefar 25 % aren 2008-2012 avelanvandningen i Sverige (SCB, 2014). Med det dubbla antalet manniskor under sommarenoch med antagandet att forhallandet aven galler for effektbehovet, okades Orusts andel avelomrade 3:s effektbehov med 25 % under sommarmanaderna.

Med okningen av elbehovet under sommaren och en justering av effekten under dessamanader fanns att effektbehovet pa Orust ar 3,3 ‰ av effektbehovet i elomrade 3 underovriga manader, som medelvarde for aren 2008-2012. Figur 1 visar dygnsmedelbehovet paOrust fran modellen och figur 2 visar modellens histogram av effektbehovet som timvardenfor aren 2008 till och med 2012. Tabell 2 visar behovsmodellens max-, min- och medeleffektsamt medelvarde och standardavvikelse for aren 2008-2012.

0 50 100 150 200 250 300 350350

400

450

500

550

600

Dag på året

Ener

gibe

hov

[MW

h/dy

gn]

Figur 1: Medelvarde av dygnsbehovet for aren 2008-2012.

I figur 1 ses en topp i elanvandningen fran och med dag 216 till och med dag 219, alltsa4-7:e augusti. Toppen beror av att elanvandningen i hela elomrade 3 borjat stiga eftersommaren samt att elbehovet fortfarande raknas upp av effekten fran sommargasterna.Direkt efter toppen raknas inte langre effekten upp. I slutet av aret sjunker elanvandningen,vilket kommer fran att effekterna i elomrade 3 sjunker, troligen orsakat av att industrier ochlokaler minskar sin anvandning over julen.

6

2 FORUTSATTNINGAR

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000

15

20

25

30

Timmar på året

Tim

effe

kter

[MW

h/h]

20082009201020112012Medel

Figur 2: Histogram av timeffekterna for behovet pa Orust.

2.2 OKA:s scenario

For att uppna malet om att pa arsbasis bli sjalvforsorjande pa elenergi har en plan fram-tagits, for hur stora effekter som behover installeras av vind-, sol- och vagkraft. Planen arframtagen med hansyn till mojlig utbyggnad av vind- och solkraft, exempelvis pa hur storyta som ar mojligt att ha solceller pa samt efter Orust kommuns vindbruksplan. I tabell 3ses OKA:s scenario for elgenerering pa Orust och visar att de raknar med att behovagenerera 158 GWh elenergi varje ar. Deras behov av elenergi skiljer sig saledes fran den sompresenterades i avsnitt 2.1. Anledningen ar att OKA endast raknat med elanvandningenunder 2011, att den kan minskas med ungefar 12 % i framtiden samt att forlusterna i elnatetar 5 %.

Tabell 3: Installerade effekter och genererad elenergi i OKA:s scenario (Malmen, 2014).

Vindkraft Solkraft Vagkraft

Intallerad effekt [MW] 29,2 5,15 24,0

Genererad elenergi [GWh] 81,6 4,62 72,0

Utnyttjandegrad [%] 31,9 10,2 34,2

Vidare innehaller OKA:s scenario bedomningen att det ar rimligt med 12 stycken vind-kraftverk pa tva och tre megawatt, drygt 36 050 m2 solceller och slutligen en vagkraftsparkmed 800 stycken linjarabsorbatorer.

7

2 FORUTSATTNINGAR

2.3 Generering idag och referensobjekt

Enligt OKA finns det 8,2 MW installerad vindkraft och 1750 m2 installerade solceller, vilketenligt deras berakningar motsvarar 250 kW installerad solkraftseffefkt. Av vindkraftenbestar 6 MW av tre stycken storre vindturbiner, av typen Vestas V-90 (Borge, 2014). Borgesom driver verken raknar med att utnyttjandegraden i medel pa dessa verk ar 31 % samt atttva tredjedelar av energin genereras under vinterhalvaret.

Tva solcellsanlaggningar finns pa Harods gard (Ivarsson, 2014). Installerad effekt, storlekoch generering finns presenterat i tabell 4, for respektive anlaggning. Snittet for de tvaanlaggningarna ger en utnyttjandegrad pa 11,2 %.

Tabell 4: Data for tva befintliga anlaggninar belagna pa Harods gard, Orust. Genereringen ar fr.o.m.

2012-08-11 t.o.m. 2013-08-11 (Ivarsson, 2014).

Installerad Area Generering

Anlaggning effekt [kW] [m2] [kWh]

1 17,3 108 17 115

2 18,0 112 17 476

For vagkraften finns idag inga befintliga anlaggningar att jamfora med. Daremot har byggetav en demonstrationsanlaggning i Sotenas kommun paborjats. Sotenas ligger strax norr omOrust. Anlaggningen kommer att besta av 420 stycken punktabsorbatorer, med deninstallerade effekten 25 kW per aggregat, och forvantas generera 25 GWh per ar (SeabasedAB, 2013). Detta ger att den forvantade utnyttjandegraden pa anlaggningen ar 27 %.

8

3 METOD

3 Metod

3.1 Modell av elnatet

En fullstandig modell eller kompletta data for elnaten pa Orust fanns inte att tillga. Vissdata for regionnatet och distributionsnatet gavs och utifran den skapades forenklademodeller for de bada naten. Samtliga transmissioner antogs vara luftledningar ochresistanser och reaktanser uppskattades genom ledningens typ eller att dess area var given.Transformeringen mellan 42 och 10 kV forsummades ocksa.

Modellen implementerades i PSS@E for lastflodesberakningar. Den tillgangliga versionenav programmet kunde hantera 50 stycken bussar och generering placeras pa 15 styckenbussar. Darfor blev modellen over distributionsnatet forenklad och foljande principeranvandes vid bedomningen av vilka bussar som skulle sparas: en buss langt ut pa varje gren,bussar vid forgreningar samt de bussar med storst laster. Laster pa de borttagna bussarnafordelades pa den narmsta, raknat efter antalet, av de bussar som fanns kvar. Resistanseroch reaktanser for de borttagna ledningssegmenten summerades till ett sammanvagtsegment och overforingsformagan for segmentet sattes till det lagsta av de ursprungliga.Modellerna presenteras i avsnitt 5.1.

3.2 Modell for elgenerering

Modellerna stalldes upp efter litteraturstudier fran granskade artiklar och bocker. For vind-och solkraft finns gott om litteratur for sambanden mellan vaderdata och uteffekt ar valbeskrivna. Men for vagkraften finns flertalet olika tekniker. Uppsala universitet bedriver ettforskningsprojekt om vagkraft, strax norr om Orust. Forskningsprojektet har starkanknytning till det foretag, Seabased AB, som bygger demonstrationsanlaggningen(Seabased AB, 2013) och som presenterades i avsnitt 2.3.

Modellerna for elgenerering anvande lokala vaderforhallanden for att bedoma utnyttjande-grad efter forhallandena pa Orust. Olika parametrar i modellerna anpassades for att uppnasamma utnyttjandegrad som referensobjekten presenterade i avsnitt 2.3. Samtliga modellerfor elgenereringen implementerades i Matlab for att berakna forhallandet mellan vader-datan som inparameter och effektgenereringen och presenteras i avsnitt 5.3.

3.3 Scenarier

De olika elgenereringsslagens paverkan pa elnatet studerades med hjalp av sex scenarier(exklusive ett grundscenario utan elgenerering), dar proportionerna mellan kraftslagenforandrades. Genom att olika utnyttjandegrader forvantades for olika genereringsslaguppkom olika maxeffekter for samma mangd genererad elenergi. Vidare forvantades olikaelgenereringssatt ha olika geografisk placering och darmed inkopplade pa olika spannings-nivaer och saledes inducerades effekterna pa olika stallen i natmodellerna. Scenariernapresenteras i avsnitt 6.

9

3 METOD

3.4 Natsimuleringar

Grundscenariot utan generering pa Orust simulerades som en nulagesanalys och fungeraraven som kontroll av modellen. Grundscenariot simulerades for max- och minlast. For attstudera hur stora marginaler det fanns i systemet simulerades grundscenariot med ett for-andrat arsbehov, ±20 % dar aven effektbehovet vid varje tidpunkt antogs forandras med±20 %. Genom att for varje scenario med elgenerering simulera maximal genereringtillsammans med minimal last tacktes ramarna in for alla mojliga jamviktslagen.

Fordelning av laster

For varje buss var givet ett maximalt effektbehov for lasterna anslutna till bussen. Vidsimuleringarna anvandes ett annat totalt effektbehov vilket saledes var tvunget att fordelaspa bussarna. Den effekt som skulle simuleras, enligt avsnitt 2.1, fordelades genom atteffekten pa varje buss hade samma andel av det totala effektbehovet som den givnamaxeffekten for bussen hade av summan av de givna maxeffekterna. Enkelt uttryckt antogsforandringarna av effekter ske proportionellt lika mycket pa alla bussar i systemet. Dadistributionsnatet inte modellerades fullt ut, kunde inte det totala effektbehovet fordelas paden del som simulerades. Daremot var den totala maxeffekten given for den del somsimulerades och da kunde den simulerade delens andel av den totala effekten beraknas.Saledes fordelades endast den delen pa distributionsnatets bussar enligt stycket ovan.

For regionnatet var endast aktiv effekt given och den reaktiva effekten uppskattades genomantagandet av en konstant effektfaktor, efter effektfaktorn i distributionsnatet. Idistributionsnatet var bade aktiv och reaktiv effekt givet. Forandringar i aktiv effekt antogsmedfora en forandring av reaktiv effekt pa sa satt att effektfaktorn var konstant.

Fordelning av elgenerering

Anlaggningar for vind-, sol- och vagkraft placerades alla i regionnatet pa olika satt.Vindkraften placerades pa tva stycken bussar med fordelning efter Orusts vindbruksplanoch vagkraften placerades vid den buss som ansags ligga narmast en mojligutbyggnadsplats. Solkraften placerades daremot pa samtliga bussar dar laster forekom, eftersamma princip som forekom for fordelning av lasterna. Solkraftsanlaggningar placeradesaven i distributionsnatet. Begransningar i simuleringsprogrammet gav att maximalt 14anlaggningar kunde anvandas och antalet anlaggningar pa varje linjelittera fordeladesproportionellt mot linjelitterans andel av den totala lasten. Slutligen placeradesanlaggningarna langst ut pa varje linjelittera, i syfte att tidigare upptacka eventuellaproblem med genereringen.

Forslag pa atgarder

Som ett sista steg genomfordes enklare atgarder for de scenarier som inte antogs kunnahanteras av elnatet. Atgarderna inbegrep begransningar av maxeffekter, att samtligaledningssegment togs i bruk eller att generering flyttades. Syftet var att studera om det medenkla medel gick att anpassa genereringen for att klara kraven pa elnatet.

10

4 TEORI

4 Teori

4.1 Natstabilitet och -sakerhet

Definition

Machowski et al. (2008) och Kundur et al. (1994) definierar kraftsystemstabilitet somformagan hos systemet att aterga till ett acceptabelt jamviktslage efter en storning, vadgaller kraftvinklar, frekvenser och spanningsnivaer. Forfattarna anvander begreppentransient stabilitet och spanningsstabilitet for att bedoma elkraftssystemets stabilitet.Machowski et al. tillagger aven att det nya jamviktslaget ska vara identiskt eller nara denjamvikt som radde fore felet.

Transient stabilitet

Machowski et al. (2008) och Kundur et al. (1994) beskriver transienter som overgangarnamellan olika jamviktslagen, vilket sker efter en forandring i laster eller generering samt efteratt systemet utsatts for en storning. Transienter forekommer hela tiden i ett elkraftssystem.

Centralt for transientstabilitet ar forhallandet mellan aktivt effektflode och kraftvinkel,alltsa vinkeln mellan spanningarna i tva punkter. Effektflodet mellan punkterna okar narkraftvinkeln okar fran noll grader och nar sitt maximum vid 90. Fortsatter kraftvinkeln attoka kommer effektflodet istallet att minska, vilket leder till att synkroniseringen tappas ochatt synkrongeneratorer rusar. For att systemet ska vara stabilt kravs alltsa att kraft-vinklarna i jamviktslagena ar lagre an 90 samt att det finns en god marginal upp till 90.

Spanningsstabilitet

Vidare skriver Kundur et al. (1994) att en analys av spanningsstabiliteten ar en bedomningav kraftsystemets mojlighet att uppratthalla en stadig och acceptabel spanningsprofil efteratt ha utsatts for en storning. Enligt Kundur et al. (1994) ar den storsta anledningen tillspanningsinstabilitet oformagan att mota behovet av reaktiv effekt. Bade Machowski et al.och Kundur et al. anvander sig av en sa kallad noskurva for att beskriva ett systemsspanningsstabilitet. En noskurva beskriver spanningen i forhallande till overford effekt.

Stabiliteten med avseende pa spanning beraknas utifran systemets natverksekvationer,innehallande detaljerade modeller av generatorer, magnetiseringskretsar och styrsystem(Machowski et al., 2008). Ett enkelt satt att gora en bedomning av systemets spannings-stabilitet ar att studera hur spanningen forandras i och med en forandring av den reaktivaeffekten. For ett stabilt system ska spanningen oka i en punkt om det tillfors reaktiv effektoch vice versa om reaktiv effekt tas bort.

11

4 TEORI

Beskrivning av kraftstystemstabilitet

Fyra lagen anvands av Machowski et al. (2008) for att beskriva stabiliteten i ett system:

Normallaget: Tillgodoser alla lasters behov inom tekniska begransningar.

Beredskapslage: Systemet ar fortfarande intakt men nagra begransningaroverskrids.

Nodlage: Systemet ar fortfarande intakt men mycket sma storningar kan fasystemet att tippa over.

Extremlage: Partiellt eller totalt elavbrott.

Ett femte lage ar atgarder for att aterga till ett jamviktslage och ater koppla in systemetsalla delar.

For att testa systemets jamviktslage och kontrollera de tekniska begransningarna fornormallaget genomfors lastflodesberakningar enligt Glover et al. (2012) och Lopes et al.(2007). For varje scenario fas kraftvinklar och spanningsnivaer for varje buss samteffektfloden och utnyttjad overforingskapacitet mellan bussarna.

4.2 Fornybar elgenerering

Intermittens

Georgilakis (2008) beskriver att problemen med just vindkraft finns i mindre system, darvariation i laster och generering inte kan ta ut varandra, men att det i storre system inteblir nagra storre svarigheter. Tarroja et al. (2013) och Perez-Blanco et al. (2013) harliknande resonemang som Georgilakis angaende intermittensen hos solceller. Men detpapekas aven att de flesta rampningar for solceller har en tidsupplosning som ar betydligtkortare an en timme, vilket ar upplosningen av storre delen av den tillgangliga datan.Effekten av dessa forandringar, som kan besta av moln som skuggar anlaggningarna,minskas genom att sammankoppla flera geografiskt atskilda anlaggningar.

Distribuerad elgenerering

Widen et al. (2009) beskriver problemen med spanningsstegring som kan forekomma i ochmed att solceller kopplas in pa distributionsnatet. Denna stegring ar en begransande faktorvid laglastsituationer. Tidigare forskning, exempelvis Paatero och Lund (2007), har visat attinstallerade effekter pa 1 kW per hushall fungerar utan riskera spanningsstegringar. Men fordubbla nivaer har klara spanningsstegringar uppmatts. I sin avhandling fann Widen (2010)att det for det svenska fall som studerade uppstar problem med kapaciteten i trans-formatorer vid hoga penetreringsgrader och att spanningsprofilen vid ett fatal tillfallenstiger over 1,05 pu (spanning over 105 % av onskad spanning) vid 5kW per hushull. Widenskriver vidare att 1 kW per hushall ar bast fran natsynpunkt, vad galler spanningsprofil ochminskade forluster.

12

4 TEORI

Om stora mangder elektricitet genereras nara lasterna, kommer den totala reaktiva effektsom forbrukas av transmissionen att minska, vilket kan leda till att de synkrongeneratorersom finns i systemet maste borja konsumera reaktiv effekt. En sadan situation kan enligtMachowski et al. (2008) leda till att stabiliteten hos synkrongeneratorerna och saledes aven ihela systemet minskar.

Elnatsstabilitet

Georgilakis (2008) beskriver att vindkraftsgenerering kan skapa problem sasom spannings-fall, frekvensvariationer och lag effektfaktor, vilket framforallt ar problem med den aldretypen av vindkraftsgeneratorer som ar enkla induktionsmaskiner. Den typ som finns paOrust, Vestas V-90, ar av typen dubbelmatade asynkrongeneratorer (Vestas, 2013), vilkaseparat kan styra bade aktiv och reaktiv effekt (Glover et al., 2012; Eremia, 2013; Machowskiet al., 2008). Detta ger minskade problem med de av Georgilakis beskrivna problemen.

De flesta befintliga solcellsanlaggningar genererar enbart aktiv effekt (Li et al., 2012). Medkraftelektronik skulle anlaggningar kunna bade generera och forbruka reaktiv effekt ochalltsa kunna bidra till spanningsregleringen. Eid et al. (2013) papekar vidare att en sadanlosning skulle kunna oka kapaciteten for att transportera aktiv effekt pa transmissionsnatet.Li et al. anser det rimligt att med kraftelektronik kunna hantera ±44 kvar for en anlaggningmarkt 100 kVA, vilket ger att anlaggningen anda skulle arbeta vid en effektfaktor over 0,9.

Soder (2014) skriver att bade vindkraft och solkraft kan vara behjalpliga med att upp-ratthalla spanningen, aven pa de hogre nivaerna i transmissionsnatet. Svarigheterna meddetta ar att denna kraftproduktion sker vid lagre spanningsnivaer och att trans-formatorerna oftast har for lag overforingsformaga for att vind- och solkraft pa ett effektivtsatt ska kunna bidra.

4.3 Elgenerering

4.3.1 Vindkraft

En vindturbins effektkurva ger forhallandet mellan vindhastighet och elektrisk effekt franturbinen (Purwadi et al., 2013; Gill et al., 2012; Lydia et al., 2013). Purwadi et al. skriveratt effektkurvor for turbiner tas fram utifran standardiserade forhallanden och tillhandahallsav tillverkaren. Faktiska forhallanden kan skilja sig drastiskt ifran de standardiserade for-hallandena, genom exempelvis turbulens. De verkliga effektkurvorna kan darfor skilja sigavsevart fran hur verkligheten ser ut. Verkliga effektkurvor kan beraknas utifran data pavindhastighet och elektrisk uteffekt fran turbinen. Lydia et al. (2013) anvander en modellmed fem parametrar, se ekvation 1. P ar turbinens uteffekt, u ar vindhastigheten ochparametrarna a, b c, d och g ar parametrar att anpassa.

P = d+a− d

(1 + (uc )b)g

(1)

Gill et al. (2012) och Lydia et al. (2013) gar in i detalj pa effektkurvans utseende ochfunktion. Kurvan kan beskrivas av tre regioner, dar den forsta regionen ar nar vind-

13

4 TEORI

hastigheten ar under inkopplingshastighet (uc). Nasta region ar mellan uc och turbinensmarkvindhastighet (ur) och den sista regionen ar mellan ur och den maximala vindhastighetturbinen kan hantera (us). I forsta regionen ar uteffekten noll och precis vid uc kan turbinentill och med absorbera effekt fran natet. I andra regionen okar effekten ungefar med kubikenpa vindhastigheten och slutligen i tredje regionen ar effekten konstant pa turbinens mark-effekt. Vid vindhastigheter over us stangs turbinen av helt. Den paverkan pa elnatet som endirekt nedstangning skulle innebara, minskas enligt Eremia (2013) genom en stegvis ned-trappning.

Vindkraften kan over helar forvantas ha en positiv korrelation med effektbehovet (Soder,2014). Vissa uppgifter antyder att vindkraft till havs kan uppna en mycket hogreutnyttjandegrad an landbaserad. Den havsbaserade kan na anda upp till 70 % (Kaberger,2014).

4.3.2 Solkraft

En solcells orientering och dess lutning paverkar i stor utstrackning hur stor elgenereringenblir (Widen et al., 2009). Evans (1981) anger att den maximala lutningen ska vara nagotlagre an latituden. Vrids solcellen at oster eller vaster kommer cellens maximala effekt-generering att forskjutas tidigare respektive senare pa dagen. Detta gar alltsa att utnyttja isyfte att jamna ut effekttoppar. En utjamning som sker till kostnad av lagre totalgenerering. Dalenback och Haegermark (2014) argumenterar for att solceller kommer basttill nytta om de inte placeras pa bostadshus, som i regel har lagt effektbehov de timmar dasolen skiner. Istallet ska anlaggningarna placeras pa byggnader i anslutning till laster somhar stort behov mitt pa dagen. Fordelarna ar da att effekten anvands pa samma stalle somden genereras och paverkan pa elnatet blir mindre.

Cucumo et al. (2006) uppmatte verkningsgraden for en solcellsanlaggning till mellan sju ochatta procent, under 2003. Nyare uppskattning av verkningsgrader for enskilda celler(kristallina celler) gavs av Dalenback och Haegermark (2014) till mellan 14 och 24 %, medsystemverkningsgrader nagra procentenheter lagre.

For att fa ett samband mellan solinstralning pa en solcell och solens lage, solcellensorientering i horisontalplanet samt lutning kan en trekomponentsmodell anvandas, enligtHuberlin (2012). Denna modell bygger pa att solinstralningen delas upp i direkt, diffus ochreflekterad instralning, enligt ekvation 4 i bilaga A. Modellen ar i vasentlig grad densammasom anvands av Widen et al. (2009), men ar nagot mer forenklad.

4.3.3 Maritim elgenerering

Anvandandet av maritima kallor for elgenerering ar en relativt outvecklad teknik. Paforskningsstadiet finns det manga olika typer av tekniker och det ar oklart vilken eller vilkasom kommer att bli kommersiellt gangbara (Lindelof, 2014; Ingmarsson, 2014; Leijon, 2014).I omradet kring Orust finns det en omfattande forskning med punktabsorbatorer somutgangspunkt (Avdelningen for elektricitetslara, Uppsala universitet, 2013-06-14). Vidare ar

14

4 TEORI

det enligt Jansson (2014) dalig potential for tid- och havsvattenstrommar i Sverige. Darforutgar resten av teorin och berakningar pa den teknik som Uppsala universitet forskar pa.

Standard for att berakna effekt i vagorna ar enligt Cruz (2008) signifikant vaghojd (Hs) ochenergiperiod (Tp). Henfridsson et al. (2007) och Waters et al. (2009) anvander sig avsnarlika satt for att berakna effekten, vilket visas i ekvation 2.

Pwave = 0, 5H2sTp (2)

En punktabsorbator kan praktiskt sett absorbera mellan 20 och 30 % av den inkommandeeffekten (Engstrom et al., 2013; Henfridsson et al., 2007). Engstrom et al. har dessutomuppmatt att medelvardet for enskilda absorbatorer i en anlaggning ar ungefar 23 till 24 %.Detta ar bojens infangningsratio. Henfridsson et al. (2007) och Falnes (2005) beskriver deneffekt som maximalt ar mojlig att extrahera med en punktabsorbator som en funktion avbland annat Hs och Tp, enligt ekvation 3. Detta ger att aven om den transporteradeeffekten i en vag okar med vaglangden, minskar mojligheterna for punktabsorbatorn attextrahera den.

Pmax <π

4

ρgV Hs

Tp(3)

Uteffekten fran en enskild punktabsorbator kan darefter, enligt Henfridsson et al. (2007)beraknas genom det minsta vardet av Pwave multiplicerat med bojens diameter och dessinfangningsratio, Pmax samt den installerade effekten.

Placeringen av bojarna i en vagkraftspark paverkar bade inkommande effekt till varjeenskild boj och de enskilda bojarnas infangningsratio. Bernhoff et al. (2006) visar att varjerad i en vagkraftspark endast upptar 2 % av inkommande effekt fran vagorna och att genomolika konfigurationer kan det tillses att bojar inte skuggar varandra. Detta ger att forberakningarna i modellen antas alla bojar motta samma vageffekt och ha sammainfangningsratio.

4.4 Statistik

Berakning av korrelationen, r, for tva dataset beskrivs av Levine et al. (2001) och aterfinns ibilaga B. For r<0 finns en negativ korrelation och for r>0 positiv korrelation, som blirperfekt nar r blir ±1. For r=0 finns ingen korrelation.

Aven berakningen av signifikansen av korrelationen beskrivs av Levine et al. (2001) ochpresenteras i bilaga B. Korrelationen testas mot en nollhypotes dar ingen korrelationforeligger.

15

5 EMPIRISKA STUDIER

5 Empiriska studier

5.1 Natmodell

5.1.1 Regionnatet

En skiss av den del av regionnatet som tillhor Fortum gavs av Borsch Reniers (2014).Fortum ager de delar som forbinder bussarna R1-R6 enligt figur 3. Tabell 5 visar vilkamaxeffekter som gavs med skissen. Bussarna R7 och R8 forsorjer det distributionsnat somags Vastra Orusts Energitjanst (VOE) (Finnman, 2014; Larsson, 2014) och denna del avregionnatet ags av Vattenfall. Lasterna pa R7 och R8 har uppskattats for att maxlasten iregionnatet ska anpassas till den modell av effektbehovet som redovisas i avsnitt 2.1. Dengenerering som ses pa buss R3 i figur 3 ar en vindkraftspark med maxgenereringen 6 MW.Slutigen ar bussarna R4 och R5 belagna pa Tjorn, grannon soder om Orust.

Figur 3: Forenklad bild av modellen over regionnatet med bussarnas namn och nummer. Streckade

ledningar ar inte i bruk under normal drift (Fritt efter Borsch Reniers (2014)). Trianglarna representerar

lasterna och cirkeln representerar generering.

Tabell 5: Maximala effektbehovet och nominell spanning i regionnatet. Bussarna R0-R6 efter Borsch Re-

niers (2014) och lasterna pa bussarna R7 och R8 har uppskattats for att det maximala effektbehovet ska

stamma overens med modellen i avsnitt 2.1.

Bussnamn R0 R1 R2 R3 R4 R5 R6 R7 R8

Effektbehov [MW] 0 0 5 10 12 11 8 5 4

Spanning [kV] 139 42 42 42 42 42 42 42 42

16

5 EMPIRISKA STUDIER

Behovet av reaktiv effekt uppskattades genom att effektfaktorn holls konstant till 0,943,vilket ar den effektfaktor som gavs av de totala lasterna i distributionsnatet (seavsnitt 5.1.2).

Tabell 6 visar ledningssegmentens langd och typ. Data for Fortums delar gavs avBorsch Reniers (2014) tillsammans med data for transformatorn (segment 1). Det var integivet om det ar en transformator som forser bade Fortums och Vattenfalls regionnat ellerom det ar tva olika. I uppbyggnaden av natet antogs att det var en transformator. Foljandedata gavs av Borsch Reniers (2014) for transformatorn mellan R0 och R1:

• Markeffekt: 63 MVA

• Reaktans: 8 Ω/fas

• Resistans: 2 Ω/fas

For segment 4 och 8 fick langderna och typ av ledning uppskattas. Langderna mattes medhjalp av karta (Lantmateriet, 2013) och presenteras aven de i tabell 6. Vad galler typ avledning antogs aven den delen av regionnatet folja samma monster som ovriga regionnatet,med storre overforingskapacitet kopplade till buss R1, for att darefter minska. Saledesantogs segment 4 vara av typ 1 och segment 8 enligt typ 2 (enligt tabell 6).

Tabell 6: Ledningssegmenten i regionnatet. Segment ett ar en transformator. Typ 1 ar 329FeAl och typ

2 ar 234FeAl. Segmenten 1-3, 5-7 samt segment 9 efter Borsch Reniers (2014).

Segment

1 2 3 4 5 6 7 8 9

Fran buss R0 R1 R1 R1 R2 R3 R4 R7 R5

Till buss R1 R2 R4 R7 R3 R6 R5 R8 R6

Langd [km] - 5 10 10 15 10 10 4 5

Typ - 1 1 1 1 2 2 2 2

Ledningarnas resistans uppskattades med tabellvarden fran Glover et al. (2012), darledningarna av typ 1 har resistansen 0,116 Ω/km och fas och typ 2 har resistansen 1,61Ω/km och fas. Reaktanserna hos overforingarna beror av bland annat fasavstand, vilket varokant. Darfor uppskattades reaktansen till 0,4 Ω/km och fas for samtliga ledningar. Dennauppskattning ar enligt Franzen och Lundgren (2002) en bra approximation. Slutligenforsummades shuntadmittansen, da samtliga ledningar kan betraktas som korta enligtGlover et al. (2012) samt att shuntadmittansen enligt Franzen och Lundgren (2002) kanforsummas vid spanningsnivaer under 50 kV.

17

5 EMPIRISKA STUDIER

5.1.2 Distributionsnatet

For distributionsnatet gavs endast information om en natstation (Borsch Reniers, 2014).Denna natstation hade fem linjelitteror, namngivna 501,502, 503, 504 samt 506, varav densistnamnda ar for att ansluta en vindkraftspark till elnatet. Vindkraftsverkens inverkan padistributionsnatet beaktades inte vid simuleringarna och all vindkraft anslots istallet direkttill regionnatet. Informationen inneholl data om 284 ledningssegment, pa spanningsnivan 10kV. Datan for ledningssegmenten finns i bilaga C. Den givna datan var for maximalbelastning och var ett utdrag ur det simuleringsprogram som Fortum anvander for attsimulera sina distributionsnat. Distributionsnatet antogs vara balanserat och saledesforsummades nolledarna i modellen.

Genom att summera aktiva och reaktiva effekter till och fran varje punkt gavs lasternasstorlek for punkterna. Den totala lasten vid maximal last var 3,43 MW, vilket ar 10,8 % avhela Orusts maximala effekt. Vid simuleringar av olika effekter anvandes saledes dennaandel av den totala simulerade effekten for att simulera distributionsnatet. Den totalasumman reaktiv effekt var 1,23 Mvar, vilket ger effektfaktorn 0,94. Segmentens kapacitet varaven givna, genom att det i den givna datan fanns varden for hur stor andel av kapacitetensom utnyttjades vid maxlast.

Resistansen for varje segment var inte givna. Daremot skiljer sig inte resistansen avsevartfor olika ledningar med ungefar lika stora ledningsareor, vilket kan ses i Glover et al. (2012,tabell A.3 pa s. 816). Ledningarna grupperades i fem grupper efter ledarareornas storlek ochmedelvarden efter tabellen i Glover et al. beraknades i de gruppernas intervall. Gruppernaoch resistanserna presenteras i tabell 7. For reaktansen anvandes samma approximation somi regionnatet.

Tabell 7: Grupperingen av ledarna i distributionsnatet och resistanserna for respektive grupp.

Ledararea [mm2] Resistans

Grupp Minsta Storsta [Ω/fas och km]

1 - 16 1,51

2 50 60 0,405

3 90 100 0,268

4 150 157 0,201

5 240 - 0,121

For att komma ner i 50 stycken bussar, vilket var maximalt for det anvanda simulerings-verktyget, skars antalet bussar ner for att behalla samma andel pa varje linjelittera som dengivna datan. Resultatet blev 10 bussar pa linjelittera 501, 11 pa 502, 14 pa 503 och 14 pa504 samt en buss for att halla ihop de olika linjelitterorna. Resultatet finns presenterat somfigurer i bilaga D, dar varje buss blivit numrerad fran ett pa varje linjelittera. Buss nummerett i figurerna 24 till 27 ar samma buss och den buss som via en transformator ar koppladtill regionnatet.

18

5 EMPIRISKA STUDIER

5.2 Vaderdata

5.2.1 Vinddata

For vindhastighet finns data fran Sveriges meteorologiska och hydrologiska institut (SMHI)pa timbasis, uppmatt pa matstationen Maseskar belagen vaster om Orust (SMHI, 2014b).Matserien saknade data for nagra timmar som extrapolerades fram genom att beraknamedelvardet av timmen fore och efter. Vid luckor pa fler an tre matvarden i rad, anvandesaven samma timma aret fore och efter for att berakna medelvardet.

Figur 4 visar antalet timmar vindhastigheterna kan forvantas na en viss hastighet, for aren2008-2012 och figur 5 visar histogram for alla aren. Vindhastigheten forvantas ligga storredelen av tiden mellan 5 och 10 meter per sekund och antalet timmar over och under medel-vardet ar relativt konstant fran ar till ar. I medel var vindhastigheten for aren 2008-2012 7,3m/s och det ar fa timmar som vinden overstiger 15 m/s.

0 5 10 150

500

1000

1500

2000

2500

Vindhastighet [m/s]

Anta

l tim

mar

Figur 4: Antalet timmar per ar med varje vindhastighet for perioden 2008-2012 (SMHI, 2014b). Varje

intervall ar 2,5 m/s.

0 2000 4000 6000 80000

5

10

15

20

25

Antal timmar

Vind

hast

ighe

t [m

/s]

20082009201020112012

Figur 5: Histogram av vinddatan for aren 2008-2012 (SMHI, 2014b).

19

5 EMPIRISKA STUDIER

SMHI har en matstation i Ljungskile, oster om Orust, som var i bruk mellan aren 1980 och1996 (SMHI, 2014b). Medelvardet for denna matstation for aren 1981 till och med 1994 var5,06 m/s med den maximala vinden 23 m/s. Korresponderande varden for matstationen paMaseskar var 7,79 respektive 31 m/s. Detta ger att medelvardet for Ljungskilestationen var65,0 % och maxvardet var 74,2 % av vardena vid Maseskar.

5.2.2 Soldata

Det finns inga matningar for solinstralningen pa plats och dessutom finns det inga exaktaplatser bestamda for solcellsanlaggningar. SMHI har en berakningsmodell, STRANG, somberaknar timvarden for en plats utifran uppmatta data pa andra platser (SMHI, 2014a).Enligt Widen (2014) och Nasvall (2013) ger den beraknade datan fran STRANG en relativtgod approximation av solinstralningen pa en plats. Data extraherades fran Maseskar, medkoordinaterna latitud 59.09 longitud 11.33.

I figur 6 ses histogram for aren 2008-2012 for global och direkt instralning. Den direktainstralningen syftar till direktinstralning vinkelratt mot ett plan och den globala in-stralningen ar pa ett horisontellt plan. Det ger att det forekommer vissa timmar dar dendirekta instralningen ar storre an den globala. Vidare ses i figur 7 medelvardet av in-stralningen pa ett plan med lutningen 60 mot horisontalplanet och riktningen rakt soderut.Instralningen pa planet ar betydligt storre under sommarhalvaret och ar mycket lagt mitt ivintern. Medelinstralningen for aren 2008 till och med 2012 var 111 W/m2 pa ett plan med60 lutning och riktning rakt soderut.

0 2000 4000 6000 80000

200

400

600

800

1000

1200

Antal timmar

Inst

råln

ing

[W/m

2 ]

20082009201020112012

Figur 6: Global instralning pa ett horisontellt plan (heldraget) och direktinstralning mot en normal yta

for aren 2008-2102 (streckat).

20

5 EMPIRISKA STUDIER

50 100 150 200 250 300 3500

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

Dag på året

Med

elin

strå

lnin

g [W

h/m

2 dyg

n]

Figur 7: Medelvarde av globalinstralningen per dygn for aren 2008-2012, pa ett lutande plan med 60

vinkel mot horisontalplanet och riktning rakt soderut.

Tabel 8 visar medelvarde och maxvarde pa direkt och global instralning for Maseskar och enreferensplats med koordinaterna latitud 58.13 longitud 11.53, strax oster om Orust.Referensplatsen ger en bild av eventuella forandringar som uppstar i solinstralningen i ochmed att Maseskar ligger langst ut i skargarden. Vilket tabellen visar ar skillnadernamaximalt nagra procent och skiljer sig i tecken fran om det ar maxvarde eller medelvarde.

Tabell 8: Jamforelse av soldata mellan Maseskar och referensplats strax oster om Orust (SMHI, 2014a).

Referensplats Maseskar Skillnad Skillnad

[W/m2] [W/m2] [W/m2] [%]

Direkt instralning

Medelvarde 111 120 8,86 7,40

Maxvarde 1000 940 -63,5 -6,76

Global instralning

Medelvarde 108 112 4,63 4,11

Maxvarde 847 853 6,30 0,738

5.2.3 Vagdata

Timvarden for vagdata fanns inte tillgangligt. Daremot har Waters et al. (2009) publiceratmedelvarden av matningar under aren 1997-2004 pa en plats utanfor Lysekil medkoordinaterna 58.20 N, 11.37 E. Datan bestar av antalet timmar per ar en viss energi-period och signifikant vaghojd kan forvantas. Figur 8 visar vilka medelvarden som kanforvantas for varje specifik signifikant vaghojd och energiperiod och fran figuren ses attvagorna till stor del befinner sig inom ett relativt litet intervall. Vidare visar figur 9 hur storandel av tiden en viss vageffekt kan forvantas samt att effekten vid nastan 80 % av tidenbefinner sig mellan fem och 10 kW/m. Medeleffekten i vagorna var 7,97 kW/m.

21

5 EMPIRISKA STUDIER

Da vagdatan inte kunde fas som timvarden ger detta att uteffekt fran en vagkraftspark inteheller kan ges som timvarden. Modellen presenterad i avsnitt 5.3.3 kan saledes endast geforvantad genererad energi i forhallande till installerad effekt samt vid vilka effekter el-genereringen kan forvantas ske. Da timvarden inte var givna blev det inte meningsfullt attpresentera vageffekten i ett histogram.

2 4 6 8 10 120.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

4

Energiperiod [s]

Sign

ifika

nt v

åghö

jd [m

]

0

200

400

600

800

1000

Figur 8: Antalet forvantade timmar per ar for specifika signifikanta vaghojder och energiperioder. Fargen

indikerar antalet timmar.

0 10 20 30 40 50 60 700

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

Effekt i vågorna [kW/m]

Förv

änta

de a

ntal

tim

mar

per

år

Figur 9: Antal forvantade timmar per ar for varje effekt i vagorna Varje stapel motsvarar ett intervall

pa 5 kW/m.

22

5 EMPIRISKA STUDIER

5.3 Elgenereringsmodeller

5.3.1 Vindkraft

Utifran den av tillverkaren givna effektkurvan gavs sambandet mellan vindhastighet ochuteffekt i tabell 9. Kurvanpassningen av ekvation 1 i avsnitt 4.3.1 gjordes med cftool iMatlab. Anpassningen gav R2=0,9999 i forhallande till avlasta punkter och parametrarnapresenteras i tabell 10. Figur 10 visar den anpassade kurvan och de avlasta punkterna frantillverkarens effektkurva (Vestas, 2013). Modellens effektkurva underskattar uteffekten nagotfram tills att installerad effekt nas.

Tabell 9: Datapunkter extraherade ur effektkurvan for Vestas V-90 (Vestas, 2013). Punkt 1 och vikt-

ningen ar tillagd for att fa en battre kurvanpassning av ekvation 1.

Punkt

1 2 3 4 5 6 7

Vindhastighet [m/s] (0) 4 5 7 10 13 15

Uteffekt [kW] (0) 100 200 600 1600 2000 2000

Viktning 1 10 1 1 1 10 10

Tabell 10: Paremetrarnas varde for kurvanpassning av ekvation 1 till datapunkterna i tabell 9.

Parameter a b c d g

Varde 36,4 4,30 45,1 2010 1040

0 5 10 15 20 250

500

1000

1500

2000

Vindhastighet [m/s]

Effe

kt [k

W]

Modellens effektkurvaAvlästa punkter

Figur 10: Den anpassade kurvan (bla heldragen) och den fran Vestas effektkurva avlasta punkter (grona

punkter).

23

5 EMPIRISKA STUDIER

For att uppna en utnyttjandegrad pa 31 % multiplicerades vindhastigheten vid varje timmemed 0,77. Vinterhalvarets andel av den totala genereringen blev i genomsnitt 58,4 %. Itabell 11 visas total generering, medeleffekt, utnyttjandegrad och andel under vinterhalvaretfor perioden 2008-2012 och tva megawatt installerad effekt. Som tabellen visar ger modellenen nagot storre andel av genereringen under vinterhalvaret, men att det ar nagot lagre andelan de 67 % som referensobjekten hade.

Tabell 11: Resultat for modellen av vindkraftsproduktionen. Total elgenerering och medeleffekt ar per

2 MW installerad effekt och energiandelen under vinterhalvaret for manaderna oktober-mars.

Total Medel- Utnyttjande- Energiandel

generering effekt grad vinter

Ar [GWh] [MW] [%] [%]

2008 5,94 678 33,9 67,7

2009 5,11 583 29,2 54,1

2010 4,26 486 24,3 51,7

2011 5,98 683 34,1 59,3

2012 5,71 652 32,6 59,3

Medel 5,40 616 30,8 58,4

0 50 100 150 200 250 300 3500

5

10

15

20

25

30

35

40

Dag på året

Gen

erer

ad e

nerg

i per

dag

[MW

h/2M

Wi]

Figur 11: Medelvardet av genereringen fran vindkraft per dag for aren 2008 till och med 2012.

I figur 11 ses medelvardet av energigenereringen per dag for aren 2008-2012. Som ses ifiguren varierar genereringen stort mellan enskilda dagar, men som visades i tabell 11 arvariationen mindre mellan varje ar. Vidare visar figur 12 histogram for de enskilda aren.Andelen timmar utan generering ar stor i forhallande till antalet timmar med maximalgenerering. Medelvardet for aren 2008-2012 utan generering ar 2480 timmar per ar ochmotsvarande for maximal generering ar 283 timmar.

24

5 EMPIRISKA STUDIER

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 80000

0.5

1

1.5

2

Timmar

Effe

kt [M

Wh/

h/2M

Wi]

20082009201020112012

Figur 12: Histogram av effektgenereringen fran vindkraft for aren 2008 till och med 2012 och 2 MW

installerad effekt.

5.3.2 Solkraft

I berakningarna for effekten fran solceller har lutningen 60 antagits. Markreflektions-faktorn, ρ, ar enligt Widen et al. (2009) 0,5 for snotackt mark och 0,2 pa sommaren, vilketstammer bra overens med vad Huberlin (2012) presenterar. Marken pa Orust har antagitsvara snofri storre delen av aret och saledes har markreflektionsfaktorn satts konstant till 0,2.Vidare maste effekter vid horisonten tas i beaktande, sasom skuggning. Denna skuggningpaverkar och kan helt blockera den direkta instralningen. Da lokalitet for anlaggningarna arokanda antas att den direkta solinstralningen ar noll da solen sjunker under 15 eller ar±90 fran horisontens sydpunkt (Huberlin, 2012).

Uteffekten fran solcellen beraknades genom att multiplicera solinstralningen enligt tre-komponentsmodellen i bilaga A, med ett antaget varde for solcellens verkningsgrad.Modellen gav att 146 kWh/m2 elektricitet genererades i genomsnitt for aren 2008-2012, medden maximalt uppmatta effekten 181 W/m2 med medeleffekten 16,7 W/m2. Referens-objekten pa Orust presenterades i avsnitt 2.3 och for den givna perioden gav modellen 157kWh/m2, med maximala effekten 176 kW/m2. Motsvarande varden for referensobjekten var158 och 156 kWh/m2 respektive 160 kW/m2. Modellen ger alltsa ett bra varde forgenererad elenergi men overskattar maximal effekt med knappt 10 %. Dessa varden gavs narverkningsgraden for modellen sattes till 15 %.

25

5 EMPIRISKA STUDIER

I figur 13 visas den genomsnittliga elgenereringen per dag fran en kvadratmeter solcell.Under ungefar tre manader mitt i vintern ger solcellerna mycket lite effekt, vilket beror paatt solen under denna tid knappt nar over horisonten. Variationen sasongsvis och per dag aralltsa stor, men som visas i tabell 12 ar genereringen over olika ar relativt konstant.

0 50 100 150 200 250 300 3500

200

400

600

800

1000

Dag på året

Gen

erer

ad e

nerg

i per

dag

[Wh/

m2 ]

Figur 13: Medelvardet av genereringen fran solkraft per dag for aren 2008 till och med 2012.

Tabell 12: Elgenerering, max- och medeleffekt samt utnyttjandegrad for varje ar fran modellen for

solkraften.

Elgenerering Maxeffekt Medeleffekt Utnyttjand-

Ar [kWh/m2] [W/m2] [W/m2] egrad [%]

2008 160 181 18,2 10,1

2009 151 174 17,2 9,91

2010 138 178 15,7 8,84

2011 138 162 15,7 9,71

2012 145 176 16,5 9,35

Medelvarde 146 174 16,7 9,57

Vidare visar figur 14 histogrammen for genereringen fran solkraft for alla aren. En stor delav aren forekommer ingen elgenerering alls, vilket ar rimligt med tanke pa att solen inte aruppe alla timmar per ar. I medel kommer solkraften inte att ge nagon uteffekt under 4220timmar per ar och de 10 % hogsta effekterna kan enligt modellen endast forvantas underfyra timmar per ar.

26

5 EMPIRISKA STUDIER

0 2000 4000 6000 80000

50

100

150

Timmar

Effe

kt [W

h/h]

20082009201020112012

Figur 14: Histogram av effektgenereringen fran solkraft for aren 2008 till och med 2012.

5.3.3 Vagkraft

Bojarnas storlek har i modellen satts till hojden 0,8 och diametern 8,2 meter. Upp-skattningen av bojstorlek har gjorts efter Tyrberg et al. (2011) och Stromstedt et al. (2007),som undersokt bojar med mindre storlek och papekat att dessa ej var for att maximeraelgenereringen och att verkliga anlaggningars bojar skulle vara storre. Den installeradeeffekten for ett aggregat sattes till 25 kW, efter den anlaggning som nu byggs i narheten avOrust (Seabased AB, 2013). Med de bojstorlekarna genererade modellen 60 MWh/ar ochfick saledes utnyttjandegraden 27 %. I figur 15 ses antalet timmar som en viss uteffekt kanforvantas. Utnyttjandegraden stammer bra overens med den planerade utbyggnaden enligtavsnitt 2.3.

0 5 10 15 20 250

500

1000

1500

2000

2500

3000

Genererad effekt [kW/25 kWi]

Anta

l tim

mar

Figur 15: Antalet timmar med varje effekt fran en punktabsorbator med den installerade effekten 25

kW. Hojden pa absorbatorn var 0,8 meter och bredden 8,2 meter.

27

6 SCENARIER

6 Scenarier

6.1 Presentation av scenarierna

Sex stycken olika scenarier togs fram, namngivna A-F. Samtliga, forutom scenario A,innebar att Orust ar sjalvforsorjande pa arsbasis i genomsnitt for aren 2008-12. For-hallandet mellan genererad elenergi och installerade effekter skiljer sig at nagot fran OKA:sberakningar (presenterat i avsnitt 2.2), av den anledningen att andra utnyttjandegrader harantagits. Tabell 13 visar installerade effekter och genererad energi for de olika scenariernaoch figur 16 visar grafiskt de installerade effekterna.

Tabell 13: Installerad effekt och genomsnittlig energigenerering per ar i de olika scenarierna. Med totalt

behov menas lasternas forbrukning och antagna forluster i elnatet. OKA:s scenario finns med som referens

Scenario A B C D E F OKA

Vindkraft

Installerad effekt [MW] 29 64 35 39 55 21 29

Genererad energi [GWh] 79 170 95 110 150 55 82

Solkraft

Installerad effekt [MW] 5,2 13 6,4 26 6,4 6,4 5,2

Genererad energi [GWh] 4,3 11 5,4 22 5,4 5,4 4,6

Vagkraft

Installerad effekt [MW] 0 0 35 24 13 52 24

Genererad energi [GWh] 0 0 84 56 32 120 72

Totalt

Installerad effekt [MW] 34 63 69 80 62 74 58

Genererad energi [GWh] 83 190 190 190 190 190 160

Andel av totalt energibehov [%] 45 100 100 100 100 100 86

Scenario A har anvant de effekter som OKA beraknat i sitt scenario, med skillnaden attvagkraften uteslutits. Vagkraften uteslots ur scenariot av anledningen att det ar en oprovadteknik med stora osakerheter. Detta scenario genererar endast 45 % av det totala behovetpa Orust. Scenario B ar aven det utan vagkraft, av samma anledning som i scenario A. Mende installerade effekterna av vind- och solkraft har istallet okats for att uppna sjalv-forsorjning. Nasta scenario, C, utgar ifran OKA:s berakningar vad galler genererad energipa arsbasis, med vagkraften inkluderad. Energierna ar inte exakt detsamma som i OKA:sberakningar, for att olika berakningar for forluster och lasternas behov har gjorts.

28

6 SCENARIER

A B C D E F OKA0

10

20

30

40

50

60

70

Scenario

Inst

alle

rad

effe

kt [M

Wi]

VindkraftSolkraftVågkraft

Figur 16: Intallerade effekter for respektive genereringsslag i de olika scenarierna. OKA:s scenario finns

med som referens

Scenarierna D-F ar till for att testa paverkan pa elnatet om nagot genereringsslag okas. Iscenario D har solkraften okats kraftigt till 26 MW installerad effekt. Detta skulle motsvaraungefar 15 ha solceller. Scenario E har en storre andel vindkraft, 55 MW installerad effekt.Detta motsvarar drygt 27 stycken av de stora vindkraftverk som finns idag och som ar tretill antalet. Slutligen testar scenario F en stor andel vagkraft, 52 MW. Detta ar fem gangermer an den demonstrationsanlaggning som byggs i havet utanfor Sotenas.

De totalt installerade effekterna for respektive scenario, som ses i tabell 13, ar for desjalvforsorjande scenarierna lagst for scenario E och hogst for scenario D. Detta beror pa deutnyttjandegrader som respektive genereringsslag har, vilka presenterades i avsnitt 5.3.Effekterna kan jamforas med den maximala effekten for lasterna som var 32 MW.

29

6 SCENARIER

6.2 Total nettoeffekt

I figur 17 visas histogram av den aktiva nettoeffekten fran vind-, solkraft och effektbehov forde olika scenarierna. Figuren ar for aren 2008-2012. Vid negativa varden ar den aktivaeffektgenereringen lagre an lasternas behov och vice versa for positiva varden. Som ses ifiguren ar ar det endast ett fatal timmar overgenereringen av aktiv effekt forvantas over-skrida beloppet av det maximala effektbehovet. I tabell 14 visas energiforlusten och antalettimmar med effektbegransning for de olika scenarierna, med utgangspunkten att netto-effekten inte far overskrida maximala effektbehovet hos lasterna. For berakningarna arvagkraften i sitt forsta lage satt till sin maximala effekt och i andra laget till sitt medelvarde.

0 1 2 3 4x 104

−30

−20

−10

0

10

20

30

40

Antal timmar

Effe

kt [M

Wh/

h]

Scenario AScenario BScenario CScenario DScenario EScenario F

Figur 17: Histogram av nettoeffekten, exklusive vagkraften, for varje timma.

Tabell 14: Maximal energiforlust och antalet timmar med begransning av maxgenereringen till net-

toeffekten ar lika stor som beloppet av det maximala effektbehovet. Energiforlusten och antalet tim-

mar ar beraknade som medelvarde for de fem aren och for bade maximalt varde och medelvarde pa

vagkraftsgenereringen.

A B C D E F

Maximal vagkraftsgenerering

Energiforlust [MWh] 0 629 21200 6170 4920 140000

Overgenerering [t] 0 321 2710 1400 1290 6940

Medel vagkraftsgenerering

Energiforlust [MWh] 0 629 0 98,0 17,3 0

Overgenerering [t] 0 321 0 35,4 19,0 0

30

7 RESULTAT

7 Resultat

7.1 Statistisk analys

Tabell 15 visar korrelationerna mellan vind- och solkraft samt forhallandet till effektbehovet.Sol- och vindkraft pavisar en nagot negativ korrelation, medan bada har positiv korrelationgentemot effektbehovet. Solkraften pavisar en storre positiv korrelation mot effektbehovetan vad vindkraften gor. I tabell 15 visas aven t-vardena fran berakningarna av signifikansen,presenterad i bilaga B. Beloppet av samtliga t-varden ar storre an 1,96, vilket ger att detmed 95 % sakerhet gar att faststalla att korrelationen noll gar att utesluta.

Tabell 15: Korrelation och t-fordelning for vindkraft, solkraft och effektbehov. Korrelationerna ar

beraknade for timvarden.

Solkraft Vindkraft Effektbehov

r t r t r t

Solkraft - - -0,100 -21,0 0,223 47,9

Vindkraft -0,100 -21,0 - - 0,0192 4,02

Effektbehov 0,223 47,9 0,0192 4,02 - -

7.2 Simuleringar av elnatet

7.2.1 Grundscenariot

Min-, medel- och maxspanningar for grundscenariot visas i tabell 16 och maximaltutnyttjad overforingskapacitet visas i tabell 17. Resultatet visar att inga overforings-kapaciteter overskrids i grundscenariot och att alla busspanningar ligger inom godkandaintervall. Det forekommer att overforingskapaciteten overskrids nar behovet okas med 20 %.Det ar da segment 1, alltsa transformatorn, i regionnatet som belastas for hart. Vid okatbehov och maxlast ar det segment 2 och 3 som ar nast pa tur att belastas hardast och i detfallet utnyttjas 57 % av deras overforingskapacitet.

31

7 RESULTAT

Tabell 16: Min-, max- och medelspanning i pu for regionnatet och distributionsnatet vid grundscenariot

utan egen elgenerering [pu].

Minlast Medellast Maxlast

Regionnatet

Minspanning 1,00 0,997 0,971

Maxspanning 1,03 1,03 1,02

Medelspanning 1,02 1,01 0,999

Distributionsnatet

Minspanning 0,989 0,982 0,972

Maxspanning 1,00 1,00 1,00

Medelspanning 0,996 0,994 0,990

Tabell 17: Maximal belastning pa ett enskilt ledningssegment och aktiva forluster i regionnatet och

distributionsnatet for grundscenariot utan egen elgenerering.

Minlast Medellast Maxlast

Regionnatet

Maximal belastning [%] 36 60 96

Aktiva forluster [kW] 222 627 1590

Distributionsnatet

Maximal belastning [%] 20 34 53

Aktiva forluster [kW] 5,25 14,5 35,9

Den hogsta busspanningen i regionnatet blev som visat 1,03 pu (103 % av nominellspanning). Det ar buss R1 som uppvisar den hoga spanningen, alltsa den buss somkopplades till transformatorn. Anledningen till den hoga spanningen ar att spanningsfalletblev storre for maximal last nar behovet okades med 20 %. For att undvika att lagstaspanningen i det fallet sjonk under 0,95 pu (95 % av nominell spanning) var alltsaspanningen pa bussen tvunget att hojas. Busspanningar och overforingskapaciteter forenskilda bussar och ledningssegment presenteras i bilaga E. Vad galler kraftvinklarna var dei regionnatet till beloppet som storst 1,39, 2,35 och 3,75 for min-, medel- respektivemaxlast. Motsvarande siffror for distributionsnatet var 0,17, 0,29 och 0,45.

7.2.2 Busspanningar

Figur 18a visar busspanningarna i regionnatet vid maximal overgenerering och figurerna 18boch 18c visar respektive varden for linjelitterorna 501 och 504 distributionsnatet. Fordistributionsnatet har scenario F samma varden som scenario E. Forandringarna for linje-litterorna 502 och 503 lag emellan 501 och 504. Som figurerna visar forekommer ingaoverspanningar vid nagra av scenarierna. For regionnatet sanks spanningarna pa de flestabussarna, nar generering kopplas in. Scenario D hojer spanningarna pa bussarna R3 och R6i regionnatet. Den hoga andelen solkraft har alltsa effekter aven pa regionnatets spanningar.

32

7 RESULTAT

R0 R1 R2 R3 R4 R5 R6 R7 R8

1

1.005

1.01

1.015

1.02

1.025

1.03

1.035

1.04

Bussnamn

Spän

ning

[pu]

(a) Regionnatet: Bla; A, Rod; B, Gron; C, Gul;D, Cyan; E,

Magenta; F, Svart; Referens.

2 4 6 8 100.985

0.99

0.995

1

1.005

1.01

1.015

1.02

1.025

Bussnummer

Spän

ning

[pu]

ABCDEReferens

(b) Linjelittera 501

2 4 6 8 10 12 140.985

0.99

0.995

1

1.005

1.01

1.015

1.02

1.025

Bussnummer

Spän

ning

[pu]

ABCDEReferens

(c) Linjelittera 504

Figur 18: Busspanningar vid maximal overgenerering. Som referens anvandes grundscenariot med mini-

mal last.

33

7 RESULTAT

Linjelitterorna 501-503 pavisar sma forandringar i busspanningarna for samtliga scenarier.Medan forandringarna i linjelittera 504 har storre skillnader. Speciellt i scenario D daandelen solkraft okades markant. Dock har spanningen i detta fall endast okat med drygt 2% gentemot nominell spanning och ligger inom 5 %-gransen. For fallet med medelgenereringoch -last forekommer i princip ingen forandringen av busspanningar pa nagon buss,gentemot grundscenariot med medellast.

Vad galler kraftvinklarna ar dessa genomgaende sma for alla bussar i alla scenarier. Denstorsta vinkeln i regionnatet ar 6,44, vilket intraffar i scenario B pa buss R7. Motsvarande idistributionsnatet ar 1,2 och intraffar i scenario D pa buss 15 i linjelittera 504.

7.2.3 Overforingskapaciteter

Figur 19 visar utnyttjade overforingskapaciteter i regionnatet vid maximal overgenerering.Som figuren visar nar flertalet scenarier upp till hoga utnyttjandegrader och i vissa fall avenover 100 %. Vilket blir sarskilt tydligt da simuleringar med ett okat behov genomfordes.Speciellt utsatta ar segment 1 och 4. Till viss del aven segment 2 och 5. Korresponderandevarden for distributionsnatet, linjelitterorna 501 och 504, aterfinns i figurerna 20a och 20b.For distributionsnatet har scenario F samma varden som scenario E. For samtliga scenarior,forutom scenario D, ar utnyttjandet langt under kapaciteten. I scenario D uppkommerutnyttjandegrader over 70 % i linjelittera 504, beroende av den stora mangden solcells-anlaggningar som placerades pa denna. Nar behovet okades med 20 % uppgick den till 90 %.Utnyttjade overforingskapaciteter for linjelitterorna 502 och 503 lag mellan vardena for 501och 504.

1 2 3 4 5 6 7 80

20

40

60

80

100

120

Ledningssegment

Utn

yttja

d öv

erfö

rings

kapa

cite

t [%

]

ABCDEFReferens

Figur 19: Utnyttjad overforingskapacitet i regionnatet vid maximal overgenerering. Som referens

anvandes grundscenariot med minlast.

34

7 RESULTAT

1 2 3 4 5 6 7 8 90

20

40

60

Ledningssegment

Utn

yttja

d öv

erfö

rings

kapa

cite

t [%

]

ABCDEReferens

(a) Linjelittera 501

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 140

20

40

60

Ledningssegment

Utn

yttja

d öv

erfö

rings

kapa

cite

t [%

]

ABCDEReferens

(b) Linjelittera 504

Figur 20: Utnyttjad overforingskapacitet i distributionsnatet vid maximal overgenerering (linjelittera

501 och 502). Som referens anvandes grundscenariot med minlast.

7.3 Kanslighetsanalyser

Vindkraftsmodellen

Resultatet av kanslighetsanalysen ses i tabell 27 i bilaga G och de testade parametrarna varvindhastighet och maximal effekt. Modellen gav storre relativa utslag for forandringar narvindstyrkan forandrades, bade vad galler total elgenerering och utnyttjandegrad. Nar detkommer till forandringar i maximal effekt gav modellen lagt utslag for total genererad el,men motsatt forandring vad galler utnyttjandegrad. Forandringen i vindstyrka ar detsammasom att justera effektkurvan och flytta denna antingen mot lagre eller hogre vindnivaer.Analysen visar att det darfor ar viktigt att anpassa sina vindturbiner efter radande vind-forhallanden och att en bra anpassning kan ge storre utslag an hogre installerad effekt.

35

7 RESULTAT

Solkraftsmodellen

Parametrarna verkningsgrad, direktinstralningsfaktorn samt markreflektionsfaktornvarierades ±20 %. Resultatet ar presenterat i tabell 28 i bilaga G. For forandringar iverkningsgraden visade modellen lika stora relativa utslag som variabeln varierades och narmarkreflektionsfaktorn varierades forandrades bade effekten och den genererade elenerginmarginellt. Forandringarna i direktinstralningsfaktorn visade daremot storre utslag i denmaximala effekten an i den genererade elenergin. En begransning i direktinstralning skulledarfor kunna utnyttjas for att minska overeffekter, samtidigt som minskningen i energin blirmindre.

Vagkraftsmodellen

I tabell 29 i bilaga G visas resultatet fran kanslighetsanalysen av vagkraftsmodellen. Bojensstorlek, den installerade effekten och infangningsration varierades. For forandringar i bojenshojd marktes endast ytterst sma forandringar i genererad energi och utnyttjandegrad. Nagothogre var forandringarna nar den installerade effekten forandrades, men den relativa for-andringen i genererad energi var anda bara runt en femtedel av vad forandringen iinstallerad effekt var. For bojens diameter och infangningsratio var forandringen nagotstorre, dock var den relativa forandringen fortfarande betydligt lagre an den relativavariationen av parametern.

Elnatsmodellen

Kanslighetsanalysen visade att alla parametrar har liten inverkan pa busspanningarna.Daremot skedde en del forandringar nar det galler totala forluster och maximalt utnyttjadoverforingskapacitet. Forandringen av reaktansen okade respektive minskade forlusten avreaktiv effekt, till ungefar halften mot forandringen av reaktansen. Samma sak narresistansen forandrades, men da skedde forandringen av forluster i aktiv effekt. Narkapaciteten forandrades minskade utnyttjandegraden hos det hardast ansatta lednings-segmentet med nagra procentenheter mindre an vad forandringen i overforingskapacitet var.For en minskning av overforingskapaciteten okade istallet forandringen med nagra procent-enheter mer an vad forandringen var. Forandringen av effektfaktorn hos lasterna ±0,05forandrade forlusterna av bade aktiv och reaktiv effekt med ungefar halften av vadforandringen var av effektfaktorn. En okning av effektfaktorn minskade forlusterna och viceversa. Samma monster, men nagot mindre till beloppet fanns hos den mest utnyttjadeoverforingskapaciteten. Vad galler forandringen av lasterna gav detta stort utslag paforluster av bade aktiv och reaktiv effekt. Vid en okning av lasterna okade forlusterna mer andubbelt sa mycket som forandringen av lasterna. Samma sak vid en minskning av lasterna.

Inte heller i distributionsnatet sags nagra stora forandringar i busspanningarna narparametrarna varierades. For overforingar och forluster forandrades forlusterna av aktiv ochreaktiv effekt lika mycket som resistansen och reaktansen hos ledningarna varierades. Narlasterna forandrades var monstret detsamma som for regionnatet. Resultaten frankanslighetsanalysen finns i bilaga G.

36

8 ANALYS

8 Analys

8.1 Statistisk analys

Att korrelationerna visade sig vara negativa mellan vind- och vagkraft ar positivt ochminskar sannolikheten for att bada genereringsslagen har maxeffekt samtidigt. Dock varbeloppet av korrelationen endast 0,1, vilket ar relativt svagt. Jamfort med effektbehovetvisade vindkraften en mycket lag positiv korrelation och aven om det statistisk gar attpavisa att den finns, ar det rent praktiskt svart att ta hansyn till. Daremot for solkraften ardet rimligt att anta att det genereras mer under de perioder da behovet ar stort. Det skapapekas att korrelationen galler for timvarden och att exempelvis sasongsvarden kan ledatill andra korrelationer.

8.2 Scenario A

Scenario A ar extra intressant, med tanke pa att den utbyggnad som foreslas kan antas varamojlig. Vidare ar det intressant av den anledningen att varken busspanningar elleroverforingskapaciteter overskred nagra tekniska begransningar. Det ar alltsa troligt attdenna mangd elenergi kan genereras lokalt pa Orust varje ar. Men for att bli sjalv-forsorjande skulle det kravas en minskning av elanvandningen med nastan 60 %. Huruvidadet ar mojligt att minska anvandningen med 60 % ligger utanfor detta arbete.

8.3 Ovriga scenarier

Busspanningar for ovriga scenarier var aven de inom granserna pa ±5 % fran nominellspanning. Aven kraftvinklarna var genomgaende sma. Det ar alltsa troligt att spanningarnainte kommer att vara det som satter begransningarna for en utbyggnad. Daremot overskredsoverforingskapaciteterna, eller atminstone uppvisades hoga varden, i samtliga scenarierforutom scenario A. Speciellt tydligt var detta nar behovet okades med 20 % och deinstallerade effekterna okades. Pa andra sidan minskade problemet nar behovet minskades.En viktig faktor till att lyckas med att pa arsbasis bli sjalvforsorjande pa elenergi ar attaven arbeta med att minska anvandningen.

For det mesta lag problemen med overforingsformaga i regionnatet och pa segment 1, alltsai transformatorn. Da det ar genom transformatorn all overskottseffekt ska transporterasmaste en begransning av effektgenereringen goras for att minska problemen i denna. Detsom gor resultatet for just segment 1 osakert ar det faktum att det ar oklart huruvida det aren transformator som forser bade Vattenfall och Fortums nat. Det som gor det troligt attdet ar tva transformatorer, ar det hoga kapacitetsutnyttjandet, 96 %, som uppmattes igrundscenariot med maximal last. Om sa ar fallet minskas problematiken av sig sjalv.Problem med overforingskapacitet uppkom aven i andra segment i regionnatet. For vissa avsegmenten kan andra atgarder an effektbegransningar atgarda problemen. Exempelvis att taalla segment i bruk. Men for generering pa buss R7, alltsa en del av vindkraften och allvagkraft, behovs troligtvis en viss begransning da genereringen ar for hog.

37

8 ANALYS

I distributionsnatet uppkom hogt utnyttjande av overforingskapaciteter i scenario D, narsolkraften kraftigt utokades. Daremot placerades all solkraft langt ut pa linjelitteran.Utnyttjandegraden borde kunna minskas genom att matcha genereringen med lasterna samtatt placera anlaggningarna i borjan av linjelitteran istallet. Enligt teorin skulle problemuppsta i transformatorn mellan region- och distributionsnat nar solcellspenetreringen blirfor hog. En brist i modellen ar att de har transformatorerna inte har modellerats och saledeskan eventuella kapacitetsbrister dar inte analyseras.

8.4 Atgarder

Olika atgarder testades for att studera hur belastningarna kunde minskas. Atgardernainbegrep sadant som att ta alla ledningssegment i regionnatet i bruk, begransa genereringenpa vissa bussar samt att flytta solceller. En fullstandig lista over testade atgarder for varjescenario finns i bilaga H. Scenario A bedomdes uppfylla alla kriterier och saledes genom-fordes inga atgarder for scenario A. Da inga begransningar uppkom vid medellast ochmedelgenerering, testades atgarderna endast for fallet med maximal overgenerering parespektive scenario. Nedan visas de resultatet av de atgarder med mest intressanta resultat.Bokstaven i benamningen av atgarden refererar till det scenario atgarden testades pa.

B2: Segment 9 i regionnatet togs i bruk.

B4:15 %: Vindkraften pa buss R3 i regionnatet begransades med 15 %.

C4:15 %: Vindkraften pa buss R7 i regionnatet begransades med 15 %.

D2:30 %: Vind- och vagkraften pa buss R7 i regionnatet begransades med 30%.

D4:X %: Samtliga solcellsanlaggningar pa linjelittera 504 i distributionsnatetflyttades till de bussar med storst last och solcellsgenereringen iforhallande till scenario D var X %.

E3:60 %: Vind- och vagkraften pa buss R7 i regionnatet begransades med 60%.

Ett urval av resultaten fran atgarderna pa regionnatet finns i figur 21 och for distributions-natet i figur 22. For att ge nagon storre effekt pa segment 1 i regionnatet kravdes attgenereringen begransades, vilket inses enkelt da all effekttransport till och fran natet skerdarigenom. For att minska den utnyttjade kapaciteten pa segmenten 2 och 5 hade det storeffekt att segment 9 togs i bruk. Nar det gjordes okade inte kapacitetsutnyttjandet pasegmenten 3, 7 eller 9 till nagra hogre varden.

38

8 ANALYS

1 2 3 4 5 6 7 8 90

20

40

60

80

Ledningssegment

Utn

yttja

d öv

erfö

rings

kapa

cite

t [%

]

B2B4:15%C4:15%D2:30%E3:60%Grund:minGrund:max

Figur 21: Utnyttytjandegrad for ett urval av vidtagna atgarder pa regionnatet med referenserna max-

och minlast for grundscenariot.

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 140

20

40

60

80

Ledningssegment

Utn

yttja

d öv

erfö

rings

kapa

cite

t [%

]

D3D4:100%D4:150%D4:200%D:max

Figur 22: Utnyttjandegrad for atgarderna pa distributionsnatet. Scenario D med max overgenerering

anvand som referens.

39

8 ANALYS

Nar nagra solcellsanlaggningar flyttades pa linjelittera 504 och placerades narmare borjanav linjen minskade den maximalt utnyttjade kapaciteten pa ett enskilt segment. Annu storreeffekt uppnaddes da samtliga anlaggningar pa linjen placerades pa de bussar som hadestorst last. Da kunde dessutom genereringen okas med 50 % utan att ett enskilt segmentskapacitet utnyttjades hogre an vad som var fallet i scenario D med maximal overgenerering.

I simuleringarna sattes transformatorn (segment 1) i regionnatet till ett konstant varde,vilket holl spanningen uppe pa buss 2. Anledningen var for att spanningen inte skulle sjunkafor lagt i grundscenariot for maxlast med okat behov. Figur 23 visar istallet nar forhallandetandrades sa att spanningarna tillats sjunka mer. Figuren visar spanningarna pa bussarnaoch utnyttjade overforingskapaciteter.

R0 R1 R2 R3 R4 R5 R6 R7 R80.97

0.98

0.99

1

1.01

1.02

1.03

Bussnamn

Spän

ning

[pu]

Scenario CScenario FScenario C−trafoScenario F−trafo

(a) Spanning

1 2 3 4 5 6 7 80

20

40

60

80

100

120

Ledningssegment

Utn

yttja

d öv

erfö

rings

kapa

cite

t

Scenario CScenario FScenario C−trafoScenario F−trafo

(b) Utnyttjad overforingskapacitet

Figur 23: Spanning och utnyttjad overforingskapacitet for forandrat forhallande i transformatorn (seg-

ment 1). Figuren visar scenarierna C och F och som referens finns dessa med i sitt grundutforande.

40

8 ANALYS

Spanningarna sjonk under 1,0 pu (figur 23a), men pa buss R3 och R7 holls spanningen uppeav vind- respektive vind- och vagkraftsgenereringen. Inga spanningar sjonk under grans-vardet 0,95 pu. Figur 23b visar utnyttjade overforingskapaciteter och som referens visasscenarierna C och F utan forandringen av transformatorn. Som ses i figuren sjunkerutnyttjandegraden, framforallt pa segment 1, men aven pa segment 4. Anledningen till dettaar att mindre reaktiv effekt maste tillforas systemet fran fastlandet.

8.5 Overgenerering

Den totala nettoeffekten kunde enbart beraknas for scenarierna A och B. Resultatet visadeatt det ar relativt fa timmar som nettoeffekten overskrider beloppet av den maximalalasten. En effektbegransning pa denna niva skulle alltsa endast paverka energigenereringenmarginellt. Det ar dock vanskligt att dra den slutsatsen, da hansyn inte tagits till reaktiveffekt. Simuleringarna visade att reaktiv effekt behover tillforas systemet for samtligascenarier. Detta gallde aven da generatorns forhallande forandras for att sankabusspanningarna. Men det borde kunna ses som ett riktmarke om att eventuella effekt-begransningar inte behover anvandas mer an nagra timmar om aret.

Som beskrevs om intermittens i avsnitt 4.2 minskar intermittensen nar anlaggningar spridsut. I simuleringarna av effekten antogs alla anlaggningar folja samma monster, men tillexempel solcellerna kommer att vara utplacerade geografiskt. Det ar troligt att foljden blirlagre effekttoppar och -dalar och foljaktligen aven en minskad nettoeffekt.

8.6 Energiforluster vid effektbegransning

Energiforlusterna vid effektbegransning visas i figur 31 i bilaga F i bade absoluta tal ochrelativt genereringen fran respektive genereringsslag. For sma effektbegransningar blirminkningen relativt sett en mindre del av den totala genereringen an den relativa effekt-begransningen. For stora effektbegransningar galler det motsatta. I tabell 18 presenteras hurstor energiforlusten maximalt blir for de alternativa scenarier som presenterats i figur 22.Ovriga alternativa scenarier foljer samma monster. Energiforlustens andel av bade totaltgenererad el och arsbehovet ar mindre an begransningens andel av den totalt installeradeeffekten.

Tabell 18: Maximalt minskad elgenerering och minskningens forhallande till totalt genererad energi samt

till behovet for nagra av de alternativa scenarierna.

Alternativt scenario

B4:15% C4:15% D2:30% E3:60%

Absolut forlust [MWh] 6360 2330 6560 24700

Andel av generering [%] 3,67 1,34 4,04 13,8

Andel av arsbehov [%] 3,65 1,33 3,76 14,1

41

8 ANALYS

8.7 Kanslighetsanalys

Kanslighetsanalysen visar att forandrade parametrar ger utslag i resultatet. De relativautslagen var dock inte storre an de relativa forandringarna, vilket tyder pa att modellen arstabil. Da det visade sig vara overforingskapaciteter som ar begransande vid utbyggnad, ardet intressant att vidare studera de verkliga overforingskapaciteterna pa Orust.

42

9 DISKUSSION

9 Diskussion

9.1 Syfte, mal & avgransningar

OKA:s syfte att gora Orust klimat- och energineutralt, dar elgenereringen ar en del, ar ettintressant steg i forsoken att skapa en mer hallbar samhallsutveckling. Daremot arbegreppet neutralt mer komplicerat an att sjalva genereringen ar klimatneutral. En livs-cykelanalys av exempelvis vindkraften skulle med all sannolikhet visa att utslapp av vaxt-husgaser forekommer.

Med malet att gora Orust sjalvforsorjande pa elenergi ar avgransningen att endast betraktaOrust rimlig och rapporten relevant. Fran ett storre perspektiv, med Sverige eller Europasom utgangspunkt blir det mer problematiskt. En utveckling dar manga sma geografiskaomraden forsoker gora sig sjalvforsorjande kan i forlangningen leda till en overgenerering ochett overskott, bade effekt- och energimassigt, pa elektricitet. Istallet for en lokal utbyggnadkan tankas en losning dar Orust investerar i fornybar elgenerering pa andra orter. Dennaelgenerering kan da forlaggas pa platser som har mer fordelaktiga forutsattningar gallandeelnatet. Dessutom kan en sadan losning pa ett battre satt styras for att tillgodose behovetutan overskottsgenerering pa ett storre plan. Det negativa med en sadan losning ar att storaprojekt kan ta langre tid att genomfora och motverkar den snabba omstallning som kankravas for att minimera klimatforandringarna. Vidare blir det en pedagogisk utmaning attda kommunicera att Orust ar sjalvforsorjande pa elenergi. Men for OKA:s overgripande malom att bli klimatneutrala fungerar det lika bra som elgenerering pa Orust.

Det finns aven planer pa att bygga en biogasanlaggning pa Orust och gasen skulle kunnaanvandas for elgenerering. Sadana mojligheter togs inte i beaktande och avgransades irapporten. Men den typen av anlaggning kan antagligen anvanda en synkrongenerator, vilketskulle vara positivt med tanke pa att Orust hade ett behov av att tillforas reaktiv effekt.

9.2 Metod

Den huvudsakliga metoden, att stalla upp timvarden for effektbehov och -generering hade igrunden kunnat ge bra resultat och visat hur stor nettoeffekten var for varje timme. Valetav just en timme for bedomning av effekten kan ifragasattas, med tanke pa att storaeffekttoppar och -dalar kan doljas med den tidsupplosningen. I sjalva verket ar det mojligtatt de verkliga effekttopparna ar markant storre an vad som beraknats i rapporten. Dock arden tillgangliga informationen pa just den har tidsskalan, vilket gor det omojligt attanvanda en kortare tidsupplosning. Den kortaste tidsupplosningen ar dessutom den som kange den basta uppskattningen av effekterna och annu fler toppar och dalar hade kunnatgommas i data med storre tidsupplosning.

43

9 DISKUSSION

Vidare kunde inte uteffekten fran all elgenerering sammanstallas med timvarden, da effekteni vagorna endast gavs for antalet forvantade timmar under ett ar. Men det gick anda att fafram ett worst case-scenario dar elnatets reaktion kunde testas, aven om scenariot intekommer att ske mer an nagra timmar varje ar. Sattet att berakna maximal overgenereringatt simulera fungerar for att uppna syftet med projektet, men som visades medberakningarna i avsnitt 6.2 av nettoeffekt, staller det hardare begransningar pa genereringenan om nettoeffekt hade kunnat beraknas for varje timme.

9.3 Effektbehovsmodellen

Effektbehovet uppskattades med utgangspunkten att Orust har samma effektprofil somresten av elomrade 3, med visst undantag for okat behov under sommaren. Da ingen studiegjordes av hur anvandningen ser ut pa Orust, jamfort med i resten av elomradet kanmodellen innehalla en del felaktigheter. En battre modell for effektbehovet, hade kunnatvara att jamfora Orust med ett annat, liknande, omrade. Dar exempelvis industri och jord-bruk har samma forhallanden till befolkningsmangden som pa Orust. Slutsatsen blir attberakningarna av effektbehovet kan innehalla en del felaktigheter.

OKA har i sina berakningar anvant elanvandningen for ett ar (2011) da de beraknat behovetav installerade effekter. I denna rapport anvandes istallet ett medelvarde for fler ar, vilketger en battre bild av hur stor anvandningen verkligen ar. Vidare raknade de aven med enminskad anvandning, vilket inte gjordes har. Fran perspektivet av hela Orust energisystem,aven inkluderat sadant som fossila branslen for transporter eller uppvarmning, kan det varabra att inte minska elanvandningen utan istallet fokusera pa att fasa ut de fossila branslena.Alltsa har det i den har rapporten raknats pa ett storre arsbehov an vad OKA anvant.

9.4 Elgenereringsmodeller

Generellt for elgenereringsmodellerna kan namnas att de kan forvantas generera storre delenav effekten vid en lagre effekt an den installerade. Det kommer sig av att anlaggningarna aranpassade for att klara av hoga effekter, men att de sallan forekommer.

Modellerna for vind- och solkraft gav relativt bra varden for genererad energi under ett ar,jamfort med verkliga anlaggningar pa Orust. Vad galler effekten enskilda timmar ar detomojligt att verifiera vardena, da det inte finns tillgang till effektgenereringen fran referens-anlaggningarna. Det har egentligen mindre betydelse vad galler simuleringarna pa elnatet,pa grund av att enbart de hogsta och lagsta vardena for genereringen anvandes. Daremothar det inverkan pa bedomningen av energiforlusten vid en begransning av effekten. Da hardet stor betydelse hur manga timmar en viss effektgenerering kan forvantas. Eftersom ingavagkraftsanlaggningar finns att verifiera emot, fick verifieringen ske mot planer forkommande anlaggningar. Verifieringen ar alltsa relativt osaker. Vidare kom information omkommande anlaggningar ifran det foretag som bygger anlaggningen och som kan ha intresseav att stalla vagkraften i battre dager an vad som verkligen kommer att vara fallet.

44

9 DISKUSSION

Modellen for solkraften antog att alla anlaggningar placerades i absolut soderlage och atteffekttopparna mitt pa dagen da intraffade samtidigt. Med anlaggningar placerade pahustak ar det troligt att anlaggningarna i verkligheten kommer att skilja sig nagot fransoderlage, med minskade effekttoppar och minskad energigenerering som foljd. Hademodellen tagit hansyn till detta hade antagligen elnatet kunnat hantera en storre andelsolceller. Samma diskussion gar att fora nar det galler bade vindkraft och vagkraft. Orust argeografiskt relativt litet, men det kommer inte att sluta blasa pa alla platser samtidigt.Vidare forekommer att vindkraftverk trappar ner sin generering nar maxvind nas, vilketytterligare minskar intermittensen.

En felkalla i elgenereringsmodellerna ar att vaderdata inte fanns direkt for Orust utan ficktas fran andra platser eller fran modeller som i fallet med soldata. For att uppna en god-tagbar utnyttjandegrad fick datan multipliceras med en faktor, vilket inte tog hansyn tillbland annat vindriktning eller solens lage pa himmelen. Viss verifiering gjordes avfaktorerna genom att jamfora med vaderdata fran andra platser, vilket visade att denmultiplicerande faktorn anda har viss relevans.

Ytterligare en diskussion kring elgenereringen ror vagkraften och det lampliga i att satsa pajust denna. Ska elenergi genereras med hjalp av krafter i vattnet kan det vara rimligt attanta den teknik som anvandes i avsnitt 4.3.3. Men i ett bredare perspektiv kan det varabattre att exempelvis satsa pa havsbaserad vindkraft. Vind- och vagkraften har imodellerna ungefar samma utnyttjandegrad, men da det ar mojligt att havsbaserad vind-kraft har hogre utnyttjandegrad ar den mer fordelaktig ur natsynpunkt eftersom den ger enlagre installerad effekt for samma mangd energi.

9.5 Natmodell

Den sista stora felkallan ar bristen pa tillgang till data over elnatet. Den givnainformationen var schematisk och detaljer saknades. Uppskattningarna gjordes utifranlitteratur och kan anses rimliga, men kan trots det innehalla en del felaktigheter. Fram-forallt i modellen av distributionsnatet, dar besluten om vilka bussar som beholls till vissdel var subjektiv, aven om riktlinjer fanns. Slutsatsen angaende den har felkallan ar attnagon stor elnatsagare maste involveras for noggrannare berakningar.

Placeringen av elgenereringen kan aven den diskuteras ytterligare. Vindkraftens placeringdirekt pa regionnatet med spanningen 40-kV kan vara for hog spanning for att anslutavindkraften. Mer troligt ar att den kommer att anslutas vid den lagre spanningen, medfoljden att transformatorerna mellan region- och distributionsnatet blir an hardarebelastade. En stor nackdel med modellen over elnatet var att just de har transformatorerna,mellan 40 kV och 10 kV, forsummades. Speciellt med tanke pa att det enligt tidigareforskning ar just dar som begransningarna ligger. Det maste alltsa utredas mer innan nagotbeslut tas for storre investeringar i anlaggningar. Vad galler solkraften ar det sannolikt attaven den ansluts vid en an lagre spanning. Det natet modellerades inte och vad effekten blirdar kan alltsa inte forutspas.

45

9 DISKUSSION

Slutligen ar vagkraftens anslutning direkt till regionnatet diskutabel. Osakerheten i teknikengor det svart att anta vid vilken spanning en vagkraftspark kommer att anslutas. Det finns idagslaget inte heller nagra konkreta planer pa att bygga ut den, vilket ytterligare forsvararantagandet. Daremot ar det tankbart att den ansluts pa en buss i narheten till havet och daar det sannolikt att anta att den ansluts vid den buss som gjordes.

9.6 Resultat

Generellt uppstar problem med overforingskapaciteter i samtliga sjalvforsorjande scenarier.Men aven scenario A som inte innebar sjalvforsorjning nar hoga varden i utnyttjadoverforingskapacitet. Beroende pa vilka krav som elnatsbolagen staller pa marginaler kan detvara mojligt att klara utbyggnaden i scenario A utan storre investeringar i utokad kapacitet.

Svarigheterna for solkraften uppstar vid hoga penetrationsnivaer men avhjalps enkelt genomplaceringen av anlaggningarna. Det ar saledes viktigt att redan tidigt ta fram en plan forvar utbyggnaden ska ske och undvika stora ansamlingar langt ut pa 10 kV-natet. Vad somdaremot inte simulerades var den lagsta spanningen, 0,4 kV. Arbetet kan alltsa inte genagot svar pa fragan exakt hur stor andel solkraft som kan integreras i distributionsnatet,men ar troligt att anta samma monster som for spanningsnivan direkt over kommer attgalla aven har. Saledes, solcellsanlaggningar bor placeras i borjan av natet nara trans-formatorn till hogre niva samt i direkt anslutning till de storsta lasterna.

I regionnatet uppstod ocksa problem med overforingskapaciteter, framst i transformatornmellan 130 och 40 kV. Den information som gavs for transformatorn var for Fortums del avnatet och det ar oklart om den aven forser ovriga delar av regionnatet. Men det antogs varafallet i simuleringarna och saledes var utnyttjandegraden hog pa denna. Om det istallet arpa det viset att Vattenfalls del av regionnatet forses av en annan transformator, kanutnyttjandegraden minska markant i den har delen av natet. Da den utnyttjade kapaciteteni transformatorn var hog aven i grundscenariot, ar det troligt att det finns ytterligare nagontransformator.

Atgarderna var for sig gav relativt litet resultat i minskad utnyttjandegrad av overforings-kapaciteterna. Men kombinerat astadkoms daremot storre forandringar. Det kan antas, attom Orust ska bli sjalvforsorjande, maste flera atgarder kombineras och samverka. Effekt-begransningen bor undvikas, i syfte att minimera energiforlusten en sadan leder till. Darforbehover styrningen av effektbegransningar, transformatorforhallanden, ibruktagande avledningssegment planeras noggrant. Den komplexitet en sadan styrning innebar starkerytterligare antagandet om att samarbete maste ske med nagot stort natbolag.

46

10 SLUTSATSER & VIDARE ARBETE

10 Slutsatser & vidare arbete

10.1 Slutsatser

OKA:s grundplan

Vad galler elgenerering fran vind- och solkraft blir slutsatsen att det ar rimligt med denmangd som OKA raknat med i sitt scenario. Vad galler vagkraften ar det mer osakert ochen utbyggnad ligger antagligen langre fram i tiden an 2020, som var aret da malen skullevara uppnadda. Arbetet visade att de utnyttjandegrader som OKA anvant for sinaberakningar, ar overskattade med nagra procentenheter. For att tacka sitt elenergibehov paarsbasis kommer det alltsa att kravas nagot hogre installerade effekter an vad OKA raknatmed. Det antagande som OKA gjort for att minska elanvandningen har inte beaktats.

Maximal overskottsgenerering

Rapporten visade att den maximala overskottsgenereringen av aktiv effekt ar tva till treganger storre an vad det maximala behovet av aktiv effekt ar, beroende av proportionernamellan genereringssatten. Saledes maste anlsutningarna till resterande elnat i Sverige kunnahantera stora overskottseffekter. Antalet timmar med en stor overskottsgenerering kanforvantas ske under endast ett fatal timmar varje ar. Anledningen ar den stora skillnadenmellan maximal generering och medelgenerering samt det fa antal timmar som genereringennar sina hogsta varden. Vidare visade studien att antalet timmar kommer att minskaytterligare, da nettoeffekten beraknades. Slutligen visade resultaten att behovet av reaktiveffekt inte kan genereras i tillracklig omfattning utan maste tillforas utifran.

Begransningar i elnatet

Forst och framst visade arbetet att forutan vagkraften kan OKA:s scenario byggas ut utanatt det uppkommer storre svarigheter i elnatet, vad galler mojligheterna till kraftoverforing.Studien visade att begransningarna i elnatet kommer att ligga i overforingskapaciteter,framst i systemets transformatorer. Den mest utsatta transformatorn i simuleringarna varden som forser regionnatet och kopplar ihop Orust med resten av Sverige. Ovriga trans-formatorer modellerades inte, och slutsatsen angaende deras begransande effekt kommerfran litteraturstudien. Vidare visades att busspanningar inte blir nagot problem forutbyggnaden av intermittent elgenerering pa Orust.

47

10 SLUTSATSER & VIDARE ARBETE

Atgarder for att minska begransningarna

Atgarderna som genomfordes for att minska problematiken med for hogt utnyttjande avoverforingskapaciteterna minskade alla till viss del problematiken. Minskningarna forenskilda atgarder var inte tillrackliga for att klara kraven. Darfor dras slutsatsen att flertaletatgarder maste tillampas for att elnatet ska klara en storskalig utbyggnad av lokal el-generering, utan att behova investera i okade overforingskapaciteter. Da flertalet atgarderkommer behovas och det faktum att de maste samverka, betyder att ett val planerat styr-system behovs. Det ger slutsatsen att ett samarbete med ett stort natbolag kravs for attkunna astadkomma denna styrning.

For att minska utnyttjandet av overforingskapaciteten pa segment 1 (transformatorn) iregionnatet kravdes antingen en effektbegransning eller att spanningen tillats sjunka iregionnatet. De namnda effektbegransningarna visade sig inte leda till nagon stor minskningi energigenereringen.

10.2 Vidare arbete

Studien ar en forsta analys av stabiliteten i elnatet. For att undvika att leveranssakerhetenminskar i och med en utbyggnad av lokal elgenerering behover fortsatta studier goras. Fordet forsta behover en studie goras med fullstandig data over elnatet och effektbehovet.Speciellt fokus bor ligga pa overforingsformagor och studera var begransningarna finns ochom kapaciteten kan okas utan att projekt fordyras och gor dem ekonomiskt olonsamma.

En bedomning av elnatsstabiliteten behover goras infor varje projekt, nar lokalitet och typav generering bestamts. Anledningen ar att olika typer av exempelvis vindturbiner kan geolika paverkan pa stabiliteten.

Matchningen av effekt gjordes endast for den aktiva komponenten. En matchning aven avden reaktiva effekten och en undersokning av mojligheterna att minimera tillforseln avreaktiv effekt behover studeras ytterligare. Studien visade att nar mindre reaktiv effektbehovde tillforas, minskade den utnyttjade overforingskapaciteten. Darfor ar det intressantatt studera hur reaktiv effekt kan genereras direkt pa Orust.

Mojligheterna till att fysiskt sprida ut anlaggningarna och/eller anslutning till fler bussarbor undersokas for att minska belastningarna pa enskilda ledningssegment.

Slutligen behover styrningen av systemet att studeras mer noggrant, for att undvika attatgarder motarbetar varandra och for att minimera den minskning av elgenerering someffektbegransningar medfor.

48

10 SLUTSATSER & VIDARE ARBETE

Referenser

Avdelningen for elektricitetslara, Uppsala universitet (2013-06-14). Lysekilsprojektet - forskning ochutveckling av vagkraft,http://www.el.angstrom.uu.se/forskningsprojekt/WavePower/Lysekilsprojektet.html [2014-07-02].

Bergman, L. (2014-06-15). Granska stodet till fornybar el,http://www.svd.se/opinion/brannpunkt/granska-stodet-till-fornybar-el_3646850.svd[2014-09-20].

Bernhoff, H., Sjostedt, E. och Leijon, M. (2006). Wave energy resources in sheltered sea areas: A case studyof the baltic sea, Renewable Energy, vol. 31(13), ss. 2164–2170.

Cruz, J. (2008). Ocean Wave Energy: Current Status and Future Prespectives, Berlin Heidelberg: Springer.

Cucumo, M., Rosa, A. D., Ferraro, V., Kaliakatsos, D. och Marinelli, V. (2006). Performance analysis of a 3kW grid-connected photovoltaic plant, Renewable Energy, vol. 31(8), ss. 1129–1138.

Eid, B. M., Rahim, N. A. och Selvaraj, J. (2013). Distributed photovoltaic generator performing reactivepower compensation: Sheikh Raihan, S. R. (red.), 2013 IEEE Conference on Clean Energy and Technology(ss. 38-41). Langkawi, Malaysia 18 - 20 november 2013. Tillganlig:http://ieeexplore.ieee.org/xpl/mostRecentIssue.jsp?punumber=6766295.

Energimyndigheten (2013). Energilaget 2013. Bromma: Arkitektkopia.

Engstrom, J., Eriksson, M., Goteman, M., Isberg, J. och Leijon, M. (2013). Performance of large arrays ofpoint absorbing direct-driven wave energy converters, Journal of Applied Physics, vol. 114(20), ss.204502:1–204502:6.

Eremia, M. och Shahidehpour, M. (2013). IEEE Press Series on Power Engineering: Handbook of ElectricalPower System Dynamics : Modeling, Stability, and Control. Hoboken, New Jersey: IEEE Press/Wiley.

Europeiska kommisionen (2014-10-02). Europa 2020-malen.http://ec.europa.eu/europe2020/europe-2020-in-a-nutshell/targets/index_sv.htm [2014-06-11].

Evans, D. L. (1981). Simplified method for predicting photovoltaic array output, Solar Energy vol. 27(6), ss.555–560.

Falnes, J. (2005). Ocean waves and oscillating systems: linear interactions including wave-energy extraction.Cambridge: Cambridge University Press.

Franzen, T. och Lundgren, S. (2002). Elkraftteknik. Lund: Studentlitteratur.

Georgilakis, P. S. (2008). Technical challenges associated with the integration of wind power into powersystems, Renewable and Sustainable Energy Reviews, vol. 12(3), ss. 852–863.

Gill, S., Stephen, B. och Galloway, S. (2012). Wind turbine condition assessment through power curve copulamodeling, IEEE Transactions on Sustainable Energy, vol. 3(1), ss. 94–101.

Glover, J. D., Sarma, Mulukutla S., . och Overbye, T. J. (2012). Power system analysis and design: SiEdition. 5th edn. Stamford, CT: Cengage Learning.

Henfridsson, U., Neimane, V., Strand, K., Kapper, R., Bernhoff, H., Danielsson, O., Leijon, M., Sundberg, J.,Thorburn, K., Ericsson, E. och Bergman, K. (2007). Wave energy potential in the baltic sea and the danishpart of the north sea, with reflections on the skagerrak, Renewable Energy, vol. 32(12), ss. 2069–2084.

Huberlin, H. (2012). Photovoltaics System Design and Practice. Hoboken: John Wiley & Sons ltd.

Kundur, P., Balu, N. J. och Lauby, M. G. (1994). Power system stability and control. New York:McGraw-Hill.

Lantmateriet (2013). Terrangkartan: 563 Lysekil. Skala 1:50 000. Gavle: Lantmateriet.

i

10 SLUTSATSER & VIDARE ARBETE

Levine, D. M., Ramsey, P. P. och Smidt, R. K. (2001). Applied statistics for engineers and scientists: usingMicrosoft Excel and Minitab. London: Prentice Hall.

Li, H., Xu, Y., Adhikari, S., Rizy, D. T., Li, F. och Irminger, P. (2012). Real and reactive power control of athree-phase single-stage pv system and pv voltage stability, Power and Energy Society General Meeting,2012 IEEE (ss. 1–8). San Diego, USA 22-26 juli 2012. Tillganglig:http://ieeexplore.ieee.org/xpl/mostRecentIssue.jsp?punumber=6330648.

Lopes, J. A. P., Hatziargyriou, N., Mutale, J., Djapic, P. och Jenkins, N. (2007). Integrating distributedgeneration into electric power systems: A review of drivers, challenges and opportunities, Electric PowerSystems Research, vol. 77(9), ss. 1189–1203.

Lundstrom, A. H. och Steen, A. (2014-06-16). Fel att peka ut vindkraften som ett problem, http://www.svd.se/opinion/brannpunkt/elpriset-for-lagt-for-att-motivera-nyinvesteringar_3661842.svd[2014-09-20].

Lydia, M., Selvakumar, A. I., Kumar, S. S. och Kumar, G. E. P. (2013). Advanced algorithms for windturbine power curve modeling, IEEE Transactions on Sustainable Energy vol. 4(3), ss. 827–835.

Machowski, J., Bialek, J. W. och Bumby, J. R. (2008). Power system dynamics: stability and control. 2ndedn. Chichester: John Wiley & Sons ltd.

Miljoaktuellt (2014-05-02). Kanarieo blir helt sjalvforsorjande pa fornybar el, http://miljoaktuellt.idg.se/2.1845/1.559256/kanarieo-blir-helt-sjalvforsorjande-pa-fornybar-el#disqus_thread[2014-09-20].

Nasvall, D. (2013). Development of a model for physical and economical optimization of distributed pvsystems. Uppsala universitet. Energisystemprogrammet (examensarbete UPTEC ES, ISSN 1650-8300;13027).

Nationalencyklopedin (2014). Orust, http://www.ne.se.ezproxy.its.uu.se/lang/orust.

Orust kommun (ua). Kommunfakta,http://www.orust.se/amnesomrade/kommunochpolitik/kommunfakta.4.403d444a13f99aae5234fe.html[2014-06-05].

Orust Kretsloppsakademi (ua). Orust kretsloppsakademi,http://www.orustkretsloppsakademi.se/[2014-10-15].

Paatero, J. V. och Lund, P. D. (2007). Effects of large-scale photovoltaic power integration on electricitydistribution networks, Renewable Energy vol. 32(2), ss. 216–234.

Perez-Blanco, H., Richards, S. och Leyde, B. (2013). When intermittent power production serves transientloads, Applied Thermal Engineering vol. 50(2), ss. 1549–1556.

Purwadi, A., Ikhsan, M., Hariyanto, N., Heryana, N. och Haroen, Y. (2013). Wind speed calculation by usingelectrical output and wind turbine power curve: Mustika, I. W. (red.), 2013 International Conference onInformation Technology and Electrical Engineering (ICITEE) (ss. 420–423). Yogyakarta, Indonesien 7-8oktober 2013. Tillganglig: http://ieeexplore.ieee.org/xpl/mostRecentIssue.jsp?punumber=6659469.

SCB (2014-09-17). Statistikdatabasen, http://www.statistikdatabasen.scb.se/ [2014-09-17].

Seabased AB (2013). Vagkraft i Sotenas, http://www.seabased.com/sv/projekt/sotenaes [2014-07-29].

SMHI (2014a). Extracting strang data, http://strang.smhi.se/extraction/index.php [2014-05-05].

SMHI(2014b) SMHI Oppna data Meteorologiska observationer,http://opendata-download-metobs.smhi.se/explore/# [2014-05-14].

Soder, L. (2014). Pa vag mot en elforsorjningbaserad pa enbart fornybar el i sverige : En studie om behov avreglerkraft och overforingskapacitet. ver. 4.0. Stockholm, Kungliga tekniska hogskolan (Skolan for elektro-och systemteknik (EES), Elektriska energisystem). Tillganglig:http://www.diva-portal.org/smash/record.jsf?searchId=3&pid=diva2:727697.

ii

10 SLUTSATSER & VIDARE ARBETE

Stromstedt, E., Waters, R., Eriksson, M., Svensson, O., Sundberg, J., Leijon, M., Gustafsson, S., Danielsson,O. och Stalberg, M. (2007). Experimental results from sea trials of an offshore wave energy system,Applied Physics Letters vol. 90(3), ss. 034105:1–034105:3.

SvK (2014-01-21). Elstatistik per elomrade.http://www.svk.se/Drift-och-marknad/Statistik/Elstatistik-per-elomrade/ [2014-06-05].

Tarroja, B., Mueller, F. och Samuelsen, S. (2013). Solar power variability and spatial diversification:implications from an electric grid load balancing perspective, International Journal of Energy Researchvol. 37(9), ss. 1002–1016.

Tyrberg, S., Svensson, O., Kurupath, V., Engstrom, J., Stromstedt, E. och Leijon, M. (2011). Wave buoy andtranslator motions - on-site measurements and simulations, IEEE Journal of Oceanic Engineering vol.36(3), ss. 377–385.

Vestas (2014). 2 MW Platform [Broschyr]. http://nozebra.ipapercms.dk/Vestas/Communication/Productbrochure/2MWbrochure/2MWProductBrochure/.

Waters, R., Engstroom, J., Isberg, J. och Leijon, M. (2009). Wave climate off the swedish west coast,Renewable Energy vol 34(6), ss 1600–1606.

Widen, J. (2010). System Studies and Simulations of Distributed Photovoltaics in Sweden. Diss. UppsalaUniversity.

Opublicerat materialBorge, M. (2014-05-06). Orust Drift AB, Telefonsamtal.

Borsch Reniers, R. (2014-06-18). Fortum Long term planning, E-post.

Dalenback, J.-O. och Haegermark, M. (2014-05-23). Energi och miljo, Chalmers tekniska hogskola. Solenergi- bara for entusiaster eller pa alla tak?, Forelasning: Chalmers 5xEnergi, [2014-05-23].

Finnman, A. (2014-04-24). Vattenfall Natanalys, Telefonsamtal.

Ingmarsson, P. (2014-06-26). SP Sveriges Tekniska Forskningsinstitut. Foretagande, miljo och fornybarenergi, Seminarium arrangerat av Fouriertransfrom, Foretagarna och Sotenas kommun, i Smogen.

Ivarsson, T. (2014-05-07). Harods gard, E-post.

Jansson, A. (2014-06-26). Minesto - Tidal Energy Solutions. Foretagande, miljo och fornybar energi,Seminarium arrangerat av Fouriertransfrom, Foretagarna och Sotenas kommun, i Smogen.

Kaberger, T. (2014). Energi och miljo, Chalmers tekniska hogskola. Hur blaser vindarna?, Seminariumarrangerat av Power Vast.

Larsson, M. (2014-04-28). Vastra Orusts Energitjanst, Telefonsamtal och e-post.

Leijon, M. (2014-06-26). Seabased AB. Foretagande, miljo och fornybar energi, Seminarium arrangerat avFouriertransfrom, Foretagarna och Sotenas kommun, i Smogen.

Lindelof, U. (2014-06-26). Waves 4 Power. Foretagande, miljo och fornybar energi, Seminarium arrangerat avFouriertransfrom, Foretagarna och Sotenas kommun, i Smogen.

Malmen, P. (2014-04-15). Orust Kretsloppsakademi, E-post.

Widen, J. (2014). Institutionen for teknikvetenskaper, Uppsala universitet, E-post.

Widen, J., Wackelgard, E. och Lund, P. D. (2009). Options for improving the load matching capability ofdistributed photovoltaics: Methodology and application to high-latitude data, Solar Energy vol. 83(11),1953–1966.

iii

A TREKOMPONENTSMODELLEN FOR SOLKRAFT

A Trekomponentsmodellen for solkraft

Trekomponentsmodellen for elgenerering fran solceller. Subindexet G star for att planetlutar, B, D och R star for direkt, diffus respektive reflekterad solinstralning. ρ ar mark-reflektionsfaktorn och G ar global instralning mot ett horisontellt markplan. RB ar enfunktion av β och γ. Enligt Huberlin (2012) ar berakningarna mycket komplicerade men fornagra olika vinklar β och for latituden 60 finns det presenterat i tabell 19.

GG = GGB +GGD +GGR (4)

GGB = RBGB (5)

GGD =1 + cos β

2GD =

1 + cos β

2(G−GB) (6)

GGR =1− cos β

2GR =

1− cos β

2ρG (7)

Tabell 19: Nagra olika varden pa faktorn RB for latituden 58 och γ = 0 (Huberlin, 2012, s. 649).

β jan feb mars apr maj juni juli aug sep okt nov dec30 3,74 2,44 1,74 1,36 1,16 1,09 1,12 1,26 1,55 2,14 3,22 4,6345 4,78 2,93 1,94 1,41 1,13 1,03 1,07 1,27 1,68 2,51 4,03 6,0360 5,48 3,22 2,01 1,36 1,02 0,91 0,96 1,19 1,69 2,70 4,57 7,02

iv

B BERAKNING AV KORRELATION

B Berakning av korrelation

Korrelationen mellan tva urval gors med ekvation 8, dar SSXY, SSX och SSY beraknasenligt ekvation 9. X och Y ar urvalen och dess medelvarden ar X och Y (Levine et al.,2001). For r<0 finns en negativ korrelation och for r>0 positiv korrelation, som blir perfektnar r blir ±1. For r=0 finns ingen korrelation

r =SSXY√

SSX√SSY

(8)

SSXY =n

i=1

(Xi − X)(Yi − Y )

SSX =n

i=1

(Xi − X)2

SSXY =n

i=1

(Yi − Y )2

(9)

For berakning av signifikans av korrelationen anvands ekvation 10, dar ρ ar det korrelations-varde som ska testas och n ar antalet frihetsgrader. For att testa nollhypotesen dar ingenkorrelation foreligger ar ρ=0, vilket gors i detta arbete. Levine et al. (2001) ger varden pa tfor olika signifikans, vilka presenteras i tabell 20. For 95 % signifikans lases vardena av pa0,025.

t =r − ρ

1−r2n−2

(10)

Tabell 20: For mer an 120 frihetsgrader representerar vardena for t till den specificerade ovre kvartilen.

Ovre kvartilen0,25 0,10 0,05 0,025 0,01 0,005

t 0,6745 1,2816 1,6449 1,9600 2,3263 2,5758

v

C DATA FOR DISTRIBUTIONSNATET

C Data for distributionsnatet

Tabell 21: Data for linjelittera 501 i distributionsnatet.

Fran punkt Till punkt Fas + Langd I (A) Belastnings- P[kW] Q [kVAr]nolledarens area grad [%]

TTO50 O501001H 150 mm2 + 0 mm2 9 33,20 12,50 552,10 191,00O501001H O501014H 157 mm2 + 0 mm2 510 33,30 12,10 552,10 191,20O501014H 501-F11 157 mm2 + 0 mm2 11 5,20 1,90 85,64 29,56501-F11 501002 95 mm2 + 25 mm2 488 5,10 2,10 85,64 32,10O501014H O50110 157 mm2 + 0 mm2 57 29,10 10,60 481,60 163,00O50110 501001 157 mm2 + 0 mm2 634 28,50 10,40 470,80 159,60501001 O501003H 157 mm2 + 0 mm2 606 27,60 10,00 454,40 153,00O501003H O50109 157 mm2 + 0 mm2 181 19,70 7,10 320,40 102,50O50109 O501010H 157 mm2 + 0 mm2 743 16,70 6,10 270,50 84,88O501010H 501-F8 99 mm2 + 0 mm2 230 14,80 7,10 238,30 72,41501-F8 O501015H 99 mm2 + 0 mm2 119 14,80 7,10 238,30 72,42O501015H O501017H 99 mm2 + 0 mm2 279 14,40 6,90 231,60 69,20O501017H O501018H 99 mm2 + 0 mm2 142 14,40 6,90 231,50 69,21O501018H O501047H 99 mm2 + 0 mm2 292 13,40 6,30 212,40 61,30O501047H O20453 99 mm2 + 0 mm2 143 13,30 6,30 212,40 61,32O20453 O501019H 99 mm2 + 0 mm2 77 12,30 5,90 196,70 55,27O501019H O501002H 99 mm2 + 0 mm2 83 12,30 5,90 196,70 55,28O501002H O501020H 99 mm2 + 0 mm2 122 12,30 5,90 196,70 55,31O501020H O501021H 99 mm2 + 0 mm2 175 8,10 3,90 124,60 27,92O501021H O501023H 62 mm2 + 0 mm2 162 7,80 5,00 120,10 26,33O501023H O501007H 62 mm2 + 0 mm2 127 7,80 5,00 120,10 26,37O501007H Kabelskarv / avslut 62 mm2 + 0 mm2 47 7,80 5,00 120,10 26,39Kabelskarv / avslut O50150 95 mm2 + 25 mm2 256 7,80 3,20 120,10 27,72O50150 OHX000081 50 mm2 + 16 mm2 378 2,90 1,70 37,64 -3,55OHX000081 O20445 50 mm2 + 25 mm2 1222 2,60 1,50 37,64 3,25O20445 Kabelskarv / avslut 50 mm2 + 25 mm2 181 1,20 0,70 15,69 0,80Kabelskarv / avslut O50149 50 mm2 + 25 mm2 669 1,00 0,60 15,68 4,48O50150 Kabelskarv / avslut 95 mm2 + 25 mm2 6 0,20 0,10 2,31 0,03Kabelskarv / avslut O501024H 95 mm2 + 25 mm2 50 0,20 0,10 2,31 0,32O501024H O501063H 99 mm2 + 0 mm2 137 0,20 0,10 2,31 0,60O501063H O20450 99 mm2 + 0 mm2 378 0,20 0,10 2,31 0,69O501021H O20448 99 mm2 + 0 mm2 736 0,60 0,30 9,11 3,34O20448 O501033H 99 mm2 + 0 mm2 32 0,00 0,00 0,00 -0,26O501033H O501062H 99 mm2 + 0 mm2 731 0,00 0,00 0,00 -0,13O501062H 204-F4 99 mm2 + 0 mm2 228 0,00 0,00 0,00 0,00O501020H O501060H 99 mm2 + 0 mm2 189 5,20 2,50 87,23 34,07O501060H O501022H 99 mm2 + 0 mm2 429 2,90 1,40 48,74 18,84O501022H O20452 99 mm2 + 0 mm2 295 2,90 1,40 48,73 18,96O501060H O20451 99 mm2 + 0 mm2 70 2,80 1,30 46,60 18,90O501018H O20455 62 mm2 + 0 mm2 227 2,10 1,40 34,49 15,25O501015H O501016H 99 mm2 + 0 mm2 131 0,90 0,40 14,08 6,77O501016H O20457 99 mm2 + 0 mm2 78 0,90 0,40 14,08 6,81O501010H O50111 157 mm2 + 0 mm2 241 2,80 1,00 46,88 19,30O50111 501-F40 157 mm2 + 0 mm2 65 0,00 0,00 0,00 0,00O501003H O501004H 99 mm2 + 0 mm2 330 9,80 4,70 153,60 31,17O501004H O50147 95 mm2 + 25 mm2 348 9,70 4,10 153,60 33,00O50147 O50148 95 mm2 + 25 mm2 997 7,80 3,30 124,40 29,22O50148 Generisk punkt (nod) 95 mm2 + 25 mm2 150 5,50 2,30 86,85 22,65Generisk punkt (nod) O502051H 99 mm2 + 0 mm2 317 5,50 2,60 86,84 23,49O502051H O502052H 62 mm2 + 0 mm2 105 1,30 0,90 22,60 7,39O502052H O50152 62 mm2 + 0 mm2 47 1,30 0,90 22,60 7,42O502051H Kabelskarv / avslut 99 mm2 + 0 mm2 530 4,50 2,10 69,48 18,00Kabelskarv / avslut O50151 95 mm2 + 25 mm2 1158 4,30 1,80 69,47 24,09O50148 O50249 95 mm2 + 25 mm2 412 1,40 0,60 23,92 5,73

vi

C DATA FOR DISTRIBUTIONSNATET

Tabell 22: Data for linjelittera 502 i distributionsnatet.

Fran punkt Till punkt Fas + Langd I (A) Belastnings- P[kW] Q [kVAr]nolledarens area grad [%]

TTO50 Kabelskarv / avslut 150 mm2 + 25 mm2 1451 49,40 15,90 816,30 263,50Kabelskarv / avslut 502-F3 62 mm2 + 0 mm2 50 49,20 31,80 814,20 271,40502-F3 O502024H 99 mm2 + 0 mm2 290 49,30 23,50 814,00 271,30O502024H O502008H 99 mm2 + 0 mm2 594 46,80 22,30 770,60 253,40O502008H O50207 62 mm2 + 0 mm2 420 7,40 4,80 121,30 50,80O50207 O502010H 62 mm2 + 0 mm2 109 3,60 2,30 58,28 21,41O502010H O502057H 95 mm2 + 0 mm2 253 3,50 1,70 58,28 22,87O502057H O502011H 62 mm2 + 0 mm2 362 3,50 2,30 58,27 24,38O502011H O50209 62 mm2 + 0 mm2 101 3,50 2,30 58,27 24,45O502008H O502012H 99 mm2 + 0 mm2 845 41,10 19,50 673,40 210,20O502012H O50219 99 mm2 + 0 mm2 153 41,10 19,60 672,10 208,90O50219 502-FA7 99 mm2 + 0 mm2 127 39,40 18,80 644,30 197,20502-FA7 O50220 99 mm2 + 0 mm2 650 39,50 18,80 644,10 197,10O50220 O502028H 99 mm2 + 0 mm2 159 38,30 18,20 623,30 188,20O502028H O502002H 99 mm2 + 0 mm2 357 35,60 17,00 578,90 169,50O502002H 502-F6 99 mm2 + 0 mm2 119 21,10 10,10 334,70 77,36502-F6 O502030H 99 mm2 + 0 mm2 263 21,10 10,10 334,60 77,37O502030H O502029H 99 mm2 + 0 mm2 267 21,10 10,10 334,50 77,34O502029H Kabelskarv / avslut 99 mm2 + 0 mm2 101 21,10 10,10 334,40 77,28Kabelskarv / avslut O50255 95 mm2 + 25 mm2 152 21,10 8,80 334,40 78,04O50255 Kabelskarv / avslut 95 mm2 + 25 mm2 466 17,80 7,40 281,10 58,48Kabelskarv / avslut Kabelskarv / avslut 95 mm2 + 25 mm2 300 17,70 7,40 281,00 62,41Kabelskarv / avslut O50256 95 mm2 + 25 mm2 114 17,70 7,40 280,90 64,54O50256 Kabelskarv / avslut 95 mm2 + 25 mm2 879 16,20 6,70 258,10 60,94Kabelskarv / avslut O50257 95 mm2 + 25 mm2 243 16,00 6,70 257,80 66,71O50257 Kabelskarv / avslut 95 mm2 + 25 mm2 175 5,80 2,40 86,37 10,10Kabelskarv / avslut Kabelskarv / avslut 95 mm2 + 25 mm2 493 5,70 2,40 86,36 13,57Kabelskarv / avslut O50262 95 mm2 + 25 mm2 249 5,60 2,30 86,35 17,42O50262 Kabelskarv / avslut 95 mm2 + 25 mm2 253 3,70 1,50 55,96 8,22Kabelskarv / avslut Kabelskarv / avslut 95 mm2 + 25 mm2 484 3,60 1,50 55,95 12,50Kabelskarv / avslut Kabelskarv / avslut 95 mm2 + 25 mm2 325 3,50 1,40 55,95 16,25Kabelskarv / avslut Kabelskarv / avslut 95 mm2 + 25 mm2 35 3,40 1,40 55,94 18,12Kabelskarv / avslut O50227 95 mm2 + 25 mm2 285 3,40 1,40 55,94 19,78O50257 Kabelskarv / avslut 50 mm2 + 25 mm2 463 8,70 5,10 134,70 24,81Kabelskarv / avslut O50251 50 mm2 + 25 mm2 271 8,60 5,00 134,60 27,98O50251 Kabelskarv / avslut 50 mm2 + 16 mm2 114 5,70 3,30 86,64 10,16Kabelskarv / avslut O50259 50 mm2 + 25 mm2 1212 5,50 3,20 86,63 15,86O50259 O50260 50 mm2 + 25 mm2 755 3,00 1,80 47,18 11,09O50260 Kabelskarv / avslut 16 mm2 + 10 mm2 13 2,30 2,00 37,40 11,18Kabelskarv / avslut O50232 16 mm2 + 10 mm2 585 2,30 2,00 37,40 12,83O502002H O502038H 99 mm2 + 0 mm2 410 16,70 8,00 269,40 77,36O502038H O50233 99 mm2 + 0 mm2 57 16,70 8,00 269,30 77,32O50233 502-F4 99 mm2 + 0 mm2 111 14,60 6,90 234,50 62,72502-F4 O502039H 99 mm2 + 0 mm2 428 14,60 6,90 234,50 62,79O502039H O502040H 62 mm2 + 0 mm2 309 12,60 8,10 200,40 49,90O502040H O502042H 62 mm2 + 0 mm2 785 3,00 1,90 48,67 20,89O502042H O50237 62 mm2 + 0 mm2 91 3,00 1,90 48,66 21,03O502040H O502041H 62 mm2 + 0 mm2 70 10,50 6,70 165,40 35,17O502041H O50235 62 mm2 + 0 mm2 88 10,50 6,70 165,40 35,19O50235 O50253 95 mm2 + 25 mm2 1024 7,40 3,10 115,40 22,42O50253 O50254 95 mm2 + 25 mm2 812 1,90 0,80 22,32 -5,73O50254 O50151 95 mm2 + 25 mm2 1071 0,30 0,10 0,00 -5,56O50253 Kabelskarv / avslut 95 mm2 + 25 mm2 726 4,50 1,90 71,55 12,39Kabelskarv / avslut O50241 95 mm2 + 25 mm2 342 4,50 1,80 71,53 17,93O50241 O50244 50 mm2 + 16 mm2 477 1,80 1,00 29,42 7,77O502039H Kabelskarv / avslut 99 mm2 + 0 mm2 55 2,70 1,30 45,09 17,21Kabelskarv / avslut O502043H 95 mm2 + 25 mm2 62 2,70 1,10 45,09 17,54O502043H O502044H 62 mm2 + 0 mm2 149 2,70 1,80 45,09 17,89O502044H O50239 62 mm2 + 0 mm2 78 2,70 2,80 45,09 17,93O502028H O502009H 62 mm2 + 0 mm2 132 3,30 2,10 54,74 23,06O502009H O502027H 62 mm2 + 0 mm2 174 3,30 2,10 54,74 23,11O502027H O50221 62 mm2 + 0 mm2 40 3,30 2,10 54,74 23,15O502024H O50252 62 mm2 + 0 mm2 100 3,60 2,30 59,74 25,09O50252 O502025H 62 mm2 + 0 mm2 115 3,40 2,20 56,29 23,45O502025H O50205 62 mm2 + 0 mm2 229 3,40 2,20 56,29 23,50Kabelskarv / avslut Kabelskarv / avslut 62 mm2 + 0 mm2 170 0,00 0,00 0,00 -0,03

vii

C DATA FOR DISTRIBUTIONSNATET

Tabell 23: Data for linjelittera 503 i distributionsnatet (1 av 2).

Fran punkt Till punkt Fas + Langd I (A) Belastnings- P[kW] Q [kVAr]nolledarens area grad [%]

TTO50 O50341 150 mm2 + 25 mm2 1375 39,00 12,60 644,50 207,90O50341 O50342 150 mm2 + 25 mm2 523 38,00 12,30 630,10 212,50O50342 Kabelskarv / avslut 95 mm2 + 25 mm2 16 17,60 7,30 286,70 85,52Kabelskarv / avslut O503006H 99 mm2 + 0 mm2 240 17,60 8,40 286,70 85,64O503006H O503008H 99 mm2 + 0 mm2 444 17,60 8,40 286,60 85,68O503008H O503011H 99 mm2 + 0 mm2 129 17,60 8,40 286,50 85,64O503011H O50307 99 mm2 + 0 mm2 204 17,60 8,40 286,40 85,65O50307 503-F7 99 mm2 + 0 mm2 9 16,40 7,80 266,40 76,60503-F7 O503012H 99 mm2 + 0 mm2 287 16,40 7,80 266,40 76,65O503012H O50310 99 mm2 + 0 mm2 913 11,50 5,50 184,50 44,11O50310 O503030H 99 mm2 + 0 mm2 177 10,60 5,00 168,20 38,47O503030H O50311 62 mm2 + 0 mm2 314 2,60 1,70 43,50 17,53O503030H O503014H 99 mm2 + 0 mm2 66 8,70 4,20 136,50 26,28O503014H 503-F3 99 mm2 + 0 mm2 298 8,70 4,20 136,50 26,34503-F3 O503016H 99 mm2 + 0 mm2 88 8,70 4,20 136,50 26,38O503016H Kabelskarv / avslut 99 mm2 + 0 mm2 46 8,70 4,20 136,50 26,40Kabelskarv / avslut Kabelskarv / avslut 95 mm2 + 25 mm2 64 1,30 0,50 20,57 6,32Kabelskarv / avslut O50312 95 mm2 + 25 mm2 159 1,30 0,50 20,57 7,48Kabelskarv / avslut O50343 95 mm2 + 25 mm2 275 7,90 3,30 122,40 22,39O50343 Kabelskarv / avslut 95 mm2 + 25 mm2 241 4,10 1,70 60,58 -0,71Kabelskarv / avslut Kabelskarv / avslut 95 mm2 + 25 mm2 14 4,10 1,70 60,58 0,62Kabelskarv / avslut Kabelskarv / avslut 95 mm2 + 25 mm2 218 4,00 1,70 60,58 1,82Kabelskarv / avslut Kabelskarv / avslut 95 mm2 + 25 mm2 11 4,00 1,70 60,57 3,01Kabelskarv / avslut Kabelskarv / avslut 95 mm2 + 25 mm2 16 4,00 1,70 60,57 3,15Kabelskarv / avslut Kabelskarv / avslut 95 mm2 + 25 mm2 607 3,90 1,60 60,57 6,39Kabelskarv / avslut Kabelskarv / avslut 95 mm2 + 25 mm2 17 3,80 1,60 60,56 9,63Kabelskarv / avslut O50345 95 mm2 + 25 mm2 316 3,80 1,60 60,56 11,36O50345 Kabelskarv / avslut 95 mm2 + 25 mm2 714 2,80 1,20 46,22 12,04Kabelskarv / avslut O503023H 62 mm2 + 0 mm2 244 1,40 0,90 23,16 7,32O503023H O50317 62 mm2 + 0 mm2 719 1,40 0,90 23,16 7,49Kabelskarv / avslut O503022H 62 mm2 + 0 mm2 54 1,60 1,00 27,26 9,63O503022H O503024H 99 mm2 + 0 mm2 149 1,60 0,80 27,26 9,67O503024H O503025H 99 mm2 + 0 mm2 122 1,60 0,80 27,26 9,71O503025H O50319 99 mm2 + 0 mm2 13 1,60 0,80 27,26 9,74O503025H O503026H 62 mm2 + 0 mm2 1158 0,00 0,00 0,00 -0,32O503026H Kabelskarv / avslut 62 mm2 + 0 mm2 67 0,00 0,00 0,00 -0,11Kabelskarv / avslut O50449 95 mm2 + 25 mm2 10 0,00 0,00 0,00 -0,05O50343 Kabelskarv / avslut 50 mm2 + 25 mm2 892 3,20 1,90 49,46 12,91Kabelskarv / avslut Kabelskarv / avslut 50 mm2 + 25 mm2 56 3,10 1,80 49,45 17,02Kabelskarv / avslut Kabelskarv / avslut 50 mm2 + 25 mm2 20 3,10 1,80 49,45 17,35Kabelskarv / avslut Kabelskarv / avslut 50 mm2 + 25 mm2 11 3,10 1,80 49,45 17,49Kabelskarv / avslut O50344 50 mm2 + 25 mm2 414 3,00 1,80 49,45 19,33O503012H O503013H 62 mm2 + 0 mm2 167 2,80 1,80 45,89 18,93O503013H O50309 62 mm2 + 0 mm2 394 2,80 1,80 45,89 19,30O503012H Kabelskarv / avslut 99 mm2 + 0 mm2 163 3,50 1,70 57,10 17,97Kabelskarv / avslut Kabelskarv / avslut 95 mm2 + 25 mm2 198 3,50 1,50 57,10 19,30Kabelskarv / avslut O50308 95 mm2 + 25 mm2 282 3,40 1,40 57,10 21,52O503006H O503005H 99 mm2 + 0 mm2 397 0,00 0,00 0,00 -0,07O50342 Kabelskarv / avslut 95 mm2 + 25 mm2 15 21,40 8,90 350,40 103,90Kabelskarv / avslut O50340 95 mm2 + 25 mm2 488 21,30 8,90 350,40 106,60O50340 Kabelskarv / avslut 95 mm2 + 25 mm2 289 17,90 7,50 294,40 88,88Kabelskarv / avslut O503007H 95 mm2 + 25 mm2 80 17,90 7,50 294,30 90,77O503007H O503027H 99 mm2 + 0 mm2 599 17,90 8,50 294,30 91,29O503027H O503032H 99 mm2 + 0 mm2 68 17,90 8,50 294,10 91,20O503032H 503-F4 99 mm2 + 0 mm2 132 16,50 7,80 269,70 82,69503-F4 Generisk punkt (nod) 99 mm2 + 0 mm2 157 16,50 7,80 269,70 82,70Generisk punkt (nod) O50328 50 mm2 + 16 mm2 316 1,80 1,00 29,31 10,05Generisk punkt (nod) O503033H 99 mm2 + 0 mm2 542 15,30 7,30 249,20 75,39O503033H O503044H 99 mm2 + 0 mm2 69 15,20 7,30 249,00 75,37O503044H O50329 95 mm2 + 25 mm2 464 12,60 5,20 204,90 61,64O50329 O503045H 95 mm2 + 25 mm2 365 9,90 4,10 161,70 50,55O503045H O503041H 99 mm2 + 0 mm2 232 8,30 4,00 135,60 41,33O503041H O503042H 99 mm2 + 0 mm2 219 8,30 4,00 135,60 41,39O503042H Generisk punkt (nod) 99 mm2 + 0 mm2 37 8,30 4,00 135,50 41,42Generisk punkt (nod) O50333 99 mm2 + 0 mm2 76 5,60 2,70 89,29 25,89O50333 Generisk punkt (nod) 99 mm2 + 0 mm2 12 4,60 2,20 73,00 18,24Generisk punkt (nod) O50335 99 mm2 + 0 mm2 782 4,60 1,90 67,99 26,67Generisk punkt (nod) 50 mm2 + 16 mm2 359 0,90 0,50 9,00 -5,44

O50339 50 mm2 + 16 mm2 954 0,70 0,50 9,00 -0,21Generisk punkt (nod) O50338 50 mm2 + 16 mm2 1430 3,40 2,00 55,41 13,54O503045H O503039H 99 mm2 + 0 mm2 259 2,20 1,10 36,83 16,04O503039H O50331 99 mm2 + 0 mm2 98 2,20 1,10 36,82 16,10O503039H O50227 95 mm2 + 25 mm2 933 0,30 0,10 0,00 -4,85

viii

C DATA FOR DISTRIBUTIONSNATET

Tabell 24: Data for linjelittera 503 i distributionsnatet (2 av 2).

Fran punkt Till punkt Fas + Langd I (A) Belastnings- P[kW] Q [kVAr]nolledarens area grad [%]

O503044H O503034H 99 mm2 + 0 mm2 197 3,40 1,10 56,46 18,27O503034H O50326 95 mm2 + 25 mm2 13 0,50 0,20 7,53 3,39O503034H O503015H 95 mm2 + 25 mm2 315 3,20 1,30 53,37 18,54O503015H O503035H 99 mm2 + 0 mm2 69 3,20 1,50 53,37 20,19O503035H O50327 99 mm2 + 0 mm2 15 3,20 1,50 53,37 20,20O503032H O50325 99 mm2 + 0 mm2 63 1,90 0,90 32,02 11,55O50340 Kabelskarv / avslut 50 mm2 + 16 mm2 297 1,00 0,60 15,95 4,19Kabelskarv / avslut O50324 50 mm2 + 16 mm2 214 1,00 0,60 15,95 6,23

Tabell 25: Data for linjelittera 504 i distributionsnatet (1 av 2).

Fran punkt Till punkt Fas + Langd I (A) Belastnings- P[kW] Q [kVAr]nolledarens area grad [%]

TTO50 O50447 150 mm2 + 25 mm2 283 85,90 0,00 1460,00 565,40O50447 O50448 150 mm2 + 25 mm2 565 81,80 26,40 1391,00 537,70O50448 Kabelskarv / avslut 150 mm2 + 25 mm2 55 75,70 24,40 1289,00 495,50Kabelskarv / avslut O502004H 150 mm2 + 25 mm2 220 75,70 24,40 1289,00 497,10O502004H O50404 150 mm2 + 25 mm2 365 75,70 24,40 1288,00 500,30O50404 Kabelskarv / avslut 150 mm2 + 25 mm2 167 71,60 23,10 1218,00 477,50Kabelskarv / avslut O504003H 99 mm2 + 0 mm2 1218 72,10 34,30 1218,00 478,50O504003H O504005H 99 mm2 + 0 mm2 321 68,90 32,80 1157,00 451,50O504005H O504008H 99 mm2 + 0 mm2 226 65,70 31,30 1101,00 430,20O504008H O504009H 99 mm2 + 0 mm2 295 65,80 31,30 1101,00 429,20O504009H O50407 62 mm2 + 0 mm2 107 8,10 5,20 131,60 59,19O504009H O504010H 99 mm2 + 0 mm2 405 60,30 28,70 1008,00 387,80O504010H O504011H 99 mm2 + 0 mm2 320 60,40 28,80 1007,00 386,40O504011H O504012H 62 mm2 + 0 mm2 720 2,30 1,50 35,96 8,52O504012H O50410 50 mm2 + 16 mm2 751 1,30 0,80 21,46 4,06O504012H O50409 62 mm2 + 0 mm2 123 1,20 0,80 18,91 9,14O504011H O50411 99 mm2 + 0 mm2 20 58,90 28,10 981,20 376,00O50411 504-FA3 99 mm2 + 0 mm2 14 57,30 27,30 955,00 366,20504-FA3 O504013H 99 mm2 + 0 mm2 385 57,40 27,30 954,90 366,20O504013H Kabelskarv / avslut 99 mm2 + 0 mm2 156 57,50 27,40 953,70 365,00Kabelskarv / avslut O50445 50 mm2 + 16 mm2 60 11,60 6,80 195,10 66,23Kabelskarv / avslut O504014H 99 mm2 + 0 mm2 52 46,60 22,20 769,00 302,90O504014H O504016H 99 mm2 + 0 mm2 209 46,60 22,20 768,90 302,90O504016H 504-F4 99 mm2 + 0 mm2 56 46,60 22,20 768,40 302,40504-F4 O504024H 99 mm2 + 0 mm2 63 46,60 22,00 768,30 302,30O504024H O50421 62 mm2 + 0 mm2 528 3,00 2,00 49,74 20,49O504024H OHX000229 99 mm2 + 0 mm2 157 44,50 21,20 732,50 288,10OHX000229 O50427 50 mm2 + 16 mm2 1031 6,00 3,50 92,04 31,67O50427 O50426 50 mm2 + 16 mm2 780 3,00 1,70 47,13 17,28OHX000229 O50423 99 mm2 + 0 mm2 19 40,40 19,20 666,00 258,10O50423 O504025H 99 mm2 + 0 mm2 262 39,70 18,90 654,40 252,90O504025H O504030H 99 mm2 + 0 mm2 858 35,70 17,00 586,50 227,20O504030H 504-FA6 99 mm2 + 0 mm2 502 32,20 15,30 528,00 204,20504-FA6 OHX000225 99 mm2 + 0 mm2 5 32,20 15,30 527,50 203,70OHX000225 O504033H 99 mm2 + 0 mm2 248 32,20 15,30 527,50 203,70O504033H O50431 99 mm2 + 0 mm2 74 32,20 15,30 527,20 203,50O50431 O504034H 99 mm2 + 0 mm2 346 26,10 12,40 427,10 160,70O504034H 504-FA10 99 mm2 + 0 mm2 80 22,90 10,90 375,40 140,40504-FA10 O504036H 99 mm2 + 0 mm2 664 23,00 10,90 375,30 140,50O504036H O504037H 62 mm2 + 0 mm2 133 4,90 3,20 81,69 29,62O504037H O50435 62 mm2 + 0 mm2 449 4,90 3,20 81,68 29,71

ix

C DATA FOR DISTRIBUTIONSNATET

Tabell 26: Data for linjelittera 504 i distributionsnatet (2 av 2).

Fran punkt Till punkt Fas + Langd I (A) Belastnings- P[kW] Q [kVAr]nolledarens area grad [%]

O504036H O504038H 99 mm2 + 0 mm2 638 19,10 9,10 310,10 118,20O504038H O504039H 99 mm2 + 0 mm2 101 3,50 1,70 57,72 21,08O504039H O50437 99 mm2 + 0 mm2 213 3,50 1,70 57,72 21,13O504038H O504042H 99 mm2 + 0 mm2 180 16,30 7,80 263,30 101,60O504042H O50439 99 mm2 + 0 mm2 288 1,80 0,90 29,64 11,08O504042H O504043H 99 mm2 + 0 mm2 353 15,00 7,20 242,30 94,29O504043H O50441 99 mm2 + 0 mm2 86 1,10 0,80 26,89 9,69O504043H O504044H 99 mm2 + 0 mm2 406 13,80 6,60 221,60 87,02O504044H OHX000174 99 mm2 + 0 mm2 92 10,80 5,20 173,20 68,03OHX000174 404-FA7 99 mm2 + 0 mm2 3 10,80 5,20 173,20 68,03404-FA7 O404020H 99 mm2 + 0 mm2 716 10,80 5,20 173,20 68,16O404020H O404022H 99 mm2 + 0 mm2 284 6,20 3,00 98,03 38,55O404022H MV Sakring 95 mm2 + 25 mm2 10 2,30 1,00 34,90 12,66MV Sakring O40430 95 mm2 + 25 mm2 337 2,30 0,90 34,90 14,46O404022H O40429 99 mm2 + 0 mm2 424 4,70 2,20 74,11 27,71O40429 O404014H 99 mm2 + 0 mm2 87 0,20 0,10 0,00 -4,26O404014H O40425 150 mm2 + 25 mm2 350 0,10 0,00 0,00 -2,12O404020H O404021H 62 mm2 + 0 mm2 92 5,70 3,70 91,62 34,74O404021H Generisk punkt (nod) 62 mm2 + 0 mm2 157 5,70 3,70 91,61 34,78Generisk punkt (nod) O40433 50 mm2 + 16 mm2 335 2,50 1,50 39,96 16,96Generisk punkt (nod) O40431 62 mm2 + 0 mm2 384 3,80 2,40 61,70 23,83O504044H O50443 99 mm2 + 0 mm2 106 3,70 1,80 60,30 24,37O504034H O504035H 62 mm2 + 0 mm2 322 4,20 2,70 66,33 21,54O504035H O50434 50 mm2 + 16 mm2 662 1,90 1,20 30,22 9,65O504035H O50433 62 mm2 + 0 mm2 42 2,70 1,70 43,11 17,74O504030H O504031H 99 mm2 + 0 mm2 547 4,70 2,30 72,52 16,27O504031H O50429 99 mm2 + 0 mm2 82 1,50 0,70 24,67 11,15O504031H O504018H 99 mm2 + 0 mm2 400 3,60 1,70 54,20 8,19O504018H O50428 99 mm2 + 0 mm2 78 1,30 0,60 21,73 9,59O504018H 504-F14 95 mm2 + 25 mm2 1 2,60 1,10 38,27 0,86504-F14 O50449 95 mm2 + 25 mm2 1190 2,40 1,00 38,27 7,06O504025H O504029H 31 mm2 + 0 mm2 677 5,00 4,70 82,16 31,78O504029H O50425 31 mm2 + 0 mm2 74 5,00 4,70 82,11 31,89O504016H 504-FA5 99 mm2 + 0 mm2 1568 0,00 0,00 0,00 0,00O504005H O504007H 62 mm2 + 0 mm2 302 1,30 0,80 21,44 7,59O504007H O50405 62 mm2 + 0 mm2 88 1,30 0,80 21,44 7,66O504005H O504006H 62 mm2 + 0 mm2 299 3,20 2,00 52,56 20,48O504006H O50403 62 mm2 + 0 mm2 187 3,20 2,00 52,55 20,56O504003H O504004H 62 mm2 + 0 mm2 481 4,50 2,90 74,97 30,50O504004H 504001 62 mm2 + 0 mm2 59 4,50 2,90 74,96 30,14O50404 O50406 150 mm2 + 25 mm2 618 4,10 1,30 67,49 21,60

x

D DISTRIBUTIONSNATET

D Distributionsnatet

Figur 24: Forenklad bild av linjelittera 501 i distributionsnatet med bussarnas nummer pa linjelitteran.

Figur 25: Forenklad bild av linjelittera 502 i distributionsnatet med bussarnas nummer pa linjelitteran.

xi

D DISTRIBUTIONSNATET

Figur 26: Forenklad bild av linjelittera 503 i distributionsnatet med bussarnas nummer pa linjelitteran.

Figur 27: Forenklad bild av linjelittera 504 i distributionsnatet med bussarnas nummer pa linjelitteran.

xii

E RESULTAT FRAN GRUNDSCENARIET

E Resultat fran grundscenariet

2 4 6 8 100.97

0.98

0.99

1

Bussnummer på linjelittera 501

Spän

ning

[pu]

MinlastMedellastMaxlast

(a) Linjelittera 501

2 4 6 8 10 120.97

0.98

0.99

1

Bussnummer på linjelittera 502

Spän

ning

[pu]

MinlastMedellastMaxlast

(b) Linjelittera 502

5 10 150.97

0.98

0.99

1

Bussnummer på linjelittera 503

Spän

ning

[pu]

MinlastMedellastMaxlast

(c) Linjelittera 503

5 10 150.97

0.98

0.99

1

Bussnummer på linjelittera 504

Spän

ning

[pu]

MinlastMedellastMaxlast

(d) Linjelittera 504

Figur 28: Spanningar pa bussarna i distributionsnatet for grundfallet utan elgenerering.

xiii

E RESULTAT FRAN GRUNDSCENARIET

1 2 3 4 5 6 7 8 90

10

20

30

40

50

Ledningsegment

Utn

yttja

d öv

erfö

rings

kapa

cite

t

MinlastMedellastMaxlast

(a) Linjelittera 501

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 110

10

20

30

40

50

Ledningsegment

Utn

yttja

d öv

erfö

rings

kapa

cite

t

MinlastMedellastMaxlast

(b) Linjelittera 502

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 140

10

20

30

40

50

Ledningsegment

Utn

yttja

d öv

erfö

rings

kapa

cite

t

MinlastMedellastMaxlast

(c) Linjelittera 503

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 140

10

20

30

40

50

Ledningsegment

Utn

yttja

d öv

erfö

rings

kapa

cite

t

MinlastMedellastMaxlast

(d) Linjelittera 504

Figur 29: Utnyttjad overforingskapacitet i distributionsnatet for grundscenariot.

R0 R1 R2 R30.95

1

1.05

Bussnamn

Spän

ning

[pu]

MinlastMedellastMaxlast

(a) Spanningar pa varje buss

1 2 3 4 5 6 7 80

20

40

60

80

LedningssegmentUtn

yttja

d öv

erfö

rings

kapa

cite

t [%

]

MinlastMedellastMaxlast

(b) Utnyttjad overforingskapacitet

Figur 30: Regionnatets resultat fran grundscenariot.

xiv

F ENERGIFORLUSTER VID EFFEKTBEGRANSNINGAR

F Energiforluster vid effektbegransningar

20 40 60 80 1000

2000

4000

6000

Begränsning [%]

Min

skad

elg

ener

ing

[MW

h/2M

Wi]

(a) Absolut (vind)

20 40 60 80 1000

20

40

60

80

100

Begränsning [%]Rel

ativ

förlu

st m

ot g

ener

erin

gen

[%]

(b) Relativ (vind)

0 20 40 60 80 1000

50

100

150

Begränsning [%]

Min

skad

elg

ener

ing

[kW

h/m

2 ]

(c) Absolut (sol)

0 20 40 60 80 1000

20

40

60

80

100

Begränsning [%]Rel

ativ

förlu

st m

ot g

ener

erin

gen

[%]

(d) Relativ (sol)

0 20 40 60 80 1000

10

20

30

40

50

Begränsning [%]

Förlu

st [M

Wh/

25kW

i]

(e) Absolut (vag)

0 20 40 60 80 1000

20

40

60

80

100

Begränsning [%]

Förlu

st [%

]

(f) Relativ (vag)

Figur 31: Maximal energiforlust per kraftslag vid begransning av maximalt genererad effekt. De relativavarden ar energiforlusten i forhallande till respektive totala energigenerering.

xv

G KANSLIGHETSANALYS AV GRUNDMODELLEN

G Kanslighetsanalys av grundmodellen

Tabell 27: Resultat fran kanslighetsanalys av vindkraftsmodellen.

Total Forandring Utnyttjande- Forandringgenerering grad[GWh] [GWh] [%] [%] [%-enheter] [%]

Grundlage 5,40 30,8Vind +20 % 7,37 1,97 36,4 42,0 11,2 36,4Vind -20 % 3,23 -2,16 -40,1 18,5 -12,4 -40,1

Pmax +20 % 5,51 0,11 2,09 26,2 -4,60 -14,9Pmax -20 % 5,29 -0,11 -2,09 37,7 6,90 22,4

Tabell 28: Resultat fran kanslighetsanalys av solcellsmodellen.

Qtot Forandring Pmax Forandring[kWh/m2] [abs] [%] [W/m2] [abs] [%]

Grundlage 146 174η+20 % 175 29,2 20,0 209 34,8 20,0η-20 % 117 -29,2 -20,0 139 -34,8 -20,0

RB+20 % 163 17,1 11,7 208 34,4 19,7RB-20 % 129 -17,1 -11,7 140 -34,4 -19,7ρ+20 % 147 1,48 1,02 175 0,704 0,404ρ-20 % 145 -1,48 -1,02 173 -0,704 -0,404

Tabell 29: Resultat fran kanslighetsanalys av vagkraftsmodellen.

Total Forandring Utnyttjande- Forandringgenerering grad[MWh/ar] [MWh] [%] [%] [%-enheter] [%]

Grundlage 59,8 27,3Dboj+20% 67,2 7,42 12,4 30,7 3,39 12,4Dboj-20% 50,5 -9,26 -15,5 23,1 -4,24 -15,5Hboj+50% 59,8 0,00 0,00 27,3 0,00 0,00Hboj-50% 59,8 0,00 -0,00669 27,3 -0,0100 -0,0366Pi+20% 62,6 2,81 4,70 23,8 -3,49 -12,8Pi-20% 55,1 -4,63 -7,75 31,5 4,18 15,3

dcap+20% 67,2 7,42 12,4 30,7 3,39 12,4dcap-20% 50,5 -9,26 -15,5 23,1 -4,24 -15,5

xvi

G KANSLIGHETSANALYS AV GRUNDMODELLEN

Tabell 30: Restultat fran kanslighetsanalys av regionnatsmodellen, vad galler busspanningar (1 av 2).

Minlast Medellast MinlastMin Medel Max Min Medel Max Min Medel Max

Referens 1,00 1,02 1,03 1,00 1,01 1,03 0,971 1,00 1,02Reaktans +20%

Varde [pu] 1,00 1,02 1,03 0,994 1,01 1,03 0,966 1,00 1,02Forandring 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Forandring [%] 0,00 -0,06 0,00 -0,27 -0,11 -0,01 -0,47 -0,20 -0,02Reaktans -20%

Varde [pu] 1,00 1,02 1,03 1,00 1,01 1,03 0,975 1,00 1,02Forandring 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Forandring [%] 0,00 0,06 0,01 0,26 0,11 0,01 0,46 0,19 0,02Resistans +20%

Varde [pu] 1,00 1,02 1,03 0,993 1,01 1,03 0,964 1,00 1,02Forandring 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 -0,01 0,00 0,00

Forandring [%] 0,00 -0,10 0,00 -0,43 -0,17 0,00 -0,71 -0,28 0,00Resistans -20%

Varde [pu] 1,00 1,02 1,03 1,00 1,01 1,03 0,98 1,00 1,02Forandring 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,01 0,00 0,00

Forandring [%] 0,00 0,10 0,00 0,31 0,17 0,00 0,71 0,28 0,00Kapacietet +20%

Varde [pu] 1,00 1,02 1,03 1,00 1,01 1,03 0,971 1,00 1,02Forandring 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Forandring [%] 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00Kapacietet -20%

Varde [pu] 1,00 1,02 1,03 1,00 1,01 1,03 0,971 1,00 1,02Forandring 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Forandring [%] 0,00 0,00 0,00 0,31 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Tabell 31: Restultat fran kanslighetsanalys av regionnatsmodellen, vad galler busspanningar (2 av 2).

Minlast Medellast MinlastMin Medel Max Min Medel Max Min Medel Max

Referens 1,00 1,02 1,03 1,00 1,01 1,03 0,971 1,00 1,02Reaktans +20%

pf +20%Varde [pu] 1,00 1,03 1,04 1,00 1,02 1,03 0,990 1,01 1,03Forandring 0,00 0,00 0,00 0,00 0,01 0,00 0,02 0,01 0,01

Forandring [%] 0,00 0,40 0,24 0,31 0,68 0,40 2,01 1,11 0,64pf -20%

Varde [pu] 1,00 1,02 1,03 0,99 1,01 1,03 0,958 0,99 1,02Forandring 0,00 0,00 0,00 -0,01 0,00 0,00 -0,01 -0,01 0,00

Forandring [%] 0,00 -0,26 -0,15 -0,80 -0,45 -0,26 -1,34 -0,74 -0,42Last +20%Varde [pu] 1,00 1,02 1,03 0,988 1,01 1,03 0,955 0,991 1,02Forandring 0,00 0,00 0,00 -0,01 0,00 0,00 -0,02 -0,01 0,00

Forandring [%] 0,00 -0,27 -0,13 -0,93 -0,47 -0,21 -1,59 -0,81 -0,38Last -20%Varde [pu] 1,00 1,02 1,04 1,00 1,02 1,03 0,985 1,01 1,03Forandring 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,01 0,01 0,00

Forandring [%] 0,00 0,27 0,13 0,31 0,47 0,21 1,54 0,78 0,36

xvii

G KANSLIGHETSANALYS AV GRUNDMODELLEN

Tabell 32: Restultat fran kanslighetsanalys av regionnatsmodellen. Kolumnerna ett ar totala forlusterav aktiv effekt, kolumnerna tva ar forlust av reaktiv effekt och kolumnerna tre ar utnyttjadoverforingskapacitet pa det mest utnyttjade ledningssegmentet. (1 av 2)

Minlast Medellast Minlast1. 2. 3. 1. 2. 3. 1. 2. 3.

Referens 222 523 18 627 1473 30 1588 3728 47Reaktans+20%

Varde 223 580 18 629 1637 30 1598 4155 47Forandring 0,47 57 0,0 2,4 164 0,0 11 427 0,0

Forandring % 0,21 11 0,0 0,38 11 0,0 0,67 11 0,0Reaktans -20%

Varde 222 467 18 624 1312 30 1578 3309 47Forandring -0,46 -57 0,0 -2,3 -162 0,0 -10 -419 0,0

Forandring % -0,21 -11 0,0 -0,37 -11 0,0 -0,64 -11 0,0Resistans+20%

Varde 257 525 18 726 1482 30 1848 3763 48Forandring 35 1,7 0,0 100 8,3 0,0 260 35 1,0

Forandring % 16 0,33 0,0 16 0,56 0,0 16 0,94 2,1Resistans -20%

Varde 188 522 18 528 1465 30 1333 3694 47Forandring -35 -1,7 0,0 -99 -8,1 0,0 -255 -34 0,0

Forandring % -16 -0,32 0,0 -16 -0,55 0,0 -16 -0,91 0,0Kapacitet+20%

Varde 222 523 15 627 1473 25 1588 3728 39Forandring 0,0 0,0 -3,0 0,0 0,0 -5,0 0,0 0,0 -8,0

Forandring % 0,0 0,0 -17 0,0 0,0 -17 0,0 0,0 -17Kapacitet -20%

Varde 222 523 22 627 1473 37 1588 3728 59Forandring 0,0 0,0 4,0 0,0 0,0 7,0 0,0 0,0 12

Forandring % 0,0 0,0 22 0,0 0,0 23 0,0 0,0 26

Tabell 33: Restultat fran kanslighetsanalys av regionnatsmodellen. Kolumnerna ett ar totala forlusterav aktiv effekt, kolumnerna tva ar forlust av reaktiv effekt och kolumnerna tre ar utnyttjadoverforingskapacitet pa det mest utnyttjade ledningssegmentet. (2 av 2

Minlast Medellast Minlast1. 2. 3. 1. 2. 3. 1. 2. 3.

Referens 222 523 18 627 1473 30 1588 3728 47pf+20%Varde 198 467 17 554 1304 28 1388 3261 44

Forandring -24 -57 -1,0 -72 -169 -2,0 -200 -467 -3,0Forandring % -11 -11 -5,6 -12 -11 -6,7 -13 -13 -6,4

pf -20%Varde 250 588 19 708 1664 32 1809 4244 50

Forandring 27 64 1,0 81 190 2,0 221 516 3,0Forandring % 12 12 5,6 13 13 6,7 14 14 6,4

Last+20%Varde 323 759 21 915 2151 36 2343 5497 57

Forandring 100 236 3,0 289 678 6,0 755 1768 10Forandring % 45 45 17 46 46 20 48 47 21

Last -20%Varde 141 332 14 301 496 24 756 1247 37

Forandring -81 -191 -4,0 -326 -977 -6,0 -832 -2481 -10Forandring % -37 -36 -22 -52 -66 -20 -52 -67 -21

xviii

G KANSLIGHETSANALYS AV GRUNDMODELLEN

Tabell 34: Restultat fran kanslighetsanalys av distributionsnatsmodellen, vad galler busspanningar.

Minlast Medellast MinlastMin Medel Max Min Medel Max Min Medel Max

Referens 0,989 0,982 1,00 0,982 0,994 1,00 0,972 0,990 1,00Reaktans+20%

Varde 0,981 0,993 1,00 0,981 0,993 1,00 0,981 0,993 1,00Forandring -0,008 0,011 0,00 -0,001 0,000 0,00 0,009 0,003 0,00

Forandring % -0,809 1,143 0,00 -0,081 -0,029 0,00 0,978 0,343 0,00Reaktans -20%

Varde 0,983 0,994 1,00 0,983 0,994 1,00 0,983 0,994 1,00Forandring -0,006 0,012 0,00 0,001 0,000 0,00 0,011 0,004 0,00

Forandring % -0,637 1,203 0,00 0,092 0,030 0,00 1,153 0,402 0,00Resistans+20%

Varde 0,979 0,993 1,00 0,979 0,993 1,00 0,979 0,993 1,00Forandring -0,010 0,011 0,00 -0,003 -0,001 0,00 0,008 0,003 0,00

Forandring % -1,001 1,069 0,00 -0,275 -0,102 0,00 0,782 0,270 0,00Resistans -20%

Varde 0,985 0,995 1,00 0,985 0,995 1,00 0,985 0,995 1,00Forandring -0,004 0,013 0,00 0,003 0,001 0,00 0,013 0,005 0,00

Forandring % -0,445 1,27 0,00 0,285 0,100 0,00 1,35 0,473 0,00

Tabell 35: Restultat fran kanslighetsanalys av distributionsnatsmodellen. Kolumnerna ett ar totalaforluster av aktiv effekt, kolumnerna tva ar forlust av reaktiv effekt och kolumnerna tre ar utnyttjadoverforingskapacitet pa det mest utnyttjade ledningssegmentet.

Minlast Medellast Minlast1. 2. 3. 1. 2. 3. 1. 2. 3.

Referens 5,25 3,98 20 14,5 11,1 34 35,9 27,3 53Reaktans+20%

Varde 5,25 4,81 20 14,5 13,3 34 35,9 32,8 53Forandring 0,00 0,83 0,00 0,01 2,22 0,00 0,05 5,51 0,00

Forandring % 0,00 20,85 0,00 0,07 20,1 0,00 0,14 20,2 0,00Reaktans -20%

Varde 5,24 3,16 20 14,5 8,82 34 35,8 21,9 53Forandring -0,01 -0,82 0,00 -0,02 -2,25 0,00 -0,05 -5,47 0,00

Forandring % -0,19 -20,60 0,00 -0,14 -20,3 0,00 -0,14 -20,0 0,00Resistans+20%

Varde 6,3 3,99 21 17,49 11,1 34 43,3 27,5 53Forandring 1,05 0,01 1,00 2,98 0,05 0,00 7,42 0,15 0,00

Forandring % 20,0 0,25 5,00 20,5 0,45 0,00 20,7 0,55 0,00Resistans -20%

Varde 4,17 3,98 20 11,6 11,0 34 28,7 27,2 53Forandring -1,08 0,00 0,00 -2,87 -0,04 0,00 -7,19 -0,15 0,00

Forandring % -20,6 0,00 0,00 -19,8 -0,36 0,00 -20,1 -0,55 0,00Last+20%

Varde 7,59 5,73 25 21,1 16,1 41 52,0 39,7 64Forandring 2,34 1,75 5,00 6,56 4,98 7,00 16,2 12,3 11,0

Forandring % 44,6 44,0 25,0 45,2 45,0 20,6 45,0 45,2 20,8Last-20%

Varde 3,33 2,53 16 9,28 7,06 27 22,8 17,4 43Forandring -1,92 -1,45 -4,00 -5,23 -4,01 -7,00 -13,1 -9,95 -10,0

Forandring % -36,6 -36,4 -20,0 -36,0 -36,2 -20,6 -36,5 -36,4 -18,9

xix

H ATGARDER UTFORDA PA SCENARIERNA

H Atgarder utforda pa scenarierna

B Utnyttjade overforingskapacitet pa segment ett och fem i regionnatet var hoga.

2 Segment nio i distributionsnatet tas i bruk

3 Segment nio i distributionsnatet tas i bruk samt begransning av vindkraften pa bussR3, i tre steg om 5 %-enheter

4 Begransning av vindkraften pa buss R3, i tre steg om 5 %-enheter

C Utnyttjade overforingskapacitet pa segment ett och fyra i regionnatet var hoga.

2 Vagkraften pa buss R7 begransas i tre steg om 5 %-enheter

3 Vag- och vindkraften pa buss R7 begransas i tre steg om 5 %-enheter

4 Vindkraften pa buss R7 begransas i tre steg om 5 %-enheter

D Utnyttjade overforingskapacitet pa segment ett och fyra i regionnatet var hoga och avenutnyttjade overforingskapaciteter pa linjelittera 504.

2 Vag- och vindkraften pa buss R7 begransas i tre steg om 10 %-enheter

3 Tva solcellsanlaggningar flyttas till borjan av linjelittera 504

4 Samtliga solcellsanlaggningar pa linjelittera 504 flyttas till de bussar med storst lastoch okas i tva steg om 50 %-enheter

5 Maxgeneration kombinerat med maxlast och medellast

E Utnyttjade overforingskapacitet pa segment ett, fyra och fem i regionnatet var hoga.

2 Segment nio i distributionsnatet tas i bruk

3 Vag- och vindkraften pa buss R7 begransas med 10, 30 samt 60 %

F Utnyttjade overforingskapacitet pa segment ett och fyra i regionnatet var hoga.

2 Vag- och vindkraften pa buss R7 begransas med 20, 40 samt 50 %

2 Maxgeneration kombinerat med maxlast och medellast

xx