Kraftnät Åland AB Reservkraftförsörjning Analys av behov

Kraftnät Åland AB Reservkraftförsörjning Analys av behov Claes Malcolm 2006-03-20

Dokumenttyp Dokumentidentitet Rev. nr. Rapportdatum Uppdragsnummer RAPPORT 2006-03-20 2241300 Författare Claes Malcolm Uppdragsnamn Reservkraftförsörjning Beställare Kraftnät Åland AB Granskad av Shekofeh Holmér Godkänd av Delgivning Antal sidor Antal bilagor 14 Kraftnät Åland AB Reservkraftförsörjning Analys av behov SAMMANFATTNING Ålands elenergi tillförs i huvudsak via en kabel från Sverige. Denna kabel är dimensionerad för maximalt 80 MW, vidare finns en förbindelse från riket som kan överföra maximalt 9 MW. Med den förväntade ökningstakten av energiförbrukning inom det åländska nätet, kommer detta att räcka fram till 2025 2030 innan ytterligare åtgärder behöver vidtas. Redan omkring 2009 / 2010 kommer det dock att bli svårt att återstarta nätet efter ett avbrott, eftersom det initiala effektbehovet överstiger tillgänglig effekt om inte förbindelsen mot Sverige är i drift. Avtalet om reservkraft som tecknats med Ålands Energi AB löper ut 2013. Det är då inte meningsfullt att förlänga avtalet för de två gamla gasturbinerna, däremot finns det skäl att fortsätta att ha dieselgeneratorerna tillgängliga eftersom de också används för fjärrvärmeproduktion. När de två gasturbinerna avvecklas kan inte längre effektbehovet täckas vid ett avbrott under den kallaste delen av året. Det prov med ödriftkörning som utfördes under november 2005 visar att nätet kan hållas stabilt, men att varken Kraftnät Åland AB eller Ålands Energi AB har personella resurser att driva nätet på detta sätt annat än under några få dagar. En långsiktig lösning på reservkraftbehovet måste därför sökas. Vad som än väljs, bör lösningen vara klar senast 2010, för att elförsörjningen skall vara säkrad oberoende av årstid. Rapport 1 (14)

INNEHÅLLSFÖRTECKNING 1 INLEDNING... 3 1.1 Syfte... 3 1.2 Bakgrund... 3 1.2.1 Uppdraget för Kraftnät Åland AB... 3 1.2.2 Definition av reservkraftkapacitet och uthållighet... 3 2 REFERENSER OCH BAKGRUNDSMATERIAL... 4 3 NORMAL FÖRSÖRJNING... 4 3.1 Utveckling av effekt- och energibehov... 4 3.2 Effekt- och energibehov under kallare perioder... 5 3.3 Normal försörjning... 6 4 RESERVKRAFT... 7 4.1 Tillgängliga resurser... 7 4.2 Återuppbyggnad av nätet vid avbrott... 8 4.3 Möjligheter att möta långvariga avbrott... 8 4.4 Sammanställning av tidpunkter för behov av kompletteringar... 9 4.4.1 Möjlighet till återstart efter avbrott... 9 4.4.2 Möjlighet till uthållig reservkraftförsörjning (första tio dagarna)... 10 4.4.3 Möjlighet till uthållig produktion efter tio dagar... 11 5 KOMMENTARER OCH SLUTSATSER... 12 5.1 Tillgänglig kapacitet... 12 5.2 Avbrottstider... 12 5.3 Uthållighet i egen produktion... 14 5.4 Slutsats... 14 Rapport 2 (14)

1 INLEDNING 1.1 Syfte I slutet av januari 2006 fick SwedPower AB i uppdrag av Kraftnät Åland AB att göra en detaljerad studie över reservkraftförsörjning till Ålands elnät i framtiden. Studien utförs i flera steg, denna rapport utgör det första steget, en analys av förutsättningar och behov under kommande år. 1.2 Bakgrund Ålands elenergi tillförs i huvudsak via en kabel från Sverige. Denna kabel är dimensionerad för maximalt 80 MW, en effekt som sannolikt kommer att räcka ytterligare 20 år, fram till 2025 2030. Förutom denna förbindelse, finns det en 45 kv ledning mot riket, denna har en överföringskapacitet på cirka 9 MW. Det finns vidare ett ökande antal vindkraftverk anslutna till det åländska nätet, i början av 2006 var den totalt installerade effekten 8,4 MW. Under januari 2006 varierade den totala förbrukningen mellan 34 och 57 MWh/h. 1.2.1 Uppdraget för Kraftnät Åland AB Kraftnät Åland AB är som systemansvarig för el i landskapet Åland ansvarig för elförsörjningen på Åland. Elförsörjningen skall vara tryggad såväl under normalförhållanden som vid störningar på förbindelseledningen från Sverige. 1.2.2 Definition av reservkraftkapacitet och uthållighet Kraftnät Åland AB är ansvarig för att det i händelse av störning eller avbrott på förbindelseledningen från Sverige skall finnas tillräcklig reserveffektkapacitet för att täcka det åländska elbehovet närhelst störningen eller avbrottet sker. Kapaciteten skall vara tillräcklig för att klara nätuppbyggnad och fortvarighetstillstånd. Reserveffektkapacitetens uthållighet skall vara tillräcklig för att klara en kabelreparation och har satts till 100 dagar. Reservkraft behövs när det blir avbrott i förbindelsen mot Sverige. Det kan uppstå kortvariga avbrott, dels på grund av störningar i det svenska kraftnätet, dels skador på anslutande ledning på Åland. Den allvarligaste situationen uppstår vid en skada på sjökabeln, det kommer att ta minst en månad, troligen närmare tre månader, att reparera en skada till havs. Det finns ett fåtal fartyg som har utrustning för denna typ av arbete och det är inte säkert att något finns omedelbart tillgängligt. Rapport 3 (14)

För att kunna täcka behovet av energi vid ett avbrott i förbindelsen till Sverige, har Kraftnät Åland AB tecknat ett avtal med Ålands Energi AB om tillgång till produktionskapacitet, vidare har man installerat en egen gasturbinanläggning. Krav på och tillgång av reservkapacitet beror på den tid störningen varar. Om man ser till gällande avtal och tillgängliga resurser kan tre nivåer definieras: 1. Kapacitet för uppstart av nätet. Det momentana behovet, särskilt vintertid, är högre än den energiförbrukning som förelåg omedelbart före störningen. 2. Försörjning med reservkraft under en tid av högst tio dagar. 3. Reservkraft under ett avbrott som varar längre än tio dagar. Gränsen tio dagar sätts av avtalet med Ålands Energi AB. Avtalet anger en maximal effekt som kan levereras (48 MW), samt att denna efter tio dagar måste reduceras med 75 %. Under de närmaste åren är tillgänglig effekt tillräcklig. Under den senaste 10-årsperioden har förbrukningen av elenergi ökat med cirka 2 % per år. Den maximala effekten följer inte riktigt denna kurva, här spelar vädret och då främst temperaturen en stor roll. Men i genomsnitt kan toppeffekten anses följa ungefär samma modell. 2 REFERENSER OCH BAKGRUNDSMATERIAL Kraftnät Åland AB har ställt följande material till förfogande för studien: Årsberättelser för åren 2002, 2003 och 2004 Ledningsgruppens analys av reservkraftbehovet (augusti 2005) Rapport från försök med ödrift, genomfört under november 2005 Lista över på Åland tillgängliga produktionsresurser Lista över effekttoppar (timmedelvärden) under vecka 3, 2006 Prognos över effekt och energiutveckling 1945 2040 3 NORMAL FÖRSÖRJNING 3.1 Utveckling av effekt- och energibehov Diagrammet nedan visar konsekvenserna av olika utveckling av energiförbrukningen över tiden. Utgångspunkten är det högsta uppmätta timmedelvärdet under januari 2006 (57,9 MWh/h). Vid det aktuella tillfället varierade temperaturen mellan 10 och 15. Rapport 4 (14)

100,0 95,0 90,0 85,0 80,0 75,0 70,0 65,0 60,0 55,0 50,0 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 Svag Låg Medel Hög Stark De fem kurvorna visar resultatet av olika tänkta ökningar av energiförbrukningen under perioden fram till 2030, från en svag utvecklig till en stark. I samtliga kurvor avtar ökningen över tiden enligt följande tabell: Svag Låg Medel Hög Stark Årtal 1,2 % 1,5 % 2,0 % 2,2 % 2,5 % 2006-2007 1,0 % 1,4 % 2,0 % 2,2 % 2,4 % 2008-2009 1,0 % 1,3 % 1,8 % 2,0 % 2,3 % 2010-2014 0,8 % 1,2 % 1,6 % 1,8 % 2,0 % 2015-2019 0,6 % 1,0 % 1,4 % 1,7 % 1,9 % 2020-2030 Anledningen till denna modell är att dagens ökning i Sverige ligger på runt 1,4 % per år, det finns skäl att anta att energiökningen på Åland efterhand kommer att stanna någonstans i närheten av detta värde. Det som styr utvecklingen inom energisektorn är prisbilden och denna beror inte enbart på tekniska faktorer utan även på politiska beslut liksom på vad som händer i omvärlden. 3.2 Effekt- och energibehov under kallare perioder Den högsta förbrukningen under en timme, som uppmätts, är 58,1 MWh/h. Detta inträffade den 5 januari 2003, temperaturen under den föregående veckan hade gått ner från 15 till 25. Dagen var en söndag, om denna topp inträffat en vardag hade effektbehovet varit cirka 5 MW högre. Rapport 5 (14)

För att få motsvarande jämförelse har värdet 63,1 MW (58,1 + 5) räknats upp med 2 % per år fram till ett tänkt motsvarande värde för 2006 av 67,0 MW. Max timmedelvärde vid låga temperaturer 110,0 105,0 100,0 95,0 90,0 85,0 80,0 75,0 70,0 65,0 60,0 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 Svag Låg Medel Hög Stark I den fortsatta studien har därför två alternativ studerats, effektbehov vid 15 och effektbehov vid en temperatur av 25. Det kan naturligtvis bli ännu kallare, men sannolikheten för att ett avbrott inträffar samtidigt är inte så stor att det är ekonomiskt försvarbart att dimensionera reservkraft för ett sådant fall. 3.3 Normal försörjning Maximalt tillgänglig effekt är 80 MW via kabel från Sverige, 9 MW via förbindelse (blandat kabel och luftledning) från riket samt det tillskott som vindkraftverken ger. I dagsläget är förbindelsen till Sverige begränsad till 63 MW genom att en transformator är installerade i vardera änden. För att kunna möta behovet under kyligare perioder bör därför transformatorerna dubbleras senast omkring 2010. Det kan vara motiverat att göra detta tidigare, det ger en ökad leveranssäkerhet med dubbla transformatorer. Ser man till ren felstatistik är det mer troligt att en transformator havererar än att sjökabeln skadas. Med dubblerade transformatorer i kabelförbindelsen mot Sverige kan kallare perioder mötas fram till åtminstone 2021 2023 beroende på takten i förbrukningsökningen. För normalår räcker kapaciteten fram till slutet på den studerade perioden. Ett avbrott i förbindelsen mot riket, kan täckas upp utan reservkraft fram till cirka 2025. Om det inträffar under en kylig period kan brist uppstå från 2016, bristen kan dock täckas av nu installerad reservkraft. Rapport 6 (14)

4 RESERVKRAFT 4.1 Tillgängliga resurser Kraftnät Åland AB har tecknat ett abonnemang med Ålands Energi AB, vilket löper perioden 2004 till 2013. Abonnemanget omfattar följande produktionsenheter: Gasturbin GT00, Tingsbacka 11,2 MW Tillverkad 1969 Gasturbin GT01, Mariehamn 11,2 MW Tillverkad 1967 Dieselgenerator G1, Mariehamn 15,5 MW Drifttagen 1990 Dieselgenerator G4, Mariehamn 7,6 MW Drifttagen 1980 Dieselgenerator G6, Mariehamn 2,5 MW Drifttagen 1972 48,0 MW Den totalt abonnerade effekten är 48 MW. Alla aggregaten besiktigades och renoverades inför avtalet och är i gott skick. 48 MW avser möjlig effekt för att möta återvändande last efter ett avbrott. Vid en mer uthållig produktion, upp till 10 dagar, måste effekten reduceras till 39,1 MW (se mer om detta i följande avsnitt). Från och med den tionde dagen garanteras bara 75% av effekten, 36 MW Det är tveksamt om de två gasturbinerna kan användas någon längre tid efter det att avtalet löpt ut. De har då hunnit bli 44 respektive 46 år gamla. I denna utredning har vi därför antagit att de har avvecklats senast år 2015. De två större dieselgeneratorerna, vilka samtidigt används för att producera fjärrvärme, kan däremot antas finnas kvar under hela den studerade perioden. Som nämndes under punkt 3.3 ovan, kommer inte förbindelsen mot Sverige att räcka till vid temperaturer ned mot 25 under hela perioden. Om de två större dieselgeneratorerna behålls och används för kombinerad kraft och värmeproduktion, kommer dock behovet att kunna täckas fram till 2030, även i fall av störning i förbindelsen mot riket. Förutom den abonnerade kapaciteten, har Kraftnät Åland AB under 2005 tagit i drift en egen gasturbin: Gasturbin GT100, Ringsböle 25 MW Drifttagen 2005 Denna gasturbin antas finnas tillgänglig under hela den studerade perioden. Den högsta last som kan tas ut momentant för att möta återvändande last direkt efter ett avbrott är 29,3 MW (förutsättningen är att temperaturen är 10 eller lägre). Förutom dessa produktionskällor, finns det för närvarande 16 vindkraftverk med en total kapacitet av 8,4 MW inom Ålands område. I samband med längre avbrott kommer dessa givetvis att hjälpa till och stötta nätet. Däremot kan de inte hjälpa till vid återuppbyggnad av Rapport 7 (14)

nätet direkt efter ett avbrott. Vid ett avbrott stannar vindkraftverken och kan inte återstartas förrän nätet redan är återuppbyggt och frekvensen har stabiliserats. 4.2 Återuppbyggnad av nätet vid avbrott Ett stort problem vid avbrott vintertid är den återvändande effekten. En stor del av energibehovet avser uppvärmning, ju längre avbrottet varat, dess mer energi behövs initialt, eftersom alltfler termostater står i läge till. I värsta fall kan det omedelbara effektbehovet vara 25 % högre än den normala lasten vid tillfället. En sådan ökning är redan idag svår att möta. Om vi ser på de mätningar som gjordes under vecka 3, 2006, så varierade timmedelvärdet under torsdagen och fredagen mellan 55 och 58 MWh/h. Om en återstart krävts efter en timmes avbrott skulle behovet vara mellan 69 och 72 MW, vilket är mycket nära den maximalt tillgängliga reserven. Även återinkoppling av kabeln mot Sverige är i dagsläget nästan ett gränsfall. Nu finns det bara en transformator i vardera änden, med märkeffekten 63 MVA. Eftersom förutsättningen är en kallperiod går det av överbelasta transformatorerna, för att möta återvändande last, med cirka 25 % under en timme. När transformatorerna har dubblerats blir det kabeln som sätter gränsen. Här kan man däremot inte utnyttja någon överlastförmåga på samma sätt. Sjökabeln har ungefär samma omgivningstemperatur året om, den kan visserligen överlastas något, men inte mer än cirka 10 % och bara under en kortare tid. 4.3 Möjligheter att möta långvariga avbrott Under november 2005 genomfördes ett prov med ödrift av det åländska kraftnätet. Ödrift innebär att det lokala nätet inte är synkroniserat med något yttre nät, i detta fall innebar provet att förbindelsen mot Sverige kopplades bort. Provet var dels ett leveransprov av den nya gasturbinen, dels ett test av samarbetet mellan de tillgängliga produktionsresurserna och personerna. Några viktiga noteringar gjordes. Först av allt visade det sig att det gick bra att hålla nätet stabilt med de produktionsresurser som finns. Däremot var det tydligt att varken Kraftnät Åland eller Ålands Energi har personella resurser för att köra samtliga produktionskällor under någon längre tid. Själva provet varade i ett och ett halvt dygn och engagerade i princip samtliga anställda inom Kraftnät Åland AB. Under ödriftkörning måste driftcentralen vara bemannad dygnet runt, dessutom måste det finnas personal som tittar till gasturbiner. Vi får heller inte glömma att orsaken till ett längre avbrott är en skada på förbindelsen mot Sverige, personal måste följa upp nödvändiga reparationer. För att kunna klara ödrift på egen hand under de 100 dagar som förutsättningen är, skulle Kraftnät Åland AB behöva ungefär fördubbla antalet anställda. Detta krav måste ställas mot ett antagande om hur ofta ett sådant långt avbrott kan tänkas inträffa. Det är två saker som kan resultera i långa avbrott: Transformatorhaveri och brott på sjökabeln. Skador på anslutande ledningar och kabelsträcka på land kan normalt repareras inom högst en vecka. Rapport 8 (14)

Så länge det bara finns en transformator i vardera änden innebär ett haveri ett långt avbrott. Transformatorn i Senneby är dessutom helt unik, det går inte att hitta någon reserv med samma omsättning. För transformatorn i Tingsbacka kan det gå att hitta reserv, omsättningen 110 / 45 kv finns på många platser i det finska kraftnätet. Risken för transformatorhaveri ökar med åldern, för den närmaste tioårsperioden måste risken anses liten. I och med att transformatorerna dubbleras upphör risken för totalt stopp vid ett haveri. Sjökabeln kan skadas av till exempel ett fartyg med draggande ankare eller vid trålning. Samtliga HVDC-kablar mellan Sverige och andra länder har drabbats av detta vid åtminstone något tillfälle. Erfarenheten visar att en reparation av en sjökabel tar mellan sex och åtta veckor, mest beroende på hur snabbt man kan få ett fartyg på plats samt väderleksförhållanden. Ett längre avbrott på grund av kabelfel är något man inte kan bortse ifrån. Däremot inträffar dessa mycket sällan, som ett exempel kan nämnas att under de 32 år den första förbindelsen mellan svenska fastlandet och Gotland var i drift, inträffade 7 kabelfel på grund av ankring eller trålning. De två kablar som nu ligger på sträckan har varit i drift 19 respektive 23 år utan att skadas. Det kan därför inte rekommenderas att de inblandade aktörerna på Åland bemannar sig personellt för att kunna hantera ett längre avbrott. En lämpligare lösning är att Kraftnät Åland tecknar avtal med t.ex. Fortum eller Vattenfall om att få låna extra driftpersonal vid behov. Ett sådant avtal bör då innehålla någon form av årlig samövning, så att den inlånade personalen hålls bekant med utrustning och rutiner. 4.4 Sammanställning av tidpunkter för behov av kompletteringar Dagens installerade reservproduktion kan, för att täcka återvändande last, maximalt leverera 86,3 MW, inkluderande en fullt utnyttjad förbindelse mot riket om 9 MW. Observera att vindkraftverk, som nämnts tidigare, inte kan bidra vid återstart av nätet. Redovisningen nedan utgår från att de två äldsta gasturbinerna är avvecklade senast år 2015. Från detta år är därför tillgänglig maximal effekt reducerad till 62,3 MW. 4.4.1 Möjlighet till återstart efter avbrott Tabellen nedan visar belastningen med en återvändande effekt som ligger 25 % över normal belastning. Tabellen visar utvecklingen av maximal effekt (MWh/h), de markerade fälten visar när gränsen för möjlighet att återstarta nätet passeras. Med en sektionering kan man i viss mån minska den momentana lasten, däremot kommer återstarten att ta längre tid, vilket gör att den återvändande lasten visserligen blir lägre men fortfar under längre tid vilket också kan ge problem. Maximal återvändande effekt (vid 15 ) Årtal Svag Låg Medel Hög Stark 2006 72,4 72,4 72,4 72,4 72,4 2007 73,3 73,5 73,8 74,0 74,2 Rapport 9 (14)

2008 74,0 74,5 75,3 75,6 76,0 2009 74,7 75,6 76,8 77,3 77,8 2010 75,5 76,5 78,2 78,8 79,6 2011 76,2 77,5 79,6 80,4 81,4 2012 77,0 78,5 81,1 82,0 83,3 2013 77,8 79,6 82,5 83,7 85,2 2014 78,6 80,6 84,0 85,3 87,2 2015 79,2 81,6 85,3 86,9 88,9 2016 79,8 82,5 86,7 88,4 90,7 Tabellen visar att vid en normal eller låg belastningsutveckling, kommer effekten att räcka fram till år 2015. Följande tabell visar motsvarande värden vid 25. Maximal återvändande effekt (vid 25 ) Årtal Svag Låg Medel Hög Stark 2006 83,7 83,7 83,7 83,7 83,7 2007 84,7 85,0 85,4 85,5 85,8 2008 85,6 86,1 87,1 87,4 87,9 2009 86,4 87,4 88,8 89,3 90,0 2010 87,3 88,5 90,4 91,1 92,0 I detta fall kommer det att finnas risk för problem med återstart redan från år 2008 eller 2009 beroende på hur lasten utvecklas över tiden. 4.4.2 Möjlighet till uthållig reservkraftförsörjning (första tio dagarna) För en uthållig produktion måste effekten reduceras något, totalt högst 73,1 MW plus den eventuella produktionen från vindkraftverken (0 till 8 MW). Anledningen till reduceringen är att uppmätta effektvärden är timmedelvärden. Det finns alltid en viss variation under en timme och detta måste kunna mötas momentant. De produktionskällor som är i drift bör därför ha en marginal på mellan 15 och 20 % innan maximal effekt nås. I denna utredning antas därför att dieselgeneratorerna utnyttjas till maximalt 80 % av märkeffekt, de gasturbiner som ägs av Ålands Energi AB utnyttjas till 83 % och den av Kraftnät Åland AB ägda gasturbinen nyttjas till 85 % av märkeffekten. Från år 2015 är tillgänglig effekt reducerad till 53,1 MW. Tabellen nedan visar förväntat utvecklig av effektbehov vid 15. Maximum effektuttag under året (MWh/h) Årtal Svag Låg Medel Hög Stark 2006 57,9 57,9 57,9 57,9 57,9 2007 58,6 58,8 59,1 59,2 59,3 2008 59,2 59,6 60,2 60,5 60,8 2009 59,8 60,4 61,4 61,8 62,2 2010 60,4 61,2 62,5 63,0 63,7 2011 61,0 62,0 63,7 64,3 65,1 2012 61,6 62,8 64,8 65,6 66,6 2013 62,2 63,6 66,0 66,9 68,2 2014 62,8 64,5 67,2 68,2 69,7 2015 63,3 65,2 68,3 69,5 71,1 2016 63,8 66,0 69,3 70,7 72,5 Rapport 10 (14)

Tabellen visar att nu tillgänglig reservkraft täcker behovet fram till den tidpunkt när de två äldsta gasturbinerna avvecklas. Följand tabell visar motsvarande värden för 25. Maximum effektuttag under året (MWh/h) Årtal Svag Låg Medel Hög Stark 2006 67,0 67,0 67,0 67,0 67,0 2007 67,8 68,0 68,3 68,5 68,7 2008 68,5 69,0 69,7 70,0 70,3 2009 69,2 69,9 71,1 71,5 72,0 2010 69,9 70,8 72,4 73,0 73,7 2011 70,6 71,8 73,7 74,4 75,4 2012 71,3 72,7 75,0 75,9 77,1 2013 72,0 73,6 76,4 77,4 78,9 2014 72,7 74,6 77,7 79,0 80,7 2015 73,3 75,5 79,0 80,4 82,3 2016 73,9 76,4 80,2 81,8 83,9 2017 74,5 77,3 81,5 83,3 85,6 Beroende på utvecklingen, kommer brist att uppstå från 2010 till 2015. Observera att brist på resurser inträffar senast 2015 oavsett om de äldre gasturbinerna avvecklas eller inte. 4.4.3 Möjlighet till uthållig produktion efter tio dagar Enligt avtalet med Ålands Energi AB, reducerad garanterad effekt efter tio dagar till 75% av den maximala, eller 36 MW. Totalt tillgänglig effekt blir då 69,9 MW (36 + 9 + 24,9 MW). Tabellen nedan visar resultatet vid 15 : Maximum effektuttag under året (MWh/h) Årtal Svag Låg Medel Hög Stark 2006 57,9 57,9 57,9 57,9 57,9 2007 58,6 58,8 59,1 59,2 59,3 2008 59,2 59,6 60,2 60,5 60,8 2009 59,8 60,4 61,4 61,8 62,2 2010 60,4 61,2 62,5 63,0 63,7 2011 61,0 62,0 63,7 64,3 65,1 2012 61,6 62,8 64,8 65,6 66,6 2013 62,2 63,6 66,0 66,9 68,2 2014 62,8 64,5 67,2 68,2 69,7 2015 63,3 65,2 68,3 69,5 71,1 2016 63,8 66,0 69,3 70,7 72,5 Även under dessa förutsättningar täcks behovet fram till dess de två äldre gasturbinerna avvecklas. Följand tabell visar motsvarande värden för 25. Maximum effektuttag under året (MWh/h) Årtal Svag Låg Medel Hög Stark 2006 67,0 67,0 67,0 67,0 67,0 2007 67,8 68,0 68,3 68,5 68,7 2008 68,5 69,0 69,7 70,0 70,3 2009 69,2 69,9 71,1 71,5 72,0 2010 69,9 70,8 72,4 73,0 73,7 Rapport 11 (14)

2011 70,6 71,8 73,7 74,4 75,4 2012 71,3 72,7 75,0 75,9 77,1 2013 72,0 73,6 76,4 77,4 78,9 I detta fall kommer brist att kunna uppstå under perioden 2008 till 2011 beroende på utvecklingstakten. 5 KOMMENTARER OCH SLUTSATSER 5.1 Tillgänglig kapacitet För närvarande är reservkraftförsörjningen tillräcklig, både för att återstarta nätet efter ett avbrott och för att bibehålla nätet i stabil ödrift vid skador på förbindelsen mot Sverige. Nuvarande avtal om reservkraft, med Ålands Energi AB, löper ut 2013. Det är inte meningsfullt att förlänga avtalet för de två äldre gasturbinerna. Gasturbinerna svarar för 24 MW, så efter denna tidpunkt täcks inte längre behovet av kraftproduktion inom det åländska nätet. Med den förväntade tillväxten av energiförbrukning kommer det att behövas ytterligare åtgärder inom en inte alltför avlägsen framtid. Vid en extrem kyla kan det redan idag vara svårt att återstarta nätet om avbrottet varat för länge. Från 2009 / 2010 kommer det att bli svårt att möta den återvändande effekt vid uppstart efter ett avbrott. Tabellen nedan visar en kort summering av de år när gränser för tillgänglig kapacitet nås. Uppgifterna avser lasten vid -25. Vid -15 eller högre temperaturer kommer nu tillgängliga resurser att klara behovet fram till dess de äldre gasturbinerna avvecklas. Driftsituation Effektutvecklingstrend Svag Låg Medel Hög Stark Återstart efter störning 2009 2009 2008 2008 2008 Drift mer än 10 dagar 2011 2010 2009 2008 2008 Drift de första dagarna 2015 2013 2012 2011 2010 Från år 2015 kommer det att bli svårt att återstarta nätet vid -15 oavsett om de äldre gasturbinerna finns kvar eller inte. 5.2 Avbrottstider Hur lång tid ett totalavbrott varar innan återstart kan ske, blir till viss del beroende på situationen när det inträffar. Innan start kan ske måste driftcentralen bemannas. Nätet måste sektioneras så att lasten inte blir för stor för det aggregat som startar först, innan startorder till någon gasturbin kan ges. Efterhand som fler enheter kommer igång kan ytterligare sektioner av nätet anslutas. Rapport 12 (14)

Kraftnät Åland AB har studerat den tid det i praktiken tar att återfå full drift efter ett avbrott. Bilden nedan visar hur tiden fördelar sig: Arbetsgången är som följer: Inställelsetid för jourpersonal, 30 minuter. Om en störning inträffar utanför ordinarie arbetstid skall den som har jour ta hand om detta. Driftpersonalen har hemarbetsplatser med vars hjälp man kan få en uppfattning om störningen. Om det är frågan om ett totalavbrott kan det inte hanteras via hemarbetsplatsen utan jourhavande måste bege sig till driftcentralen. Bedömning av vad som behöver göras, cirka 10 minuter. Väl på plats i driftcentralen skall den ansvarige ta reda på om störningen ligger i det egna nätet eller om det är en störning i Sverige. I det fall spänning saknas i Senneby station (på den svenska sidan) kontaktar han Vattenfalls driftcentral i Sollentuna för att få deras uppfattning om hur länge avbrottet kan tänkas vara. Beror avbrottet på ett fel i egna anläggningsdelar, skall den ansvarige bedöma om det går att återstarta nätet igen eller om åtgärder krävs lokalt först. Dessa övervägande ligger till grund för om egen produktion skall startas eller inte. Förberedelse för start av egen produktion, 5 minuter. Om egen produktion måste startas, skall den ansvarige bedöma hur stor lasten var omedelbart före avbrottet och därmed hur många och vilka aggregat som skall startas. För att undvika att det aggregat som startas först råkar ut för överlast, måste nätet sektioneras upp i mindre bitar. Skall mer än den egna gasturbinen startas måste även jourhavande från Ålands Energi AB kallas in, denne har också 30 minuters inställelsetid. Uppstart av produktion, 10 minuter till 1 ½ timme. Den egna gasturbinen GT100 kan startas och vara i normal drift inom cirka 10 minuter. Start av ytterligare aggregat börjar först när personal från Ålands Energi nått sin driftcentral. Där startas sedan ett aggregat i taget och läggs in mot nätet. Alla tre gasturbinerna kan därför vara i drift inom 30 till 45 minuter, beroende på hur snabbt Ålands Energi har bemannat sin driftcentral. Behöver även dieselgeneratorerna startas, tillkommer ytterligare tid. Dessa har en starttid på 45 minuter och behöver en timme innan de kan nå full last. Aggregaten kan startas med cirka 5 minuters mellanrum, de kan Rapport 13 (14)

dessutom startas parallellt med gasturbinerna, så alla tre kan vara i full produktion cirka 1 timme och 15 minuter efter att start påbörjats. Summan av tiderna för start av all produktion under jourtid blir cirka 2 timmar och 15 minuter, det är svårt att minska denna tid utan att bemanna båda driftcentralerna dygnet runt. Och inte ens i så fall blir avbrottstiden särskilt mycket kortare. Inträffar till exempel störningen under normal arbetstid, när det finns personal på plats både hos Kraftnät Åland och Ålands Energi, försvinner tiden för inställelse. Om alla aggregat måste startas, får man följande tider bedömning av situationen och startförberedelser 15 minuter; start av tre gasturbiner 30 minuter; start av dieselgeneratorerna 45 minuter (starten har skett parallellt med gasturbinerna) totalt cirka 1½ timme. Sker avbrottet under dagtid på sommaren när det räcker med att Kraftnät Ålands egen gasturbin startas, kan återstart av hela nätet vara klar inom en halvtimme. Detta är dock den kortaste avbrottstid som är möjlig att åstadkomma. 5.3 Uthållighet i egen produktion Varken Kraftnät Åland AB eller Ålands Energi AB har personella resurser för att köra nätet i ödrift annat än under korta perioder. Lämpligt är att i förväg teckna avtal med någon utomstående driftorganisation om inlåning av personal vid behov. 5.4 Slutsats Sammantaget finns det starka skäl att redan nu börja planera för en mer långsiktig lösning av Ålands energiförsörjning. En ny lösning bör innebära att tiden för att återstarta nätet kan minskas betydligt, vidare måste det finnas resurser för att möta behovet under åtminstone 15 år framåt i tiden. Rapport 14 (14)