Fyra experter på elkraftsystem skriver om hur man i Texas USA har utvecklat ett system för hantering av bortfall av elproduktion som kan leda till brist på svängmassa och problem för frekvensregleringen. Sverige har liknande utmaningar som kommer att öka.

Artikelförfattarna, övre raden: Lennart Söder, professor i Elkraftsystem, KTH, Julia Matevosyan, Lead Planning Engineer, ERCOT – Texas, USA. Nedre raden: Robert Eriksson, Docent i kraftsystemstabilitet, Systemutveckling – Svenska kraftnät, Mehrdad Ghandhari, professor i Elkraftsystem, KTH.

Det finns en diskussion i Sverige om svängmassa (även kallad ”masströghet”) och vad som kommer hända när kärnkraften avvecklas samtidigt som vindkraften ökar. Svängmassan är central för att upprätthålla ett stabilt kraftsystem. Funktionen är följande: Om man får en plötslig bortkoppling av, t ex, ett stort kärnkraftverk, vars produktion motsvarar hela Stockholms elförbrukning en kall vinterdag, så måste detta ersättas momentant (millisekunder) med annan produktion. Det finns ingen egentlig upplagrad energi i själva elnätet (ledningar, transformatorer), men den energi som finns tillgänglig är rotationsenergi i roterande synkron-generatorer (starkt kopplade till elnätet) med kopplade axlar och turbiner (dvs svängmassa). När man får denna plötsliga bortkoppling så ersätts därmed, i praktiken, elproduktionen från ett kärnkraftverk med extra bidrag från samtliga roterande synkron-generatorer i Sverige, Norge, Finland och Själland. Själva elen kan snabbt transporteras i elnätet, så att de ligger en bit bort har ingen praktisk betydelse, men man måste hålla marginaler på elledningarna bland annat till grannländer så att allt fungerar. Vilket det gör när elnätet drivs säkert! Men: När man använder rotations-energin så minskar rotationshastigheten och därmed elektriska frekvensen.

I en framtid med mindre kärnkraft i Sverige, så minskar därmed mängden roterande lagrad energi, dvs svängmassa. Däremot kommer det fortfarande kunna ske plötsliga bortfall av produktion. Norge bygger nu en ny sjökabel till Storbritannien, och om vi antar att man importerar 1400 MW på denna, och vi får ett plötsligt stopp på denna import, så ger det samma utmaning för Norden som om ett kärnkraftverk plötsligt kopplas bort och snabbstoppar.

Figuren nedan illustrerar vad som händer efter ett bortfall av ett större kraftverk. Figuren visar vad som hände med frekvensen vid tre historiska bortfall av större kärnkraftverk i Sverige.

Om man har för lite svängmassa så sjunker frekvensen snabbt, och då finns det risk att man inte hinner kompensera bortfallet innan frekvensen blir för låg (49.0 Hz). Det finns då, i princip, tre lösningar på detta.

1. Man tillåter inte stora bortfall dvs inget kraftverk får producera över en viss nivå och ingen sjökabel får importera över en viss nivå

2. Man tillför mer svängmassa

3. Man har enheter som kan reagera mycket snabbare än vattenkraften, t.ex. full kompensation inom 1-2 sekunder istället för att kompensationen startar efter ca 2-3 sekunder. Detta kallas snabb frekvensregleringsreserv.

Hur ska man då hantera detta? För det första är det inte självklart att man just måste ersätta svängmassa med ny svängmassa! Vad som egentligen är problemet är om frekvensen sjunker för lågt. Och om man har liten svängmassa så sjunker frekvensen snabbare vid bortfall av produktion! Det beror på att man tar energin från de roterande maskinerna och då sjunker rotations-hastigheten och därmed frekvensen i elnätet. Ju mindre total svängmassa, dvs. mindre upplagrad rotationsenergi, desto snabbare sjunker frekvensen. Ett alternativ till att ha mer svängmassa är att någon teknologi istället reagerar mycket snabbt på sjunkande frekvens, så kallad snabb frekvensregleringsreserv dvs metod C ovan. När vi säger ”snabbt” så menar vi inom 1-2 sekunder. Man kan, t.ex., ha elförbrukning som kopplas bort efter 1-2 sekunder, eller batterier som levererar el efter 1-2 sekunder efter att de identifierat att frekvensen sjunker. Ett sådant stöd behövs bara under några 10-tals sekunder och enheter som bidragit med en snabb frekvensregleringsreserv kan snabbt återgå.

Texas hanterar utmaningarna
Denna typ av utmaningar har man i Texas. Texas har ett elsystem som endast är svagt kopplat till övriga USA med högspänd likström. Detta innebär att ett plötsligt bortfall i Texas måste hanteras i Texas. Den faktiska hanteringen sköts av systemoperatören ERCOT. Den maximala förbrukningen i ERCOT är ca 73.5 GW (juli 2018), vilket är samma storleksordning som i Norden. Inom ERCOT kom  18,6% av årselproduktionen från vindkraft under 2018. Det finns 21751 MW vindkraft (31 jan, 2019) och den maximala andelen vindkraft har hittills varit 56,16 procent (19 jan, 2019). Det formellt dimensionerande felet är en plötslig bortkoppling av 2750 MW vilket är två kärnkraftsreaktorer vid en anläggning. Detta har i praktiken hänt en gång 2003, men då föll de två reaktorerna bort med 1 minuts mellanrum. Den största reaktorn, som därmed kan falla bort, är på 1375 MW.

En lösning som ERCOT valt är att ha kontrakt med industrier som snabbt kopplar bort förbrukning vid vissa större plötsliga händelser. I USA har man normalt frekvensen 60 Hz. Det som industrierna reagerar på är om frekvensen går under 59.7 Hz under 20 växelströms-perioder (60 per sekund i USA), dvs 1/3 sekund. Inom den tiden måste industrierna identifiera att de ska kopplas bort, och sedan måste de koppla bort sin förbrukning inom 10 växelströms-perioder, dvs 1/6 sekund. Detta medför att förbrukningsfrånkoppling sker efter ca 0.5 sekunder efter det att bortfallet skett. I praktiken innebär detta system att det bara är vid låg svängmassa och större bortfall, större än 1000 MW, som denne resurs aktiveras. Detta händer ca 2 gånger/år.

Systemet är helt marknadsbaserat. De deltagande industrierna får betalt om de deltar och det är en liten risk för bortkoppling. Upplägget är följande:

1. ERCOT handlar kontinuerligt upp 2300-3200 MW ”Responsive Reserve Service” (RRS), dvs resurser som kan kompensera ett stort bortfall. Dvs detsamma som vi i Sverige kallar snabb frekvensregleringsreserv. Upp till 60 procent av detta kan vara elförbrukning som kopplas bort, dvs upp till 1380-1920 MW. Den övriga kapaciteten är generatorer som ändrar sin produktion när frekvensen sjunker, på samma sätt som vattenkraften i Norden.

2. De flexibla industrier som är intresserade av att lägga ett bud måste först visa att man uppfyller de krav som ställs gällande mätning, kommunikation och reaktionstid.

3. Om man är godkänd har man rätt att lägga bud för varje timme kommande dag. Om budet avropas så får man betalt för att vara beredd. Ersättningen var, under 2017, i genomsnitt 10 $/MW för accepterade bud. För perioden 1 januari – 22 augusti 2018 var ersättningen 20 $/MW. I praktiken aktiveras dock denna endast ca 2 ggr/år.

4. Under 2018 fanns det totalt över 300 elförbrukare registrerade för att delta med en kapacitet om totalt 4200 MW, dvs betydligt mer än vad som behövs. Figuren visar hur mängden förbrukare som deltar har ökat.

Sveriges utmaningar liknar Texas
Sverige har liknande utmaningar som Texas, och kommer få mer därav i framtiden. Under sommaren 2018 tillämpade Svenska kraftnät metod A ovan på så sätt att man under 3 helger i augusti beordrade nedreglering av kärnkraftverket Oskarshamn 3. Anledningen var att om man tillät detta kraftverk att köra på full effekt och om det då skulle plötsligt kopplas bort och snabbstoppas, så fanns en risk att frekvensen hade blivit för låg. Sannolikheten att just denna reaktor skulle snabbstoppa under just dessa helger är ju mycket låg, och behovet uppstår ju bara vid plötslig bortkoppling och snabbstopp. Denna metod är knappast långsiktigt optimal ur kostnadssynvinkel då det i framtiden troligen kommer att inträffa allt fler gånger per år och det kan dessutom finnas ett behov att reglera ner fler enheter då ingen enhet får producera över en viss nivå.

En troligen mer kostnadseffektiv lösning vore att ha olika typer av enheter t.ex. konsumtion som, på samma sätt som i Texas, skulle kunna stängas av inom någon sekund vid bortkoppling av ett stort kärnkraftverk eller motsvarande bortkoppling. Sannolikheten att detta skulle behövas är ju mycket låg. Möjlig förbrukning som skulle kunna kopplas bort inkluderar:

– Massaindustri som redan idag ingår i effektreserven, dvs de har en möjlighet att vara flexibla. Effektreserven innebär bortkoppling vid hög total elförbrukning medan beskrivet Texas-system innebär bortkoppling vid låg elförbrukning då otillräcklig svängmassa i kombination med ett möjligt stort bortfall av produktion skulle kunna vara ett problem.

– Pumpkraftverk i något nordiskt land

– Elvärme/värmepumpar i fjärrvärmen

– Aluminiumindustri, aggregerad elvärme i villor och aggregerad laddning av elfordon.

Det kan nämnas att antal konsument-bud till effektreserven (dvs frånkoppling av förbrukning) var 863 MW i Sverige under 2016 så redan idag finns många på konsumentsidan som är villiga att bidra. Även viss typ av produktion, t ex vindkraft, skulle kunna bidra. Den volym snabb frekvensregeringsreserv som behövs beror på svängmassan samt största produktionsenhet i driftskedet.

Svenska kraftnät håller nu på att formulera kraven på en systemtjänst där enheter skulle kunna bidra med en snabb frekvensregleringsreserv. Målet är att utföra pilottester i slutet av 2019 och ha reserven på plats till sommaren 2020 i samband med tidvis stor import på sjökablarna.

Svängmassan är bara en faktor som avgör hur snabbt frekvensen faller, det är reserverna som stoppar frekvensen från att fortsätta falla. Således behövs en snabb frekvensregleringsreserv, mer tröghet stoppar inte frekvensfallet.

Lennart Söder, professor i Elkraftsystem, KTH
Robert Eriksson, Docent i kraftsystemstabilitet, Systemutveckling – Svenska kraftnät
Julia Matevosyan, Lead Planning Engineer, ERCOT – Texas, USA
Mehrdad Ghandhari, professor i Elkraftsystem, KTH

Toppbild: stora generatorer bidrar med svängmassa (Creative Commons)