Driftstörningen den 26 april i år var enligt Svenska kraftnät ”mycket allvarlig”. Kanske var det ren tur, nämligen inexaktheter i mätsystemen, som besparade Sverige ett totalt sammanbrott av elsystemet. En brännande fråga är vilka konsekvenserna av en storstörning i dag skulle bli. Skulle Sverige klara att återställa elsystemet lika snabbt som vid storstörningarna 1983 och 2003? Svenska kraftnäts driftchef Pontus de Maré ger inga löften i saken.

En kortversion av händelseförloppet 2023, baserat på Svenska kraftnäts rapport, beskriver den primära orsaken som flera av varandra beroende och oberoende fel i samband med ett planerat underhållsarbete i ställverket i Hagby, norr om Stockholm.

Bild: Från Svenska kraftnäts rapportering om händelseförloppet den 26 april.

En 220 kV frånskiljare skulle öppnas genom en fjärrmanöver. Detta lyckades inte – förreglingslogiken i stationen indikerade felaktigt att frånskiljaren låg i mellanläge, i verkligheten var frånskiljarfacket sedan tidigare rivet. På grund av felinformationen öppnades fel frånskiljare med driftström (vilket i sig var avsteg från driftorder), varvid en tvåfasig kortslutning uppstod via ljusbåge för att sedan övergå till en felström i samtliga tre faser. Kortslutningen innebar att båda samlingsskenskydden på 220 kV löste momentant och slog från samtliga 220 kV-brytare.

På grund av två av varandra oberoende fel fungerade den automatiska skyddsutrustningen i stationen i detta läge inte korrekt. Dels borde ett brytarfelsskydd ha skickat en utlösningspuls – den uteblev på grund av ett konstruktionsfel. Dels borde också ett samlingsskenskydd ha skickat en puls – den uteblev på grund av ett fel i utlösningskretsarna.

Som effekt blev driftspänningen mycket låg i stora delar av transmissions- och distributionsnäten i Stockholmsregionen. Den låga driftspänningen varade i sju sekunder och orsakade stora störningar i regionens elförsörjning och i viktiga samhällsfunktioner. Av de tre Forsmarkreaktorerna frånkopplades Forsmark 1 och 2 automatiskt omkring en sekund efter kortslutningen och även bland annat Stockholm Exergis stora kraftvärmeverk i Värtan.

Under driftstörningen var spänningarna så låga att systemet befann sig i nöddrifttillstånd. Produktionsbortfallet drev ned frekvensen till 49,3 Hz, vilket återställdes med störningsreserven. Någon kapacitet fanns vid tillfället inte avropad i den så kallade snabba frekvensåterställningsreserven (FFR), baserat på att prognosen för rotationsenergin indikerat en god nivå. Vid störningen låg den på 191 GWs.

Genom frånfallet av två kärnreaktorer på en gång, en förlust av 2 130 MW, överskreds det dimensionerande N-1-felet på 1 450 MW avsevärt. Lyckligtvis var marginalerna i elområde SE3 vid tillfället goda: snitten 2 och 4 utnyttjade bara 60 procent av den tilldelade handelskapaciteten.

Emellertid, konstaterar Svenska kraftnät i sin rapport, var det nära att också Forsmark 3, som är kopplad till stamnätet med en egen mer nordlig 400 kV-ledning, skulle ha kopplats bort. Spänningarna i denna anslutning låg ”väldigt nära” (kursivering av Svenska kraftnät) den kravställda spänningsprofilen. Det framgår att spänningsnivåerna för Forsmark 3 i verkligheten ”kan ha legat under kraven för störningstålighet under två sekunder efter att felet inträffat”, enligt Svenska kraftnät.

Kanske ska Sveriges elanvändare tacka bristande exakthet i mätsystemen för att inte också Forsmark 3 kopplades bort? I så fall skulle elsystemet ha ställts inför sitt svåraste test på mycket länge, genom ett bortfall på över 3 000 MW. Logiskt sett skulle det ha skickat frekvensen ner under 48,80 Hz och därmed ha följts av automatisk bortkoppling av elanvändare.

I en tidigare artikel beskrevs de haverier som 1983 och 2003 släckte ner en stor del av det svenska elnätet och om arbetet med att återstarta elsystemet.

En av regeringens åtgärder 1983 var att ge den dåvarande energiministern Birgitta Dahl i uppdrag att utreda elförsörjningens sårbarhet i Sverige och lämna förslag till åtgärder som kunde vidtas för att begränsa konsekvenserna av framtida störningar.

Synen på försörjningssäkerhet var vid denna tid markant annorlunda än i dag. Energilagringsmålen var fastställda med beaktande av dels de mängder som bedömdes vara nödvändiga i krig (krigsreserven) och dels de mängder som kunde behövas med hänsyn till störningar i oljetillförseln under fred (försörjningsreserven). Till exempel skulle beaktas de försörjningsrisker som hörde ihop med svåra isförhållanden.

Göran Fredriksson, i åttiotalets början avdelningsdirektör på energibyrån i Överstyrelsen för ekonomiskt försvar (ÖEF, underställt Handelsdepartementet), ansvarade för detta. Tryggheten låg i tillgång till olja, och det gavs inga ursäkter för att tumma på kraven, berättar han:

”Krigslagren låg inte primärt hos staten utan hos branschen. Alla som förbrukade mer än 15 000 kubikmeter olja under en treårsperiod var skyldiga att hålla sina egna lager. Det var stenhårt. Jag minns ett företag som tyckte att de med en förbrukning på 15 003 kubikmeter borde kunna få en lättnad i lagringsskyldigheten. Min chef konstaterade bara kort att 15 003 kubikmeter är mer än 15 000.”

Göran Fredriksson, fd avdelningsdirektör på energibyrån i Överstyrelsen för ekonomiskt försvar.

I den utredning som tillsattes av Birgitta Dahl förordnades Göran Fredriksson att som expert delta i arbetsgruppen för analys av reservkraftsbehovet. Hans speciella uppdrag blev att föreslå hur ö-driften skulle kunna realiseras för bland annat vattenkraften och kraftvärmen. Uppdraget slutade snopet:

”När jag efter ett års arbete lämnade mitt förslag till industridepartementet, den 31 januari 1985 kl. 8.15 på morgonen, dök det ansvariga departementsrådet aldrig upp. Jag fick ett svar med innebörden att regeringen inte hade för avsikt att satsa en krona på den här saken. Vilket resulterade i att jag gick direkt till ÖEF:s generaldirektör Gunnar Nordbeck och sade upp mig.”

Generaldirektören gav sitt stöd till Göran Fredriksson, som dock stod fast vid sitt beslut:

”Sedan dess har ingenting hänt i frågan på politiskt håll förrän försöket att, i okunskap på regeringsnivå, ta död på kraftvärmen genom en beskattning [2019] som gjorde den olönsam. Ett misstag som fick Anders Ygeman att snabbt skaka fram en miljard kronor av beredskapsmedel för ö-driftförberedelser för kraftvärmeverket i Värtan”, säger Göran Fredriksson.

Hur är alltså förutsättningarna att bygga upp ett havererat elsystem i Sverige i dag? Enligt den bok Elsystemkrisen, som Second Opinion gav ut i fjol, inte de bästa. Framför allt gäller problemen södra Sverige och i synnerhet i SE4, som följd av att nästan all planerbar elproduktion numera är nedlagd i detta elområde. Detta beskrivs närmare bland annat i en rapport som, på beställning av Energimarknadsinspektionen, våren 2020 togs fram i ett samarbete mellan Eon Energidistribution, Uniper och Svenska kraftnät.

Elområde SE4 saknar nästan helt kraftproduktion som skapar rotationsenergi (kärnkraft, värmekraft, vattenkraft). Situationsbild från den registrerade miniminivån 110 GWs för rotationsenergin i det nordiska synkronnätet den 13 juni 2021 kl. 14-15. Bara 0,7 procent av rotationsenergin producerades inom SE4.

Från Eons sida sammanfattades att i fråga om nöddrift ingen styrbar produktion längre var tillgänglig i SE4. Den enda möjliga systemskyddsåtgärden var därför numera efterfrågestyrning. Vad gällde återuppbyggnadsplan, konstaterade Eon, ”saknar SE4 i dag förutsättningar att uppfylla gällande och kommande lagstiftning”. Varken systemskyddsplanen eller återuppbyggnadsplanen var implementerad och resurser för genomförande var inte anskaffade.

Unipers slutsatser var identiska: systemet klarade bara felfall och händelser för normal drift. Förutsättningar saknades att uppfylla gällande lagstiftning för nödsituationer och återuppbyggnad, riskberedskap samt elberedskap ur ett totalförsvarsperspektiv. Systemskyddsplanen och återuppbyggnadsplanen var inte implementerade, resurser inte anskaffade. En lägesbeskrivning som Svenska kraftnät i den gemensamma rapporten till fullo bekräftade.

Mot den här bakgrunden, hur bedömer Svenska kraftnät läget i dag?

Som beskrevs i den anknytande artikeln klarade elsystemet N-2-lägen 1983 och 2003, men inte N-3-lägen. Om även den tredje Forsmarkreaktorn hade behövt kopplas bort den 26 april, hade ett N-3-läge uppenbart uppstått.

Svenska kraftnäts driftchef Pontus de Maré bekräftar i intervju att det var nära att Forsmark 3 skulle ha kopplats bort vid tillfället:

”Man låg över den kravställda spänningsprofilen. Sedan kan det vara att systemet tålde mer än nivån på gränsvärdet, men så låg som spänningsnivån var skulle en bortkoppling ha kunnat inträffa.”

Vilka konsekvenser det skulle ha haft går inte att säga med säkerhet, men risken för automatisk frånkoppling (AFK) av abonnenter skulle enligt Pontus de Maré har varit ”överhängande”.

Svenska kraftnäts driftchef Pontus de Maré

”Vi har inte verifierat hur lågt frekvensfallet skulle ha gått vid bortfall av den tredje reaktorn, det behöver vi göra en systemstudie på. Men hade frekvensen sjunkit under 48,80 Hz, skulle det första steget av AFK ha kopplats in för att förhindra ett sammanbrott.”

Det första AFK-steget omfattar 5 procent, räknat på den totala förbrukningen på nationell nivå. Därefter stegas frånkopplingen kontinuerligt upp – i mycket snabba steg – med 5 procent i taget i syfte att driva upp frekvensnivån.

Skulle hela elområden, som SE3 och SE4, i sin helhet ha kunnat gå ner?

Återigen går det inte, beroende på att saken påverkas av flera variabler, att ge ett entydigt svar. Pontus de Maré hänvisar till Svenska kraftnäts författningssamling (SvKFS 2005:02), som föreskriver olika intervaller inom totaltspannet 47,50-52,50 Hz som kärnkraftblock ska klara under varierande tidsperioder, beroende på spännings- och effektutmatningsnivåer.

En jämförelse med de beskrivna händelseförloppen 1983 och 2003 går inte att göra rakt av. Kraftsystemet har sedan dess förändrats i många avseenden.

”Nu klarade vi den här N-2-situationen avseende bortfall av produktion. Det är många faktorer som påverkar robustheten, som hela tiden behöver säkerställas. Allt från anslutningskrav till redundans, stödtjänster och annat. Vi behöver kontinuerligt säkerställa att det inte blir en kedja av fel och att de därmed sprider sig.”

Han nämner att Svenska kraftnät i dagsläget ”kör nätet hårdare” och mer än förr utnyttjar snitten – alltså de tillåtna flödena mellan elområdena – fullt ut: ”Vid störningen den 26 april hade vi ju ganska goda marginaler vid snitten. Det var sett till överföringskapaciteten ur vårt perspektiv ett bra läge för en incident.”

Hur enkelt skulle det i dag vara att återstarta ett nedsläckt system?
”Vi övar kontinuerligt på det. Jag kommer av säkerhetsskäl inte att gå in på hur våra övningsscenarier ser ut, men det är någonting som vi övar på betydligt mer strukturerat nu än man gjorde till exempel 2003. Det är en av de slutsatser vi dragit efter tidigare störningar”, säger Pontus de Maré.

Vad gäller ö-driften – alltså förmågan att kunna återstarta ett nät utan hjälp från stamnätet – ser han den frågan som något inte bara för regionnäten och lokalnäten. Även vid ö-drift ligger det på Svenska kraftnät att säkerställa helheten i elsystemet.

Ö-driftsförmåga förutsätter lokal elproduktion, ett elnät anpassat för ö-drift och möjlighet till dödnätsstart – där numera som nämndes elområde SE4 är ett bristområde.

”Nej, vi har inte längre kvar de resurserna i samma utsträckning i SE4. Vi har sett många stora nedläggningar av kraftproduktion i södra Sverige. Det är klart att sådant inte bidrar till den robusthet som elsystemet behöver”, säger Pontus de Maré.