SGG Integration av Vindkraft

Transkript

1 SGG Integration av Vindkraft Visby, 6 juli 2016, David Erol och Erica Lidström Smart Grid Gotland

2 Agenda Huvudfrågeställning Nulägesbeskrivning Demand Response Marknadsmekanismer Centraliserad styrning av vindkraftverk Frekvensreglering med syntetisk tröghet från vindkraftverk

3 Huvudfrågeställning Är det möjligt utöka vindkraften på Gotland med 5 MW utan traditionella förstärkningar?

4 Situationen på Gotland Produktion överstiger konsumtion flera gånger per år Worst, worst case scenario 2011/2012 ger ~100MW överproduktion Worst Case scenario 2011/2012 ger ~70 MW i överproduktion ~100 MW ~70 MW

5 Demand Response 200 MW wind power HVDC Länk Mätning Effektflöde +5 MW ST+LT prognosis Kritiska perioder Prod Kons Långtidskluster Optimerad körschema för konsumtion sätts 24h innan LT prognosis Kritiska perioder Prod Kons Lastförflyttning Lastförflyttning Korttids kluster Optimerat kluster som sätts varje h Optimeringen av kluster sker sekventiellt där Korttidsklustret minimerar prognosfel från långtidsklustret

6 Resultat från simulering

7 Slutsatser 1900 hushåll krävs för att hantera ett worst case scenario med bibehållen komfort En reducering på 700 hushåll när man introducerar cementa Ett batterilager på 280 kwh kan absorbera prognosfel. Nedreglering av vindkraft krävs vid ett fåtal tillfällen (vid stora prognosmissar)

8 Nya utmaningar Undermålig koppling mellan SE03 spotpriset och vindproduktion på Gotland! Kan man använda flaskhalshanteringsmetoder för att hantera sporadiska överbelastningar och därmed öka vindkraftkapacitet på Gotland? Metod A: Re-dispatch Vid överbelastning av länken måste nätägaren förhandla med konsumenter och producenter på båda sidor av den överbelastade länken för att lösa problemet. Metod B: Market Splitting Vid överbelastning av länken delas marknaden i två områden. Varje område har ett eget spotpris. Konsumenter och producenter bär kostnader relaterad till brist på överföringskapacitet. Redispatch Market Splitting Nätägare - + Vindproducent neutral - Konsument neutral + Ekonomisk påverkan vid flaskhals för varje aktör på Gotland

9 Resultat och slutsatser Metod A: Re-dispatch Metod B: Market Splitting Extra intäkt från nätavgiften för nyinstallerad vindkraft överskrider flaskhalsrelaterade förluster upp till 221 MW. Inkomsten från såld vindkraftenergi ökar linjärt upp till 238 MW. Vid högre installerad kapacitet minskar Gotlands genomsnittspotpris för mycket. Slutsatser: Metoder för flaskhalshantering ger en extra frihetsgrad till elsystemet för att hantera sporadiska överbelastningar och därmed bidrar till en ökad vindkraft integration på Gotland utan att någon aktör drabbas.

10 Centraliserad nedstyrning av vindkraftverk i kritiska överföringsperioder Idag manuell process för nedstyrning Ca 4GWh årligt spill av vindkraft 85% reducerat spill genom automatisering 85% ee = ss yy

11 Frekvensreglering med vindkraft Syntetisk Tröghet Bakgrund Vindkraften ersätter konventionella synkrona maskiner Andelen stora roterande generatorer med stor andel roterande energi (tröghet) minskar och därmed möjligheten att bevara frekvensen vid produktionsbortfall Möjliggöra ett extra bidrag av syntetisk tröghet från vindkraftverk skulle motverka den negativa utvecklingen med minskad frekvensstabilitet Öppnar upp nya möjligheter för vidare utbyggnad av vindkraften Syfte Få en bättre förståelse för hur vindkraftverk kan bidra till frekvensstabiliteten på Gotland genom syntetisk tröghet.

12 Scenario - frekvensstabilitet Vilken storleksordning är rimligt att anta för ett produktionsbortfall? Nätet ska klara ett bortfall av den största produktionsenheten i Sverige (N-1). O3: 1450MW Vid maximal(~ 27000MW) och minimal (~ 10000MW) konsumtion i Sverige motsvarar det 5-14% Fall för simulerade produktionsbortfall på Gotland 8 och 15MW 6 och 12 %, 126 MW last i modellen av Gotland Återhämtning

13 Metod Utvecklat modell för frekvenreglering Flera valbara variabler ex. karaktärisktik för utmatning och återhämtning aktiv effekt till/från nätet Maximal utmatad effekt Maximal tid för utmatning Triggfrekvens för utmatning och återhämtning Dynamiska studier med kraftsystemanalysprogrammet PSS/E med nätmodell av Gotland

14 Fall 8 och 15 MW produktionsbortfall med vs utan SI samt återhämtning 50% reglerkapacitet på HVDC-Länken Frekvensdippen blir 0,05 Hz lägre i fallet med SI. Frekvens, Ingen SI Frekvens, SI df/dt, ampl 1 Frekvens, SI df/dt, ampl 3 Frekvensdippen blir 0,1 Hz lägre i fallet med SI. Frekvens, Ingen SI Frekvens, SI df/dt, ampl 1 Frekvens, SI df/dt, ampl 3 Reducerar HVDC länkens reglerkapacitet för att simulera ett vanligt system med hög andel vindkraft en blåsig dag med låg konventionell produktion

15 Slutsatser Tillförsel av aktiv effekt vid händelse av en frekvensdipp förbättrar frekvensstabiliteten Ett kraftigt initialt bidrag av aktiv effekt motverkar effektivast en frekvenssänkning Återhämtning orsakar en ny frekvensdipp i den gotländska modellen Resultaten är helt beroende av systemet som studeras

16 Tack för din uppmärksamhet! Smart Grid Gotland

17 Batterilager som stöd för prognosfel kw Assumed impact on handling 5MW more installed wind power BESS 280kWh Normalized RMSE for predicted wind speed BESS provide ~80 minutes of time buffer to address errors in prognosis 60 ~ min Batterilager med kapaciteten 280kWh antas kunna absorbera prognosfel mätt i ERMS upp till 80 min baserat på 5MW installerad effekt Prognosfel introduceras av en normalfördelning med konfidensintervallet 1 sigma

18

19 Interaction between the applications in order to handel critical export peeks at Gotland Demand Response with BESS-support for forecast errors 24h ahead prognosis Fine tune prognosis (Intra day) Fine tune prognosis (Intra hour) Absorb Error (Near Rel-time) Ventyx Network Manager Measureing 1 Conti nuous Measure Power flow at a given point (trafo Källunge or HVDC link) 2 Ventyx Nostradamus Prod. Forecasting Load forecasting Process 24h ahead forecast Process 24h ahead forecast 3 2 Process forecast Process forecast 3 2 Process forecast Process forecast 3 2 Ventyx DRMS DR-Controller 1 Every hour Request 24h ahead Load 4 forecast Request 24h ahead 1 prod. forecast 5 Generate 24h DR-order 6 Optimize and perform DR 7 Receive commitment status 9 Every 5 min 1 Request Load 4 forecast Request prod. 1 forecast 5 Re-calculate Prod/Cons prognosis based on DR commitment 6 11 Optimize and 12 order DR Receive commitment status Execute DR Request 1 Load 6 forecast Every Request prod. minute 1 forecast 6 Request 1 Status 5 Re-calculate Prod/Cons prognosis based on DR commitment 7 Request Action Request Status 4 Calculate new Set-points Request Request Action Action Request Action Customer Gateway (Indirect Control) Receive DR and 8 Send commitment status 10 wait 24h Customer Gateway (Direct Control) Receive DR and 8 Send commitment status 9 wait Perform requested DR ABB BESS Conti nuous 1 Update and provide status (SOC) Perform requested action Conti nuous 1 Update and provide status (SOC) Perform requested action Wind Power System Perform requested action PV Perform requested action

20 Resultat Ett produktionsbortfall på 6 MW orsakar en frekvenssänkning. Syntetisk inertia tillförs nätet enligt de tre ekvationerna. Reaktionstid från det att produktionskällan kopplas bort och syntetisk tröghet tillförs är 0,15 s.

21 Resultat Ett produktionsbortfall på 8 MW orsakar en frekvenssänkning. Syntetisk inertia tillförs nätet enligt de tre ekvationerna. Reaktionstid från det att produktionskällan kopplas bort och syntetisk tröghet tillförs är 0,15 s.

22 Resultat Ett produktionsbortfall på 8 MW orsakar en frekvenssänkning. Syntetisk Tröghet tillförs nätet enligt ekvation 2. Varierad reaktionstid från det att produktionskällan kopplas bort och syntetisk tröghet tillförs (0,3; 0,6; 1,0 s).

23 Diskussion SI Vilken ekvation för SI som väljs har stor betydelse för frekvenssvaret Tidsfördröjningen av SI från ett produktionsbortfall korrelerar kraftigt till frekvensdippens varaktighet. Systemets reaktion på återhämtning av aktiv effekt har inte påvisats pga HVDC-länkens snabbhet, utan den i drift fallerar modellen. Ett system med redan stor andel vindkraft är betydligt känsligare för händelser i form av exempelvis produktionsbortfall eller lasttillägg jämfört med ett system bestående av tunga roterande maskiner. Ingen spridning inom turbinernas produktionsinervall i nätmodellen. Detta vore sannolikt pga varierad vindhastighet över Gotland. Därför kan inga utjämnande effekter då SI införs för fler turbinder urskiljas. Andra studier utförda av Elforsk visar att frekvensen återhämtar sig långsammaren vid inverkan av SI. Detta har inte påvisats i denna studie.

24 När skulle dessa kritiska exportperioder ske? Data (avg 5 min) för länken mellan Gotland och fastlandet perioden till Sex av de största exportperioderna (exportdalar i diagramet): , periodtid 105 min , periodtid 90 min , periodtid 245 min , periodtid 165 min , periodtid 25 min , periodtid 125 min 2011 Jan Juli 2012-Jan Juli Nov

25

26 Val av Smart Grid funktion Demand-Response 200 MW wind power HVDC länk +5 MW Demand-Response Demand-Response Demand-Response kan möjligöra en större andel vindkraftproduktion på Gotland genom att öka konsumtionen nära produktionen under kritiska exportperioder

27 Utredning av två marknadsbaserade strategier för småhus för day-ahead hantering av överbelastningar Strategi A: Dynamisk nätavgift Nätavgiften kalkyleras för varje timme av följande dagen för att kompensera för den potentiella kostnadsökningen som medförs av DR under timmen. Strategi B: Spotprisoptimering Löser överbelastningsproblemet och samtidigt minskar kostnader genom att utnyttja spotpris variationer (timspotpris avtal krävs).

28 Verktygslåda för flexibilitet Konsumtionsmodell baserad på en journalpublikation: Forecasting household consumer electricity load profiles with a combined physical and behavioral approach, Claes Sandels, Joakim Widén, Lars Nordström, Applied Energy, 2014 Alla data i 1hupplösning Modellen validerad med konsumtionen från 41 svenska hushåll

29 Resultater och slutsatser Resultaten baserade på en period med 3 dagar av återkommande överföringsproblem, vilket beräknas ske 5-6 gånger per år om den maximala kapaciteten för vindkraft ökas med 5 MW. Max antal DR deltagare som behövs Inverkan av spotprisprofilen på antal DR deltagare Strategi A: Dynamisk nätavgift 1600 Ingen Strategi B: Spotprisoptimering 1400 (vår scenario ej lösbar) Möjlig ökning med 100 st. om hög variation spotpris Kompatibla typer av elavtal Alla Timspotpris avtal Total ersättning som betalas av DSO:n SEK (med timspotpris avtal) 0 SEK om optimerings problem lösbar Besparingar per DR deltagare 2 40 SEK 0-20 SEK

30

31 Utmatning SI vid 15 MW produktionsbortfall Produktionsbortfall 15 MW Frekvens, Ingen SI Frekvens, SI df/dt, ampl 1 Frekvens, SI df/dt, ampl 3