”Vindkraften bromsar sin egen potential”

”Vindkraften bromsar sin egen potential”

Ju mer oplanerbar elproduktion, desto svårare blir frekvenshållningen. Den 13 juni i år uppmättes det lägsta värdet någonsin för rotationsenergin i kraftsystemet. Vindkraften har nu en central roll, säger Svenska kraftnäts Erik Ek: ”Vindkraftsaktörerna måste bidra till att lösa problemet, inte tvärtom!”

Bland de många parametrar som styr funktionerna i elnätet är frekvenshållningen central. Normalintervallet för växelspänningsfrekvensen är definierat till 49,90–50,10 Herz (Hz). Automatiska funktioner driver kontinuerligt frekvensen mot den rätta nivån, vid behov griper systemoperatörerna in med manuella åtgärder.

Bild: Ångturbinskovel, en del av kraftsystemets rotationsenergi. Foto: Alstom. 

”Kraftsystemet har en tröghet genom rotationsenergin hos dess maskiner. Vid ett frekvensfall börjar maskinerna gå långsammare, då de bromsas av bortfallet i systemet. Tidsskalan är tiondels sekunder, så det brådskar att tillföra ny effekt”, förklarar Svenska kraftnäts strategiska driftchef Erik Ek och kraftsystemanalytikern Robert Eriksson i ett samtal med Second Opinion.

Frekvensen är alltså direkt relaterad till den lagrade rotationsenergin hos svängmassan i systemet. Vanligen mäts denna rörelseenergi i GWs (gigawattsekunder). GWs-nivån är den samma överallt i ett synkronområde, vilket i Sveriges fall inkluderar Finland, Norge och det östra danska prisområdet DK2. Jylland (DK1) hör till det kontinentala synkronområdet.

Rotationsenergins variationer kan följas på Fingrids hemsida. På eftermiddagen den 13 juni i år var värdet nere på rekordlåga 109 GWs. Den 8 augusti bottnade kurvan på 113 GWs. Sommaren 2020 var lägstavärdet 138 GWs.

Vintertid, då kraftproduktionen går för fullt, ligger rotationsenergin normalt på 220-240 GWs. Med minskad produktion under den varmare årstiden, i kombination med de årliga kärnkraftsrevisionerna, är en vanlig nivå 150-180 GWs. Normalt pendlar värdet mellan dag och natt inom ett 20 GWs-intervall, med den högre nivån dagtid, då fler maskiner är i gång.

Den stora delen av svängmassan utgörs av generatorerna för kärnkraften och vattenkraften. Vindkraften är inte synkront kopplad till elnätet och kan inte bidra till rotationsenergin enligt dagens lösning.

Steg för steg har systemoperatörerna under senare år gått in med olika åtgärder mot den sjunkande rotationsenerginivån. Frågan är om en tillåten lägstagräns behöver definieras för att komplexiteten i kraftsystemet inte ska bli för stor.

Att hålla elnätet i balans är alltså en ständigt pågående process. Dagen före-, intradags- och reglerkraftmarknaderna sätter priset i förväg på den förväntade elanvändningen, som ju aldrig kan förutses exakt. Sedan tillkommer en rad system för att hantera obalanserna. Svenska kraftnäts palett för det framgår av faktarutan längst ner i artikeln.

Erik Ek berättar att de nordiska systemoperatörerna för några år sedan såg behovet av en ny reserv som kunde aktiveras snabbt och storskaligt. Det ledde till stödtjänsten FFR sommaren 2020. Erik Ek kallar den ”Ferrarireserven”. Om frekvensnivån störtdyker, börja FFR fylla på energi på mindre än en sekund.

Ett färskt exempel härrör från den 2 september, då testdriften av den nya North Sea Link-kabeln mellan Norge och Storbritannien bröts och kraftsystemet plötsligt tappade 1200 megawatt. FFR reagerade omedelbart och fick efter sex sekunder stopp på frekvensfallet vid 49,44 Hz.

Erik Ek, strategisk driftchef på Svenska kraftnät.

”FFR är ett superexempel på effektivt samarbete i Norden. Det genomfördes i utlovad tid och aktörerna var hungriga att vara med och hitta en lösning”, säger Erik Ek.

Ett centralt begrepp är N-1, vilket står för att kraftsystemet ska dimensioneras för att klara ett felfall som motsvarar den största enskilda tillförseln till systemet – vilket kan vara från ett kraftverk eller en transmissionskabel. Oskarshamn 3 med sina 1400 megawatt har under senare år gett ett riktvärde för N-1. Olkiluoto 3 med 1600 megawatt övertar rollen, när anläggningen någon gång kommer i drift.

Vad kan rotationsenergi vara?
”Maskiner som snurrar, framför allt tunga snabba maskiner, som till exempel turbogeneratorerna i kärnkraften. Kärnkraften tillhandahåller 2-3 gånger så mycket rotationsenergi som motsvarande vattenkraftsproduktion”, säger Robert Eriksson.

En effektiv åtgärd kan vara förbrukningsreducering, dvs. anläggningar som tillfälligt minskar sitt effektuttag eller släcks ner på order av Svenska kraftnät: ”Vi betalar hela tiden förbrukningsindustrier för att tillhandahålla den beredskapen. Det är dyrt utav helskotta, men innebär ändå en samhällsekonomisk vinst.”

Batterier?
”Batterier är en bra dellösning, men håller vi batterierna inom FFR-reserven blir det fråga om en mycket dyr åtgärd, som kanske bara används en gång i kvartalet. Det måste vara bättre om en industri får betalt för att minska sin elförbrukning vid sällsynta tillfällen. Tomaterna i ett växthus klarar sig även om de inte får ljus i varje ögonblick och mat förfars inte om kylanläggningen kortvarigt kopplas bort. Utmaningen är att industrin måste veta att den kan tjäna pengar på den här tjänsten”, säger Erik Ek.

Andra åtgärder kan tillhandahållas av aggregatorerna: ”Till exempel laddningsbara bilar, all infrastruktur för dem, särskilt nattetid, den infrastrukturen finns redan och är i stort förberedd för detta. Laddar du i en kommersiell dosa, så vet den redan att den kan slå ifrån laddningen. Det är inget stort steg för aktörer att kunna tjäna pengar. Men om systemet inte är väldigt enkelt, så får de inte till det.”

Till detta kommer att rotationsenergi, till en mindre kostnad, kan fås genom kraftelektronik (dvs. sådant som frekvensomriktare, nätaggregat och batteriladdare). Något som öppnar för vindkraften.

”Vindkraft är ju inte synkront kopplad till kraftsystemet, den passerar en kraftelektronikburk på vägen. Men med rätt konstruktion kan burken låtsas att den är synkront kopplad. Här finns en oanvänd potential som måste fram! Det är just när vindkraften trycker bort annan kraft som behovet är som störst”, säger Erik Ek.

Behövs en lägstanivå för rotationsenergin i kraftsystemet?
”Vi kollar på det här vartannat, vart tredje år. Vi står inför en jättestor förändring med de extrema mängder vindkraft som är på ingång, samtidigt som både kärnkraften och annan maskinverksamhet går på lägre nivå på somrarna. Helt klart är vi i ett läge där vi behöver definiera någonting.”

”Jag sticker ut hakan och säger att vi i Norden om tio år kommer att behöva definiera en tillåten lägstanivå för rotationsenergin, annars blir det alldeles för komplext med alla variabler som ska fyllas på i kraftsystemet”, säger Erik Ek.

Vid Svenska kraftnäts branschevenemang i början av september gavs en kvantifiering. Enligt de framtidsscenarier som då presenterades av kraftsystemchefen Daniel Gustafsson väntas rotationsenergin i kraftsystemet år 2025 under 80 av årets timmar understiga 120 GWs, vilket alltså angavs som en kritisk nivå. För 2035 visar scenarierna 200-710 kritiska timmar och för 2045, tidpunkten då den sista svenska kärnkraften antas vara avvecklad, 400-2910 av årets 8760 timmar.

Hur fungerar bevakningen av rotationsenerginivån driftmässigt?
Utgångspunkten är en veckoprognos över rotationsenergin, baserat på vad som prognoserats och antagits om den kommande driften. Det ger ett invärde för följdfrågan: Hur mycket FFR-volym måste handlas upp?

Robert Eriksson, kraftsystemanalytiker på Svenska kraftnät.

”Det dimensionerade felfallet för N-1 är centralt”, säger Robert Eriksson. ”Om rotationsenergin inte bedöms kunna täcka felfallet, handlar vi upp mer kapacitet inom FFR-reserven. Vi tar ett nationellt ansvar för ett nordiskt problem. Varje land måste lita på att de andra länderna handlar upp sin del av kakan.”

Nästa fråga uppstår om ett nordiskt land inte kan handla upp tillräckligt med kapacitet i det egna landet: ”Då frågar vi grannländerna. Till exempel Fingrid har även ett avtal med de baltiska staterna, som utgör ett eget synkront område, och kan få in extra kapacitet också den vägen.”

I ett följande steg kan kapacitet kanske ordnas baserat på de kontrakterade elöverföringarna genom HVDC-länkarna.

”Får vi inte ihop tillräcklig kapacitet då heller, får N-1-anläggningen inte producera fullt. I ett sådant läge kontaktar vi alla som ligger på den här nivån – det skulle kunna vara Oskarshamn 3 och North Sea Link – med beskedet att de måste dra ner på sina leveranser till kraftsystemet”, säger Erik Ek.

”Det är ju då sådan energi som aldrig kommer att bli använd, för den händelse att felet verkligen inte skulle inträffa. Det här är det sista alternativet. Det måste vara en bättre lösning att betala för flexibilitet och smarta lösningar än att kontinuerligt ta bort finkraft.”

Det kan nämnas att Olkiluoto 3 i somras beställde ett stort batteri för att i någon mån dämpa chockverkan för den händelse att kraftverket plötsligt behöver kopplas bort från kraftsystemet.

Storleken på den mekaniskt alstrade rotationsenergin kan enkelt beräknas baserat på tillgänglig produktion och dess svängmassa samt hur snabbt den snurrar (polmagnetiseringen). Utöver det kan systemoperatörerna även ha en del egen kapacitet i form av synkrongeneratorer.

 

Frekvenskurvorna för de tre rotationsnivåerna 100, 200 och 300 GWs i det nordiska elnätet vid ett felfall som motsvarar elproduktionen vid Oskarshamn 3, som i dag är den största produktionsanläggningen med ca 1400 MW. Källa: ENTSO-E:s Future System Inertia 2.

Som nämndes är det tekniskt möjligt att åstadkomma syntetisk svängmassa när vindkraften genom omriktare transformeras till elnätet. ”Allt som har någon energi i sig och som är styrbart utgör en potential”, säger Erik Ek.

Vindkraftsaktörernas intresse för denna tjänst har emellertid hittills varit blygsamt.

”Problemet är framför allt pensionsbolag, som binder sig i PPA-avtal och bara bryr sig om sina 2-3 procent i avkastning. Med det låser de alla möjligheter att göra något extra. Vi har sett en skillnad under senare tid, men ett vanligt koncept är att en mellanhand knyter ihop en säljare och köpare och med det har tjänat sina pengar och inte tar något fortsatt ansvar. Jag tycker faktiskt att det är den värsta inlåsning av nytta som skett på marknaden”, säger Erik Ek.

Han gör en modifikation:

”Det är förstås avgörande att pensionsbolagen och andra möjliggör finansiering av ny vindkraft. Men all denna nya elproduktion skulle kunna bidra till reglerkraften och FFR-reserven. Teoretiskt skulle vindkraften behöva köras på en lite lägre nivå, för att kunna gasa vid behov, men vi skulle alltså betala för det.”

”Vindkraftsaktörerna måste ge sin egen bransch förutsättningar för att bidra i arbetet för att klara integreringen av vindkraften, och inte göra tvärtom. Det är ju ändå hål i huvudet. Du får gärna citera mig på det”, säger Erik Ek.

Har Svenska kraftnät något ansvar för att branschaktörerna ska förstå möjligheterna?
”Ja, det har vi. Vi behöver kommunicera vilka behov och möjligheter som finns. Ska vi klara omställningen, behöver fler produkter bli flexibla och bidra till rotationsenergin”, säger Erik Ek.

”Så Svenska kraftnäts budskap utåt är… nej, detta är den tekniska verkligheten: Ska vi klara omställningen tillsammans, så måste de här produkterna till. Och det här är alltså bara en av många parametrar som vi som ansvariga för kraftsystemet måste ta hänsyn till.”

 

Prognoserad vind och faktiskt vindutfall i Sverige för augusti 2021. ID = Intradag. DA = Dagen innan. Källa: Svenska kraftnät.

”En läxa för oss på Svenska kraftnät är att se över och anpassa upphandlingsperioderna, så att vindkraften kan bygga på vindprognoser som ligger närmare i tiden och alltså är säkrare”, säger Erik Ek.

Det är numera inte ovanligt att det faktiska vindutfallet í Sverige avviker från vindprognoserna i en skala som motsvarar 1000 megawatt effekt i kraftsystemet, som framgår av statistiken i bilden.

***

Svenska kraftnäts balansreserver

– Automatisk frekvensåterställningsreserv, aFRR (Aautomatic Frequency Restoration Reserve). aFRR aktiveras automatiskt via en kontrollsignal när frekvensen avviker från 50,00 Hz.

– Manuell frekvensåterställningsreserv, mFRR, (Manual Frequency Restoration Reserve). mFRR avlastar de automatiska stödtjänsterna och återställer frekvensen till 50,00 Hz.

– Frekvensreserv för normaldrift, FCR-N, (Frequency Containment Reserve – Normal). Aktiveras automatiskt inom frekvensområdet 49,90-50,10 Hz.

– Frekvensreserv för störd drift, FCR-D (Frequency Containment Reserve – Disturbance). Aktiveras automatiskt inom frekvensområdet 49,50-49,90 Hz.

– Snabb frekvensreserv, FFR (Fast Frequency Reserve). Reagerar hastigt på snabba och djupa frekvensförändringar som kan uppstå vid större fel i kraftsystemet.

Alla dessa reserver handlas upp i förväg.

Går frekvensen ner mot 49,00 Hz är det fråga om en storincident. Vid 48,80 Hz börjar delar av förbrukningen kopplas bort för att rädda systemet från större konsekvenser.

 

 

 

5 Kommentarer
Av Svenolof Karlsson
Second Opinions skribent
Profil Second Opinion drivs på uppdrag av Energiföretagen Sverige. Läs mer

Vid publicering av en kommentar gäller följande regler:

– vi vill att alla som kommenterar ska vara identifierbara personer och vi vill därför för- och efternamn anges av den som kommenterar

– vi vill att diskussionen på Second Opinion ska hålla en god och respektfull ton och publicerar inte kränkande omdömen om enskilda personer.

Second Opinion förbehåller sig rätten att radera texter som bryter mot våra villkor och regler.

Kommentera

Din e-postadress kommer inte publiceras. Obligatoriska fält är märkta *

*

  1. Klas Roudén skriver:

    Bra skriven artikel med Svk:s proffs i ämnet.
    En liten komplettering (ändring) i texten, överallt med –generatorer bör det stå –aggregat, eftersom rotationsenergin för en synkron enhet med elproduktion utgörs av dito för generator(er) och turbin(er). Men det finns också synkronmaskiner i motordrift (utan turbiner).
    Beträffande den framtida eventuella rotationsenergin från vindkraften, i konceptet syntetisk svängmassa, så väcks ju frågan om växellådor, rotorblad mm här är mekaniskt dimensionerade för påfrestningarna i förloppet inbromsning – accelleration, allt inom inom ett fåtal sekunder

  2. Leif Tollén skriver:

    Varför inte en kostnad för att tillföra icke synkron produktion? Varför ska inte den typen av produktion stå för kostnaden den förorsakar?

    1. Björn Christoffersson skriver:

      Jag håller helt och hållet med Leif Tollen. De leverantörer som inte levererar en fullgod produkt/tjänst ska givetvis få mindre betalt. Så är det i övriga samhället, i det privata såväl som det offentliga.
      Att sämsta leveransen ska vara normen och att andra delar av distributionskedjan ska kompensera för det är heltokigt.
      Om ägare till vindkraftverken, t.ex. pensionsfonder inte tycker det är lämpligt så kanske de inte är lämpliga ägare.

    2. Jens Hultgren skriver:

      Därför att – den delen av elproduktionen inte skulle klara av den kostnaden.
      Den skulle då inte byggas.

    3. Paula Johnsson skriver:

      Jag undrar om jag förstått detta korrekt:

      -Företag får betalt för att vara beredda att slå igång sina anläggningar jättesnabbt, via FFR.

      -Vindkraftverk skulle ha möjlighet att vara med i och erbjuda FFR om ägarna var medvetna om potentialen och investerade i lite extra system för att möjliggöra detta.

      -Kärnkraftverk/vattenkraftverk och kraftvärmeverk producerar hela tiden viss mängd rotationsenergi, men de får inte få betalt för det i FFR-marknaden. Det får inte betalt för det över huvud taget?