Examensarbete, 15 hp

Högskoleingenjörsprogrammet i elkraftteknik, 180 hp

Vt 2018 Löpnr: EL1811

ELNÄTSAUTOMATION I DISTRIBUTIONSNÄTET Feldetektering och fjärrstyrning

som metoder att förbättra leveranssäkerheten i elnätet

Kristoffer Bylund

Sammanfattning

Att öka leveranskvaliteten i sina elnät är något som varje nätbolag strävar mot. En metodatt göra detta kan vara att utrusta nätstationer i mellanspänningsnätet med feldetekteringoch fjärrstyrning för snabbare felsökning och sektionering vid fel. I denna studie har dessamöjligheter utretts och även de potentiella vinsterna i kortare avbrottstider mätt i indika-torn SAIDI. Studien har resulterat i ett förslag för fortsatt investering i feldetektering ochfjärrstyrning i Umeå Energis elnät. Den metod som använts är att beräkna SAIDI för detvärsta felscenariot för varje matande linje som tittats på, både med och utan elnätsautoma-tion. Det förslag som tagits fram har utgått ifrån de enskilda matningarna förutsättningarvad gäller kundantal, antal nätstationer och nättopologi och har sedan jämförts med tvåstandardalternativ, med detektering i samtliga nätstationer samt detektering i mitten avlinjen. Resultatet visar att det förslag som lämnats till Umeå Energi har potential att sän-ka det summerade SAIDI-värdet vid värsta felscenario från 37 minuter till 10 minuter i dematningar som undersökts. Detta till en kostnad av mindre än två miljoner kronor, elleren kostnad per potentiellt minskad SAIDI-minut på ca. 70 000 kr. Studien har tittat på 16matande linjer med totalt ca. 17 000 kunder.

i

Abstract

Improving the reliability in the power grid is something every utility company strives for.One method of acheiving it is to equip secondary substations in the medium voltage networkwith fault detection and remote control for faster fault localization and power sectioning incase of a fault. This method have been investigated in this study, as well as the potentialgains in shorter interruption times measured in the SAIDI indicator. This study has resul-ted in a proposal for continued investment in fault detection and remote control in UmeåEnergis grid. The method used is to calculate SAIDI for the worst fault scenario for eachfeeder line examined, both with and without grid automation. The proposal presented hasbeen based on the individual feeders conditions regarding number of customers, number ofsecondary substations and network topology, and then compared to two standard options:with detection in all secondary substations as well as detection in the center of the line. Theresult shows that the proposal submitted to Umeå Energi has the potential to lower thesummed SAIDI value at worst failure scenario from 37 minutes to 10 minutes in the feederlines investigated. This at a cost of less than two million (SEK), or a cost per reduced SAIDIminute of approx. 70 000 kr. The study has looked at 16 feeder lines with a total of approx.17 000 customers.

ii

Förord

Detta examensarbete är den avslutande delen i den treåriga utbildningen till högskoleingen-jör i elkraftteknik vid Umeå Universitet. Jag vill tacka mina klasskamrater som varit gottstöd, samt utbildningens lärare vid Umeå Universitet, Mittuniversitetet och Luleå TekniskaUniversitet.

Min företagshandledare Magnus Ferdén ska ha ett stort tack för god handledning, och ävenmin universitetshandledare Nils Lundgren som gett mig bra återkoppling.

Jag vill tacka personalen på Umeå Energi där jag skrivit mitt examensarbete, och specielltJonas Edvardsson, Agnetha Linder och Mats Bergström som hjälp till med korrigeringaroch frågor som jag haft.

Till sist vill jag tacka min sambo Lisa som varit ett stort stöd under hela utbildningen.

Kristoffer BylundUmeå, maj 2018

iii

Innehåll

1 Introduktion 11.1 Syfte och mål . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1

2 Bakgrund 22.1 Mellanspänningsnätet . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2

2.1.1 Brytare och frånskiljare i mellanspänningsnätet . . . . . . . . . . . . . 32.1.2 Feldetekterings- och kommunikationsutrustning . . . . . . . . . . . . . 42.1.3 Jordningssystem i mellanspänningsnätet . . . . . . . . . . . . . . . . . 6

2.2 Avbrottstider, statistik och ekonomi . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 72.2.1 Leveranssäkerhet . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 72.2.2 Avbrottsersättning . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 72.2.3 Leveranskvalitet och intäktsramen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 72.2.4 Kapitalbasen och intäktsramen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8

3 Teori 93.1 Avbrottshantering utan elnätsautomation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9

3.1.1 Felet uppstår . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 93.1.2 Fellokalisering och felisolering . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9

3.1.3 Återinkoppling . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 103.2 Avbrottshantering med elnätsautomation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10

3.2.1 Lokal indikering . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 103.2.2 Feldetektering med kommunikation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 113.2.3 Fjärrstyrning . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12

3.3 Optimal nivå av elnätsautomation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13

4 Metod 134.1 Tider . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 144.2 Beräkningar och förslag . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 144.3 Kostnader . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15

5 Resultat 155.1 Resultattabeller och diagram . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 155.2 Slutsatser . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18

6 Diskussion 19

7 Referenser 20

1 Introduktion

Samhället är beroende av en god elförsörjning mer än någonsin och avbrott i elförsörjningenkan få allvarliga konsekvenser för allt fler kunder och kundgrupper. Denna sårbarhet kantill stor del förklaras av att samhället blivit mer och mer högteknologiskt och alltså merberoende av oavbruten tillgång till högkvalitativ elförsörjning. Kostnaderna för avbrott äräven stora och uppgår årligen till en miljard kronor i Sverige [5].

För att dagens elnät ska kunna möta framtidens utmaningar inom produktion, distributionoch konsumtion krävs nya metoder och lösningar i elnätet. Dessa lösningar, som innefattartillämpningar inom ett flertal olika områden som produktion, transmission, distribution ochi kundanläggningar brukar benämnas smarta elnät. Smarta elnät ska bland annat möjliggöraen ökad integrering av förnybar produktion, bidra till minskad energianvändning, utjämnaeffekttoppar, förbättra leveranssäkerhet samt möjliggöra för elkunder att bli mer delaktigapå elmarknaden [6, 19]. Elnätsautomation är en av de centrala och viktigaste områdena inombegreppet smarta elnät och dess huvudsakliga roll är att förbättra leveranssäkerheten, detvill säga att förhindra och korta ned strömavbrott. Strömavbrott är något varje nätbolag villminimera, både för att få nöjdare kunder och slippa kostsamma böter vid längre avbrott,men det kan även påverka intäktsramen som bestämmer vilka avgifter nätbolaget får ta utav sina kunder [4].

I den här studien kommer feldetektering och fjärrstyrning som metoder att minska avbrotts-tiderna i elnätet undersökas. Feldetektering innebär att man installerar utrustning i elnätetsom upptäcker om något fel uppkommit - till exempel kortslutning eller jordfel - och sompå något sätt även kan kommunicera felet, antingen på distans till en driftcentral (DC),eller lokalt med larm, till exempel med en ljussignal [11]. Fjärrstyrning innebär att man pådistans kan manövrera delar av elnätet, till exempel brytare och frånskiljare i nätstationer.Fjärrstyrning och feldetektering finns redan i viss mån i elnätet i till exempel fördelnings-stationer, men det finns ju även möjlighet att stoppa in elnätsautomation i andra delar avelnätet. Denna studie ska undersöka denna möjlighet.

Till antalet räknat så uppstår de flesta fel som leder till avbrott i lågspänningsnätet [20],men om man räknar antalet kunder som drabbas av varje enskilt avbrott så har mellanspän-ningsnätet större inverkan. Detta leder till att det är lättare att räkna hem investeringarinom elnätsautomation ju högre upp i nätet man går. Oftast är redan fördelningsstationeroch större anläggningar automatiserade med kommunikation till driftcentral, vilket gör attdet blir mest intressant att titta på nätstationer i mellanspänningsnätet för dessa typer avinvesteringar inom elnätsautomation [14]. Av den anledningen kommer den här studien attundersöka om feldetektering och fjärrstyrning på nätstationer kan hjälpa till att korta nedavbrottstider för elnätskunder. Det nät som omfattas är Umeå Energis 10 kV kabelnät, ochfokus kommer att ligga på att minska avbrottstider vid jordfel mätt i kvalitetsindikatornSAIDI (System Average Interruption Duration Index ). Den feldetekteringsutrustning somundersökts här kommer även att kunna användas vid överströmmar vid till exempel kort-slutning mellan faser, men i de flesta fall kommer man kunna lokalisera felet i kabelnätetganska bra utan denna utrustning tack vare att man vet kortslutningsströmmen och kännertill impedanserna i kabelnätet.

1.1 Syfte och mål

Examensarbetet ska ta fram en metod för att utvärdera eventuell SAIDI-förbättring i för-hållande till investeringskostnader genom att installera feldetektering och fjärrstyrning inätstationer i mellanspänningsnätet. En studie ska utföras på Umeå Energis elnät och skaresultera i ett underlag för Umeå Energis investeringar i smarta elnät när det gäller elnäts-automation, där det huvudsakliga syftet är att förbättra leveranskvaliteten mätt i kvali-

1

tetsindikatorn SAIDI för kunderna i elnätet. Studien ska alltså ta fram ett förslag på vilkanätstationer i 10 kV-nätet som man bör installera feldetektering och fjärrstyrning i för attpå bästa och mest kostnadseffektiva sätt förbättra SAIDI, samt jämföra detta förslag medandra vanliga alternativ för placering av elnätsautomationsutrustning, för att på ett bra sättkunna hitta det mest kostnadseffektiva alternativet.

2 Bakgrund

Här introduceras mellanspänningsnätet och dess komponenter som är relevanta för dennastudie. Ekonomi och reglering som rör elnätsbolag och leveranskvalitet beskrivs även föratt få en inblick i de ekonomiska förutsättningarna och incitamenten som till viss del liggerbakom investeringarna inom elnätsautomation.

2.1 Mellanspänningsnätet

Enligt starkströmsförordningen definieras alla spänningsnivåer över 1000 volt växelspänningsom högspänning [16]. Inom elkraftbranschen har man dock tagit fram ytterligare ett stegi spänningsklassificeringarna - mellanspänning - som är ett begrepp som definieras somspänningsnivåer mellan 1-50 kV [7]. Båda dessa benämningar förekommer dock när manpratar om 10 kV-nätet, lite beroende på vem man pratar med och vilken del av nätet manarbetar inom. Med nätstationer i mellanspänningsnät menas här i första hand nätstationermed transformatorer mellan de vanliga spänningsnivåerna 10-20 kV och lågspänning, 400volt.

Figur 1 visar ett exempel på hur två matningslinjer i ett mellanspänningsnät kan se ut.Siffrorna symboliserar de olika delarna i nätet och förklaras nedan:

Figur 1: Enlinjeschema som visar ett exempel på matning och nätstationer i ett maskat nät

1. Fördelningsstation som matar den blå linjen.

2. Nätstationer, varav en förtydligad med symboler för vanliga ingående komponenter:Två lastfrånskiljare på mellanspänningssidan, en säkringslastfrånskiljare mot transfor-matorn och utgående lågspänningsmatningar.

2

3. Nätstation som används för att sektionera de två matningarna. Här är en av frånskil-jarna öppen för att särskilja de två matningarna, men den kan slutas vid behov.

4. Nätstationer i den andra linjen som matas från den andra fördelningsstationen

5. Fördelningsstation som matar röd linje

Eftersom elnätsautomation i form av feldetektering och fjärrstyrning redan finns väl utbyggti fördelningsstationer och ställverk så är nästa steg för att förbättra och framtidssäkra nätetatt tekniken flyttar ut till nätstationer. Tanken är att feldetekteringen ska upptäcka felsom uppstår i ledningarna mellan nätstationer, och fjärrstyrningen ska i första hand ske påfrånskiljarna (se figur 1) som öppnar och sluter ledningarna mellan nätstationer. Detta gällerbåde i syfte att isolera kabelfel mellan nätstationer på en linje, och att sektionera mellanolika matningar (nätstation 3 i figur 1).

2.1.1 Brytare och frånskiljare i mellanspänningsnätet

När strömmen ska brytas i elnätet vid spänningar som förekommer i mellanspänningsnätetuppstår ljusbågar, det vill säga att luften joniseras och leder strömmen trots att spännings-satta delar avlägsnats från varandra. Detta är något man vill undvika, och det har av denanledningen tagits fram olika metoder att släcka ljusbågen som uppkommer när strömmenbryts. Denna släckning blir svårare ju högre spänning och ström som ska brytas. Bryta-re är exempel på sådan utrustning som ska klara av att bryta strömmen vid normal last,men ska även klara att bryta vid maximal kortslutningsström. En frånskiljare ska normaltbara manövreras i spänningslöst tillstånd eller vid väldigt låga strömmar och används avsäkerhetsskäl för att ge ett synligt brytställe vid till exempel underhållsarbete och för attsektionera om matningar i elnätet. För mellanspänningsnätet har brytare dock varit en re-lativt dyr lösning och man har därför utvecklat lastrånskiljare, som är ett mellanting mellanbrytare och frånskiljare. Det är är enkelt sagt en frånskiljare som utrustats med en enkelbrytkammare som ska kunna bryta normal belastningsström, men inte kortslutningsström-mar [7]. Man kan dock utrusta dessa med säkringar för att skydda även mot överströmmar.Lastfrånskiljaren i figur 2 är en sådan säkringslastfrånskiljare. Lastfrånskiljare är den van-ligaste brytanordningen i nätstationer hos de flesta nätbolag. De delar av Umeå Energis

Figur 2: Lastfrånskiljare av typen NAL/NALF (källa: ABB, använd med tillstånd)

nät som undersökts i denna studie är 10 kV markkabelnät inom Umeå tätort. Umeå Energianvänder ett flertal olika frånskiljare och brytare i nätstationer, men de typer som är ak-tuella för denna studie är frånskiljare från ABB av typen NAL/NALF (se figur 2), samtkompaktställverk med brytare från HM Power av typen Smart Ring.

3

Nätstationer med dessa två typer av brytare/frånskiljare är de befintliga nätstationer i UmeåEnergis nät som kan vara aktuella för fjärrstyrning. Även om det skulle finnas möjlighet förfjärrstyrningslösningar i andra typer av frånskiljare och brytare i det befintliga nätet är detinte aktuellt i dagsläget.

För att kunna fjärrstyra NAL/NALF-frånskiljare krävs dock extra utrustning som oftastinte finns på plats i befintliga nätstationer. En vanlig åtgärd är att installera ett motordonsom kopplas på frånskiljarens manöveraxel (som normalt manövreras för hand med en ma-növerspak). Detta motordon kopplas sedan in i kommunikationsutrustning med RTU för attkunna fjärrstyras från en driftcentral. RTU står för Remote Terminal Unit och är den delsom kopplar samman feldetekteringen och fjärrstyrningen till elnätsbolagets SCADA-system.SCADA står för Supervisory Control And Data Acquisition och används för övervakning ochstyrning av elnätet. Figur 3 visar en nätstation med motordon installerad på tre av fyrafack.

När det gäller att utrusta kompaktställverk från HM Power för fjärrstyrning så är det enenklare och billigare investering och kräver endast installation av en spole för manövreringav brytaren utöver kommunikationsutrustningen. Umeå Energi utrustar alla nya kompakt-ställverk från HM Power med fjärrstyrningsmöjlighet, så det är endast på de befintliga mankommer att behöva komplettera med manöverspole.

Figur 3: Nätstation med motordon installerad. Styrning infälld nere till vänster (källa: ABB, användmed tillstånd)

2.1.2 Feldetekterings- och kommunikationsutrustning

Den feldetekteringsutrustning som denna studie utgått ifrån kommer från Protrol och denfeldetekteringsutrustning som i de flesta fall kommer att installeras i Umeå Energis nät är avmodellen IPS2. Den har möjlighet att detektera både överströmmar och riktade jordfel ochhar både reläutgångar och interface för seriell kommunikation via RS-485 (som är en standardför seriell kommunikation). Reläutgångarna kan anslutas till RTU-ingångar för att indikera

4

att fel har uppstått, men kan även användas för att direkt styra brytare för automatisk fel-bortkoppling innan felet löser ut i fördelningsstation. Med den seriella kommunikationen viaRS-485 kan man i DC få mätvärden från IPS2-enheten såsom strömmar och jordfelsström-mar, utöver felindikeringen. IPS2-enheten kopplas då ihop med en kommunikations-RTU förstyrning och kommunikation med till exempel elnätsbolagets SCADA-system och kommu-nikationen sker med protokollet IEC-60870-5-101. Detekteringen sker med hjälp av ström-transformatorer, en för varje fas. Protrols patenterade feldetekteringsalgoritm behöver ingenspänningsmätning, men kan ändå med noggrannhet och känslighet i klass med reläskydd de-tektera riktade jordfel vid väldigt låga strömmar [10]. Figur 4 visar en komplett låda medfeldetektering och kommunikation som är redo att installeras i en nätstation. Umeå Energikommunicerar med sina IPS2-enheter via RS-485-interfacet med hjälp av separat RTU.

Figur 4: Låda med feldetektor IPS2 från protrol (1), kommunikationsutrustning med RTU och3G-modem (2) samt strömtransformatorer (3)

Kommunikationen till nätstationen kan ske på flera olika sätt, många nätbolag har redan ettväl utbyggt signalkabelnät, vilket gjort att många valt att använda detta för kommunikationmed feldetektorer. Ett bra alternativ ur både tillgänglighet och driftsäkerhetssynpunkt äroptisk fiber, men då bör det hållas åtskilt från den internet-uppkopplade delen av fibernätetför att undvika säkerhetsrisker. Detta alternativ är relativt dyrt och tidsödande att byggaut om det inte redan finns på plats, så ett tredje alternativ kan då vara att använda sigav trådlös kommunikation. Här finns en mängd olika protokoll och frekvensband att väljamellan, till exempel Rakel-systemet som bygger på radiofrekvenser som har mycket godtillgänglighet och räckvidd. GSM, 3G, 4G och NMT/Net1 är andra alternativ med högrefrekvenser och bandbredd som bygger på samma teknik som mobiltelefoner använder sig av.

Umeå Energi har valt att använda sig av den trådlösa tekniken för kommunikation medfeldetektorer och fjärrstyrning. Man har dock valt olika tekniker beroende på om stationenska utrustas endast med detektering eller om den även ska kunna fjärrstyras. Man anser atthögre tillgänglighet är viktigt vid fjärrstyrning och har av den anledningen valt att i dessafall använda sig av kommunikation med privat radio som bygger på 140 Mhz bandet som ärreserverat för Post och Telestyrelsen och Svenska Elnät. Basenheter i fördelningsstationerkommunicerar med radiomodemen i nätstationerna och vid behov kan även repeaters sättasin ute i nätstationer för längre räckvidd. Det finns även möjlighet att använda sig av Rakel-systemet för de nätstationer som är utanför räckvidden för privat radio. För stationer medendast feldetektering används istället kommunikation med 2G/3G/4G-teknik av kostnads-skäl. Båda kommunikationsalternativen innefattar både RTU och modem. Figur 5 visar en

5

låda med kommunikationsutrustning för nätstationer med feldetektering och fjärrstyrningsom använder privat radio för kommunikation med DC.

Figur 5: Låda med kommunikationsutrustning för nätstationer som ska utrustas med fjärrstyrning.Innehåller RTU och radio/rakelmodem (1), strömförsörjning (2) och batteri (3). IPS2 för feldetek-tering installeras utanför lådan.

2.1.3 Jordningssystem i mellanspänningsnätet

Anledningen till att det är så svårt att upptäcka jordfel i mellanspänningsnät beror på hurdessa nät är jordade. I Sverige är det vanligast med IT-jordningssystem i mellanspännings-nätet. IT står här för Insulated Terra och innebär att nollpunkten är isolerad från jord elleransluten med hög impedans, vilket är det vanliga i mellanspäningsnät. I nät med mycketmarkkabel kan det uppstå höga kapacitiva jordfelsströmmar vid jordfel och det är därför van-ligt att man parallellkopplar en induktans med en resistans mellan nollpunkten och jord föratt kompensera för kapacitansen i markkabelnätet och åstadkomma så låga jordfelsströmmarsom möjligt [8].

Dessa åtgärder för att minimera jordfelströmmarna gör att det inte går att lokalisera felsom uppstår i mellanspänningsnätet på samma sätt som man till viss del kan göra vid tillexempel en kortslutning mellan faser. I dessa fall är det ett överströmsskydd som löser uti fördelningsstationen och som i många fall direkt kan kommunicera hur hög felströmmenvar med DC. Man kan då räkna ut ungefär var felet kan tänkas vara om man känner tillimpedanserna i sitt nät. Vid jordfel och IT-nät tappar man den möjligheten tack vare delåga jordfelsströmmarna.

6

2.2 Avbrottstider, statistik och ekonomi

2.2.1 Leveranssäkerhet

Det svenska elnätet har relativt god leveranssäkerhet, med en tillgänglighet på 98,986 %under 2016. Tillgänglighetsmåttet kan dock anses vara svårtolkat och det är svårt att förståvad begreppet innebär. Till exempel innebär skillnaden mellan en tillgänglighet på 99,99 %och 99,98 % en fördubbling av avbrottstiden [5].

För att kunna mäta och presentera avbrott och leveranssäkerhet på ett mer överskådligt ochbegripligt sätt har olika metoder tagits fram, och nedan förklaras några av de viktigaste.Notera att för de flesta mått räknas endast avbrott som är längre än 3 minuter, här kallatlånga avbrott. För avbrottsmåttet MAIFI räknas dock korta avbrott under 3 minuter.

• SAIDI: System Average Interruption Duration Index

SAIDI =total avbrottstid för långa avbrott

antal kunder

• SAIFI: System Average Interruption Frequency Index

SAIFI =totalt antal långa avbrott

antal kunder

• MAIFIE: Momentary Average Interruption Frequency Index (events)

MAIFIE =antal korta avbrottshändelser

antal kunder

För att till exempel räkna ut SAIDI för ett elnätsbolag under ett år tar man hela åretstotala avbrottstid för alla kunder i elnätsområdet och dividerar med antalet elnätskunder,och resultatet ger då den genomsnittliga avbrottstiden per kund och år. Det är kvalitets-indikatorn SAIDI som kommer att användas i denna studie för att utvärdera effekter avelnätsautomation i Umeå Energis elnät.

2.2.2 Avbrottsersättning

För avbrott som är längre än 12 timmar har privatkunder rätt till ersättning enligt ellagen.Denna avgift uppgår till 12,5 % av kundens årliga elnätsavgift, eller 25 % om avbrottetpågått i mer än 24 timmar. Därefter läggs det på 25 % på ersättningen för varje påbörjad24-timmarsperiod. Man har satt en lägsta ersättning till 2 % av ett prisbasbelopp, samt enhögsta ersättning till 300 % av kundens årliga elnätsavgift [15]. Denna avbrottsersättningkan bli en betydande kostnad för elnätsbolag vid stora avbrott som drabbar många kunder.

2.2.3 Leveranskvalitet och intäktsramen

Energimarknadsinspektionen (Ei) är den myndighet som utövar tillsyn och reglering av nät-bolagen. För att skapa incitament att minska avbrottstiden har Ei beslutat att de nätbolagsom förbättrar sin avbrottsstatistik ska få öka sin intäktsram. Nätbolagens intäktsram speci-ficerar vilken maximal nätavgift som får tas ut och är ett sätt för Ei att reglera det monopolsom elnätsmarknaden är. För nuvarande tillsynsperiod (2016-2019) har Ei valt att användaSAIDI, SAIFI och en tredje indikator, CEMI4 (Customers Experiencing Multiple Interrup-tions) för att mäta nätbolagens leveranskvalitet [2]. Kvalitetsindikatorn CEMI4 tittar påandelen kunder som upplevt fyra eller fler oaviserade avbrott från 3 minuter och upp till 12

7

timmar. Tanken med detta är att förhindra att elnätsbolagen endast fokuserar på områdenmed mycket kunder, till exempel elnät i storstäder. Dessa indikatorer ska jämföras med enfastställd normnivå för varje nätbolag och innebär alltså att nätbolaget får avdrag på in-täktsramen om leveranskvaliteten sjunker och tillägg på intäktsramen om leveranskvalitetenökar [4]. Denna normnivå sätts specifikt för varje nätbolag, vilket betyder att nätbolagetsleveranskvalitet från år till år jämförs med sin egna normnivå, och inte med andra nätbolag.

Figur 6: Optimal nivå för investeringar i elnätet för att minimera kostnaden för samhället (Källa:Energimarknadsinspektionen)

Det finns dock en gräns för hur mycket det är ekonomiskt försvarbart att investera i elnätetför att minska avbrotten. Detta eftersom att nyttan avtar i takt med nya investeringar me-dan kostnaderna ökar. Relationen mellan nyttan av investeringar för att minska avbrott ochkostnaden för samhället åskådliggörs i figur 6. De kurvor som figuren visar är total kostnadför samhället, som är den avvägda kostnaden som Ei har för avsikt minimera. För att åskåd-liggöra hur man kan åstadkomma detta används kurvor för kundernas avbrottskostnaderoch totala kostnader för elnätet. X-axeln visar leveranssäkerhet och y-axeln kostnader. Detfinns även en justerad kostnadskurva för elnätet som tar hänsyn till de tillägg och avdrag el-nätsbolagen får göra vid bra, respektive dålig leveranskvalitet. Denna kurva har Ei för avsiktatt anpassa så att den liknar kurvan för total kostnad för samhället, så att elnätsbolagenfår incitament att investera i elnätet i den nivå som är mest kostnadseffektivt för samhället.Det finns alltså en teoretisk optimal punkt för leveranssäkerhet, och det är vid denna punktsom Ei har för avsikt att sätta den tidigare nämnda normnivån för elnätsbolagen.

2.2.4 Kapitalbasen och intäktsramen

En annan faktor som påverkar intäktsramen är nätbolagets investeringar i elnätet. Nätbo-lagens investeringar räknas samman i det som kallas kapitalbasen, det vill säga nätbolagetstillgångar i form av utrustning och anläggningar som nätbolaget behöver för att kunna be-driva nätverksamhet. De investeringar som görs under en tillsynsperiod (f.n. fyra år) kommeralltså att kunna räknas in i kapitalbasen och därför ge underlag för tillägg i intäktsramen [3].Ei har en normvärdeslista med standardpriser för elnätsutrustning, och det är dessa prisernätbolagen får räkna in i kapitalbasen när man gör investeringar i elnätet. Det betyder attnätbolagen inte alltid får räkna in den summa man faktiskt lagt ut på investeringar, utanmåste förhålla sig helt till de priser som Ei satt i normvärdeslistan.

8

När det gäller utrustning för elnätsautomation finns inte denna utrustning med i den norm-värdeslista med standardvärden för elnätsutrustning som man använder för att räkna på hurmycket de bidrar till kapitalbasen. Olika typer av elnätsutrustning har även olika beräknadlivslängd, och får därför olika lång avskrivningstid. Till exempel så har kablar och transfor-matorer en avskrivningstid på 40 år, medan mätare och IT-utrustning har en avskrivningstidpå 10 år. Eftersom elnätsautomationsutrustning inte finns med i normvärdeslistan får elnäts-bolagen ange de faktiska kostnaderna för de investeringar man gjort, och det blir då upp tillEi att avgöra om dessa kostnader är rimliga och godkänna tillägget i kapitalbasen. Avskriv-ningstider för denna utrustning hamnar tillsammans med IT-utrustning och mätare på 10år.

3 Teori

3.1 Avbrottshantering utan elnätsautomation

Felsökning vid fel i elnätet ser olika ut beroende på vilken ledningstyp det är och vilket felsom inträffat. Här beskrivs en felsökningsprocedur vid ett jordfel i en markkabel i mellan-spänningsnätet.

3.1.1 Felet uppstår

Ett fel i kabelnätet upptäcks normalt då ett skydd löser ut i en fördelningsstation. Samtligakunder som matas på den linje som löst ut i fördelningsstationen blir då strömlösa. För attsedan skicka ut personal som kan avhjälpa felet kan ta olika lång tid beroende på när pådygnet felet uppstår, om man har bemannad driftcentral, avstånd till fördelningsstation ochen rad andra faktorer. När personal kommit fram till fördelningsstation och driftcentral (omden inte var bemannad för tillfället) kan man påbörja felsökning.

3.1.2 Fellokalisering och felisolering

Figur 7: Förflyttningar vid felsökning i kabelnät utan elnätsautomation

Här beskrivs en normal felsökningsprocedur i ett markkabelnät, där figur 7 visar de olikastegen med alla förflyttningar numrerade. De numrerade förflyttningarna är även hänvisadetill i följande beskrivning. När personal kommit på plats (1) kan felsökningen börja i denmatande änden, som oftast är den fördelningsstation där felet löst ut det skydd som försattmatningen i spänningslöst tillstånd. Man åker till den första nätstationen (2) och öppnar

9

båda frånskiljarna och kan då isolationsprova den första kabelsektionen. Då man konstate-rat att den sektionen var frisk kan man sluta frånskiljaren i matande änden och DC kandå slå till brytaren i fördelningsstationen så att den första nätstationen får tillbaka ström-men. Den andra frånskiljaren lämnas öppen för felsökning av nästa kabelsektion och mankan åka vidare (3) till nästa station. Här blir det samma procedur, öppna frånskiljarna ochprova kabeln. Sedan sluter man frånskiljaren i matande ände, men måste åka tillbaka (4)till föregående nätstation och sluta frånskiljaren i den innan den andra nätstationen åter-fått strömmen. Därefter åker man till den tredje nätstationen (5) och öppnar frånskiljarnaoch provar kabeln mellan andra och tredje nätstationen, sluter frånskiljare i matande ändeoch åker tillbaka (6) till föregående nätstation och sluter frånskiljaren så att tredje nätsta-tionen får tillbaka strömmen. Nu åker man vidare (7) till den fjärde stationen och öppnarfrånskiljarna och testar kabeln. Här upptäcks felet och man kan då åka (8) till den sektio-nerande nätstationen och sluta den normalt öppna frånskiljaren där för att mata resterandenätstationer från detta håll så att dessa återfår strömmen. Efter dessa steg har samtliganätstationer återfått strömmen och den felaktiga kabelsektionen har isolerats vilket gör attarbetet med att åtgärda felet kan börja.

En annan metod att lokalisera felet används vid jordfel i luftledningsnät. Man utgår frånen nätstation nära mitten av linjen och öppnar frånskiljaren i utgående ände och kopplartillbaka strömmen från matande fördelningsstation. Om skyddet i fördelningsstationen lösteut vet man att felet är någonstans mellan fördelningsstationen och nätstationen och man kankoppla tillbaka alla kunder bortom nätstationen från en alternativ matningsväg. Nästa stegblir att utföra samma procedur på nätstationen som befinner sig mitt emellan den testadenätstationen och fördelningsstationen, och så vidare tills man lokaliserat felet [12].

3.1.3 Återinkoppling

Om man har ett maskat nät - vilket innebär att matning kan ske från olika håll - så kan manoftast koppla in samtliga kunder igen när man lokaliserat felet genom att man frånskiljer påbåda ändar av kabeln med felet och matar från båda håll fram till felstället. Har man inteett maskat nät kommer alla kunder som är nedanför kabeln med felet att vara strömlösaända tills dess att felet är åtgärdat, vilket oftast kan ta ganska lång tid med nedgrävd kabel.Elnät i stadsmiljö är oftast i högre grad maskade jämfört med landsbygdsnät, vilket är enav orsakerna till längre avbrott på landsbygden.

3.2 Avbrottshantering med elnätsautomation

Här beskrivs avbrottshanteringen i fallet ovan med olika former av elnätsautomation.

3.2.1 Lokal indikering

En av de enklaste hjälpmedlen man kan använda för att påvisa ett fel i sitt kabelnät äratt använda sig av feldetektering med lokal indikering. Detta innebär att man installeratfeldetekteringsutrustning, men inte kommunikation för att kunna avläsa felet på distans.Felet löser som vanligt ut ett skydd i matande fördelningsstation och alla nätstationer påmatande linje blir då strömlösa. Skillnaden här blir lokaliseringen av felet.

Felindikationen på nätstationer med lokal indikering kan till exempel ske med hjälp avljusindikering på fasaden på utsidan av nätstationerna [11], där nätstationer som inte känntav felet indikeras med grön ljusindikering och nätstationer som detekterat felet indikeras medröd ljusindikering enligt figur 8. Detta innebär att man slipper koppla ur och prova varjekabelsektion utan man kan köra förbi varje nätstation som indikerar fel tills man kommitfram till den första som inte indikerar fel och kopplar ur den felaktiga kabeln från den sidan.

10

Figur 8: Feldetektering med lokal indikering

Därpå åker man tillbaka till den senaste som indikerat fel och kopplar ur den felaktiga kabelnfrån den sidan. Sedan kopplar man in samtliga nätstationer på matande sida av felet genomatt koppla på strömmen från den matande fördelningsstationen där felet ursprungligen lösteut.

Till sist kan man koppla på matning från andra hållet för att återställa strömmen till kunderpå andra sidan felet [14]. Detta är dock endast möjligt vid maskat nät med möjlighet tillmatning från flera håll. Det krävs även att varje nätstation längs linjen har feldetekterings-utrustning för att man ska kunna följa felkedjan till felet med hjälp av ljusindikeringen, dåvarje nätstation som felströmmen gått igenom indikerat med till exempel rött blinkande ljus[14, 11].

3.2.2 Feldetektering med kommunikation

När man har både feldetekteringsutrustning och kommunikationsutrustning i nätstationerlöser som vanligt felet ut skyddet vid matningen, men eftersom att man nu har kommuni-kationsutrustning i nätstationen som kommunicerar med driftcentralen kan man direkt sevilka nätstationer som ligger uppströms och nedströms felet. Feldetekteringen påvisar ju ide flesta fall som vanligt bara om en felström har gått genom stationen, och inte direkt varkabelfelet är lokaliserat.

Figur 9: Feldetektering med kommunikation i mitten av matningen

Här kan det vara värt att även titta på fall där man inte har feldetektering i varje nätstationlängs linjen. Om man till exempel väljer att installera feldetekteringen i endast en nätstationi mitten av linjen som i figur 9 ser man från DC direkt om felet har passerat feldetektorn. Om

11

det som i det här fallet har passerat den kan man åka direkt till nätstationen med feldetektornoch öppna frånskiljaren mot felet. DC kan då slå till brytaren i fördelningsstationen och allakunder anslutna till de tre första nätstationerna får tillbaka strömmen. Detta betyder attavbrottstiden för dessa kunder har förkortats avsevärt. Man får sedan lokalisera och isolerafelet bortanför nätstationen på samma sätt som i fallet utan feldetektering.

Felsökningsmetoden ser liknande ut om felet inte skulle ha passerat nätstationen, men dåskulle man ha kopplat in alla nätstationer bortanför feldetektorn från en alternativ mat-ningsväg, och sedan felsöka kabelsektionerna mellan fördelningsstationen och nätstationenmed feldetektering på vanligt vis.

3.2.3 Fjärrstyrning

Fjärrstyrning i nätstationer innebär att man kan styra frånskiljare eller brytare som annarskräver att personal manövrerar dem på plats för att kunna isolera ett kabelfel enligt demetoder som beskrivits ovan. Detta innebär att man snabbt kan koppla tillbaka strömmenför de kunder som ligger på rätt sida av felet. Om ett fel inträffar enligt figur 10 kan man frånDC då fjärrstyra frånskiljarna på nätstationen i mitten och öppna frånskiljaren med riktningmot felet och då snabbt koppla in de tre första nätstationerna genom att slå till brytareni fördelningsstationen. Detta sker normalt inom tre minuter, vilket gör att avbrottet integenererar någon SAIDI för de första tre nätstationerna. Om felet istället skett på någonav kabelsektionerna före nätstationen i mitten, och feldetektorn i mitten då inte känt avfelet, hade man från DC då kunnat öppna frånskiljaren på matningssidan i nätstationen imitten och sedan slutit frånskiljaren i den sektionerande nätstationen och på så sätt kopplattillbaka de tre sista nätstationerna på matningen inom tre minuter.

Figur 10: Felsökning med feldetektering i mitten och fjärrstyrning i mitten och vid sektionerandenätstation

En stor fördel med feldetektering i kombination med fjärrstyrning är alltså att man oftastkan koppla tillbaka en stor del av kunderna innan kopplingspersonal behöver ha kommit påplats.

För att fjärrstyrning ska fungera krävs dock ofta att man utöver kommunikation och styr-ning även installerar nån form av motordon för att manövrera frånskiljare [1]. Detta berorhelt på befintlig utrustning i nätstationer och ibland måste man byta ut delar av utrust-ningen för att kunna installera fjärrstyrning. Detta gör att eventuella beslut att investerai nätautomation blir svårare och inte alltid ekonomiskt försvarbara om man måste byta utför mycket utrustning som i dagsläget fungerar som den ska.

12

3.3 Optimal nivå av elnätsautomation

Fördelarna med elnätsautomation är idag klarlagda för de flesta nätbolag, men det kan ändåvara svårt att kvantifiera dessa och mäta nyttan. Avbrottsstatistik kan variera kraftigt från årtill år och det finns många andra faktorer och investeringar som görs i elnät som kan påverkaavbrottsstatistiken. Detta gör att det blir svårt att isolera orsakerna och göra en statistisktsäkerställd analys. Vissa nätbolag som har satsat stort på elnätsautomation blir förståsextra intressanta att titta på för att försöka utreda vilka förbättringar man kan förväntasig. Ett exempel på ett sådant nät är Helsingfors elnät, där elnätsbolaget Helen AB hararbetat mycket med elnätsautomation [18]. Under 2017 genererades det endast 3,3 minuterSAIDI i Helen AB:s nät, vilket är mycket lågt. Som jämförelse kan man ta genomsnittligSAIDI för hela Sverige som under 2016 låg på 75 minuter [20]. För närvarande har HelenAB elnätsautomation på över 500 nätstationer, vilket motsvarar 20% av alla nätstationer ideras nät, men man satsar på att ha 30% täckning år 2021. Enligt egen uppskattning hardetta lett till att 50% av kunderna får tillbaka ström inom tre minuter, samt att påföljandefelsökning går avsevärt snabbare. Man har sedan automatiseringen av nätstationer startadeför tio år sedan lyckats sänka SAIDI från ca. 12 min i 5 årsmedel till ca. 3 min medel underde senaste 5 åren [9].

En metod man kan använda sig av är att simulera den eventuella nyttan i ett referensnätför att kunna dra slutsatser om vilken nytta elnätsautomation kan göra [12, 13]. Rodriguez-Calvo et al. har på det sättet försökt utreda vilken nivå av automation som är optimali ett mellanspänningsnät ur ett kostnad-nytta-perspektiv. Här kom man fram till att enautomationsgrad i mellanspänningsnätet på 16 % var optimal för ett urbant elnät, och 15% för ett semi-urbant elnät [12]. Här har man tagit med incitament likt den Ei använder sigav i beräkningarna.

I en liknande studie som även den använt sig av simuleringar, men där Rodriguez-Calvoet al. fokuserat på hur olika leveranskvalitetsindikatorer förbättras med ökande grad av au-tomation i nätstationer visar dom på liknande resultat [13]. Man ser att redan vid 10 %automationsgrad så har man minst lyckats halvera SAIDI-värden i de flesta fall, men se-dan planar kurvan ut och nyttan avtar snabbt, enligt artikelförfattarna uppnås mättnad ide flesta fall vid 20-30 % automation. Effekten är väldigt liknande vid mätning av SAIFI,vilket innebär att man alltså både förkortar avbrotten (SAIDI) och minskar antalet (SAIFI)av långa avbrott. Detta resultat gällde för nätstationer med både feldetektering och fjärr-styrning. När studien tittade på fallet med endast feldetektering noterades en förbättringav SAIDI, men inte av SAIFI. Författarna noterar också att det är mest effektivt att sättain automation i mitten av en linje med nätstationer, och att sedan fortsätta att sätta in imitten av de sektioner som uppstår. De visar även på att det är i nätstationer med sämreinitial leveranskvalitet som man kan få de största förbättringarna för varje nätstation medautomation [13].

Bouhouras et al. har i en studie som fokuserat på fjärrstyrning kunnat visa att med endastfjärrstyrning och detektering i en station i mitten av varje linje i ett nät så halverades (ellerännu bättre) SAIDI för hela nätet [1]. Man kom dock inte fram till att SAIFI förbättradesnågot vid denna åtgärd. Här satte man alltså inte något visst procenttal av automations-grad utan man utrustade en station i mitten av varje i linje i nätet som simulerades medfeldetektering och fjärrstyrning av båda frånskiljarna, oavsett hur många nätstationer varjelinje bestod av.

4 Metod

Här presenteras de metoder som använts för att ta fram de förslag jag kommit med förelnätsautomation i Umeå Energis elnät.

13

4.1 Tider

För att kunna uppskatta vilket eventuellt bidrag till SAIDI en driftstörning i kabelnätetbidrar med måste man först ta fram standardtider för de olika åtgärder som krävs för attåtgärda felet. De tider som uppskattats efter att ha tittat på kopplingssedlar för tidigare feloch efter att ha pratat med personal på driftcentralen vid Umeå Energi är:

• Inställelsetid: 40 minuter

• Felsökning och inkoppling av kabel: 20 min

Eftersom felsökningen i regel utgår från fördelningsstationen och felsökningen görs en ka-belsektion i taget utåt från matande fördelningsstation kan man för varje nätstation då tafram ett uppskattad SAIDI-bidrag vid kabelfel nedanför matande ände av nätstationen:

SAIDI =(inställelsetid + felsökning och inkopplingstid)× kunder på nätstationen

totala antalet kunder i nätet

Om man till exempel ska ta fram SAIDI-bidraget för en enskild nätstation med 300 kundersom är nummer tre från fördelningsstationen, får man vid ett kabelfel nedströms den, i UmeåEnergis elnät med totalt 60 000 kunder:

SAIDI =(40 + 3× 20)× 300

60000= 0, 5 minuter

Detta gäller vid normalfallet i ett stadsnät och med normala frånskiljare som inte har kaps-lade kabelavslut. Vid kapslade kabelavslut, som är fallet vid vissa modernare nätstationermed kompaktställverk istället för vanliga frånskiljare blir felsökningstiden längre.

4.2 Beräkningar och förslag

De ovan nämnda metoder för att beräkna SAIDI-bidrag från nätstationer vid ett fel användessedan för att för varje matande linje som undersökts ta fram totalt SAIDI-bidrag bådemed och utan elnätsautomation. Det enskilda bidraget från varje nätstation räknades utmed utgångspunkt att man felsöker från fördelningsstation och utåt, med de inställelse-och felsökningstider som specificerats tidigare. De matande linjerna som valdes ut valdes iförsta hand utifrån antalet anslutna kunder på varje matning. I vissa fall valdes matningarmed något lägre kundantal då dessa matningar sitter ihopkopplade med andra matningarsom har utrustats med fjärrstyrning i den sektionerande nätstationen enligt de förslag tillelnätsautomation som tagits fram i detta arbete.

Totalt SAIDI för varje matning räknades sedan ut genom att addera SAIDI för varje in-dividuell nätstation. Man får med den här metoden fram SAIDI-bidraget för det värstatänkbara felscenariot, vilket uppstår då felet uppkommit på den allra sista kabelsektionenman genomsökt, och efter att man genomsökt samtliga kabelsektioner på den matningen.Detta värsta felscenario användes sedan för att jämföra med de förslag som tagits fram påfeldetektering och fjärrstyrning på den matningen. För att resultatet ska vara jämförbartgörs SAIDI-beräkningar vid de olika förslagen med elnätsautomation även vid värsta felsce-nario. Observera att värsta felscenario med elnätsautomation inte alltid inträffar vid sammakabelsektion som för scenariot utan elnätsautomation. Man bör också tänka på att eftersomdetta endast visar resultaten vid värsta möjliga felscenario så finns det andra och i de flestafall större potentiella SAIDI-förbättringar vid fel på andra ställen längs matningarna.

Tanken med det förslag som togs fram för feldetektering och fjärrstyrning till Umeå Energivar att det skulle innehålla fjärrstyrning i en nätstation i mitten och i en sektionerande nät-station, samt feldetektering i mitten och vid behov vid förgreningar. Figur 10 visar principen

14

för den metod som eftersträvats. Denna metod har använts i den mån det har varit möjligt,men i många fall har fjärrstyrning inte varit möjlig i de nätstationer som valts ut för fjärr-styrning då de använder frånskiljare och brytare som inte möjliggör fjärrstyrning. En annanfaktor som försvårar användande av standardiserad metod är att nättopologin och kundför-delningen varierar så kraftigt för de olika matningarna. Av den anledningen har förslagettagits fram utifrån nätets utformning, till exempel antal nätstationer och förgreningar, samtantalet kunder anslutna till varje enskild nätstation. I den mån det varit möjligt och rimligtur nytta-kostnads-perspektiv så har dock alternativ med detektering och fjärrstyrning i mit-ten, samt fjärrstyrning i sektionerande nätstation prioriterats för det framtagna förslaget.Utöver detta förslag har två standardförslag tagits fram för jämförelse, i ena fallet med felde-tektering i samtliga nätstationer längs matningen, men helt utan fjärrstyrning. I det andrastandardförslaget väljs en nätstation i mitten av matningen ut med feldetektering, även härhelt utan fjärrstyrning. Båda standardförslagen innehåller dock kommunikationspaket förkommunikation med DC.

4.3 Kostnader

För att kunna göra en jämförbar utvärdering av de förslag som presenteras räknades ävenkostnaden ut för samtliga förslag. Kostnaderna för utrustningen kommer från Umeå Energioch de upphandlingar dom har med de företag som tillhandahåller utrustningen. Tabell 1visar de kostnader som används vid beräkningarna av de olika förslagen. Totala kostnaderför varje förslag och matning räknades ut och sammanställdes i excel. För att begränsaomfattningen till en rimlig nivå bestämdes det även att sätta en budget för det förslagsom togs fram på 2 miljoner kronor. Kostnadseffektivitet räknades också ut för samtligamatningar och alternativ genom att dividera totala kostnaden med SAIDI-förbättringarna.Med SAIDI-förbättringarna menas skillnaden mellan SAIDI för de olika alternativen ochSAIDI utan nätautomation.

Tabell 1: Kostnader för de olika utrustningsnivåerna

5 Resultat

Här presenteras resultatet av SAIDI-förbättringar för de förslag som beräknats, samt kost-nader för dessa förslag.

5.1 Resultattabeller och diagram

Tabell 2 visar resultatet för de fyra undersökta matningarna vid Ålidhems fördelningsstation,både vad gäller SAIDI och kostnader. Tabell 4 visar i siffror resultatet för de sju undersökta

15

matningarna vid Mariehems fördelningsstation. Här blev det framtagna förslaget för vissamatningar samma som alternativet med detektering i mitten. I dessa fall har alternativetmed detektering i mitten tagits bort. Utöver Ålidhems och Mariehems fördelningsstationundersöktes även potentiella SAIDI-förbättringar i fördelningsstationerna Teg, Laxen ochVästerslätt. Tabell 3 visar siffror för resultatet av undersökningen av dessa fördelningssta-tioner.

Den metod som valdes för att utvärdera SAIDI-förbättringar i förhållande till kostnaderblev som specificerat i metoden (del 4.3) att mäta kostnadseffektivitet genom att dela totalakostnader med SAIDI-förbättringar. Man får då kostnadseffektivitet mätt i kostnad perförbättrad SAIDI-minut för varje förslag och matning. Denna metod har för syftet med dennastudie fungerat bra för att utvärdera kostnadseffektiviteten och jämföra de olika alternativen.

Resultaten skiljer sig åt relativt mycket beroende på hur många kunder och nätstationer var-je matning består av, hur många kunder de enskilda nätstationerna längs matningarna har,samt hur nättopologin ser ut. Matning HB1 vid Ålidhems fördelningsstation visar detta tyd-ligt, då det är en matning med många kunder, många nätstationer och komplex nättopologi.Man kan generellt säga att det är denna typ av matning som ger störst effekt vid investeringi elnätsautomation, både i direkt minskning av SAIDI och i kostnadseffektivitet. Vi ser ävenatt alternativet med endast detektering i mitten är det mest kostnadseffektiva förslaget. Manfår dock i många fall inte ner SAIDI till särskilt låga nivåer då vi ser i resultattabellerna attSAIDI för värsta felscenariot ofta ligger över en minut för det alternativet, vilket är högt förett enskilt fel.

Anledningen till att det framtagna förslaget har bäst SAIDI-siffror är tack vare fjärrstyr-ningen som detta förslag i de flesta fall innehåller. Alternativet med detektering i samtliganätstationer kommer inte upp i samma nivå av SAIDI-förbättring, trots att varje nätstationär utrustad med feldetektering med kommunikation till DC.

Tabell 2: Resultat av SAIDI-förbättringar och kostnader vid undersökta matningar i Ålidhemsfördelningsstation

16

Tabell 3: Resultat av SAIDI-förbättringar och kostnader vid undersökta matningar i fördelnings-stationerna Laxen, Teg och Västerslätt

Tabell 4: Resultat av SAIDI-förbättringar och kostnader vid undersökta matningar i Mariehemsfördelningsstation

Ett sammanräknat resultat där totala SAIDI-bidraget från alla matningar presenteras förde olika alternativen syns i figur 11. För att kunna utvärdera de olika alternativen ur ettkostnad-nytta-perspektiv har även kostnad per SAIDI-minut tagits fram för de summeradevärdena för alla matningar. Detta syns i figur 12.

17

Figur 11: SAIDI för alla matningar summerat för de olika alternativen

Figur 12: Kostnad per SAIDI-minut för alla matningar summerat för de olika alternativen

5.2 Slutsatser

Elnätsautomation i form av feldetektering och fjärrstyrning har stor potential att förbättraleveranskvaliteten i elnätet. Hur man går tillväga med detta har dock stor betydelse enligtdetta resultat. Det förslag som tagits fram är ett förslag som till stor del utformats efterhur nätet ser ut, hur kunderna är fördelade längs matningen samt hur nättopologin ser utoch är därför svårt att beskriva enligt en standardmetod. Detta förslag leder till de störstasänkningarna av SAIDI vid värsta felscenario, men kostar samtidigt relativt mycket på grundav extra utrustning vid fjärrstyrning. De två standardförslagen som är lättare att ta framenligt en standardmetod ger inte lika bra effekt på SAIDI. Kostnadsmässigt är förslagetmed detektering i samtliga väldigt högt, och kostnadseffektiviteten är sämst. Detta förslagär därför inte ett bra alternativ. Förslaget med detektering endast i mitten har den bästakostnadseffektiviteten men når i många fall inte upp till nog bra förbättring av SAIDI föratt vara det bästa alternativet. Det kan dock vara det förslag som man kan utgå ifrån tillen början och om budgeten inte tillåter större investeringar.

18

Det förslag som överlag ändå får anses vara det bästa är det framtagna förslaget eftersomdet tack vare fjärrstyrning kan leda till väldigt korta avbrottstider för många kunder, menman får göra en avvägning mellan hur högt SAIDI man kan acceptera vid enskilt fel ochhur stora kostnader som är acceptabla för dessa typer av investeringar. Denna avvägningser troligtvis olika ut för olika nätbolag med olika förutsättningar.

6 Diskussion

Denna studie har tagit fram ett förslag för elnätsautomation i en del av Umeå Energis mel-lanspänningsnät och jämfört det med två andra alternativ. Den metod som använts för att tafram detta förslag är svår att standardisera och generalisera då det till stor del utgått ifrånhur nätet ser ut, men i regel har fjärrstyrning i mitten och i någon sektionerande nätstationeftersträvats. Feldetektering har anpassats efter antal nätstationer och nättopologi. Även ominte kostnadseffektiviteten för det framtagna förslaget var lika högt som vid endast feldetek-tering i mitten får det anses vara ett bättre alternativ i många fall då SAIDI-förbättringenär väldigt stor. Det ger alltså större effekt att använda sig av både fjärrstyrning och felde-tektering i kombination än att bara använda sig av feldetektering, även om det installeratsi varje nätstation. Detta beror på att man snabbt kan koppla tillbaka strömmen för upp tillhälften av kunderna längs matningen inom tre minuter om man har fjärrstyrning i mittenoch vid sektionerande nätstation. De kunder som kopplas tillbaka inom tre minuter räknasinte in i SAIDI och detta ger en väldigt stor effekt på resultatet. Ett ytterligare alternativsom en del nätbolag använt sig av är att installera feldetektering i varje nätstation, menendast med lokal indikering (se del 3.2.1) som kostnadsmässigt blir billigare, men ger intelika stora SAIDI-förbättringar.

Ett av problemen som kan belysas är valet att använda sig av värsta felscenario som utgångs-punkt vid beräkningarna. Det innebär att det för varje alternativ försökts hitta vilket felställelängs matningen som skulle orsaka högst SAIDI. Detta kan i många fall bli missvisande dåman kan utgå ifrån osannolika felscenarion och på så vis både överdriva SAIDI-bidraget vidfallet utan elnätsautomation, men även underskatta SAIDI-förbättringarna för det framtag-na förslaget. Inom tidsramarna för denna studie får det dock anses vara en bra kompromissoch möjliggör ändå en god jämförelse av alternativen. Ett bättre alternativ är att användasig av genomsnittligt SAIDI-bidrag för alla fel som kan inträffa längs en matning, men dettaär utanför denna studies omfattning då det skulle ta för lång tid eller kräva uppbyggnad aven simulationsmodell av de matningar som undersökts.

I vissa fall var det inte möjligt att uppnå önskad SAIDI-förbättring i vissa matningar då vissatyper av frånskiljare i en del nätstationer inte går att utrusta med fjärrstyrningsmöjligheter.Detta har i vissa fall lett till att det framtagna förslaget och förslaget med detektering imitten blivit samma förslag då detta ansetts vara det bästa förslaget i dessa fall.

Syftet och målet med studien har uppfyllts och utöver denna studie kommer Umeå Energifå ta del av den Excel-fil som innehåller alla beräkningar samt mer detaljer om hur detframtagna förslaget ser ut med de olika feldetekterings och fjärrstyrningspaketen som en deli deras fortsatta arbete med elnätsautomation och investeringar i smarta elnät.

Ett förslag till fortsatt arbete med detta skulle vara att gå vidare och titta på större delarav nätet, samt att använda bättre beräkningar med en simuleringsmodell av det befintliganätet. Man skulle då som tidigare nämnts kunna räkna ut alla möjliga felställens SAIDI-bidrag och räkna ut medelvärdet för en mer rättvisande bild av potentiella SAIDI-vinstervid elnätsautomation.

19

7 Referenser

[1] Bouhouras AS, Andreou GT, Labridis DP, Bakirtzis AG. 2010. Selective automationupgrade in distribution networks towards a smarter grid. Smart Grid IEEE Trans 1(3):278–85.

[2] EIFS 2015:5. Energimarknadsinspektionens föreskrifter om vad som avses med kvali-teten i nätkoncessionshavarens sätt att bedriva nätverksamheten vid fastställande avintäktsram

[3] Energimarknadsinspektionen. 2010. Värdering av elnätsföretagens kapitalbas i förhands-regleringen. Ei R2010:07 Eskilstuna: Energimarknadsinspektionen

[4] Energimarknadsinspektionen. 2015. Kvalitetsreglering av intäktsram för elnätsföretag.Ei R2015:06 Eskilstuna: Energimarknadsinspektionen

[5] Energimarknadsinspektionen. 2017. Leveranssäkerhet i Sveriges elnät 2016 - Statistikoch analys av elavbrott. Ei R2017:11 Eskilstuna: Energimarknadsinspektionen

[6] IEEE. 2011. The Smart Grid: Opportunities for Industry and How IEEE Can Help.New Jersey: IEEE.

[7] Jacobsson K A, Lidström S och Öhlén C. 1997. Elkrafthandboken. Elkraftsystem 1. 2.Uppl. Stockholm: Liber AB

[8] Jacobsson K A, Lidström S och Öhlén C. 2016. Elkrafthandboken. Elkraftsystem 2. 4.Uppl. Stockholm: Liber AB

[9] Loukkalahti M, Hyvärinen M, Siirto O, Heine P. 2017. Helen Electricity Network Ltd.’sprocess towards high level of supply reliability. CIRED, Open Access Proc. J. 2017(1):1172–1175

[10] Protrol. u.å. IPS2 24 VDC Manual. http://www.protrol.se/uploaded_files/IPS2-24VDC-manual-1710-Rev-01-en.pdf (Hämtad 2018-05-14).

[11] Protrol. u.å. Nätautomation med feldetektorer. http://www.protrol.se/produkter/natautomation (Hämtad 2018-05-14).

[12] Rodriguez-Calvo A, Frias P, Reneses J, Cossent R, Mateo C. 2014. Optimal investmentin smart MV/LV substations to improve continuity of supply. International Journal ofElectrical Power & Energy Systems 62: 410-418.

[13] Rodriguez-Calvo A, Cossent R, Frias P. 2017. Assessing the potential of MV automationfor distribution network reliability improvement. Trans Electr Energ Syst 27: e2383.https://doi.org/10.1002/etep.2383

[14] Schüpferling, Bernd. 2015. Intelligent Compact Substations for a Smarter Grid. Energy& Environment 26(1 & 2): 53-65.

[15] SFS 1997:857. Ellag

[16] SFS 2009:22. Starkströmsförordningen

[17] Siirto O, Hakala S, Hyvärinen M, Heine P, Lehtonen M. 2013 Optimization of dis-tribution automation in urban networks. Int. Rev. Electr. Eng. 8(4): 1324–1332.

[18] Siirto O, Hyvärinen M, Loukkalahti M, Hämäläinen A, Lehtonen M. 2014. Improvingreliability in an urban network. Electric Power Systems Research 120: 47-55

20

[19] Swedish Smartgrid. 2017. Varför smarta elnät?. http://swedishsmartgrid.se/varfor-smarta-elnat/ (Hämtad 2018-02-11).

[20] Tapper, Matz. 2017. DARWin Driftstörningsstatistik 2016. Energiföretagen Sverige –Swedenergy AB.

21