Samkörning av vindkraft och vattenkraft i Skellefteälven

Samkörning av vindkraft och vattenkraft i Skellefteälven Rebnis och Sädva vattenkraftstationer samt Uljabuouda vindkraftpark Elforsk rapport 07:18 Fredrik Öhrvall Juli 2007

Samkörning av vindkraft och vattenkraft i Skellefteälven Rebnis och Sädva vattenkraftstationer samt Uljabuouda vindkraftpark Elforsk rapport 07:18 Fredrik Öhrvall Juli 2007

Förord Föreliggande studie behandlar möjligheten att samköra vindkraft och vattenkraft i övre delen av Skellefteälven till ett nät med begränsad kapacitet. Olika problemställningar som kan uppstå vid en samkörning och förslag till lösningar behandlas. Projektet har genomförts av Fredrik Öhrvall, Skellefteå Kraft AB inom ramen för det svenska vindkraftforskningsprogrammet "Vindforsk-II" som Vindforsk projekt nr V-107. Programmet finansieras av ABB Corporate Research, EBL- Kompetanse, E.ON Vind Sverige, E.ON Elnät, Falkenberg Energi, Göteborg Energi, Jämtkraft, Karlstad Energi, Luleå Energi Elnät, Lunds Energi, Skellefteå Kraft, Statens Energimyndighet, Svenska Kraftnät, Tekniska Verken i Linköping, Umeå Energi Elnät, Varberg Energi, Vattenfall och Öresundskraft. Rapporten finns tillgänglig i pdf-format på www. vindenergi.org. Stockholm juli 2007 Ulf Arvidsson El- och värmeproduktion

Sammanfattning Möjligheterna till samkörning av vind- och vattenkraft har en stor relevans för kraftbranschen då utbyggnaden av vindkraft antas öka markant de närmaste åren. För ett vindkraftprojekt kan begränsad nätkapacitet medföra att anläggningen inte byggs på grund av de stora kostnader en nätförstärkning kan medföra. Att samköra vind- och vattenkraft är ett bra alternativ som kan göra att nätet därmed inte behöver förstärkas. En samkörning kan dock ge andra problem. För att utreda dessa i ett konkret exempel har denna utredning gjorts inom ramen för Vindforsk. Utredningen belyser en samkörning i övre delarna av Skellefteälven med vattenkraftstationerna Rebnis och Sädva samt den planerade vindkraftanläggningen Uljabuouda. Resultatet visar att en samkörning är möjlig i det studerade området. Eftersom storleken av vindkraftanläggningen Uljabuouda inte är fastslagen har två olika fall undersökts. Det ena avser 24 MW och det andra 36 MW installerad vindkraft. Inom det studerade området finns en kapacitetsbegränsning i nätet på 95 MW och resultaten visar att denna kan komma att överstigas i upp till 18 % av tiden sett på ett år. Scenariot har varit att vattenkraftstationerna strikt skall regleras utifrån hur mycket vindkraftanläggningen producerar. Varje gång effekttaket på maximalt 95 MW belastning i nätet nås, måste någon av vattenkraftstationerna reglera ner effekten genom en effektkompensering så att nätbelastningen återigen går under effekttaket. Resultaten visar att Sädva, som effektmässigt är den mindre vattenkraftstationen, bör reglera små effektkompenseringar och Rebnis bör reglera större effektkompenseringar. Vid allt för stora effektkompenseringar bör Sädva helt tas ur drift och istället omfördela effekten till produktion vid ett senare tillfälle. De effektkompenseringar som måste göras i samkörningen kommer i värsta fall resultera i dubbla antalet regleringar av turbinerna jämfört med normal drift. För att skona vattenkraftturbinerna från påfrestningar orsakade av vibrationer vid reglering måste begränsningar i körningen införas. Begränsningsnivåerna bestäms genom vibrationsmätningar. Då effekttaket överskrids så mycket att effektkompensering inte längre räcker till kan vatten istället omfördelas och användas vid senare tillfällen. Vattnet sparas alltså då det blåser. Med hjälp av en marginal till dämningsgränsen på magasinsnivån kan spill av vatten förbi stationerna helt undvikas. Samkörning kommer att medföra ett utökat arbete i driftcentralen som planerar och styr anläggningarnas produktion. Prognostisering av vindar måste göras föra att underlätta produktionsplaneringen. Effektnivån inom området måste hela tiden bevakas så att den inte överstiger effekttaket. Detta bör till viss del styras med driftdatasystemet där olika begränsningar går att lägga in, och till viss del styras manuellt. En samkörning kommer att medföra begränsningar och minskad frihet i regleringar, och därmed minskar även möjligheten för produktionsoptimering.

Summary The possibility to coordinate wind- and hydropower is going to have big relevance for the power industry when the extension of windpower assumes to grow rapidly in the future. For a windpower project a reinforcement of the electrical grid can lead to close down of the project because of the large investment cost it brings. A coordination of wind- and hydropower production is then a solution that does not need reinforcement of the grid. A coordination of wind- and hydropower can give other problems and to investigate them in a realistic case this Vindforsk study is made. The study shows a case study of the upper part of Skellefteå River that includes the two hydropower plants Rebnis and Sädva and the planned Uljabuouda windfarm. The result of the study shows that coordination is possible. Because the size of the wind farm is not decided yet, two cases have been simulated. The first is a wind farm with 24 MW installed capacity and the other one is with 36 MW installed windpower. The result shows that up to 18 % of the time the power can exceed 95 MW limit for the grid capacity over one year. This study is based on the case that all the hydropower production shall be regulated on the basis of the windpower production. This means that when the grid limit is reached, the hydropower must compensate the exceeding part of the power above the limit, by decreasing the water flow in the turbines to get the load down to limit again. The results show that in small compensations Sädva, the smaller power plant can handle it. When the compensation gets bigger Rebnis, the bigger power plant should be used to compensate. When the compensations get even bigger Sädva should be shut down. Coordination between wind- and hydropower brings more regulations in the hydropower turbines. In worst case it will be doubled compared to normal operation. To save the turbines from unnecessary wear and strain caused by vibrations some limits for this must be stated. This limit is decided by vibration measurements. The compensation of power results in that water will be saved and that it can be used later for production. This study shows that if there is a margin in the upper water level to the highest water level there is no risk for water to be spilled. Coordination will increase the work at the operation unit that plans and controls the power production. Wind predictions have to be done to make it easier to plan the production. The compensation level and the load in the grid must always be supervised. A solution can be to supervise parts of this by the computerized operation system and some parts manually by the operation engineer. Coordination will lead to restrictions and to less freedom for the regulations. This results in a decreasing possibility for optimisation of the production.

Innehåll 1 Inledning 1 1.1 Bakgrund... 1 1.2 Projektbeskrivning... 2 1.3 Mål... 2 2 Beskrivning av kraftstationerna 4 2.1 Allmän beskrivning av området... 4 2.2 Vattenkraftstationer... 5 2.2.1 Rebnis kraftstation... 5 2.2.2 Sädva kraftstation... 5 2.3 Vindkraftpark Uljabuouda... 5 3 Samkörning mellan vattenkraft och vindkraft 6 3.1 Samkörningsstrategi... 6 3.2 Effekter på vattenkraftsturbiner orsakade av samkörning... 6 3.2.1 Kavitation... 6 3.3 Vibrationsmätningar i Rebnis och Sädva på grund av kavitation... 7 3.3.1 Rebnis... 7 3.3.2 Sädva... 7 3.3.3 Pådragsbegränsningar... 8 4 Beräkningsresultat vid sam-körning med 24 MW vindkraft installerad 9 4.1 Beräkningsresultat av effekt över 95 MW... 9 4.1.1 Resultat... 10 4.2 Beräkning av effektkompensering eller omfördelning av effekt.... 10 4.2.1 Beräkningsresultat av effektkompensering eller omfördelning av produktion... 11 4.3 Beräkning av verkningsgradsförändring vid effektkompensering... 13 4.4 Turbinregleringsberäkning... 15 4.4.1 Antalet turbinregleringar vid normal drift... 15 4.4.2 Antalet turbinregleringar vid samkörning... 15 4.4.3 Resultat turbinregleringsberäkning... 16 5 Beräkningsresultat vid sam-körning med 36 MW vindkraft installerad 17 5.1 Beräkningsresultat av effekt över 95 MW... 17 5.1.1 Resultat... 18 5.2 Beräkning av effektkompensering eller omfördelning av effekt.... 18 5.2.1 Beräkningsresultat av effektkompensering eller omfördelning av produktion... 19 5.3 Beräkning av verkningsgradsförändring vid effektkompensering... 21 5.4 Turbinregleringsberäkning... 22 5.4.1 Antalet turbinregleringar vid samkörning... 22 5.4.2 Resultat turbinregleringsberäkning... 23 6 Produktionsplanering och drift 25 6.1 Allmänt om elhandel... 25 6.2 Driftplanering... 25 6.3 Driftplanering Skellefteälven... 25 6.4 Driftplanering vid samkörning... 26 6.5 Genomförande i driftcentral... 27

7 Diskussion 29 7.1 Fortsatt arbete... 32 8 Slutsatser 33 9 Referenser 35 Bilaga 1. Intern förstudie över möjlighet till samkörning 37 Bilaga 2. Verkningsgradskurva för Rebnis 45 Bilaga 3. Verkningsgradskurva för Sädva 47

1 Inledning 1.1 Bakgrund Skellefteå Kraft AB avser under åren 2007 2009 uppföra en vindkraftpark på berget Uljabuouda strax söder om Arjeplog. Denna vindkraftpark kommer att ansluta mot elnätet i ett ställverk i Arjeplog. I samma område finns Skellefteå Krafts vattenkraftsstationer Sädva och Rebnis som sedan tidigare ansluter i samma ställverk, med en effekt om totalt 95 MW, se Figur 1. Storleken på vindkraftparken är i dagsläget inte fastställd men effekten kommer att ligga mellan 24-36 MW. I normala fall skulle vindkraftanläggningen anslutas direkt till ställverket i Arjeplog och den totala effekten till ställverket skulle då bli 119-131 MW. Ledningskapaciteten i sträckan Arvidsjaur till Vargfors är dock begränsad och en totaleffekt av 119-131 MW skulle kunna innebära att nätägaren måste göra förstärkningar av leningen. Figur 1 Visar Rebnis kraftstation, Sädva kraftstation, den planerade vindkraftparken på berget Uljabouda samt ledningsnät i området. 1

I stället för att förstärka ledningen och med de kostnader det skulle innebära har en idé om att kunna samköra vindkraften och vattenkraften uppkommit. Detta skulle innebära att ledningen som i dagsläget är dimensionerad för 95 MW skulle vara begränsande för alla tre produktionsanläggningarna som är kopplade till ställverket i Arjeplog. För att ta reda på mer om detta gjordes en intern utredning om samkörningsmöjligheterna inom Skellefteå Kraft tillsammans med Skellefteälvens vattenregleringsföretag, se Bilaga 1. Det visade sig att en samkörning av vind- och vattenkraft inom området är teoretiskt möjlig och att endast en försumbar mängd vatten kan behöva spillas. Utredningen diskutterades flitigt inom företaget och gav ytterligare frågor som till exempel hur livslängden i vattenkraftturbinerna påverkas av en samkörning, samt hur mycket mer vattenkraftstationerna måste regleras. 1.2 Projektbeskrivning Skellefteå Kraft studerar ett alternativ där den tänkta vindkraftanläggningen ansluts till ställverket i Arjeplog. Den totala effekten för de tre produktionsanläggningarna (Rebnis, Sädva och Uljabuouda) tillsammans begränsas därmed till 95 MW. I verkligheten är effektbegränsningen styrd av den utomhustemperatur som råder, vilket gör att vintertid kan ledningen belastas med mer effekt än 95 MW och sommartid med mindre effekt. För att förenkla beräkningarna i denna utredning har temperaturberoendet inte behandlats, utan begränsningen ligger på 95 MW året runt. I detta scenario skall därför Skellefteå Kraft planera produktionen så att den producerade effekten från Sädva, Rebnis och Uljabuouda tillsammans aldrig överstiger 95 MW. I scenariot skall vindkraften alltid prioriteras före vattenkraften. Detta förfarande ger vissa produktionsmässiga nackdelar för vattenkraftstationerna men också bättre systemutnyttjande av elnätet och därmed en lägre nätkostnad. Via en intern förstudie inom Skellefteå Kraft har möjligheten för en samkörning i området i ett tidigt skede utretts. Denna undersökning visade att samkörning är möjlig men med en följd att förluster i form av minskade intäkter från av dygnsreglering och ökat spill av vatten förbi stationerna gör att detta förfarande bör utredas vidare. Denna förstudie ligger som Bilaga 1 i kapitel 10.1. Detta projekt går ut på att mer utförligt undersöka om samkörning är möjlig, undersöka teknisk påverkan på vattenkraftstationerna vid en samkörning samt att fastställa restriktioner i körningen för att både hålla sig under effekttaket på maximalt 95 MW och minimera risken för slitage i vattenkraftturbinerna. Vidare undersöks hur körningen skall utföras praktiskt på Skellefteå krafts driftcentral. Projektet har stor relevans för kraftindustrin som idag är mycket tveksamma till samkörning mellan vind- och vattenkraft. 1.3 Mål Denna utredning är gjord utifrån ett fastställt scenario där vindkraften skall prioriteras före vattenkraften. Målet med utredningen är att med det fastställda scenariot: Få ett underlag som visar med hur mycket och hur ofta effekttaket på maximalt 95 MW kommer att uppnås i området. 2

Få ett underlag som visar hur mycket mer reglering det blir i vattenkraftstationerna Sädva och Rebnis utifrån en samkörning samt utreda vilket slitage som dessa turbiner kommer att utsättas för. Undersöka hur mycket vatten som måste spillas förbi vattenkraftstationerna vid samkörning och vad som kan göras för att förhindra detta. Ge förslag på hur regleringen praktiskt skulle genomföras. Till exempel om regler kan skapas för en "autopilot" och i sådana fall vilka, eller om uppgiften är så komplex att en person måste styra förloppet. Bedöma om det utifrån de två första målen är önskvärt att jobba vidare för att få tillstånd en samkörning. 3

2 Beskrivning av kraftstationerna 2.1 Allmän beskrivning av området Möjligheterna att kunna bibehålla den anslutna effekten till 95 MW är sannolikt stora eftersom Sädva och Rebnis kraftstationer är belägna i direkt anslutning till ett flerårsregleringsmagasin och ett säsongsregleringsmagasin där det under stora delar av året finns möjligheter att spara vatten. En omfördelning av tappningarna mellan- och under dygnen kan då göras utan att behöva spilla stora mängder vatten förbi kraftstationerna med produktionsförluster som följd. I Figur 2 visas en karta över området men alla tre produktionsanläggningar inritade. Figur 2 Karta över placeringen av vattenkraftstationerna i Rebnis och Sädva samt vindkraftparken i Uljabuouda. 4

2.2 Vattenkraftstationer 2.2.1 Rebnis kraftstation Rebnis kraftstation är belägen mellan Rebnisjaure och Hornavan. Stationen byggdes år 1974 och har ett Francisaggregat. Nedan beskrivs tekniska data över Rebnis. Turbintyp: Francis Effekt: 64 MW Normal årsproduktion: 140 GWh Max flöde genom maskin: 80 m³/s Fallhöjd: 76,5-88 meter Dämningsgräns: +513,00 m.ö.h. Sänkningsgräns: +499,5 m.ö.h. Reglerhöjd:13,5 m 2.2.2 Sädva kraftstation Sädva kraftstation är Skellefteå Krafts nordligaste kraftstation belägen mellan Sädvajaure och Hornavan. Stationen byggdes 1985 och har ett Francisaggregat. Nedan beskrivs tekniska data över Sädva. Turbintyp: Francis Effekt: 31 MW Normal årsproduktion: 117 GWh Max flöde genom maskin: 70m 3 /s Fallhöjd: 35-51m Reglerhöjd på magasin, Sädvajaure: 16,3 m Magasinsvolym 600 Miljoner m 3 Dämningsgräns: +477,00 m.ö.h. Sänkningsgräns: +460,70 m.ö.h. Reglerhöjd: 16,3 m För båda kraftstationerna gäller att de övre vattenytorna får stiga ytterligare 0,20m vid snabba tillrinningsökningar. 2.3 Vindkraftpark Uljabuouda Vindkraftparken i Uljabuouda har enligt det miljötillstånd som givits för anläggningen endast en begränsning över hur många turbiner som får byggas och hur höga dessa får vara. Därför har beräkningarna gjorts utefter två alternativa utformningar. I alternativ 1 har en total parkeffekt på 24 MW använts och i alternativ 2 har en total parkeffekt på 36 MW använts. För produktionsberäkningarna i de båda utformningarna har effektkurvorna från turbinmodell Vestas V90 3,0 MW används, som anses som typiska för vindkraftverk i denna storleksklass. De vinddata som används till produktionsberäkningarna är verklig vinddata från Uljabuouda korrelerat med vinddata från det närliggande berget Galtisbuouda vid Arjeplog där vindmätningar gjorts under lång tid. 5

3 Samkörning mellan vattenkraft och vindkraft Vid beräkningar för samkörningen har två alternativ studerats. Det första alternativet är en installerad effekt på 24 MW och det andra alternativet är en installerad effekt på 36 MW. Vilka konsekvenser detta får för vattenkraftproduktionen beskrivs i nedanstående kapitel. 3.1 Samkörningsstrategi Scenariot som använts i samkörningsberäkningen mellan vindkraftparken i Uljabuouda och vattenkraftverken i Sädva och Rebnis är ett fiktivt scenario där produktionen från vindkraften skall prioriteras före produktionen från vattenkraftstationerna. Vindkraften skall därmed alltid producera på högsta möjliga effekt. Vattenkraftstationernas produktion skall alltså anpassas till vindkraftens produktion. För att alltid hålla en total produktion där effekten inte överstiger 95 MW via en samkörning måste effekten i någon av vattenkraftsstationerna begränsas. Detta eftersom att vindkraften måste kunna följa vindens variationer producera el när det blåser. Vattenkraften däremot kan lagra vattnet och använda detta för produktion när det är nödvändigt. Regleringen av effekten eller effektkompenseringen som det kallas i denna rapport görs genom att vattenflödena in till någon av vattenkraftsstationerna miskas. Eftersom Rebnis är en större kraftstation effektmässigt än Sädva och har en högre fallhöjd behövs där inte lika stort vattenflöde i turbinen för att reglera effekten över 95 MW som uppkommer vid samkörningen med vindkraften. 3.2 Effekter på vattenkraftsturbiner orsakade av samkörning Via en samkörning av vind- och vattenkraft och ett effekttak på 95 MW kommer vattenflödet in till turbinena behöva att ändras beroende på hur det blåser och hur hög uteffekten är från den producerande vindkraftsparken. Dessa flödesändringar ger upphov till fenomenet kavitation som medför slitage på vattenkraftsturbinerna. 3.2.1 Kavitation När vattenkraftturbinen körs i normal drift och vattenflödet in till turbinen minskas ökar strömningshastigheten och trycket minskar. Blir detta tryck mindre än vattnets ångtryck bildas bubblor närmast löphjulets skovlar. När dessa vandrar längs skovlarna till områden med högre tryck än ångtrycket imploderar dem och bildar kraftiga lokala tryckförändringar mot löphjulsskovlarna. Detta är ett fenomen som kallas kavitation och kan ge upphov till olika problem i turbinen. 6

De problem som uppstår är främst: Turbinens verkningsgrad ändras. Då kavitationen tilltar i styrka blockeras till slut löphjulets kanaler av vattenångblåsor i så stor utsträckning att verkningsgraden faller dramatiskt. Kavitation förorsakar erosionsskador på löphjulet och andra delar i turbinen. Om turbinen körs med för hög last under lång tid kan skador uppkomma och tillväxa. Erosionsskador på löphjul är vanligt förekommande i turbiner med mycket kavitation. Skadorna ses som matta ytor på löphjul vid små kavitationsskador. Vid kraftigare skador börjar material erodera bort och små gropar på löphjul kan ses. Erosionsskador som uppstått svetsas igen vilket medför ökade underhållskostnader. Kavitation förorsakar vibrationer och buller i anläggningen. Både i Rebnis och Sädva har det gjorts mätningar på hur en effektkörning påverkar vibrationerna i turbin och stator. Vibrationerna uppstår främst via kavitation i löphjul och påverkar hela stationen, dessa beskrivs närmare i kapitel 3.3. 3.3 Vibrationsmätningar i Rebnis och Sädva på grund av kavitation 3.3.1 Rebnis Mätningar på effektkörning med vibrationskontroll i Rebnis gjordes 2004-10- 06 av Skellefteå energiunderhåll (SEU). Mätningarna gjordes i steg mellan 1 och 30 MW för att kontrollera vibrationer vid låg effekt. Mätningarna gjordes i bärlager och övre styrlager. Varje mätpunkt mättes i tre riktningar, Radial, Tangential och Axial-vertikal. I Figur 3 visas hur vibrationen ändras vid ändring av turbinens effekt. Vibrationsmätning bärlager Rebnis Vibrationsmätning övre styrlager Rebnis 0,8 2,5 0,7 0,6 2 Vibration [mm/s] 0,5 0,4 0,3 Radial Tangential Axial-vertikal Vibration [mm/s] 1,5 1 Radial Tangential Axial-vertikal 0,2 0,5 0,1 0 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 Effektpådrag [MW] 0 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 Effekt [MW] Figur 3 T.v. vibrationer i bärlager, t.h. vibrationer i övre styrlager i Rebnis Av figurerna kan utläsas att vibrationernas högsta nivåer fås i axiell riktning och inom intervallet 6 24 MW. 3.3.2 Sädva Mätningar på effektkörning med vibrationskontroll i Sädva gjordes 2005-01- 05 av Skellefteå energiunderhåll (SEU). Mätningarna gjordes i steg mellan 1 och 30 MW. Mätningarna gjordes i bärlager och turbinlager. Varje mätpunkt mättes i tre riktningar, Radial, Tangential och Axial-vertikal. I Figur 4 visas hur vibrationen ändras vid ändring av turbinens effekt. 7

Vibrationsmätning bärlager Sädva Vibrationsmätning turbinlager Sädva 3,5 6 3 5 Vibration [mm/s] 2,5 2 1,5 1 Radial Tangential Axial-vertikal Vibration [mm/s] 4 3 2 Radial Tangential Axial-vertikal 0,5 1 0 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 0 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 Effekt [MW] Effekt [MW] Figur 4 T.v. vibrationer i bärlager, t.h. vibrationer i turbinlager i Sädva Efter jämförelse av mätningarna kan man konstatera att vid effekterna runt 8 MW är vibrationerna som högst. Vibrationsmässigt ser det inte ut att vara något problem att köra på låg effekt 1-4 MW. Det kan också konstateras att lägsta vibrationerna fås när man ligger på effekter över 20 MW. I ett frekvensspektra kunde dessutom avläsas att det är kavitation som är den stora anledningen till vibrationerna. 3.3.3 Pådragsbegränsningar Dessa vibrationsmätningar har sen de utförts, gjort att båda turbiner har körförbud under 60 % pådrag. Detta ingår som en begränsning vid de fortsatta beräkningarna. 8

4 Beräkningsresultat vid samkörning med 24 MW vindkraft installerad 4.1 Beräkningsresultat av effekt över 95 MW Den första alternativa utformningen av vindkraftparken innefattar en storlek på 24 MW. Vindkraftens effekt har beräknats på ett effektmedelvärde för varje timme utifrån den dataserie över vindförhållanden som finns uppmätt från Uljabuouda. För att beräkna timmedelvärdet för effekten i Uljabuouda har Vinduppgifterna beräknats i effektkurvan för vindkraftturbinen, Vestas V90 3,0 MW som anses som typisk för vindkraftverk i denna storleksklass. För vattenkraftens del har driftstatistik baserat på timmedelvärden tagits fram över produktionen för år 2001 2004. För att förenkla beräkningsproceduren har en närmare studie gjorts på år 2001, där effekttaket nåtts flest gånger under perioden. Alla beräkningar har gjorts med hjälp av produktionsdata från Skellefteälvens Vattenregleringsföretag (SVF) och Skellefteå Krafts driftcentral. Med hjälp av den tillgängliga medeleffekten över varje timme från vattenkraften och beräknade medeleffekten för vindkraften har dessa adderats till varandra. Figur 5 visar hur ofta och med hur mycket den totala effekten av vind och vattenkraft överstiger 95 MW över perioden december 2000 till 2004. Inom själva dygnet finns stor produktionsvariation med toppar och dalar. För vindkraftens del blåser det mer under dagtid än nattetid. Total produktion av vindkraft och vattenkraft över 95 MW baserat på timvärden 25,00 20,00 Produktion över 95 MW [MW] 15,00 10,00 5,00 0,00 2000-12-01 2000-12-29 2001-01-26 2001-02-23 2001-03-23 2001-04-20 2001-05-18 2001-06-15 2001-07-13 2001-08-10 2001-09-07 2001-10-05 2001-11-02 2001-11-30 2001-12-28 2002-01-25 2002-02-22 2002-03-22 2002-04-19 2002-05-17 2002-06-14 2002-07-12 2002-08-09 2002-09-06 2002-10-04 2002-11-01 2002-11-29 2002-12-27 2003-01-24 2003-02-21 2003-03-21 2003-04-18 2003-05-16 2003-06-13 2003-07-11 2003-08-08 2003-09-05 2003-10-03 2003-10-31 2003-11-28 2003-12-26 2004-01-23 2004-02-20 2004-03-19 2004-04-16 2004-05-14 2004-06-11 2004-07-09 Datum Figur 5 visar total produktion där effekten varit över 95 MW baserat på timvärden från december 2001 till 2004. 9

4.1.1 Resultat Dataserien som visas i Figur 5 innehåller 35 808 timmar och i 2728 av dessa låg produktionen med en effekt över 95 MW i de tre anläggningarna. Beräkning enligt Ekvation 1 visar att de föreskrivna 95 MW överskreds i 7,6% av tiden, inom intervallet år 2001 till 2004. Timmar över 95MW Totala antalet timmar (1) = Timmar med produktion över 95 MW [%] I Figur 5 kan ses att år 2001 översteg effekttaket på 95 MW mer än övriga år. För att förenkla beräkningsproceduren har år 2001 studerats närmare. I Figur 6 visas produktionen över 95 MW bara för år 2001. Dataserien för år 2001 innehåller 8760 timmar och i 1135 av dessa producerades det enligt beräkningarna mer än 95 MW. Med en beräkning enligt Ekvation 1 överstiger den totala produktionen 95 MW i 12,9 % av tiden för detta år. 25,0 Produktion över 95 MW (1 års mätserie, 2001), 25 MW vind Produktion över 95 MW, år 2001, 24 MW vindkraft 20,0 Effekt [MW] 15,0 10,0 5,0 0,0 2001-01-01 2001-01-12 2001-01-23 2001-02-04 2001-02-15 2001-02-27 2001-03-10 2001-03-21 2001-04-02 2001-04-13 2001-04-25 2001-05-06 2001-05-18 2001-05-29 2001-06-09 2001-06-21 2001-07-02 2001-07-14 2001-07-25 2001-08-05 2001-08-17 2001-08-28 2001-09-09 2001-09-20 2001-10-02 2001-10-13 2001-10-24 2001-11-05 2001-11-16 2001-11-28 2001-12-09 2001-12-20 Tid Figur 6 visar effekt över 95 MW för år 2001. 4.2 Beräkning av effektkompensering eller omfördelning av effekt. Effekten måste hela tiden hållas under det gränsvärde som är satt till maximalt 95 MW effekt för de tre produktionsanläggningarna. Överstiger effekten dessa 95 MW måste i första hand den överstigande delen effektkompenseras dvs. Effekten minskas direkt i någon av vattenkraftstationerna. När effektkompenseringen blir nog stor kommer verkningsgraden i den vattenkraftstation som effektkompenserar ändras så pass mycket att stationen till slut måste tas ur drift, enligt de pådragsbegränsningar som finns beskrivet i kapitel 3.3.3 och den begränsning av verkningsgradsförsämring som finns beskriven i kapitel 4.3. Då effektkompensering inte längre kan göras ger detta upphov till att effekten istället måste omfördelas. Med andra ord, vatten motsvarande den omfördelade 10

effekten sparas för att kunna användas för produktion vid ett senare tillfälle istället. Skillnaden mellan termerna effektkompensering och omfördelning är att det förstnämnda är kopplat till effekten som kompenseras direkt vid varje enskilt tillfälle då effekten går över 95 MW och upp till den pådragsbegränsning som finns för varje vattenkraftstation. Omfördelning är kopplat till den effekt som måste omfördelas till ett annat tillfälle och inte kan effektkompenseras direkt eftersom att värdet på effekten ligger över pådragsbegränsningen eller begränsningen i verkningsgradsförsämring. Beslut om vilken av effektkompensering eller omfördelning av effekt som skall tillämpas beräknas genom Ekvation 2. Vintertid då vattenmagasinen håller en låg nivå är omfördelning inget problem, men sommar och höst då magasinen ligger nära sin dämningsgräns uppkommer en risk att få spilla vatten vid någon av vattenkraftstationerna. Om produktionen över 95 MW inte är möjlig att i första hand effektkompensera och i andra hand omfördela på grund av fulla magasin medför det i detta scenario spill av vatten. Observera att detta inte sker i varje turbin samtidigt utan bara i den turbin som reglerar effekten, medan den andra körs i normal drift. P P 95 = P > S Effektkompensering (2) vattenkraft över MW Samkörning Där: P vattenkraft över MW =Effekten i någon av vattenkraftstationerna P 95 =Effekt över 95 MW vid samkörning P Samkörning =Effekt i vald station vid samkörning < S Omfördelning S =Stationsbegränsning, Pådragsbegränsning ej under 60 % pådrag Pöver 95 MW Effektkompensering eller omfördelning sker endast då > 0 4.2.1 Beräkningsresultat av effektkompensering eller omfördelning av produktion Rebnis I Rebnis producerades år 2001 ungefär 197,7 GWh el. Produktion skedde i 3803 timmar av årets 8760 timmar. Detta ger att medeleffekten vid produktion var ungefär 52,0 MW. Rebnis som är den större av kraftstationerna klarar själv att effektkompensera upp till ungefär 25 MW utan att pådragsbegränsningen nås och att stationen måste stängas och istället omfördela effekten. Via beräkning enligt ekvation 2 visar resultatet att all effekt kan effektkompenseras direkt i stationen direkt och ingenting behövs omfördelas. Denna effektkompensering motsvarar en produktion på 7,8 GWh. I Figur 7 visas fördelningen av Effektkompensering och omfördelning. 11

Effektkompensering eller omfördelning av produktion i Rebnis, 24 MW vindkraft 25,0 Effektkompensering Omfördelning 20,0 Effekt [MW] 15,0 10,0 5,0 0,0 2001-01-01 2001-01-09 2001-01-17 2001-01-25 2001-02-02 2001-02-10 2001-02-18 2001-02-26 2001-03-06 2001-03-14 2001-03-22 2001-03-30 2001-04-07 2001-04-15 2001-04-23 2001-05-01 2001-05-09 2001-05-17 2001-05-25 2001-06-02 2001-06-10 2001-06-18 2001-06-26 2001-07-04 2001-07-13 2001-07-21 2001-07-29 2001-08-06 2001-08-14 2001-08-22 2001-08-30 2001-09-07 2001-09-15 2001-09-23 2001-10-01 2001-10-09 2001-10-17 2001-10-25 2001-11-02 2001-11-10 2001-11-18 2001-11-26 2001-12-04 2001-12-12 2001-12-20 2001-12-28 Datum Figur 7 visar fördelningen av effektkompensering och omfördelning av effekt till produktion vid ett senare tillfälle för år 2001 i Rebnis med 24 MW vindkraft installerat. Sädva För Sädvas del producerades år 2001 ungefär 137,1 GWh el. Produktion skedde i 4341 timmar av årets 8760 timmar. Detta ger att medeleffekten vid produktion var ungefär 31,6 MW vid varje produktionstillfälle. Sädva som är den mindre av kraftstationerna klarar själv att effektkompensera upp till ungefär 8 MW utan att pådragsbegränsningen nås och att stationen måste stängas och istället omfördela effekten. Via beräkning enligt ekvation 2 visar resultatet att relativt mycket effekt måste omfördelas till produktion vid ett senare tillfälle. Den effektkompensering som kan göras, motsvarar en produktion på 2,7 GWh och den omfördelning av effekt till ett senare tillfälle motsvarar en produktion på 12,3 GWh. I Figur 8 visas fördelningen av Effektkompensering och omfördelning. Effektkompensering eller omfördelning av produktion i Sädva, 24 MW vindkraft 35,0 30,0 Effektkompensering Omfördelning 25,0 Effekt [MW] 20,0 15,0 10,0 5,0 0,0 2001-01-01 2001-01-08 2001-01-16 2001-01-24 2001-02-01 2001-02-08 2001-02-16 2001-02-24 2001-03-04 2001-03-12 2001-03-19 2001-03-27 2001-04-04 2001-04-12 2001-04-20 2001-04-27 2001-05-05 2001-05-13 2001-05-21 2001-05-29 2001-06-05 2001-06-13 2001-06-21 2001-06-29 2001-07-07 2001-07-14 2001-07-22 2001-07-30 2001-08-07 2001-08-14 2001-08-22 2001-08-30 2001-09-07 2001-09-15 2001-09-22 2001-09-30 2001-10-08 2001-10-16 2001-10-24 2001-10-31 2001-11-08 2001-11-16 2001-11-24 2001-12-02 2001-12-09 2001-12-17 2001-12-25 Datum Figur 8 visar fördelningen av effektkompensering och omfördelning av effekt till produktion vid ett senare tillfälle för år 2001 i Sädva med 24 MW vindkraft installerat. 12

För att kunna beräkna hur mycket av de 12,3 GWh som kan omfördelas utan att behöva spilla vatten måste driftstatistiken av stationen och magasinsnivån Sädvajaure utvärderas. Dämningsgränsen på Sädvajaure som är ett säsongsmagasin är +477, 00. Vad gäller nivåvariationer i magasinet över året är magasinsnivån under vinterperioden december till juni låg då den mesta produktionen och minsta tillrinningen ligger där. Under vårfloden som mestadels sker i juni fylls magasinet på och når i juli en nivå över +476, 00 som sedan hålls ända till november då tillrinningen minskar och produktionen ökar igen. Under år 2001 var nivån över +476, 00 under perioden 2001-07- 14 till 2001-11-01, alltså ungefär 5 mån. Under denna period låg vattennivån över + 476, 70 i 1533 timmar, varav 262 timmar av dessa var produktionen över effekttaket på 95 MW. Alltså ungefär 11 dygn under året finns risk för att vatten måste spillas förbi Sädva om inte omfördelning till annat dygn kan ske. Sett över hela året motsvarar dessa 11 dygn att omfördelning måste ske under 3,0 % av tiden om all effektkompensering sker i Sädva. Om en beräkning görs på hur ofta vattennivån är över nivån + 476, 70 och produktionen överstiger effekttaket på 95 MW samt att den överstigna delen över 95 MW varit så stor att den inte kunnat effektkompenseras i Sädva utan stationen måste stängas av, blir detta endast tre timmar. Alltså under denna tid finns risk för att vatten måste spillas förbi Sädva. Storleken på detta spill översatt till produktion motsvarar ungefär 0,1 GWh. Tittar man på tillrinningen till magasinet kan då den är som störst höja vattenytan ungefär 10 cm per dygn i Sädvajaure. Detta gör att om en magasinsnivå på maximalt +476, 70 hålls under sommarperioden juli november finns en marginal på tre dygn för omfördelning av produktion och för att slippa spilla vatten förbi Sädva. Detta gör att enligt denna beräkning kommer inget vatten gå till spill i Sädva. 4.3 Beräkning av verkningsgradsförändring vid effektkompensering Effektkompensering i vattenkraftstationerna sker genom reglering av vattenflödet in till turbinerna. Dessa flödesändringar ger upphov till verkningsgradsförändringar i turbinen. Vid en liten flödesförändring blir ändringen i verkningsgrad liten men, ökar mer och mer ju mer flöde som ändras. Verkningsgradsförändringen beräknas i Ekvation 3 tillsammans med data från verkningsgradskurvan för turbinerna vid de respektive kraftstationerna, dessa finns i Bilaga 2 och Bilaga 3. η = η η (3) Förändring normal Samkörning Där: η normal avläses från verkningsgradskurvan i Bilaga 2,3 där P är P vattenkraft η Samkörning avläses från verkningsgradskurvan i Bilaga 2,3 där P är PSamkörning värdet på η Förändring kan summeras timme för timme över den önskade perioden och därav kan medelförändringen i verkningsgrad beräknas. 13

Figur 7 och 8 visas hur mycket effektkompenseringen blir för varje enskild vattenkraftstationtimme för timme. Figur 9 visar verkningsgradsförändringen timme för timme i vardera turbinen på grund av effektkompensering. Observera att verkningsgradsförändringen inte sker i varje turbin samtidigt utan bara i den turbin som effektreglerar, medan den andra körs i normal drift. Verkningsgradsförändring vid samkörning av 24 MW vindkraft 6 5 4 Verkningsgradsförändring [%] 3 2 1 0-1 -2 2001-01-01 2001-01-10 2001-01-19 2001-01-29 2001-02-07 2001-02-16 2001-02-26 2001-03-07 2001-03-17 2001-03-26 2001-04-04 2001-04-14 2001-04-23 2001-05-02 2001-05-12 2001-05-21 2001-05-31 2001-06-09 2001-06-18 2001-06-28 2001-07-07 2001-07-16 2001-07-26 2001-08-04 2001-08-14 2001-08-23 2001-09-01 2001-09-11 2001-09-20 2001-09-29 2001-10-09 2001-10-18 2001-10-28 2001-11-06 2001-11-15 2001-11-25 2001-12-04 2001-12-13 2001-12-23 Rebnis Sädva -3-4 Tid Figur 9 Verkningsgradsförändringar i vattenkraftturbinerna i Rebnis och Sädva vid samkörningen om effektkompensering sker på respektive stationer. Staplar som är över noll visar den procentuella försämringen i verkningsgrad jämfört med normal drift enligt driftstatistiken. Staplar under noll visar att det i vissa fall kommer att ske en förbättring av verkningsgrad jämfört med driftstatistiken. Via Ekvation 3 kan medelförändringen sett över hela året i verkningsgrad beräknas för de respektive stationerna. Rebnis Beräkning av medelförändring av verkningsgrad om all effektkompensering sker i Rebnis antalet η Förändring förändringar 1385 = = 1,6 % Försämring av verkningsgraden 865 Sädva Beräkning av medelförändring av verkningsgrad om all effektkompensering sker i Sädva antalet η Förändring förändringar 528, 5 = =0,88 % Försämring av verkningsgraden 602 Resultatet visar alltså en relativt liten verkningsgradsförändring. Detta är beroende på den pådragsbegränsning som finns för de bägge stationerna som begränsar att vattenkraftstationerna ej får understiga 60 % pådrag i turbinen samt ej överstiga en förändring på 5 % i verkningsgrad. Ändras flödet så mycket att pådraget går under dessa 60 % så slås stationen av helt. Rebnis som är den större av vattenkraftstationerna tål mer effektkompensering än Sädva beroende av mer vatten kan regleras innan pådragsbegränsningen nås och stationen slås av. 14

4.4 Turbinregleringsberäkning 4.4.1 Antalet turbinregleringar vid normal drift Via en beräkning av driftstatistik från Skellefteå Krafts driftcentral har antal regleringar av turbinerna kunnat beräknas över tidsperioden 2001 2004. Turbinerna i Rebnis och Sädva effektregleras automatiskt via turbinens reglersystem för att kunna anpassas till frekvensförändringar i nätet. Reglerstyrkan på dessa är i storleksordningen 0-3 MW för Rebnis och 0-1,5 MW för Sädva. Dessa automatiska effektregleringar görs alltså inte manuellt ifrån Skellefteå Krafts driftcentral. De regleringar som beskrivs i Tabell 1 är regleringar som görs från driftcentralen och utförs manuellt av driftingenjörerna. Storleken på vad som beskrivs som en reglering av turbinerna i detta beräkningsexempel ligger på en effektförändring över 3 MW för Rebnis och över 1,5 MW för Sädva. Samma sak gäller för Tabell 2 där vad som beskrivs som en reglering är en effektändring på mer än 3 MW i Rebnis och 1,5 MW i Sädva. Tabell 1 Statistik över regleringar av vattenkraftsstationerna i Rebnis och Sädva under perioden 2000-12-01 2004-12-31 Information Antal Antal dygn som statistiken beräknats över 1492 Antal turbinregleringar av Rebnis från driftcentralen 2694 Antal turbinregleringar av Sädva från driftcentralen 3882 4.4.2 Antalet turbinregleringar vid samkörning Tabell 2 visar antal extra regleringar som turbinerna var för sig måste göra för att hålla nere total produktion med en effekt på högst 95 MW via samkörning med vindkraften i Uljabuouda. Tabell 2 Regleringar av vattenkraftstationerna vid en samkörning med vindkraften i Uljabuouda under perioden 2000-12-01 2004-12-31. De extra turbinregleringarna visar om alla regleringar sker vid en av vattenkraftstationerna medans den andra körs i normal drift. Information Antal Antal dygn som statistiken beräknats över 1492 Antal extra turbinregleringar av Rebnis vid samkörning för att hålla högst 95 MW (effektändring på mer än 3 MW) Antal extra turbinregleringar av Sädva vid samkörning för att hålla högst 95 MW (effektändring på mer än 1,5 MW) 947 1564 15

4.4.3 Resultat turbinregleringsberäkning Antalet regleringar per dygn via en samkörning med vattenkraft och vindkraft i Uljabouda beräknas med Ekvation 4. Dessa beräkningar innehåller data från Tabell 1 och Tabell 2. Antal turbinregleringar (4) = Antal regleringar per dygn Antal dygn Rebnis Beräkning av antal regleringar per dygn i Rebnis vid normal drift 2694 = 1,8 regleringar per dygn 1492 Beräkning av antal regleringar per dygn i Rebnis vid en samkörning med vindkraft i Uljabouda sker med hjälp av en summering av antal regleringar vid normal drift och antalet extra regleringar utifrån en samkörning. 2694 1492 + Sädva 947 1492 = 2,44 regleringar per dygn Beräkning av antal regleringar per dygn i Sädva vid normal drift 3882 = 2,6 regleringar per dygn 1492 Beräkning av antal regleringar per dygn i Sädva vid en samkörning med vindkraft i Uljabouda sker med hjälp av en summering av antal regleringar vid normal drift och antal extra regleringar utifrån en samkörning. 3882 1564 + = 3,65 regleringar per dygn 1492 1492 Resultatet visar att vid en samkörning med vindkraften kommer antalet regleringar öka med drygt 35% i Rebnis, om alla regleringar sker i där och öka med drygt 40% i Sädva om alla regleringar sker där. 16

5 Beräkningsresultat vid samkörning med 36 MW vindkraft installerad 5.1 Beräkningsresultat av effekt över 95 MW Den andra alternativa utformningen av vindkraftsparken i Uljabuouda innefattar en storlek på totalt 36 MW. Vindkraftens effekt har beräknats på ett effektmedelvärde för varje timme utifrån den dataserie över vindförhållanden som finns uppmätt från Uljabuouda. För att beräkna timmedelvärdet för effekten i Uljabuouda har Vinduppgifterna beräknats i effektkurvan för vindkraftturbinen, Vestas V90 3,0 MW som anses som typisk för vindkraftverk i denna storleksklass. För vattenkraftens del har driftstatistik baserat på timmedelvärden tagits fram över produktionen för år 2001 2004. För att förenkla beräkningsproceduren har en närmare studie gjorts på år 2001, där effekttaket nåtts flest gånger under perioden. Alla beräkningar har gjorts med hjälp av produktionsdata från Skellefteälvens Vattenregleringsföretag (SVF) och Skellefteå Krafts driftcentral. Med hjälp av den tillgängliga medeleffekten över varje timme från vattenkraften och beräknade medeleffekten för vindkraften har dessa adderats till varandra. Figur 5 visar hur ofta och med hur mycket den totala effekten av vind och vattenkraft överstiger 95 MW över perioden december 2000 till 2004. Inom själva dygnet finns stor produktionsvariation med toppar och dalar. För vindkraftens del blåser det mer under dagtid än nattetid. Total produktion av vindkraft och vattenkraft över 95 MW baserat på timvärden 40,0 35,0 Produktion över 95 MW [MW] 30,0 25,0 20,0 15,0 10,0 5,0 0,0 2000-12-01 2001-01-06 2001-02-12 2001-03-21 2001-04-27 2001-06-03 2001-07-10 2001-08-15 2001-09-21 2001-10-28 2001-12-04 2002-01-10 2002-02-16 2002-03-24 2002-04-30 2002-06-06 2002-07-13 2002-08-19 2002-09-25 2002-10-31 2002-12-07 2003-01-13 2003-02-19 2003-03-28 2003-05-04 2003-06-09 2003-07-16 2003-08-22 2003-09-28 2003-11-04 2003-12-11 2004-01-16 2004-02-22 2004-03-30 2004-05-06 2004-06-12 2004-07-19 Datum Figur 10 Total produktion där effekten varit över 95 MW baserat på timvärden, från december 2000 till 2004. 17

5.1.1 Resultat Dataserien som visas i Figur 9 innehåller 35 808 timmar och i 4178 av dessa låg produktionen med en effekt över 95 MW i de tre anläggningarna. Med dessa siffror instoppade i Ekvation 1 visar resultatet att det föreskrivna effekttaket överskreds i 11,7 % av tiden, inom intervallet år 2001 till 2004. I Figur 9 kan det ses att i år 2001 översteg effekttaket på 95 MW mer än övriga år. För att förenkla beräkningsproceduren har år 2001 studerats närmare. I Figur 10 visas produktionen över 95 MW bara för år 2001. Dataserien för år 2001 innehåller 8760 timmar och i 1576 av dessa producerades det över 95 MW. Med en beräkning enligt Ekvation 1 överstiger den totala produktionen 95 MW i 18,0 % av tiden för detta år. Figur 11 Effekt över 95 MW för ör 2001. 5.2 Beräkning av effektkompensering eller omfördelning av effekt. Effekten måste hela tiden hållas under det gränsvärde som är satt till maximalt 95 MW effekt för de tre produktionsanläggningarna. Överstiger effekten dessa 95 MW måste i första hand den överstigande delen effektkompenseras dvs. Effekten minskas direkt i någon av vattenkraftstationerna. När effektkompenseringen blir nog stor kommer verkningsgraden i den vattenkraftstation som effektkompenserar ändras så pass mycket att stationen till slut måste tas ur drift, enligt de pådragsbegränsningar som finns beskrivet i kapitel 3.3.3 och den begränsning av verkningsgradsförsämring som finns beskriven i kapitel 5.3. Då effektkompensering inte längre kan göras ger detta upphov till att effekten istället måste omfördelas. Med andra ord, vatten motsvarande den omfördelade effekten sparas för att kunna användas för produktion vid ett senare tillfälle istället. Skillnaden mellan termerna effektkompensering och omfördelning är att det förstnämnda är kopplat till effekten som kompenseras direkt vid varje enskilt tillfälle då effekten går över 95 MW och upp till den pådragsbegränsning som finns för varje vattenkraftstation. Omfördelning är kopplat till den effekt som måste omfördelas till ett annat tillfälle och inte kan effektkompenseras direkt eftersom att värdet på effekten ligger över pådragsbegränsningen eller begränsningen i verkningsgradsförsämring. Beslut om vilken av effekt- 18

kompensering eller omfördelning av effekt som skall tillämpas beräknas genom Ekvation 2. Vintertid då vattenmagasinen håller en låg nivå är omfördelning inget problem, men sommar och höst då magasinen ligger nära sin dämningsgräns uppkommer en risk att få spilla vatten vid någon av vattenkraftstationerna. Om produktionen över 95 MW inte är möjlig att i första hand effektkompensera och i andra hand omfördela på grund av fulla magasin medför det i detta scenario spill av vatten. Observera att detta inte sker i varje turbin samtidigt utan bara i den turbin som reglerar effekten, medan den andra körs i normal drift. 5.2.1 Beräkningsresultat av effektkompensering eller omfördelning av produktion Rebnis I Rebnis producerades år 2001 ungefär 197,7 GWh el. Produktion skedde i 3803 timmar av årets 8760 timmar. Detta ger att medeleffekten vid produktion var ungefär 52,0 MW. Rebnis som är den större av kraftstationerna klarar själv att effektkompensera upp till ungefär 25 MW utan att pådragsbegränsningen nås och att stationen måste stängas och istället omfördela effekten. Via beräkning enligt ekvation 2 visar resultatet att relativt mycket effekt måste omfördelas till produktion vid ett senare tillfälle. Den effektkompensering som kan göras, motsvarar en produktion på 8,3 GWh och omfördelningen av effekt till ett senare tillfälle motsvarar en produktion på 31,8 GWh. I Figur 12 visas fördelningen av Effektkompensering och omfördelning. 70,0 60,0 Effektkompensering eller omfördelning av effekt i Rebnis, 36 MW vindkraft Omfördelning Effektkompensering 50,0 40,0 Effekt [MW] 30,0 20,0 10,0 0,0-10,0 2001-01-01 2001-01-06 2001-01-11 2001-01-17 2001-01-22 2001-01-27 2001-02-02 2001-02-07 2001-02-12 2001-02-18 2001-02-23 2001-02-28 2001-03-06 2001-03-11 2001-03-16 2001-03-22 2001-03-27 2001-04-01 2001-04-07 2001-04-12 2001-04-17 2001-04-23 2001-04-28 2001-05-03 2001-05-09 2001-05-14 2001-05-19 2001-05-25 2001-05-30 2001-06-04 2001-06-10 2001-06-15 2001-06-20 2001-06-26 2001-07-01 2001-07-06 2001-07-12 2001-07-17 2001-07-22 2001-07-28 2001-08-02 2001-08-07 2001-08-13 2001-08-18 2001-08-23 2001-08-29 2001-09-03 2001-09-08 2001-09-14 2001-09-19 2001-09-24 2001-09-30 2001-10-05 2001-10-10 2001-10-16 2001-10-21 2001-10-26 2001-11-01 2001-11-06 2001-11-11 2001-11-17 2001-11-22 2001-11-27 2001-12-03 2001-12-08 2001-12-13 2001-12-19 2001-12-24 2001-12-29 Datum Figur 12 visar fördelningen av effektkompensering och omfördelning av effekt till produktion vid ett senare tillfälle för år 2001 i Rebnis med 36 MW vindkraft installerat. För att kunna beräkna hur mycket av de 31,8 GWh som kan omfördelas utan att behöva spilla vatten måste driftstatistiken av stationen och magasinsnivån i Rebnisjaure utvärderas. Dämningsgränsen på Rebnisjaure som är ett flerårsmagasin är +513, 00. Under vinterperioden december till juni är nivån i magasinet låg då den mesta produktionen och minsta tillrinningen ligger där. 19

Under vårfloden som mestadels sker i juni fylls magasinet på och når i juli en nivå över +512, 00 som sedan hålls ända till november då tillrinningen minskar och produktionen ökar igen. Under år 2001 var nivån över +512, 00 under perioden 2001-07-15 till 2001-10-29, alltså ungefär 5 månader. Under denna period låg vattennivån över + 512, 70 i 2241 timmar, varav 653 timmar av dessa var produktionen över effekttaket på 95 MW, alltså ungefär 27 dygn eller under 7,5 % av tiden sett på ett helt år. Om en beräkning görs på hur ofta vattennivån är över + 512, 70 och produktionen överstiger effekttaket på 95 MW samt att den överstigna delen över 95 MW varit så stor att den inte kunnat effektkompenseras i Rebnis utan stationen slås då av, blir detta 150 timmar. Alltså ungefär 6 dygn under året finns risk för att vatten måste spillas förbi Rebnis. Storleken på detta spill översatt till produktion motsvarar detta maximalt ungefär 8,1 GWh. Dessa 150 timmar ligger dock utspridda över hela sommarperioden där den längsta serien är 17 timmar. Tittar man på tillrinningen till magasinet kan då den är som störst höja vattenytan ungefär 10 cm per dygn i Rebnisjaure. Detta gör att om en magasinsnivå på maximalt +512, 70 hålls under sommarperioden juli november finns en marginal på tre dygn för omfördelning av produktion och för att slippa spilla vatten förbi Rebnis. Slutsatsen av detta är att vatten troligtvis inte behöver spillas. Sädva För Sädvas del producerades år 2001 ungefär 137,1 GWh el. Produktion skedde i 4341 timmar av årets 8760 timmar. Detta ger att medeleffekten vid produktion var ungefär 31,6 MW vid varje produktionstillfälle. Sädva som är den mindre av kraftstationerna klarar själv att effektkompensera upp till ungefär 8 MW utan att pådragsbegränsningen nås och att stationen måste stängas och istället omfördela effekten. Via beräkning enligt ekvation 2 visar resultatet att mycket effekt måste omfördelas till produktion vid ett senare tillfälle. Den effektkompensering som kan göras, motsvarar en produktion på 1,9 GWh och den omfördelning av effekt till ett senare tillfälle motsvarar en produktion på 30,8 GWh. I Figur 13 visas fördelningen av effektkompensering och omfördelning. Effektkompensering eller omfördelning av effekt i Sädva, 36 MW vindkraft 35,0 30,0 Effektkompensering Omfördelning 25,0 Effekt [MW] 20,0 15,0 10,0 5,0 0,0 2001-01-01 2001-01-07 2001-01-14 2001-01-21 2001-01-28 2001-02-03 2001-02-10 2001-02-17 2001-02-24 2001-03-03 2001-03-09 2001-03-16 2001-03-23 2001-03-30 2001-04-06 2001-04-12 2001-04-19 2001-04-26 2001-05-03 2001-05-10 2001-05-16 2001-05-23 2001-05-30 2001-06-06 2001-06-13 2001-06-19 2001-06-26 2001-07-03 2001-07-10 2001-07-16 2001-07-23 2001-07-30 2001-08-06 2001-08-13 2001-08-19 2001-08-26 2001-09-02 2001-09-09 2001-09-16 2001-09-22 2001-09-29 2001-10-06 2001-10-13 2001-10-20 2001-10-26 2001-11-02 2001-11-09 2001-11-16 2001-11-23 2001-11-29 2001-12-06 2001-12-13 2001-12-20 2001-12-26 Datum Figur 13 visar fördelningen av effektkompensering och omfördelning av effekt till produktion vid ett senare tillfälle för år 2001 i Sädva med 36 MW vindkraft installerat. 20