SVENSKA KRAFTNÄT. Svenska Kraftnäts Driftråd, möte Fortum Distribution (ersätter Jimmy Mattson) Skellefteå Kraft

Transkript

1 SVENSKA KRAFTNÄT Drift Alexandra Grigoriou /14 PROTOKOLL Svenska Kraftnäts Driftråd, möte Närvarande Matz Tapper Folke Sjöbohm Johan Hagsten Lars-Ola Andersson Gunnar Erixon Martin Sandin Lars Johansson Christer Bäck Tommie Lindquist Per Wikström Anna Jäderström Erik Ek Alexandra Grigoriou Frånvarande Mats Esteen Magnus Brodin Svensk Energi Svensk Energi Vattenfall Elproduktion Fortum Generation Vattenfall Eldistribution (ersätter Thomas Amgård) Göteborg Energi E.ON Elnät Sverige (närvarande på telefon under punkt 6-7) Svenska kraftnät (punkt 4) Svenska kraftnät (punkt 5) Svenska kraftnät (punkt 6-7) Svenska kraftnät (punkt 8) Svenska kraftnät (ordförande) Svenska kraftnät (sekreterare) Fortum Distribution (ersätter Jimmy Mattson) Skellefteå Kraft Tid: Tisdag den 9 juni 2014 kl. 9:00-15:00 Plats: Svenska kraftnät, Sturegatan 1 Sundbyberg, mötesrum Hamrai 1/8

2 i Godkännande av dagordning Dagordning godkändes. 2 Föregående mötesprotokoll Ingen anmärkning. 3 Driftläget Överförings- och kraftbalanssituationen och viktiga händelser Erik Ek presenterade hur driftläget har varit sedan förra driftrådet den 24 mars. Det har till största delen varit goda marginaler över snitten. Några tillfällen med ansträngd situation över snitt 4 men för övrigt få större störningar i stamnätet. En av de större händelserna inträffade den 27:e april då systemvärnet aktiverades. Det var höga flöden över snitt 2 och 4 med hög import från Hasle och full export på Konti- Skan och andra förbindelser söder om snitt 2. Två Ringhalsblock och två block i Oskarshamn var ur drift. När ett fel inträffade på seriekondensatorn i Vittersjö sjönk snitt 2 gränsen med MW och skjuter därmed över kraften mot väster där vi har dåligt med reaktiva resurser. Frekvens och snittproblemen gjorde att man beordrade start av Halmstad gasturbiner men samtidigt styr Awedöreverket i Danmark ner ca 300 MW pga internt fel. Spänningarna sjunker vilket medför att systemvärnet för snitt 4 aktiveras från Kilanda. Svk tittar nu på om detta hade kunnat undvikas och eventuella förbättringsmöjligheter. Endast restriktioner i Glan kvarstår efter förra sommarens explosioner av Balteau IT och UT. Konti-Skan 1 är sedan slutet av april åter i drift efter ett transformatorfel i Lindome på svenska sidan och Sydvästlänken Östansjö-Barkeryd togs i drift i slutet av april. Sedan mitten av mars har det varit områdespriser bara några få timmar. Dock uppstod det områdespriser då mycket kärnkraft var ur drift pga. revision fr.o.m. slutet av maj. 2/8

3 Presentationen bifogas i bilaga i. Vatten- och magasinsläge Folke Sjöbohm presenterar kraftläget i Norden och Sverige. Fyllnadsgraden av de svenska vattenmagasinen följer medelkurvan. Det är ganska mycket snö kvar i Lappland så vårfloden kan väntas vara ytterligare en tid. Årets utsmetade vårflod har minskat spillet i många älvar. Kärnkraftproduktionen i Sverige och Norden har i stort sett följt samma mönster som föregående år. Vindkraftproduktionen har passerat 30 TWh varav Sverige står för 14 MWh. Presentationen bifogas i bilaga 2. Vattenfall Eldistribution Gunnar Erixon informerade om problematiken i Skogssäter. De två stamnätstransformatorerna som gick ur drift i vintras gav problem i nätet. Den ena har reparerats och den andra är ersatt av en ny transformator. Den nya transformatorn är på plats i Skogssäter och kommer att driftsättas under v.28. Gunnar tog också upp den problematik västkustssnittet bidrar till i. Flödena påverkar Vattenfalls regionnät. Problemen uppstår då det blir fel på stamnätet och stamnätet försvagas. Då går mycket kraft ner på Vattenfalls 130 kv nät. Regionnät ska dock klara av ett n-i fel på stamnätet. Under en specifik situation i vintras valde VF att inte Mara ett n-i fel. Varför valde man denna ståndpunkt? Var det för dyrt att starta Stenungssund? Hur gör man sin riskvärdering? Detta får bli en intressant diskussionspunkt inför nästa Driftråd. Göteborg Energi Martin Sandin informerar om att det har varit ganska mycket störningar i nätet men inga allvarligare. Fortum Elproduktion Lars-Ola Andersson berättar om den dammförstärkning som pågår i Höljes. Dock påverkar det inte produktionen något nämnvärt. Det såg ut att bli tomt i magasinen i böljan av året men nu är magasinen välfyllda. Magasinen i Värmland är t.o.m. väldigt fulla. Vattenfall Elproduktion Johan Hagsten informerade om höga ytor lite här och där och en del spill. Annars ett stabilt läge. Kärnkraften reglerade ner under en helg för första gången sedan länge pga. överproduktion. Detta kan vi komma att få se mer av framöver. 3/8

4 4 FRR-A Christer Bäck presenterar uppföljningen och utfallet av FRR-A. Från vecka 3 t.o.m. vecka 22 har FRR-A varit kontrakterad fem timmar per vardagsdygn. Vaije måndag sker en uppföljning av föregående vecka. FRR-A kan aktiveras måndagar till fredagar under morgon och kvällstimmar. I Norden har FRR-A i medel varit aktiverad 36 % (under v.22) av tillgänglig FRR-A. Det visar sig att under de tillfällen då FRR-A är aktiverad har frekvensen blivit bättre än den simulerade frekvensen utan FRR-A aktiverad. FRR-A resulterar alltså i en reducering av antal minuter utanför 49,9-50,1 Hz bandet. Under v. 22 var den reduceringen 7,2 %. Men trots FRR-A har vi stora frekvensavvikelser framför allt på morgontimmarna och vi uppfyller för tillfället inte vårt mål. FRR-A har bevisat sig vara en bra produkt för att stötta frekvensen men mer verktyg behövs för att uppnå våra mål. Presentationen bifogas i bilaga 3. 5 Reinvesteringsbehovet de nästa åren Tommie Lindquist presenterar reinvesteringsbehoven de kommande åren. Alla primärkomponenter har fått sin tekniska status bedömd och det visar sig att det finns ett stort utbytesbehov av föråldrande teknisk utrustning. En skattad livsländ ligger till grund för utbytesbehov för apparater och en sammanvägning av alla ingående komponenter leder sedan till ett årtal för total stationsförnyelse. Olika komponenter viktas olika beroende på hur mycket de bidrar till stationen. Antalet stationer som bör förnyas framöver är många och det ser inte ut att bli färre i framtiden. I nuläget har man förnyat ca 2 st. per år. Det är mycket mindre än behovet. Planen för apparatbyten behöver följas för att planen för stationsbyte ska kunna följas. Det ökade reinvesteringsbehovet kommer att leda till ett ökat antal avbrott i stamnätet i framtiden och Svk kommer framöver att följa en helt annan trend gällande avbrott. Målet är att inte behöva skjuta avbrotten framför sig utan att ha en jämn fördelning på ca 4 st. reinvesteringar per år. Presentation bifogas i bilaga 4 4/8

5 6 Systemansvaret Per Wikström informerar om att Svk ser över innebörden i systemansvaret. Drivkrafterna för översynen är bland annat att Svk internt gör en översyn av eliagen där systemansvaret är reglerat och att kraftsystemdrift med mer förnyelsebart medför behov av ökad tydlighet kring systemansvaret. Därtill träder snart koderna i kraft och dessa förutsätter att ansvar och roller inom ramarna för systemansvaret är tydligt definierat inom vaije land. Per gav en historisk tillbakablick av systemansvaret och berättade om att det idag finns områden där ansvarsfördelningen mellan kraftsystemets aktörer inte är preciserat på ett önskvärt sätt. I den "gamla" elmarknaden fanns ett stort inslag av självreglering och ett ytterst litet inslag av statlig reglering. I norden fungerade det i princip så att varje lands dominerande kraftproducent bildade "klubbar" som självpåtaget organiserade och reglerade marknaden avseende leveranssäkerhet och elkvalitetsnormer (som frekvensoch spänningskvalitet). Därutöver reglerades tariff-strukturen, investeringar, prognosmetoder, driftledningen för kraftsystemet m.m. I Sverige skedde denna reglering genom två avtal - Produktionsoptimeringsavtalet och Stamnätsavtalet. Dessa avtal täckte affärsmässiga delar för nätägare såväl som för kraftproducenter men också det kollektiva ansvar som ett systemansvar innebar. I samband med elmarknadsreformen på nittio-talet skulle vissa delar av systemansvaret regleras i lag och andra delar i avtal. Ovan nämnda avtal innehöll emellertid konkurrenshämmande bestämmelser och avtalen ersattes med nuvarande anslutnings- och nyttjandeavtal. Tyvärr föll flera viktiga delar som berör systemansvaret bort i den processen. Bland annat försvann Svk:s mandat att bestämma hur spänningsregulatorer är inställda i driftskedet samt själva regleringen av driftledningen för systemansvaret. Dessa brister ihop med att Ellagen endast reglerar den del av systemansvaret som berör balans av aktiv effekt skapar viss otydlighet i tillämpningen av systemansvaret. Alla är överrens om att systemanvaret är väldig vagt och att det är nödvändigt att systemansvaret förtydligas. I framtiden kommer det bli en diskussion med regionnät där vi måste klargöra systemansvarets fulla innebörd. Det måste vara tydligt vilket ansvar och vilka skyldigheter alla har och att vi arbetar på samma sätt. Presentationen bifogas i bilaga 5. 5/8

6 7 Samarbetet TSO och DSO i Europa Per Wikström ställde frågan "Vad händer med DSO-rollen i framtiden?" Per drog Driftsäkerhetskoden i korthet vilken övergripande säger att systemet ska fungera som en enhet. Det innebär hl.a. att TSO och DSO måste samarbeta och koordinera verksamheten och att DSO rollen i framtiden kommer bli mer komplex. Det kommer bli stort fokus på informationsutbyte såsom tekniska data, realtidsdata, modeller m.m. och det förutsätts att det finns en ansvarsfördelning inom det svenska systemet i enlighet med direktiven. Lite frågeställningar som togs upp för diskussion: Blir regionsnäteten roll mer komplex i framtiden? Ja, idag är bilden helt annorlunda med bl.a. vindkraften. Har DSO gjort/påbörjat något internt arbete? EON-Elnät är redan igång med ett program där man jobbar med utmaningarna inom flera områden. Man är nöjd med utvecklingen för både verksamhet och medarbetare. Övriga har inte kommit lika långt. Behöver vi göra något tillsammans? Ja. Inget beslut fattades angående hur vi ska gå vidare och samarbeta. Det får tas upp som en avstämningspunkt vid ett senare möte. Presentationen bifogas i bilaga sekunders avvikelse Anna Jäderström presenterar det test som avser att utreda konsekvenserna av att bortse från tidsavvikelsen i vårt kraftsystem. Idag finns ett krav på att tidsavvikelsen ska hållas till max 30S. Tidsavvikelsen säkrar en medelfrekvens på 50,0 Hz över ett oändligt spann. Eftersom frekvensen tenderar att i genomsnitt vara över 50,0 Hz under timmar med större förändringar (pålastning/avlastning) byggs en tidsavvikelse upp på ett antal sekunder som måste tas igen under lugna perioder. Under dessa lugna perioder såsom nattetid och mitten av dagen måste därför frekvensen ligga under 50 6/8

7 Hz för att återställa tidsavvikelsen. Detta orsakar en mängd frekvensavvikelser, som medvetet kunde undvikas om inte tiden skulle backas tillbaka igen. Projektets mål är att planera, genomföra och utvärdera en testperiod där man bortser från tidsavvikelsen som en faktor som ska beaktas vid balanseringen av det nordiska kraftsystemet. I arbetsgruppen kommer det ingå folk från Statnett, Svenska kraftnät och NAG, kontaktpersoner från Fingrid och Energinet och även producenter och konsumenter. Testperioden kommer sedan att följas upp och utvärderas. Vid behov kommer en ny testperiod att göras. Slutligen kommer man skriva en utvärderingsrapport med ett förslag till rekommendation. Projektet siktar mot att genomföra de första testerna under hösten Presentationen bifogas i bilaga 7. 9 Övriga punkter Ny ledamot, Vattenfall Eldistribution Gunnar Erixon från Vattenfall Eldistribution ska träda in som ny ledamot i driftrådet. Gunnar Erixon ersätter Thomas Amgård, från Vattenfall Eldistribution, som ledamot. 10 Frågor att behandla vid kommande möten > ESA14 kom som förslag från Lars-Ola Andersson. > FCP projektet, Andreas Westberg > Fortsättning på spänningsregleringsprojektet, Mons Leiknes > Vattenfall tar upp västkustproblematiken. 11 Nästa möte 15 september 2015 kl /8

8 12 Bilagor Bilaga i, Händelser i kraftsystemet v.13 - v (Svk) Bilaga 2, Vatten- och magasinsläge (Svensk Energi) Bilaga 3, FRR-A uppföljning 2015 (Svk) Bilaga 4, Utbytesbehov - stamnätsstationer (Svk) Bilaga 5, Ellagsöversyn (Svk) Bilaga 6, Vad händer med DSO-rollen i framtiden (Svk) Bilaga 7, Disregard limits for time deviation (Svk) Justeras Vid protokollet Erik Ek Alexandra Grigoriou