Embed Size (px)
Citation preview
Examensarbete 30 hpSeptember 2015
Underlag för prioritering och kostnadsberäkning vid reinvestering i luftledningsnät En fallstudie på Sinntorp, ett av Ellevios
besiktningsområden
Adam Nilsson
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
Assessment method for prioritization ofreinvestments in the overhead line network
Adam Nilsson
This thesis considers how an assessment method for reinvestments in the distribution grid can be designed and implemented. The assessment method was created to give long-term estimations of the amount overhead lines that could be substituted with underground cables and how to prioritize between different areas. The regulation of power grid companies was reviewed to highlight important factors for profitable reinvestments. The assessment method was implemented for overhead lines in Ellevio´s distribution grid using the database program FME and validated against real reinvestment decisions in a case study area called Sinntorp. The resulting reinvestment proposals mainly consist of replacing older grid sections and sections where expensive maintenance is planned in the future. The script show similar results as real reinvestment decisions but small differences are noticed related to the script’s hard focus on older grid sections. The script has potential to be used on Ellevio´s entire overhead line network but this requires work to complete essential data. Further validation on new areas are also desired to see if results are reasonable and if the script can be developed to consider more reinvestment factors.
ISSN: 1650-8300, UPTEC ES 16008Examinator: Petra JönssonÄmnesgranskare: Mikael BergkvistHandledare: Daniel Ågren
3
Executive summary This thesis considers how an assessment method for reinvestments in the distribution grid can be designed and implemented. The assessment method was created to give long-‐term estimations of the amount overhead lines that could be substituted with underground cables and how to prioritize between different areas. The assessment method was implemented in Ellevio’s distribution grid using the database program FME and validated against real reinvestment decisions in the case study area Sinntorp. The resulting reinvestment proposals mainly consist of replacing older grid sections and sections where expensive maintenance is planned in the future. The FME-‐script show similar results as real reinvestment decisions but small differences are noticed related to the script’s hard focus on older grid sections. Further validations on new areas are required to investigate if results from the current script are reasonable. The script can be developed to consider additional reinvestment factors such as soil conditions and benefits of making large reinvestments. A more manageable script requires direct access to desired databases. Results can also be expected to be more reliable if data quality improves with information such as the position of every historic grid fault.
4
Populärvetenskaplig sammanfattning Elförsörjning har blivit en viktig samhällsfunktion och idag kan ett avbrott innebära stora konsekvenser då vi blir mer och mer beroende av el. De senaste årens stormar har samtidigt visat hur känsligt elnätet och främst luftledningsnätet är för vädrets krafter. Det värsta exemplet är stormen Gudrun som år 2005 skadade 2 000 mil luftledning och mer än 500 000 hushåll blev strömlösa. Detta ledde senare till ökade funktionskrav som bland annat innebär att ett avbrott numera inte får vara längre än 24 timmar. Elnätsbolaget Ellevio har sedan dess bedrivit en stor satsning på att förbättra tillförlitligheten där stora delar luftledningsnät nu ersätts med jordkabel. I samband med detta finns en önskan om att förbättra informationsutbytet med vilket underhållsbehov som finns för elnätet och att en mer enhetlig bedömningsmetod skulle göra reinvesteringsbeslut mindre personberoende. På långsiktig nivå önskas ett underlag på hur mycket luftledningsnät som behöver byggas om, vad detta skulle kosta och hur områden ska prioriteras sinsemellan. Eftersom det inte anses samhällsekonomiskt lönsamt att elnätsbolag konkurrerar inom samma områden existerar det lokala monopol där den anslutne kunden inte kan välja elnätsbolag. För att säkerställa att elnätsbolagen inte tar ut för höga avgifter och att elleveransen är av god kvalitet granskar den statliga myndigheten Energimarknads-‐inspektionen elnätsbolagen och reglerar villkoren för hur de får bedriva sin verksamhet. Villkoren sätts genom en intäktsram för att kunder ska få ett rimligt pris som samtidigt ger teckning för elnätsbolagens kostnader och en rimlig avkastning på avsatt kapital. Intäktsramen fastställs innan varje reglerperiod och baseras på företagets kapitalkostnader, löpande påverkbara kostnader, löpande opåverkbara kostnader, samt elleveransens kvalitet. Till den kommande reglerperioden 2016-‐2019 har en del nya parametrar och principer uppkommit för hur intäktsramen ska fastställas. En av de stora skillnaderna är att elnätets ålder numera kommer påverka storleken på de tillåtna intäkterna. Tidigare har intäkterna varit lika för alla likvärdiga anläggningar, oavsett ålder. Med utgångspunkt i den kommande regleringen utformades en bedömningsmetod för var reinvesteringar ska genomföras. Viktiga områden att bygga om bedömdes vara områden där nätet är gammalt, och för att undvika underhållskostnader prioriterades områden där underhållet är som mest akut och kostsamt. Bedömningsmetoden implementerades på Ellevios elnät genom databas-‐/GIS-‐verktyget FME och avgränsades till lokalnätet i Sinntorp, ett av Ellevios besiktningsområden. Ett FME-‐script skapades för att automatiskt leverera en prioriteringslista mellan olika linjer (utgångar från fördelningsstationer), vilka mängder nät bör byggas om, kostnader för detta samt en karta där det förtydligas var reinvesteringar bör prioriteras inom respektive linje. Sinntorp valdes ut som fallstudieområde då reinvesteringsbeslut nyligen fattats för området, vilket gjorde det möjligt att jämföra och validera FME-‐resultaten. För att succesivt få bättre kunskaper i FME’s funktioner och validera FME-‐scriptet skedde en stegvis implementering där fler och fler faktorer som påverkar reinvesteringsbeslut lades in. Resultaten visar att scriptet ger liknande reinvesteringsförslag som tidigare fattats för Sinntorp, men att några avvikelser bland annat beror på den kommande regleringen och den nya åldersdata som använts i scriptet. Det finns ett behov av att validera scriptet på fler områden för att se om resultaten är rimliga och djupare ekonomiska analyser efterfrågas för
5
att sätta siffror på reinvesteringarnas lönsamhet. För att scriptet i nuvarande form ska kunna appliceras på hela elnätet krävs utförlig data avseende nätkomponenter, felstatistik m.m. och att all data på sikt kan hämtas direkt i FME. Kartan bedöms vara ett bra verktyg för att se var investeringar ska genomföras och ge en mer transparent bild över hur prioritering gått till. Förhoppningen är att scriptet ska kunna utvecklas och på sikt kräva färre individuella analyser av resultatet. I dagsläget krävs bland annat en mer kvalitativ analys för att avgöra var reinvesteringar effektivast ökar tillförlitligheten i nätet. Scriptet baseras på generella faktorer som påverkar reinvesteringsbeslut och kan behöva kompletteras med mer områdesspecifik information såsom markförhållanden. Fler faktorer som påverkar lönsamheten vid reinvestering kan förhoppningsvis kartläggas genom att validera scriptet på fler områden där intervjuer med nätplanerare och entreprenörer kan tillföra värdefull information.
6
Innehållsförteckning 1. Inledning ............................................................................................................................... 7
1.1 Problembeskrivning ........................................................................................................ 7
1.2 Syfte och frågeställning ................................................................................................... 7
1.3 Metod ............................................................................................................................. 8
1.4 Avgränsningar ................................................................................................................. 8
1.5 Tidsplan ........................................................................................................................... 8
1.6 Struktur ........................................................................................................................... 8
2. Bakgrund ............................................................................................................................... 9
2.1 Elnätets struktur ............................................................................................................. 9
2.2 Elnätsbolag och reglering av intäkter ............................................................................ 10
2.3 Felstatistik i Ellevios lokalnät ........................................................................................ 15
2.4 Underhåll och reinvesteringar i Ellevios elnät .............................................................. 16
2.5 Beskrivning av GIS-‐verktyget FME ................................................................................ 17
3. Utförande ............................................................................................................................ 19
3.1 Bedömningsmetod avseende reinvesteringar i luftledningsnät ................................... 19
3.2 Implementering av bedömningsmetod ........................................................................ 20
3.5 Kostnadsberäkning ........................................................................................................ 24
4. Resultat och validering ........................................................................................................ 25
4.1 Grundläggande FME-‐script ........................................................................................... 25
4.2 Utökat FME-‐script ......................................................................................................... 26
4.3 Validering ...................................................................................................................... 28
4.3 Exempel på hur FME-‐scriptet ska användas ................................................................. 29
6. Diskussion och slutsatser .................................................................................................... 32
7. Förslag på framtida arbeten ............................................................................................... 34
8. Litteraturförteckning ........................................................................................................... 35
8. Bilagor ................................................................................................................................. 37
8.1 Tabeller som använts i FME .......................................................................................... 37
8.2 Vad olika custom-‐transformers gör i FME .................................................................... 38
7
1. Inledning 1.1 Problembeskrivning Elförsörjning har blivit en viktig samhällsfunktion och elnätet utgör idag en av samhällets viktigaste infrastrukturer. Omfattande och långvariga avbrott innebär stora konsekvenser för samhället där hushåll får problem med värme, matlagning, vatten, avlopp m.m. Även näringsverksamhet drabbas hårt vid avbrott då det ofta innebär att verksamheten avstannar helt. Sett med internationellt perspektiv har dock de svenska elnäten en hög leveranssäkerhet där ca 99,98 procent av den el som efterfrågas levereras. [1] Ett oplanerat avbrott beror oftast av fel och skador på elnätet. För landsbygden beror det ofta på oväder där träd och grenar knäcks över ledningarna. I tätorter som mestadels använder jordkablar kan ett fel exempelvis uppstå vid materialfel eller när en kabel grävs av. De senaste årens stormar har visat på luftledningsnätets känslighet. Det värsta exemplet är stormen Gudrun som år 2005 skadade 2 000 mil luftledning och mer än 500 000 hushåll blev strömlösa. Detta har lett till ökade funktionskrav avseende leveranssäkerhet som bland annat innebär att ett avbrott numera inte får vara längre än 24 timmar. För att uppnå funktionskrav och vara bättre skyddad mot framtida stormar pågår omfattande ombyggnationer av elnätet där luftledningar ersätts med jordkabel och fjärrstyrda frånskiljare sätts in för att minimera avbrottstiden för de drabbade kunderna. [1] Ellevio är ett av Sveriges största elnätsbolag med cirka 400 medarbetare vars elnät levererar el till närmare en miljon hushåll [2]. Ellevio har som många andra elnätsbolag planer på att förbättra elnätets tillförlitlighet och genomför sedan några år tillbaka stora ombyggnationer där luftledning ersätts med jordkabel. Sedan deras program SäkraNät initierades år 2005 har ca 1000 mil jordkabel förlagts och 1600 fjärrstyrda frånskiljare installerats, med målsättningen att halvera den genomsnittsliga avbrottstiden gentemot början av 2000-‐talet [3]. I samband med dessa reinvesteringar finns det en önskan om att systematisera och effektivisera informationsutbytet med det underhållbehov som finns för elnätet. Idag sker informationsutbytet (vilket behandlar anmärkningar från besiktningar och övergripande status på en nätdel) under mindre ordnade former och bedömning av vilken åtgärd som ska vidtas är personberoende. På långsiktig nivå önskas ett underlag på hur mycket luftledningsnät som behöver byggas om, vad detta skulle kosta, och hur områden ska prioriteras sinsemellan.
1.2 Syfte och frågeställning Detta examensarbete syftar till att skapa en enhetlig bedömningsmetod för var det finns reinvesterings-‐ och underhållsbehov i Ellevios luftledningsnät, samt var reinvesteringar bör prioriteras före underhåll. Målet är att bedömningsmetoden ska kunna ge ett övergripande underlag på vilka mängder luftledningsnät som behöver byggas om och till vilken kostnad, samt var ombyggnation bör prioriteras. Detta genom att implementera metoden i databas-‐/GIS-‐verktyget FME. Arbetet kan brytas ner i följande frågeställningar:
-‐ Vilka faktorer påverkar underhålls-‐ och reinvesteringsbehovet för luftledningsnätet? -‐ Hur ska ovanstående faktorer viktas mot varandra och implementeras på Ellevios
elnät? -‐ Hur ska kostnader beräknas och redovisas för framtida reinvesteringar?
8
1.3 Metod Som grund för bedömningsmetoden har en kunskapsinsamling genomförts i form av litteraturstudier och intervjuer med medarbetare på Ellevio. Energimarknadsinspektionen har varit en viktig källa för information gällande den reglering som elnätsbolagen omfattas av. Vid implementering av bedömningsmetoden har främst FME använts, men även Excel och NIS-‐programmet Power Grid. För att sätta sig in i FME´s funktioner användes en iterativ metod vid implementering av bedömningsmetoden får att gradvis göra scriptet mer avancerat. Resultatet redovisas därför i två delar – Grundläggande FME-‐script och Utökat FME-‐script.
1.4 Avgränsningar Arbetet är avgränsat till Ellevios luftledningar i lokalnätet och behandlar således inte jord-‐ och sjökablar, nätsstationer eller andra nätkomponenter. Implementering och validering av den framtagna bedömningsmetoden har avgränsats till Sinntorp, ett av Ellevios besiktningsområden.
1.5 Tidsplan Arbetet skrevs inom ramarna för ett examensarbete på Civilingenjörsprogrammet i Energisystem, Uppsala universitet. Ett examensarbete motsvarar 20 veckor, vilket i detta fall var perioden april-‐september 2015.
1.6 Struktur Arbetet presenteras genom att först klargöra den bakgrundsteori som ligger till grund för hur arbetet utfördes. Bakgrundsteorin är främst viktig för valet av bedömningsmetod då den till stor del baseras på den reglering som elnätsbolagen omfattas av. Efter bakgrundsteori presenteras de slutsatser som kunde tas från teorin och som mynnade ut i en bedömningsmetod. Hur bedömningsmetoden senare implementerades i FME följer under utförandet av arbetet och därefter resultat och diskussion. Slutsatser från arbetet presenteras avslutningsvis i en punktlista med förslag på framtida arbeten. De kostnadsberäkningar som genomfördes är baserade på sekretessbelagd information från Ellevios egna projekt, vilket gör att de endast förekommer i en intern rapport till Ellevio.
9
2. Bakgrund 2.1 Elnätets struktur Sverige elektrifierades tidigt och redan i slutet av 1800-‐talet fick vissa städer elektrisk belysning. Allt eftersom vattenkraften byggdes ut under 1900-‐talet, byggdes även ett stamnät för att transportera el ut till hela landet. Idag delas elnätet upp i tre nivåer: stamnät, regionnät och lokalnät. En bild över elnätets olika nivåer och hur de sitter samman fås i Figur 1 nedan. [4]
Figur 1. Elnätets olika nivåer. [4]
Elnätet liknas ofta med den infrastruktur som finns för bilar. I denna jämförelse kan stamnätet betraktas som motorvägar, regionnätet som riksvägar och lokalnätet som de lokala gator och vägar fram till hushållen. Längdmässigt utgör stam-‐ och regionnätet ca 10 procent av Sveriges elnät vilket innebär att merparten består av lokalnät. [1] Stamnätet består av de största ledningarna med en hög spänning på 220-‐400 kV. Den höga spänningen och storleken på ledningarna används för att transportera el långa avstånd och minska förluster. Stamnätet är anslutet till de stora elproducenterna och transporterar el till regionnätet och via förbindelser utomlands. Regionnätet förser regioner och större städer med el och har en spänning på 40-‐130 kV. El i regionnätet transporteras från stamnät till lokalnät, större industrier, samt produktionsanläggningar som vindkraft-‐ och kraftvärmeverk. Lokalnätet består av mellanspänningsnät (MV-‐nät) och lågspänningsnät (LV-‐nät). För MV-‐nätet ligger spänningen på 10-‐20 kV, medan LV-‐nätet har en spänning på 400 V. [5] [6]
10
Luftledning eller jordkabel Stamnätet och regionnätet består nästan uteslutande av luftledning. Jordkabel används främst i låg-‐ och mellanspänningsnätet, men även i tätorters lokala högspänningsnät. De få tillfällen som jordkabel används i stam-‐ och regionnät är ofta korta sträckor i stadsnära områden där man vill minska störningar för närboende eller frigöra mark i attraktiva områden. Vid val av jordkabel eller luftledning sker en sammanvägning av flertalet faktorer som leveranssäkerhet, inverkan på landskap, natur, bebyggelse och hälsa. Både investering och underhållskostnader för respektive teknik måste vägas samman tillsammans med tillgänglighet, överföringsförluster och flexibilitet för framtida förändringar i nätet. Eftersom stamnätet, regionnätet och lokalnätet ligger på olika nivåer och har olika funktioner kan den bästa lösningen skilja sig mellan de olika näten. Beroende på miljö såsom tätort, landsbygd, berg-‐ och blockrik terräng eller vanlig skogsmark kan den optimala lösningen också skilja sig inom varje spänningsnivå. [1] Nästan hela Sverige elnät är ett växelströmsnät. Växelström väljs ofta då tekniken är billig, enkel och har under lång tid visats vara driftsäker. Växelström kan också lätt omvandlas mellan olika spänningsnivåer. Nackdelen med växelström i högspänningsnät är att överföring genom kablar medför en förskjutning mellan ström och spänning. Detta leder till att effekten som kan användas i slutet av en ledning är betydligt mindre än den som matats in. Kabelns konstruktion ger upphov till en s.k. laddningsström som inte bidrar till att leverera effekt utan endast tar plats i ledningen. Den oönskade laddningsströmmen ökar med kabelns längd och ökad spänning, vilket är anledningen till varför jordkablar endast existerar på korta sträckor i stam-‐ och regionnätet. För att öka leveransen genom kablar kan förskjutningen mellan spänning och ström kompenseras genom särskilda anläggningar, men detta innebär både högre kostnader och en mer teknisk utrustning där fler saker kan gå sönder. Stam-‐ och regionnätets höga krav på tillförlitlighet medför att luftledning då framstår som det bättre alternativet. [1] För stam-‐ och regionnätet ligger det krav på trädsäkra ledningsgator för att hindra fel från att uppstå. För lokalnätet ligger inte lika höga krav på trädsäkerhet då det inte anses ekonomiskt att avsätta så stora delar produktiv skogsmark. De senaste årens stormar har dock visat luftledningsnätets känslighet, vilket har lett till stora ombyggnationer där luftledning ersätts med jordkabel. Fel på jordkabel sker sällan utan yttre påverkan där ett av de vanligaste felen är att någon råkat gräva av den. En annan orsak är materialfel där skarvar och anslutningspunkter ger ökad sannolikhet för att fel ska uppstå. Ur felavhjälpningssynpunkt är det dock fördelaktigt att använda luftledning istället för jordkabel. Fel på jordkabel är ofta svårare att lokalisera och åtgärda vilket gör att avhjälpningstiden ökar. [1]
2.2 Elnätsbolag och reglering av intäkter I Sverige finns ca 170 elnätsbolag som äger och driver lokal-‐ respektive regionnät i olika geografiska områden, samtidigt som stamnätet ägs av det statliga affärsverket och myndigheten Svenska kraftnät. Orsaken till att det inte existerar flera elnätsbolag på samma geografiska plats är att det inte anses vara samhällsekonomiskt lönsamt att bygga och driva parallella elnät. På grund av detta existerar det istället lokala monopol där anslutna kunder inte har möjlighet att välja eller byta elnätsbolag. [7] [8]
11
För att få bedriva elnätsverksamhet krävs nätkoncession (tillstånd) som antingen kan utfärdas för linje eller område. Vid nätkoncession för linje gäller tillståndet enskilda kraftledningar eller bestämda sträckningar (vanligtvis stam-‐ och regionnät), medan nätkoncession för område innebär att elnätsverksamhet får bedrivas inom ett givet område (vanligtvis lokalnät). Det finns dock ett par undantag när elledningar kan byggas utan tillstånd. Detta gäller exempelvis för ledningar i byggnader, på tomtmark, inom industriområden och idrottsanläggningar. [6] För att säkerställa att elnätsbolagen inte tar ut för höga avgifter och att elleveransen är av god kvalitet granskar den statliga myndigheten Energimarknadsinspektionen elnätsbolagen och reglerar villkoren för hur de får bedriva sin verksamhet [7] [8]. Villkoren sätts genom en intäktsram för att kunder ska få ett rimligt pris som samtidigt ger teckning för elnätsbolagens kostnader och en rimlig avkastning på avsatt kapital. [7] När intäktsramen fastställs är det utifrån att elnätsavgifterna ska vara skäliga, objektiva och icke diskriminerande. Skäligheten kontrolleras genom att sätta just ett tak på intäktsramen. Enligt lagens krav på objektivitet får elnätsbolag sätta olika avgifter för olika kundkategorier, men avgifterna ska spegla de avgifter som finns för just den kategorin. En kundkategori får därav inte gynnas på bekostnad av någon annan kundkategori. Att elnätspriserna ska vara icke-‐diskriminerande innebär att priser inte ska variera mellan kunder inom samma kundkategori. [8] Intäktsramens storlek baseras på prognoser om hur elnätet kommer utvecklas under reglerperioden och vilka investeringar som behöver göras. Intäktsramen beräknas utifrån fyra delposter:
• Kapitalkostnader. De kostnader som är relaterade till tillgångar i elnätsbolaget såsom själva elnätet. Delas in i kostnader för kapitalförslitning och kapitalbindning.
• Löpande påverkbara kostnader. De kostnader som ska säkra en tillfredsställande och effektiv drift av elnätsverksameten såsom underhåll, mätning, övervakning, nätplanering o.s.v.
• Löpande opåverkbara kostnader. Kostnader för överliggande nät, skatter och myndighetsavgifter.
• Kvalitet. Beroende på om elkvaliteten förbättrats eller försämrats kan detta innebära ett tillägg eller avdrag på intäktsramen. [9]
År 2012 infördes förhandsreglering av intäktsramen, vilket innebär att intäktsramens storlek fastställs innan varje reglerperiod. Alla innehavare av nätkoncession för område och/eller linje är skyldiga att lämna in ett förslag om intäktsram, och efter reglerperioden kan omprövning av intäktsramen både ske på initiativ från Energimarknadsinspektionen eller elnätsbolaget. Överstigs intäktsramen sänks ramen för nästa period med motsvarande belopp och en straffavgift kan även läggas till om intäktsramen överstigits med mer än 5 procent. [8]
12
Varje reglerperiod sträcker sig fyra år framåt och den nuvarande reglerperioden är för åren 2012-‐2015 [10]. Ansökan och kontroll för nästkommande period 2016-‐2019 fås i Figur 2 nedan.
Figur 2. Process för ansökan och kontroll för kommande reglerperiod 2016-‐2019. [8]
Kapitalkostnader Intäktsramen baseras till stor del på hur mycket elnätsbolagen får ta ut för att täcka sina kapitalkostnader. Hur stora kapitalkostnaderna tillåts vara bestämts utifrån storleken på företagets kapitalbas, vilket innefattar värdet på de anläggningstillgångar som krävs för att driva verksamheten. I september 2014 beslutade regeringen om en ny förordning (2014:1064) om intäktsram för elnätsbolag (intäktsramsförordningen). Intäktsramsförordningen har gett nya principer och parametrar för hur intäktsramen ska fastställas [7]. En av de största skillnaderna mot föregående reglerperiod är att elnätets ålder numera har en central roll för hur stor intäktsramen tillåts vara. Tidigare har de tillåtna intäkterna varit lika för alla likvärdiga anläggningar, oavsett ålder. [9] Enligt den nya regleringen ska kapitalkostnader beräknas genom en real linjär metod där den ekonomiska livslängden för en anläggning som används för överföring av el ska uppgå till 40 år. Övriga anläggningar såsom IT-‐utrustning får enligt den nya förordningen beräknas ha en ekonomisk livslängd på 10 år. Energimarknadsinspektionen har genom regeringen fått ett antal bemyndiganden och får utfärda föreskrifter angående:
• Vilka kostnader som nätkoncessionsinnehavare kan påverka (4 §). • Vilka index som ska användas för att anpassa de påverkbara kostnaderna efter
förändringar i prisläget (4 §). • Beräkning av kapitalförslitning (10 §). • Hur investeringar som gäller befintliga anläggningar ska hanteras (12 §). • Hur ålder på anläggningstillgångar ska bestämmas (12 §). • Vad som är ett effektivt utnyttjande av elnätet (§ 17 p 2). [7]
13
För beräkning av kapitalförslitning framgår det i 10 § intäktsramsförordningen att den ska ske som en fast del av nuanskaffningsvärdet, och utgå ifrån den ekonomiska livslängden. Avskrivningarna blir då lika stora varje år över den ekonomiska livslängden, 40 år för anläggningar som används för överföring av el och 10 år för övriga anläggningar. Det framgår även i intäktsramsförordningen att kapitalförslitning ska fortsätta beräknas efter den ekonomiska livslängden, men då utgå ifrån den ålder som anläggningarna har. Kapitalförslitningen blir då 1/41 av nuanskaffningsvärdet de först året, 1/42 det andra o.s.v. [11] För de anläggningar som används vid överföring av el ska kapitalförslitning ske i 10 år efter den ekonomiska livslängden och för övriga anläggningar ytterligare två år. [7] Vid fastställning av anläggningarnas ålder ska en anläggning anses vara 38 år om anläggningen är äldre än 38 år eller om ålder inte går att fastställa. Finns det inga uppgifter om ålder men ett ungefärligt år då anläggningen sattes i drift ska detta år användas vid åldersbestämning. Energimarknadsinspektionen har även meddelat föreskrifter för hur investeringar som senare utförts i befintliga anläggningar ska hanteras vid ålderbestämning. Enligt 7 § beräkningsföreskriften ska delvisa investeringar påverka anläggningens ålder beroende på hur stor del av det totala nuanskaffningsvärdet som investeringen motsvarar. [7] Löpande påverkbara kostnader När det gäller de löpande påverkbara kostnaderna har Energimarknadsinspektionen valt att ange vilka kostnader som inte är påverkbara, då dessa är betydligt färre än de påverkbara. De löpande kostnader som inte anses vara påverkbara är:
• Kostnader för nätförluster, fördelat på inköp och egen produktion. • Kostnader för abonnemang till överliggande och angränsande nät. • Kostnader för anslutningar till överliggande och anslutande nät. • Kostnader för ersättning till innehavare av produktionsanläggning för inmatning av el. • Kostnader för myndighetsavgifter enligt förordningen (1995:1296) om vissa avgifter
på elområdet. [11] Vid fastställande av intäktsramen inför nästa reglerperiod 2016-‐2019 ska energimarknadsinspektionen ställa effektiviseringskrav på elnätsbolagen. I den tidigare regleringsperioden 2012-‐2015 hade elnätsbolagen ett generellt effektiviseringskrav om 1 % per år på de löpande påverkbara kostnaderna, men i den kommande reglerperioden ska effektiviseringskravet bli mer företagsspecifikt. Tanken är att bolagen ska börja jämföra sin verksamhet med de bolag som har liknande förutsättningar, och att de mindre effektiva bolagen ska behöva effektivisera sin verksamhet mer än de som redan har en förhållandevis hög effektivitet. Maxtaket är satt till 7,5 procent under reglerperioden, vilket motsvarar en årlig effektivisering om 1,82 procent. De nuvarande kostnaderna baseras på ett medelvärde från de kostnader som är inrapporterade perioden 2010-‐2013. [12] Kvalitetsreglering Elavbrott orsakar stora kostnader för samhället och idag har mycket blivit beroende av en trygg elförsörjning. Ett elavbrott för hushållen kan exempelvis innebära problem med uppvärmning och matlagning. För företag kan elavbrott även innebära produktionsbortfall, skadad utrustning, samt störningar i tele-‐ och IT-‐system. Viktiga samhällsfunktioner som kan störas av elavbrott innefattar bl.a. sjukvård, vatten-‐ och livsmedelsförsörjning, tele-‐ och
14
datakommunikation. Även transporter via flyg, järnväg eller väg kan drabbas om ledningsfunktioner blir nedsatta. [13] Enligt ellagen (SFS 1997:857) ska överföringen av el vara av god kvalitet, där kvalitet innefattar leveranssäkerhet och spänningssäkerhet. Leveranssäkerhet innebär att el ska kunna överföras utan avbrott, och spänningskvalitet syftar på en spänning utan störningar (variationer) i spänningsnivå. Ett elavbrott får idag inte överstiga 24 timmar och för högre spänningar finns det funktionskrav som innebär en lägre gräns. Avbrottsersättning till kunder regleras också genom ellagen där kunder med avbrott över 12 timmar skall erhålla ersättning från elnätsbolagen. [13] Kvalitetsreglering av intäktsramen syftar till att ge incitament för en samhällsekonomisk leveranssäkerhet för kundkollektivet. Ett tillförlitligt nät brukar värderas utifrån de kostnader som kunder får på grund av elavbrott (avbrottskostnader) och för att få en klar bild av över storleken på dessa kostnader är det viktigt med en god dokumentation av de inträffade felen. Sedan 2010 har mer detaljerad avbrottsstatistik rapporterats till Energimarknadsinspektionen, där avbrottsstatistik numera rapporteras per uttagspunkt i nätet och avbrott kortare respektive längre än 12 timmar redovisas separat för anpassning till regleringen. Olika kundtyper klassificeras även i rapporteringen, vilket har lett till ett ökat underlag för att mer precist styra kvalitetsregleringen. [13] En ny och vidareutvecklad metod för kvalitetsreglering kommer börja gälla nästa tillsynsperiod 2016-‐2019. Tanken med den nya metoden är att mer noggrant åsynliggöra samhällets avbrottskostnader och vidareutveckla följande styreffekter:
• Avbrottskostnader som används i incitament ska motsvara samhällets kostnader. • Regleringen ska ge incitament att förbättra leveranskvaliteten i nätet. • Regleringen ska ge incitament till elnätsbolag med hög kvalitet att upprätthålla den
kvaliteten. • Regleringen ska ge incitament för att motverka oskäliga kvalitetsskillnader mellan
elnätsbolag. • Regleringen ska ge incitament för att motverka oskäliga kvalitetsskillnader inom ett
elnätsbolag. [13] Kvalitetsregleringen syftar till att göra tillägg eller avdrag på den avkastning som erhålls från företagets kapital. Den ska därför inte kunna påverka den skäliga kostnadstäckningen, och en begränsning på tillägget eller avdraget är satt till fem procent av intäktsramen. För att varje enskild kund oavsett kategori (hushåll, industri, handel eller tjänstebolag) ska erhålla en god leveranssäkerhet finns det även regler som sätter minikrav angående leveranssäkerhet. [13] Den kvalitetsreglering som sker för lokalnät bygger på att leveranssäkerheten för respektive elnätsbolag jämförs med en normnivå. För att bedöma leveranssäkerhet och avbrottskostnader används indikatorerna SAIDI och SAIFI. SAIDI står för System Average Interruption Duration Index och SAIFI för System Average Interruption Frequency Index. Hur respektive indikator räknas ut fås i ekvation 1 & 2 nedan. [13]
15
𝑆𝐴𝐼𝐷𝐼 = !"!#$ !"#$%&'()**+*,$!"!#$! !"#!$ !"#$%&
(1) 𝑆𝐴𝐼𝐹𝐼 = !"!#$! !"#!$ !"#$%&'()**
!"!#$! !"#!$ !"#$%& (2)
Som grund för beräkning av avbrottskostnader används oaviserade avbrott med en avbrottstid mellan 3 minuter och 12 timmar och alla aviserade avbrott. För att jämföra elnätsbolagens olika leveranskvalitet kommer Energimarknadsinspektionen efter tillsynsperioden beräkna medelavbrottsnivå för samtliga lokalnät. SAIDI och SAIFI kommer därefter räknas ut för respektive elnätsbolag och respektive kundtyp. De elnätsbolag med lägre leveranskvalitet än medelavbrottsnivån kommer få denna som normnivå, samtidigt som de med en bättre leveranskvalitet får sin egen historiska leveranskvalitet som normnivå. Alla elnätsbolags skillnader mot sin normnivå multipliceras med en kostnadsfaktor för att beräkna avbrottskostnaden. Denna kostnad innebär sedan ett tillägg eller avdrag på intäktsramen beroende på om det är bättre eller sämre än normnivån. [13] I den nuvarande reglerperioden bedöms alla elnätsbolag utifrån sin egna historiska kvalitet, och den nya kvalitetsregleringen kan därför innebära stora förändringar för enskilda bolag när normnivån istället blir baserad på en medelavbrottsnivå. För att minimera övergångseffekter kommer den nya kvalitetsregleringen införas genom en periodisering där normvärdet stegvis skärps under de fyra åren i tillsynsperioden. För att minska variationer i kvalitet inom respektive elnätsbolag kommer även avbrottskostnaden justeras med kvalitetsindikatorn CEMI4. CEMI (ekv. 3) står för Customers Experiencing Multiple Interruptions, och CEMI4 hur stor andel av kunderna som upplevt minst 4 avbrott per år. [13] Minst 4 avbrott baseras på Energimarknadsinspektionens föreskrift EIFS 2013:1 där gränsen för god kvalitet går vid max 3 långa avbrott per kund och år och dålig kvalitet uppges vara fler än 11 avbrott per kund och år [14]. CEMI4 kommer användas för att reducera bidraget eller avdraget som erhålls via SAIDI/SAIFI med maximalt 25 procent beroende på hur företagets CEMI4 index förändrats över tid. [13] 𝐶𝐸𝑀𝐼! =
!"!#$! !"#!$ !"#$%& !"# !""#$%& !"#$% ! !"#$%&& !"# å!!"!#$! !"#!$ !"#$%&
(3)
2.3 Felstatistik i Ellevios lokalnät Luftledningsfel har visat sig stå för en betydande del av de totala felen i Ellevios lokalnät. En sammanställning över de fel som är dokumenterade åren 2012-‐2014 visar att MV-‐nätet har störst andel luftledningsfel på ca 60-‐70 procent i nästan alla koncessionsområden, exklusive de fel som är okända och saknar felkategori. LV-‐nätet är andelen luftledningsfel även en betydande del av totalen, ca 30-‐40 procent. Grupperas alla luftledningsfel efter de felorsaker som finns dokumenterade (Figur 3 & Figur 4) belyses hur de flesta fel är typiska för just luftledningar. Luftledning är till skillnad från jordkabel mindre skyddad och påverkas mer av väderförhållanden och vegetation i sitt närområde. Framförallt trädfällning och starka vindar är de faktorer som visats bidra mest till de fel som sker på både MV-‐ och LV-‐nätet. För att underlätta vid nätplanering har dokumentation gällande felets geografisk plats förbättrats under senare år. Tidigare har geografiska platser främst dokumenterats för MV-‐nätet, där det för närvarande (perioden 2012-‐2014) finns geografiska platser för 46 % av alla luftledningsfel. Motsvarande siffra för LV-‐nätet är 19 % .
16
Figur 3. Orsak till luftledningsfel på Ellevios MV-‐nät.
Figur 4. Orsak till luftledningsfel på Ellevios LV-‐nät.
2.4 Underhåll och reinvesteringar i Ellevios elnät De planerade underhåll som utförs på Ellevios elnät baseras främst på observationer som görs vid besiktning. Intervallen för inspektion och underhåll är regelbundna, men varierar mellan olika nätkomponenter och områden. Tiden mellan två besiktningar baseras på tidigare erfarenhet, felfrekvens, plats, terräng och andra saker som påverkar tillförlitligheten. En del av intervallen mellan besiktningar påverkas dessutom direkt genom lagstiftning. [15] Driftbesiktning sker på hela nätet både för att garantera nätets säkerhet och funktion. Detta är till stor del reglerat via lagstiftning för att säkerställa att nätet fungerar och att det inte ska vara någon fara för någon tredjepart (människor och egendomar). Samtidigt som
Okänt, Oselekqvt, Se anmärkning,
20,73% Haveri, Tekniskt
urjänt, Överlast,
Brytning m.m., 14,34%
Träd, Vind, Övrig växtlighet,
Åska, Djur, Trafik, 64,93%
Okänt, Oselekqvt, Se anmärkning,
20,65%
Haveri, Tekniskt urjänt, Överlast,
Brytning m.m., 23,57%
Träd, Vind, Övrig växtlighet,
Åska, Djur, Trafik, 55,79%
17
nätkomponenter granskas kan fler inspektioner utföras, såsom behovet av att rensa ledningsgator från träd, vilka stolpar som är rötskadade osv. [15] Idag baseras underhållsbeslut till stor del på de anmärkningar som kommer in i samband med besiktning. För luftledningsnätet är merparten av besiktningsanmärkningarna kopplade till de stolpar som bär upp respektive ledningssektion. Vid bedömning av vilken typ av underhåll som ska utföras har Ellevio ett flertal olika anmärkningskategorier där besiktaren placerar respektive anmärkning. För att underhåll ska utföras i tid och att en anmärkning inte leder till störning finns även en prioritetsklass som fylls i av besiktaren. Prioritetsklassen är en tregradig skala som avgör hur fort ett underhåll bör utföras. [16] Sedan ett par år tillbaka sker stora reinvesteringar i luftledningsnätet där luftledning ersätts med jordkabel eller isolerad luftledning. Reinvesteringsbeslut i luftledningsnätet baseras till stor del på nätets status som ålder, störningsfrekvenser, typ av komponent osv. Besiktningsanmärkningar och tillhörande underhållsbehov kan bidra till reinvesteringsbeslut om en stor mängd anmärkningar förekommer i ett område. [16]
2.5 Beskrivning av GIS-‐verktyget FME FME står för Feature Manipulation Engine och är ett Spatial ETL program, där ETL står för Extract, Transform and Load. I ett vanligt ETL program kan användare ladda upp data från en källa för att sedan transformera den efter sina behov och skriva ny data på en annan plats. Spatial ETL innebär att programmet dessutom kan läsa in och manipulera geografisk information från en spatial databas eller GIS-‐program, för att sedan skriva den i en ny fil. En stor fördel vid användning av flera databaser är att FME kan läsa in data från en mängd olika format och att sedan skriva ny information i valfritt format. [17] (FME-‐boken s.26) Ett exempel på FME-‐script från programmet FME Workbench fås i Figur 5 nedan, där fyra olika Readers (boxar i orange färg) används för att läsa in data. Data kan därefter passera genom Transformers för att manipulera ett objekts egenskaper, utföra beräkningar eller filtrera bort oönskad information. I slutet av flödet kan data sparas ner i valfritt format, eller direkt visualiseras geografiskt i FME Inspector. På Ellevio använder bland annat gruppen för långtidsplanering FME för att samla data från de olika system som företaget använder. Teknisk data avseende elnätets komponenter, geografisk information, felstatistik, samt bedömningar från underhållsledare och nätplanerare är exempel på information som via FME kan samlas för att göra djupare analyser och beräkningar.
18
Figur 5. Exempel på FME-‐script i programmet FME Workbench. Fyra olika Readers (boxar i orange färg) används för att läsa in data. Data kan därefter passera genom Transformers för att manipulera ett objekts egenskaper, utföra beräkningar eller filtrera bort oönskad information. I slutet av flödet kan data sparas ner i valfritt format, eller direkt visualiseras geografiskt i FME Inspector.
19
3. Utförande 3.1 Bedömningsmetod avseende reinvesteringar i luftledningsnät Med utgångspunkt i den kommande regleringen 2016-‐2019 som beskrevs i tidigare avsnitt, finns det numera stora incitament att investera utifrån den ålder som nätet har. Då avskrivningar sker varje år på kapitalbasen under den ekonomiska livslängden (40 år för anläggningar som används för överföring av el), minskar hela tiden de tillåtna intäkter som bolaget får ha. Under 10 år efter den ekonomiska livslängden erhåller elnätsbolagen endast intäkter för att täcka kapitalförslitning och efter 50 år genererar anläggningarna inga intäkter alls. De nätkomponenter som är 38 år eller äldre får i den nya regleringen åldern 38 år, vilket innebär att de endast kommer generera intäkter i 12 år framöver. För att säkra framtida intäkter kommer gamla nätkomponenter därmed behöva bytas ut inom en 12 årsperiod. Eftersom kvalitetsregleringen endast innebär ett tillägg eller avdrag på intäktsramen om 5 procent är det viktigt att först och främst påverka storleken på intäktsramen. Den del av intäktsramen som elnätsbolagen kan påverka mest är kapitalbasen där en ständig förnyelse av elnätet som sagt kommer att behövas. En förbättrad leveranskvalitet med färre avbrott till kunderna blir därför sekundär om företaget vill maximera sin intäktsram, Genom att förbättra antalet avbrott för kundkollektivet och därmed minska sitt SAIDI-‐ och SAIFI-‐index ökar intäktsramen, men ökningen blir däremot mindre om leveranskvaliteten försämrats för enskilda kunder. Målsättningen bör därför vara att CEMI4-‐indexet inte får öka under motsvarande period. Utifrån ovanstående prioriteringar kan reinvesteringar där luftledningar byts ut mot jordkabel lätt motiveras. Om framförallt gamla luftledningar byts ut ökar kapitalbasen samtidigt som leveranssäkerheten förbättras. Ett lägre SAIDI/SAIFI kan förväntas då en stor del av dagens fel på lokalnätet är väderrelaterade och endast drabbar luftledningar. En ytterligare minskning kan även förväntas om en del av dagens fel antas vara åldersrelaterade. Eftersom de löpande påverkbara kostnaderna omfattas av effektiviseringskrav om maximalt 1,82 % per år blir det intressant om underhållskostnader kan minskas i samband med reinvesteringar i luftledningsnätet. På lång sikt kan en minskning antas ske då byte från luftledning till jordkabel minskar behovet av trädröjning. Ett annat sätt att minska underhållskostnaderna är att reinvesteringar prioriteras i områden med planerade underhåll, och att underhållet därmed kan undvikas. Från de besiktningar som Ellevio utför på luftledningsnätet uppstår det anmärkningar som bland annat klassificeras efter hur snabbt de ska åtgärdas. För att undvika så mycket underhållskostnader som möjligt bör reinvesteringar därför prioriteras där underhållet är som mest akut. Ett områdes leveranskvalité kan få en stor inverkan på vilket område som bäst lämpar sig för reinvestering. På grund av leveranskrav kan en dålig leveranskvalité innebära att insatser måste genomföras, oavsett kostnad. Exempel på leveranskrav är att avbrott inte får överstiga 24 timmar och att antalet avbrott per kunder och år inte bör överstiga 11. Sammanfattningsvis kan det konstateras att reinvesteringar i luftledningsnätet bör prioriteras där nätet är gammalt, givet att alla områden uppfyller kraven som ställs avseende
20
leveranskvalité. För att minska underhållskostnaderna bör reinvesteringar ske i områden där underhåll planeras inom en snar framtid. Utöver lönsamhet för elnätsbolagen kan detta ge en ökad leveranssäkerhet för elnätsbolagens kunder.
3.2 Implementering av bedömningsmetod Fallstudieområde – Sinntorp För att implementera bedömningsmetoden i FME valdes Sinntorp, ett av Ellevios besiktningsområden, som fallstudieområde. Sinntorp ansågs vara ett lämpligt område för både implementering och utvärdering av metoden då området har väl dokumenterade besiktningsanmärkningar i programmet Power Grid, samtidigt som reinvesteringsbeslut nyligen fattats för området. Besiktningsanmärkningar finns i nuläget inte samlade för hela elnätet då Ellevio under senare tid bytt dokumentationsprogram, vilket lett till att nya besiktningar hamnat i en egen databas. På sikt ska dock alla besiktningar vara samlade i Power Grid, vilket gjorde det lämpligt att använda den nya databasen i FME. Eftersom reinvesteringsbeslut nyligen fattats för Sinntorp fanns det även möjlighet att validera resultatet mot de beslut som nätplaneraren fattat. Fördelar och nackdelar med metoden kunde därmed fångas upp. Besiktningsområdet ligger strax söder om Göteborg, och är markerad i Figur 6 nedan. En närmare bild över området med områdesgränser fås i Figur 7.
Figur 6. Position för besiktningsområdet Sinntorp. [18]
21
Figur 7. Karta med avgränsningar för besiktningsområdet Sinntorp. Kartan är hämtad från NIS-‐programmet Power Grid.
Grundläggande FME-‐script För att få en inblick i hur FME´s funktioner och fallstudieområdets omfattning fattades ett beslut om att i första hand inte försvåra den implementering som skulle ske av bedömningsmetoden. Utifrån resonemanget i avsnitt 3.1 sattes fokus på att fånga upp de delar av nätet där reinvesteringar huvudsakligen bör ske. Avgränsning sattes till vilka nätsektioner som är gamla samt var det även finns underhållsbehov. Resultatet skulle även presenteras grafiskt utan någon vidare prioritering mellan olika områden, mängd-‐ eller kostnadsberäkningar. Ledningar som ansågs ”unga” filtrerades bort tillsammans med eventuella underhållsbehov som kunde finnas i dessa områden. Skulle denna metod användas i praktiken skulle yngre områdena istället vara föremål för enskilda underhållsaktiviteter. När ledningarna sorterades i FME sattes gränsen för vad som är gammalt till 38 år då det är den äldsta ålder som nätet får i den kommande regleringen. Vid analys av de besiktningsanmärkningar som rapporterats in för området konstaterades hur kostnaden för olika underhåll varierade kraftigt. För att spara så mycket underhållskostnader som möjligt prioriterades de besiktningsanmärkningar som innebär stora kostnader vid underhåll (allvarliga besiktningsanmärkningar). Vilka besiktningskategorier som ansågs allvarliga beslutades i samråd med Daniel Ågren på Ellevio som tidigare arbetat med underhåll av elnätet. De allvarliga anmärkningarna fås i Tabell 1 nedan och är kopplade till de besiktningar som görs på ledningsstolpar. Alla anmärkningar utom Jordtag otillräckligt innebär kostsamma underhåll då hela ledningsstolpen ofta behöver bytas ut. Ett otillräckligt jordtag tenderar också att bli ett dyrt underhåll då det kan vara svårt att uppnå godkända värden.
22
Tabell 1. Allvarliga besiktningsanmärkningar på stolpar som kräver dyra underhållskostnader.
Amn.nr Anmärkning 02.01 Stolpe skadad 02.02 Rötskada 02.03 Åskskada 02.04 Hackspettskada 02.05 Myrangripen/svamp 02.07 Stolpe påkörd 02.91 Stolpe underdimensionerad 02.93 Stolpe utdömd vid tidigare besiktning 08.21 Jordtag otillräckligt
FME-‐scriptet Grundläggande metod skapades med de tabeller som finns presenterade under bilagor. Alla tabeller utom AGE_OH_BY_ID_EI_APP_SOURCE.mdb, är hämtade från den databas som är kopplad till programmet Power Grid, vilken uppdateras kontinuerligt. Dokumentet AGE_OH_BY_ID_EI_APP_SOURCE.mdb är ett dokument där genomsnittsåldern för varje nätsektion i Ellevios luftledningsnät finns uträknad. Genomsnittsåldern är beräknad utifrån ledningen och tillförande stolpars ålder. Utökat FME-‐script FME-‐scriptet kompletterades efter att det grundläggande scriptet utvärderats och fler kunskaper hade samlats in kring FME´s funktioner. Något som noterades i resultatet från det grundläggande FME-‐scriptet var att reinvesteringsförslagen sällan utgjorde sammanhängande områden och var utspridda geografiskt. Eftersom detta ansågs orealistiskt vid större reinvesteringsprojekt utformades det utökade scriptet för att göra områden mer sammanhängande. För att vidga reinvesteringsområdena inkluderades ledningar som angränsar till gamla sektioner. Yngre ledningar med besiktningsanmärkningar valdes även ut som potentiella reinvesteringsobjekt där nätet kan vädersäkras och underhållskostnader sparas. Alla luftledningar som är intressanta för reinvestering i det utökade FME-‐scriptet fås i Tabell 2. Nummerordningen anger vilka ledningar som är mest lämpliga att byta ut ur ett ekonomiskt perspektiv. Tabell 2. Alla nätsektioner som är intressanta för reinvestering i det utökade FME-‐scriptet. Nummerordningen anger vilka nätsektioner som är mest lämpliga att byta ut ur ett ekonomiskt perspektiv.
Sektioner som är intressanta för reinvestering i FME 1. Föråldrade sektioner med allvarliga besiktningsanmärkningar 2. Föråldrade sektioner 3. Icke föråldrade sektioner med allvarliga besiktningsanmärkningar 4. Icke föråldrade sektioner som angränsar till föråldrade sektioner
Utöver att välja ut var reinvesteringar ska genomföras utformades det utökade scriptet för att prioritera mellan olika områden. Eftersom en viss leveranssäkerhet fordras för alla kunder på elnätet ansågs det viktigast att i första hand prioritera områden där flest kunder har bristande leveranssäkerhet. Indelning av nätet i olika områden gjordes utifrån vilken utgång (linje) från en fördelningsstation som nätet tillhör.
23
Den parameter som valdes ut för att mäta bristande leveranssäkerhet var antalet avbrott som enskilda kunder upplever per år. Eftersom gränsen för ett dåligt nät går när en kund upplever fler än 11 fel på år (CEMI12-‐kund) ansågs det viktigast att reinvesteringar genomförs i de områden där sådana kunder existerar. Sekundärt prioriterades områden för att förebygga uppkomsten av CEMI12-‐kunder, områden där det finns stor sannolikhet att antalet avbrott snart överstiger 12 per år. Ett spann på 8-‐11 fel klassades som lika allvarligt eftersom det finns en viss osäkerhet i var CEMI12-‐kunder kan uppstå. Antalet avbrott kan exempelvis variera mellan olika år och områden beroende på var stormar förekommit. Efter att prioritering och ombyggnad skett av de linjer där det förekommit många avbrott, bedömdes att nätet kan byggas om mer generellt för att öka intäktsramen, minska antalet avbrott och underhållskostnader. Då allvarliga besiktningsanmärkningar normalt sett åtgärdas inom ett par år är det viktigt att ombyggnationer påbörjas vid dessa platser om underhållskostnader ska undvikas. För att även få effektivitet vid enskilda underhåll som stolpbyte, prioriterades linjer efter hur många allvarliga anmärkningar som finns dokumenterade. En prioritering utifrån var nätet är gammalt skedde istället inom varje linje. För att avslutligen prioritera linjer utan allvarliga anmärkningar gjordes detta utifrån antalet CEMI4-‐kunder, eftersom en ökning av dessa innebär ett avdrag på intäktsramen. En sammanfattande metod för hur linjer prioriteras i FME-‐scriptet presenteras i Utöver att välja ut var reinvesteringar ska genomföras utformades det utökade scriptet för att prioritera mellan olika områden. Eftersom en viss leveranssäkerhet fordras för alla kunder på elnätet ansågs det viktigast att i första hand prioritera områden där flest kunder har bristande leveranssäkerhet. Indelning av nätet i olika områden gjordes utifrån vilken utgång (linje) från en fördelningsstation som nätet tillhör. Den parameter som valdes ut för att mäta bristande leveranssäkerhet var antalet avbrott som enskilda kunder upplever per år. . FME-‐scriptet skrevs för att utöver en karta leverera en prioriteringslista mellan olika nät där mängden elnät och kostnader finns presenterade. Till skillnad mot det grundläggande scriptet förbättrades det grafiska utseendet i kartan för att underlätta tolkning av resultatet och ge en mer transparent bild över hur prioritering gått till. Ledningar färgsattes i olika färger för att avgöra vilka områden som är viktigast och fastighetskartan med vattendrag och tätorter användes för orientering i kartan. Nätstationer med tillhörande ID-‐nummer placerades ut för att FME-‐resultatet skulle få ett liknande utseende som Power Grid och därmed underlätta en jämförelser. För att fånga upp områden med många avbrott placerades även dokumenterade LV-‐fel och MV-‐fel ut på kartan. Tabell 3. Metod för hur olika linjer som ska prioriteras i FME-‐scriptet. Nummerordningen anger de vilka linjer som är mest lämpliga att påbörja reinvesteringar i. Störst fokus ligger på linjer där kunder har många avbrott per år.
Metod för hur linjer prioriteras i FME 1. Linjer med flest CEMI12-‐kunder 2. Linjer med flest (CEMI8-‐CEMI11)-‐kunder 3. Linjer med flest allvarliga besiktningsanmärkningar 4. Linjer med flest CEMI4-‐kunder
De tabeller som användes i det utökad FME-‐scriptet finns presenterade under bilagor. Alla tabeller utom de med information om nätets ålder och felstatistik hämtades direkt genom
24
FME. Data avseende vilka kunder var CEMI4-‐kunder år 2014 och de fel som skett på MV-‐ respektive LV-‐nätet under perioden 2012-‐2014 tillhandahölls av Henrik Rinnemo på Ellevio. Scriptet skapades genom att först göra mindre script som utförde enstaka uppgifter som utsortering av allvarliga besiktningsanmärkningar. De mindre scripten infogades sedan i ett och samma script och placerades i så kallade Custom transformers för att få det totala scriptet mer ordnat. En lista över alla Custom transformers och vilka funktioner de har fås under bilagor.
3.5 Kostnadsberäkning För att få en grov uppskattning över hur mycket det kostar att byta ut luftledning mot jordkabel analyserades de ombyggnadsprojekt som tidigare utförts av Ellevio. I dessa projekt hade luftledning ofta ersatts med markkabel men i vissa fall även hängkabel. Hängkabelprojekten ansågs dock vara intressanta då det i vissa fall som vid berggrund inte går att förlägga jordkabel. Vid antagandet att det ungefär kommer projekteras samma andel hängkabel vid framtida reinvesteringar kunde en genomsnittslig kostnad per km beräknas för alla projekt. Snittkostnaden beräknades genom att summera kostnader för rasering av gammalt luftledningsnät, kablar, kabelskåp, schaktning m.m. och sedan slå ut det på den totala mängd kabel som projekterats. Den mängd luftledning som erhölls från resultatet i FME kunde sedan multipliceras med denna kostnadsfaktor och en längdfaktor för att kompensera för den extra längd som krävs vid byte till jordkabel.
25
4. Resultat och validering 4.1 Grundläggande FME-‐script Resultat från det grundläggande FME-‐scriptet fås i Figur 8 och Figur 9. Figur 8 visar de nätsektioner som bör bytas ut då de är äldre än 38 år. Figur 9 visar de nätsektioner som har högst prioritet vid reinvestering då sektionerna har minst en stolpe med allvarlig besiktningsanmärkning.
Figur 8. Nätsektioner i Sinntorp som ska reinvesteras bort enligt det grundläggande FME-‐scriptet då sektionerna är äldre än 38 år.
Figur 9. Nätsektioner i Sinntorp med prioritet vid reinvestering då sektionerna har minst en stolpe med allvarlig besiktningsanmärkning.
26
4.2 Utökat FME-‐script Resultat från det utökade FME-‐scriptet fås i figur 10-‐12. Figur 10 visar hela området med all information som lades in i scriptet. Kartan består av olika lager med information som kan läggas till eller tas bort beroende på vad man är intresserad av. För att orientera sig i området finns platsinformation, vattendrag och nätstationer som främst blir användbart när området presenteras i större skala, såsom Figur 11. För att fånga upp kritiska områden för reinvestering kan exempelvis bara luftledningsnätet visas, vilket ses i Figur 12. Ledningarna färgsattes enligt Tabell 4, där alla färger utom grönt motiverar en reinvestering. CEMI4-‐kunder färgsattes enligt Tabell 5 för att kunna avgöra hur många fel olika kunder har genom att titta på kartan. I Sinntorps fall existerar det endast gröna kunder, vilket kan ses som gröna punkter i Figur 10. Tabell 4. Färgsättning av olika nätsektioner i FME, beroende på hur intressanta de är att byta ut ur ett ekonomiskt perspektiv.
Färgsättning av olika nätsektioner i FME 1. Föråldrade sektioner med allvarliga besiktningsanmärkningar 2. Föråldrade sektioner 3. Icke föråldrade sektioner med allvarliga besiktningsanmärkningar 4. Icke föråldrade sektioner som angränsar till föråldrade sektioner 5. Sektioner som ej bör bytas ut
Tabell 5. Färgsättning av kunder i FME utifrån hur många avbrott de upplevt under ett år.
Färgsättning av kunder i FME >11 fel/kund*år 8-‐11 fel/kund*år 4-‐7 fel/kund*år
Figur 10. Området Sinntorp med all information som lades in i FME-‐scriptet. Kartan består av olika lager med information som kan läggas till eller tas bort beroende på vad man är intresserad av. För att orientera sig i området finns platsinformation, vattendrag och nätstationer utplacerade.
27
Figur 11. Förstorad bild inom området Sinntorp. Orter, vattendrag och nätstationer underlättar orientering i kartan.
Figur 12. Området Sinntorp med enbart luftledningsnätet. De områden som är mest intressant för reinvestering (röda och orangea), kan urskiljas från mindre intressanta områden (gula, gröna och blåa).
Prioriteringslistan skapades utifrån de villkor som presenterades i Tabell 3, och resultatet visas i Tabell 6. Eftersom inga gula eller röda kunder existerade i Sinntorp prioriterades linjerna endast baserat på antalet stolpar med allvarliga besiktningsanmärkningar.
28
Tabell 6. Prioriteringslista från FME-‐scriptet. Eftersom inga gula eller röda kunder existerade i Sinntorp prioriterades linjerna endast baserat på antalet stolpar med allvarliga besiktningsanmärkningar.
FS OUTPUT
FS OUTPUT_ID
Gröna kunder
Gula kunder
Röda kunder
Stolpar med anm.
Linje-‐Prio
Total längd [km]
159 324005849 1
61 1 21.01091271 158 381479230
59 2 22.88087964
155 324005873 17
32 3 10.45343184 156 324005837 18
25 4 6.70064218
150 324005933
10 5 4.13898975 165 323988417
8 6 1.64412941
154 324005885
2 7 1.98217396 169 323988081
1 8 0.30701578
152 324005909 1
9 0.92460232 157 324005861
10 0.44751733
151 324005921
11 0.26517176 335 324004709
12 0.07998095
4.3 Validering Validering av FME-‐scriptet skedde allt eftersom för att värdera resultatens rimlighet och säkerställa att den data som användes var korrekt. De reinvesteringsförslag som togs fram jämfördes mot verkliga reinvesteringsförslag genom intervjuer med Anders Östlund och Daniel Ågren som tillsammans arbetat fram planer för området Sinntorp. De besiktningsanmärkningar som togs ut validerades mot programmet Power Grid som även kan sortera ut besiktningsanmärkningar och visualisera information på en karta. De första reinvesteringsförslagen som togs fram i de grundläggande FME-‐scriptet fångade upp ett flertal av de områden som i verkligheten har reinvesteringsplaner. En tydlig skillnad var hur resultatet i FME sällan utgjorde större sammanhängande områden. Eftersom reinvesteringar ofta genomförs i större sammanhängande områden bedömdes det vara orealistiskt att enbart reinvestera enligt resultaten i det grundläggande FME-‐scriptet. Från det grundläggande FME-‐scriptet kunde det även konstateras att delar av enstaka nätsektioner saknades i resultatet från FME. Förklaringen bedömdes bero på att vissa ledningar som är ritade i Ellevios program Power Grid har skarvar som inte existerar i verkligheten. Skarvarna leder i sin tur till att ledningen delas upp i olika objekt och kan tillskrivas olika egenskaper. I detta fall har sammanlänkade nätsektioner fått olika åldrar eftersom åldern påverkas av respektive sektions stolpar. Är stolparna relativt nya på ena nätsektionen kommer den inte räknas som gammal trots att själva ledningen egentligen är av samma ålder som ledningen på andra sidan skarven. Den yngre nätsektionen saknas därför i resultatet från FME, men behöver möjligtvis bytas ut samtidigt som den andra ledningen om de sitter ihop. Vid validering av det utökade FME-‐scriptet överensstämde resultaten bättre med de verkliga reinvesteringsbesluten. Genom att ta med sektioner som angränsar till gamla sektioner och yngre sektioner med besiktningsanmärkningar blev reinvesteringsförslagen mer sammanhängande och därmed mer realistiska. En skillnad mot verkliga reinvesteringsbeslut noterades i hur färre äldre ledningar tagits med i de verkliga reinvesteringsplanerna. Detta
29
kan delvis bero på att det inte funnits lika stora incitament byta ut gamla ledningssektioner tidigare, något som förändrats genom den nya regleringen. Det kan även bero på den nya åldersdata som är inmatad i modellen, vilken nätplanerare inte tagit del av tidigare. I denna data har ledningar med okänd ålder tilldelats ålder utifrån den äldsta stolpen på tillhörande ledningssektion. Detta kan i sin tur medföra att ledningssektionen ibland får en äldre ålder än vad den egentligen har. För besiktningsområdet Sinntorp har exempelvis vissa hängkablar inte ansetts föråldrade då modelltypen indikerat en betydligt yngre ålder. En övrig skillnad noterade i hur hängkablar, oavsett ålder, inte prioriterades lika mycket som friledning och sällan var med i reinvesteringsförslagen.
4.3 Exempel på hur FME-‐scriptet ska användas FME-‐scriptet ska på sikt ska kunna användas på hela Ellevios elnät. En diskussion över hur detta ska uppnås fås under avsnittet Diskussion och slutsatser. FME-‐scriptet är utformat för att det ska vara så lätt som möjligt att välja vilket område och tillhörande linjer som ska analyseras. Detta sker i den del av FME-‐scriptet som Figur 13 i scriptet, där valet av område innebär att information som inte tillhör området automatiskt sorteras bort.
Figur 13. Utdrag ur FME-‐scriptet där den transformer som ringats in väljer vilket område som ska analyseras.
Efter att en körning i FME är genomförd erhålls en prioriteringslista enligt Prioriteringslistan skapades utifrån de villkor som presenterades i Tabell 3, och resultatet visas i Tabell 6. Eftersom inga gula eller röda kunder existerade i Sinntorp prioriterades linjerna endast baserat på antalet stolpar med allvarliga besiktningsanmärkningar.
Tabell 6 där alla linjer finns presenterade tillsammans med den mängd luftledningsnät som behöver bytas ut. Scriptet levererar även en karta enligt Figur 10 som visar var reinvesteringar bör ske inom respektive linje. Prioriteringslistan bör i första hand följas och kartan belyser var det finns gammalt nät och allvarliga anmärkningar. De områden med högst koncentration av röda/orangea ledningar, samt många anmärkningar blir därför lämpliga utgångpunkter vid om ombyggnad av en linje. Beroende på hur bekant nätplaneraren är med området kan linjer presenteras för sig eller i mindre kluster för att lättare se var respektive linjerna befinner sig. I det nuvarande scriptet kan de tre linjer med högst prioritet presenteras var för sig med tillhörande besiktningsanmärkningar.
30
För Figur 14 visar den linje som har högst prioritet i området Sinntorp. De svarta prickarna visar var besiktningsanmärkningarna finns och orange/rött-‐nät indikerar att nätet dessutom är gammalt. Utifrån denna information går det snabbt att se vilka områden som är mest lämpliga för reinvestering där nätet är gammalt och har många anmärkningar. Många av de övriga anmärkningarna existerar i områden med grönt när vilket gör att de är mer intressanta för enskilda underhåll.
Figur 14. Den linje med högst prioritet i Sinntorp. De svarta prickarna visar var besiktningsanmärkningarna finns och orange/rött-‐nät indikerar att nätet dessutom är gammalt. De områden som är inringade i rött består av gamla ledningar och har en hög täthet av besiktningsanmärkningar,
Om gula och röda kunder förekommer på någon linje blir det extra viktigt att en större ombyggnad sker för att avbrotten verkligen ska reduceras. Utöver luftledningsnätet kan andra nätkomponenter behöva ses över för säkra att det blir förbättrad tillförlitlighet efter reinvestering. Som hjälpmedel för att hitta problematiska områden kan luftledningsfel på MV-‐ och LV-‐nätet placeras ut på kartan. Har det skett ett flertal fel på både MV-‐ och LV-‐nätet rekommenderas först och främst en ombyggnation av MV-‐nätet eftersom fler kunder drabbas vid avbrott. De gula och röda kunderna kan även placeras ut på kartan för att försöka hitta problematiska områden.
En begränsad tid och budget kan göra att reinvesteringar behöver spridas ut på ett flertal linjer. Vill man exempelvis bygga bort så mycket underhåll som möjligt och märker att besiktningsanmärkningar är utspridda över den prioriterade linjen, kan reinvesteringar även påbörjas på övriga linjer där anmärkningarna ligger tätare geografiskt. Existerar det inga gula eller röda kunder är det inte kritiskt att göra större ombyggnationer på enskilda linjer utan större fokus kan ligga på att spara underhållskostnader, vilket är fallet för Sinntorp. Tittar man på hela området med besiktningsanmärkningar i Figur 15 går det att urskilja kluster på olika linjer som skulle kunna prioriteras innan fullständiga ombyggnationer sker.
31
Figur 15. Alla linjer i Sinntorp tillsammans med allvarliga anmärkningar. Om nätplaneraren skulle sakna FME finns det en möjlighet att istället skriva resultatet som en PDF-‐fil (Figur 16). Nackdelen med detta är att kartan blir mindre flexibel vid in-‐ och utzoomning och att detaljer såsom besiktningsanmärkningar är svåra att se utan att zooma in, såsom Figur 16. Ledningsnätet och de olika färgerna kan dock urskiljas på olika nivåer i kartan där gula och röda ledningar indikerar minst en besiktningsanmärkning.
Figur 16. Resultat från FME i PDF-‐format.
32
6. Diskussion och slutsatser Valet av bedömningsmetod är till stor del baserad på den reglering som kommer ske för elnätsbolagen 2016-‐2019. Elnätets ålder kommer framöver vara av stor betydelse för elnätsbolagens intäkter, vilket den inte haft tidigare. Utifrån ett samhällsekonomiskt perspektiv finns det dock tvivel huruvida det är bra att elnätsbolagen fokuserar så pass mycket på nätets ålder, när det är leveranskvaliteten som är det viktigaste för kunderna. Ett starkt incitament till att byta ut gammalt nät kan dock leda till att leveranskvaliteten samtidigt förbättras, om man som i detta arbete väljer att vädersäkra nätet i samband med reinvesteringar. Den kvalitetsreglering som finns driver självklart elnätsbolagen till att förbättra elnätet, men frågan är om kvalitetsreglering skulle kunna utgöra en större del av intäktsramen och att byta ut gammalt nät i så fall bara skulle vara ett alternativ till att uppnå ett säkrare nät?
Oavsett reglering kommer kundernas krav på ett bra nät förmodligen skärpas i framtiden. Detta då dagens samhälle är och fortsätter bli mer och mer beroende av elektricitet. Med högre krav på tillförlitlighet kommer också frågan hur mycket kunder är beredda att betala för att elnätsbolagen ska göra nödvändiga investeringar i elnätet. På sikt kan ett alltför högt leveranskrav från enskilda kunder göra att det blir ekonomiskt orimligt att garantera likvärdig leveranskvalité oberoende var man bor i landet. Detta skulle i så fall öppna upp för en mer differentierad prissättning där kunder betalar extra för en högre leveranskvalité. Då regleringen för elnätsbolag tenderar att förändras lite mellan reglerperioderna borde en röd tråd åtminstone finnas i att det alltid lönar sig att ha ett säkert nät. På sikt vore en mer fastställd och långsiktig reglering bra för att elnätsbolagen lättare ska kunna fatta beslut och känna till konsekvenserna. Eftersom elnätsverksamhet innebär stora investerings-‐kostnader och långa tekniska livslängder är det en fördel om investeringsbeslut kan tas med kännedom om marknadens spelregler över en lång tidshorisont.
Vid utvärdering av den metod och FME-‐script som implementerades i detta arbete kan det konstateras att för fallstudieområdet Sinntorp verkar metoden ge liknande resultat som nätplaneraren. Detta kan ses som en indikation på att metoden fungerar som den ska, men att det samtidigt vore bra att verifiera detta ytterligare på andra områden. Det uppstod en del problem med FME under arbetets gång och det är några saker som först bör lösas för att den nuvarande metoden ska fungera som den ska och kunna appliceras på hela Ellevios elnät. Under avsnittet Förslag på framtida arbeten redovisas en del av de problem som behöver lösas innan metoden kan fungera som den ska. I stort handlar det om att data avseende nätkomponenter, felstatistik m.m. ska vara så utförlig som möjligt för att kunna göra mer korrekta bedömningar.
Även om metoden ger en någorlunda korrekt bedömning för hur reinvesteringar ska genomföras återstår det djupare ekonomiska analyser där kostnader för olika åtgärder vägs mot framtida intäkter och ökad leveranssäkerhet. Reinvesteringsförslagen i detta arbete inkluderar exempelvis både yngre ledningar som angränsar till gamla och de som har allvarliga anmärkningar. Genom att sätta siffror på hur lönsamt och praktiskt det är att göra sammanhängande ombyggnationer kan man exempelvis sätta gränser för vad som ett minsta möjliga område för ombyggnation. Genom att byta ut yngre luftledningsnät mot jordkabel ökar inte kapitalbasen lika mycket, men det kan fortfarande finnas en stor vinning om det blir betydligt färre avbrott. Finns det besiktningsanmärkningar på flertalet stolpar i
33
samma ledningssektion kan det till och med vara lönsammare att byta ut hela sektionen än att göra enskilda stolpbyten.
Som verktyg för nätplaneraren kan FME-‐scriptet snabbt ge information om var det lämpar sig bäst att reinvestera. Den tillhörande kartan underlättar gentemot att bara få en lista på vad som ska bytas ut. Kartan bidrar med mer information om var ledningarna och stolpar befinner sig, vilka kunder som upplevt många avbrott osv, vilket gör det lättare att förstå vilka faktorer som ligger bakom de presenterade reinvesteringsförslagen. Kartan är betydligt mer lättanvänd i FME än vad den är i PDF-‐format, men PDF-‐formatet gör att fler kan ta del av resultatet även om de inte har FME. Det finns stora potential att göra både metod och implementering i FME mer avancerad. Genom att lägga in fler ekonomiska och tekniska faktorer som påverkar reinvesteringsbeslut kan tydligare indelningar göras i vad som är mest lämpligt att genomföra. Två exempel på detta är vilken typ av mark som finns i området och om det går att lägga flera kablar i samma schakt.
Eftersom elnätet är så pass komplext kan det bli svårt att hitta en optimal bedömningsmetod som lämpar sig på alla typer av nät. Resultaten i FME baseras i nuläget på väldigt generella faktorer som gör det fördelaktigt att reinvestera i luftledningsnätet. Ett exempel är som sagt markförhållanden men även andra lokala faktorer kan ha stor betydelse för vad som är den bästa tekniska och ekonomiska lösningen. Ett sätt att fånga upp dessa faktorer är att succesivt testa och utvärdera scriptet på nya områden för att göra det mer avancerad och för att ge mer precisa uppskattningar. Intervjuer med olika nätplanerare och analyser från genomförda projekt är en annan väg att gå för att få en mer utförlig bild av vad som är en kostnadseffektiv reinvestering.
På sikt så vore det önskvärt om så lite analyser behövde göras via kartan och att scriptet levererade förslag som rakt av kunde följas. Scriptet skulle även kunna utökas till att omfatta alla nätets komponenter såsom fördelningsstationer, nätstationer, jordkabel osv. Något som man skulle kunna arbeta vidare med är hur tillförlitligheten påverkas av att byta ut enskilda ledningar. Finns det exempelvis information om förlorad effekt, kundbortfall och förväntad återställningstid för varje enskild ledning blir det lättare att avgöra vilka ledningar som är viktigast att prioritera för att förbättra tillförlitligheten. I dagsläget krävs en mer kvalitativ analys för att avgöra var tillförlitligheten kan förbättras.
Vid prioritering sattes fokus på att uppfylla de krav som finns på leveranssäkerhet till kunderna. Utöver antal avbrott per år hade kundernas avbrottstid också kunnat beaktats. En viss korrelation bör kunna förväntas mellan dessa faktorer, men för säkerhetsskull hade linjer med kunder som haft avbrott över 24 timmar kunna prioriterats. Frågan är också om alltför mycket fokus ska ligga på att minska underhållskostnaderna. Eftersom det maximala effektiviseringskravet på de påverkbara kostnaderna är 1,82 % årligen, finns det ingen direkt anledning att minska dessa kostnader ytterligare då elnätsbolagen får teckning för det som är tillåtet. Skulle då påverkbara kostnaderna minska mer en kravet får det även konsekvenser i form av en lägre normnivå nästa reglerperiod som gör det svårare att uppnå kraven på effektivisering. Det borde därför vara rimligt att endast uppnå de krav som ställs, såvida man inte är betydligt sämre än branschen som helhet.
34
7. Förslag på framtida arbeten
• Utvärdera FME-‐skriptet på fler elnätsområden för att se om resultaten är tillfredsställande.
• Implementera fler faktorer i scriptet som påverkar reinvesteringsbeslut. Exempelvis markförhållanden och om kablar kan läggas i samma schakt.
• Se till så att all information som ska användas finns i databaser som direkt kan läsas in i FME. I dagsläget går det inte att hämta felstatistik eller den ålder som nätet fått i den nya regleringen.
• Dokumentera geografiska koordinater för alla fel som sker på elnätet, för att få en
bättre uppfattning om var reinvesteringar kommer minska antalet avbrott. Idag saknas geografiska koordinater främst för LV-‐nätet där endast 19 % har en dokumenterad plats.
• Se om åldersinformationen verkligen stämmer för hela luftledningsnätet. I
fallstudieområdet Sinntorp påträffades enstaka ledningar som enligt modellbeteckning har en yngre ålder än den redovisade.
• Kolla om det existerar skarvar i Power Grid som inte existerar i verkligheten, och ta
bort dessa i sådana fall. I FME behandlas en skarvad ledning som två objekt, vilket bl.a. kan medföra att ledningarna får olika åldrar. I verkligheten kan det dessutom vara svårt att bara byta ut ena halvan av ledningen, vilket leder till missvisande resultat i scriptet.
• Se om dokumentation avseende kund-‐ och effektbortfall, samt avhjälpningstid kan
tillskrivas varje ledningssektion. Detta för att underlätta bedömning om var reinvesteringar bäst ökar leveranssäkerheten. Denna information skulle sedan kunna uppdateras kontinuerligt vid ombyggnationer såsom snabbare omkoppling, ökad redundans osv.
• Genomför en noggrannare indelning av anmärkningar i kategorier. Detta för att minska antalet besiktningar som faller inom kategorier såsom ”Övrigt” och ”Dokumentation allmänt”, anmärkningar där det är svårt att veta huruvida ett underhåll kommer vara kostsamt att genomföra. Ett alternativ är att utöver besiktningskategorier klassificera anmärkningar efter hur dyrt det är att utföra respektive underhåll.
• Komplettera den information som använts i nuvarande script så att alla information finns för alla ledningar. Information om matande station och linje finns exempelvis inte för alla ledningar.
35
8. Litteraturförteckning [1] Svenska Kraftnät & Svensk Energi (2014). Elnät i fysisk planering -‐ Behandling av
ledningar och stationeri fysisk planering och i tillståndsärenden. Tillgänglig: <http://www.svk.se/siteassets/om-‐oss/rapporter/elnat-‐i-‐fysisk-‐planering-‐webb.pdf> [Hämtad 2015-‐09-‐13]
[2] Ellevio (2015). Tillgänglig: <http://www.ellevio.se> [Hämtad 2015-‐09-‐20]
[3] Ellevio (2015). Våra projekt.Tillgänglig: <http://www.ellevio.se/privat/om-‐oss/vara-‐projekt> [Hämtad 2015-‐09-‐13]
[4] Svensk Energi (2015). Elnätet. Tillgänglig: <http://www.svenskenergi.se/Elfakta/Elnatet> [Hämtad 2015-‐08-‐16]
[5] EON (2012). Så funkar elnätet. Tillgänglig: <https://www.eon.se/privatkund/Produkter-‐och-‐priser/Elnat/Sa-‐har-‐funkar-‐elnatet/> [Hämtad 2015-‐08-‐16]
[6] Energimarknadsinspektionen (2015). Bygga kraftledning och få tillstånd. Tillgänglig: <http://ei.se/sv/el/Bygga-‐kraftledning-‐och-‐fa-‐tillstand/> [Hämtad 2015-‐08-‐16]
[7] D. Jonsson och S. Pandur, Energimarknadsinspektionen (2015). Energimarknadsinspektionens föreskrifter om intäktsramar för elnätsbolag. Tillgänglig: <http://www.ei.se/Documents/Forhandsreglering_el/2016-‐2019/Dokument/EiR201501.pdf> [Hämtad 2015-‐08-‐16]
[8] Energimarknadsinspektionen (2015). Elnät-‐ och nätprisreglering. Tillgänglig: <http://www.ei.se/sv/el/Elnat-‐och-‐natprisreglering/> [Hämtad 2015-‐08-‐16]
[9] Svensk Energi (2015). Elnätsföretagens intäktsramar. Tillgänglig: <http://www.svenskenergi.se/Vi-‐arbetar-‐med/Fragor-‐A-‐F/Elnatsforetagens-‐intaktsramar/> [Hämtad 2015-‐08-‐16]
[10] Energimarknadsinspektionen (2015). Handbok för förhandsreglering av elnät 2016-‐2019. Tillgänglig: <http://www.ei.se/Documents/Forhandsreglering_el/2016-‐2019/Dokument/Handbok_for_forhandsreglering_av_elnat_2016-‐2019_v4_1.pdf> [Hämtad 2015-‐08-‐16]
[11] EIFS 2015:2. Energimarknadsinspektionens föreskrifter om skäliga kostnader och en rimlig avkastning vid beräkning av intäktsram för elnätsföretag.
[12] Energimarknadsinspektionen (2015). Effektiviseringskrav avseende tillsynsperioden 2016-‐2019. Tillgänglig: <http://ei.se/Documents/Forhandsreglering_el/2016-‐2019/Beslut_om_intaktsramar_och_darpa_foljande_dokument/Gemensamma_bilagor_beslut-‐lokalnat/Bilaga_7_Effektiviseringskrav_avseende_tillsynsperioden_2016-‐2019.pdf> [Hämtad 2015-‐08-‐17]
[13] L. Ström m.fl., Energimarknadsinspektionen (2015). Kvalitetsreglering av intäktsram för elnätsbolag. Tillgänglig: <http://ei.se/Documents/Publikationer/rapporter_och_pm/Rapporter%202015/Ei_R2015_06.pdf> [Hämtad 2015-‐08-‐17]
[14] EIFS 2013:1. Energimarknadinspektionens föreskrifter och allmänna råd om krav som ska vara uppfyllda för att överföringen av el ska vara av god kvalitet
36
[15] Fortum Distribution (2011). Maintenance Manual [opublicerat manuskript]. Intern rapport inom Ellevio.
[16] D. Ågren, Ellevio (2015). Intervju 7 juli. [17] Safe Software (2015). FME Desktop Manual. Tillgänglig:
<http://cdn.safe.com/training/course-‐materials/FME-‐Desktop-‐Basic-‐Training-‐Manual-‐2015.pdf> [Hämtad 2015-‐08-‐17]
[18] Google Maps (2015). Tillgänglig: <https://www.google.se/maps/place/437+91+H%C3%A4lles%C3%A5ker/@58.5148764,15.0427783,7z/data=!4m2!3m1!1s0x464fe535798727fb:0xa01907aa34012d0> [Hämtad 2015-‐09-‐13]
37
8. Bilagor 8.1 Tabeller som använts i FME Tabell 7. Tabeller som används vid inläsning av data till FME-‐scriptet Grundläggande metod.
Tabeller som användes i Grundläggande metod Innehåll PGREP.TEM_CHECK_EVENT Besiktningsanmärkningar SWADMIN.TEE_POLE Ledningsstolpar SWADMIN.GIS_INSPECTION_AREA_PART Inspektionsområden (GIS-‐ytor) SWADMIN.GIS_INSPECTION_AREA Inspektionsområden (namn m.m.) SWADMIN.TEE_SECTION Ledningssektioner OH:AGE_OH_BY_ID_EI_APP_SOURCE Ålder på luftledningssektioner med
tillhörande stolpar Tabell 8. Tabeller som används vid inläsning av data till FME-‐scriptet Utökad metod.
Tabeller som användes i Utökad metod Innehåll PGREP.TEM_CHECK_EVENT Besiktningsanmärkningar SWADMIN.TEE_POLE Ledningsstolpar SWADMIN.GIS_INSPECTION_AREA_PART Inspektionsområden (GIS-‐ytor) SWADMIN.GIS_INSPECTION_AREA Inspektionsområden (namn m.m.) SWADMIN.TEE_SECTION Ledningssektioner SWADMIN.TEE_SUBSTATION Nätstationer SWADMIN.TEE_SERVICE_POINT Serviser SPGI_SECTION_WORK Driftdata för ledningssektioner OH:AGE_OH_BY_ID_EI_APP_SOURCE Ålder på luftledningssektioner med
tillhörande stolpar NY_FelstatMV Dokumenterade fel på MV-‐nätet
2012-‐2014 NY_FelstatLV
Dokumenterade fel på LV-‐nätet 2012-‐2014
CEMI_fromIndex CEMI4-‐kunder för 2014
38
8.2 Vad olika custom-‐transformers gör i FME Tabell 9. Olika custom-‐transformers och vad de gör i FME.
Transformer Utför
Custom1 Ger geografiska information till alla CEMI4-‐kunder, samt info om matande linje. CEMI4-‐kunder sorteras som gröna, gula eller röda beroende på om de har 4-‐7 fel, 8-‐11 fel, eller över 12 fel.
Custom2
Ger information om vilken nätstation och fördelningsstation som matar respektive nätsektion. Ledningar får olika utgångar beroende på om de matas från en nätstation, direkt från en fördelningsstation, eller om matande information saknas.
Custom3 Sorterar bort utdaterade och reparerade besiktningsanmärkningar. De anmärkningar som anses ”allvarliga” sorteras sedan ut.
Custom4 Ger stolpar information om matande linje och fördelningsstation. Tar även stolpdubbletter som uppstått på grund av flera besiktningsanmärkningar.
Custom5 Skapar en prioriteringslista över vilka linje som bör byggas om först. Baseras på antalet gröna, gula och röda kunder, samt antalet allvarliga besiktningsanmärkningar.
Custom6 Ger färg till olika ledningssektioner baserat på ålder, besiktningsanmärkningar och om yngre ledningar angränsar till gamla ledningar.
Custom7 Sorterar ledningar efter den linje de tillhör och levererar sedan 3 output med linjer som har högst prioritet.
Custom8 (inaktiverad)
En transformer som inte används i skriptet, men som visar hur felstatistik kan användas för att utöka antalet ledningar som bör bytas ut. Transformern räknar antalet MV-‐fel som skett på varje linje och om genomsnittet överstiger 4 fel/år adderas ledningar på MV-‐nätet där ett fel har inträffat. Är antalet MV-‐fel /år*linje mindre än 4 adderas ledningar med fel från LV-‐nätet istället.
Custom9 Väljer ut luftledningsfel med koordinater bland alla dokumenterade MV-‐fel. Custom10 Väljer ut luftledningsfel med koordinater bland alla dokumenterade LV-‐fel.
