Rapport 1 (25) Vattenfall Generation Managment

Rap port 10-06- 10 Rapport 1 (25) Vattenfall Generation Managment

Rapport 2 (25) Vattenfall Generation Managment

Innehållsförteckning 1. INLEDNING... 4 1.1.Bakgrund... 4 1.2.Syfte... 4 1.3.Metodbeskrivning... 5 2. DEN NYA SEKUNDÄRREGLERINGEN... 5 2.1.Höjda tidskrav... 6 2.2.Automatisk aktivering... 6 2.3.Låga krav på lokalisering?... 7 2.4.Upphandling... 7 3. FRAMTIDEN KÖRPLAN... 8 3.1.Alla delar sammalade... 8 3.2.Kommunikation... 9 4. KOMMUNIKATION NY SEKUNDÄRREGLERINGEN, LFC OCH AGC... 9 4.1.Inga telefonsamtal... 9 4.2.När och hur ska man optimera sekundärregleringen?... 10 4.3.Kontroll av reglerutrymme... 10 4.4.Beslut i Kraftkontroll kontra Driftcentraler... 10 4.5.Optimering i driftcentraler, AGC:n... 10 4.6.Tre olika driftcentraler... 11 4.7.Tidsbegränsningar... 11 5. OPTIMERING... 12 5.1.Ett optimum för allt... 12 5.2.Teknisk- kontra Hollistiskanalys... 12 5.3.Intern eller extern lösning... 13 5.4.Kraftverken sätter möjligheter och begränsningar... 13 5.5.Vattenvärden och gränsvärden... 14 Rapport 3 (25) Vattenfall Generation Managment

5.6.Jopsy 2.0... 14 5.7.Osäkerheten i prisprognoserna... 15 5.8.Prisprognoser... 15 5.9.Körplan... 16 5.10.Bud och Budstegar... 17 5.11.Tillrinningsprognoser... 18 5.12.Grundeffekt... 19 5.13.Primärreglering... 19 5.14.Kontinuerliga ep-lägen... 20 5.15.Vattenfall överreglerar... 20 5.16.Sekundärreglering... 21 5.17.Tertiärreglering... 22 6. FRAMTIDA ARBETE... 22 7. REFERENSER... 24

1. Inledning 1.1. Bakgrund Vattenfall Produktionsledning planerar produktionen energimässigt för att möta den försäljning som är gjord på framförallt den nordiska marknadsplatsen Nord Pool. Vattenfalls produktion skall vara i balans med den energi som är såld timme för timme. Vattenfall säljer även systemtjänster i form av effektändringar till Svenska Kraftnät (SvK) utöver energileveransen. Detta görs i minutskalan och avropas av SvK via telefon max 10 minuter innan ändringen skall vara utförd. Införandet av en ny typ av sekundärreglering i det nordiska elsystemet innebär nya krav på Vattenfall. Regleringen skall vara automatisk både i sin aktivering och i den signal som skickas ut. Den kan beskrivas som en blandning mellan dagens primär- och sekundärreglering. Totalt uppskattar SvK att 600 MW sekundärreglering kommer att köpas upp i Norden. Den effekten måste finnas reserverad i infasade aggregat liknande primärregleringen. För den nya sekundärregleringen får dock också aggregaten i synkrondrift räknas in. Vid effektändringar sker idag fördelningen manuellt över olika kraftverk. Man tar framförallt hänsyn till verkningsgrad och vattennivåer. Kommunikationen mellan produktionsledningen i Råcksta och driftcentralerna som styr vattenkraftverken sker per telefon. Elproduktionen kvantiseras i timmar vilket innebär att aktörerna mot Nord Pool har konstant pris under varje timme. Det finns alltså inga krav på när under timmen elen ska produceras. På elmarknaden på kontinenten och västra Danmark är avräknas medelvärdet istället per 15 min. Svensk elproduktion kommer att förändras i takt med att andelen vindkraft ökar från dagens obetydliga andel till ungefär 4 % om några år. Detta kommer att innebära en större osäkerhet i elproduktionen, vilket i sin tur ställer högre krav på flexibilitet i resten av systemet. Det kommer att finnas ett större krav på en snabb och effektiv reglering samt en noggrannare leverering av Sveriges elproduktion. Beställningarna från SvK kommer att ske med kortare förvarning och kräva en exaktare leverans. 1.2. Syfte Vattenfall vill korta svarstiderna i sekundärregleringen och få snabbare verkställning av regleringsbeslut. Man vill anpassa sig till marknadskraven. Många delar av elsystemet, från producent till konsument, har moderniserats vilket i sin tur ställer nya krav på resterande delar. Vattenfalls sekundärreglering av vattenkraftverken är inte anpassad till att möta förväntade krav och nyttjar inte tillgänglig teknik. Det finns därför goda möjligheter att förbättra systemet och få en mer effektiv och lönsam produktion och i förlängningen få bättre elkvalitet och mindre frekvensavvikelser på nätet. Utöver detta kommer SvK att införa en ny reglerform, en ny sekundärreglering. Den nya sekundärregleringen kommer att styras av något som kallas LFC (Load

Frequency Control) och kommer att skicka en automatisk signal till producenterna, som baseras på nätfrekvensen. Den här rapporten ger jag en kartläggning av behov och möjligheter och rekommendationer till fortsatt arbete. Arbetet har inneburit att samla fakta och beskriva hur Vattenfall kan styra sina kraftverk bättre. Till exempel förbättra kvalitén på systemtjänster, leverera rätt mängd energi på rätt tid och till minimal kostnad samt att beskriva metodiken för att fördela effektramper till olika kraftverk. 1.3. Metodbeskrivning Jag har i rapporten illustrerat hur jag tycker att Vattenfall skall styra och optimera sin produktion. Dels med tanke på införandet av en automatisk sekundärreglering men också övergripande för hela produktionen. Mitt arbete bestod inledningsvis av utbildning från Vattenfall samt litteraturstudie. Jag gjorde sedan studiebesök på kraftkontroll och även på en av Vattenfall Vattenkrats driftcentraler i Bispgården. Under arbetets gång har jag haft samtal med Vattenfallanställda framförallt på Vattenfall Generation Management där jag har gjort mitt examensarbete. Utöver det har jag haft mycket kontakt med SvK och Vattenfall Vattenkraft. Jag deltog också i en konferens anordnad av NordEL. 2. Den nya Sekundärregleringen En ny sekundärreglering kommer med största sannolikhet införas i det nordiska elsystemet. Till vänster i figur 1 illustreras hur dagens system reagerar vid en störning, reglereffekt och resulterande frekvens. Till höger i figuren illustreras hur det kommer att se ut med den nya tredje reglerformen. Vi kommer då att få en mindre belastning på primärregleringen och en bättre störningsreserv genom tillgång till mer reglerkraft.

Fig. 1 Dagens primär- och sekundärreglering vid en störning samt frekvensen på under förloppet otalt skall det uppskattningsvis vara 600 MW i den automatiska sekundärregleringsreserven i hela det nordiska elsystemet. SvK bedömer att de kommer att ta emot bud á 10 MW, inte mer, inte mindre [1]. Vid reglering kommer effektförändringarna skickas ut automatiskt. Det har nämnts att signalen max ska kunna upprepas var 10:e sekund. Buden kan tänkas ha en tidshorisont på ungefär 10 min då tertiärregleringen skall avlasta. Aktörerna på elmarknaden kommer att precis som idag att lägga säljbud för varje timme för upp- och nerregleringar. 2.1. Höjda tidskrav Det finns tre stora skillnader mellan dagens sekundärreglering och den nya. Tidskravet för aktivering av effekten kommer vara kortare och, med dagens teknik, inte tillåta start och stopp av aggregat. Svk säger att man med den nya sekundärregleringen vill återställa normaldriftstörningar snabbare vilket med primärregleringen tar upptill 3 min. Alltså att återställa en frekvensavvikelse med upp till 0,1 Hz. Man kan därför tänka sig att tidskravet kommer att vara kortare än 3 min (antagligen 1-3 min), beroende på vad tekniken tillåter. Processen kommer att vara automatisk, både beslutet i vad Svk kommer att kalla LFC:n och signalen till Vattenfall. SvK kommer alltså inte ringa som de gör idag. Producenterna kommer att få betalt för att reservera effekt och sedan ytterligare ersättning vid uppreglering [1], [8]. Sammanfattningsvis kan man säga att det blir som en blandning av dagens primär- och sekundärreglering. 2.2. Automatisk aktivering När frekvensen på nätet avviker från det önskade på ett sådant sätt att sekundärregleringen aktiveras, skickas en signal till den operatör med det bästa budet som inte redan är reglerat. Det är också troligt att SvK eller NordEL

Effekt kommer att ta in andra aspekter i beslutet om regleringen som t.ex. rampningar på likströmslänkarna mot kontinenten och Storbritannien. Vid reglering kan man lasta på aggregat som ligger i synkrondrift, alternativt lasta av och glida på verkningsgradskurvorna se figur 2. [1] 2.3. Låga krav på lokalisering? Det är oklart huruvida buden ska vara effekt i ett specifikt reglerobjekt. En fingervisning kan vara att det inte är några lokaliseringskrav på primärregleringen. Den nya sekundärregleringen ska framförallt ersätta/ komplettera primärreglering. Det är därför rimligt att lokaliseringskravet kommer att vara ungefär samma. Utöver det kan man säga att en stor mängd möjlig effekt i regleringen leder till att SvK vill ha större kontroll på var regleringen kommer att ske. 2.4. Upphandling SvK bedömer att det kommer att behövas en övergångsfas där SvK kommer att skriva ett långtidskontrakt med någon eller några producenter. Detta för att de bedömer att många producenter, i viss mån eller helt, inte kommer att vara redo att leverera produkten. Den nya sekundärregleringen kommer troligen få två priser. Ett pris för reservering av effekt och sedan ytterligare ett för kompensation vid reglering [1]. Det bör dock ses som ett pris och inte två. Kompensation för reserverad energi plus den för produktion gånger sannolikheten för produktion. 300 Effektfördelning 250 200 150 100 Agg 4 Agg 3 Agg 2 Agg 1 50 0 240 250 260 270 280 Total Effekt Fig. 3 Vid sekundär uppreglering mellan 260 270 fasas aggregat 4, som legat i synkrondrift, in.

3. Framtiden körplan 3.1. Alla delar sammalade En körplan skall beskriva varje stations produktion, minut för minut. Produktionen kommer att bestå av fyra olika delar. Dessa är grundeffekt, reserverad tertiärreglering, reserverad sekundärreglering och reserverad primärreglering. Körplanen skall beskriva produktionen av dessa fyra delar. Se figur 3. Fig. 4 Delarna som skapar en körplan Kraftstationerna producerar inte bara effekt utan även reserverad effekt i form av sekundärreglering och primärreglering. Se figur 4. Fig. 5 Fyra olika aggregats produktion vid 240 MW och 260 MW där sekundärregleringen uppreglerat med 20 MW. Agg 4 är vid 240 MW I synkrondrift Tertiärregleringen kräver också i viss mån tillgänglig effekt. Det är dock normalt sett inga problem, eftersom start och stopp tillåts. SvK har heller inte betalat för reservering av effekt och vi är därmed inte juridiskt bundna att hålla det vi har sagt. Det kan därför ses som en ändring av grundeffekten.

3.2. Kommunikation Körplanen är Vattenfalls planerade produktion, både effekt och reglerprodukter. Sedan kan förändringar av produktionen komma in t ex som en tertiärreglering eller pga. att produktionen inte ger det resultat man har planerat och man därför behöver korrigera produktionen. Se figur 5. Utöver detta kan SvK genom sin LFC skicka signaler om reglering. Tillsammans skapas en aktuell körning för produktionen, som syftar till mängden effekt samt reserverad effekt som skall produceras i varje specifik kraft station. Fig. 6 Illustrering av delarna som skapar en körning Så mycket som möjligt av optimering och planering bör ske i kraftkontroll medan driftcentralernas (DC) uppgift är att verkställa. Körplanen ska skapas och verifieras på kraftkontroll. Eftersom körplanen redan innehåller information om sekundärreglering är det mest en fråga om verkställande för DC vid en sekundärreglering. 4. Kommunikation ny sekundärregleringen, LFC och AGC 4.1. Inga telefonsamtal Kraftkontroll skapar och skickar en körplan till Vattenkraftens driftcentral (Bispgården). OPAL skickar en textfil med brytpunkter (körordrar) i m3/s (kan komma att ändras till MW) och tidpunkt i klockslag med minutupplösning för varje vattenkraftstation, se figur 6 [9]. Körplanen skall också inkludera primärregleringsinställningar på varje aggregat och reserverad sekundärreglering. På grund av nya tidskrav kommer man åtminstone att behöva en automatisk signal mellan DC:n och kraftstationerna. Sedan behöver man kunna ta emot

signalerna från SvK:s LFC. Utöver det är det också lämpligt att man börjar kommunicera utan telefonsamtal mellan Kraftkontroll och DC:na. När tidpunkten uppnås för en körorder gör Vattenkraftens system en aggregatfördelning inom kraftstationen och skickar ut nya börvärden i form av % pådrag till varje aggregat. Vid omplanering skickas en ny fil ut från OPAL som ersätter den tidigare filen. 4.2. När och hur ska man optimera sekundärregleringen? Jag ser tre olika aspekter en optimeringsmetod för sekundärregleringen kan vara olika bra på - beräkningstiden, mängden information som man kan ta hänsyn till och hur ofta optimeringen utförs. Det är svårt att kombinera alla dessa. Jag ser två lösningar. Dels en mindre frekvent och mer krävande optimering från Kraftkontroll som får med helheten, dels en mer begränsad optimering men mer frekvent och närmare produktionen i någon driftcentral. Jag anser att frekvensen i optimeringarna inte är speciellt viktig eftersom väldigt lite del av de förutsättningar som avgör resultatet av optimeringen förändras under t ex en timme. 4.3. Kontroll av reglerutrymme Kontinuerlig kontroll av reglerutrymmet är en funktion som skulle kunna nyttjas både till sekundär- och primärregleringen. Tanken är att ha så bra kontroll som möjligt på hur mycket reserverad effekt man faktiskt har i produktionen. Idag har man för mycket primärreglering inställt på aggregaten för att ha marginal. Många aggregat ligger nära max effekt och därför finns det inte alltid effektutrymme för att regleringen skall kunna jobba fullt ut. Detta kompenserar man genom att ligga med marginaler. Vattenfall har skrivit avtal på att leverera en viss regerstyrka och det är därför väldigt viktigt att man gör det. 4.4. Beslut i Kraftkontroll kontra Driftcentraler Det är lämpligt att sekundärregleringssignalen går direkt till DC istället för omvägen via Kraftkontroll. Det finns en tidsbegränsning i systemet. Att överföra en körplan från Opal till DC:n kan ta upp till en minut [9]. Beslut bör dock så mycket som möjligt tas i kraftkontroll där man har helhetsbilden över produktionen. Kraftkontroll kan alltså ses som det beslutande organet medan DC:arna har en verkställande roll. 4.5. Optimering i driftcentraler, AGC:n Det finns helt klart möjligheter att utföra optimering i en så kallad AGC funktion i en eller flera driftcentraler. Nackdelen med optimering ute på DC:na är att helhetsbilden försvinner. Det finns alltså inte möjlighet att göra en riktigt bra optimering. All information är helt enkelt inte tillgänglig. Fördelen blir att

optimeringen hamnar närmare produktionen tidsmässigt. Tiden mellan en optimering och ett möjligt verkställande är kortare. 4.6. Tre olika driftcentraler Vattenfall Vattenkraft har idag tre driftcentraler (DC). Detta kan utgöra ett problem eftersom man hest bara vill ta beslut om regelring på ett ställe. Frågan blir då om man vill att en DC ska ta beslut för alla tre. Det kan också tänkas att man initialt bara sekundärreglerar med kraftverken som hör till en av DC:na. Det är dock redan idag teknisk möjligt att styra alla kraftverk från Var och en av alla tre driftcentralerna [5]. Opal är Kraftkontrolls datasystem, medan Bispgården som är en av Vattenfall Vattenkrafts driftcentraler, använder ett system som kallas Scada. Figur 6. Fig. 15 Kommunikations flöde för den nya sekundärregleringen. 4.7. Tidsbegränsningar Det är viktigt att lokalisera och minimera alla tidsbegränsningar. Tidigare nämndes överföringstiden mellan kraftkontroll och DC. Vad finns det för andra tidsbegränsningar? I 4.5. diskuteras optimering efter att reglersignalen mottagits. Detta borde gå väldigt snabbt men det är ändå intressant att få en siffra på det eftersom det innebär en tidsfördröjning. Långsam hårdvara i stationerna ger begränsningar för hur ofta en station kan uppdatera effekten på ett aggregat. Ligger ett ärende och bearbetas kan systemet inte behandla ytterligare ett förrän det första är klart. Det är dock igen information som försvinner. Det bör alltså finnas begränsningar i AGC:n som gör att samma aggregat inte kan få signal om ändrat börvärde med kortare intervall än t ex en minut. Det kan också tänkas att börvärdesändringarna från LFC:n kan ackumuleras. Jag tror dock inte att det är speciellt uppskattat från SvK:s sida. Det kan som ett tredje

alternativ tänkas att man på sikt byter ut hårdvaran i stationerna för att minska tidsbegränsningarna. 5. Optimering Idag sker många beslut manuellt under körning vilket innebär olika beslut beroende på vem som har skift. Vattenfall vill se en övergång till ett mer automatiskt system så som görs för Vattenfall Värme i Danmark där man har infört Jopsy 2.0. Det finns idag optimeringsverktyg för dagens primär- och sekundärreglering. För primärregleringen finns Reglerstyrka Timbud och för sekundärregleringen Reglerbud Sverige [2][6]. 5.1. Ett optimum för allt Alla reglerformer måste optimeras tillsammans eftersom det är det totalt optimala som söks. Det som framförallt söks vid optimering är när man ska producera, vilken dag under veckan och vilken timme under dygnet. Varje del kan brytas ner i sina specifika kostnader men om man ändrar en del av produktionen påverkas även kostnaden för de andra. Om det t ex blir en uppreglering genom tertiärregleringen kan det påverka mängden infasad oanvänd effekt som behövs t ex för primärregleringen. Detta i sin tur kan innebära en ökning eller minskning av kostnaden för primärregleringen. Ett optimeringsverktyg kan fungera till flera delar som gäller produktionen kort tid framöver, se figur 7. Fig. 7 Samma optimering används till flera olika ändamål 5.2. Teknisk- kontra Hollistiskanalys Idag bygger optimeringen mycket på flera olika verktyg för kostnadsberäkningar för olika delar av produktionen, Reglerbud Sverige, Reglerstyrka Timbud etc. Ett alternativ till detta vore ett optimeringsverktyg för hela produktionen. Målet är att

maximera intäkter minus utgifter. Lösningen är den fördelning av produktionen över tid och produkter som uppnår det. Körplanerna tas fram kontinuerligt medan bud, såväl de mot Nord Pool som de mot SvK, tas fram inför varje budgivning. Buden mot SvK bör optimeras om inför varje timme för att få med så mycket information som möjligt i optimeringen. 5.3. Intern eller extern lösning Med en internlösning kan man skapa ett system skräddarsytt efter Vattenfalls produktion och marknad. Det har kommit synpunkter på att en intern lösning kan ge problem med att systemet blir beroende av enskilda individer. Det finns inget system som fungerar till hundra procent som man känner till. Det är självklart också en kostnadsfråga. Jag har tolkat det som att det finns olika åsikter inom Vattenfall vilket alternativ som är att föredra. 5.4. Kraftverken sätter möjligheter och begränsningar I Vattenfalls produktion finns ett starkt samband mellan de kraftstationer som ligger i samma älv. Det vatten som rinner igenom en station kommer också att rinna genom de stationer som ligger nedanför. Se figur 8. Fig. 7 Produktionen delas upp älv för älv eftersom stationerna i samma älv delar på samma vatten.

Utgångsläget för optimeringen blir vattenvärdet för säsongs- eller årsmagasinet högst upp i älven. Många av magasinen nedanför är korttidsmagasin där man måste hålla sig mellan dämnings- och sänkningsgräns. Se figur 9. 5.5. Vattenvärden och gränsvärden Det kan tänkas att man använder både gränsvärden och vattenvärden för medelstora magasin. Under simuleringen använder man gränsvärden och vid simuleringens slut vattenvärden. Fig. 8 Stationerna i en älv delar på samma vatten, stort magasin högst upp och mindre nedanför Korttidsmagasin tillåter att produktionen avviker från vattenflödet i älven under kortare perioder. Man kan på så sätt låna energi alternativt spara till kommande timmar alternativt dagar beroende på magasinets storlek. Vill man på längre sikt ändra, öka eller minska produktionen, måste man reglera flödet i hela älven, d.v.s. ändra produktionen i sesångsmagasinet. 5.6. Jopsy 2.0 Jopsy 2.0 är ett nyligen utvecklat program för skapande av körplaner och budstegar för Vattenfalls värmekraftverk i Danmark. Ett bud innehåller budramper för exempelvis alla timmar i ett dygn. För att optimeringen av bud skall vara genomförbar måste förenklingar göras. Jopsy 2.0 använder sig av följande metodik [10]. Optimeringen sker delperiod för delperiod där endast priset för den delperiod som är aktuell ändras medan de andra sätts till prisprognosen. Utgångsläget är alltså en prisprognos. Vid varje kombination av priser optimeras produktionen för hela perioden. Den optimala produktionsmängden för aktuell delperiod blir budet, såld mängd energi, vid det använda priset. Se figur 9. Priset för en timme varieras medan alla andra priser är fixa, alltså samma som prisprognosen.

Fig. 12 Metodik för att skapa bud och budstegar, vänster bilden budstege delperioden 1 och höger delperiod 2. 5.7. Osäkerheten i prisprognoserna En hypotes är att metodiken (för Jopsy 2.0) leder till att vi säljer för mycket vid högre priser än beräknat och för lite vid lägre. Spotpriset på el följer samma mönster som vädret. Är det högt pris idag är det större sannolikhet att det blir högt pris imorgon. På samma sätt gäller att om spotpriset är högre än beräknat idag är det troligare att det samma gäller imorgon. Ytterliggare problematik med osäkerheten i prisprognoserna är att produktionsmängden inte är linjär mot priset. En korrigering av priset ner kan t ex innebära en större produktionsförändring än motsvarande upp. Ligger produktionen på max skulle, så klart, inte en prishöjning leda till en produktionshöjning. 5.8. Prisprognoser En metod för att förbättra prisprognosen är att göra flera olika så kallade prisscenarion. Se figur 10. Vattenfall använder sig i viss mån av prisscenarion

Fig. 13 Illustration av prisprognos uppdelad i tre olika prisscenarion. Grundtanken med prisscenarion är att det finns ett samband mellan priset för en delperiod och resterande tidsperiod. Det vill säga högt eller lågt pris för en deltidsperiod indikerar ett högt eller lågt pris för deltidsperioderna innan och efter. I metoden med prisscenarion innebär det att man utgår ifrån det scenario som stämmer bäst med den information man redan har. Alltså vid högt pris använder man ett prisscenario med högre priser och tvärt om vid lågt pris. Dagens sekundärreglering till SvK är kvantiserade i timmar. SvK vill ha preliminära budstegar för alla timmar för kommande dygn och producenterna har sedan möjlighet att ändra buden inför vare timme. En ny optimering bör göras inför varje timme för att få med så mycket information som möjligt. Det som framförallt är intressant är vattennivåerna i magasinen. Men man skulle också kunna ta hänsyn till reglerpriset på timmarna innan för att korrigera prisprognosen. Vilket man inte kunde göra vid det preliminära budet. Prisprognosen är inte heller helt aktuell längre eftersom det nu finns mer information tillgänglig. Det är rimligt att man på något sätt tar hänsyn till priset timmarna innan och inte bara tittar på prisprognosen. Vattenfall skulle kunna göra en uppföljning på osäkerheten i prisprognosernas påverkan på resultatet. Säljer man för billigt vid höga priser och för dyrt vid låga? 5.9. Körplan Optimering av körplaner baseras på aggregatens status, såld volym som skall produceras, vattennivåerna i magasinen, vattenvärdena för de olika magasinen samt tillrinningsprognoser (uppskattad tillrinningen till de olika magasinen). Se figur 11. Utöver det skulle optimeringsprogrammet behöva använda sig av verkningsgradstabeller så kallade SOPT-tabeller.

Fig. 6 Input till optimering av Budstege Syftet är att minimera kostnaderna, alltså att placera ut produktionen på ett så effektivt sätt som möjligt. Man kan också tänka sig att man vill veta marginalkostnaden för att jämföra med priset på Elbas. Avviker marginalkostnaden för Vattenfalls produktion av energi mot priset på Elbas kan det vara aktuellt att korrigera produktionsvolymen genom att köpa eller sälja. 5.10. Bud och Budstegar Optimering av Budstegar baseras på; aggregatens status, prisprognoser, vattennivåerna i magasinen, vattenvärdena för dem olika magasinen samt tillrinningsprognoser (uppskattad tillrinningen till dem olika magasinen). Figur 12. Fig. 8 Input till optimering av Budstege En budstege skapas av flera bud vid olika totaleffekter. Ett bud är i sin tur den produktionsmängd som ger maximal beräknad vinst vid givet pris. Se figur 13.

Fig. 10 Flera bud vid olika priser skapar tillsammans en budstege. Alla timmar i ett dygn säljs samtidigt och därför måste alla timbudsstegar optimeras samtidigt. Man vet alltså inte hur mycket man sålt vid timme ett när man gör optimeringen för timme två etc. Ett dygnsbud eller veckobud skapas med andra ord av flera av varandra oberoende budstegar. Se figur 14. Fig. 11 Flera Budstegar bildar ett Dygn- eller Veckobud 5.11. Tillrinningsprognoser Tillrinningsprognoser används för att bedöma framtida vattenmängder i magasinen. Dels får man ett tillskott från stationen ovanför i älven dels får man tillrinning från anslutande vattendrag och mark. För optimeringarna tittar man på tillrinningen under den period som man räknar på. Tillrinning längre fram i tiden

bakas in i vattenvärdena. Det vattenvärde man räknar på ändras inte av tillrinningsprognoserna eftersom det redan är medräknat. 5.12. Grundeffekt Huvudmarginalkostnaden för elproduktion i vattenkraftverken är kostnaden för vattnet i magasinen. Det finns ingen verklig kostnad för vattnet utan det är ett beräknat värde. Vattenfall kallar detta för vattenvärde eller riktkurs. Utöver det så är det driftkostnader. Se figur 15. Man räknar inte med några fasta kostnader. Fig. 11 Kostnadsuppdelning av grundeffekt 5.13. Primärreglering Kostnaden för regleringen beror av slitage på turbinen, framföra allt turbinbladen på kaplanturbiner. Reserverad effekt i form av normaldrift eller störningsreserver (hur mycket marginal man behöver ha uppåt) samt verkningsgradsförluster. Se figur 16.

Fig. 12 Kostnadsuppdelning av primärregleringen 5.14. Kontinuerliga ep-lägen För att kunna få en optimal fördelning av reglerstyrkan måste man gå i från fyra diskreta lägen, så kallad ep-lägen, och ha en kontinuerlig inställning av reglerstyrkan på varje aggregat. Det finns inte någon poäng med ett fåtal diskreta lägen när fördelningen räknas ut automatiskt. Det begränsar möjligheten till optimering. Det finns inte heller någon fysisk begränsning som kräver ett fåtal diskreta reglerlägen. Optimeringen bör ske kontinuerligt under hela dygnet. På så sätt kan regleringen ta hänsyn till förändringar i produktionen, t ex en uppreglering av sekundärregleringen. Se figur 4 för illustrering av hur fördelningen av primärregleringen kan förändras vid en uppreglering av sekundärreglering. 5.15. Vattenfall överreglerar Driftcentralen i Bispgården tycker att Vattenfall vid många tillfällen ligger med för mycket primärreglering [5]. De uppfattar det som att produktionsledning är noggranna med att justera upp ep-lägena men glömmer att justera ner dem. Genom att skapa körplaner som inkluderar primärregleringen samt uppdatera dem kontinuerligt skulle man komma bort från det problemet. En ytterligare form av överreglering är de marginaler som krävs för att garantera rätt leverans av reglerkraft, se figur 17. Den olinjära röda kurvan kan beskrivas av att kraftverk ligger nära max i produktion i kombination med en osäkert i hur mycket mer effekt man kan få ut. Vattenfall borde på sikt jobba mot att minimera behovet av marginaler.

Fig. 13 Illustrering av såld reglerstyrka kontra producerad reglerstyrka Upphandlingen av primärregleringen kommer i framtiden troligen inte ha någon veckovis upphandling. Större delen kommer att köpas innan Nord Pool upphandlingen och en mindre korrigerande del kommer att göras efter. Det finns en problematik vid budgivningen till SvK av primärreglering idag eftersom detta sker upptill en vecka innan produktionen sker. Det ger stor osäkerhet i hur produktionen kommer att se ut och därmed hur mycket primärregleringen kommer att kosta. Det kan därför vara lämpligt att göra uppföljningar på hur mycket kostnaden för primärregleringen har varit. Har man en kontinuerlig optimering av regleringen görs den kostnadsbedömningen löpande. 5.16. Sekundärreglering Kostnaden för regleringen kan brytas ner till reserverad effekt i aggregat, infasade eller i synkrondrift. Utöver detta blir det en kostnad vid eventuell effektändring. Se figur 18. Fig. 13 Kostnadsuppdelning av sekundärregleringen

Precis som i optimeringen av primärregleringen utgår man från vattenvärdet för magasinet till ett aggregat när man gör en kostnadsvärdering. Optimeringen av framtidens sekundärreglering kommer att likna dagens optimering men exkludera start och stopp av aggregaten. Detta kommer att innebära att man måste ha den effekt man har sålt infasad eller i synkrondrift [8]. Den reserverade effekten innebär en kostnad. Den begränsar valmöjligheten i hur man kan fördela produktionen av grundeffekt. Det kan t ex gestalta sig i att man måste ha mer produktion igång än optimalt (det som vore optimalt om man inte hade sålt reglerkraft) för att på så sätt få tillräcklig oanvänd effekt igång. Det kan också tänkas att man inte kan köra på tillräckligt hög effekt eftersom man då använder utrymmet i produktionen som är reserverat till reglering. Vid upp- och nerregleringar är det en marginalkostnad eller -besparing. Man vill dels veta denna kostnad för att lägga ett bud till SvK och dels för att hitta bästa körning. Reglerbud Sverige, som idag används för att göra kostnadsberäkningar av delar av Vattenfalls Sekundärreglering, är ett bra utgångsläge för hur optimeringen kan se ut. 5.17. Tertiärreglering Kostnaden för en tertiärreglering är marginalkostnaden mellan den nuvarande produktionen och den nya, se figur 19. Vattenfall ska även ha den effekt man har bjudit ut tillgänglig. Det utgör dock inget problem eftersom överenskommelsen inte är bindande, SvK har inte betalat för reservering av effekt. Fig. 14 Kostnadsuppdelning av tertiärregleringen Det som i dag är sekundärreglering kommer i framtiden att kallas tertiärreglering. Beslutet om denna reglering kommer att tas på samma sätt som idag av SvK,

alltså ett manuellt beslut. Tidsramen för verkställande kommer också vara motsvarande den för dagens sekundärreglering och alltså ge utrymme för start och stopp, även om signalen antagligen inte blir över telefon. Man kan tänka sig att en ytterligare regleringsform, som den nya sekundärregleringen innebär, kommer att minska antalet tertiärregleringsavrop i förhållande till dagens sekundärregleringsavrop. Det borde dock inte påverka kostnadsvärderingen av regleringen. 6. Framtida arbete Vattenfall Generation Management behöver ta fram en ny standard för skapande och kommunikation av körplaner, en digital kommunikation där körplanen alltså skickas från Kraftkontroll till DC som en digital fil. Ett nästa steg blir att utveckla en ny optimeringsmodell dvs jobba på hur man tar fram körplanerna. Utöver optimeringar av körplaner finns buden/budstegarna till Nord Pool och SvK. En utveckling behövs. Optimering av körplaner och skapande av bud hör till Vattenfall Generation Management kärnverksamhet. Dagens system uppfyller inte de krav man kan ställa på ett av Europas ledande energiföretag. Det är alltså inte bara införande av en automatisk reglerform som kräver ett bättre system. Utöver ett nytt optimeringsverktyg kan det vara aktuellt att ta fram en kostnadsbedömning för slitage, på fram för allt kaplanturbiner, vid primärreglering. Det är viktigt att den produkt som Svk vill ha bryts upp i komponenter som passar Vattenfalls produktion. Detta innebär att det måste finnas tre OLIKA typer av reglering. Det får alltså inte bli så att det blir en ny sekundärreglering som i Vattenfalls produktion gestaltar sig likadant som primärregleringen. Vattenfall vill kunna sälja olika produkter till SvK för varje del av sin produktion. Det är väldigt viktigt att SvK förstår detta. Det är lätt hänt att SvK bara tittar på hur slutprodukten kommer att se ut, vilket är vad som påverkar dem. Hur produkten produceras kommer att avgöra priset. Det är därför viktigt för SvK att ta hänsyn till producenternas önskemål, för att få ett så lågt pris som möjligt. Nordels syfte med ändringen av reglermarkanden bör vara att öka effektiviteten av regleringen. Alltså att man med mindre medel ska åstadkomma mer. Vill de bara öka reglerförmågan kan de använda sig av de verktyg som redan finns, alltså primärreglering. För Vattenfalls del handlar arbetet om effektivare produktion och minskad arbetsbörda, i och med automatiseringar. All drift ska ske efter samma optimeringsmodell och inte påverkas av vem som sitter bakom spakarna. En ytterligare fördel med en automatisk optimering är att allt skrivs ner svart på vitt. Märker man sedan att något har gjorts fel är det mycket lättare att åtgärda det.

7. Referenser [1] SvK, www.svk.se [2] Vattenfall Generation Managment [3] Nordel [4] Nord Pool [5] Studiebesök Vattenfalls driftcentral i Bispgården [6] Studiebesök Vattenfall kraftkontroll i Råcksta [7] Hjalmar Hasselbalch, Vattenfall heat Danmark [8] Chister Bäck, SvK [9] Rickard Sidenbladh, Vattenfall Generation Managment [10] Joakim Allemark, Vattenfall Generation Managment [11] Bo Wrang, Vattenfall Generation Managment [12] Erik Spiegelberg Vattenfall Vattenkraft