RAPPORT TILL REGERINGEN

Dnr 2009/1013 RAPPORT TILL REGERINGEN Stamnätets tekniskt-ekonomiska dimensionering 1/81

Innehåll 1 SAMMANFATTNING... 4 2 REGERINGENS UPPDRAG... 5 3 BAKGRUND... 6 3.1 STAMNÄTETS TEKNISKA DIMENSIONERING IDAG... 6 3.2 MOTIVERING AV INVESTERINGAR... 10 3.3 ERFARENHETER FRÅN ELAVBROTT... 12 3.4 SAMHÄLLETS KOSTNADER VID ELAVBROTT... 15 4 ÖVERVÄGANDEN VID VAL AV NIVÅ FÖR DRIFTSÄKERHET... 18 5 VÄRDERING AV DRIFTSÄKERHET... 23 5.1 METOD... 23 5.2 SCENARIER... 24 5.2.1 Elavbrott söder om snitt 4... 24 5.2.2 Elavbrott östra Svealand... 25 5.2.3 Elavbrott söder om snitt 2 med öar på västkusten... 25 5.3 VÄRDERADE STAMNÄTSINVESTERINGAR... 25 5.4 VÄRDERING... 27 5.4.1 Uppskattning av icke levererad energi... 27 5.4.2 Fördelning på kundkategorier... 30 5.4.3 Ändring av bortkopplad effekt och ILE... 32 6 SLUTSATSER... 36 1 BILAGA ELAVBROTT I SVERIGE OCH UTOMLANDS... 39 1.1 ELAVBROTT I SVERIGE 1974-2005... 39 1.1.1 Stackbo 1974-08-02 [31]... 39 1.1.2 Messaure 1974-08-30 [31]... 39 1.1.3 Helikopterolycka 1974-12-19 [31]... 40 1.1.4 Vargfors 1979-01-13 [22]... 40 1.1.5 Hamra 1983-12-27 [24] och [28]... 40 1.1.6 Stenkullen 1997-01-01 [23] och [29]... 41 1.1.7 Saltstorm 1999-02-11--12 [34]... 42 1.1.8 Södra Sverige och Själland 2003-09-23 [30]... 42 1.1.9 Stormen Gudrun 2005 [32]... 43 1.2 ELAVBROTT I UTLANDET 1977-2009... 45 1.2.1 Australien 1977 [1]... 45 1.2.2 Australien 1994 [1]... 45 1.2.3 Australien 2004-08-13 [2]... 45 1.2.4 Belgien 1982-08-04 [18]... 46 1.2.5 Brasilien [3]... 46 1.2.6 Tyskland 2005-11-25 [4]... 47 1.2.7 England (London) 2003-08-28 [14]... 47 1.2.8 Europa 2006-11-04 [13]... 48 1.2.9 Frankrike 2003 [5]... 48 1.2.10 Frankrike 1978-12-19 [19]... 49 1.2.11 Irland 2005-08-05 [6]... 49 1.2.12 Italien 2003-09-28 [11]... 50 1.2.13 Japan 2006-08-28 [7]... 51 2/81

1.2.14 Nya Zeeland 1998 [1]... 51 1.2.15 Nya Zeeland 2006-06-12 [8]... 52 1.2.16 Polen 2006-06-26 [9]... 52 1.2.17 Storbritannien 2008-05-27 [15]... 52 1.2.18 Sydafrika 2006-02 [10]... 53 1.2.19 USA och Kanada 2003-08-14 [12]... 53 1.2.20 USA (Florida) 2008-02-26 [16]... 53 1.2.21 USA (New York) 1977-07-13 [17]... 54 1.2.22 USA 1994-12-14 [20]... 54 1.2.23 Ryssland 2009-08-17 [21]... 55 1.3 SLUTSATSER AV ANALYSERADE ELAVBROTT... 55 2 BILAGA STAMNÄTETS FELBORTKOPPLINGSSYSTEM... 57 3 BILAGA - AVBROTTSKOSTNADER... 59 3.1 SVERIGE 1994... 59 3.2 SVERIGE 2006... 61 3.3 NORGE 2003... 63 3.4 USA 2009... 64 4 BILAGA BESKRIVNING AV INVESTERINGAR... 67 4.1 SYDVÄSTLÄNKEN... 67 4.2 FENNO-SKAN 2... 67 4.3 STACKBO - HAMRA... 67 4.4 NEA - JÄRPSTRÖMMEN... 68 4.5 EKHYDDAN... 68 4.6 HALLSBERG... 68 4.7 HORRED... 69 4.8 STRÖMMA... 70 5 BILAGA UNDERLAG FÖR VÄRDERING AV DRIFTSÄKERHET... 71 5.1 FÖRBRUKNINGSNIVÅ... 71 5.2 PRODUKTIONSFÖRDELNING... 72 5.3 JÄMFÖRELSE AV KOSTNADSUPPSKATTNINGAR... 72 6 BILAGA - DEFINITIONER... 74 3/81

1 Sammanfattning I regeringens regleringsbrev för Svenska Kraftnät avseende 2008 anges att Affärsverket svenska kraftnät ska i enlighet med Riksrevisionens rekommendation till regeringen (RiR 2007:17) se till att det tas fram ett underlag om stamnätets dimensionering är rimlig relativt de kostnader som samhället kan drabbas av i händelse av svåra påfrestningar. Mot bakgrund av Riksrevisionens iakttagelser och rekommendationer har Svenska Kraftnät i denna rapport tagit fram underlag för att möjliggöra en bedömning om stamnätets tekniska dimensionering beträffande investeringar är rimlig. Svenska Kraftnät tillämpar idag N-1 kriteriet generellt för dimensioneringen av kraftsystemet. Detta innebär att fel på en kraftsystemkomponent inte får orsaka sammanbrott av kraftsystemet. Därtill tillämpas N-2 kriteriet för valda delar av kraftsystemet, ofta i kritiska delar av systemet, runt större städer etc. Svenska Kraftnät drar i rapporten slutsatsen att samhällets kostnader för elavbrott är avsevärt lägre än kostnaden för att gå från en dimensionering av stamnätet för N-1 till N-2. Svenska Kraftnäts bedömning är att den nuvarande dimensioneringen av elsystemet är rimlig relativt de kostnader som samhället kan drabbas av om ett omfattande elavbrott inträffar. Istället bör åtgärderna för att minska risken för stora elavbrott inriktas mot att begränsa sannolikheten för fel begränsa omfattningen av störningar (geografisk spridning) främja snabb återuppbyggnad av systemet efter störning Extrema väderförhållanden såsom extrem värme, extrema vindar och oväder har ofta varit grundläggande orsaker till driftstörningar. Detta kan förväntas öka i samband med de klimatförändringar som förefaller bli mer och mer påtagliga. I framtiden kan tillämpningen av N-2 kriteriet för valda delar av kraftsystemet behöva utökas ytterligare. Utifrån en analys av erfarenheter från stora elavbrott i Sverige och utomlands samt en bearbetning av tidigare värderingar av kostnader vid elavbrott har en metod tagits fram för värdering av driftsäkerhet. Metoden bygger på ett antal möjliga scenarier för omfattande elavbrott. Åtta av Svenska Kraftnäts beslutade investeringar har analyserats och värderats enligt den i rapporten framtagna metoden. Värdet av den ökade driftsäkerheten kan inte till fullo motivera någon av de åtta valda förstärkningsåtgär- 4/81

derna. Det beror på att även andra nyttovärden beaktas vid motivering av investeringar. Det kan till exempel vara minskade elektriska förluster, ökad marknadsnytta, minskade underhållskostnader etc. De åtta investeringarna utgör däremot ett bidrag till ökad driftsäkerhet. Att ändra dimensioneringsgrunden från N-1 till N-2 innebär avsevärda kostnader. Det är Svenska Kraftnäts samlade bedömning, att de investeringar i ökad driftsäkerhet som görs, är rimligt avvägda mot de kostnader som samhället kan drabbas av, vid svårare påfrestningar. 2 Regeringens uppdrag Enligt regeringens regleringsbrev för SvK avseende 2008 anges att SvK ska i enlighet med Riksrevisionens rekommendation till regeringen (RiR 2007:17) se till att det tas fram ett underlag om stamnätets dimensionering är rimlig relativt de kostnader som samhället kan drabbas av i händelse av svåra påfrestningar. I Riksrevisionens rekommendation till regeringen och till SvK kan vidare utläsas: Enligt Riksrevisionen har inte regeringen, som ytterst ansvarig för det nationella elsystemet, ett tillräckligt underlag för att kunna bedöma stamnätets dimensionering i relation till risken för ett omfattande elavbrott. Det finns ingen samlad analys av risker och sårbarheter i det svenska elsystemet. Vidare saknas tillräckliga analyser av om dimensioneringen av elsystemet är rimlig relativt de kostnader som samhället kan drabbas av om ett omfattande elavbrott inträffar. Myndigheten [SvK] har inte ett tillfredsställande underlag för bedömningar av samhällets kostnader för ett omfattande elavbrott. Därmed kan inte regeringen, som ytterst ansvarig, bedöma om investeringar för att öka säkerheten i det nationella elsystemet är rimligt avvägda mot de kostnader som samhället kan drabbas av vid svårare påfrestningar än den nuvarande dimensioneringen kan klara. Även Svenska kraftnäts förmåga att reparera anläggningar och system är enligt Riksrevisionen bristfälligt redovisad till regeringen. Svenska Kraftnät rekommenderas att utveckla bedömningen av sin operativa förmåga att hantera omfattande elavbrott genom att införa mätbara mål 5/81

för exempelvis förmågan att reparera och återställa skadade delar av stamnätet. Mot bakgrund av Riksrevisionens iakttagelser och rekommendationer har Svenska Kraftnät formulerat ett internt uppdrag att dels ta fram underlag för att möjliggöra en bedömning om stamnätets tekniska dimensionering beträffande investeringar är rimlig, dels analysera om Svenska Kraftnäts dimensionering av reparationsresurser i händelse av ett omfattande elavbrott är rimlig. Båda frågeställningarna ska bedömas i relation till de kostnader som samhället kan drabbas av vid svåra påfrestningar. Den här rapporten behandlar endast frågan om stamnätets tekniskt-ekonomiska dimensionering. Rapporten är avsedd att utgöra ett underlag för att möjliggöra en bedömning om stamnätets tekniska dimensionering beträffande investeringar är rimlig. 3 Bakgrund 3.1 Stamnätets tekniska dimensionering idag Stamnätets tekniska dimensionering baseras på Nordels nätdimensioneringsregler (NDR) från 1992. Enligt dem består driftsäkerhet dels av störningstålighet, dels systemtillräcklighet. Figur 1 visar sambandet mellan dessa begrepp. I den här rapporten behandlas stamnätets tekniska dimensionering utifrån sådana bestämmelser som ställer krav på störningståligheten. 6/81

Driftsäkerhet, tillförlitlighet System reliability Störningstålighet System security Systemtillräcklighet System adequacy Driftregler Driftregler Driftkriterier(n-1) (n-1) Reserver Reserver Planeringsregler Nätdimensioneringskriterier (n-1 etc) Överföringsförmåga Dok. Systemdriftavtalet Balansavtalet Dok. Nordels nätdim.regler 1992 Nordels drifttekn.spec.f.värmekraft Effektbalans Figur 1: Regelverk på systemnivå avseende driftsäkerhet. Nordels nätdimensioneringsregler syftar till en avvägning mellan driftsäkerhet och ekonomi och beaktar dels ledningsrevisioner, dels risken för störningar. I första hand beaktas krav som rör det sammankopplade nordiska kraftsystemet. Nordel beslutade 1992 att rekommendera att dimensioneringsreglerna tillämpas som underlag för beslut om utbyggnader av såväl de egna näten som samkörningsförbindelserna. Nordelsystemets tålighet mot störningar prövas enligt fastställda kriterier vilka är uppställda med beaktande av en riskbedömning (risk = sannolikhet * konsekvens). Kriterier och regler inom Nordel för nät- och driftplanering överensstämmer väl med standarder från North American Electric Reliability Council (NERC), National Grid Company (NGC) och Union for the Co-ordination of Transmission of Electricity (UCTE). Vilka kriterier och regler som ska fastställas på systemnivå är starkt beroende av vilka krav som ställs på de komponenter som ingår i systemet. Tillämpade bestämmelser förutsätter en god och vederhäftig skötsel av de komponenter som ingår i systemet. Enligt NDR ska konsekvenserna av allvarligare felfall, exempelvis fel på dubbelledning, fel på sektioneringsbrytare och bortfall av hel station analyseras. Som komplement till NDR ska anvisningar utarbetas som innehåller nationella krav och bruksanvisning för nätplaneringen. Anvisningarna ska tas fram landsvis, varefter samordning sker mellan länderna. 7/81

De driftsäkerhetskriterier som ska tillämpas för det sammankopplade nordiska kraftsystemet regleras i Systemdriftavtalet (SDA), vilket ska säkerställa tekniska förutsättningar för tillfredsställande säkerhet och kvalitet, effektivt utnyttjande av befintliga resurser och handel med el på en öppen elmarknad. Respektive TSO, (Transmission System Operator), beslutar själv om vilka principer som ska tillämpas för driftsäkerheten inom det egna delsystemet. Driftsäkerhetskriterierna baseras på N-1 kriteriet vilket i princip innebär att fel på nivån N-1 (enkelfel) i det maskade nätet inte ska ge upphov till avbrott i elleveranserna. Beteckningen innebär att transmissionsnätet före bortfallet av kraftsystemkomponenten hade N stycken komponenter i drift för att hålla alla nätkunder anslutna och hålla nätspänning och systemfrekvens inom acceptabla gränser. Ett enkelfel definieras som ett bortfall av en enskild huvudkomponent (produktionsenhet, ledning, transformator, samlingsskena, förbrukning etc.). Det dimensionerande enkelfelet är det enkelfel som ger den största konsekvensen för kraftsystemet. För det sammankopplade nordiska kraftsystemet innebär ovanstående att ett dimensionerande fel i ett delsystem, (till exempel i ett land), inte ska medföra allvarliga driftstörningar i andra delsystem. Detta ställer krav på frekvensstyrd störningsreserv och överföringskapacitet inom och mellan delsystemen. Dessutom gäller att om kraftsystemet inte är i normal drift efter en driftstörning ska kraftsystemet inom 15 minuter ha återställts till normal drift. Detta ställer krav på tillgänglig snabb aktiv störningsreserv. Om undantag görs från tidskravet, eller att ovanstående definition av dimensionerande fel frångås, måste samråd ske mellan berörda systemansvariga. Att kriterierna uppfylls kontrolleras i planeringsskedet och övervakas i realtid i driftskedet. Överföringskapaciteten bestäms för aktuell driftsituation med beaktande av N-1 kriteriet för överföring mellan delsystem. Detsamma gäller inom ett delsystem om andra delsystem kan påverkas. Driftsäkerheten upprätthålls således genom anpassning av gränserna för tillåten överföring. Förmågan att överföra effekt beräknas för varje driftläggning. Detta gäller både för intern överföring inom ett delsystem samt för utbyten mellan delsystem. Oftast sker detta genom att ett så kallat snitt definieras. Ett snitt är en trång sektor i nätet där överföringsförmågan ibland kan vara begränsad. I snittet kan ett godtyckligt antal ledningar på olika spänningsnivåer ingå. Genom statiska och dynamiska simuleringar fastställs hur stor effekt som kan överföras i godtycklig riktning genom snittet utan risk för att termisk överlast, spänningskollaps och/eller vinkelinstabilitet uppstår efter att ett för snittet dimensionerande fel inträffat. 8/81

Beräkningarna ger som resultat en teknisk gräns för överföringen. För det operativa driftskedet reduceras den beräknade gränsen med avseende på uppskattad data- och beräkningsonoggrannhet samt en fastställd marginal till det värde på överföringen vid vilken dimensionerande fel leder till spänningskollaps. I de fall överföringskapaciteten i ett snitt begränsas av högsta tillåtna temperatur på anläggningsdelar (termisk begränsning) kan kapaciteten sättas marginellt högre (procenttal) än fortvarighetsgränsen under förutsättning att snittet och dimensionerande anläggningsdelar kan avlastas inom 15 minuter. Det är varken av intresse eller möjligt att exakt fastställa en generell lägsta spänning vid vilken spänningskollaps ska anses uppträda då denna varierar med driftläggning och tillgång till aktiv och reaktiv infasad produktion i felögonblicket. Gränsen för spänningskollaps fastställs genom att en noskurva (spännings/överföringsdiagram) beräknas för varje felfall och snitt. En dynamisk simulering av ett kraftsystem före, under och efter ett fel visar hur de olika produktionsanläggningarnas generatorer pendlar mot varandra. Pendlingarna kan antingen dämpas ut eller tillta. Det finns idag inte någon vedertagen norm för hur snabbt pendlingarna ska dämpas ut för att systemet ska anses vara stabilt utan detta är en bedömningsfråga. Svenska Kraftnät har tagit fram en egen metod för detta [52]. Först görs en förenklad bedömning av pendlingen. Om denna inte visar tillräcklig dämpning görs en fördjupad analys där dämpfaktorn bedöms. På samma sätt som ovan reduceras den framräknade tekniska gränsen med en marginal för beräkningsonoggrannhet. Ett felfall ska simuleras under en så lång tid att alla tänkbara pendlingsfrekvenser efter det transienta förloppet kan detekteras och att pendlingarna är väl dämpade. Det finns mindre delar av stamnätet där N-1 kriteriet inte går att tillämpa. Detta är anläggningsdelar som försörjs via endast en, radiell, ledning. I dessa delar kan ett enkelfel medföra att elleveranser inte kan upprätthållas. Historiskt sett har kriteriet uppfyllts d.v.s. systemet har klarat bortfall av enskilda komponenter och även i ett internationellt perspektiv så är det inte enkelfelen som ger upphov till avbrott i leveranserna utan fel som i sin tur ger upphov till en kedja av följdfel. Under prognostiserade extrema väderförhållanden såsom åska, hård vind och saltstormar ökas beredskapen för fler samtidiga fel. Beredskapshöjningen sker då genom att ansträngda delar av stamnätet avlastas så att fler samtidiga fel kan motstås. 9/81

Erfarenhetsmässigt gäller genomsnittligt att: Cirka 200 fel inträffar varje år i stamnätet Av dessa är cirka 8 fel allvarligare än nivån N-1 men ger inte upphov till avbrott i elleveranserna. Cirka 5 årliga fel av nivån N-1 orsakar avbrott i elleveranserna i begränsad omfattning, främst då fel uppstår på radiella förbindelser. De flesta fel som ger upphov till leveransavbrott orsakas av åska. Mål för driftsäkerheten baseras på konsekvenser av felhändelser som är konkreta och alltid registreras och följs upp. Enskilda fel på nivån N-1 i det svenska stamnätet ska inte vara kritiska för elleveranserna. Däremot innebär fel som överskrider N-1 kriteriet risker för elavbrott som kan ha betydande ekonomiska konsekvenser. Dessa fel beror i varierande grad på omständigheter som Svenska Kraftnät kan påverka. Målet är att fel på nivån N-1 i det maskade stamnätet inte ska ge upphov till avbrott i elleveranser. Flera fel som inträffar inom 15 minuter ligger utanför N-1 nivån. 3.2 Motivering av investeringar Från att stamnätsplaneringen i ett historiskt perspektiv bedrivits med nationella hänsyn i Norden har utvecklingen under det senaste decenniet gått mot en allt mer integrerad nordisk samplanering och utbyggnad av stamnäten i de nordiska länderna. De nordiska stamnätsbolagen bedriver sedan länge gemensamma studier av hur det nordiska elnätet ska utvecklas för att möta de krav som ställs från elmarknadens olika aktörer. Från och med år 2009 har samarbetet utvidgats i Europa och bedrivs nu i den europeiska organisationen ENTSO-E. Det nordiska samarbetet har resulterat i tre gemensamma nordiska systemutvecklingsplaner under det senaste decenniet. Ett övergripande kriterium för arbetet är att utvecklingen av nätet görs utifrån ett nordiskt perspektiv med beaktande av miljöfrågorna. Det är således nyttan för hela den nordiska elmarknaden och kraftsystemet som utgör underlag vid utvärderingen av de olika projektens lönsamhet. Investeringar görs av i huvudsak två skäl: Att förnya anläggningar som har uppnått hög ålder eller som inte motsvarar de (myndighets)krav som ställs. Här är upprätthållande av personsäkerhet och driftsäkerhet viktiga delar. 10/81

Att bygga ut nätet till högre förmåga för att tillgodose behov från marknaden eller för att tillgodose höjda driftsäkerhetskrav. Målet är att bibehålla anläggningarnas prestanda och det totala anläggningsbeståndets värde. Nätets förmåga att tillgodose kundernas önskemål om överföring får inte reduceras som följd av anläggningarnas ökande ålder. Personsäkerhet och driftsäkerhet får heller inte minska. Anläggningar förnyas av tekniska skäl, dvs. när risken för fel blir alltför stor. Genom löpande besiktningar och uppföljning av felstatistik uppmärksammas när vissa komponenter uppvisar ökande felfrekvens. Om systematiska fel noteras genomförs större utbytesprogram för den aktuella komponenten. Tillståndet hos transformatorer och shuntreaktorer, vilka är de enskilda komponenter som har det största värdet, följs kontinuerligt genom återkommande gas- och oljeanalyser. Personsäkerhet är en viktig faktor vid förnyelse. En äldre anläggnings tekniska status kanske inte uppfyller säkerhetskraven. Det kan också vara så att nya myndighetskrav har tillkommit. Anläggningar kan även förnyas av ekonomiska skäl. Genom att äldre utrustning kan ha större elektriska förluster eller högre underhållskostnader kan ett byte vara lönsamt. När årskostnaden för en ny utrustning är lägre än för den befintliga blir ett utbyte motiverat. I samband med förnyelse kan moderna och tekniskt bättre lösningar väljas. Konstruktioner, som med dåtidens krav var tillfyllest, kan nu ersättas med lösningar som motsvarar dagens ofta högre krav. Vägledande vid stationsförnyelse är enkelhet och robusthet. Genom att välja enklare stationsscheman med färre komponenter kan driftsäkerheten förbättras och underhållsbehovet reduceras. Vid valet av nya transformatorer och shuntreaktorer eftersträvas standardstorlekar, om inte särskilda skäl för undantag finns. Nyinvesteringar görs för att tillgodose ökat överföringsbehov. Det kan vara förstärkt matning till ett förbrukningsområde eller anslutning av nya kraftverk. Marknadens krav på större handelsförmåga kan motivera investeringen för att reducera förekomsten av flaskhalsar. Detta har varit tydligt efter omregleringen av elmarknaden, som lett till ändrat överföringsmönster och ökat utnyttjande av stamnätet. Ofta behöver investeringar ses i ett nordiskt perspektiv och inte enbart i ett nationellt. Skälet till en nyinvestering kan också vara behov av ökad driftsäkerhet. Detta är en drivkraft i den stationsförnyelse i en takt av två anläggningar per år som pågår. 11/81

För att bedöma vilka nätinvesteringar som bör genomföras använder sig både Svenska Kraftnät och Nordel av en metod där den nordiska samhällsekonomiska nyttan för en viss nätförstärkning ställs mot investeringskostnaden. Om den nordiska samhällsekonomiska nyttan överstiger investeringskostnaden är nätförstärkningen motiverad. Metoden bygger på en analys av hur ett antal nyttovärdesparametrar förändras som följd av en given nätförstärkning. Dessa parametrar utgör sammantaget den samhällsekonomiska nyttan så som Nordel definierar den. Nyttovärdena beräknas i form av årsmedelvärden vilka sedan summeras till ett nuvärde med tillämplig kalkyltid och kalkylränta. De nyttovärden som ligger till grund för svenska investeringar är i tillämpliga fall: Marknadsnytta Minskad risk för effektbrist Minskad risk för energiransonering Handel med reglerkraft och systemtjänster Reducerad marknadsmakt Ökad driftsäkerhet Minskade elektriska förluster Minskade underhållskostnader Minskad negativ miljöpåverkan Ökad personsäkerhet i anläggningarna Ökad driftsäkerhet är således en av många parametrar som beaktas vid bedömningar om vilka investeringar som ska genomföras. Detta måste således beaktas i ett underlag för bedömning om investeringar, för att öka säkerheten i det nationella elsystemet, är rimligt avvägda mot de kostnader som samhället kan drabbas av vid svårare påfrestningar än den nuvarande dimensioneringen kan klara. 3.3 Erfarenheter från elavbrott Fel och störningar i kraftsystem kan inte helt undvikas. Sannolikheten för fel och konsekvenser av fel är dock möjliga att påverka. Storstörningar som inträffar sällan (vart 20:e till 40:e år) och som kan avhjälpas relativt snabbt (inom ca 4 timmar) har relativt liten ekonomisk betydelse sett i ett längre tidsperspektiv. Förmågan att snabbt kunna återuppbygga systemet efter en störning är en kritisk faktor. Om återuppbyggnaden inte kan ske tillräckligt snabbt förvärras konsekvenserna 12/81

för samhället avsevärt, vilket kan leda till en krissituation. Även arbetet med själva återuppbyggnaden försvåras väsentligt om den tar för lång tid (produktion i husturbindrift, lokalkraft, telekommunikation m.m.). Fyra viktiga delar i ett kraftsystem är produktionsanläggningarna, transmissionsnätet, regionnäten och lokalnäten. I detta kapitel behandlas i första hand transmissionsnät. För svenska förhållanden innebär detta en fokusering på växelströmsnäten för 220 kv och högre spänningar (stamnätet), vilket till största delen ägs och drivs av Svenska Kraftnät. Det svenska 400 kv nätet togs i drift i april 1952 och kallades till en början 380 kv nätet. Under den första tiden 1953-59 inträffade i genomsnitt ett par allvarliga driftstörningar per år, se referens [33]. Störningarna ledde till elavbrott som omfattade större eller mindre delar av landet. Exempelvis orsakade åska en tvåfasig jordslutning på en 380 kv ledning och det primära störningsfelet kopplades bort korrekt. Ledningen återinkopplades korrekt. De kraftiga effektpendlingar som orsakades av det primära störningsfelet tolkades av reläskydden som en kortslutning och en felfri 380 kv ledning kopplades bort. Den oönskade bortkopplingen, (funktionen var korrekt med tanke på utformning och inställning av reläskydden), ledde till ett omfattande elavbrott i södra och sydvästra Sverige. Nu när det finns åtta parallella 400 kv ledningar till mellersta och södra Sverige är det osannolikt att ett enstaka primärt störningsfel skulle kunna orsaka en liknande systemkollaps. I avsnitt 1.1 i bilaga 1 finns en sammanställning över åtta större elavbrott som inträffade i Sverige under åren 1974 till 2005. Även på andra håll i världen har det inträffat driftstörningar i kraftsystemen med mer eller mindre allvarliga konsekvenser. Utgående från beskrivningar av de olika incidenterna kan nyttiga lärdomar dras. De vanligaste bakomliggande faktorerna kan kartläggas för de allvarligare driftstörningarna. En viktig fråga vid dessa störningar är om normala dimensioneringsprinciper, t ex N-1, har följts. I avsnitt 1.2 i bilaga 1 ges en sammanställning av driftstörningar och incidenter i andra länder under åren 1977 till 2009 sorterade efter länder/världsdelar. Listan är troligen inte heltäckande men den ger en relativt god bild av orsaker till och följder av stora störningar som inträffat runt om i världen. För de olika händelserna görs en värdering om huruvida liknande händelser kan ske i det svenska elförsörjningssystemet. Ett transmissionsnät skulle kunna dimensioneras för att uthärda ett samtidigt bortfall av två kraftsystemkomponenter. Ett sådant transmissionsnät sägs uppfylla N-2 kriteriet. Generellt uppfyller ett transmissionsnät N-k kriteriet om det uthärdar samtidigt bortfall av k godtyckligt valda kraftsystemkomponenter. Sannolikheten att två kraftsystemkomponenter nästan samtidigt ska falla bort av olika orsaker, till ex- 13/81

empel ett ledningsfel orsakat av blixtnedslag och det andra orsakat av isbeläggning, är mycket liten. Sammanställningen av storstörningar enligt bilaga 1 visar däremot att två eller flera kraftsystemkomponenter kan falla bort nästan samtidigt av en gemensam orsak (till exempel en saltstorm som orsakar flera kvarstående ledningsfel med kort mellanrum). Avsnitt 1.2.23 i bilaga 1 ger ett exempel på ett N-9 fel. De omfattande elavbrotten är ofta förknippade med att två eller flera kraftsystemkomponenter faller bort inom en begränsad tidsperiod. Bortfall av en kraftsystemkomponent behöver inte betyda att komponenten har drabbats av ett primärt störningsfel; det händer att reläskyddssystemen kopplar bort felfria komponenter. En studie av omfattande elavbrott i Kanada och USA från och med 1984 till och med 1988 indikerade att reläskyddssystemen hade orsakat eller förvärrat cirka 75 % av alla driftstörningar, se referens [25]. Sådana fel i reläskyddssystem kan finnas latent under lång tid utan att de ger sig till känna. Detta gäller inte bara hårdvarufel utan det kan vara felaktiga inställningar, olämpliga konfigureringar eller felaktiga principer vid utformningen av reläskyddssystemen. Sådana dolda fel (hidden failures, se referens [25], [26] och [27]) uppdagas som regel först när ett primärt störningsfel inträffar. Det dolda felet kan orsaka en utebliven funktion eller en oselektiv funktion. En oselektiv funktion kan då ge en obefogad utlösning och koppla bort en felfri kraftsystemkomponent eller flera felfria kraftsystemkomponenter. Detta kan i sin tur resultera i ett omfattande elavbrott. Reservskydden måste sköta felbortkopplingen i händelse av utebliven funktion hos ordinarie skydd vilket kan leda till att andra kraftsystemkomponenter än den feldrabbade kopplas bort. Felbortkopplingssystemet i det svenska stamnätet är uppbyggt med lokal redundans vilket beskrivs i Svenska Kraftnäts Tekniska riktlinje TR2-03-01, Systemuppbyggnad. Detta innebär att felbortkoppling är säkerställd även om en komponent i felbortkopplingssystemet är felbehäftad. I flertalet applikationer görs bedömningen att felbortkopplingssystemet i stamnätet uppfyller rimliga krav. I vissa fall har bestyckningen på senare tid utökats med, bland annat, dubblering av samlingsskeneskydden. En utförligare beskrivning av felbortkopplingssystemet i det svenska stamnätet finns i bilaga 2. Slutsatser av de analyserade elavbrotten i bilaga 1 är att många av driftstörningarna har orsakats av händelser som är svårare än vad som normalt beaktas vid dimensionering av kraftsystem. Extrema väderförhållanden såsom till exempel extrem värme eller extrema vindar har ofta varit grundläggande orsaker. Detta kan förväntas öka i samband med de klimatförändringar som förefaller bli mer och mer påtagliga. 14/81

Driftstörningarna i de stora kraftsystemen: USA/Kanada och Europa har påvisat vikten av kommunikation och samarbete i driftskedet mellan de olika nätdriftansvariga (TSO:er) Ett flertal av de stora driftstörningarna har förvärrats av att kraftverk kopplats bort oväntat. De spännings- och frekvensprofiler som förekommit anges som orsak till detta. Därför är det av stor vikt att säkerställa en viss störningstålighet hos produktionsanläggningar beträffande spännings- och frekvensprofiler, vilket för Sveriges del stadgas i SvKFS 2005:2. Ökade svårigheter i att prediktera konsumtion och framförallt produktion medför att större marginaler behövs vid drift av systemet. Detta är av stor vikt att beakta vid den framtida storskaliga utbyggnaden av vindkraft i Sverige och många andra länder 3.4 Samhällets kostnader vid elavbrott För att kunna väga kostnaderna för de löpande investeringarna i elförsörjningssystemet mot nätkundernas olägenhet av elavbrott behövs en avbrottsvärdering. Den bör avspegla elkundernas olägenhet av elavbrott. En elkund måste vara spänningslös minst tre minuter för att spänningslösheten, i lagstiftarens mening, ska räknas som ett elavbrott. Vissa elkunder har olägenhet av spänningslöshet som varar delar av en sekund medan andra har allvarlig olägenhet endast om elavbrottet blir mycket långvarigt. Olägenheten av ett elavbrott som drabbar en för tillfället obebodd sommarstuga torde vara låg medan olägenheten av elavbrott som drabbar Stockholms tunnelbana under rusningstid torde vara mycket hög. En avbrottsvärdering kan baseras på kundens angivna kostnad för ett specificerat avbrott eller kundens vilja att betala för att undvika avbrottet. Vid värdering av elförsörjningssystemets driftsäkerhet är det nödvändigt att använda medelvärden för ett fåtal typer av elkunder. Elavbrott orsakade av fel på stamnätet är något som inträffar sällan. När ett sådant elavbrott inträffar kan det få allvarliga konsekvenser som är förknippade med stora kostnader. Det finns ett antal olika sätt som kan användas för att beräkna de kostnader som uppkommer. Ett sätt är att studera vilka kostnader som uppkommer för producenter och distributörer av el. Den kostnad som uppkommer för dessa aktörer är relaterad till bortfall av intäkter, skador på utrustning samt behov av mer personal under och efter avbrottet. Förutom ovanstående kostnader finns sedan 2006 i ellagen, kapitel 10 9-16 [59], dessutom angivet att elnätsföretagen är skyldiga att betala ersättning vid elavbrott. Denna ersättning utgår med 12,5 % av kundens beräknade årliga elnätskostnad om av- 15/81

brottet är mellan 12 och 24 timmar, dock minst 2 % av ett prisbasbelopp. Om avbrottet varar längre tid kan ersättningen uppgå till maximalt 3 gånger kundens beräknade årliga elnätskostnader. Ersättning behöver inte ske om avbrottet beror på händelser som inträffat på stamnätet, exempelvis en storstörning. Jämkning kan även ske av ersättningen under vissa betingelser. Bland förbrukarna av el varierar kostnaderna av ett avbrott mycket kraftigt och är beroende av en mängd olika faktorer. För vissa hushållskunder är kostnaden av ett avbrott försumbar. För processindustrier inom bland annat kemisk industri, massa- och pappersindustri samt järn- och stålindustri kan däremot kostnaderna av ett avbrott bli mycket höga. För exempelvis en massa och pappersindustri resulterar ett avbrott i att hela processen stannar av. Därefter måste dels olika processavsnitt rensas, dels processen startas upp igen och dels rätt kvalité fås på produkterna. För en massaindustri kan det ta ett dygn att återstarta och ytterligare ett dygn att erhålla rätt kvalité. Kostnaden för ett avbrott hamnar då för många bruk på över 10 Mkr. Ett flertal studier har genomförts, både i Sverige och i utlandet, för att uppskatta de kostnader som uppkommer i samband med ett avbrott. Gemensamt för dessa typer av studier är att de inbegriper en uppdelning i olika kategorier. I många av de studier som utförts har en uppdelning skett i: Hushåll Jordbruk Företag/Industri Offentlig verksamhet I Sverige har det under de senaste decennierna genomförts flera undersökningar om avbrottskostnader. Dessa studier har genomförts 1969, 1982 [62], 1994 [53] och 2006 [54]. Internationellt har också ett stort antal studier genomförts och inom Cigré TF 38.06.01 har en sammanställning skett av många av dessa studier. På senare tid (2001-2003) har en undersökning genomförts i Norge vilken finns beskriven i [57] och sammanfattas i [60-61]. En undersökning som också är av intresse att studera är den nyligen publicerade (juni 2009) studien från USA [58]. I bilaga 3 redogörs för flera av dessa studier. Slutsatserna från dessa studier visar att kostnaderna för elavbrott har ökat för de flesta kategorier jämfört med situationen 10-20 år tillbaka i tiden. Vid jämförelse mellan olika undersökningar visas att frågeställningen i olika undersökningar har stor påverkan på resultatet. 16/81

Detta kan tydligt ses i den senaste norska undersökningen där det skiljer i storleksordningen 2-10 gånger ifall frågan ställs enligt: Hur hög är kostnaden för ett avbrott? Hur mycket är kunden beredd att betala för att ett avbrott inte ska inträffa? I vissa studier specificeras frågan om avbrottskostnad även till en bestämd tidpunkt under året/veckan/dygnet medan det i vissa studier efterfrågas den högsta kostnaden och vid vilken tidpunkt denna inträffar. I de fall då en uppdelning skett i planerade och oplanerade avbrott kan generellt ses att oplanerade avbrott leder till högre avbrottskostnader. Värdena i Tabell 1 är framtagna med minsta kvadratmetoden och bygger på den senaste svenska undersökningen från 2006 vars data finns presenterade i Tabell A3.1 i avsnitt 3.2 i bilaga 3. Som tydligt kan ses i Figur 2 finns det en initial kostnad vid ett avbrott som är oberoende av avbrottets längd, benämnd A nedan, samt en kostnad som är beroende av avbrottets längd, benämnd B nedan. Den initiala kostnaden kan vara relativt hög för vissa kategorier medan den är obetydlig för andra. Den specifika kostnaden [kr/kw] för ett avbrott med längden T timmar kan beräknas enligt: Specifik avbrottskostnad A B T Tabell 1: Avbrottskostnad (oplanerade avbrott) för värdering av driftsäkerhet A B Kundkategori kr/kw kr/kwh Industri 54 20 Handel 180 50 Kontor 180 50 Jordbruk 4,2 4,3 Hushåll 0 6,5 Offentlig verksamhet 13 32 17/81

1,500 Specifik avbrottskostnad Industri Handel och kontor Jordbruk Hushåll Offentlig verksamhet Avbrottskostnad [kr/kw] 1,000 500 0 0 6 12 18 24 Avbrottstid [timmar] Figur 2: Specifika abrottskostnader för olika kundkategorier. 4 Överväganden vid val av nivå för driftsäkerhet De omfattande elavbrott som inträffat nationellt och internationellt har lett till en diskussion om transmissionsnät bör uppfylla N-2 kriteriet. Kostnaden för ett elförsörjningssystem som uthärdar N-2 kriteriet är avsevärt högre än kostnaden för ett elförsörjningssystem som bara uppfyller N-1 kriteriet. Det kan förväntas att elkunder som är anslutna till ett elförsörjningssystem som uppfyller N-2 kriteriet inte drabbas av lika många och lika långa elavbrott som elkunder som är anslutna till ett elförsörjningssystem som bara uppfyller ett N-1 kriterium. Vid beslut om övergång från att uppfylla N-1 kriteriet till att generellt uppfylla N-2 kriteriet är nyttan av den förbättrade driftsäkerheten en av de faktorer som ska vägas mot den ökade kostnaden. En partiell övergång till att uppfylla N-2 kriteriet på vissa ställen i kraftsystemet är även tänkbar och har skett i Sverige och i utlandet. 18/81

Enligt en tidigare uppskattning som genomfördes 2003 [63] skulle kostnaden att gå från N-1 till N-2 för det svenska stamnätet uppgå till 12 000 miljoner kronor. Denna kostnad är sannolikt ändå högre idag. Att gå från N-1 till N-2 skulle kraftigt reducera risken för storstörning eller regional störning men innebär ändå ingen garanti för att det inte kan inträffa. Att gå från en dimensionering utifrån N-1 kriteriet till N-2 är inte enkelt i ett så maskat och väl utbyggt system som det svenska. Det är en utmaning att hitta en hanterbar mängd kombinationer av bortfall av två eller flera kraftsystemkomponenter som samtidigt sätter elförsörjningssystemet på utslagsgivande prov. Tidvis undersöks konsekvenserna av bortfall av mer än en kraftsystemkomponent genom att anta att en kraftsystemkomponent drabbas av ett primärt störningsfel som åtföljs av att: en effektbrytare inte slår från och bryter felströmmen trots att den fått utlösningsimpuls från reläskyddssystemet. Därför löser brytarfelsskyddet ut angränsande effektbrytare, vilket resulterar i bortfall av mer än en kraftsystemkomponent ett reläskydd inte ger utlösningsimpuls trots att det borde ha gjort det och reservskydden därför träder i funktion. Dessa kan komma att ge utlösningsimpuls till fler effektbrytare än vad som vore nödvändigt för att koppla bort den feldrabbade kraftsystemkomponenten, vilket då resulterar i bortfall av mer än en kraftsystemkomponent ett reläskydd ger utlösningsimpuls trots att det inte borde ha gjort det. Reläskyddet ger utlösningsimpuls till effektbrytare som inte är nödvändig för att koppla bort den feldrabbade kraftsystemkomponenten, vilket resulterar i bortfall av mer än en kraftsystemkomponent För att minska risken för bortfall av mer än en kraftsystemkomponent kan reläskydden dubbleras. Vid dubblering av reläskydd finns dock en risk att frekvensen av obefogade funktioner ökar. En obefogad funktion kan vara antingen en spontan obefogad funktion eller en oselektiv funktion. En spontan obefogad funktion kan inträffa trots att något primärt störningsfel inte inträffat. Den kan till exempel orsakas av ett komponentfel i reläskyddsutrustningen eller av interferens i någon sekundärkrets från en annan krets. När det inträffat ett primärt störningsfel och reläskyddssystemet för en felfri kraftsystemkomponent ger utlösningsimpuls trots att skyddssystemet inte borde ha gett en sådan utlösningsimpuls kallas detta en oselektiv funktion. Ontario Hydro i Kanada har tillämpat dubblering av ledningsskydd med reducering av skyddens räckvidd, det vill säga lokalt reservskydd i facket i stället för fjärreservskydd, Deras drifterfarenheter visar att detta koncept kan ge en sådan minskning av frekvensen av obefo- 19/81

gade funktioner att det mer än väl kompenserar för den ökning av spontana obefogade funktioner och oselektiva funktioner som kan befaras vid dubblering av reläskydd. Vid nybyggnation och vid upprustning av befintliga stationer förses samlingsskenorna med dubblerade reläskydd. Vid utbyggnad av optofibernätet blir det allt billigare att även dubblera reläskyddskanalerna så att växelströmsförbindelser kopplas bort utan avsiktlig tidsfördröjning oavsett var på förbindelsen det primära störningsfelet inträffar. De ovan beskrivna N-1, N-2 och N-k kriterierna är exempel på deterministiska kriterier. Olika kraftsystemkomponenter faller inte bort lika ofta; de har olika felfrekvens. En lång friledning som är utsatt för blixtnedslag, kraftiga vindar, regn och snö faller bort oftare än en transformator som kan vara uppställd i ett bergrum med stabila yttre förhållanden. På vissa håll används istället probabilistiska kriterier för att ta hänsyn till dels hur ofta komponenter drabbas av fel, dels effektflöden, produktionsfördelning och risken för att det primära störningsfelet ska leda till bortkoppling av mer än den feldrabbade kraftsystemkomponenten. Svenska Kraftnät känner inte till något kraftsystem som dimensioneras helt efter N-2 kriteriet. De flesta kraftsystem dimensioneras efter N-1 kriteriet. För en del av dem tilllämpas N-2 för valda delar av kraftsystemet, ofta i kritiska delar av systemet, till exempel runt större städer. I SvKFS 2005:2 krävs att kraftsystemet ska uthärda en trefasig kortslutning i närheten av de stora produktionsanläggningarna, åtföljd av brytarfel som leder till en felbortkopplingstid om 0,25 sekunder, utan att berörda generatorer faller ur fas och kopplas bort från nätet. Förmågan hos kraftverkens hjälpkraftsystem att uthärda avvikande spänning och frekvens är viktig för att undvika att kärnkraftblocken snabbstoppas. Om de snabbstoppas kan det ta 24 till 48 timmar innan de kan fasas in på nätet och kan återuppta elproduktionen. Denna fördröjning kan leda till att alla elkunder inte kan kopplas in vilket ökar mängden icke levererad energi om elförbrukningen är hög. Kraven i SvKFS 2005:2 är ett exempel på N-2 dimensionering för en kritisk del av kraftsystemet. Som alternativ till att bygga ut kraftsystemet till N-2 kan andra driftsäkerhetshöjande åtgärder vidtas. I en av Nordels rapporter [64] grupperas åtgärder efter kostnadsnivå enligt nedan: 20/81

Nivå 1 (låga kostnader) Anläggningarnas skötsel Anläggningarnas skötsel är viktig för att förebygga enkelfel och kombinationer av fel. En noggrann och kontinuerlig skötsel av anläggningarna och reinvesteringar fordras för att bibehålla anläggningarnas funktionsbeständighet så att stigande ålder och förslitning inte leder till sämre tillgänglighet och högre risk för fel. Systemvärn Systemvärn kan användas dels för att höja driftsäkerheten, dels för att höja kapaciteten. Det finns anledning att öka fokus på användningen av systemvärn med avseende på höjd driftsäkerhet. Det är viktigt med samordning mellan de systemansvariga företagen av krav på utformning av systemvärn. Ett systemvärn kan omfatta automatisk till- eller frånkoppling av komponenter för reaktiv effekt, produktion, förbrukning, HVDC-länkar m.m. med hänsyn till bl. a. risk för spänningskollaps. Det kan också omfatta katastrofskydd som begränsar spridning av störningar. Användning av systemvärn bör kunna bidra till en förbättrad driftsäkerhet och begränsa omfattning och spridning av störningar. Nivå 2 (medelhöga kostnader) Anläggningarnas utformning Driftsäkerheten påverkas av anläggningarnas utformning. Det gäller till exempel kontrollanläggningar och reläskydd där man kan påverka antalet uteblivna, obefogade funktioner och spridningen av en störning vid fel i anläggningen. Beträffande ställverksutformning medger tvåbrytarställverk högre kapacitet tack vare att man inte förlorar objekt vid samlingsskenefel. Dessa har också större tålighet mot kombinationer av fel ex. ledningsfel i kombination med brytarfel. Större avstånd mellan samlingsskenor minskar risken för följdfel. Genom att använda vissa storlekar på transformatorer kan transformatorer lättare ersättas vid ett haveri genom att man till exempel lånar en transformator från en annan plats tills en ny har hunnit tillverkas. Kablar och en del andra komponenter och reservdelar kan hållas i reserv. Ledningssystemets utformning har också betydelse. Genom att till exempel undvika dubbelledningar, parallella ledningar, ledningskorsningar samt ledningar och linor över ställverk minskar risken för störningar. 21/81

Med vunna erfarenheter kan anläggningarna utvecklas mot högre driftsäkerhet. Anläggningar med uppenbara brister och systemkritiska anläggningar åtgärdas omgående medan andra anläggningar kan åtgärdas genom tidigareläggning av erforderliga reinvesteringar. Nivå 3 (mycket höga kostnader) Generell skärpning av dimensioneringsregler och driftsäkerhetskriterier Ett annat sätt att öka driftsäkerheten är att gå från dimensionering av kraftsystemet utifrån N-1 till N-2 kriterium. Erforderliga investeringar i hela det nordiska kraftsystemet för att gå från N-1 till N-2 kriterium bedöms uppgå till flera miljarder Euro. Alternativt skulle man kunna anpassa befintligt systems överföringskapacitet till N-2. Detta skulle innebära en avsevärd sänkning av överföringskapaciteten i hela systemet med stora konsekvenser för marknaden och därmed stora kostnader. Åtgärder enligt nivå 3 bedöms inte vara samhällsekonomiskt motiverade och bedöms orealistiska. Med hänsyn till resultat av konsekvensanalys av felfall kan det dock vara motiverat att tillämpa N-x, där x är större än 1, för vissa nätdelar eller under speciella förhållanden. Nordel föreslår i sin rapport fokus på åtgärder enligt nivå 1 och 2. Svenska Kraftnät har valt att följa Nordels förslag och inriktar således åtgärderna för att minska risken för stora elavbrott mot att begränsa sannolikheten för fel begränsa omfattningen av störningar (geografisk spridning) främja snabb återuppbyggnad av systemet efter störning I de störningar som har analyserats i bilaga 1 har extrema väderförhållanden såsom extrem värme, extrema vindar och oväder ofta varit grundläggande orsaker. Detta kan förväntas öka i samband med de klimatförändringar som förefaller bli mer och mer påtagliga. Det är också uppenbart att samhällets kostnader för elavbrott tenderar att öka för varje år som går. I framtiden kan tillämpningen av N-2 kriteriet för valda delar av kraftsystemet, ofta i kritiska delar av systemet, runt större städer etc. behöva utökas ytterligare. 22/81

5 Värdering av driftsäkerhet För att möjliggöra en bedömning om investeringar för att öka driftsäkerheten i det nationella elsystemet är rimligt avvägda, mot de kostnader som samhället kan drabbas av, vid svårare påfrestningar än den nuvarande dimensioneringen kan klara, behövs en metod för värdering av driftsäkerhet. Detta kapitel beskriver en metod för värdering av driftsäkerhet som bygger på en ekonomisk värdering av hur bortkopplad effekt och icke levererad energi (ILE) förändrats efter genomförandet av olika investeringsprojekt. Metoden som beskrivs i avsnitt 5.1, är tänkt att användas för att kunna bedöma om de löpande investeringarna i stamnätet är ekonomiskt riktiga från ett driftsäkerhetsperspektiv. I kapitel 5.4 tillämpas metoden för några större beslutade investeringar i form av nätförstärkningar som appliceras på tre olika scenarier. Scenarierna beskrivs i avsnitt 5.2.1-5.2.3 nedan. De investeringar som har värderats beskrivs kortfattat i avsnitt 5.3 och mer utförligt i bilaga 4. 5.1 Metod Metoden består av ett antal väldefinierade steg som leder till ett förväntat nuvärde på avbrottskostnaden för att antal scenarier, som väntas orsaka elavbrott. Sedan upprepas vissa steg under förutsättningen att en investering i form av en nätförstärkning genomförs. Skillnaden mellan förväntat värde på avbrottskostnaden utan nätförstärkning och förväntat värde på avbrottskostnaden med nätförstärkning utgör investeringens värde för driftsäkerheten. För att beräkna den slutliga nyttan av var och en av investeringarna måste den förväntade frekvensen av de olika scenarierna vara känd. Genom att multiplicera genomsnittlig förekomstfrekvens med värdet av ökad driftsäkerhet vid varje scenario fås ett genomsnittligt årligt värde av förbättrad driftsäkerhet. Slutligen beräknas nuvärdet av driftsäkerhetsförbättringen. För att kunna beräkna ett förväntat nuvärde på avbrottskostnaden har simuleringar med Svenska Kraftnäts kraftsystemsimulator Aristo utförts vid en driftläggning som kan beskrivas av en förbrukningsnivå, en produktionsfördelning och under antagandet att ingen av de betraktade investeringarna har genomförts för respektive scenario. Därefter uppskattas mängden icke levererad energi utifrån simuleringens resultat avseende bortkopplad effekt och antagen avbrottstid för scenariot. Den bortkopplade effekten och ILE fördelas sedan på olika kundkategorier och avbrottskostnaden beräknas. Därefter lägger man till en av de valda investeringarna men behåller i övrigt samma driftläggning. Mängden icke levererad energi uppskattas sedan på nytt och den bortkopplade effekten och ILE fördelas på olika kundkategorier vilket leder till en ny 23/81

avbrottskostnad. Skillnaden mellan avbrottskostnaden efter genomförd investering och avbrottskostnaden innan speglar investeringens bidrag till ökad driftsäkerhet. De olika stegen i metoden sammanfattas nedan: 1. Val av förbrukningsnivå 2. Val av produktionsfördelning 3. Beräkning/bedömning av bortkopplad effekt och avbrottstid för olika scenarier 4. Uppskattning av ILE för scenarierna 5. Fördelning av bortkopplad effekt och ILE på olika kundkategorier 6. Beräkning av avbrottskostnad 7. Addering av investering 8. Beräkning/bedömning av bortkopplad effekt och avbrottstid för olika scenarier 9. Uppskattning av ILE för scenarierna 10. Fördelning av bortkopplad effekt och ILE på olika kundkategorier 11. Beräkning av avbrottskostnad 12. Beräkning av investerings bidrag till ökad driftsäkerhet 13. Beräkning av årligt värde av förbättrad driftsäkerhet 14. Beräkning av nuvärde av förbättrad driftsäkerhet 5.2 Scenarier Den i avsnitt 5.1 beskrivna metoden har applicerats på tre olika scenarier. Scenarierna har formulerats utifrån erfarenheter från driftstörningar i Sverige och i utlandet (Bilaga 1). För vart och ett av scenarierna beskrivs en tänkt bakomliggande händelsekedja. Mängden bortkopplad effekt har beräknats genom simulering med Aristo. 5.2.1 Elavbrott söder om snitt 4 Det antas att temperaturen på västkusten faller under noll och att det blåser kraftig västlig vind. Det antas att den saltbemängda vinden från havet lägger sig på isolatorerna och där fryser till is. Isbeläggningen på isolatorkedjorna antas resultera i bortfall av två stycken större 400 kv ledningar. Den 11 och 12 februari 1999 inträffade en driftstörning som, när det gäller antalet bortkopplade 400 kv ledningar, var minst lika allvarlig som det här antagna scenariot. Här antas dessutom att Oskarshamn 2 och Oskarshamn 3 kopplas bort i samband med bortfallet av de båda 400 kv ledningarna. Baserat på erfarenheterna från driftstörningen 1983 och med hänsyn till de åtgärder 24/81

som har genomförts med anledning av husturbingruppens rapport [35] antas att Oskarshamn 2 går över i husturbindrift medan Oskarshamn 3 snabbstoppas. Resultatet av simuleringarna med Aristo är att 4 200 MW förbrukning kopplas bort. Baserat på erfarenheterna av driftstörningarna bedöms 400 kv nätet vara uppbyggt efter 2 timmar. Med ett block i husturbindrift och ett snabbstoppat block i Oskarshamn bedöms det ta mellan 12 och 18 timmar innan alla elkunder har återfått strömmen. 5.2.2 Elavbrott östra Svealand Det antas att Bottenhavet och Bottenviken ännu inte är isbelagda men att utomhustemperaturen sjunker och det blåser kraftigt från öster. Det antas att snö och is fryser på 400 kv ledningar i östra Svealand och de antas vara drabbade av kvarstående fel. Scenariot inleds med att 400 kv ledningen Forsmark Tuna (CL6 S3) drabbas av kvarstående fel som tar någon dag att reparera. En halv timme efter felet på 400 kv ledningen Forsmark Tuna (CL6 S3) löser med någon minuts mellanrum två andra större 400 kv ledningar på grund av is som fryser på isolatorerna. Resultatet av simuleringarna med Aristo är att 5 100 MW förbrukning kopplas bort och stora delar av Stockholm drabbas av elavbrott. På grund av att 400 kv ledningarna faller bort med några minuters mellanrum antas de uppkomna pendlingarna vara så begränsade och så väl dämpade att de i drift varande blocken i Forsmark förblir inkopplade på nätet. Det bedöms ta cirka 12 timmar innan alla elkunder har återfått strömmen. 5.2.3 Elavbrott söder om snitt 2 med öar på västkusten Scenariot inleds med att 400 kv ledningen Moliden Stackbo (UL17 S4-S5) drabbas av ett trefasigt kvarstående fel nära Stackbo. De kraftiga pendlingar som uppkommer till följd av det primära störningsfelet och överföringen på likströmsförbindelsen Fenno-Skan 1 leder till att Forsmark 3 faller ur fas och stabbstoppas. Spänningen i östra Svealand faller och Forsmark 2 kopplas bort från nätet på grund av underspänning och går över i husturbindrift. Felfallet är svårare än dimensionerande N-1. Resultatet av simuleringarna med Aristo är att 14 000 MW förbrukning kopplas bort och stora delar av Stockholm drabbas av elavbrott. Endast tre kärnkraftblock i södra Sverige lyckas gå över i husturbindrift. Det bedöms ta mellan 24 och 48 timmar innan alla elkunder får strömmen tillbaka. 5.3 Värderade stamnätsinvesteringar Nedan beskrivs åtta större stamnätsinvesteringar som Svenska Kraftnät har fattat beslut om. Investeringarna listas i storleksordning efter investeringskostnad i Tabell 2. 25/81