Nätnytta från vindkraftverk

Fakta om vindkraft Nätnytta från vindkraftverk Rapport från Svenskt VindkraftsTekniskt Centrum Sara Fogelström Svenskt VindkraftsTekniskt Centrum CHALMERS TEKNISKA HÖGSKOLA Göteborg, Sverige, 2018

Svenskt VindkraftsTekniskt Centrum (SWPTC) är ett forskningscentrum för konstruktion och produktion av vindkraftverk. Syftet med verksamheten är att stödja svensk industri med kunskap om konstruktionsteknik och underhåll inom området vindkraft. Verksamheten finansieras av Energimyndigheten, Chalmers tekniska högskola, Luleå tekniska universitet, Swerea och RISE samt av ingående industripartners. Västra Götalandsregionen stödjer centrumet genom ett antal samarbetsprojekt. För mer information om SWTPC besök gärna www.swptc.se.

Nätnytta från vindkraftverk Förord I Nätnytta från vindkraftverk har Svenskt VindkraftsTekniskt Centrum sammanställt befintlig fakta om hur vindkraftverk kan bidra positivt till elnätet. Sammanställningen är baserad på forskningsresultat från Chalmers tekniska högskola samt information från E.ON. Inga vidare studier har gjorts på underlaget av centrat. Göteborg 2018-10-17 Ola Carlson Föreståndare Svenskt VindkraftsTekniskt Centrum

Nätnytta från vindkraftverk Innehållsförteckning Frekvensreglering och svängmassa/tröghetsmoment... 1 Begränsande faktorer vid elanslutning av vindkraftverk... 3 Begränsande faktorer... 3 Beräknande av anslutningskapacitet... 5 Aktiva driftsstrategier... 6 Temperaturövervakning Kårehamn vindkraftspark... 8

Nätnytta från vindkraftverk 1 (9) Frekvensreglering och svängmassa/tröghetsmoment Det svenska elnätet har en frekvens på 50 Hz. Vid störningar i elproduktionen som ger effektbortfall (till exempel om ett vattenkraftverk eller en reaktor i ett kärnkraftverk plötsligt försvinner) börjar frekvensen att sjunka och ju lägre frekvensen sjunker desto fler elproduktionsanläggningar kommer att koppla från nätet. Därför är det viktigt att det finns mekanismer i nätet som begränsar frekvenssjunkningen. En sådan mekanism är tröghetsmomenten i nätet, eller som det också kallas för: svängmassa. Vindkraftverk kan bidra med ett tröghetsmoment till nätet, men på ett annat sätt än vad tidigare gjorts i det svenska elnätet. Nedan kommer det beskrivas vad svängmassa är och hur det fungerar. Tröghetsmoment beskrivs matematiskt av Ekvation 1. TT mmmmmm TT eeee = JJ Ekvation 1 T mek = mekaniskt moment hos turbinen, T el = elektriskt moment från generatorn J = tröghetsmoment hos roterande maskiner ω.= rotationshastigheten hos generatorn = frekvensen på spänningen Förhållandet mellan effekt och moment beskrivs av Ekvation 2. PP eeee = TT eeee ωω Ekvation 2 P el = elektrisk effekt T el = elektriskt moment från generatorn ω.= rotationshastigheten hos generatorn = frekvensen på spänningen När frekvensen (ω) på nätet minskar så ökar det elektriska momentet, T el, för att hålla Formel 1 lika på båda sidor om likhetstecknet. Det i sin tur ökar den elektriska effekten som produktionsanläggningen generera, enligt Ekvation 2. Den här effekten släpps ut på nätet och motverkar då det effektbortfall som orsakade frekvensminskningen i första hand. När frekvensen börjar sjunka så gör tröghetsmoment, J, att frekvensändringen inte blir så stor och motverkar därmed problemet. Olika energislag har olika typ av svängmassa. Vattenkraftverk och kärnkraftverk har synkrongeneratorer och då bidrar de automatiskt med tröghetsmoment när det blir effektbortfall i nätet. Solkraftverk har inga rörliga delar och kan därför inte bidra med svängmassa. De flesta vindkraftverk har en asynkrongenerator och en omriktare. Detta gör att det inte automatiskt bidrar med svängmassa. Omriktaren skärmar av vindkraftverket från felen på nätet, men kan också användas för att sänka frekvensen (ω) för vindkraftverket och då ökar T el och P el som beskrivits ovan och mer effekt tillförs nätet och motverkar effektbortfallet. Skillnaden mot synkronmaskiner är att i det här fallet bestämmer regleringen av vindkraftverket hur mycket extra effekt som vindkraftverket ska bidra med och när. Detta kan kallas för kontrollerat tröghetsmoment. En schematisk bild av hur frekvensen kan sjunka ses i Figur 1.

Nätnytta från vindkraftverk 2 (9) Figur 1 Frekvens i elnätet sjunker efter att effekt försvunnit från elnätet. I ett forskningsprojekt på Chalmers har det undersökts hur frekvensen i elnätet kan regleras i tre olika fall: Fall 1: 100% vattenkraft (blått) Fall 2: 50% vattenkraft, 50% vindkraft utan kontrollerat tröghetsmoment (grönt) Fall 3: 50% vattenkraft, 50% vindkraft med kontrollerat tröghetsmoment (rött) Figur 2 Tre olika fall av reglering av frekvensen på nätet. I Figur 2 visas att frekvensminskningen blir som minst i fall 3, där vindkraftverk med kontrollerat tröghetsmoment används. Källa: Frequency Response by Wind Farms in Islanded Power Systems with High Wind Power Penetration, Mattias Persson, Chalmers tekniska högskola

Nätnytta från vindkraftverk 3 (9) Begränsande faktorer vid elanslutning av vindkraftverk Många vindkraftsparker ansluts till elnätet på regional eller lokal nivå där anslutningskapaciteten oftast är begränsad. Därför har Chalmers haft ett projekt som undersökt hur anslutningskapaciteten i nätet kan maximeras. När anslutningspunkt väljs så kan det optimeras med avseende på till exempel minimering av förluster, maximal anslutningskapacitet eller förbättring av tillförlitlighet. Olika metoder finns för att optimalt välja anslutningspunkt. Begränsande faktorer Vanliga integrationsproblem som kan vara en begränsande faktor i anslutningskapacitet är: överlast/överström överspänning flicker övertoner ökande kortslutningsströmmar Dessa beskrivs nedan. Överlast/Överström Komponenterna i elnätet såsom kablar, luftledningar, transformatorer och brytare samt de anslutna lasterna (de apparater eller maskiner som använder elen) är tillverkade för en viss ström. Överstigs denna (överström) kan skador uppkomma. Vilken styrka på strömmen som komponenterna kan klara av beror på hur de är tillverkade, men också väderförhållanden och altitud då dessa två faktorer bidrar till kylningen av komponenterna. Hur mycket ström som går genom ledningarna beror på hur stora lasterna på nätet är. I starka nät (nära stationen) är det generellt att anslutningskapaciteten begränsas av den termiska kapaciteten hos kablarna. Den termiska kapaciteten hos ledningen är beroende av strömmen i kvadrat. Detta innebär att det är de termiska egenskaperna hos ledningen som avgör hur stor effekt som kan anslutas, med avseende på risken för överström. Överspänning Komponenterna i elnätet samt de anslutna lasterna är tillverkade för en viss spänningsnivå. Överstigs denna (överspänning) kan skador uppkomma. Antingen blir det en gradvis försämring eller omedelbart fel, beroende på hur hög överspänningen är. Överspänning kan uppkomma oavsett vilken generatortyp vindkraftverket har. När endast överspänning beaktas kan det konstateras att en stor mängd vindkraft kan installeras i nätet om avståndet till transformatorn är kort. Däremot, ju längre vindkraftsparken är från transformatorn desto mindre effekt kan anslutas på grund av ledningens längd, se Figur 3. Här visas att den maximala anslutningskapaciteten beror på egenskaperna hos anslutningskabeln samt att ju närmare transformatorstationen parken är, desto mer vindkraft kan anslutas. Detta visar på vikten av att välja rätt kabel. För att minska risken för ökad spänning ska vindkraftverken placeras så nära transformatorstationen som möjligt. Om det är flera vindkraftsparker som ska anslutas så kan anslutningskapaciteten maximeras genom att parkerna ansluts på olika matarledningar. På så sätt minskar risken för ökad spänning.

Nätnytta från vindkraftverk 4 (9) Figur 3 Egenskaperna hos olika kablar gör att olika mycket vindkraft kan anslutas. Om anslutningspunkten för vindkraftsparken är långt bort från parken, kan risken för överspänning kraftigt begränsa anslutningskapaciteten. Flicker Flicker är små spänningsvariationer (cirka 1%) i elnätet som orsakar att till exempel ljuset från glödlampor flimrar. Flicker är högre i vindkraftverk med fast varvtal och beror på vindens stokastiska natur som leder till snabba effektvariationer. För att minska risken för flicker (gäller enbart vindkraftverk med fast varvtal) ska vindkraftverken anslutas så nära transformatorstationen som möjligt. Övertoner Spänningsövertoner är multiplar av frekvensen hos elnätet som är 50 Hz. Dessa finns mest hos vindkraftverk med variabelt varvtal och uppkommer då omriktare används. Omriktare har införts för att följa variationerna i vinden och därmed maximera produktionen samt att vid maxproduktion begränsa momentet i växellådan hos verket. Övertoner minskar om vindkraftverken ansluts så nära transformatorstationen som möjligt. Flicker och övertoner är endast ett problem i väldigt svaga nät. Ökande kortslutningsströmmar Stora kortslutningsströmmar är vanligast hos vindkraftverk med fast varvtal då generatorn hos dessa är anslutna direkt mot nätet, men förekommer även hos övriga konfigurationer. Vindkraftverk med en fulleffektsomriktare har lägre kortslutningsströmmar på grund av strömbegränsning hos omriktaren. Nivån på kortslutningsströmmen kan begränsa anslutningskapaciteten i starka elnät där säkerhetsmarginalen för att hantera ytterligare fel är liten. Det gäller inte vindkraftverk med fulleffektsomriktare. De flesta vindkraftsparker ansluts längre ut på elnätet som inte är så starkt, vilket gör att kortslutningsnivån sällan är begränsande. Flicker uppkommer bara i äldre vindkraftverk och är därför ett minskande problem. Övertoner är problem som uppkommer med vindkraft och solkraft som energikälla. De övriga integrationsproblemen kan uppkomma vid integrering av alla sorters energislag. Påverkan på omkopplingsfrekvensen hos lindningsomkopplare Det finns en rädsla för att en ökning i omkopplingsfrekvensen hos lindningsomkopplarna i transformatorer kan uppstå när mycket vindkraftverk ansluts. För de flesta elnät så påverkades inte frekvensen av lindingsomkopplarna menligt av de anslutna vindkraftverken. I vissa nät (med lågt X/R-förhållande, se förklaring nedan och Figur 5) så kan det dock ha en påverkan,

Nätnytta från vindkraftverk 5 (9) se Figur 4. Figuren visar att ju lägre förhållandet mellan X/R desto fler omkopplingar sker hos lindningsomkopplarna. Vidare så ökar antalet omkopplingar också med mängden ansluten vindkraft. Lågt X/R-förhållande gör att spänningen varierar då mycket vindkraft ansluts. detta gör att lindningsomkopplarna får göra många omkopplingar. Figur 4 Lågt X/R-förhållande gör att antalet omkopplingar ökar Värdena på R och X anger impedansen (Z) hos ledningen och ger dess elektriska egenskaper. Se Figur 5 för hur ett enkelt nät med vindkraftverk kan se ut. Figur 5 Ett schematiskt elnät där Z anger impedansen hos kabeln. Omkopplingsfrekvensen kan minskas genom att använda kompensering av reaktiv effekt och därmed få en mer konstant spänning, vilket i sin tur minskar antalet omkopplingar. Kompenseringen fungerar bra i både starka och svaga nät. Vidare så fungerar detta även för långa anslutningskablar till anslutande station. Om det är kostnadseffektivt att använda kompensering för reaktiv effekt beror på kostnaden för att byta linningsomkopplare, kostnaden för reaktiv effekt från vindkraftverken samt effektförlusten i nätet på grund av kompenseringen. Beräknande av anslutningskapacitet De lokala elnäten är passiva och ingen aktiv övervakning sker för att se till att systemet håller sig inom tillåtna parametrar. Detta gör att nätägare beaktar värsta-fall-scenario för drift när vindkraftsparker ska anslutas. Nätet ska klara av att fungera inom utsatta värden för ström och spänning vid detta värsta fall. Överspänning och överström av systemkomponenter har identifierats som de mest problematiska integrationsproblemen med vindkraft. Överspänning beror på omvänd

Nätnytta från vindkraftverk 6 (9) effektriktning. Det värsta fallet för detta är när lasten i nätet är minimal och produktionen maximal. Det samma gäller för överström, ju högre den omvända effektriktningen är, desto högre är risken för överström, vilket leder till samma värsta fall som ovan. Aktiva driftsstrategier Då både last och produktion varierar kraftigt är det väldigt sällan, om någonsin, som värstafallscenariot ovan inträffar. Denna begränsande faktor hindrar utbyggnad och effektiv anslutning av vindkraft. Nätägare kan också få fördelar genom att inte använda detta scenario. Lösningen är så kallade aktiva driftsstrategier (ADS). ADS inkluderar produktionsbegränsning, kompensation av reaktiv effekt samt kontrollerad lindingsomkopplare vid last (C-OLTC). Projektet visade att C-OLTC och kompensering av reaktiv effekt gav likvärdiga resultat i hur effektförluster kunde minimeras. C-OLTC var lite bättre i nät med låga X/R. Om nätägaren är mest orolig för slitaget på transformatorns linningsomriktare så är kompensering av reaktiv effekt den bästa lösningen. I nästan alla fall är kompensering av reaktiv effekt ett bättre val för att minska risken för spänningsökning än produktionsbegränsning. Skillnaden är att det är vindkraftsägaren som styr över produktionsbegränsningen medan kompensering av reaktiv effekt styrs av nätägaren som drabbas av effektförluster. Projektet gjorde även en kostnadsoptimering utifrån både vindkraftsägarens och nätägarens synvinkel. Målet är att så kostnadseffektivt som möjligt öka anslutningskapaciteten. Optimeringen visade att anslutningskapaciteten kunde ökas markant om ADS användes, se Figur 6. I figuren visas att upp till 3% mer vindkraft kan anslutas med ADS innan kostnaden för de aktiva driftsstrategierna blir dyrare än att bygga ut elnätet. Vidare kan det ses att vinsten för parkägaren är som störst vid den första kapacitetsökningen. Figur 6 De lila staplarna visar hur mycket mer vindkraft som kan anslutas, den röda linjen visar på kostnaden för att förstärka elnätet istället för att använda ADS, den blå linjen visar på kostnaden för ADS och den gröna linjen visar på vinsten för parkägaren. Om begränsningen i nätet är spänningsökning kan detta effektivt motverkas av C-OLTC och kompensering av reaktiv effekt. Projektet visar anslutningskapaciteten kan fördubblas om dessa ADS:er används, jämfört om värsta-fall-scenariot ska dimensionera. Om begränsningen beror på termiska kapaciteten i nätkomponenterna så är enda möjliga strategin energibegränsning. Här beror den optimala anslutningskapaciteten på vem som betalar för den minskade produktionen: nätägaren eller ägaren till vindkraftsparken, men i båda alternativen ökade kapaciteten markant. Om nätägaren står för kostnaden så kan

Nätnytta från vindkraftverk 7 (9) anslutningskapaciteten öka med 60% vid en energibegränsning på 1%. Om vindparksägaren står för kostnaden så beror ökning i anslutningskapacitet på kapacitetsfaktorn hos verken samt låneräntan. Med de antagande (28% i kapacitetsfaktor och 5% låneränta) som projektet gjort fås en ökning i kapacitet på 83% vid en begränsning på 3,3% i energiproduktion. Detta visas i Figur 7. Figur 7 Ju mer energiproduktionen i vindkraftsparken begränsas desto mer vindkraft kan anslutas. Källa: Planning and Operation of Large Amounts of Wind Power in a Distribution System, Shemsedin Nursebo, Chalmers tekniska högskola

Nätnytta från vindkraftverk 8 (9) Temperaturövervakning Kårehamn vindkraftspark När vindkraftsparken Kårehamn utanför Öland på 48 MW skulle byggas kunde den inte anslutas till det befintliga nätet då den tillgängliga anslutningskapaciteten var 30 MW. Anslutningskapaciteten begränsas här av att om ledningarna skulle överbelastas så skulle temperaturen på ledningarna bli för stor, vilket i sin tur orsakar att ledningen hänger ner för långt mot marken. Elsäkerhetsverkets föreskrifter anger att avståndet mellan marken och en ledning måste vara minst 6,2 m för en 50 kv-ledning, se Figur 8. Figur 8 Källa Claes Ahlrot, E.ON. Elsäkerhetsverkets föreskrifter anger hur stort avståndet mellan marken och en ledning måste vara När solen skiner på ledningen och det är hög lufttemperatur och det inte blåser på ledningen så att det kyler blir ledningen varm. Detta sker också när mycket ström går genom ledningen. När ledningen blir varm expanderar den och hänger då längre ner mot marken, se Figur 9. Figur 9 Källa Claes Ahlrot, E.ON. Värme gör att ledningen blir längre. När temperaruten ute sjunker, det blåser på ledningen och om strömmen i ledningen minskar, då minskar temperaturen i ledningen och den blir kortare, se Figur 10. Figur 10 Källa Claes Ahlrot, E.ON. Kyla göra att ledningen blir kortare.

Nätnytta från vindkraftverk 9 (9) För att klara avståndet till marken är det bara en viss mängd ström som kan tillåtas i ledningen och därigenom begränsas vilken effekt som vindkraftsparken kan leverera. För att kunna installera vindkraftsparken och inte överbelasta ledningarna bestämde sig E.ON för att använda sig av temperaturövervakning av ledningarna, så kallad dynamic line rating. Om effekten från parken skulle överstiga den tillåtna effekten (på grund av temperaturbegränsningen i ledningarna) så införs produktionsbegränsning hos vindkraftsparken. Innan parken byggdes gjordes nätsimuleringar och dessa visade att med dynamisk temperaturbegränsning skulle parken behöva begränsas cirka 8 h per år. I verkligheten har det inte visat sig behövas göras alls, utan vinden har kylt ledningarna mer än förväntat. Dock har det vid flera tillfällen varit nära gränsvärdena för produktionsbegränsning. Alternativet till temperaturövervakningen hade varit att bygga en ny 130 kv-ledning från Öland till fastlandet. Det alternativet bedömdes vara för dyrt. Fördelen med temperaturövervakning av ledningar är att mer elproduktion kan anslutas till befintligt nät. Däremot så ökar förlusterna i ledningarna. E.ON förespråkar därför inte temperaturövervakning som ett förstaalternativ när nya elnät byggs, utan mer som en temporär åtgärd. Källa: Claes Ahlrot, E.ON