UPTEC-ES 13022

Examensarbete 30 hpAugusti 2013

Framtidens driftcentralEn analys av den framtida driften av ett

svenskt elnät

Lars Einar EnarssonDaniel Svartz S:t Cyr

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

Framtidens driftcentral - En analys av den framtida driften avett svenskt elnätThe future dispatch center - An analysis of the futureoperation of a Swedish power grid

Lars Einar Enarsson & Daniel Svartz S:t Cyr

Active work to increase the efficiency of energy use is taking place in Sweden and throughout all of Europe. Electricity is an important part in our society’s energy system which means that the electrical grid operators and associated therewith has a central role in this work. Monitoring and controlling the electrical grids are managed from the distribution system operator’s DC, dispatch center.

The aim of this report is to examine how the operations in a typical DC on the Swedish electricity distribution network will look like in five to ten years. The report focuses on DC’s that operate electrical grids at low- and medium voltage level. For a concrete way to determine how the DC will change over time the different operational processes that constitute the ope- ration of a DC were defined. Subsequently the changes that will affect the Swedish electrical grids within five to ten years were investigated and also in which way these changes will implicate the operational processes in a DC.

The analysis shows that the DC’s will undergo a series of transformations in five to ten years. By integrating the various IT-systems in the dispatch center the main operation will be manageable from a single HMI, such as a DMS-system. This means that business processes such as monitoring, ope- rational order processing and error handling will be possible from a single system in the future. But the increasing communication between IT systems will also lead to increased demands for security because any intrusion in one of the systems could result in major damage.

Tryckt av: Ångströmslaboratoriet, UppsalaISSN: 1650-8300, UPTEC-ES 13022Examinator: Kjell PernestålÄmnesgranskare: Joakim WidénHandledare: Mårten Einarsson

Executive summary

Denna studie innehåller en undersökning om vilka förväntade förändringarsom kommer att inträffa på elmarknaden och elnätet i framtiden och hur det-ta kommer att spegla av sig på verksamheten i de driftcentraler som övervakardistributionen av elenergi på låg- och mellanspänningsnäten. I driftcentralenkommer kommunikationen att öka, både vad avser de interna IT-systemenoch kommunikationen med externa komponenter. Fler komponenter kommeratt installeras i elnäten vilket kommer att medföra ett ökat behov av fjärr-styrning från driftcentralen. Övervakning och styrning av elnätet kommerinom fem till tio år i de allra flesta driftcentraler att utföras från ett endagränssnitt.

Sammanfattning

Aktivt arbete med att minska användningen av fossila bränslen samt effekti-visera energianvändningen pågår i Sverige och i hela Europa. El är en viktigdel av samhällets energianvändning. Det innebär att elnätet och aktörernaknutna därtill har en central roll i det arbetet. Övervakning och styrning avelnätets olika spänningsnivåer sköts från elnätsägarens driftcentral.

Syftet med denna rapport är att undersöka hur en driftcentral på det svens-ka distributionsnätet för el kommer att se ut inom fem till tio år. De drift-centraler som behandlas i rapporten ser över driften av elnät på låg- ochmellanspänningsnivå i Sverige. För att på ett konkret sätt kunna fastställahur driftcentralen kommer att förändras över tid definieras inledningsvis dedriftprocesser som utgör verksamheten i en driftcentral. Därefter utreds vilkatrender som har kunnat kopplas till elmarknaden, elnätet och, avslutningsvis,driftcentralen.

Undersökningen har utförts genom intervjuer och besök på 17 driftcentra-ler i Sverige. Det har även genomförts en simulering för att undersöka vilkenmängd solceller som kan installeras i ett stads- respektive landsbygdsnät ut-an att spänningsvariationen blir för stor.

Analysen visar att driftcentralerna för eldistribution på låg- och mellan-spänningsnivå kommer att genomgå en rad förändringar inom fem till tioår. Genom att integrera de olika IT-systemen i driftcentralen kommer drif-ten av elnätet övergå till att skötas från ett enda gränssnitt, exempelvisett DMS-system. Det innebär att verksamhetsprocesser såsom övervakning,driftorderhantering och felavhjälpning kommer att kunna ske från ett endasystem i framtiden. Den tilltagande kommunikationen mellan IT-systemenkommer även att medföra ökade krav på säkerhet eftersom ett eventuellt in-trång i något av systemen kan resultera i stora skador.

Installationer av solceller och vindkraft kommer att öka markant inom femtill tio år. Simuleringen visar att problem med för stora spänningsvariationervid en viss installationsgrad av solceller kan uppstå. Det är dock inte troligtatt installationsgraden av solceller inom fem till tio år kommer bli tillräckligtstor för att resultera i några större spänningsvariationer.

En större mängd distribuerade kraftkällor på elnätet kommer även innebäraatt antalet sensorer på elnätet kommer att öka. Rutinerna vid driftorder-hantering och felavhjälpning kommer behöva ses över på grund av risker

med omvända effektflöden hänförliga till distribuerad kraftproduktion. Detmedför även att behovet av övervakning och styrning av lågspänningsnätetkommer att öka.

Förord

Denna rapport är ett resultat av ett examensarbete som utförts på uppdragav Sweco Energuide i Stockholm genom Civilingenjörsprogrammet i energi-system vid Uppsala universitet.

För oss har det här projektet renderat i fördjupade kunskaper och en kon-kretiserad bild av hur driften av det svenska distributionsnätet för elenergihanteras och fungerar.

Ett särskilt varmt tack riktas till vår handledare Mårten Einarsson, kon-sult vid Sweco Energuide i Stockholm, och till vår ämnesgranskare JoakimWidén, forskare vid Uppsala universitet, som genom hela examensarbetet bi-dragit med värdefulla tips och tankar. Ett stort tack riktas också till JohanClaesson och Victor Ericsson, konsulter vid Sweco Energuide, för deras rådoch stöd. Slutligen vill vi också tacka de 17 elnätsbolag som medverkat. Utanderas deltagande hade inte detta projekt varit möjligt.

Lars Einar Enarsson & Daniel Svartz S:t CyrUppsala, juni 2013

Innehåll

1 Inledning 2

1.1 Bakgrund . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21.2 Mål och syfte . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31.3 Frågeställningar . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31.4 Avgränsningar . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41.5 Disposition . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51.6 Om rapporten . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6

2 Metod 7

2.1 Förstudie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 72.2 Intervjuer och studiebesök . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 82.3 Simulering . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 82.4 Sammanställning och komplettering . . . . . . . . . . . . . . . 10

3 Översikt avseende driftcentralens tekniska system 11

3.1 Elnätsbolaget . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 113.1.1 Driftcentralens roll i elnätsbolaget . . . . . . . . . . . . 11

3.2 Personal . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 123.3 IT-system . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12

3.3.1 SCADA-system . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 123.3.2 NIS och GIS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 143.3.3 DMS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 163.3.4 Kommunikation mellan systemen . . . . . . . . . . . . 17

4 Verksamhetsprocesser i driftcentralen 18

4.1 Övervakning . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 194.1.1 Övervakning av elnätet . . . . . . . . . . . . . . . . . . 194.1.2 Övervakning av IT-systemen . . . . . . . . . . . . . . . 19

4.2 Felregistrering och felavhjälpning . . . . . . . . . . . . . . . . 204.3 Driftorderhantering . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 204.4 Kundkontakt . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22

4.4.1 Felanmälan . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 224.4.2 Tillhandahålla mätarinformation . . . . . . . . . . . . 22

5 Förändringar som kommer att påverka

distributionsnätet 24

5.1 Föreskrifter på elmarknaden . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 245.1.1 Nätkoder/Grid codes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 245.1.2 Nordisk slutkundsmarknad för el . . . . . . . . . . . . 24

5.2 Produktionsförändringar – Större andel distribuerad kraft . . . 255.3 Konsumtionsförändringar – Utjämnad last . . . . . . . . . . . 275.4 Mätarförändringar och fler sensorer . . . . . . . . . . . . . . . 28

5.4.1 Kommunikation med elmätare . . . . . . . . . . . . . . 285.4.2 Elmätare på lågspänningssidan av transformatorerna . 29

5.5 Förändrade IT-system . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 305.5.1 Ökad kommunikation mellan IT-systemen . . . . . . . 305.5.2 Inställning till DMS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 315.5.3 Ökade säkerhetskrav på IT-systemen . . . . . . . . . . 31

5.6 Förändring av verksamheten . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 325.6.1 Utökning av verksamheten . . . . . . . . . . . . . . . . 325.6.2 Samarbeten . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32

6 Simulering – Solcellers inverkan på spänningsvariationen 34

6.1 Generella avgränsningar . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 346.2 Nätens uppbyggnad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34

6.2.1 Stadsnätet . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 346.2.2 Landsbygdsnätet . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35

6.3 Acceptabel installationsnivå . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 356.3.1 Maximal installerad effekt från solceller i stadsnätet . . 356.3.2 Maximal installerad effekt från solceller i landsbygds-

nätet . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 366.4 Känslighetsanalys . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37

6.4.1 Känslighetsanalys för stadsnätet . . . . . . . . . . . . . 376.4.2 Känslighetsanalys för landsbygdsnätet . . . . . . . . . 38

6.5 Kommentar till simulering . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39

7 De framtida driftprocesserna 40

7.1 Övervakning i framtiden . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 407.1.1 Övervakningen av elnätet i framtiden . . . . . . . . . . 407.1.2 Övervakning av IT-systemen i framtiden . . . . . . . . 41

7.2 Optimering av driften av elnätet . . . . . . . . . . . . . . . . . 427.3 Driftorderhantering i framtiden . . . . . . . . . . . . . . . . . 437.4 Felregistrering och felavhjälpning . . . . . . . . . . . . . . . . 457.5 Kundkontakt . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 46

7.5.1 Agera larmcentral . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 467.5.2 Tillhandahålla mätarinformation i framtiden . . . . . . 47

8 Diskussion 48

9 Slutsats 50

10 Förslag till framtida studier 51

10.1 Utvärdering av mätare på lågspänningssidan av transformatorer 5110.2 Solcellssimuleringar för enskilda elnätsbolag . . . . . . . . . . 51

A Bilaga - Statistik från elnätsbolagen 55

A.1 DMS-system . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 55A.2 Kommunikation mellan SCADA- och NIS-systemet . . . . . . 56A.3 Ökad kommunikation mellan SCADA- och NIS-systemet inom

fem till tio år . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 57A.4 Kommunikation mellan SCADA-systemets komponenter . . . . 57A.5 Sköta övervakning och styrning av elnätet från ett enda gräns-

snitt . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 59A.6 Ökad övervakning av IT-systemen i framtiden . . . . . . . . . 60A.7 Utökning av verksamheten . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61A.8 Framtida samarbeten . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 62A.9 Elproduktion från solceller i lågspänningsnätet, < 1 kV . . . . 63A.10 Elproduktion från solceller i mellanspänningsnätet, 1 kV – 80 kV 64A.11 Elproduktion från vindkraft i lågspänningsnätet, < 1 kV . . . 65A.12 Elproduktion från vindkraft i mellanspänningsnätet, 1 kV - 80 kV 66A.13 Utjämnad lastkurva . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 67A.14 Elmätare som kan larma då de blir spänningslösa . . . . . . . 67A.15 Elmätare på lågspänningssidan på transformatorer . . . . . . . 68A.16 Införande av timtariffer för elnätsutnyttjandet . . . . . . . . . 69

B Bilaga - Solcellers påverkan på spänningen 71

B.1 Data . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71B.1.1 Effektfaktor och beräkning av reaktiv effekt . . . . . . 72B.1.2 Velanders formel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 72

B.2 Energianvändning . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 73B.2.1 Användning av elenergi i stadsnätet . . . . . . . . . . . 73B.2.2 Användning av elenergi i landsbygdsnätet . . . . . . . 73

B.3 Beräkningar för elnätet . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 73B.3.1 Maxbelastningen för stadsnätet . . . . . . . . . . . . . 73B.3.2 Använd elenergi i stadsnätet sommartid . . . . . . . . 74B.3.3 Vald kabel till stadsnätet . . . . . . . . . . . . . . . . . 74B.3.4 Maxbelastning för landsbygdsnätet . . . . . . . . . . . 74B.3.5 Använd elenergi i landsbygdsnätet . . . . . . . . . . . . 75B.3.6 Vald kabel till landsbygdsnätet . . . . . . . . . . . . . 75

Nomenklatur

DMS Distribution Management System

DSO Distribution System Operators

EI Energimarknadsinspektionen

ESA Elsäkerhetsanvisningar

EU Europeiska Unionen

FLISR Fault Location, Detection, Isolation and Service Restoration

GIS Geographic Information System

GSM Global System for Mobile

MTU Master Terminal Unit

NIS Network Information System

p.u. per unit

RTU Remote Terminal Unit

SCADA Supervisory Control and Data Acquisition

1

1 Inledning

1.1 Bakgrund

Elektricitet har funnits som kommersiell energikälla i Sverige i drygt 130år. Sedan de första installationerna av eldriven gatubelysning i början av1880-talet har antal användningsområden för el ökat markant. Till en börjanförbrukades elenergi som regel i nära anslutning till dess generering. Exem-pelvis kunde en gasdriven dynamo leverera en enfas ström i direkt anslut-ning till en elektrisk last. I samband med vattenkraftens intåg i det svenskaenergisystemet i slutet av 1800-talet skapades det på många platser möjlig-heter till generering av elenergi som vida översteg det lokala energibehovet.Det skapade incitament att se över möjligheten att transportera elenergi tillområden med en högre efterfrågan. De första svenska försöken att överföraelenergi långväga resulterade dock i alltför höga ledningsförluster som i vissafall uppgick till tre procent per kilometer [1]. För att lösa problemet medde höga överföringsförlusterna utvecklades en teknik med trefas växelström.Metoden innebar att förlusterna kunde minskas mångfalt och systemet an-vänds än idag i vid energiöverföring.

Under 1910-talet fanns det flera mindre separata elnät runt om i Sverige.Dessa elnät expanderande i rask takt och kom snart att täcka merparten avdet svenska fastlandet. Det möjliggjorde för elenergin att växa fram som detviktigaste energislaget i Sverige. I slutet av 1930-talet var endast en tiondelav de svenska hushållen utan elförsörjning. I och med att behovet av ele-nergi ökade växte även kraven på en pålitlig och kvalitativ energiöverföring.Elnätsbolagen behövde aktivt se över sitt elnät för att säkerställa att pro-duktionen av elenergi fortsatte att möta efterfrågan. De första elnäten vardessutom bräckliga och i ständigt behov av reparationer och underhåll. Föratt samordna arbetet avseende elnätet upprättades driftcentraler, från vilkaarbetet koordinerades och driften av elnätet styrdes. I och med de tekniskaframstegen under årens lopp har verksamheten i driftcentralen utökats tillatt också innefatta övervakning och styrning av elnätet. Numera finns detdriftcentraler för både produktion och distribution av elenergi eftersom detidag inte är tillåtet att bedriva övervakning av produktion och distributionfrån en och samma driftcentral [2]. Sammantaget utgör driftcentralen bådeelnätets hjärta och hjärna. Den allmänt vedertagna driftmetoden av ett elnätpå distributionsnivå skulle i dagsläget inte vara utförbar utan en driftcentral.

2

På senare år har energiförbrukningen emellertid förändrats på grund av kli-matförändringar hänförliga till exempelvis utsläpp samt att de globala käl-lorna av fossil energi sinar. Sverige är ett av de länder i EU som satsarhårdast för att minska utsläpp och skapa ett energieffektivare samhälle [3].Det finns bland annat ett fastslaget mål som säger att halva Sveriges energi-användning ska komma från förnybara energikällor år 2020. Med anledningav satsningarna mot ett mer klimatsmart samhälle uppstår fler faktorer somi hög grad kommer att påverka och förändra det svenska elnätet. Bland annatspås installationer av intermittenta energikällor, främst solceller på lågspän-ningsnätet, öka markant i det svenska elnätet. Flera faktorer pekar på ensådan utveckling; exempelvis är solinstrålningen i södra Sverige på sammanivåer som i norra Tyskland [4]. I Tyskland har utbyggnaden av solcellerexploderat under inledningen av 2000-talet och produktionen av solel växersåledes varje år. Dessutom har priserna på solceller dalat kraftigt under desenaste åren vilket gör att solceller blivit ekonomiskt tillgängliga för en störredel av befolkningen [5]. Baserat på det är det rimligt att anta att det kommeratt ske en ökad installation av solceller i Sverige inom överskådlig framtid.Det kommer sannolikt att inverka på hur elnätet drivs. Dessutom kommertroligtvis politiska beslut och nya föreskrifter såsom ”grid codes”, se avsnitt5.1.1, kräva större möjligheter till styrning och övervakning av elnätet. Kon-tentan blir följaktligen att det svenska elnätet kommer att gå mot att varamer dynamiskt än det är i dagsläget. Vilket kommer innebära att driftcentra-len kommer att bli en mer aktiv och anpassningsbar styrenhet jämfört medvad den är idag.

1.2 Mål och syfte

Målet med detta examensarbete är att analysera hur verksamheten i en drift-central på det svenska distributionsnätet för elenergi ser ut inom fem till tioår.

Syftet är att ge uppdragsgivaren ökad kunskap om den framtida verksam-heten hos en driftcentral på distributionsnätet. Vidare ämnar uppsatsen pre-sentera de förändringar som i störst utsträckning kommer att påverka driftenav distributionsnäten inom fem till tio år.

1.3 Frågeställningar

För att skapa en övergripande bild av framtidens driftcentral behövs kunskapom hur verksamheten fungerar i dagens driftcentral samt hur den påverkasav olika förändringar. En av de förändringar som förväntas påverka elnätet i

3

störst utsträckning är installationen av solceller i lågspänningsnätet. Då den-na förändring, i jämförelse med övriga förändringar, är förhållandevis lätt attkvantifiera har extra fokus lagts på att utreda dess påverkan på elnätet.

Trots att solceller inverkar på elnätet på en mängd olika sätt har fokus främstlagts på att studera spänningsvariationer på elnätet. Detta på grund av attspänningsvariation vid installation av solceller i lågspänningsnätet är av sär-skilt intresse för de största svenska elnätsbolagen.

Rapporten avser sammantaget att besvara följande frågor:

1. Vilka driftprocesser utgörs verksamheten i en driftcentral av?

2. Vilka förändringar i elbranschen i stort kommer att påverka driften avelnätet inom fem till tio år och på vilket sätt kommer dessa att påverkadriften?

3. Vid vilken installationsgrad av solceller blir spänningsvariationen förtvå representativa svenska elnät, ett stadsnät och ett landsbygdsnät,oacceptabel?

Dessa frågor är vitala för förståelsen av hur en driftcentral fungerar samtför de logiska resonemang och beräkningar som kommer att underbygga denslutgiltiga analysen av verksamheten hos den framtida driftcentralen.

Genom en förstudie samt intervjuer med branschkunniga personer vid ettantal elnätsbolag besvarades fråga 1 och fråga 2. Fråga 3 besvarades medhjälp av en simulering i beräkningsprogrammet Matlab.

1.4 Avgränsningar

För att kunna motivera vissa antaganden och minska antalet felkällor harförfattarna till rapporten tillsammans med uppdragsgivaren valt att begränsaexamensarbetet enligt följande:

1. Examensarbetet behandlar uteslutande låg- och mellanspänningsnätetpå distributionssidan av det svenska elnätet.

2. Den framtid som avses i examensarbetet inbegriper en maximal tids-period om tio år framåt i tiden.

4

Högspänningsnäten inkluderas inte i examensarbetet på grund av att denframtida ändringen av driften för denna spänningsnivå antas bli relativt li-ten kontra ändringarna för de lokala elnäten. Dessutom skulle ett inkluderan-de av högspänningsnäten innebära en alltför stor arbetsbörda vilket skullekunna medföra att den slutgiltiga analysen av framtidens driftcentral skulletappa i kvalitet.

Angående tidsperioden önskade såväl författarna som uppdragsgivarna attdenna skulle sträcka sig så långt fram i tiden som möjligt. Efter noga avväg-ningar togs beslutet att ”så långt fram i tiden som möjligt” i det här falletinnebär maximalt tio år. Förklaringen till det är att elnätet är inne i en ut-vecklingsprocess och att antalet felkällor i analysen riskerar att bli allt förmånga om tidsperioden är längre.

På grund av omfattningen av underlagsmaterialet genomfördes ytterligareavgränsningar löpande under examensarbetets gång. För att lättare kunnaavgöra om en viss referens var relevant för examensarbetet, utvärderadeshuruvida informationen från referensen kunde kopplas ihop med de aktuel-la driftprocesserna i en driftcentral och/eller de förändringar som förväntaspåverka den framtida driften av de svenska elnäten.

1.5 Disposition

I avsnitt 2 beskrivs den metod som tillämpats i studien. Väsentlig baskunskapom driftcentralen och dess uppbyggnad beskrivs vidare i avsnitt 3. Driftpro-cesserna som utgör verksamheten i driftcentralen hanteras i avsnitt 4. Deförändringar som förväntas påverka driften av elnätet inom en tioårsperi-od behandlas i avsnitt 5. I avsnitt 6 beskrivs simuleringen över solcellerspåverkan på spänningsstabiliteten. De framtida driftprocesserna diskuterasdärefter i avsnitt 7. Diskussion och slutsatser återfinns slutligen i avsnitt 8respektive 9.

Det innebär med andra ord att fråga 1 från frågeställningen besvaras i av-snitt 4, fråga 2 besvaras i avsnitt 5 samt i avsnitt 7 och att fråga 3 besvarasi avsnitt 6.

Två delar av rapporten har inordnats i två separata bilagor. Bilaga A bestårav information om de elnätsbolag som intervjuats samt deras sammanställ-da åsikter rörande frågor om elnätet och driften av det. Bilaga B innehållerdata som ligger till grund för simuleringen samt detaljerade beräkningar ochfigurer av de båda simulerade elnäten.

5

1.6 Om rapporten

Rapporten har framarbetats gemensamt mellan de båda författarna. Det gåralltså inte tydligt tilldela någon specifik del av rapporten till en viss författaredå de båda bidragit med centrala komponenter i rapportens samtliga avsnitt.

6

2 Metod

Det här avsnittet beskriver i kronologisk ordning de metoder som använts iexamensarbetet för att i slutändan nå ett resultat som uppfyller syftet. Pro-jektet består till största delen av datainsamling och analys av denna, därförvar det viktigt att tidigt bestämma tillvägagångssätt och avgränsningar förinsamlingen.

En stor del av informationen som examensarbetet baseras på är inhämtatfrån ett antal av de största elnätsbolagen i Sverige. De valdes med anledningav att de ansågs kunna bidra med relevant kunskap om branschen och deförändringar som förväntas påverka den. Tillsammans med uppdragsgivarenbestämdes att antalet elnätsbolag skulle begränsas till cirka 20 stycken, vilketslutligen kom att bli 17 stycken, se bilaga A för beskrivning av de tillfrågadeelnätsbolagen. Ett större antal ansågs kunna medföra en alltför stor tidsåt-gång och därmed ta upp tid från andra delar av examensarbetet. Valet attenbart välja de största bolagen grundade sig i att de har större kundunderlag,elnät och omsättning. Det antogs därför att de stora elnätsbolagen är merinvolverade i alla skeenden av utvecklingsprocessen som rör elnätet.

Simuleringsdelen krävde stor förberedelse, i synnerhet vad gäller avgräns-ningarna för projektet. Analys och till viss del sammanställning av insamladdata skedde löpande under examensarbetets gång.

2.1 Förstudie

För att inledningsvis få en övergripande bild av det tänkta projektet genom-fördes en förstudie, som huvudsakligen bestod av en litteraturstudie. I dennafas framgick tydligt vikten av att ha satt upp avgränsningar för projektet,vilket kraftigt underlättade sorteringen av information. Främst bearbetadestryckt material i form av publicerade rapporter, men även enklare skrifteroch protokoll sågs över.

Rapporter och övrig information inhämtades huvudsakligen från tre platser:

• IEEE Xplore – En webbaserad databas med vetenskapliga artiklar

• Google Scholar – En webbaserad databas med vetenskapliga artiklar

• Swecos egna databas

7

Litteraturen baserades väsentligen på en terminologi som dittills var okändför författarna. Därav fordrades även diskussioner och intervjuer med sak-kunniga på området parallellt med inläsningen för att effektivisera inlärnings-processen.

2.2 Intervjuer och studiebesök

Inledningsvis bestod denna del av att utifrån den kunskap som erhållits iförstudien sammanställa ett frågeformulär med särskilt viktiga frågor somavsågs diskuteras med de elnätsbolag som intervjuades och besöktes. Svå-righeten med det handlade om avvägningen kring vilka delar som skulle tasupp och vilka delar som skulle sorteras bort. Ingen, för examensarbetet vik-tig, detalj fick utelämnas samtidigt som det inte fanns utrymme att alltföringående studera samtliga delområden.

Av de 17 elnätsbolag som varit aktuella i examensarbetet besöktes endastfyra. De övriga 13 intervjuades över telefon. Personerna som svarade på frå-gor under besöken och intervjuerna var knutna till driften av det aktuellaföretagets elnät, det vill säga elnätschefer, driftingenjörer och övriga befatt-ningshavare med god insyn i driftcentralens verksamhet. Med hjälp av infor-mationen som mottogs från dessa personer framträdde en bild av hur denaktuella verksamheten i driftcentralerna ser ut. Dessutom redogjorde samtli-ga elnätsbolag för de förändringar som de anser kommer att påverka driftenav elnäten i framtiden. Utifrån det kunde en första bild av framtidens drift-central tas fram.

För att underlätta planering och genomförande av studiebesöken bistod upp-dragsgivaren med hjälp. Efter varje intervju och studiebesök sammanställdesen rapport med respektive elnätsbolags åsikter avseende de frågor som tidi-gare arbetats fram. Av hänsyn till elnätsbolagen är dessa rapporter belagdamed sekretess och endast tillgängliga för författarna samt uppdragsgivarna.

2.3 Simulering

Denna del av examensarbetet syftade till att ta reda på solcellers påverkanpå spänningsvariationerna på elnätet och därmed besvara fråga 3 (se av-snitt 1.3). Tillsammans med ämnesgranskaren beslutades att Matlab var denbäst lämpade mjukvaran för att utföra en sådan simulering. Det eftersom detvar möjligt att ta del av ett befintligt script som används i forskning inomsolceller vid Uppsala universitet [6]. Scriptet behövde kompletteras med enbeskrivning av de nät som avsågs simuleras med specifika storheter för exem-

8

pelvis effekter och nätens kopplingsscheman. Fördelen med att kunna ta delav det här scriptet var att en stor del av den förväntade tidsåtgången kapadesbort. Den insparade tiden kunde i stället läggas på att noggrant verifiera deresultat som erhölls.

Data för energianvändning har hämtats från Energimyndigheten och statistikför uppvärmningen av en villa har erhållits från Energimarknadsinspektionen.Utifrån dessa data användes Velanders formel för att beräkna den förväntademaxbelastningen för en kundgrupp/buss i respektive nät. Till den förväntademaxbelastningen adderades ytterligare tio procent som en extra säkerhets-marginal.

Data för de kablar som har använts i simuleringen är hämtade från Erics-son Cables [3]. Matlab-skriptet användes för att ta reda på vilken kabel sombäst passade in i respektive simulering.

Den genomsnittliga förbrukningen av elenergi för en buss i elnätet under enlåglastperiod beräknades utifrån data för en villas genomsnittliga förbruk-ning av elektricitet.

Data för kablarna samt förbrukningen av aktiv samt reaktiv effekt mata-des avslutningsvis in i modellen. Därefter prövades olika installationsnivåerav solceller för att utläsa vilken maximal installerad effekt som är möjligutan att överskrida gränsvärdet för spänningen.

Eftersom de värden som matats in i Matlab-scriptet delvis grundade sig iavancerade antaganden avslutades simuleringsdelen med en känslighetsana-lys där de inmatade storheterna i tur och ordning varierades för att undersökaosäkerheten i de gissningar som gjorts.

9

2.4 Sammanställning och komplettering

Den avslutande delen handlade inledningsvis främst om att sammanställaden information som förvärvats från intervjuer, studiebesök och simulering-en. Under denna process uppstod det vid ett flertal tillfällen ett behov avkomplettering och utvidgning av det dittills insamlade materialet. Behovetav komplettering visades tydligast när rapporterna från elnätsbolagen skullesammanföras till en bilaga med bolagens samlade åsikter kring elnätet ochdess utveckling. För flera frågor fanns inte tillräckligt stort svarsunderlag,något som i slutändan resulterade i att författarna inte vågade dra någraslutsatser kring elnätsbolagens generella åsikt i dessa frågor. Det åtgärdadesgenom att ett ytterligare frågeformulär sammanställdes och mejlades till re-spektive elnätsbolag med kompletterande frågor.

När materialet var sammanställt inleddes arbetet med att utreda vilka tren-der som kunde skönjas. Framförallt lades fokus på att reda ut vilka för-ändringar som kunde urskiljas på elmarknaden och elnätet och på vilketsätt de skulle kunna påverka driftprocesserna i driftcentralen. Även underdenna del uppstod frågetecken som medförde att materialet var i behov avkomplettering. Här handlade det dock vanligtvis om att genomföra enstakatelefonsamtal till elnätsbolag och myndigheter.

10

3 Översikt avseende driftcentralens tekniska sy-

stem

Denna del behandlar uppbyggnaden av driftcentraler på distributionsnätetoch dess olika komponenter samt driftcentralens roll hos ett elnätsbolag.

3.1 Elnätsbolaget

Ett elnätsbolag är ägaren till det elnät som finns inom ett specifikt geogra-fiskt område. Då elnätsverksamheten i Sverige är en monopolverksamhet harkunden inte möjlighet att välja sitt elnätsbolag då det bara finns ett så-dant per geografiskt område. Det enda sättet att byta elnätsbolag är såledesgenom att flytta. Elnätsbolagen har en mängd olika ansvarsområden, sombeskrivs enligt ellagen:

"Ett företag som bedriver nätverksamhet ansvarar för drift och under-

håll och, vid behov, utbyggnad av sitt ledningsnät och, i tillämpliga

fall, dess anslutning till andra ledningsnät. Företaget svarar också för

att dess ledningsnät är säkert, tillförlitligt och effektivt och för att det

på lång sikt kan uppfylla rimliga krav på överföring av el"[7].

Det är alltså elnätsbolaget, och inte elhandelsbolaget, som kunden kontaktarmed ärenden rörande leverans och mätning av elenergi.

DSO, Distribution System Operator, eller ”nätansvarig” på svenska, är enannan term som ofta används för att beskriva elnätsbolagen.

3.1.1 Driftcentralens roll i elnätsbolaget

För att transporten av elenergi ska ske med minimala förluster och utanavbrott krävs stabilitet på elnätet. Ett stabilt elnät innebär att strömmar,spänningar och effekter håller sig inom föreskrivna nivåer överallt på elnätet.Driftcentralen är den del av elnätsbolaget som övervakar och styr elnätet föratt det hela tiden ska kunna garanteras önskvärd kvalité. Även all samordningav underhåll och reparationer av elnätet sköts från driftcentralen.

11

3.2 Personal

Enligt elsäkerhetslagen finns det olika befattningar som måste existera i ettelnätsbolag. Exakt hur strukturen ser ut på varje driftcentral varierar mellanbolagen beroende på dess storlek. Hos mindre centraler kan olika befattning-ar innehas av en och samma person. Innehavaren av driftcentralen utser enperson som är eldriftsansvarig. Den personen har till uppgift att se till attanläggningen och dess komponenter är säkra samt att arbeten som utförs kangenomföras enligt säkra rutiner. Det innebär bland annat att överse kopp-lingar, underhåll, övervakning och styrning av elnätet [15].

Det är den eldriftsansvarige som utser en kopplingsansvarig vid varje drift-central. Personen som är kopplingsansvarig ska planera inför arbeten i elnätetdå denne har det övergripande ansvaret för de kopplingar som utförs. An-svaret innefattar att se till att det finns driftorder samt övriga nödvändigaarbetsbevis inför arbeten på elnätet, samt att dessa är bekräftade av samt-liga involverade parter innan en koppling utförs. Av den kopplingsansvarigeutses ett kopplingsbiträde som utför kopplingar på order av den kopplings-ansvarige [15]. Den person som sitter och övervakar elnätet via IT-systemeni driftcentralen kallas vanligtvis för driftoperatör.

3.3 IT-system

I dagsläget finns det olika IT-system som hanterar olika delar av driften avelnätet. Framför allt har tre stycken system lyfts fram som särskilt viktigaunder examensarbetets gång:

• SCADA-system

• NIS/GIS-system

• DMS-system

3.3.1 SCADA-system

SCADA, Supervisory Control and Data Aquisition, är ett system för över-vakning och kontroll av olika system (exempelvis vattendistributionsnät ochfjärrvärmenät) och en är fundamental del i driften av ett elnät [8]. Genom att irealtid beskriva kopplingsläget på elnätet samt aktuella strömmar, spänning-ar och effekter förser SCADA-systemet driftoperatören i driftcentralen medmomentan information om tillståndet på elnätet. Det är även via SCADA-systemet som elnätet i dagsläget styrs genom att exempelvis stänga elleröppna brytare vid fördelningsstationer ute i elnätet.

12

Figur 1: Översiktbild av ett SCADA-system

Ett SCADA-system är uppbyggt av en central enhet, MTU, Master Ter-minal Unit, och en mängd RTU:er, Remote Terminal Units [8], se figur 1.Dessa RTU:er är placerade i specifika punkter i elnätet som exempelvis för-delningsstationer där kontroll och styrning är av stor vikt. En RTU har i sintur kontakt med komponenter som elmätare, brytare och frånskiljare i denpunkt där den är placerad [9]. En RTU har möjlighet att både ta emot ochskicka information till dessa komponenter vilket i förlängningen gör det möj-ligt att från den centrala enheten hämta information från mätapparatur ochbrytare samt att beordra dessa att inta ett visst kopplingsläge [10]. Den cen-trala enheten är ofta placerad inne i eller i nära anslutning till driftcentralenoch det är i regel från dess gränssnitt som övervakningen och styrningen avelnätet sker. I gränssnittet finns hela elnätet med alla dess existerande kom-ponenter och kopplingar uppritade. Systemet beskriver förenklat de inbördeskopplingarna i elnätet utan att det visuellt går att lokalisera deras verkligageografiska plats.

Vid ett fel på elnätet skall reläskydden, om de är korrekt inställda, slå ifrån enbrytare. Det kommer den RTU som är placerad vid brytaren att känna av ochmeddela MTU:n som i sin tur uppmärksammar vakthavande driftoperatör. Imaskade nät finns det möjlighet att mata olika delar av elnätet med elenergifrån olika håll. Om en brytare har slagit ifrån i ett sådant nät kan problemet

13

med strömförsörjning lösas genom att driftoperatören via SCADA-systemetbeordrar en annan brytare att stänga och därmed se till att den strömlösadelen av nätet matas med elenergi från ett annat håll.

På grund av säkerhetsmässiga skäl är det av stor vikt att SCADA-systemetär isolerat på ett säkert och robust vis och därmed är skyddat från yttreintrång. Skulle obehöriga ta sig in i SCADA-systemet skulle de kunna öppnaoch stänga brytare, något som i slutändan skulle kunna få förödande konse-kvenser med risk för skador för såväl människor som materiel, vilket skulleresultera i gigantiska kostnader. På grund av det sker all kommunikation in-om SCADA-systemet via kommunikationskanaler som är helt avskilda frånannan kommunikation. Mjukvarudelen av SCADA-systemet, som fysiskt be-finner sig utanför driftcentralen, blir därmed helt frikopplad och skyddadfrån yttre påverkan.

Det finns i dagsläget en rad olika tekniker för kommunikationen inom SCADA-system [9], se även bilaga A:

• Optisk Fiber

• IP-radio

• Telefonlinje

• Satellit

• Mikrovågor

• Ethernet

• Radio

• Signalkabel (Direkt trådning)

Gemensamt för dessa överföringstekniker är att de erbjuder kommunikationsom är isolerad och robust. Valet av kommunikationssätt beror till stor delpå avståndet mellan MTU:n och RTU:n samt vilken typ av miljö de befinnersig i.

3.3.2 NIS och GIS

NIS, Network Information System, är ett system för dokumentation och ad-ministration för olika nätverk [11]. Alla anslutna klienter till ett NIS-systemhar tillgång till all information som finns inom systemet. Det går dock att

14

begränsa tillgången till information för vissa anslutna klienter genom att ska-pa olika behörighetsnivåer i NIS-systemet. Sammantaget betyder det att ettNIS-system inte bara används av driftcentralen utan informationen i syste-met kan vara tillgänglig för övriga delar av elnätsbolaget. Samtliga tillfrågadeelnätsbolag har ett system som kan liknas vid ett NIS-system. Vanligen ärNIS-systemet byggd som en förlängning av ett GIS-system, Geographic In-formation System, vilket i grunden är ett kartsystem där alla elnätets kompo-nenter finns utritade. Utvecklingsgraden av NIS-systemen har dock varieratmellan de elnätsbolag som intervjuats och besökts. Hos vissa elnätsbolaghar inte NIS-systemet haft en full integrerad kartmodul utan den geografis-ka beskrivningen av elnätet har utgjorts av enkla analoga kartor. Hos andraelnätsbolag har NIS-systemet utgjorts av toppmoderna IT-system med fulltintegrerade kartmoduler.

Eftersom NIS-systemen utgår från kartor går det, till skillnad från de flestaSCADA-system, att visualisera var en faktisk plats i elnätet befinner sig iverkligheten. Det eftersom alla kunder som är anslutna till elnätet finns ut-ritade på sin geografiska position. Det uppritade nätet kan också visa vilkakopplingar som är öppna och vilka kablar eller ledningar som är spännings-lösa. Informationen om driftläget kan uppdateras automatiskt om SCADA-systemet har möjlighet att skicka information om det aktuella driftläget tillNIS-systemet. Eftersom ett NIS-system kan användas för att beskriva vilkadelar av elnätet som är utan ström kan de personer på elnätsbolaget somsköter kundkontakten med tillhörande avbrottsinformation placeras utanförsjälva driftcentralen. Det enda som krävs är att dessa personer har tillgångtill den del av NIS-systemet som beskriver det aktuella driftläget.

Om ett fel uppstår i elnätet matas vanligen det in i NIS-systemet, antingen avpersonalen eller automatiskt från SCADA-systemet. Huruvida det sker perautomatik eller inte beror som tidigare nämnts på om det finns kommunika-tion mellan respektive system och därmed möjlighet att överföra informationmellan dem.

15

3.3.3 DMS

DMS, Distribution Management System, finns till skillnad från SCADA- ochNIS/GIS-system inte i alla driftcentraler. Ett DMS-system kan definieras somelnätsbolagets driftstödsystem och i det sköts en rad olika arbetsuppgifter.Majoriteten av de tillfrågade elnätsbolagen har under intervjuerna beskrivitDMS-systemet som en modul i ett NIS-system och gränsdragningen mellanSCADA och DMS respektive NIS och DMS är lite flytande. Den del av dennamodul som hanterar drift och styrning av elnätet är helt låst till driftcentra-len och kan inte nås från någon annan del av elnätsbolaget [12].

Via driftstödsystemet kan övervakningen av elnätet ombesörjas. Även arbe-tet med att avhjälpa avbrott på elnätet kan skötas från DMS-systemet. Detgäller för såväl planerade som oplanerade avbrott. Systemet är också anpas-sat för att föra statistik över avbrott som uppkommer i elnätet. Statistikenanvänds sedan i det vardagliga arbetet, exempelvis vid analyser av olika slag[12].

DMS-systemet har flera smarta funktioner som förenklar arbetet i driftcen-tralen, exempelvis FLISR, Fault Location Detection Isolation and ServiceRestoration. FLISR har funktionen att automatiskt kunna minska de nega-tiva effekterna från ett fel i elnätet. Programvaran använder då all tillgängliginformation, inklusive status från mätare och andra sensorer i elnätet samtinformation från kunder med felanmälningar och lagrad statistik från exem-pelvis tidigare avbrott. Med hjälp av denna information räknar systemet utvar felet finns, isolerar det, och minimerar sedan dess påverkan på elnätetgenom att ge kommandon till brytare via SCADA-systemet. Vidare läggerFLISR fram en plan för att återkoppla så många kunder som möjligt viamanuellt styrda brytare [13].

Genom att analysera den aktuella driften i realtid kan DMS-systemet opti-mera spännings- och strömförhållandena på elnätet och på det sättet minskaförlusterna. Det finns även stöd för att kompensera för reaktiv effekt, anting-en vid utvalda tidpunkter eller kontinuerligt [13].

I DMS-systemet finns det också stöd för att enkelt kunna hantera kommu-nikation med personal och kunder. Systemet innehåller moduler som kananvändas i kundsupport för att registrera kundsamtal och eventuella fel somkunderna ringer in. Denna information finns hela tiden tillgänglig i hela syste-met, vilket minskar behovet av tidsödande kontakt mellan driftcentralen ochkundsupporten. Det finns också stöd för att via exempelvis SMS eller internet

16

meddela kunder om aktuella fel och åtgärder. Systemet erbjuder dessutompersonalen i driftcentralen möjligheten att hela tiden vara informerad omden geografiska positionen för anställda ute i fält [14].

3.3.4 Kommunikation mellan systemen

De IT-system som beskrivits ovan, det vill säga SCADA, NIS/GIS och DMS,kommunicerar med varandra i olika stor utsträckning i driftcentralen. An-tingen finns det ingen kommunikation mellan SCADA-systemet och de övri-ga systemen eller finns det en envägs- eller tvåvägskoppling mellan dem.

Fördelarna med en- och tvåvägskommunikation är att de har potential attkraftigt effektivisera driften av elnätet. Exempelvis uppdateras det beskriv-na driftläget i NIS-systemet i realtid om SCADA-systemet har möjlighet attskicka information till DMS- och NIS-systemet via envägskommunikation.Om kommunikationen likväl skickas den omvända vägen via tvåvägskommu-nikation innebär det att det går att styra elnätet från DMS-systemet. Ensådan kommunikation betyder att all styrning, planering och övervakning,av och inom elnätet, kan utföras från ett enda gränssnitt.

Kommunikation mellan IT-systemen i driftcentralen innebär att konsekven-serna av ett intrång riskerar att förvärras. Finns det öppna kommunikations-kanaler mellan dessa system finns det rimligen möjligheter att påverka ettsystem utifrån ett annat. Ett olagligt intrång i något av elnätsbolagets IT-system skulle därmed kunna innebära att inkräktaren relativt lätt kan ta sigin i de andra systemen.

17

4 Verksamhetsprocesser i driftcentralen

För att beskriva den funktion och det arbete som utförs i driftcentralen harförfattarna utgått från att verksamheten är uppdelad i ett antal processer.Under förstudien samt under kontakten med elnätsbolagen växte en bild framav hur verksamheten i en driftcentral ser ut. Oavsett källa beskrevs verksam-heten i princip på samma sätt. Det återfanns emellertid ofta en skillnadmellan hur de olika källorna valde att definiera de olika driftprocesserna. Iprincip alla källor benämnde de olika processerna på samma sätt. Dock fannsofta variationer i vad en process egentligen innebar beroende på vilken källadefinitionen härrör ifrån.

Mot denna bakgrund valde författarna till denna rapport att göra egna defini-tioner av driftprocesserna för att på det sättet minimera risken för missupp-fattningar. Svårigheten med det här tillvägagångssättet ligger i gränsdrag-ningen eftersom många av de olika driftprocesserna överlappar varandra, detvill säga två separata driftprocesser kan bestå av gemensamma delar. Därförär det av yttersta vikt att i detalj beskriva driftprocesserna efter den valdadefinitionen. Figur 2, nedan, beskriver de olika driftprocessernas relation tillvarandra.

Figur 2: Översikt av driftcentralens verksamhet

18

4.1 Övervakning

4.1.1 Övervakning av elnätet

Den huvudsakliga uppgiften i en driftcentral är övervakning av elnätet. Fråndriftcentralen övervakas elnätet via användargränssnitten, det vill säga de oli-ka IT-systemen. I dessa gränssnitt finns elnätets komponenter och kopplingarutritade. Det ger en bild av det aktuella tillståndet på elnäten där rådandekopplingsläge med tillhörande spänningar, strömmar och effekter finns mar-kerade för respektive del av elnäten. Om någon av dessa storheter avvikerfrån normala värden registreras det och driftansvarig agerar efter bestämdarutiner och instruktioner.

Hos några elnätsbolag sker även en visuell övervakning av det fysiska elnätetmed hjälp av kameror vid exempelvis transformatorstationer. Det ger drifto-peratörerna möjlighet att övervaka elnätet via realtidsbilder inne i driftcen-tralen. Vilket möjliggör för elnätsbolagen att värja sig från olagliga intrångi form av exempelvis kopparstöld eller annan skadegörelse.

4.1.2 Övervakning av IT-systemen

I en alltmer digitaliserad värld ökar ständigt kraven på IT-systemens skydd.Enligt vissa elnätsbolag är det redan idag aktuellt med övervakning av deIT-system som övervakar elnätet. Ett intrång i dessa system skulle kunnavara förödande för driften av nätet eller för loggningen av driftdata somexempelvis avbrottsinformation och förbrukning. Därför är det av stor viktatt kontrollera nuvarande intrångsförsök, analysera dessa samt optimera sä-kerhetssystem för att förhindra framtida intrång. I dagsläget sker all digitalövervakning automatiskt med hjälp av brandväggar och andra typer av vi-russkydd.

I samband med att IT-systemen i driftcentralen utvecklas och blir alltmerinvecklade och komplicerade finns det skäl att även övervaka hälsan hos des-sa system. Vissa SCADA-system erbjuder i dagsläget övervakning av sitthälsotillstånd vid sidan av övervakning och styrning av elnätet. UpptäckerSCADA-systemet att det är fel på en egen komponent larmar det på sammasätt som om det vore en avvikelse på elnätet. För de IT-system (SCADA,NIS, DMS) som inte har en möjlighet att själva se över sin egen hälsa finnsdet andra alternativ, exempelvis speciella IT-system som är designade för attövervaka andra systems hälsa. Med hjälp av sådana system kan funktions-dugligheten hos SCADA-, NIS- och DMS-systemen övervakas.

19

4.2 Felregistrering och felavhjälpningEtt fel som uppstår i elnätet kommer att uppmärksammas på olika sätti driftcentralen. Fel som sker på högre spänningsnivåer (>lågspänningsnä-tet) kommer momentant att registreras av SCADA-systemet. Det eftersomMTU:n kommunicerar i realtid med de övriga komponenterna i SCADA-systemet, vilket betyder att driftcentralen larmas direkt när ett fel på högrespänningsnivåer uppstår. Uppstår felet vid en tidpunkt när driftcentralen inteär bemannad uppmärksammas jourhavande driftansvarig via sökare, telefoneller genom en beredskapsenhet. Ett fel på lågspänningsnätet upptäcks i regelav kunder på elnätet, som ringer elnätsbolaget och meddelar att de är utanström. Eftersom det i dagsläget inte finns någon elektronisk övervakning avlågspänningsnätet är telefonsamtal från kunder alltjämt det vanligaste förfa-randet vid felrapportering om fel som uppstår på denna spänningsnivå.

När ett fel har uppmärksammats kallas de jourhavande montörerna in. Däref-ter kan förberedande arbeten påbörjas med att försöka lokalisera var i elnätetfelet är. Beroende på vilken typ av fel som uppstått kan denna process gåsnabbt eller långsamt. Det finns i dagsläget inget effektivt sätt att räkna utvar i elnätet som ett jordfel har inträffat. För kortslutningsfel går det där-emot att använda sig av impedansen hos ledningar och kablar tillsammansmed kortslutningsströmmen och den momentana spänningen för att på detviset räkna ut var i elnätet felet har uppstått. Det kan göras med god preci-sion. Vissa driftstödsystem har i dagsläget en sådan funktion, vilket betyderatt uträkningarna inte behöver göras för hand. I den mån det är möjligt kanomkopplingar av strömförsörjningen göras från IT-systemen i driftcentralen.Genom omkopplingarna kan de försörjningsvägar som fungerar bestämmas.Dessa omkopplingar kommer även att visa vilka kablar och ledningar sominte fungerar och därmed kan felet i elnätet preciseras till en specifik plats.Tillsammans med omkopplingar via IT-systemet genomför montörerna fysis-ka från- och omkopplingar ute i nätet. Hur och i vilken ordning arbetet skabedrivas beskrivs av den driftorder som skrivs inför arbetet.

4.3 DriftorderhanteringVid ett arbete som ska utföras i elnätet, både vid planerade driftåtgärder ochvid avhjälpning av fel, följs en driftorder. En driftorder är en skriftlig förebild(en slags lathund) som den ansvarige kopplingsledaren utgår från när denneutför kopplingar i nätet eller delegerar ut arbetsuppgifter till personal utei fält. Driftordern specificerar logiskt och sekventiellt vilka arbetsuppgiftersom skall utföras och vem som har ansvaret. En driftorder skrivs enligt be-stämda regelverk specificerade i Elsäkerhetsanvisningarna, ESA.

20

Enligt ESA skall följande uppgifter finnas i en driftorder:

• vem som utfärdat driftordern (person och företag)

• vilka som skall delges driftordern

• vem som har kontrollerat driftordern

• vem som är kopplingsansvarig

• vilka anläggningsdelar med avgränsningar som arbetsbegäran om-

fattar

• avbrotts- och arbetstid, dag, datum och klockslag

• vem/vilka som är elarbetsansvarig(a)

• de förutsättningar som skall gälla innan kopplingarna påbörjas

• numrerade åtgärder, med normalt en åtgärd under varje punkt

för

– eventuell spänningsreglering

– koppling

– blockering

– arbetsbevis

– driftbevis

– provningar

[15]

Det är viktigt med en tydlig driftorder samt att alla parter som är involveradei ett planerat arbete får ta del av driftordern i god tid innan det aktuella ar-betstillfället. På så sätt kan eventuella oklarheter redas ut samtidigt som detfinns tid att komplettera driftordern om det behövs. En skriven driftorder fårinte ges ut innan den är kontrollerad och signerad av en annan person än densom skrivit den. Denna person måste liksom den som skrivit ordern innehanödvändig kompetens. Arbetsuppgifterna som specificeras på ordern måsteutföras i exakt den ordning som angetts och får inte under några omständig-heter kringgås. Många elnätsbolag simulerar i förväg de olika kopplingslägensom kommer att uppstå i planerade driftorder. På det sättet kan de försäkrasig om att driftordern är genomförbar utan risk för komplikationer. I modernaanläggningar är det vanligt att denna simulering sker i driftstödsystemet.

21

Som tillägg till driftordern kan det finnas allmän information som underlättararbetet som exempelvis produktionsbegränsningar eller telefonnummer tillberörda personer. Innan kopplingar får ske kan det finnas andra uppgiftersom måste vara utförda, vilket exempelvis kan vara uppgifter som redan skavara utförda enligt annan driftorder [15].

4.4 Kundkontakt

4.4.1 Felanmälan

Det är i dagsläget mycket vanligt att de kunder som drabbas av avbrott själ-va anmäler det till aktuellt elnätsbolag. Framförallt gäller det kunder som ärinkopplade på lågspänningsdelen av nätet, eftersom det i denna del av nätetinte finns samma övervakningsutrustning som automatiskt kan larma drift-centralen om de fel som uppstått. Tillvägagångssättet för hur kundkontaktensker varierar mellan elnätsbolagen. Hos mindre elnätsbolag tas samtalen emotdirekt i driftcentralen. Felanmälan samt information om felet matas in i IT-systemet. Hos de flesta aktörer sker dock denna kundkontakt inom sammabolag men inte inne i den faktiska driftcentralen, utan i en annan avdelning.

4.4.2 Tillhandahålla mätarinformation

Vid störningar och avbrott i elnätet loggas data om det aktuella felet. Des-sa data beskriver vilka delar av nätet som varit strömlöst, vilka kunder detgäller samt hur länge det aktuella avbrottet har varat. Insamlingen av dessadata följer inte någon standardiserad mall hos elnätsbolagen utan variationenär stor. Gemensamt är att det är driftcentralen som har den övergripandeinformationen. Hos vissa aktörer måste insamlad data manuellt föras överfrån ett IT-system till ett annat där den ska behandlas. En del elnätsbolaghar kommunikation som innebär att data om avbrott och förbrukning au-tomatiskt överförs till det IT-system där den behandlas. Vanligt är då attinformationen samlas ihop i olika knutpunkter i nätet och att data hämtas intill driftcentralen från dessa knutpunkter vid bestämda tidpunkter, exempel-vis en gång per dygn. Ytterligare ett alternativ är att driftcentralen själv intehanterar denna process överhuvudtaget. Istället hanterar ett externt bolaginsamlingen av mätdata likväl som sammanställningen av den. När väl detär gjort skickas informationen vidare till elnätsbolaget.

22

Enligt svensk lag har alla elnätsbolag skyldighet att rapportera in statistikom de avbrott som har skett i elnäten till Energimarknadsinspektionen, EI.Inträffar det större fel under årets gång ska de felen, utöver att ingå i denårliga inrapporteringen av sammanställd avbrottsinformation, rapporteras inseparat senast 14 dagar efter inträffat fel [16].

Enligt EI klassas ett större fel som:

• 1 000 uttagspunkter eller fler än 25 procent av samtliga uttags-

punkter inom redovisningsenheten har haft avbrott längre än 24

timmar.

• 10 000 uttagspunkter eller fler än 50 procent av samtliga uttags-

punkter inom redovisningsenheten har haft avbrott längre än 12

timmar.

• 100 000 uttagspunkter har haft avbrott längre än 2 timmar.

[16]

23

5 Förändringar som kommer att påverka

distributionsnätet

För att kunna analysera hur framtidens driftcentral kommer att se ut ärdet viktigt att veta vilka förändringar som kan tänkas påverka de svenskaelnäten och driften av dessa. Det här avsnittet behandlar de förändringarsom de tillfrågade elnätsbolagen lyft fram som de mest angelägna.

5.1 Föreskrifter på elmarknaden

5.1.1 Nätkoder/Grid codes

EU har som mål att unionen ska bli effektivare ur ett klimatperspektiv ochminska beroendet av fossila energislag fram till år 2020. För att ha möj-lighet att uppnå dessa mål krävs det stora förändringar, bland annat inomelnätsbranschen. Det kommer att krävas utbyggnad av elnätssystemen föratt fortsatt kunna erbjuda en säker leverans av elenergi. En ökad andel avförnyelsebar, intermittent kraftproduktion i elnäten är trolig och marknadenför elhandel är under omstrukturering.

För att stödja denna utveckling vill EU arbeta fram gemensamma nätko-der, även benämnda grid codes, för hela EU. Målet med nätkoderna är attförenkla och effektivisera för alla parter på elnätet [18] [19]. Nätkoderna skavara ett gemensamt regelverk med regler och riktlinjer som slår fast hur han-del över gränserna ska gå till inom EU. Utöver riktlinjer för hur marknadenska se ut kommer också bestämmelser för tekniska aspekter, exempelvis vadsom gäller vid anslutning av en generator till elnätet, att omfattas i dessanätkoder.

5.1.2 Nordisk slutkundsmarknad för el

Flera av de tillfrågade elnätsbolagen har nämnt ett införande av en nordiskslutkundsmarknad för el som något som kommer att förändra deras verk-samhet. Den huvudsakliga tanken med en sådan marknad är att uppnå enharmoniserad nordisk elmarknad som ska öka miljömedvetenheten hos allaparter. Den syftar även till att göra det enklare för kunden att välja från vemden vill köpa el samt att bredda det möjliga urvalet av bolag som säljer el.NordREG, en samarbetsorganisation för de nordiska tillsynsmyndigheternai vilken EI finns representerad, driver ett projekt i syfte att ge en grund tillen nordisk slutkundsmarknad [20]. NordREG tror att det år 2015 är aktuelltför en implementering av en sådan marknad [24].

24

År 2011 presenterade NordREG riktlinjer för en framtida nordisk slutkunds-marknad. Enligt dessa riktlinjer ska elkunderna i första hand kontakta sittelhandelsbolag rörande frågor kring el och elanvändning. Till exempel skafakturan de erhåller från elhandelsbolaget även innehålla avgiften för elnäts-utnyttjandet. NordREG anser dock att det vore opraktiskt att ta bort allkundkontakt från elnätsbolagen. Framförallt gäller det frågor strikt koppla-de till elnätet, exempelvis nya anslutningar och avbrott. Kunden ska dockha möjlighet att ge sitt elhandelsbolag en fullmakt för att sköta dessa frå-gor å sina vägnar. För att det ska vara möjligt måste elnätsbolaget förseelhandelsbolaget med nödvändig information för att på så sätt möjliggöraför elhandelsbolaget att kunna erbjuda kunden relevant information om el-nätet.

Kommunikationen mellan elnätsbolag och elhandelsbolag kan skötas på fleraolika sätt, i dagsläget är direktkontakt via telefon eller mejl vanligast. Ettalternativ för Sverige är att följa den danska modellen. Där infördes år 2012en central datahubb där information om kunders elanvändning lagras ano-nymt. När elhandelsbolaget ska hämta information om exempelvis en visskunds mätarvärden görs det via datahubben istället för direktkontakt medelnätsbolaget. Om en liknande lösning väljs i Sverige är ännu inte fastställt[23].

EI har fått i uppdrag av den svenska regeringen att arbeta fram förslagtill lagändringar för att rätt förutsättningar ska finnas inför skapandet av ennordisk slutkundsmarknad [21]. Enligt Daniel Norstedt vid EI bygger försla-get till stor del på de riktlinjer som NordREG arbetat fram. Det innebär attdet från EI:s håll inte finns någon intention att ta bort all kundkontakt frånelnätsbolagen, något som flera av de tillfrågade elnätsbolagen uttryckt oroför. De exakta rekommendationerna från EI presenterades för regeringen den14 juni 2013 [22].

5.2 Produktionsförändringar – Större andel distribue-rad kraft

Det råder en allmän konsensus kring att den distribuerade kraftproduktionenfrån intermittenta energislag kommer att öka markant på de svenska elnä-ten inom överskådlig framtid. Såväl elnätsbolagen som övriga aktörer inomelbranschen lyfter fram detta som ett troligt framtidsscenario. Framföralltförutspås en ökning av sol- och vindkraft, två energislag som producerar ele-

25

nergi med försumbara utsläpp av växthusgaser, något som kommer att bidratill en minskad klimatpåverkan och därmed medverka till att hjälpa EU upp-fylla 2020-målen.

Beträffande solceller kommer den största andelen sannolikt att installerasi lågspänningsnätet, 71 % av de intervjuade elnätsbolagen tror på en mar-kant ökning av solceller på denna spänningsnivå, se bilaga A. Motsvarandesiffra för mellanspänningsnätet är 35 %, se bilaga A. Andra faktorer som ta-lar för att det kommer att ske en ökning av solceller på lågspänningsnätet äratt den totala kostnaden för att installera solceller minskar stadigt. Främstberor det på att priset för solceller har rasat de senaste åren, en trend somalltjämt fortsätter [28]. Utöver det har även installationskostnaden har redu-cerats. Sedan år 2009 finns det i Sverige möjlighet att erhålla statligt stöd förde solceller som installeras. Den nuvarande stödnivån uppgår till 35 % av in-vesteringskostnaden med ett tak motsvarande maximalt 1,2 miljoner kronor[27]. Ett annat problem som ofta lyfts fram med solceller är att mikroprodu-center inte kunnat dra nytta av den överskottsel som producerats. Det berorpå att elnätsbolagen länge har motsagt sig rätten att köpa den överskottselsom producerats av mikroproducenter i deras elnät. I maj år 2012 tillsatteregeringen en utredning som den 14 juni 2013 presenterade ett lagförslag omnettodebitering. Nettodebitering innebär en förenkling för privatpersoner ochföretag som vill installera förnyelsebar mikroproduktion och leverera el tillelnätet. Enkelt uttryckt innebär nettodebiteringen att den el som levererasut på elnätet av mikroproducenten kvittas mot den el som densamme förbru-kar [26]. Dessutom finns det numera såväl elnätsbolag som energibolag somerbjuder sig att köpa den överskottsel som mikroproducenter producerar [25].

Tyskland betraktas ofta som ett föregångsland inom utvecklingen av elpro-duktion från solceller. Såväl elnätsbolag som personer inom den svenska sol-cellsbranschen menar att utvecklingen av solceller på det svenska elnätetkommer att följa den tyska modellen. Många pekar på det faktum att denpotentiella elproduktionen från solceller i södra Sverige är jämförbar medden i norra Tyskland [4]. Därmed är politiska beslut det enda som krävsför att andelen solceller ska öka då det tekniska underlaget redan existerar.Sammantaget kommer det sannolikt att resultera i att fler privatpersonerkommer välja att installera solceller inom överskådlig framtid. Författarnaanser dock att det är svårt att göra en kvalificerad gissning på när instal-lationsgraden av solceller kommer att vara tillräckligt stor för att medföranågra större implikationer på driften av elnäten.

26

Även bidraget från vindkraft förväntas växa på låg- och mellanspännings-nätet. Enligt elnätsbolagen kommer vindkraften, till skillnad från solceller,främst att installeras på mellanspänningsnätet, se bilaga A. Av de tillfråga-de elnätsbolagen tror 59 % på en markant ökning av vindkraft på mellan-spänningsnätet, medan motsvarande siffra för lågspänningsnätet är 29 %, sebilaga A.

Många elnätsbolag reserverar sig emellertid för att med säkerhet slå fast ensådan utveckling, i alla fall om priserna för vindkraft inte reduceras. Utan enprisdegradering är det troligare med inmatning av vindkraft på högspänningsnarare än låg- och mellanspänning. Det beror på att installationskostnadenräknat per vindkraftverk kraftigt reduceras vid uppförande av flera gemen-samma vindkraftverk jämfört med enstaka utspridda vindkraftverk. Uppförsvindkraftverken gemensamt i en vindkraftspark kommer parken sannolikt attanslutas till en högre spänningsnivå än mellanspänning.

5.3 Konsumtionsförändringar – Utjämnad last

Mönstret för hur elenergi konsumeras kommer med största säkerhet att för-ändras i framtiden. Det är alla aktörer inom elbranschen övertygade om.Problemet är att det är svårt att göra en kvalificerad uppskattning när ensynbar konsumtionsförändring kommer att ske. Hos de tillfrågade elnätsbo-lagen råder stor splittring i frågan, 37 % tror att den svenska lastkurvankommer att jämnas ut inom fem till tio år medan 26 % menar att dennaperiod inte är tillräckligt lång för att någon utjämning skall kunna skönjas.Övriga 37 % menar att det är för svårt för att med säkerhet kunna uttala sigi frågan, se bilaga A.

Ett incitament för att få elkunderna att anpassa sin elförbrukning är in-förandet av timtariffer, det vill säga att elpriset varierar på timbasis. Detskulle leda till att kunderna kan minska sina ekonomiska utgifter beroendepå under vilken tid på dagen de förbrukar elen. Sedan den första oktober år2012 har varje elkund i Sverige möjlighet att erhålla timvis mätning av sinelförbrukning [29]. En liten andel av de tillfrågade elnätsbolagen tror ävenatt det inom fem till tio år kan bli en tariffstruktur där användningen avelnätet prissätts på timbasis, se bilaga A.

Det är viktigt att poängtera skillnaden på dessa två tariffstrukturer. Denena syftar till att variera priset på elen beroende på tillgången i förhållandetill efterfrågan. Finns det mycket elenergi att tillgå samtidigt som efterfråganär liten blir elpriset billigt och vice versa. Den andra typen av tariff syftar till

27

att minska belastningen på elnätet. Genom att höja priset för nätanslutning-en under de tillfällen då belastningen på elnätet är stor ser elnätsbolagen tillatt kunderna övergår till att förbruka elen under de tillfällen då belastningenpå elnätet är mindre.

Enligt en undersökning utförd av EI har antalet kunder som begärt timvismätning av sin elförbrukning varit begränsad sedan införandet den första ok-tober 2012 [29]. Att antalet kunder varit begränsat kan antas bero på främsttre orsaker. För det första varierar inte priset tillräckligt mycket mellan hög-och låglast vilket betyder att elkunden inte tjänar nämnvärt på att styra omsin elförbrukning. För det andra klarar den elektroniska utrustningen i hem-men idag inte av att anpassa sin förbrukning efter de tillfällen då elpriset ärlågt. Istället krävs det aktiv styrning av kunden för att se till att så ska blifallet. För det tredje hade inte tillräckligt lång tid förflutit från det att tim-mätning infördes till dess att undersökningen genomfördes. Endast ett halvårhade passerat och därmed hade inte tillräckligt många kunder hunnit ändrasin förbrukning för att undersökningen skulle kunna påvisa någon skillnad ikonsumtionen av el.

Sammanfattningsvis går det att konstatera att det inte finns någon tydligtrend i denna fråga. Utifrån diskussionerna med elnätsbolagen går det attutläsa en svag optimism för att det här scenariot ska bli verklighet. Förfat-tarna anser dock inte att det är troligt att en sådan förändring kommer attvara märkbar i någon större utsträckning inom kommande fem till tio år, ut-an att det kommer att ta längre tid för förändringen att verkligen slå igenomi stor skala.

5.4 Mätarförändringar och fler sensorer

Många elnätsbolag har inställningen att framtiden kommer att innebära enökning av antal mätvärden som driftcentralen idag tar emot. Till viss del be-ror det på att distribuerad kraftproduktion kommer att öka stadigt i elnätetvilket kommer att kräva fler komponenter för övervakning och styrning.

5.4.1 Kommunikation med elmätare

En stor del av elnätsbolagen tror att elmätarnas funktion och arbetsområ-den kommer att förändras framgent. Från bilaga A fås att en klar majoritet,81 %, av de tillfrågade elnätsbolagen tror att elmätare som aktivt skickarlarm till driftcentralen när de blir spänningslösa kommer att vara en verklig-het i de svenska elnäten inom fem till tio år. Tekniken för det här finns idag

28

men den är vanligtvis inte implementerad i systemen. Idag kan operatöreni driftcentralen signalera till mätaren och begära in information. Det visasdå om mätaren är spänningslös. Istället för att operatören ska behöva ställafrågan ska mätaren själv sända in ett larm till driftcentralen när den blirspänningslös.

Det finns dock ett tydligt problem med det här eftersom det måste finnasett sätt för mätaren att kommunicera med driftcentralen om dess naturligaförsörjningsgren, det vill säga elnätet, blir utslaget. I flera fall finns det fiberframdraget till elmätaren vilket kan vara ett alternativt kommunikationssätt.Andra alternativ är att mätaren har en liten strömförsörjningsreserv med vil-ken den trådlöst, exempelvis via radio eller GSM, kan skicka en signal. Detsenare av dessa alternativ ses som den mer troliga metoden eftersom det intefinns fiber utdraget överallt samt att det som orsakat avbrottet i kabelnätetlikväl kan medföra ett avbrott på fibernätet då dessa två nät ofta är ned-grävda tillsammans.

Ett annat sätt att bli varse när en elmätare, och därmed en kund, är spän-ningslös är att se till att övervakningssystemen på driftcentralen står i ständigkontakt med elmätaren. Om kontakten med elmätaren bryts beror det sanno-likt på att elmätaren är spänningslös och då kan övervakningssystemet självlarma.

Det kan även bli tal om att det ska vara möjligt att styra elmätarna fråndriftcentralen. Med en större mängd intermittenta kraftkällor i nätet, såsomsolceller på lågspänningsnätet, kommer kraven på kontroll av dessa nya in-stallationer öka för att säkerställa en god systemstabilitet och elkvalitet.Kopplas kraftkällorna mot elmätaren kommer driftcentralen ha möjlighet attbestämma huruvida kraftkällan ska få leverera ut effekt på elnätet eller ej,något som i förlängningen kommer att vara vitalt för att kunna säkerställaatt den producerade effekten, och därmed spänningen, på elnätet inte blirför hög.

5.4.2 Elmätare på lågspänningssidan av transformatorerna

Installation av elmätare på lågspänningssidan har vid flera tillfällen underexamensarbetets gång lyfts fram som en potentiellt viktig fråga. Enligt bila-ga A tror 71 % av de tillfrågade elnätsbolagen att de kommer att installeraelmätare på lågspänningssidan inom fem till tio år medan 24 % ställer sigtveksamma till sådana installationer. Av de elnätsbolag som hittills installe-rat mätare på transformatorernas lågspänningssida har samtliga varit nöjda.

29

Genom att jämföra värden för elenergi på nedsidan, det vill säga lågspän-ningssidan, av transformatorerna med motsvarande värden för samtliga el-mätare på samma spänningsnivå längre ut i nätet kan breddad informationom driftläget erhållas. Till exempel går det att använda sådana jämförelservid jakten på olagliga strömstölder. Om energivärdet från elmätaren vid låg-spänningssidan på transformatorn är betydligt större än det adderade värdetfrån elmätarna längre ut i elnätet har en förlust identifierats vilket kan varaströmstöld. Det är den fördel med elmätare på nedsidan av transformatorersom lyfts fram flest gånger under intervjuerna med de tillfrågade elnätsbola-gen.

Ett par elnätsbolag som installerat mätare på lågspänningssidan av transfor-matorerna påpekade att det även kan uppstå situationer då energimängdenfrån mätaren vid transformatorn underskrider det summerade värdet frånelmätarna längre ut i nätet. Orsaken till det är att fel har gjorts då nätetsuppbyggnad dokumenterades. Kunder och brytare har helt enkelt placeratsut under fel nätstation i den geografiska beskrivningen av nätet vilket innebu-rit att elnätsbolaget arbetat utifrån ett inkorrekt kopplingsläge. Elmätarnapå nedsidan av transformatorerna har alltså bidragit till att korrigera doku-mentationen av nätet till det bättre.

Ett av elnätsbolagen har påpekat en tredje fördel med denna typ av in-stallation, vilket är driftoptimering av elnätet. Även i det här fallet jämförsenergimängden vid sändarsidan hos transformatorerna med det summera-de värdet för energimängden hos elmätarna längre ut i nätet inom sammaspänningsnivå. Om det inte sker någon strömstöld mellan mätarna motsva-ras skillnaden i energimängd av förlusterna på ledningarna. Genom att testaolika kopplingslägen i elnätet kan man ta fram det kopplingsläge som medförminst förluster vid ett givet driftläge.

5.5 Förändrade IT-system

5.5.1 Ökad kommunikation mellan IT-systemen

Mängden tillgänglig data kommer att öka i takt med att andelen elmätareoch kraftproducenter på det svenska elnätet växer. För att klara av att han-tera den växande mängden information samt kraven om realtidsuppdateringav mätvärden kommer IT-system att vara i behov av uppdateringar. Enligtbilaga A anser samtliga tillfrågade elnätsbolag att kommunikationen mellanSCADA-systemet och övriga IT-system som exempelvis NIS-system kommeratt öka inom en fem till tio års period.

30

Hur kommunikationen kommer att se ut råder det ännu ingen konsensusom. Idag har 44 % av de tillfrågade elnätsbolagen ingen kommunikation mel-lan SCADA- och övriga IT-system medan 31 % har envägskommunikationoch 25 % har tvåvägskommunikation. Flera av de elnätsbolag som idag intehar någon koppling mellan systemen har under intervjuerna uttryckt planerpå att installera kommunikation inom den närmaste framtiden. Huruvida detblir en- eller tvåvägskommunikation är i de flesta fall oklart. Många framhäversäkerhetsaspekten som ett argument för att enbart ha, eller vidare införskaffa,envägskommunikation, för att på så sätt undvika intrång i SCADA-systemen.Andra elnätsbolag lyfter fram fördelarna med tvåvägskommunikation såsomexempelvis ett effektivare utnyttjande av IT-systemen. Sammantaget sökerdock elnätsbolagen generellt en struktur som möjliggör ökat informationsut-byte mellan driftcentralens IT-system.

5.5.2 Inställning till DMS

Av de tillfrågade elnätsbolagen har idag 65 % ett DMS-system. Av övrigaelnätsbolag har 83 % meddelat att de avser införskaffa ett sådant systeminom en fem till tio års period.

Flera av de tillfrågade elnätsbolagen önskar att driften av elnätet kundeskötas från ett enda system, exempelvis DMS-systemet. Därmed skulle ar-betet i driftcentralen kunna effektiviseras väsentligt då driften skulle skötasutifrån ett enda gränssnitt, oavsett vilken uppgift det är som ska utföras.Det vore fördelaktigt om det gick att komma åt all data från samma systemför att exempelvis genomföra simuleringar av driftlägen likväl som att styradet verkliga nätet. Av de tillfrågade elnätsbolagen är 69 % intresserade av enutveckling som tillåter drift från ett enda system, se bilaga A.

5.5.3 Ökade säkerhetskrav på IT-systemen

Alla de elnätsbolag som tillfrågats har varit eniga om att kommunikationenmellan SCADA- och de övriga IT-systemen kommer att öka. Dessutom kom-mer även antalet sensorer i elnätet som kommunicerar med centralsystemetatt tillta. Sammantaget kommer det att innebära större risker för intrång isåväl SCADA som de andra systemen då det finns fler vägar in i dessa system.

Det sker redan idag många intrångsförsök mot elnätsbolagens IT-system.Sannolikt kommer dessa inte att avta, utan snarare att öka vilket får elnäts-bolagen att se en framtid där mer resurser läggs på breddat IT-skydd. Enligt

31

bilaga A tror 76 % av de tillfrågade elnätsbolagen att IT-systemens intrångs-skydd är i behov av en förstärkning inom fem till tio år för att fortsatt kunnaerbjuda samma säkra drift.

5.6 Förändring av verksamheten

5.6.1 Utökning av verksamheten

Driften av elnätet ser i dagsläget olika ut hos olika elnätsbolag, främst berordet på antal kunder på elnätet. Hos vissa elnätsbolag finns personal på platsi driftcentralen dygnet runt, medan andra enbart har bemanning dagtid medberedskap under nätter, kvällstid och helger. Även driftcentralens arbetsupp-gifter skiljer sig elnätsbolagen emellan. En del har fler åligganden än enbartövervakning och drift av sitt elnät. Exempelvis kan samma driftcentral ävensköta övervakning och drift av fjärrvärme- och/eller fibernätet inom ett visstgeografiskt område. Införlivning av annan verksamhet i driftcentralen kanvara ett sätt att motivera en fortsatt, eller utökad, bemanning som annarsinte skulle vara möjlig ur ett ekonomiskt perspektiv.

Enligt bilaga A anser 41 % av de tillfrågade elnätsbolagen att de kan kom-ma att utöka sin verksamhet inom fem till tio år. 35 % tror dock inte attde kommer genomföra någon förändring av det slaget och 24 % är osäkrapå hur strukturen för driftcentralen kommer att se ut i framtiden. Eftersomtankarna och åsikterna kring denna fråga kraftigt varierar är det svårt attutläsa någon tydlig trend. En orsak till denna spridning i frågan kan vara attelnätsbolagen är osäkra på hur yttre förutsättningar kommer att påverka de-ras roll som elnätsbolag i framtiden. Exempelvis kan kundkontakten kommaatt förändras längre fram, se avsnitt 5.1.2, vilket skulle kunna få konsekven-ser för hur elnätsbolagen ser på sin organisation.

För att undvika stora komplikationer och för att effektivt kunna integre-ra annan verksamhet bör driften av den nya verksamheten ha likheter meddriften av elnätet. Exempel på sådana verksamheter är drift och övervakningav fjärrvärmenät, bredbandsnät och vattendistributionsnät. Dessa typer avverksamheter är i stor utsträckning likartade med driften av ett elnät.

5.6.2 Samarbeten

Ett annat sätt för elnätsbolagen att effektivisera sin verksamhet är att sam-arbeta sinsemellan. Ett exempel är att samköra elnäten, det vill säga attelnätsbolag tillsammans sköter drift och övervakning av de olika elnäten från

32

en gemensam driftcentral. Andra former av samarbeten är att exempelvislåna ut personal vid krislägen. Uppstår en krissituation för ett elnätsbolagkan det vara fördelaktigt att kunna hämta in extra personal från en samar-betspartner.

Av bilaga A framgår att 47 % av de tillfrågade elnätsbolagen tror att samar-beten driftcentraler emellan kommer att öka inom fem till tio år. Samtidigtanser 41 % av bolagen att de inte med säkerhet kan svara på huruvida de iframtiden kommer att bli beroende av samkörning för att leva upp till eko-nomiska och kvalitetsmässiga krav som ställs på driften av elnätet.

Ett utökat samarbete som bygger på att låna in personal eller ha gemen-sam personal för arbete ute i fält kommer vara beroende av det geografiskaläget. Avstånden kan inte vara alltför stora om det ska vara möjligt för perso-nal att ta sig till aktuellt område och utföra korrekta åtgärder inom rimligatidsramar.

33

6 Simulering – Solcellers inverkan på spännings-

variationen

Det här avsnittet beskriver den simulering som utförts i examensarbetet. Si-muleringen utreder vid vilken installationsgrad av solceller på elnäten som ris-ken för oacceptabla spänningsvariationer uppstår. Data som ligger till grundför simuleringen samt utförda beräkningar återfinns i bilaga B.

6.1 Generella avgränsningar

Installationen av solceller sker på lågspänningsnivå. Det finns dock ingenöverblick över strukturen på lågspänningsnätet i de testnät som utgjort grun-den för simuleringen. Alla kunder som är anslutna till en specifik buss på10 kV-nivå är i simuleringen representerade som en gemensam punktlast ochen gemensam producent vid denna buss.

Författarna har antagit att solcellerna genererar mest el under sommaren.Under sommaren antas även lasten vara lägre än under övriga delar av året.Det betyder att den simulerade tidpunkten ger ett scenario där skillnadenmellan generering och last är som störst, det vill säga den tidpunkt på åretdå solcellerna har som störst chans att påverka spänningsstabiliteten. Grän-sen för acceptabel spänningsvariation är satt till +/� 0,1 p.u. i alla punkteri nätet enligt den Europeiska standarden EN 50160 [30].

6.2 Nätens uppbyggnad

Som grund för uppbyggnaden av elnäten i simuleringen har en rapport frånElforsk använts. Den innehåller testnät för svenska elnät på distributionsnivå[31]. Figurer på testnäten återfinns i bilaga B.

6.2.1 Stadsnätet

Stadsnätet som simulerats består av en fördelningsstation med två skenorsom båda matar ut effekt. Från fördelningsstationen utgår det tio separataslingor som alla är anslutna till båda skenorna. Skenorna matar slingornafrån varsitt håll. Varje slinga har en öppen frånskiljare mitt i slingan somkan slutas vid ett eventuellt fel på ena skenan för att låta den andra skenantemporärt mata hela slingan med effekt. I simuleringen är denna frånskiljareöppen. Varje slinga består i sin tur av sex nätstationer/bussar där den öpp-na frånskiljaren är belägen mellan nätstation nummer tre och fyra. Den sista

34

bussen på varje slinga motsvarades ursprungligen av en industri. I simule-ringen är denna buss dock representerad som en buss bestående av villor liktövriga bussar i nätet.

Elnätet har totalt 11 100 kunder som är jämt fördelade på de 60 nätsta-tionerna, vilket ger att det är 185 kunder kopplade till varje nätstation. Allakunder under respektive nätstation antas vara direkt kopplade till den utanatt några kabellängder tas i beaktande. Nätet speglar en förort med enbartvillor i nätet.

Elnätet antas enbart bestå av jordkabel och ingen luftledning. Genomsnittliglängd på varje kabel är 1,38 km vilket ger nätet en total längd på 98,0 km.En av kablarna används dock inte i det normala driftläget vilket innebär attden totala kabellängden i simuleringen uppgår till 84,4 km. Det har antagitsatt samma typ av kabel används i hela nätet.

6.2.2 Landsbygdsnätet

Landsbygdnätet är till skillnad från stadsnätet radiellt uppbyggt och matasbara från en enda skena i fördelningsstationen. I ursprungsnätet beskriver enstreckad del som luftledning, se bilaga B. I denna simulering antas dock helaelnätet endast bestå en av jordkabel. Jordkabeln antas vara av samma typi hela elnätet. Den från skenan utgående kabeln förgrenas på en rad ställenvia bussar. Totalt finns 32 bussar i landsbygdsnätet varav 15 fungerar somförgreningsbussar och 17 stycken är nätstationer med kunder kopplade till sig.Liksom i stadsnätet antas alla kunder vara direkt kopplade till nätstationen.Totalt finns det 306 kunder i landsbygdnätet som är jämt fördelade på de17 nätstationerna. Det ger att varje nätstation har 18 underliggande kunder.Den totala längden kabel i nätet är 18,7 km vilket ger att den genomsnittligalängden på en kabel mellan två bussar är 0,584 km.

6.3 Acceptabel installationsnivå

6.3.1 Maximal installerad effekt från solceller i stadsnätet

I stadsnätet går det att installera 747 kW per buss utan att gränsvärdet om+/� 0,1 p.u. för spänningen överskrids. Vid en installationsgrad på 747 kWär det största avvikelsen för spänningen 0,0999. Eftersom det är 185 kunderper buss i stadsnätet går det att installera i snitt 4 kW per kund i stadsnätetutan att riskera en spänning som är lika med eller större än 1,1 p.u. eller likamed eller lägre än 0,9 p.u.

35

747 kW

185 st= 4, 04 kW ⇡ 4 kW (1)

Solceller antas enligt schablonvärden generera elektricitet 1 000 timmar omåret. På årsbasis skulle solceller kunna producera 4 000 kWh.

4 kW ⇤ 1 000 h = 4 000 kWh (2)

En villa i stadsnätet förbrukar i genomsnittligt 6 000 kWh per år, se bila-ga B. Resultatet blir att de installerade solcellerna skulle generera elektricitetmotsvarande två tredjedelar av det årliga behovet av elenergi.

4 000 kW

6 000 kWh= 0, 667 ⇡ 67 % (3)

6.3.2 Maximal installerad effekt från solceller i landsbygdsnätet

I landsbygdsnätet går det maximalt att installera 159 kW per buss utan attgränsvärdet för spänningen överskrids. Den största avvikelsen för spänningenär vid denna installationsgrad 1,0995 p.u. Eftersom det är 18 kunder per bussgår det i genomsnitt att installera 8,8 kW per kund.

159 kW

18 st= 8, 83 kW ⇡ 8, 8 kW (4)

Solceller antas enligt schablonvärden generera elektricitet 1 000 timmar omåret. På årsbasis skulle solcellerna kunna producera 8 800 kWh.

8, 8 kW ⇤ 1 000 h = 8 800 kWh (5)

En villa i landsbygdsnätet förbrukar i genomsnitt 17 653,8 kWh årligen, sebilaga B. Det ger att de installerade solcellerna skulle kunna generera elmotsvarande 50 % av villans elenergibehov på årsbasis.

8 800 kW

17 653, 8 kWh= 0, 498 ⇡ 50 % (6)

36

Figur 3: Energiförbrukning samt solcellsproduktion för en villa på årsbasis

6.4 Känslighetsanalys

För att kontrollera hur resultatet av simuleringen kan variera beroende påolika osäkerhetsfaktorer genomfördes en känslighetsanalys. De faktorer somanses relevanta att kontrollera är den aktiva och reaktiva effektförbrukningenför en kundgrupp samt resistans och reaktans för kablarna i elnätet. För-ändringarna som har testats är en ökning respektive sänkning av respektivevärde med tio procent. Ett värde åt gången har justerats medan de övrigavariablerna hållits stumma. Det har medfört ytterligare 16 simuleringar somundersöker hur stor solcellseffekt som kan installeras i respektive scenarioinnan gränsvärdet för spänningsvariation överskrids.

6.4.1 Känslighetsanalys för stadsnätet

Mittpunkten i figur 4, belägen vid 100 %, motsvarar referenspunkten i dennaanalys. 100 % motsvarar 747 kW/buss i stadsnätet vilket är den maximalainstallerade solcellseffekten som resultatet tidigare visade på. X-axeln beskri-ver hur mycket en parameter har förändrats, vilket i analysen är +/� 10 %.Y-axeln beskriver hur stor solcellseffekt som går att installera i stadsnätet iförhållande till referensfallet, 100 %, när en parameter förändras.

Figur 4 visar att en förändring på +/� 10 % för den aktiva och reaktivaeffekten samt för reaktansen i kabeln, ger en väldigt liten förändring i för-hållande till referensvärdet. Resistansen i kabeln är den parameter som germarkanta skillnader i resultaten. En ökning med 10 % av resistansen i ka-beln ger att installationsgraden måste minskas med 9 % för att inte överskrida

37

Figur 4: Spindeldiagram för känslighetsanalysen för stadsnätet

gränsvärdet för spänningsstabiliteten. Minskas istället resistansen med 10 %finns det möjlighet att öka installerad solcellseffekt med 10 % innan gräns-värdet överskrids.

Därmed dras slutsatsen att valet av kabel är den parameter som är vikti-gast för att undvika för stora spänningsvariationer i elnätet.

6.4.2 Känslighetsanalys för landsbygdsnätet

Figur 5: Spindeldiagram för känslighetsanalysen för landsbygdsnätet

38

Mittpunkten i figur 5, belägen vid 100 %, motsvarar referenspunkten i den-na analys. 100 % motsvarar 159 kW/buss i landsbygdsnätet vilket är denmaximala installerade solcellseffekten som resultatet tidigare visade på. X-axeln beskriver hur mycket en parameter har förändrats, vilket i analysenär +/� 10 %. Y-axeln beskriver hur stor solcellseffekt som går att installerai landsbygdsnätet, i förhållande till referensfallet 100 %, när en parameterförändras.

Från figur 5 fås att en förändring på +/� 10 % för den aktiva och reak-tiva effekten samt för reaktansen i kabeln ger en väldigt liten förändring iförhållande till referensvärdet, precis som för stadsnätet. Det är resistanseni kabeln som är den parameter som visar på markanta skillnader i resultateti förhållande till referensvärdet. En ökning med 10 % av resistansen i kabelnger att installationsgraden måste minskas med 9 % för att inte överskridagränsvärdet för spänningsstabiliteten. Minskas istället resistansen med 10 %finns det möjlighet att öka installerad solcellseffekt med 10 % innan gräns-värdet överskrids.

Av resultatet från figur 5 dras slutsatsen att valet av kabel är den parametersom är viktigast för att undvika för stora spänningsvariationer på elnätet.

6.5 Kommentar till simulering

Simuleringarna har visat att det går att installera drygt dubbla effekten sol-celler per kund i landsbygdsnätet jämfört med i stadsnätet. Näten är dockolika uppbyggda med fler kunder per buss i stadsnätet. Det innebär att dettotalt går att installera drygt 16 gånger större solcellseffekt totalt i stadsnä-tet jämfört med landsbygdsnätet. Ytterligare en kundspecifik skillnad är attlandsbygdskunderna har en energiförbrukning som är tre gånger så stor densom stadsnätskundernas. För att sätta installationen i perspektiv innebärinstallationsgraden i stadsnätet på 4 kW/kund att solcellerna kan genererael motsvarande 67 % av en villas årliga elförbrukning mot 50 % i landsbygds-nätet.

De resultat som erhållits i denna simulering har jämförts med resultateni en rapport av Tobias Walla och de förefaller stämma väl överens [32]. Dif-ferenser i spänningsnivå och storlek på kundgrupper finns mellan Wallas ochdenna rapport. Dock är det samma typ av belastningsmönster i båda fallenvilket gör jämförelsen relevant.

39

7 De framtida driftprocesserna

Avsnitt 7 behandlar en möjlig utformning och förändring av de framtidadriftprocesserna i driftcentralerna på distributionsnivå. Framför allt läggsfokus på att lyfta fram skillnaderna som författarna ser mellan dagens ochframtidens driftprocesser. En del av dessa processer kommer sannolikt attminska i omfattning och någon kommer troligtvis att försvinna inom fem tilltio år. Samtidigt kommer samma förändringar förmodligen att leda till enutökning av vissa driftprocesser och i vissa fall kommer nya driftprocesseratt skapas.

7.1 Övervakning i framtiden

7.1.1 Övervakningen av elnätet i framtiden

Under intervjuerna med elnätsbolagen framgick att det råder en generell tropå att övervakningen av elnätet kommer att ändras inom fem till tio år. Fle-ra av de förändringar som beskrivs i avsnitt 5 kommer direkt och indirektpåverka sättet som övervakningen och styrningen kan komma att bedrivas på.

Först och främst kommer övervakningen av elnätet förmodligen att öka iomfattning. Antalet mätvärden från nätet kommer att växa i takt med attkommunikationen mellan elnätets olika komponenter utvidgas. I och med attelmätarna på lågspänningsnätet blir allt modernare möjliggör det för demsjälva att kunna larma vid eventuella fel. Överlag kommer antalet sensoreri distributionsnätet att öka, exempelvis genom installationer av elmätare pålågspänningssidan av transformatorer.

Simuleringen i avsnitt 6 visar att en viss installationsgrad av solceller kaninnebära problem för spänningsstabiliteten. Om det uppstår en situation därsolcellerna producerar tillräckligt mycket elenergi för att riskera elnätets sta-bilitet, måste åtgärder vidtas för att förhindra det. Ett alternativ är att stry-pa solcellernas produktion genom att stänga av dem via den elmätare somde är kopplade till. En annan lösning är att i närmaste nätstation ställa omlindningskopplaren för att på det viset undvika att en stor spänningsskillnaduppstår. Det innebär att det kommer bli än viktigare med kommunikationenmellan driftcentralen och elnätet på lågspänningsnivå där fjärrstyrning avexempelvis lindningsomkopplare kan komma att bli en viktig del av driften.Simuleringen visade att det kommer att krävas en stor mängd installeradsolcellseffekt för att nätets spänning skall riskera att avvika från de tillåtnavärdena. Författarna anser dock inte att det är troligt att installationen avsolceller på elnäten kommer att bli tillräckligt stor för att det ska inträffainom fem till tio år. Oavsett om det gäller ett stads- eller landsbygdsnät.

40

Majoriteten, 65 %, av de tillfrågade elnätsbolagen tror att all övervakningoch styrning av elnätet kommer att ske från ett och samma gränssnitt inomden behandlade tidsperioden. Rimligtvis innebär det att övervakning av elnä-tet kommer att övergå från att utföras i SCADA-systemet till att göras i ettDMS-system. För att det skall fungera rent praktiskt måste SCADA-systemetha möjlighet att överföra information om driftläget till DMS-systemet. Samt-liga tillfrågade elnätsbolag ser en närstående framtid där kommunikationenfrån SCADA-systemet till NIS/DMS-systemet ökar.

En annan fråga som troligtvis kommer att påverka övervakningen är de för-väntade samarbetena elnätsbolagen emellan. Denna förändring kommer dockendast att påverka de elnätsbolag som kan tänka sig att samköra sitt elnätmed andra elnätsbolags elnät. Samkörning av olika elnät kommer sanno-likt inte att innebära någon förändring för förfarandet av hur övervakningensköts, utan snarare omfattningen av den. Det sammanlagda elnätet som skallövervakas kommer att växa och därmed kan det uppkomma behov av utök-ning av personal i driftcentralen. Elnätsbolag med stora tillhörande elnätdelar ibland upp elnätet i sektioner och låter flera driftoperatörer överva-ka en sektion var. Antingen är överlåtelsen av övervakningen enbart underberedskapstid eller också sker det sammanslagningar av driftcentraler vilketinnebär att ett gemensamt system för processerna måste upprättas som bådaparter är nöjda med.

7.1.2 Övervakning av IT-systemen i framtiden

Mot bakgrund av att majoriteten av de intervjuade elnätsbolagen uttryckten oro för eventuella framtida intrångsförsök i deras IT-system, kan en drift-process som bygger på övervakning av IT-system i driftcentralen komma attbli aktuell.

Enligt bilaga A tror drygt 80 % av elnätsbolagen att deras IT-skydd kommeratt behöva förstärkas inom fem till tio år. Samtliga elnätsbolag som menaratt IT-skydden kommer att behöva förstärkas pekar på den mängd koppling-ar mellan de olika IT-system som förväntas öka. Överlag är det framförallträdslan för att en inkräktare skall lyckas ta sig in i driftstödsystemet ochsedan därifrån vidare till SCADA-systemet som oroar elnätsbolagen.

De tillfrågade elnätsbolagen har nämnt flera möjliga åtgärder som kan krävasför att möta en ökad sårbarhet hos IT-systemen. Allt ifrån att anställa extrapersonal vars enda uppgift blir att behandla IT-säkerheten, till att leja bort

41

en sådan verksamhet till utomstående entreprenörer med speciellt kunnandeinom området. Några elnätsbolag har i samband med det här även påpekatvikten av att skyddet som övervakar driftcentralens IT-system måste fort-sätta att utvecklas mot att bli mer självlärande. I och med det kommer deatt kunna analysera intrångsförsök och anpassa skyddet därefter. En sådanutveckling kommer troligen att effektivisera intrångsskyddet.

Det finns också skäl att tro att övervakningen av IT-systemens hälsa kom-mer att utökas framgent. Systemstrukturen kommer att bli alltmer intrikattill följd av en fortsatt integrering av de olika IT-systemen. För att bevakasystemens funktionsduglighet kommer det därför bli viktigt med programva-ra som kontinuerligt ser över dessa systems hälsa. Precis som nämnts i 4.1.2finns det redan en tydlig trend att elnätsbolagen väljer att se över sina IT-systems funktionsduglighet. Troligtvis kommer denna utveckling att fortgådå vikten av väl fungerande IT-system i en alltmer digitaliserad verksamhetär av största betydelse.

7.2 Optimering av driften av elnätet

Sett till de förändringar som förväntas påverka driften av elnätet finns detfog för att tro att styrningen av elnätet kommer att bli alltmer dynamiskinom överskådlig framtid. I kombination med ökad försörjningstrygghet tillföljd av kablifiering av elledningar kan delar av verksamheten i driftcentralenövergå från att övervaka och felavhjälpa elnätet, till att handha olika effekti-viseringsåtgärder för att minska förlusterna i elnätet.

Under de senaste åren har stora delar av de svenska elnäten kablifierats [34]. Ioch med de kraftiga stormarna som drabbade Sverige under mitten av 2000-talet avslöjades väderkänsligheten i den svenska elförsörjningen. Eftersom enkablifiering medför en betydande minskning av antalet avbrott [16] har ar-betsbördan i form av felavhjälpning minskat i många driftcentraler. För attmotivera en bibehållen personalnivå kan elnätsbolagen, förutom att se övereventuella samarbeten elnätsbolag emellan, undersöka möjligheterna att ut-föra åtgärder som effektiviserar driften av deras elnät. Med elmätare instal-lerade på sändarsidan av transformatorerna kommer elnätsbolagen kunna fåen klarare bild av var i elnätet som förlusterna sker. Dessutom kommer degenom att testa olika kopplingslägen kunna avgöra vilken typ av kopplingsom minskar överföringsförlusterna i systemet mest.

42

För att hitta det kopplingsläge som medför minst förluster måste placeringenav produktion och förbrukning ses över. I dagsläget är det enkelt att ta redapå då det ofta endast finns en eller ett par tydliga kraftproducenter i elnä-tet. Dessutom följer den svenska lastkurvan ett tydligt mönster med tydligatoppar på morgon och eftermiddag/kväll. Det har hittills funnits ett tydligtmönster för produktion och förbrukning som elnätsbolagen kunnat anpassasin drift efter.

Det pågående arbetet med nätkoder inom EU syftar bland annat till attöka andelen intermittent kraft i de europeiska elnäten och till att anpassaförbrukningen av elenergi efter produktionen, exempelvis genom att startadisk- och tvättmaskiner då det finns ett överskott av el på elnäten. Utöver det-ta tror som tidigare nämnt även majoriteten av de tillfrågade elnätsbolagenpå en närstående markant ökning av intermittenta kraftkällor i de svenskalåg- och mellanspänningsnäten, se bilaga A. Sammantaget betyder det attproduktion av elenergi på de framtida svenska elnäten kommer att varierai större utsträckning mot vad de gör idag. Det kommer att bli svårare attlångt i förväg förutse i vilken del av nätet som inmatningen kommer att ske.

Med tanke på att produktionen av elenergi kan komma att flyttas geografisktfrån dag till dag och i vissa fall från timme till timme, samt att förbrukningenkommer att förändras betyder det att ett kopplingsläge som är effektivt endag kan komma att bli sämre nästa dag. Därför finns det utrymme för att troatt elnätsbolagen kan komma att öka andelen test av olika kopplingslägen ielnätet för att snabbt kunna hitta ett sådant som passar in mot en viss dagsförväntade produktion och förbrukning.

7.3 Driftorderhantering i framtiden

Den framtida driftorderhanteringen kommer sannolikt inte avvika specielltmycket från hur den ser ut idag. Av de förändringar som nämnts förväntasvissa förenkla denna driftprocess medan andra troligtvis kommer att ställasträngare krav på hanteringen av driftorder.

Intermittent kraftproduktion i lågspänningsnätet kan komma att påverkadriftorderhanteringen. I dagsläget behöver i regel elnätsbolagen inte tänkapå reversibla effektflöden vid underhåll och reparation av lågspänningsnätet.De behöver endast öppna brytarna och frånskiljare samt jorda ledningen frånden aktuella delen av nätet som är ansluten till högspänningssidan, för attpå så sätt göra den delen av elnätet där arbete skall utföras spänningslös.För det fall att andelen kraftproduktion i lågspänningsnätet ökar kommer

43

det slutligen att uppstå situationer längst ut i elnätet då produktionen över-stiger behovet av elenergi. Det kommer elnätsbolagen behöva ha i åtanke närde utför arbete och som en konsekvens när de skriver driftorder. Rimligtviskommer denna förändring driva utvecklingen av driftorderhanteringen till attbli än mer noggrann för att säkerställa att inga olyckor sker vid underhålloch reparation av elnätet.

Det skall tilläggas att växelriktare vid solcellsmoduler i dagsläget är designa-de för att sluta leverera ut effekt på nätet vid för stora frekvensvariationer påelnätet. Ett avbrott på elnätet bör sannolikt medföra en frekvensrubbningsom är tillräckligt stor för att växelriktarna skall slå ifrån och att risken föromvända effektflöden därmed ska försvinna. Dock, som med all annan tek-nik, kan det finnas fel i vissa växelriktare vilket kan leda till att de alltjämtlevererar ut effekt på nätet, även fast frekvensen fallit ur fas.

DMS-systemen blir allt vanligare, som bilaga A kungör kommer i princip alladriftcentraler hos de tillfrågade elnätsbolagen som inte redan har ett sådantsystem införskaffa ett inom fem till tio år. De elnätsbolag som i dagslägetinte har ett DMS-system sköter sina driftorder på annat sätt. Av de elnäts-bolag som införskaffat ett driftstödsystem sköter samtliga sina driftorder viadet. En fördel med ett DMS-system är att driftoperatören har möjlighet attsimulera driftordern innan den genomförs. Därmed kan det garanteras attdriftordern är säker och genomförbar. I och med att DMS-systemen blir alltvanligare finns det skäl att tro att en driftorder i framtiden generellt sättkommer att utföras via driftstödsystemen.

En ökad mängd samarbeten elnätsbolag emellan kommer innebära att per-sonal lånas in från en driftcentral till en annan i större utsträckning. Det kankomma att influera upplägget för förfarandet när en driftorder skrivs. Självaskrivandet kommer fortfarande följa samma principer som idag eftersom detkrävs enligt ESA. Dock kan det bli möjligt att kompletteringar måste skei större utsträckning än idag gällande exempelvis funktioner eller specifika-tioner vid anläggningar som är specifika för det aktuella elnätsbolaget ellerstationen.

En utökning av verksamheten skulle kunna få konsekvenser för driftorder-hanteringen. Rutinerna för driftorder på elnätet kommer med all sannolikhetinte att ändras. Det kan dock komma att krävas en kunskapsutvidgning hosden aktuella personalen i driftcentralen så att de klarar av att skriva driftor-der för andra verksamhetsområden utöver elnätet.

44

7.4 Felregistrering och felavhjälpning

Denna process är redan idag under stor förändring hos flertalet elnätsbo-lag och kan komma att ändras ytterligare inom fem till tio år. Majoriteten,motsvarande 69 %, av de tillfrågade elnätsbolagen tror på en utveckling somkommer att föra dem mot ett arbetssätt som innebär att driften sköts frånett enda gränssnitt i driftcentralen. En sådan utveckling i kombination medökad kommunikation mellan de olika IT-systemen i driftcentralen kommertroligen att innebära en klar effektivisering av arbetet i driftcentralen då allinformation som behövs för en viss åtgärd eller arbetsuppgift är tillgängligvia samma gränssnitt. Det kommer därmed inte längre vara nödvändigt attföra över information från ett system till ett annat manuellt.

Troligtvis kommer även registreringen av fel som uppstår i lågspännings-nätet att förändras inom överskådlig framtid. Istället för att kunder ringer inoch uppmärksammar elnätsbolagen vid eventuella avbrott kommer felen attregistreras automatiskt. I och med det sparas tid och risken för felaktighetervid felregistrering reduceras.

Troligtvis kommer samarbeten elnätsbolag emellan vara vanligare i fram-tiden. Det innebär sannolikt att personalstyrkorna kommer att förändras,expanderas eller reduceras beroende på vilken roll i samarbetet den specifikadriftcentralen kommer att förfoga över.

Precis som nämnts i 7.3 bör ytterligare försiktighetsåtgärder tas vid arbe-te i elnätet på grund av ökade andelar distribuerad kraftproduktion då riskfinns att effekt kan flöda från två håll. Det gäller dels det förberedande ar-betet och dels vid själva utförandet. Det kommer att bli extra viktigt medkommunikation mellan de olika parterna vid felavhjälpning för att säkerställaatt rätt säkerhetsrutiner följs.

Kamerabilder av det fysiska elnätet är ytterligare ett hjälpmedel för elnäts-bolag vid felavhjälpning och utvärdering av felen. Det här verktyget användsredan av ett fåtal elnätsbolag. Kamerabilderna tas från helikopter och kansedan vara ett viktigt hjälpmedel för att exempelvis reda ut varför ett felhar uppstått. Med hjälp av bilderna kan man identifiera riskfaktorer runtelnätet som kan tänkas ligga bakom ett eventuellt fel. Exempel på sådanariskfaktorer kan vara träd som håller på att ge vika och falla över en elled-ning. Uppdateras bilderna årligen har elnätsbolaget alltid tillgång till aktuellinformation kring hur läget ser ut i och omkring elnätet.

45

7.5 Kundkontakt

Kundkontakten kommer sannolikt att genomgå en hel del förändringar in-om den närmaste framtiden. Det kommer att bero på olika faktorer varaven är projektet som syftar till att införa en nordisk slutkundsmarknad förelhandeln i norden. Andra aspekter som kommer att medföra förändringarär modernisering och säkerhetstänk som blir allt mer aktuellt i branschen.Kundkontakten kommer troligtvis att minska i framtiden då kunden till störs-ta del ska hålla kontakt med det elhandelsbolag de köper sin el av. Antaletinstallationer i lågspänningsnätet kommer däremot kräva en ökad kontaktmed elnätsbolaget vid anslutning och försäljning av den el som de produce-rar.

7.5.1 Agera larmcentral

Mot bakgrund av att elmätarna på elnätets lågspänningsdel i framtiden tro-ligtvis kommer att kunna larma då de blir spänningslösa finns det skäl atttro behovet av att agera larmcentral hos elnätsbolaget kommer att minska.När mätarna kan larma i realtid kan elnätsbolagen förekomma kunder somringer in och anmäler strömavbrott. Istället för att bli informerade av kun-den om att ett uppstått fel kan elnätsbolagen informera kunden om statuspå aktuellt fel och vad som görs för att åtgärda det.

En nordisk slutkundsmarknad kommer med stor sannolikhet att innebäraen minskning av kundkontakten för elnätsbolagen. Kundkontakt till följd avfel som uppkommer på elnätet kommer dock alltjämt att skötas av elnäts-bolaget. I framtiden kommer denna kontakt nästan i uteslutande fall skeutanför själva driftcentralen. Det är inte en process som behöver existera in-ne i driftcentralen vilket betyder att den lika gärna kan finnas i en annandel av elnätsbolaget. Det enda som krävs är att den personal som handharavbrottsinformation har tillgång till uppdaterad information av driftläget pånätet.

En utökning av verksamheten kommer troligtvis att innebära en ökad mängdlarmsamtal in till elnätsbolaget. Men precis som för felanmälning av fel på el-nätet finns det skäl att tro att denna kundkontakt kommer att hamna utanförsjälva driftcentralen.

46

7.5.2 Tillhandahålla mätarinformation i framtiden

Utvecklingen av projektet med en nordisk slutkundsmarknad kommer att på-verka hur elnätsbolagen kommer att behandla insamlad data från mätarna ielnätet. Mätarna kommer med stor sannolikhet fortfarande att kontrollerasav elnätsbolagen. Om kunden så väljer kommer den alltjämt kunna ha fort-satt kontakt med elnätsbolaget med elnätsrelaterade frågor. Hur informationom mätarvärden och avbrottsstatistik ska hanteras i framtiden är ännu inteklart. Det är troligt att Sverige inom en snar framtid kommer att få en lik-nande lösning som finns i Danmark med en central datahubb. Antingen haralla elnätsföretag kontakt med en central hubb dit data om mätvärden ochmätarställningar skickas eller så sker kontakten via flera hubbar runt om ilandet som i sin tur har kontakt med en central hubb [33].

47

8 Diskussion

En tydlig trend som har påvisats under examensarbetets gång är att de flestaelnätsbolagen vill se en styrning från ett enda system, förslagsvis ett DMS-system. Det innebär att det kommer ställas krav på tvåvägskommunikatio-nen mellan driftcentralens IT-system. Flera av elnätsbolagen är dock alltjämtskeptiska till att tillåta ökad kommunikation mellan de olika IT-systemen pågrund av säkerhetsaspekten.

Det har i vissa frågor förefallit råda stor enighet hos elnätsbolagen om vilkenutveckling som är på intåg, medan åsikter i andra frågor avvikit mer frånvarandra. I de frågor där det råder konsensus mellan de tillfrågade elnätsbo-lagen har en tydlig och logisk framtidsbild enkelt kunnat påvisas. I de fall därdet har rått en stor oenighet elnätsbolagen emellan har författarna utöverelnätsbolagens åsikter vägt in egna argument och inbördes diskuterat olikascenarier för att bestämma vad som är en trolig utveckling.

Antal elnätsbolag som intervjuats hamnade till slut på 17 stycken. Det speci-fika antalet kunde inte tillåtas att bli för stort med hänsyn till den tidsmässigaaspekten. Samtidigt ska det belysas att det hade varit intressant med syn-punkter från mindre elnätsbolag. Dessa företag kan ha en mindre ekonomisksäkerhetsmarginal och därmed vara i behov av att mer noggrant följa utveck-lingen inom elnätsbranschen. De skulle mycket väl kunna erbjuda ytterligareen dimension i analysen av elnätets utveckling.

För att kunna lösa frågeställningen för projektet krävdes att författarna in-hämtade en djupare kunskap om driften av det svenska eldistributionsnätet.Kontakten med elnätsbolagen har i det här avseende varit ovärderlig. Denkunskap och de intressanta diskussioner som de har bidragit med är intemöjlig att erhålla genom att studera rapporter. Informationen har upplevtssom relevant och tillförlitlig då kontaktade personerna är väl insatta i drift-centralens verksamhet och klart och tydligt kan peka på brister och utveck-lingspotentialer inom elnätsbranschen.

Under arbetes gång har det framkommit att definitionerna av de olika IT-systemen i driftcentralen ofta skiljer sig åt bland de tillfrågade elnätsbolagen.Beskrivningen av SCADA-systemet följer en förhållandevis tydlig linje me-dan det för övriga IT-system inte råder samma klara gränsdragningar. Vadsom definieras som NIS-system kontra GIS-system varierar från bolag tillbolag. Det samma gäller för definitionen av ett DMS-system som inte hellerden följer någon tydlig standard. Det har medfört att författarna har gjort

48

sin egen tolkning av hur exempelvis ett DMS-system generellt ser ut. I fram-tiden är det sannolikt att det kommer bli än svårare att definiera de olikasystemen eftersom dessa system förväntas integreras ännu mer.

Inför simuleringen gjordes ett antal antaganden samt förenklingar som myc-ket väl kan ha påverkat resultatet. Förenklingarna och antaganden ansesvara rimliga och i de flesta fall ha en relativt liten inverkan på resultatet. Po-tentiella förenklingar som kan ha större påverkan är att det enbart använtsjordkabel i simuleringen. Känslighetsanalysen visade på att det var den pa-rameter som i störts utsträckning påverkade resultatet.

Förortsnätet i simuleringen innehåller 11 000 kunder fördelat på 60 nätsta-tioner vilket ger 185 kunder per station. Antalet villor i nätet kan anses varanågot högt. I Tobias Wallas rapport, som användes för validering av resul-taten, har förortsnätet 176 kunder i hela nätet. Skillnaden mellan näten äratt simuleringarna i denna rapport har utförts på 10 kV-nivå medan nätet ivalideringsrapporten är utfört på 0,4 kV-nivå. Varje nät i Wallas rapport kanmed andra ord jämföras med en nätstation i denna simulering. Wallas resul-tat anses ändock vara väl lämpat för validering eftersom belastningsmönstrenstämmer väl överens mellan de två simuleringarna.

49

9 Slutsats

Denna rapport har slagit fast att det svenska elnätet är inne i en förändrings-process, något som i förlängningen kommer att påverka driftcentralerna pådistributionsnäten.

• Det kommer att ske ett ökat kommunikationsutbyte mellan IT-systemeni driftcentralen samt att driften av elnäten kommer att gå mot att utfö-ras från ett enda gränssnitt, DMS-systemet eller liknande system. Detinnebär att verksamhetsprocesserna övervakning, driftorderhanteringoch felavhjälpning utgår från samma system vilket medför en avsevärdeffektivisering.

• Solceller kommer vid en viss installationsgrad att påverka spänningssta-biliteten på elnätet. Det är dock inte troligt att denna installationsnivåkommer att nås inom fem till tio år.

• Många elnätsbolag kommer att installera mätare på lågspänningssidanav transformatorerna i elnätet. Det medför att fler arbetsuppgifter till-kommer i driftcentralen, exempelvis vid driftoptimering av elnätet.

• Det generella upplägget för driftorderhanteringen kommer inte att änd-ras inom överskådlig framtid. Dock kommer fler säkerhetsaspekter samtmer tilläggsinformation att behöva behandlas vid skrivande av en drif-torder.

• Det kommer ställas ökade krav på de system som övervakar IT-systemeninom fem till tio år. Det beror på att fler komponenter kommunicerarmed driftcentralen samt att kommunikation mellan IT-systemen möj-liggör för inkräktare att utifrån i ett visst system, påverka driftcentra-lens övriga system.

50

10 Förslag till framtida studier

10.1 Utvärdering av mätare på lågspänningssidan avtransformatorer

Installationer av mätare på lågspänningssidan av transformatorer är ett ak-tuellt ämne hos många elnätsbolag. Fördelarna med sådana installationer ärdock inte fullt utredda. Tanken är att mätarna ska innebära ett extra verktygför att ökad kontroll över förluster och effektflöden i elnätet. Med hjälp avdem skulle ytterligare information om driften erhållas och det skulle kunnamedföra en optimering av kopplingsläget. Installationerna är väldigt kost-samma och därför bör noggrannare undersökningar göras för att utvärderaexakt vilka fördelar mätarna ger och om installationerna således är ekono-miskt motiverbara.

10.2 Solcellssimuleringar för enskilda elnätsbolag

Simuleringen utgick från representativa testnät för det svenska distributions-nätet. Den gav en generell uppfattning om hur stora mängder solceller somkan installeras i ett svenskt elnät utan att risken för oacceptabla spännings-variationer uppstår. Om istället data för ett specifikt nät med tillhörandeförbrukning och produktion används som underlag, kommer resultatet kunnavisa på den faktiska påverkan som en bestämd installationsgrad av solcellerhar på det givna nätets spänning. En sådan simulering skulle också kunnautvidgas till att även se över belastningen på elnätet givet den bestämdamängden installerade solceller.

51

Referenser

[1] Hult J, Lindqvist S, Odelberg W, Rydberg S. Svensk Teknikhistoria.Hedemora: Gidlunds Förlag, 1989.

[2] 3 kap. 1 a § Ellagen (1997:857)

[3] Energimyndigheten (2013) Mål rörande energianvändning iSverige och EU Tillgänglig: http://energimyndigheten.se/sv/Offentlig-sektor/Tillsynsvagledning/Mal-rorande-energianvandning-i-Sverige-och-EU/ [2013-05-31]

[4] European Comission (2012) Photovoltaic Solar Electricity Potentialin European Countries. Tillgänglig: http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/cmaps/eu_cmsaf_opt/PVGIS-EuropeSolarPotential.pdf[2013-05-02]

[5] SolEl-Programmet (2011) Ekonomi och kostnader. Tillgäng-lig: http://www.solelprogrammet.se/projekteringsverktyg/ekonomiskafragor/ [2013-05-02]

[6] Widén. J. (2010) System studies and simulations of distributed photo-voltaics in Sweden Institutionen för teknikvetenskaper. Uppsala Univer-sitet.

[7] 3 kap. 1 § Ellagen (1997:857)

[8] Kang, D. (2009) Analysis on cyber threats to SCADA systems. Trans-mission & Distribution Conference & Exposition: Asia & Pasific 2009,s. 1-4.

[9] Chikuni, E. & Dondo, M. (2007) Investigating the Security of ElectricalPower Systems SCADA. AFRICON 2007, s. 1-7.

[10] Shirali, S., Ensafi, S. & Naseri, M. (2010) RTU Hardware Design forSCADA System Using FPGA. 2010 International Conference on Com-puter Applications and Industrial Electronics (ICCAIE 2010), s. 115-119.

[11] Tekla (2013) Tekla NIS Basic Tillgänglig: http://www.tekla.com/se/solutions/infrastructure-energy/Pages/tekla-nis-basic.aspx[2013-05-24]

52

[12] Tekla (2013) Tekla DMS Tillgänglig: http://www.tekla.com/se/solutions/infrastructure-energy/energy-distribution/Pages/tekla-dms.aspx [2013-05-26]

[13] Alstom (2012) e-terradistribution 3.0 Distribution Management Solu-tions Tillgänglig: http://www.alstom.com/Global/Grid/Resources/Documents/Automation/NMS/e-terra3.0%20Distribution%20Management%20Solutions.pdf [2013-06-01]

[14] Tekla (2013) Tekla DMS Kommunikation Tillgänglig: http://www.tekla.com/se/solutions/infrastructure-energy/energy-distribution/Pages/tekla-dms-communications.aspx[2013-06-01]

[15] ESA Grund (2007) Svensk Energi – Swedenergy – AB. EBR-nummer:ESA-G:05.

[16] Energimarknadsinspektionen (2012) Avbrottstatistik Tillgänglig: http://ei.se/el/Elavbrott/Avbrottsstatistik/ [2013-05-26]

[17] Ericsson Cables.

[18] European Electricity Grid Initiative (2013) Research and Innovation Ro-admap 2013 – 2022

[19] Energimarknadsinspektionen (2012) Så går det till att ta fram nät-koder. Tillgänglig: http://www.energimarknadsinspektionen.se/sv/internationellt/Arbetsomraden-inom-EU/natverkskoder/[2013-05-17]

[20] NordREG - Nordic Energy Regulators (2013) Work Program 2013. Re-port 1/2013.

[21] Regeringen/Näringsdepartementet (2012) Uppdrag om nordisk slut-kundsmarknad. Regeringsbeslut II 2. N2012/5018/E.

[22] Energimarknadsinspektionen. (2013) Muntlig kontakt: Daniel Norstedt.Telefonintervju utförd: [2013-05-21]

[23] NordREG – Nordic Energy Regulators (2011) Rights and obligations ofDSOs and suppliers in the customer interface. Report 4/2011.

[24] Elforsk (2009) En nordisk slutkundsmarknad för el - En syntesrapport.Elforsk rapport 09:109

53

[25] Svesol (2013) Mikroproduktion. Tillgänglig: http://www.svesol.se/produkter/mikroproduktion [2013-05-24]

[26] Regeringen/Kommittédirektiv (2012) Nettodebitering av el och skatte-skyldighet för energiskatt på el. Dir. 2012:39.

[27] Svensk författningssamling, SFS (2009:689)

[28] SolEl-Programmet. (2011). Ekonomi och kostnader. Tillgäng-lig: http://www.solelprogrammet.se/projekteringsverktyg/ekonomiskafragor/ [2013-05-02]

[29] Energimarknadsinspektionen (2013) Uppföljning av timmätningsrefor-men – en delrapport. Ei R2013:05.

[30] Bollen, M. H. J. & Verde, P. (2008) A Framework for Regulation of RMSVoltage and Short-Duration Under and Overvoltages. IEEE Transactionsof Power Delivery, Vol. 23, Nr. 4. ss. 2005 – 2112.

[31] Engblom, O. & Ueda, M. (2008) Representativa testnät för svenska el-distributionen. Elforsk rapport 08:42. Elforsk.

[32] Walla, T. (2013) Hosting capacity for photovoltaics in Swedish distribu-tion grids. Master Thesis. Uppsala Universitet.

[33] Energimarknadsinspektionen (2012) Framtida modell för informations-utbyte och behov av centraliserad mätvärdeshantering.

[34] Svensk Energi (2012) Elnätet – mer än 13 varv runt jorden. Tillgänglig:http://www.svenskenergi.se/Elfakta/Elnatet/

54

A Bilaga - Statistik från elnätsbolagen

Informationen som ligger till grund för denna bilaga kommer från de 17 olikaelnätsbolag som intervjuats och besökts under examensarbetets gång. För attlätt kunna sammanställa dessa bolags samlade åsikter kring olika detaljer,delar och trender på elnätet har frågor ställts till dem med begäran att deskall svara ja, nej eller kanske i den mån det är möjligt.

Risken med att generalisera sammanställda åsikter på det här viset är attläsaren eventuellt tolkar åsikterna som svarta eller vita när de egentligen bästbeskrivs som grå. Det har även flera av elnätsbolagen påpekat då de svaratpå de olika frågorna. Därför har en kommentar lagts till vid slutet av varjefråga för att ge författarna utrymme att delge deras subjektiva analys avelnätsbolagens samlade åsikter i frågan.

A.1 DMS-system

Figur 6: Antal elnätsbolag med DMS-system

Kommentar: Av de 6 elnätsbolag som svarat att de ej har ett DMS-systemenhar dock 5 meddelat att de avser införskaffa ett DMS-system inom fem till tioår. Sammantaget ger det en väldigt tydlig bild som säger att ett DMS-systemkommer att vara standard i en framtida driftcentral.

55

A.2 Kommunikation mellan SCADA- och NIS-systemet

Hur kommunikationen sker mellan SCADA- och NIS-systemen hos de olikaelnätsbolagen.

Alternativen är:

• Ingen kommunikation

• Envägskommunikation (från SCADA-systemet till NIS-systemet)

• Tvåvägskommunikation (från SCADA-systemet till NIS-systemet ochvice versa)

Figur 7: Antal elnätsbolag med en viss struktur för kommunikationen mellan SCADA- ochNIS-systemet

Kommentar: Visserligen är alternativet ”Ingen kommunikation” det vanli-gaste i dagsläget, dock har de tillfrågade elnätsbolagen generellt sätt ställtsig positiva till en ökning av kommunikationen mellan systemen.

56

A.3 Ökad kommunikation mellan SCADA- och NIS-systemetinom fem till tio år

Figur 8: Antal elnätsbolag som tror på en ökad kommunikation mellan SCADA- och NIS-systemet inom fem till tio år

Kommentar: I denna fråga är samtliga elnätsbolag eniga; kommunikationenmellan SCADA- och NIS-systemen kommer att öka.

A.4 Kommunikation mellan SCADA-systemets kompo-nenter

Den interna kommunikationen inom SCADA-systemet kan ske på flera olikavis. I tabell 1 beskrivs de olika kommunikationssätt som de 17 största elnäts-bolagen använder sig av. Värt att notera är att ett elnätsbolag kan använ-da sig av flera olika tekniker för att sköta kommunikationen inom SCADA-systemet.

57

Tabell 1: Olika kommunikationssätt inom SCADA-systemet

Kommunikationssätt Antal elnätsbolag som använder sig av tekniken

Fiberteknik 13Radioteknik 6Koppartråd 3IP-radio/IP-koppling 3Satellit 2Microlänk 1GSM 1

Kommentar: Många elnätsbolag uttrycker en vilja att fasa ut gamla ochdyra kommunikationssätt. Framförallt finns det en generell önskan att er-sätta dyr koppartråd och långsam och opålitlig radioteknik med snabbareoch stadigare kommunikationssätt. Fiberteknik är den teknik som de flestaelnätsbolag lyft fram som den överlag bästa tekniken för kommunikation in-om SCADA-systemet. Dock kräver sådan kommunikation stora investeringarför elnätsbolag vars elnät täcker ett stort geografiskt område. Ett alternativblir då det kommunikationssätt som benämns IP-radio/IP-koppling. Den-na teknik har betydligt högre dataöverföringskapacitet och hastighet än tillexempel traditionell radioteknik.

58

A.5 Sköta övervakning och styrning av elnätet från ettenda gränssnitt

Figur 9: Antal elnätsbolag som tror att övervakning och styrning av elnätet kan kommaatt ske från ett enda gränssnitt inom fem till tio år

Kommentar: En klar majoritet av elnätsbolagen tror att de kommer skötaden huvudsakliga driften från ett enda gränssnitt i framtiden. Det kan relate-ras till avsnitt A.6 där många bolag tror på en ökad kommunikation mellande olika IT-systemen i framtiden. Det som hindrar en sådan utveckling ärsäkerhetsfrågan, något som majoriteten av elnätsbolagen har lyft fram.

59

A.6 Ökad övervakning av IT-systemen i framtiden

Figur 10: Antal elnätsbolag som tror på ökad övervakning av övervakningssystemen inomfem till tio år

Kommentar: Denna fråga hör helt klart ihop med den förmodade ökningenav kommunikation mellan de olika IT-systemen i driftcentralen och möjlig-heten att styra och övervaka elnätet från ett enda gränssnitt. Ökar kommuni-kationsutbytet mellan IT-systemen finns det möjligheter att göra ett intrångvia ett system med lägre säkerhetskrav och sedan vidare in i andra system.Det innebär att en virtuell attack mot en driftcentral skulle kunna renderastörre skada i en driftcentral där IT-systemen utbyter kommunikation än i endriftcentral där system är isolerade från varandra. Sammantaget resulterardet i att elnätsbolagen känner av ett behov att öka säkerheten av de olikaövervakningssystemen.

60

A.7 Utökning av verksamheten

Figur 11: Antal elnätsbolag som tror att de kommer att utöka sin verksamhet inom femtill tio år

Kommentar: I denna fråga råder det ingen konsensus. Den samlade inställ-ningen beskrivs bäst som ett tydligt ”kanske”. Orsaken till denna osäkerhetberor på flera olika faktorer. Många elnätsbolag är osäkra på vad deras rollpå elnätet kommer att vara i framtiden. Till exempel finns risken att kon-takten med kunderna på elnätet försvinner med tillhörande informativa ochadministrativa arbetsuppgifter. Dessutom belyser många elnätsbolag det fak-tum att pålitligheten hos elnätet alltjämt ökar. Färre avbrott och en högreautomatiseringsgrad av underhållsarbetet kommer medföra att behovet avarbetskraft minskar.

En annan aspekt som är viktig att lyfta fram är kravet om analogi. Föratt enkelt införliva en ny typ verksamhet i driftcentralen bör driften av den-na verksamhet likna driften av elnätet. Exempel på sådana verksamheter ärdrift av fjärrvärmenät, bredbandsnät och vattendistributionsnät.

61

A.8 Framtida samarbeten

Figur 12: Andel elnätsbolag som tror på samkörning av deras elnät med ett annat elnäts-bolags elnät

Kommentar: Precis som grafen antyder finns det en genomgående försiktigtpositiv, inställning kring samkörning av elnäten hos majoriteten av elnäts-bolagen. Flera av dem lyfter fram samkörning av elnäten som ett framtidamåste, medan andra menar att de inte säkert kan svara på huruvida de i fram-tiden kommer att vara beroende av samkörning för att uppfylla ekonomiskaoch kvalitetsmässiga krav på driften av elnätet.

62

A.9 Elproduktion från solceller i lågspänningsnätet, < 1 kV

Figur 13: Antal elnätsbolag som tror på en markant ökad elproduktion av solceller i låg-spänningsnätet

Kommentar: En majoritet av elnätsbolagen tror på en utökad utbyggnadav solceller på lågspänningsnätet. Många påpekar dock att det är svårt attsäga exakt när utvecklingen kommer ta fart på allvar. Det finns fortfaran-de både politiska och ekonomiska hinder som måste lösas för att accelererautbyggnaden. Över ett längre tidsperspektiv är dock samtliga elnätsbolagövertygade att solceller kommer att öka markant jämfört med dagens nivå.Många lyfter fram utvecklingen av solcellsanvändningen i Tyskland och me-nar att utvecklingen sannolikt kommer att se likadan ut i Sverige, om ännågot långsammare.

63

A.10 Elproduktion från solceller i mellanspänningsnä-tet, 1 kV – 80 kV

Figur 14: Antal elnätsbolag som tror på en markant ökad elproduktion av solceller i mel-lanspänningsnätet

Kommentar: I denna fråga är elnätsbolagen kluvna. Majoriteten menar attsatsningar på solceller först och främst kommer att ske på lågspänningsdelenav elnätet istället för på mellanspänningsnivå.

64

A.11 Elproduktion från vindkraft i lågspänningsnätet,< 1 kV

Figur 15: Antal elnätsbolag som tror på en markant ökad elproduktion från vindkraft ilågspänningsnätet

Kommentar: Under de intervjuer som genomförts med elnätsbolagen såpoängterades ofta att framtida mikroproducenter av elenergi snarare kommeratt satsa på solceller än på små vindkraftverk. Många av elnätsbolagen troratt satsningar på vindkraft snarare kommer att ske på högre spänningsnivåerän lågspänningsnätet.

65

A.12 Elproduktion från vindkraft i mellanspänningsnä-tet, 1 kV - 80 kV

Figur 16: Antal elnätsbolag som tror på en markant ökad elproduktion från vindkraft imellanspänningsnätet

Kommentar: En klar majoritet av elnätsbolagen tror på en ökad utbyggnadav vindkraften på mellanspänningsnivå. Väldigt många påpekar dock att detmåste bli billigare att installera vindkraftverk, eller att elpriset måste gå upp,för att kunna motivera fortsatta installationer av vindkraftverk. Händer intedet är det sannolikt att vindkraftverken framgent kommer att byggas i storavindkraftsparker istället för som enstaka kraftverk utspridda över en stor are-al. Det eftersom det i regel är billigare per installerad effekt att uppföra fleravindkraftverk tillsammans istället för något enstaka, isolerat kraftverk. Byg-ger man flera vindkraftverk tillsammans kommer dessa sannolikt att kopplasihop och därmed matas in på högre spänningsnivåer än mellanspänning.

66

A.13 Utjämnad lastkurva

Figur 17: Antal elnätsbolag som tror på en utjämning av den svenska lastkurvan inom femtill tio år

Kommentar: I denna fråga råder det stor osäkerhet bland elnätsbolagen.Samtliga hänvisar till politiska beslut och att ett ökat elpris måste till för atten skillnad ska märkas.

A.14 Elmätare som kan larma då de blir spänningslösa

Figur 18: Antal elnätsbolag som tror elmätare som blir spänningslösa själva kommer attkunna larma inom fem - tio år

Kommentar: I princip alla elnätsbolag anser att elmätare som kan larmadå de blir spänningslösa kommer att vara viktigt för den framtida driftenav elnätet. Samtliga förespråkare för larmande elmätare har dock påpekat

67

problematiken kring hur elmätaren ska larma då den och elnätet blir spän-ningslösa.

A.15 Elmätare på lågspänningssidan på transformato-rer

Figur 19: Antal elnätsbolag som troligtvis kommer att installera mätare på lågspännings-sidan av transformatorer

Kommentar: En klar majoritet av elnätsbolagen ser mätare på lågspän-ningssidan som ett bra verktyg för driften och kommer att satsa på det iframtiden. Vissa av bolagen har redan dessa mätare installerade medan and-ra undersöker eventuella för- och nackdelar med installationen. Tydligt är attde som i dagsläget gjort installationen är nöjda och ser en klar fördel meddem.

68

A.16 Införande av timtariffer för elnätsutnyttjandet

Figur 20: Antal elnätsbolag som tror att det kommer införas en struktur där avgiften förelnätsutnyttjandet varierar på timbasis inom fem till tio år.

Kommentar: Strukturer där elpriset varier på timbasis finns redan idag.Att det ska införas en struktur där avgiften för elnätsutnyttjandet varierarpå timbasis förhåller sig elnätsbolagen mer skeptiska till.

69

Tabell 2: De 17 elnätsbolagen samt kontaktade person/er vid respektive företag

Elnätsbolag Antal nätkunder KontaktpersonerBorås Elnät AB 42 000 Bertil Thilander

David HåkanssonE.ON Elnät Sverige AB 1 010 000 Gustav Enoksson

Per ClasénTorsten Brönemark

Eskilstuna Energi & Miljö Elnät AB 46 500 Lars Olov PerssonFortum Distribution AB 890 400 Stefan RebnerGotlands Energi AB 36 000 Björn Axelsson

Axel FogelbergGunnar Klintström

Gävle Energi AB 46 000 Hans ÄdelEmil RehnstedtThomas Tillman

Göteborg Energi Elnät AB 280 000 Salam AlnashiJämtkraft Elnät AB 61 000 Pär Erik PetrussonJönköping Energinät AB 54 000 Mats JavebrinkKraftringen Nät AB 99 000 Bengt PerssonMälarenergi Elnät AB 89 000 Johan Bergerlind

Bror LarssonSkellefteå Kraft Elnät AB 65 000 Magnus BrodinTekniska Verken Linköping Nät AB 88 000 Anders HolmgrenTelge Nät AB 49 000 Arne Lindgren

Lembit RoosPeter Bendz

Umeå Energi Elnät AB 57 500 Jan ErikssonNils Stenmark

Vattenfall Eldistribution AB 855 000 Rolf SvenssonÖresundskraft AB 68 500 Magnus Sjunnesson

Totalt antal kunder 3 836 900

70

B Bilaga - Solcellers påverkan på spänningen

Bilagan behandlar data för stads- respektive landsbygdsnätet samt visar ut-förda beräkningar som ligger till grund för simuleringar och resultat i rap-porten.

B.1 Data

Tabell 1: Data för stads- respektive landsbygdsnätet

Nätparametrar Stadsnätet LandsbygdsnätetAntal kunder 11 000 st 306 stAntal bussar 62 st 33 stAntal bussar med kunder 60 st 17 stKunder per buss 185 st 18 stTotal längd på nätet som simuleras 84,4 km 18,7 kmGenomsnittlig längd mellan två bussar 1,38 km 0,584 km

Tabell 2: Genomsnittlig energianvändning för en villa i Sverige år 2009

Förbrukningskategori EnergiförbrukningHushållsel 6 000 kWhVarmvatten 4 500 kWhUppvärmning 13 480 kWh

[1]

Tabell 3: Uppvärmning av alla villor i Sverige år 2010

Uppvärmningskategori EnergiförbrukningElvärme 16,1 TWhBiobränsle 12,4 TWhFjärrvärme 5,8 TWhOljeanvändning 1,3 TWhGasanvändning 0,2 TWh

[2]

71

B.1.1 Effektfaktor och beräkning av reaktiv effekt

En effektfaktor på 0,95, antagen av författarna, har använts vid beräkning-arna.

arccos 0, 95 = 18, 195� ⇡ 18, 19� (B.1)

P = UI cos' ) UI =

P

cos'(B.2)

Q = UI sin' ) Q =

P

cos'⇤ sin' = P ⇤ tan' (B.3)

B.1.2 Velanders formel

Velanders formel används för att räkna ut den förväntade maxbelastningenför en kundgrupp per buss i elnätet. Svaret anges i kW.

P = k1 ⇤W + k2 ⇤pW (B.4)

PS,max

Maxbelastning i kW för en kundgrupp/buss i stadsnätet.

PL,max

Maxbelastning i kW för en kundgrupp/buss i landsbygdsnätet.

QS,max

Maxbelastning i kVAr för en kundgrupp/buss i stadsnätet.

QL,max

Maxbelastning i kVAr för en kundgrupp/buss i landsbygdsnätet.

WS

Elanvändningen i kWh för en kundgrupp/buss i stadsnätet för ett år.

WL

Elanvändningen i kWh för en kundgrupp/buss i landsbygdsnätet för ett år.

k1,S = 0, 00035 k1,L = 0, 0003

k2,S = 0, 05 K2,L = 0, 025

72

B.2 Energianvändning

B.2.1 Användning av elenergi i stadsnätet

För stadsnätet har antagandet gjorts att en villa endast använder elenergitill hushållselen. Genom fjärrvärmenätet förses villan med såväl varmvattensom uppvärmning. Det medför att den förbrukade elenergin för en villa istadsnätet i genomsnitt är 6 000 kWh under ett år [1]. Med en minskad ener-gianvändning under sommaren jämfört med övriga året har det antagits attdet under sommaren finns ett effektbehov motsvarande 40 % av det genom-snittliga effektbehovet för året.

B.2.2 Användning av elenergi i landsbygdsnätet

I dagsläget sker uppvärmningen av den genomsnittliga svenska villan till16,1 % med elvärme [2]. Eftersom det inte finns någon fjärrvärme på lands-bygden allokeras hela bidraget från fjärrvärmen ut till att istället bestå till50 % av biobränsle och 50 % av elenergi. Det ger att elförbrukningen föruppvärmning i genomsnitt är högre på landsbygden än i stadsnätet. På som-maren antas att ingen elenergi används för uppvärmning av bostaden, utanendast till hushållsel samt till att erhålla varmvatten. Liksom för stadsnä-tet antas att endast 40 % av det genomsnittliga effektbehovet gäller undersommaren.

B.3 Beräkningar för elnätet

B.3.1 Maxbelastningen för stadsnätet

Till den förväntade maxbelastning adderades ytterligare 10 % för en ökadsäkerhetsmarginal.

PS,max

= k1,S ⇤WS

+ k2,S ⇤pW

S

⇤ 1, 1 = 486 kW (B.5)

QS,max

= PS,max

⇤ tan' ⇤ 1, 1 = 149 kV Ar (B.6)

Resultaten är avrundade uppåt för ökade säkerhetsmarginaler.

73

B.3.2 Använd elenergi i stadsnätet sommartid

PS,B,sommarmedel

= Genomsnittligt aktivt effektbehov för en kundgrupp, mot-svarande en buss, i stadsnätet sommartid.

PS,B,sommarmedel

= 50 kW (B.7)

QS,B,sommarmedel

= Genomsnittligt reaktivt effektbehov för en kundgrupp,motsvarande en buss, i stadsnätet sommartid.

QS,B,sommarmedel

= PS,B,sommarmedel

⇤ tan' = 16 kV Ar (B.8)

Resultaten för PS,B,sommarmedel

och QS,B,sommarmedel

är avrundade nedåt förökad säkerhetsmarginal.

B.3.3 Vald kabel till stadsnätet

Efter simuleringar valdes kabeln Axcel 3x95/16 12 kV till stadsnätet [3].

RS

= Resistansen för varje kabelsegment i stadsnätet.

RS

= 0, 32 ⌦/km

= 0, 32 ⌦/km

⇤ 1, 38 km = 0, 4416 ⌦ (B.9)

XS

= Reaktansen för varje kabelsegment i stadsnätet.

XS

= 0, 09 ⌦/km

= 0, 09 ⌦/km

⇤ 1, 38 km = 0, 1273 ⌦ (B.10)

B.3.4 Maxbelastning för landsbygdsnätet

Till den förväntade maxbelastning adderades ytterligare 10 % för en ökadsäkerhetsmarginal.

PL,max

= k1,L ⇤WL

+ k2,L ⇤p

W2,L ⇤ 1, 1 = 121 kW (B.11)

QL,max

= PL,max

⇤ tan' = 40 kV Ar (B.12)

Resultaten är avrundade uppåt för ökade säkerhetsmarginaler.

74

B.3.5 Använd elenergi i landsbygdsnätet

PL,B,sommarmedel

= Genomsnittligt aktivt effektbehov för en kundgrupp, mot-svarande en buss, i landsbygdsnätet sommartid.

PL,B,sommarmedel

= 8 kW (B.13)

QL,B,sommarmedel

= Genomsnittligt reaktivt effektbehov för en kundgrupp,motsvarande en buss, i landsbygdsnätet sommartid.

QL,B,medel

= PL,B,sommarmedel

⇤ tan' = 2 kV Ar (B.14)

Resultaten är avrundade nedåt för ökade säkerhetsmarginaler.

B.3.6 Vald kabel till landsbygdsnätet

Efter simuleringar valdes kabeln Axcel 3x25/16 12 kV till landsbygdsnätet[3].

RL

= Resistansen för varje kabelsegment i landsbygdsnätet.

RL

= 1, 20 ⌦/km

= 1, 20 ⌦/km

⇤ 0, 584 km = 0, 7008 ⌦ (B.15)

XL

= Reaktansen för varje kabelsegment i landsbygdsnätet.

XL

= 0, 11 ⌦/km

= 0, 11 ⌦/km

⇤ 0, 584 km = 0, 0642 ⌦ (B.16)

75

Referenser

[1] Energimyndigheten (2012) Ditt hus och din uppvärmning. Tillgäng-lig: http://energimyndigheten.se/sv/Hushall/Din-uppvarmning/[2013-04-08]

[2] Abrahamsson, K., Persson, T., Nilsson, L. & Friberg, D. (2012) Upp-värmning i Sverige 2012. Energimarknadsinspektionen EI R2012:09.Energimyndigheten.

[3] Ericsson Cables.

76

Figur 1: Uppbyggnad av stadsnätet med numrering för alla bussar

77

Figur 2: Uppbyggnad av landsbygdsnätet med numrering för alla bussar

78