Rapport R Utmaningar för det smarta elnätet Math Bollen Ove Westman

Transkript

1 Utmaningar för det smarta elnätet Math Bollen Ove Westman

2 Datum Distribution till Karin Widegren Näringsdepartementet Kundens referens N2012:03/2013/13 Antal sidor i huvuddokument Copyright: 49 STRIs projektnr Utan skriftligt tillstånd från STRI AB får publicering eller kopiering av innehållet i denna rapport endast ske i sin helhet. Distribution STRI sid 1-3 VD, M, Q, R, RT, S Rapport version 1.95

3 Sida 1 (49) Sammanfattning Kapitel 1 ger bakgrunden till rapporten Kapitel 2 innehåller definitioner av Smarta elnät och Distribuerad generering (DG) Kapitel 3 redogör för flera stora utmaningar som elnäten står inför i samband med introduceringen av en storskalig användning av förnybara energikällor vid produktion av elenergi. Framförallt gäller detta anläggningar med vindkraft, eftersom de förväntas bli avsevärt mycket större än anläggningar med solkraft. Även den betydelsefulla och användbara termen acceptansgräns förklaras. Kapitel 4 handlar om marknaden och hur den kan påverka effektflödena i elnäten. Priser på el och effektflöden varierar mycket på olika tidsskalor. Marknaden påverkar också konsumentens agerande i sin konsumtion, som därigenom också påverkar situationen i distributionsnäten. Kapitel 5 försöker förutse vilka av utmaningar som nämns i Kapitel 3 som kommer att vara aktuella inom en tidshorisont av 5 till 10 år. Kapitel 6 klassificerar den teknologi och de nya metoder som går under samlingsnamnet smarta elnät. Kapitel 7 redogör för vilka av utmaningarna som behöver åtgärdas nu eller inom några år Kapitel 8 listar referenser till rapporten

4 Sida 2 (49) Sammanfattning Bakgrund Smarta elnät Definitioner Ledtid för nya elnät Utmaningar Ny Produktion (DG) Acceptansgräns Stora vindkraftsparker Mindre vindkraftsparker Solkraft/PV Ångbaserad solkraft Kraftvärme Ny konsumtion Elbilar Värmepumpar Lågenergibelysning Elmarknader Nya effektflöden på transmissionsnivå Konsekvensen för tillförlitligheten Marknadens påverkan på distributionsnät Vad förväntas inom några år Klassificering av ny teknologi och nya metoder Lösningar i nätet Krav på nätanvändare och deras utrustning Deltagandet av nätanvändare Marknadsbaserade lösningar Lösningar på kundsidan av mätaren Slutsatser Referenser... 44

5 1 Bakgrund Rapport R Samordningsrådet för smarta elnät har bland annat som uppdrag att ta fram ett förslag på handlingsplan för smarta elnät i Sverige. Som underlag för detta behövs det kunskap om möjligheterna med ny teknologi, samt en bedömning av vilken teknologi som redan finns på marknaden, eller är tillräckligt mogen för att kunna användas inom några år. Samordningsrådet för smarta elnät har även som uppdrag att etablera en kunskapsplattform för att öka kunskapen om smarta elnät. Fokus för denna plattform ligger på elmarknadens olika aktörer, sakägare och intresseorganisationer, samt närmast berörda branscher. Sida 3 (49) Det långsiktiga målet Det långsiktiga målet, där detta projekt ingår som ett första steg, är att göra en inventering av ny teknologi som kan ta bort de hinder och utmaningar som finns mot: Introduktionen och utnyttjandet av förnybar elproduktion Styrning av energiförbrukning Effektreduktion vid effekttoppar Aktivare elkunder

6 Sida 4 (49) 2 Smarta elnät 2.1 Definitioner Distribuerad generering (DG) Begreppet distribuerad generering används ofta men saknar en klar och entydig definition. Med begreppet avses ofta generering enligt: Vanligen ansluten till distributionsnätet Relativt liten märkeffekt, från ett tiotal kw upp till några MW Inte centralt planerad eller distribuerad Andra karakteristiska data då DG skiljer sig till en mer konventionell generering: Stora variationer i produktion på grund av dess oförutsägbarhet Baserad på förnybara energikällor, eller också på en mer effektiv produktion Inte alltid ägd av de stora aktörerna på marknaden I denna rapport används fortsättningsvis förkortningen DG för denna elproduktion. Smarta nät Det finns idag ingen tydlig och allmänt accepterad definition av intelligenta eller smarta nät 1, och olika personer och organisationer använder olika definitioner. Men i allmänhet kan man se två olika typer av definitioner av intelligenta nät. Den första typen av definition ger en beskrivning av vilken teknologi som räknas som smarta nät. Här finns till exempel IEC:s definition: Smart grid; intelligent grid: electric power system that utilizes information exchange and control technologies, distributed computing and associated sensors and actuators, for purposes such as: to integrate the behaviour and actions of the network users and other stakeholders, to efficiently deliver sustainable, economic and secure electricity supplies Likaledes finns det olika uppfattningar om vad som kan räknas som teknologi för intelligenta nät, men följande nyckelord återkommer ofta i diskussioner om smarta nät: Mer mätning, kommunikation och styrning, även på distributionsnivå Kraftelektronik, bland annat FACTS 2 och högspänd likström HVDC 3 Energilagring, både stor och småskalig 1 Båda begrepp används som synonym; i denna rapport kommer vi att använda framförallt smarta nät 2 Flexible AC Transmission Systems 3 High Voltage Direct Current

7 Sida 5 (49) Avancerade nätautomations och skyddssystem Styrning av mindre produktionsenheter, individuella enheter eller grupper av mindre enheter; styrning av större vind och solkraftanläggningar Möjlighet att lägga driftreserver på förbrukningssidan och hos mindre produktionsenheter Deltagande av flera aktörer (även småkunder) på elmarknaden och utveckling av marknader för systemtjänster Den andra typen av definition utgår från de problem som är i behov av en lösning. Ett exempel är den definition som ERGEG 4 använder: ʺSmart Grid is an electricity network that can cost efficiently integrate the behaviour and actions of all users connected to it. Generators, consumers and those that do both, in order to ensure economically efficient, sustainable power systems with low losses and high levels of quality and security of supply and safetyʺ. Definition enligt Energimarknadsinspektionen Smarta elnät definieras av Energimarknadsinspektionen, enligt rapport EI R2010:18 som: Samlingen av ny teknologi, funktionen och regelverk på elmarknaden, m.m. som på ett kostnadseffektivt sätt underlättar introduktionen och utnyttjandet av förnybar elproduktion, leder till minskad energiförbrukning, bidrar till effektreduktion vid effekttoppar, samt skapar förutsättningar för aktivare elkunder. En del av denna nya teknologi finns redan på marknaden, medan andra delar bara finns som vision, eller som ett förslag i den teknisk-vetenskapliga litteraturen. En stor del av problemställningen som smarta elnät förväntas lösa är starkt knuten, direkt eller indirekt, till kundernas krav på sina elleveranser. Till exempel i form av leveranssäkerhet och spänningskvalitet. De tekniska hinder som finns i nätet mot till exempel införandet av viss ny utrustning för energieffektiv elförbrukning, förnybar elproduktion och deltagande av kunder i elmarknader, kan äventyra leveranssäkerheten och/eller spänningskvaliteten. Konceptet acceptansgräns som beskrivs i rapport EI R2010:18 är helt baserat på detta. Ibland används även den engelska benämningen hosting capacity. Se Kapitel för en närmare beskrivning av begreppet acceptansgräns. 2.2 Ledtid för nya elnät Det finns en egenskap i elnäten som är viktig att ta hänsyn till när det gäller val mellan befintlig och ny teknologi. Att använda befintlig teknologi betyder i de flesta fall att bygga nya ledningar, produktionsanläggningar, transformatorstationer, mm. Att förstärka elnätet på detta sätt är inte enkelt och hela proceduren kan ta flera år från det att man inser behovet av en nyinvestering, till det att den nya komponenten är i drift. Det gäller framför allt för ledningar i stam och regionnätet och för stora produktionsenheter. För stamnätsledningar 4 European Regulatory Group for Electricity and Gas, regulators.eu

8 Sida 6 (49) är det inte ovanligt med tidsintervaller på cirka tio år från beslut till drifttagande. På regionnätsnivå är ledtider på fem år inte ovanliga. Att bygga stora produktionsanläggningar kan ta lika lång tid, i vart fall när det gäller vattenkraft eller kärnkraft. Samtidigt som det tar flera år att göra investeringar i nätet, kan ändringar på kundsidan ske mycket snabbare. Vindkraftintegreringen i regionnätet och i stamnätet är en utmaning. Nätägaren ska bedöma varje förfrågan och utifrån det bestämma behovet av investeringar i nätet. Målet om 30 TWh energi från vindkraft år 2020 kommer säkert att kräva förstärkningar på flera ställen i nätet. Men det är fortfarande oklart var vindkraften kommer att etableras och därför är det inte heller klart vilka investeringar som behövs i nätet. Denna osäkerhet om den framtida elproduktionens påverkan på nätet, kräver en flexibilitet som inte finns med befintlig teknologi. Däremot kan ny teknologi erbjuda en större flexibilitet, och kortare ledtider mellan identifieringen av behovet och idrifttagningen. Därmed också en viktig anledning till att främja en större modernisering av elnäten.

9 3 Utmaningar Rapport R Sida 7 (49) Oavsett val av definition av det smarta elnätet, kan man allmänt säga att elnäten står inför nya utmaningar och att det finns, eller kommer att finnas, ny teknologi för att lösa dagens och morgondagens problem. Framtidens elnät kommer att använda tillgänglig ny teknologi för att på ett tekniskt effektivt och kostnadseffektivt sätt lösa problemen. Övergången från det befintliga elnätet till framtidens elnät är det vi egentligen beskriver som smarta nät. 3.1 Ny Produktion (DG) En storskalig användning av förnybara energikällor vid produktion av elenergi kommer att få stora konsekvenser för elnätet. För Sverige innebär detta utmaningar vid integreringen av den förnybara elproduktionen, framförallt gäller detta anläggningar med vindkraft. Dessa kommer att bestå av mindre enheter anslutna till lokalnätet, men även av stora anläggningar anslutna till regionnätet eller direkt till stamnätet. Vid bedömning av konsekvenser och påverkan av vindkraftintegrering, bör det skiljas mellan konsekvenserna i distributionsnät och konsekvenserna i transmissionsnät. Elproduktion med solkraft är fortfarande nästintill försumbar som energikälla i Sverige, men kommer att etablera sig mer i framtiden. Även kraftvärme baserad på biobränsle kan förväntas öka mycket i framtiden. Vattenkraft är också en förnybar energikälla och det svenska elnätet är redan anpassat till situationen med stora mängder vattenkraft i norra Sverige och förbrukning i södra delarna av landet Acceptansgräns I det följande kommer vi till största delen att behandla vindkraft, även om konsekvenserna av solkraft och andra nya energikällor kan vara jämförbara. Vid mindre mängder vindkraft kommer påverkan på elnätet att vara försumbar, men vid en viss gräns kommer det att behövas nya investeringar i kraftsystemet. Denna gräns kallas för ʺacceptansgränsenʺ eller på engelska ʺhosting capacityʺ. Acceptansgränsen kan variera från några procent till mer än 50 procent av förbrukningen i ett specifikt nät, beroende på var i nätet anslutningen sker och på vilket kriterium (t.ex. överspänning eller överström) som sätter gränsen [20,25,26,27]. Acceptansgränsen säger ingenting om hur mycket förnybar elproduktion som är ansluten till elnätet, istället anger den hur mycket som skulle kunna anslutas utan att det behövs investeringar i nätet. Genom att använda en ny teknologi går det att nå en högre acceptansgräns för förnybar elproduktion, än genom att använda konventionell teknologi; eller också att uppnå samma acceptansgräns till en lägre kostnad (se figur 3). Principen av acceptansgränsberäkningen visas i figur 1 och 2. Vid acceptansgränsmetoden räknas det ut ett prestandamått (t.ex. överspänning eller överström) som funktion av mängden installerad effekt i förnybar elproduktion. Ett gränsvärde definieras då prestandan blir otillåtbar. Acceptansgränsen uppnås då prestandamåttet når gränsvärdet.

10 Sida 8 (49) Figur 1 Visar ett visst prestandamått (blå kurva, t.ex. högsta spänning), som ökar redan vid en liten mängd produktion [21] Figur 2 Visar ett visst prestanda mått (blå kurva, t.ex. högsta ström), som minskar vid små mängder produktion, men som sedan ökar vid större mängder. I detta fall kan det definieras två acceptansgränser [21] Figur 3 Acceptansgränsen kan öka med smarta nät [22]

11 3.1.2 Stora vindkraftsparker Dessa kommer att vara anslutna till region- eller till stamnätet. Deras påverkan kommer att finnas framförallt på transmissionsnätsnivå 5. Rapport R Sida 9 (49) Den snabba förväntade och planerade ökningen av andelen vindkraft innebär en stor utmaning när det gäller att anpassa elnäten så att de klarar alla förändringar. Ett nytt mål på 25 TWh förnybar elproduktion till år 2020 antogs av riksdagen 6 i juni Införandet av vindkraft kommer att påverka alla aspekter av elnätet, men detsamma gäller också när en industrianläggning eller en annan produktionsenhet ansluts. Det finns dock vissa fenomen och konsekvenser för elnätet som är specifika för vindkraft. I det följande behandlas några tänkbara konsekvenser av en integration av stora mängder vindkraft i elnäten. Det bör påpekas att konsekvenserna inte har kvantifierats här, acceptansgränsen beror till stor del på lokala förhållanden. Introduktionen av vindkraft i nätet kommer att/förväntas ske snabbt och på ett oförutsägbart sätt. Ledtiden för en ny vindkraftpark är generellt mycket kortare än för t.ex. en luftledning eller för en stor produktionsenhet. Utmaningen blir ännu större på grund av att den så kallade intermittenta produktionen, variationen i vindkraft, till stor del inte är förutsebar och inte har något samband med förbrukningen. Produktionen i de befintliga produktionsenheterna har traditionellt varit starkt relaterad till förbrukningen. En hög förbrukning medför då också en hög produktion, och vice versa. Nya driftsituationer Vindkraftproduktionen kommer att vara spridd över hela landet, vilket innebär att det kan blåsa i en del av landet, men vara vindstilla i en annan del. Antalet möjliga driftsituationer kommer därmed att öka avsevärt. Istället för enbart två extrema driftsituationer, tillkommer två nya extrema driftsituationer: Idag Hög förbrukning med hög produktion Låg förbrukning med låg produktion Framtid Hög förbrukning med låg produktion Låg förbrukning med hög produktion Icke bortkopplingsbar produktion Eftersom nätägaren måste se till att nätet klarar alla driftsituationer, är det tydligt att utmaningarna kommer att bli stora. Här tillkommer även en framtida utmaning gällande driftsoptimering med avseende på t.ex. förluster. Integreringen av vindkraft anses också vara svårare eftersom den ofta räknas som icke bortkopplingsbar produktion. Vid en situation med hotande överbelastning i nätet, kan den befintliga produktionen komma att kopplas bort. Istället startas annan produktion som inte ger överbelastning. En flaskhals mellan prisområden leder till olika priser i olika prisområden. Inom ett prisområde kan Svenska Kraftnät använda en beräkningsmetod som kallas ʺmotköpʺ, för att ge ekonomisk kompensation både till enheter som kopplas bort och till enheter som startas [28]. Det finns dock 5 I Sverige finns det ingen tydlig avgränsning av transmissionsnätet. Här räknas som transmissionsnät, stamnätet och de högsta spänningsnivåerna (70 kv och högre) i lokal- och regionnät. 6 Prop. 2008/09:163 En sammanhållen klimat- och energipolitik

12 Sida 10 (49) idag inga motsvarande metoder på regionnätsnivå där största delen av vindkraften kommer att anslutas Påverkan på stamnätet Vid anslutning av stora vindkraftsparker och vid stora mängder lokalproduktion kommer även transmissionsnätet att påverkas. Därmed kommer också systemet (produktionen och nätet) att påverkas [29-33]. Nya effektflöden En av de viktigaste utmaningar för nätägarna är de nya effektflödena på grund av förnybar elproduktion. Det är dock inget specifikt vindkraftproblem, utan problemet uppstår i samband med integration av all ny produktion, t.ex. ny vattenkraft eller effekthöjningar i kärnkraft. Att bygga nya utlandsförbindelser ger också nya effektflöden i nätet. I Sverige pågår det en diskussion om var i landet vindkraften ska etableras. Det finns föroch nackdelar med de olika alternativen, men till slut är det i huvudsak en marknadsfråga. Investeringarna kommer att göras där de förväntas ge mest avkastning. Därför bör nätet vara förberett för alla rimliga scenarier. Om vindkraften kommer att etablera sig i södra Sverige ger det fördelar för driften av stamnätet. Produktionen i södra Sverige kommer då att öka och behovet av överföring från norra Sverige kommer att minska. Det minskar förlusterna och gör även att nätet blir mer stabilt. Om produktionen istället kommer att finnas i norra Sverige, kommer den att överföras över samma luftledningar som också överför vattenkraft till södra Sverige. Produktionen från vattenkraft kan då minskas i samma takt som vindkraften ökar så att den totala effekten blir densamma Minskat behov av stora kraftverk/risk för effektbrist Stora mängder elproduktion från förnybara källor minskar behovet av elproduktion från stora kraftverk, som till exempel kärnkraft och vattenkraft. De stora variationerna i produktionskapacitet hos förnybara energikällor (framför allt vind- och solkraft), kan ge följdkonsekvenser som äventyrar kraftsystemets driftsäkerhet. Kraftvärme med biobränsle som energikälla är mycket mer förutsägbar och i stor utsträckning konstant och i stark relation till konsumtionen, även om viss variation förekommer, bland annat säsongsvariationer. En första konsekvens av stora mängder elproduktion från förnybara energikällor är att utnyttjningsgraden i de dyraste kraftverken (dvs. kraftverken med de högsta marginalkostnaderna per kwh), kan komma att minska så mycket att det inte längre blir ekonomiskt försvarbart att behålla dem. Därmed kan det bli svårare att garantera driftsäkerheten under förbrukningstoppar. Samtidigt kan det uppstå en risk för att inte tillräckligt mycket förnybar elproduktion finns tillgänglig för att motsvara behovet. Även om inga kraftverk kommer att stängas, kan det bli effektbrist när en framtida ökning av förbrukningen inte täcks av motsvarande ökning av produktionskapacitet med tillräckligt hög tillgänglighet. Det kan uppstå effektbrist i nätet under perioder med hög belastning och med låg kapacitet från förnybara energikällor. Effektbrist i Sverige inträffar i praktiken vanligen endast vid brist på överföringsförmåga över utlandsförbindelserna [34] Stabilitet Leveranssäkerheten måste vara fortsatt hög, trots att den nya produktionen påverkar elnätet på ett annat sätt jämfört med idag. Därför behövs nya tekniska lösningar för att bland annat

13 Sida 11 (49) förhindra överbelastningar och överspänningar, men också för att stärka driftsäkerheten generellt. Det finns ny teknologi som kan hjälpa till att anpassa elnätet på ett effektivt och flexibelt sätt. En annan konsekvens av det minskade behovet av stora kraftverk, än att en stor elproduktion kan erhållas från förnybara källor, är att det ibland kan uppstå situationer där det inte finns tillräckligt med stora kraftverk i drift för att hålla systemet stabilt och tillräckligt driftsäkert. Detta kan hända när en låg förbrukning sammanfaller med en hög produktion från förnybara energikällor. Stora kraftverk behövs inte bara för att producera elektrisk energi, utan även för att hålla systemet stabilt, samt för att ge tillräckligt med reservkraft ifall en viktig komponent i systemet faller bort. Sådana systemtjänster levereras i allmänhet inte av förnybar elproduktion. Det kan även uppstå situationer där det finns ett överskott på förnybar elproduktion lokalt eller i hela landet. Ett sådant överskott bidrar inte till systemtjänster och driftreserver. Stabilitet i transmissionsnät är ett mycket komplext fenomen med många olika aspekter; det ligger utanför denna rapport att behandla alla, men vi vill ändå nämna vissa utmaningar som har diskuterats under de senaste åren: Minskning av tröghetsmoment när konventionell produktion ersätts av vindkraft kan äventyra frekvensstabilitet och vinkelstabilitet [35-37] Brist på störningstålighet av DG kan äventyra spänningsstabilitet men även frekvensstabilitet [38-40] När stora vindparker bidrar till spänningsreglering, ska deras påverkan under störningar studeras för att säkerställa att de inte kan äventyra kortvarig spänningsstabilitet, vinkelstabilitet eller småsignalstabilitet [41,42,43] Prognosfel Svenska Kraftnät Svenska Kraftnät har systemansvar för landets elförsörjning och att elsystemet är i balans utifrån tillgängliga produktionsreserver. Svenska Kraftnät har det fysiska ansvaret att balansera in och utmatning på nätet. Om obalans uppstår och förbrukning inte överrensstämmer med planerad produktion kompenseras detta av Svenska Kraftnät genom inköp eller försäljning av energi. Detta regleras sedan ekonomiskt med balansansvarigt företag i aktuellt nätverksområde. Balansansvarig För att uppfylla den lagstadgade skyldigheten att leverera så mycket el som förbrukas av elanvändarna, måste elleverantören ha någon som åtar sig balansansvaret för elleveransen. Elleverantören kan antingen själv åta sig ansvaret och sluta avtal om balansansvar med Svenska Kraftnät, eller anlita ett företag som innehar ett sådant avtal. Den som har balansansvaret har ett ekonomiskt ansvar för att det för varje timme finns tillgång till lika mycket el som förbrukas i en uttagspunkt, d.v.s. balansera in och utmatning. Detta kontrolleras i den balansavräkning som Svenska Kraftnät gör för alla balansansvariga i landet. Avvikelser i balansen regleras ekonomiskt i efterhand mellan Svenska Kraftnät och de balansansvariga. I balansansvarsavtalet regleras bl.a. de ekonomiska villkoren, men också krav på informationsutbytet mellan Svenska Kraftnät och den balansansvarige.

14 Sida 12 (49) Prognosfel vid förnybar elproduktion Variationer i produktionen från vindkraft och solkraft är välkända och anges ofta som en negativ aspekt. Det är dock en grov förenkling av situationen, men det är viktigt att sätta dessa variationer i rätt perspektiv. I distributionsnät är oftast konsekvenserna av dessa variationer begränsade till problem med spänningskvaliteten. På högre spänningsnivå är det framför allt osäkerheten i produktionen som kan leda till begränsningar i nätet. På systemnivå kan konsekvenserna bli som redan nämnts, att antalet stora kraftverk i drift minskas. Det är således inte variationerna i sig som är den stora utmaningen, utan prognosfel några timmar i förväg. I nedanstående figurer illustreras hur variationerna i en större vindkraftspark kan se ut. figur 4 visar ett exempel på hur producerad effekt varierade under en timme vid två olika tillfällen i en 600kW vindkraftspark. Figur 4 Effekt under en timme vid två olika tillfällen I samma vindkraftspark som ovan varierade den producerade medeleffekten, mätt under 1 sekund, respektive 10 sekunder enligt figur 5 nedan. Figur 5 Medeleffekt under en sekund (vänster), under 10 sekunder (höger)

15 Sida 13 (49) Krav på ökad reservkapacitet Den osäkerhet i produktionen som uppstår vid mindre mängder elproduktion från förnybara källor kan läggas som en del av den osäkerhet som finns i förbrukningen. Det finns omkring 250 MW reservkapacitet i det svenska systemet för att klara prognosfel i förbrukningen, och som även kan användas för att täcka prognosfel från mindre mängder elproduktion. Vid större mängder vindkraft ökar det totala prognosfelet och det kommer därför att behövas en ökning av reservkapaciteten. Behovet av reservkapacitet kommer att vara högst under driftlägen med stor produktion från vindkraft, och när den tillgängliga reservkraften är lägst. Det svenska kraftsystemet har en hög andel vattenkraft (en av de högsta i världen) vilket medför stora fördelar vid vindkraftintegrering. Vattenkraft går snabbt att reglera utan stora extra kostnader. En stor del av de prognosfel som förekommer vid vindkraftproduktion kan då kompenseras genom styrning av vattenkraft. Det kräver dock tillräckligt med överföringskapacitet mellan vattenkraft och vindkraft, samt en balanskraftmarknad som ger rätt incitament för vattenkraftsägarna att leverera balanskraften Övertoner Övertonsproblematiken för stora parker är densamma som för mindre parker och individuella turbiner. Kraftelektroniska omriktare 7 i vindturbinerna är en källa till övertonsdistorsion [44-53]. Specifika övertonsrelaterade utmaningar för stora parker introduceras av resonanser 8 mellan olika komponenter i parken [54-58]. Konsekvenser av dessa resonanser kan bland annat vara: Förstärkning av emission från individuella turbiner: emission från parken kan vara större än summan av emission från individuella turbiner. Bakgrunddistorsion (spänningsdistorsion på anslutningspunkten, innan parken ansluts) kan leda till höga övertonsströmmar genom parken. Emission från ett visst ställe kan leda till höga övertonsspänningar eller övertonsströmmar på ett annat ställe. Kapacitiva komponenter i parken kan ändra resonanserna i nätet med höga övertonsspänningar och övertonsströmmar som konsekvens. Mätningar och systemstudier har visat att det kan finnas situationer där övertonsströmmen som drivs av bakgrunddistorsion är betydligt större än övertonsströmmen som drivs av kraftelektroniken i turbinerna [1,2,59] Övertoner i svagare transmissionsnät I driftsituationer med stora mängder förnybar elproduktion kommer det att finnas mindre antal stora kraftverk i drift. Konsekvensen kan då bli en lägre kortslutningseffekt vid 50 Hz, framförallt på ställen där det tidigare fanns en hög kortslutningseffekt. En lägre kortslutningseffekt innebär förutom en högre impedans vid 50 Hz, även en högre spän- 7 Exempel på omriktare: Statcom (Static compensator), SVC (Static VAr Compensator 8 En resonans uppstår när det finns så väl kapacitiva som induktiva komponenter i nätet i närheten av varandra. Induktiva komponenter är transformatorer, kablar och luftledningar. Kapacitiva komponenter är kablar och kondensatorbatterier. Ju större induktansen och kapacitansen är, ju lägre blir resonansfrekvensen. Låga resonansfrekvenser, som har de största konsekvenserna, uppstår när det finns många och/eller långa kablar och när det finns kondensatorbatterier.

16 Sida 14 (49) ningsdistorsion vid lågfrekventa toner, om det finns samma övertonsemission (övertonsströmmar). Men för högre frekvenser blir spänningsdistorsion lägre. Omvänt gäller i en situation där kortslutningseffekten istället ökar. Beräkningsresultat för en förenklad modell av ett transmissionsnät visas i figur 6; för frekvenser mindre än 400 Hz kommer spänningsdistorsionen att öka; för högre frekvenser kommer spänningsdistorsionen att minska Impedance (Ohm) Frequency (Hz) Figur 6 Källimpedans mot frekvens för ett starkt nät (grön) och för ett svagt nät (röd) [7] I ett nät med stor andel vindkraft eller solkraft kommer det att finnas olika driftsituationer [60]. När det finns mycket vind eller sol tillgängliga kommer det att finnas färre stora produktionsenheter i drift och nätet kommer att vara svagt. Men det kommer även att finnas driftsituationer där det inte finns så mycket vind och sol tillgängliga och då kommer nätet att vara starkare. Spänningsdistorsionen måste vara under ett visst gränsvärde för båda driftsituationerna. Med hänsyn till figur 6 betyder det att det är, för varje frekvens, den högsta av de två kurvorna som är dimensionerande Mindre vindkraftsparker Distribution (mellanspänning) Huvuddelen av produktionen från vindkraft kommer idag från stora enheter anslutna till stam eller regionnätet. I distributionsnät är det själva introduktionen av produktionsenheter som är helt ny för de flesta nätföretag i Sverige. Även om näten inte är byggda och dimensionerade för anslutning av produktionsenheter, innebär det inte att det per automatik kommer att bli problem med den första enheten som ansluts. Som tidigare nämnts finns det en acceptansgräns som varierar för olika nät (i Kapitel ges en förklaring av begreppet acceptansgräns). På distributionsnätsnivå varierar acceptansgränsen stort och även de fenomen som sätter gränsen. Variationer finns mellan olika delar av landet, men också inom samma nätföretag. Det gäller bland annat skillnaden mellan stadsnät och landsbygdsnät, men även avståndet till närmaste nätstation och till närmaste inmatningspunkt från regionnätet. Olika delar av nätet har olika förutsättningar och det går inte att tillämpa samma lösning överallt. De första fenomen som kommer att leda till behov av nyinvesteringar i distributionsnät är beskrivna i följande kapitel. Dessa negativa konsekvenser av vindkraft i lokalnät kan även uppstå vid stora mängder av mikroproduktion ansluten till lågspänningsnät och vid kraftvärme baserad på biobränsle.

17 Övertoner Rapport R Sida 15 (49) Vad gäller övertoner ska det skiljas mellan asynkronmaskiner åt en sida och DFIG 9 samt turbiner med fulleffektomriktare åt andra sidan. Det är sistnämnda gruppen som får mest uppmärksamhet när det handlar om övertoner på grund av dess kraftelektronik. Asynkronmaskiner är inte helt fria från övertonsemission [3], men de brukar inte tas med som källa av övertoner i praktiken. Turbinens kraftelektronik är en källa till övertoner, men styrningen av kraftelektroniken i moderna vindturbiner är sådan att avvikelsen från sinusvågen är liten. Vågformen för en liten park (3 gånger 650 kw) visas i figur 7. Spektrumet till några individuella turbiner visas i figur 8 [2][4]. Här visas det att emissionen från moderna vindturbiner är liten och att ingen av de individuella tonerna överskrider en procent av märkströmmen. Denna observation bekräftas av mätningar och simuleringar som publicerats i andra källor [5,6,44,45]. 20 Current (A) Time (ms) Figur 7 Strömmens (trefas) vågform mätt vid anslutningspunkten av en liten vindpark [7] Emission (% of rated) 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0 Nordex N90 vestas V90 Enercon E Harmonic order Figur 8. Emission ( harmonic subgroups ) från tre moderna vindturbiner [2][4] 9 DFIG: Double Fed Induction Generator; dubbelmatad asynkrongenerator med rotorkretsen matad från en omriktare och statorn är direkt kopplad till nätet

18 Sida 16 (49) Utmaningen med vindturbiner blir därmed inte emission på de vanliga frekvenserna som femte eller sjunde ton. Istället har mätningarna visat att det finns relativ höga emissioner på andra frekvenser, som mellantoner och jämna toner. Det visas i figur 9, där mellantonsspektrumet visas för samma tre turbiner som i figur 8. Emission (% of rated) 1,0% 0,8% 0,6% 0,4% 0,2% 0,0% Nordex N90 vestas V90 Enercon E Interharmonic order Figur 9 Emission ( harmonic subgroups ) från tre moderna vindturbiner [4] Överspänning Risk för överspänningar Tidigare har risken för överspänningar i distributionsnäten varit små, och har därför inte heller beaktats i någon högre omfattning. Den viktiga aspekten har istället varit ambitionen att inte underskrida den lägsta tillåtna spänningen. Introducering av DG har ändrat på detta förhållande, och nu måste även risken för överspänningar noga beaktas [61,62,63]. DG kommer att ge en genomsnittlig höjning av spänningen i distributionsnäten, vilket är en positiv utveckling eftersom det kommer att motverka underspänningar hos avlägsna kunder. Förklaringen till denna höjning är det minskade spänningsfallet i ledningar/kablar tack vare att belastningsströmmar med DG kommer att flyta en genomsnittligt kortare väg än tidigare. Men även inkoppling av ny generering bidrar till en spänningshöjning. Problem med överspänning kan uppstå när låg förbrukning sammanfaller med hög produktion, dvs. när det finns ett lokalt överskott av el. Det gäller då framför allt landsbygdsnät. Detta kan inträffa redan vid mindre mängder vindkraft ansluten till nätet, när spänningen redan ligger nära sitt högsta tillåtna värde [25,27]. Men när det finns tillräckligt med marginal mot överspänningsgränsen kan acceptansgränsen vara en större del av förbrukningen [26]. Risken för överspänningar ökar med storleken på DG-anläggningen. Se figur 10 och 11 nedan där denna risk belyses grafiskt. I figurerna framgår hur spänningsfallet längs distributionslinjen kompenseras genom att välja lämpliga omsättningar på transformatorerna (10,5-10,0-9,5/0,4 kv). Undantag till ovan gäller för DG-enheter av induktionsmaskinstyp, där konsumtionen av reaktiv effekt istället kan leda till en sänkning av spänningen. Att hålla spänningen inom lagstadgat område är ofta den dimensionerande faktorn i distributionsmatningar, så denna aspekt är mycket viktig. I Sverige tillämpas europastandarden

19 SS-EN , där ett spänningsintervall av +/- 10% av den nominella spänningen rekommenderas i låg- och mellanspänningsnät. Sida 17 (49) Figur 10 Spänningsvariation längs en mellanspänningsfördelning innan introduktionen av DG [22] Figur 11 Spänningsvariation längs en mellanspänningsfördelning efter introduktionen av DG [22]

20 Sida 18 (49) Figur 12 nedan visar hur spänningen hela tiden hålls inom godkänt intervall för den längst bort belägna stationen tack vare ett lämpligt val av omsättning på transformatorn ( Boost i figuren). Spänningen hålls inom godkänt intervall både för max och min konsumtion. Figur 12 Spänningsvariation i den längst bort belägna stationen [22] Figur 13 nedan visar hur spänningen hela tiden hålls inom godkänt intervall för en närmare belägen station tack vare ett lämpligt val av omsättning på transformatorn ( Boost i figuren). Spänningen hålls inom godkänt intervall både för max och min konsumtion. Figur 13 Spänningsvariation i en närmare belägen station [22] Hitta acceptansgränsen Utmaningen här består i att finna hur stor DG (märkeffekt) som kan installeras, samt var längs en distributionslinje som den kan installeras för att dels inte spänningen ska avvika utanför godkänt intervall, dels för att ge bästa ekonomiska avkastning. I vissa nät kan acceptansgränsen vara alltför liten för att DG skall kunna introduceras med framgång. Genom att använda en lindningskopplare till distributionstransformatorn som reglerar transformatorns omsättning i små steg i samma takt som belastningsströmmen ökar (egentligen alltefter som spänningen faller), kan i många fall en högre acceptansgräns erhållas. Jämför i figur 12 ovan där transformatorn saknar lindningskopplare och därmed alltid ger samma omsättning ( Boost i figur).

21 Sida 19 (49) Ökat slitage i transformatorns lindningskopplare Variationerna av kraftproduktion i samband med vindkraft, och därmed variation i spänning, kan föranleda en högre omkopplingsfrekvens för lindningskopplare i transformatorer. Slutkunden påverkas normalt inte direkt av det, men det kan medföra en snabbare förslitning av lindningskopplaren och en indirekt fördyring på sikt. Flimmer Inverkan av vindkraftsanläggningar på flimmernivån är liten men inte försumbar. En höjning av flimmernivån (P st ) med 0,2-0,4 förväntas vid vindkraftsanläggningar. Detta bör endast bli ett problem på platser där flimmernivån är nära gränsen. Någon ytterligare forskning krävs inte angående inverkan av vindkraftsanläggningar på flimmernivån Skyddsproblematik Krav på mer avancerade skydd Den konventionella skyddsutrustningen i distributionsnät är relativt enkel och inte anpassad för effektflöden i två riktningar. Anslutning av DG-produktionsenheter till distributionsnät kan leda till att fler kunder bortkopplas vid ett fel i nätet än vad som hade behövts. För kunderna innebär det en minskad tillförlitlighet. Det kan även uppstå farliga driftlägen då lokalproduktion går i okontrollerad ö drift med den lokala lasten. I allmänhet går drift och skydd av distributionsnät mot att bli mer likt transmissionsnät. Det gäller speciellt för MV-distributionsnät. Lösningar som vanligtvis tillämpas i transmissionsnät kan lösa många av de problem som uppkommer i distributionsnät när: Andelen DG ökar Ö-drift introduceras Multipel inmatning tillåts Distributionsnät blir maskade Vissa koordineringsproblem kan uppkomma redan vid mycket liten andel DG. Vid större DG-enheter av synkronmaskinstyp, blir problemen med reläskydden oundvikliga om enheten är större än 50% av HV/MV-transformatorns märkeffekt [7,20]. Ökade felströmmar En effektinmatning från nya DG-enheter kan även medföra att den vid anläggningens uppförande beräknade termiska och mekaniska hållfasthet inte längre gäller. Strömmar vid fel i nätet kan komma att överskrida hållfastheten och därmed risk för skada både på anläggningen i sig, och vad värre är, även risk för skada på person. Gällande Elsäkerhetsföreskrifter måste uppfyllas vid alla befintliga och tillkommande installationer Överlast och förluster Överlast Introduktionen av DG i distributionsnäten kommer att påverka effektflödet i näten. Problem med överbelastning kan uppstå om låg förbrukning sammanfaller med hög produktion, dvs. när det finns lokalt överskott av el. Då riskeras att överskottet från den lokala produktionen överstiger överföringsförmågan i kablar och i transformatorer. En tumregel är att en risk för överbelastning kan uppstå först då den lokala produktionen överstiger summan av den högsta och lägsta lokala konsumtionen längs en distributions-

22 Sida 20 (49) linje [20]. Här förutsätts att anläggningen är riktigt dimensionerad och att överföringsförmågan i kablar och transformatorer är minst lika hög som den maximala lokala konsumtionen. Risken för överlast gäller framförallt vid större mängder vindkraft, eller vid svaga landsbygdsnät då antalet kunder är litet, medan möjligheterna för vindkraft är stora. Risken sjunker vid en liten andel DG i förhållande till konsumtionen. Utmaningen ligger alltså i att bedöma risken för överlast i nätet, dvs. utreda om acceptansgränsen är tillräckligt hög i det aktuella nätet. Se definition av acceptansgräns i Kapitel Ändrad effektriktning genom transformatorer Är acceptansgränsen inte överskriden för kablaget enligt ovan, bör det inte heller finnas någon risk för överlast i transformatorer i samma nät. Problem med styrningen av lindningskopplarna i transformatorer kan uppstå om genereringen överstiger den minsta konsumtionen. I detta läge vänder effektriktningen genom transformatorn, och problem kan uppstå om inte styrningen av lindningskopplaren har funktionalitet för effektdrift i båda riktningarna. Gäller framförallt äldre utrustningar, moderna styrningar fungerar ofta i båda fallen. Lindningskopplares funktion är att reglera den sekundära spänningen i takt med variationen i belastningen inom ett visst spänningsintervall. Förluster Vid en liten andel DG sjunker förlusterna totalt i ett distributionsnät. Förluster i en viss del av nätet kan dock komma att öka vid vissa tider om maximal DG-produktion i samma del av nätet överstiger två gånger minimilasten [7]. Väsentligt högre förluster sker bara när medelvärdet av DG-produktionen (över tid och över ett stort område) överstiger två gånger medelvärdet av lasten [7]. En mer noggrann utvärdering av förlusterna kräver en detaljerad studie i hur konsumtion och generering varierar över tid, samt att beräkna impedansen i nätet vid olika driftläggningar. Det bör påpekas att en utvärdering av förlusterna inte påverkar beräkningen av acceptansgränsen. Förlustberäkning innebär framförallt en ekonomisk värdering, i mindre grad en utvärdering om DG skall introduceras i ett aktuellt nät eller inte. En icke-teknisk men lika viktig utmaning gäller ansvaret för förlusterna. Från samhällets synpunkt är ökade förluster på grund av förnybar elproduktion ett mindre problem, eftersom summan fortfarande är positiv, dvs. de extra förlusterna är (mycket) mindre än extra producerad energi. Men kostnaden för förlusterna fördelas inte på samma sätt över intressenterna som de extra intäkterna.

23 Tillförlitlighet Rapport R Sida 21 (49) Kundens upplevelse av elförsörjningens tillförlitlighet påverkas inte i någon hög grad vid anslutning av en mindre andel DG. Påverkan är främst positiv då belastningen på systemet minskar när produktionen sker närmare lasten. DG-enheter med kontrollerad ö-driftförmåga kommer att påtagligt förbättra tillförlitligheten för kunderna i närheten, men ett antal problem kvarstår och vidare studier behövs innan detta kan introduceras. Tillförlitligheten kan påverkas negativt av riskerna med DG som har belysts i föregående Kapitel i 3.1, ökade risker som överlast och ökade risker på felutlösning av reläskydd Solkraft/PV En solcellspanel består av ett mycket stort antal halvledare inbyggda i en panel som genererar en ström då de belyses. Fenomenet benämns photovoltaics eller förkortat till PV. Energin som skapas i en solcell är inte exakt proportionell till den energi som träffar cellen. Istället uppvisar solcellen en lägre verkningsgrad vid lägre strålning. För att belysa hur effekten från en solpanel varierar under dygnet under ett år, samt hur vinkeln panelen har mot solen inverkar, följer här några bilder. Figur 14 nedan visar höjden av solen över horisonten i Göteborg i juni (heldragen kurva), och under december (streckad kurva). Kurvorna är lika som kurvorna över den strålning (W/m 2 ) som en horisontell panel mottar under molnfria dagar Elevation of the sun (degrees) Time of day (hours) Figur 14 Strålning mot en horisontell panel sommar och vinter [21] Figur 15 nedan visar den maximala strålning (W/m 2 ) som en panel mottog varje dygn under ett år i Göteborg, samt hur den varierat beroende på hur panelen vreds mot solen. Heldragen kurva motsvarar ingen vridning (0⁰; horisontell). För vridning 60⁰ erhölls en relativt konstant dagsproduktion under en stor del av året (punktad kurva). En högre dagsproduktion erhölls sommartid vid vridning 30⁰, medan dagsproduktionen vintertid sjönk (streckad kurva). Ställdes panelen istället vertikalt 90⁰ (punkt-streckad kurva), gav den en högre årlig dagsproduktion än en liggande panel 0⁰.

24 Sida 22 (49) Daily irradiation (kwh/day) Day of the year Figur 15 Strålning mot en panel med olika lutningar mot horisonten [21]: horisontal, 0⁰ (svart); 30⁰ (röd, streckat); 60⁰ (grön, punktat); vertikal, 90⁰ (blå, punkt-streckat) Lågspänning En stor andel av nätanslutna solcellssystem är småskaliga, distribuerade system som är anslutna till lågspännings- eller mellanspänningsnäten. En av de mer uppmärksammade effekterna av solcellssystem är spänningshöjningar, som tillsammans med överbelastning av komponenter begränsar hur mycket solkraft som kan integreras i ett givet nät. Även dess begränsning i tid för hur långt fram en prognos kan ställas diskuteras, och med vilken säkerhet prognosen ges. I denna fråga skiljer sig inte solkraften märkbart från vindkraften, prognoser ställs med ungefär samma osäkra information för tider längre än timmar Överspänning På samma sätt som för en vindkraftsanläggning, ökar risken för lokala överspänningar vid hög produktion och samtidig låg belastning, dvs. när det finns lokalt överskott av el. Det gäller då framför allt i landsbygdsnät. Se Kapitel och figur 11. Utmaningen ligger i att hitta acceptansgränsen här, dvs. hur mycket effekt kan anslutas i den dimensionerande punkten, oftast den längst ut på en distributionslinje belägna, och vid lägsta konsumtion utan att överskrida gränsen för tillåten överspänning [7,25,53,61,62,64-68] Överlast och förluster Överlast Reduktion av belastningen erhålls framförallt under gynnsamma förhållanden, under dagtid och soligt väder. Sämre väder och kvällstid ger en mindre reduktion och under nätter erhålls ingen reduktion. Även ett säsongsberoende finns att ta hänsyn till. Utmaningen ligger i att finna var acceptansgränsen finns, och hur stor produktion som kan genereras under de mest gynnsamma förhållandena för solenergin. Acceptansgränsen kan under vissa tider ligga högre än tumregeln summan av den högsta och den lägsta konsumtionen (se Kapitel ). Förklaringen ligger i att den maximala produktionen kan inträffa under en annan tid på dygnet än den lägsta

25 konsumtionen. Dock sätter fortfarande överföringsförmågan i kablar och transformatorer den verkliga gränsen för hur mycket effekt som kan överföras. Rapport R I figur 16 nedan visas hur effektflöden genom en distributionstransformator ändras när 50 % av energin till ett hus kommer från en PV anläggning i ett lågspänningsnät [23]. En stor del av tiden finns det effektflöden från låg- till mellanspänning. Den högsta belastningen av transformatorn uppstår när effekt matas tillbaka. Sida 23 (49) Power [kwh/h] Power [kwh/h] Day Day Figur 16 Effekten genom en distributionstransformator utan solkraft (vänster) och när 50% av energin till ett hus kommer från en PV anläggning (höger) Figur 17 visar hur transformatorbelastningen ökar när mer än c:a 40% av energin som förbrukades i nätet kommer från solkraft. Figuren visar även att om all energi kommer från solkraft, (genomsnittlig på årsbasis), skulle det betyda att högsta effekten genom transformatorn kan bli tre gånger så stor. Ökningen har sin förklaring i att inte högsta konsumtion sammanfaller i tid med högsta produktion. max abs(power) [kwh/h] Percent sunproduction of yearly energy Figur 17 Högsta effekten genom distributionstransformator som funktion av andel solkraft i årlig energiförbrukning. Förluster Den största reduktionen av förlusterna sker då DG ansluts så nära konsumtionen som möjligt. Exempelvis placering av solceller på hustak. Reduktionen är dock liten i förhållande till den genererade effekten, och förlusterna är därför ingen begränsande faktor vid utvärdering av anslutning av DG. Desto viktigare är användandet av förnyelsebara energikällor och de positiva aspekterna beträffande miljöpåverkan.

26 Skydd Rapport R I en mindre solcellsanläggning ansluten till lågspänningsnätet, finns vanligen endast skydd avsedda för anläggningen i sig, t.ex. smältsäkringar i anslutningspunkten mot det yttre nätet. Detta bör normalt sett inte medföra några komplikationer mot det matande nätets skydd. Med ökande storlek på anläggningen, växer också kravet på en koordinering med de skyddsfunktioner som finns i det yttre nätet. Innefattar anläggningen även en möjlighet för elektrisk lagring av energin, t.ex. ett batterilager, ökar komplexiteten snabbt. I en sådan anläggning finns två olika källor för generering av elektrisk effekt. Innan en sammankoppling av dessa källor sker, måste det säkerställas att källorna arbetar synkront. Först då kan en sammankoppling ske. En osynkroniserad sammankoppling kan medföra stora skador både på anläggningen och på person. En mer avancerad skydds- och kontrollutrustning kommer att krävas för dessa anläggningar. Sida 24 (49) Övertoner PV anläggningar ansluts till elnätet med hjälp av en kraftelektronisk omriktare. Det betyder att de är en källa av övertonsdistorsion [8,69,70,71]. Men på samma sätt som vid vindturbiner är styrsystemet till moderna omriktare vid PV sådana att strömmens vågform är nära en sinusvåg. Uppmätta strömmar för en 2 kw anläggning i Finland visas i figur 18 [8]. I termer av vågformsdistorsion betyder det att övertonsnivåerna är låga. Figur 18. Strömmens vågform till en solpanel vid låg (ovan) och hög (nedan) produktion [8] Det uppmätta spektrumet av fyra anläggningar visas i figur 19 [8]. Märkströmmarna i anläggningarna är kring 30 A ( Sweden 1 och Sweden 2 ), 9 A ( Finland ) och 6,5 A ( Norway ). Det betyder att högsta emissionerna är kring 5 %. Det är något högre än vid vindkraftanläggningarna, men fortfarande betydligt mindre än vid utrustning på förbrukningssidan som datorer och bildskärmar. Ändå kommer anslutning av solpaneler att ge en ökning av övertonsemission i nätet; det kommer mer utrustning som

27 Sida 25 (49) genererar övertoner utan att det blir en förstärkning av distributionsnätet genom nya transformatorer och ledningar. Figur19 Övertonsspektrum för frekvenser upp mot 2 khz (order 40), mätt vid fyra anläggningar under perioder vid hög produktion [8] En helt ny utmaning som uppstår vid anslutning av omriktare för PV är emission på mycket högre frekvenser. Kopplingsfrekvensen av kraftelektroniken finns till en liten del kvar i strömmen som kommer ut till nätet. Det visas i figur 20 [8] för samma fyra anläggningar som i förra figuren. Strömmen vid kopplingsfrekvensen visas vara mellan 1 och 2 % av märkströmmen. Det är inga extremt höga värden, men det är inte känt vad konsekvenserna av dessa strömmar egentligen är. Samma emission vid kopplingsfrekvensen finns i strömmen från vindturbiner [9] [10] [11].

28 Figur 20 Övertonsspektrum för frekvenser mellan 2 och 6 khz (order 40 till 120), mätt vid fyra anläggningar under perioder vid hög produktion [8] Sida 26 (49) Båda vid PV och vid vindturbiner är det kraftelektroniken som orsaker emissionen. Men det finns två viktiga skillnader som gör att utmaningarna blir annorlunda: Solpanel köps av individuella kunder och det finns många tillverkare av omriktare. Inkopplas panelerna till samma distributionsnät medför skillnaderna i de olika styrsystemen även skillnader i övertonsspektrum. Vindturbiner anslutna till samma uppsamlingsnät kommer i de flesta fall att ha samma fabrikat och därmed liknande övertonsspektrum. Konsekvensen blir att utjämningen mellan PV anläggningarna är större än utjämningen mellan vindturbiner. Vid solpaneler är kostnaden för omriktaren en stor del av den totala kostnaden, vilket kan leda till ett större tryck på tillverkarna att minska kostnaden för omriktaren. Övertonsemissionen från individuella PV anläggningar kan då förväntas bli större än från individuella vindturbiner Snabba spänningsändringar Skuggning av en solpanel orsakad av t.ex. passerande moln, kan orsaka snabba spänningssänkningar på enskilda paneler på sekundnivå med åtföljande effektminskning. Detta är inget problem vid en helt molntäckt himmel, eller vid det motsatta förhållandet, en helt molnfri himmel. Endast vid en av moln delvis täckt himmel kan stora variationer ske. Antalet spänningssänkningar ökar med ökad molnighet, men sänkningarna blir relativt sett mindre tack vare den indirekta bakgrundsstrålningen orsakad av molnen. Skuggning av en enda cell i en panel kan ge en produktionsminskning som motsvarar en betydligt större del av panelens produktion än vad den enskilda cellens yta motsvarar i förhållande till panelens yta [72]. Utförda försök på en mindre anläggning, visade på en effektminskning av 75% med en hastighet av 10% per sekund [73,74]. Vid större anläggningar sker spänningssänkningen långsammare eftersom den inte inträffar samtidigt för alla paneler. Här sker förändringen mer på minutnivå. I figur 21 nedan visas hur effektproduktion förändrades på sekundnivå i fyra individuella hus vid molnpassage [75].

29 Sida 27 (49) Figur 21 Skuggning av solpaneler i fyra intilliggande hus Flicker Snabba spänningsförändringar kan även orsaka s.k. flicker, framförallt i mindre anläggningar. Flicker är ett fenomen som kan uppfattas som att belysningen inte är konstant över en längre tid, men individuella förändringar uppfattas inte. De flesta människorna kan känna ett obehag över detta, även om de inte direkt kan uppfatta de individuella förändringarna. Den grad av flicker som orsakas av spänningsvariationer i vanligt glödljus anges i en storhet P st, där t.ex. P st =1 innebär att 95% upplever ett obehag. Vid större anläggningar inträffar spänningsförändringarna inte samtidigt, och därigenom erhålls en utjämning av spänningen med mindre flicker som följd. Flicker ska inte blandas ihop med förändringar i belysningen som orsakas av enstaka förändringar i spänningen som följd av t.ex. omkopplingar i matningen, eller vid återinkopplingar av spänning vid åskväder Ångbaserad solkraft De största solkraftsanläggningarna är inte uppbyggda med solceller/pv. Istället bygger de sin funktion på att ett stort antal speglar som reflekterar solenergin. Den koncentrerade solenergin används sedan till att koka vatten med åtföljande ångbildning som driver en turbin och generator på samma sätt som en konventionell kraftvärmeanläggning eldad med t.ex. biobränsle. Större ångbaserade anläggningar ansluts till distributionsnätet, alternativt till regionnätet Överspänning Några större problem med överspänningar är inte att förvänta. Är anläggningen ansluten till mellanspänningsnätet kan den inte ensam ge märkbara förändringar i spänningen, istället styrs både spänning och frekvens av det betydligt starkare nätet i anslutningspunkten. Endast riktigt stora produktionsanläggningar, i storleksordningen 100-tals MW, kan påverka spänningen i det lokala regionnätet då t.ex. lindningskopplare i blocktransformatorer manövreras. Likaså kan spänningen påverkas beroende på hur mycket reaktiv effekt som produceras/konsumeras i anläggningen. Dock är detta exempel på normala avsedda förändringar i alla typer av större produktionsanläggningar, och ska inte sättas i samband med introduktion av smarta elnät.

30 Överlast Rapport R Sida 28 (49) Överlast Introduktionen av DG i distributionsnäten kommer att påverka effektflödet i näten. Problem med överbelastning kan uppstå om låg förbrukning sammanfaller med hög produktion, dvs. när det finns lokalt överskott av el. Då riskeras att överskottet från den lokala produktionen överstiger överföringsförmågan i kablar och i transformatorer. En tumregel är att en risk för överbelastning kan uppstå först då den lokala produktionen överstiger summan av den högsta och lägsta lokala konsumtionen längs en distributionslinje. Här förutsätts att anläggningen är riktigt dimensionerad och att överföringsförmågan i kablar och transformatorer är minst lika hög som den maximala lokala konsumtionen. Utmaningen ligger alltså i att bedöma risken för överlast i nätet, dvs. utreda om acceptansgränsen är tillräckligt hög i det aktuella nätet. Se definition av begreppet acceptansgräns i Kapitel Ändrad effektriktning genom transformatorer Är acceptansgränsen inte överskriden för kablaget enligt ovan, bör det inte heller finnas någon risk för överlast i transformatorer i samma nät. Problem med styrningen av lindningskopplarna i transformatorer kan uppstå om genereringen överstiger den minsta konsumtionen. I detta läge vänder effektriktningen genom transformatorn, och problem kan uppstå om inte styrningen av lindningskopplaren har funktionalitet för effektdrift i båda riktningarna. Lindningskopplares funktion är att reglera den sekundära spänningen i takt med variationen i belastningen inom ett visst spänningsintervall Skydd I anläggningen finns en synkrongenerator med separata skyddsfunktioner. Många av dessa skydd måste koordineras med skydd som finns i det anslutande nätet. Ex. kortslutnings-, jordfels-, frekvens- och spänningsskydd. Dessutom kan maskinen bidra med en hög felström vid kortslutningar i anläggningen, vilket måste kontrolleras att anläggningen klarar. Se Kapitel Snabba spänningsändringar Även i denna typ av solkraftsanläggning kan snabba spänningsändringar orsakade av molnpassage ske. Dock minskar fenomenet i takt med större anläggningar och med större geografiskt utspridning. Molnpassagen inträffar då inte samtidigt för alla speglar och en utjämning av spänningen sker. Genom att lagra värmen i smält salt vid hög temperatur kan en viss lagring av energin ske. Värmen i saltet behålls så pass länge att ånga fortfarande kan produceras inom några timmar. Effektuttaget kan därmed förflyttas något i tid, vilket då medverkar till att produktionen blir jämnare, och att ett mer flexibelt effektuttag erhålls. Samtidigt medverkar lagringen av energin till att säkrare prognoser kan ställas om vilken produktion som kan förväntas från anläggningen.

31 3.1.6 Kraftvärme Rapport R Anläggningarna är oftast relativt stora och placerade i direkt närhet till konsumtionen, vilket innebär i städer eller i direkt anslutning till en fabrik. De producerar både fjärrvärme och el (kraft) och benämns därför kraftvärme eller CHP (Combined Heat and Power) på engelska. Kan eldas med olja, kol, biobränsle eller naturgas, varav de två första alternativen är under avveckling. Dels på grund av ålder, men framförallt för deras negativa påverkan på miljön. Biobränslet är det enda förnybara bränslet. Sida 29 (49) I andra länder ses en ökad användning av betydligt mindre storlek, s.k. micro- CHP. De kan användas till en mindre lokal produktion av både värme och el. Denna typ av anläggning är inte förväntad att få någon märkbar spridning i Sverige Överspänning Är anläggningen ansluten till mellanspänningsnätet kan det uppstå samma överspänningsproblematik som med vindkraft eller solkraft. Men anslutningen av större kraftvärmeanläggningen i landsbygdsnät är mindre sannolik. Endast riktigt stora produktionsanläggningar, i storleksordningen 100-tals MW, kan påverka spänningen i det lokala regionnätet då t.ex. lindningskopplare i blocktransformatorer manövreras. Likaså kan spänningen påverkas beroende på hur mycket reaktiv effekt som produceras/konsumeras i anläggningen. Dock är detta exempel på normala avsedda förändringar i alla typer av större produktionsanläggningar Överlast Problem med överlast är inte troliga, produktionen i dessa anläggningar är nära förknippade med en förväntad konsumtion, speciellt vid användande i industrin Skydd I anläggningen finns en synkrongenerator med separata skyddsfunktioner. Många av dessa skydd måste koordineras med skydd som finns i det anslutande nätet. Ex. kortslutnings-, jordfels- och spänningsskydd. Dessutom kan maskinen bidra med en hög felström vid kortslutningar i anläggningen, vilket måste kontrolleras att anläggningen klarar. Se Kapitel Snabba spänningsändringar Snabba spänningsändringar bör inte kunna uppstå i denna typ av anläggning. Se ovan. 3.2 Ny konsumtion Elbilar Överlast Om elbilsförsäljningen ökar så pass mycket att antalet elbilar blir markant på marknaden, kan laddningen av batterierna medföra konsekvenser för lågspänningsnäten.

32 Sida 30 (49) En nödvändig förstärkning av berörda nät kan bli verklighet. I dagsläget är antalet användare av elbilar så gott som försumbart i förhållande till de med konventionell drivning (bensin, diesel). Förhållandet väntas inte öka så mycket under de kommande tio åren att lågspänningsnäten riskerar att bli överbelastade. Utvecklingen av batterier, uppsättning av laddstolpar och prisbild på bilar och laddning, kommer att vara några faktorer som styr utvecklingen. Även möjligheter att styra hur fort laddningen ska ske, snabb- eller en mer långsam laddning, blir en avgörande faktor Övertoner Laddning av elbilar sker genom likriktning av växelström till likström som sedan laddar batterierna i bilen. Kraftelektroniken som används i vanliga likriktare ger en ström som är mycket distorterad. Laddare till elbilar är stora apparater och det kan förväntas att det under vissa timmar kan finnas många laddare som är i drift samtidigt i samma nät. Det kan leda till höga övertonsnivåer i nätet. Just nu finns det inte tillräckligt med information om hur distorsionen från elbilsladdning kommer att se ut, men vid stor integrering av elbilar kommer övertoner från laddningen säkert att bli en utmaning [76-79] Underspänning Risken för underspänning i lågspänningsnäten följer resonemanget ovan beträffande risken för överlast. Risken bedöms inte som överhängande inom de närmaste tio åren. Det är först då användandet av elbilar tar fart som en risk för underspänning kan uppstå. Till en början kan transformatorer utrustade med automatiska lindningskopplare höja upp spänningen vid högladdningstid, men på längre sikt kanske inte det räcker till. Samtidigt får inte spänningen direkt efter transformatorn bli för hög. Istället styr kanske risken för överlast i transformatorer och kablar mot nödvändiga förstärkningar i nätet Värmepumpar Överlast Värmepumpar är ett energieffektivt sätt för uppvärmning och de kan ge stora besparingar i energiförbrukning jämfört med direktverkande el. Men vid dimensionering av nätet ska det tas hänsyn till minskningen i deras verkningsgrad vid låga temperaturer. Vid låga temperaturer minskar nämligen verkningsgraden (CoP; coefficient of performance), detta samtidigt som värmebehovet ökar. Därför kombineras värmepumpar i ett kallt klimat som Sverige med direktverkande el (ett värmeelement) som kopplas in när temperaturen blir för låg för pumpen. Värmeelementet (som är en billig investering men som har låg verkningsgrad) behövs bara ett fåtal dagar på året, beroende på var i Sverige installationen sker. Men det innebär i de flesta fall en besparing, eftersom det behövs en mindre värmepump med ett kompletterande värmeelement. Det finns stora fördelar för kunden med detta, men upplägget är inte alltid så bra för nätet. Nätet måste dimensioneras för värsta fallet och det blir då vid låga temperaturer. Högsta förbrukning (dvs. under de kallaste timmarna) av kombinationen värmepump värmeelement är inte mycket mindre än för direktverkande el. Om direktverkande el ersätts med värmepumpar blir det inget problem, eftersom nätet redan är dimensionerat för direktver-

33 Sida 31 (49) kande el. Men när andra värmekällor (olja, ved, fjärvärme) ersätts med värmepumpar, måste nätet dimensioneras för ett värsta fall som kan vara mycket högre än genomsnittet. Ett tillkommande problem är att elförbrukningen kommer att öka snabbare vid sjunkande temperaturen än vid direktverkande el (på grund av värmepumpens sjunkande verkningsgrad). Ett prognosfel i temperaturen kommer då att ge ett större prognosfel i förbrukningen. Det kommer i sin tur att påverka behovet på reglerkraft Övertoner Från elnätets synpunkt är en värmepump en motor. Övertonsemissionen från själva motorn är begränsad, men om motorn utrustas med ett styrsystem, så kommer kraftelektroniken i omriktaren att vara en källa av övertoner. Eftersom en värmepump utgör en stor del av effekten vid en villakund (7 kw anges av energimyndigheten för ett typhus med kwh/år i uppvärmningsbehovet), kommer övertonsemissionen av pumpen att stå för en stor del av installationens totala övertonsemission Underspänning Risk för underspänning kan uppstå i lågspänningsnäten i ett område där uppvärmning tidigare skett med andra värmekällor (olja, ved, fjärvärme). Till en viss del kan spänningen regleras upp med hjälp av den automatiska lindningskopplaren i den matande transformatorn. Dock bestämmer troligen risken för överlast i kabelnätet när gränsen för befintlig anläggning är nådd, tillsammans med risken för alltför hög spänning i ledningens början Snabba spänningsändringar De flesta värmepumpar slås på och av styrda av en termostat. Påslag av vissa typer av motorer (asynkronmotorer) ger en större ström än den vanliga driftströmmen (upp till sex gånger så stor). Denna startström ger upprepade spänningsändringar som kan uppfattas som störande av kunder. Det ska påpekas här att inte alla värmepumpar ger upphov till stora startströmmar. Men även mjukstartande värmepumpar kan ge märkbara spänningsändringar i svaga nät.

34 3.2.3 Lågenergibelysning Övertoner Rapport R Sida 32 (49) Lågenergibelysning (CFL 10 och LED lampor) är en känd källa av övertonsemission, strömmen till lamporna visar en stor distorsion [12]. Några exempel av strömmen till moderna LED lampor visas i Figur 22, som framgår finns en stor skillnad i vågformen mellan olika leverantörer av LED belysning. Tidigare mätningar på CFL visar att det finns mindre skillnad i vågformen för dem än för LED. Figur 22 Strömmen och spänningen från fyra lågenergilampor (LED) enligt [12] Ett antal experiment har utförts där emissionen jämfördes innan och efter ersättning av glödlampor med lågenergibelysning [14][16][17]. En av slutsatserna var att det kan förväntas en svag ökning av övertonsnivåerna. Det var faktiskt svårt att hitta en tydlig trend i fältmätningar vid ett hotell och vid ett bostadsområde. Det som inte togs med i studierna var att det kan förväntas en ökning av mängden belysning eftersom elförbrukningen och därmed driftkostnaderna av lågenergibelysning har blivit försumbara. En högre mängd belysning (i termen av lumen) kan leda till en tydligare ökning av övertonsnivåerna. Ett nytt fenomen som upptäcktes vid mätningarna på lågenergibelysning var upprepade svängningar i strömmen med en frekvens på några khz, vid nollgenomgången [13][15]. Amplituden av svängningarna visades sig öka med antalet lampor. 10 CFL Kompakta lysrör (Compact Fluorescent Lamps); LED Light Emitting Diodes

35 4 Elmarknader 4.1 Nya effektflöden på transmissionsnivå Rapport R Sida 33 (49) En konsekvens av öppningen av elmarknaden i Skandinavien och mer nyligen i Europa, är att det har blivit ett utbyte av el över längre avstånd. Elpriser och effektflöden varierar mycket på olika tidskalor. Variationen i elpris (timpriset på spotmarknaden NordPool) visas i figur 23 för en 2-årsperiod. Priset varierar mellan mindre än 10 och över 1000 Euro per MWh. Figur 23 Variationer i elpris under 2009 och 2010 med en förklarning av vissa variationer Eftersom marknaden ser till att det är de billigaste källorna som producerar el under varje timme, varierar elpriset och effektflödena i näten. När elpriser är högt, då är Sverige mer sannolikt ett importland, medan under perioder med låga priser är det mer sannolikt att Sverige är ett exportland. Det som påverkar elpriserna i Sverige och därmed även effektflödena genom transmissionsnätet, är bland annat: Vattenkraft i mellan och norra Sverige Kärnkraft i södra Sverige Vattenkraft i Norge Vindkraft i Danmark och i norra Tyskland Kolkraft i Polen I framtiden kommer även vindkraft i olika delar av Sverige att påverka marknadspriset på el, och därmed också effektflödena i transmissionsnätet.

36 4.2 Konsekvensen för tillförlitligheten Rapport R Sida 34 (49) De nya och ökade effektflödena genom transmissionsnätet kommer inte att ha någon direkt påverkan på tillförlitligheten. Principer för att upprätthålla driftsäkerheten kommer inte att ändras. Fortfarande gäller kravet att det ska finnas driftreserver i nätet, det så kallade (N-1) kriteriet. Istället kommer transmissionsnätet att sätta begränsningarna på marknaden; billig el kan inte transporteras och det blir olika elpriser i olika delar av landet eller mellan länderna. I ett område med överskott på produktion, kommer det att finnas låga elpriser som gör det mindre attraktivt att bygga ny produktion. Marknaden ger på sådant sätt ett incitament att bygga ny produktion då det finns ett underskott i produktionen. Men konsekvensen kommer därmed också att bli att det blir mindre attraktivt att bygga vindkraft inte bara i norra Sverige (som har ett stort produktionsöverskott), men även i Sverige som helhet (som också har haft ett överskott de senaste åren). På längre sikt kan det ändå finnas en påverkan på tillförligheten; nätet kommer att drivas nära sin gräns oftare. Gränsen under drift är ändå en viss marginal bort från stabilitetsgränsen, men risken att sistnämnda överskrids kommer att öka ändå. Hur stor ökningen är och om den är märkbar, är inte känt idag. 4.3 Marknadens påverkan på distributionsnät Deltagandet av småkunder på en elmarknad styrd av timpriser (efterfrågeflexibilitet eller på engelska demand response ), är avsedd för att minska effekttoppar i konsumtionen. På grund av tre olika mekanismer kan ett sådant deltagande på marknaden istället leda till ett ökat uttag från distributionsnätet, med eventuell överlast eller underspänning som resultat. i) Motsatt lokalt och globalt konsumtionsmönster Ett högt elpris baserat på timpris är ett incitament till att minska konsumtionen; på samma sätt kan ett lågt timpris vara ett incitament till att öka konsumtionen, t.ex. till att ladda batterier till elbilar, eller att koppla in beredare för varmvatten. Mönster i konsumtionen kan vara helt olika mellan lokal och global förbrukning. Om en timme med ett lågt globalt pris sammanfaller med en hög konsumtion lokalt, kan det resultera i en ändå högre lokal konsumtion (se figur 24). Figur 24 Förhållandet mellan lokal konsumtion och elpris. Risken för överlast ökar i det nedre högra hörnet i diagrammet

37 Sida 35 (49) ii) Överskott på lokal produktion under period med högt elpris I ett område där överskott på lokal produktion kan inträffa, kan det hända att överskottet inträffar samtidigt med ett högt elpris (timpris). Incitamentet att minska konsumtionen kan då leda till ett ändå större överskott på produktion. Det föregående fallet (i), med ett incitament att öka konsumtionen ytterligare under en period med hög konsumtion och ett lågt elpris, kan även inträffa här (se figur 25). Figur 25 Förhållandet mellan lokal produktion, konsumtion och elpris. Risken för överlast i nätet ökar i det nedre högra hörnet, och i det övre vänstra hörnet i figuren. iii) Uppskjuten konsumtion Efterfrågeflexibilitet innebär inte alltid en minskning av energiförbrukningen. Istället innebär oftast flexibiliteten endast att förbrukningen flyttas i tid, men med en oförändrad energiförbrukning. Den energin som inte förbrukats under en tid med ett högt elpris, kommer sannolikt att förbrukas senare vid en tidpunkt med ett lägre elpris. Speciellt gäller detta i situationer där vi kan välja själva, baserat på t.ex. en prissättning dagen innan. Risken uppstår att den medvetet uppskjutna förbrukningen kan resultera i överlast och/eller underspänning i distributionsnätet.

38 5 Vad förväntas inom några år Rapport R Sida 36 (49) Vilka av utmaningar som nämns i kap 3 kommer att vara aktuella inom en tidshorisont av 5 till 10 år? Ny produktion Vad gäller ny produktion kommer det att bli en vidare utveckling av vindkraft, medan solkraft kommer att etablera sig som en energikälla. Tillväxten av vindkraft kommer framförallt att ske på högre spänningsnivåer och längre bort från förbrukningen, medan solkraft kommer att etablera sig på lågspänning och nära förbrukningen. Vindkraft kommer därför att framförallt påverka transmissionsnätet, medan solkraft kommer att ha konsekvenser i låg- och mellanspänningsnät. Figur 26 visar var ny produktion förväntas kommer att etablera sig. Figur 26 Förväntad ny produktion i Sverige. Blå färg = Befintlig vattenkraft; Röd färg = Befintlig kärnkraft Vindkraft Vindkraft i Östersjön, i Bottenhavet och i Norrland kommer att leda till ökade effektflöden eftersom de ansluts i områden där det redan finns ett produktionsöverskott. Vindkraft i Västsverige kommer att ge mindre konsekvenser för stamnätet, eftersom det numera finns ett produktionsunderskott här. Men konsekvenserna, i form av ökad risk för överlast, kommer att finnas i lokalnät eller i regionnät beroende på storleken av vindparken.