REN-rapport Nettnytteverdier ved innføring av AMS

Transkript

1 REN-rapport Nettnytteverdier ved innføring av AMS REN, Stig Fretheim Anne Hilde Nilsen (Haugaland Kraft) Magnar Bjørk (EPOS Consulting)

2 Innholdsfortegnelse 1 OMFANG OG HOVEDAKTIVITETER. 4 2 PROSJEKTORGANISERING. 5 3 SAMMENDRAG. 6 4 INNLEDNING. 7 5 NETTNYTTE AV AMS OG SMART GRID Generelt Nettnytte av AMS og Smart Grid Systematisk metodikk for vurdering av nettnytte Innledning Aktuelle utsnitt fra rapporten: Smart Grid Innledning Utsnitt fra internasjonalt arbeid / studier Nasjonale utfordringer på dette området 17 6 CASE STUDIE HAUGALAND KRAFT STATISTIKKER OG KALKYLEEKSEMPLER Om Haugaland Kraft Beskrivelse og oppsummering av case-studien Balansemåling - datagrunnlag og statistikker Oversikt over nettstasjoner i Haugaland Kraft Oversikt nettstasjoner i forhold til balansemåling Iterasjon Indikativ nettnytte av balansemåling Er 3% rett - metodikk / test for verifikasjon Konklusjon i dag Konklusjon mot år Sikker jordfeilovervåkning En forenklet betraktning Avansert modell Potensial for jordfeilovervåkning i Haugaland Kraft Nett Hvilke nettstasjoner bør vurderes for sikker detektering av jordfeil? Overvåkning av andre parametere Tariffering

3 Utdrag fra forskriftene for tariffering: 34 Mål med nett tariffering 34 Tariffering etter dimensjonerende kriterier 35 Effekttariffering og tapsbesparelse 36 Redusert utbyggingstakt 36 Beregninger 36 Redusert tap Oppsummering 39 7 VIKTIGE PROBLEMSTILLINGER I FORBINDELSE MED ANSKAFFELSE OG UTRULLING AV AMS 41 8 AKTUELLE STANDARDISERINGS- OG UTVIKLINGSPROSJEKTER AKTUELLE AMS / SMART GRID PROSJEKTER AKTUELL DOKUMENTASJON, FORSKRIFTER OG LIGNENDE Aktuell dokumentasjon Aktuelle nettsteder APPENDIX Relevante REN publikasjoner / REN blad REN blad krav til teknologi i målepunktet ved bruk av AMS REN Blad krav til overvåking av nettstasjon ved bruk av AMS REN blad VER 1.1 / 2010 Nettstasjon Isolasjonsovervåking Spesifikasjon 57 3

4 1 Omfang og hovedaktiviteter. REN har i dette prosjektet arbeidet med følgende: 1. Nettnytte - hvilke typer av nettnytte kan realiseres gjennom å utnytte teknologi og funksjonalitet som følger av implementering av AMS, både direkte og ved å se AMS i sammenheng med andre tiltak / Smart Grid prosjekter 1. Ett sentralt element er hvordan måling og overvåking i nettstasjoner kan utnyttes sammen med data / informasjon fra AMS, eksempelvis i forhold til balansemåling, jordfeilovervåking, måling av leveringspålitelighet og spenningskvalitet, innsamling og kvalitetssikring av planleggingsdata og lignende. 2. Case studie hos Haugaland Kraft Nett med følgende hovedaktiviteter: o o o o Datafangst for og kategorisering av nettstasjoner Jordfeil i lavspenningsnettet - systematisering av statistikk og vurdering av Vurdering av nettnytte sett fra Haugaland Kraft Nett sitt perspektiv Vurdering av konkrete testprosjekter 3. Viktige / kritiske problemstillinger i arbeidet med videre utrulling av AMS belyse og beskrive overordnet viktige elementer i forhold til eksempelvis o o o o o o o o Strategiske valg nettselskapene står overfor i forbindelse med utrulling av AMS Behovs- og kravspesifisering Anskaffelsesprosess, leverandørvalg og kontrakter Prosjektplanlegging og prosjektorganisering, herunder utrullingsplaner, planer og rutiner for test og godkjenning og planer for idriftsettelse. Utrulling av løsninger Testing, godkjenning og idriftsettelse av løsninger ROS-analyser Drift og organisering av fullskala AMS, herunder samarbeid / felles organisering med andre nettselskaper 4. Etablere oversikt over aktuelle / relevante prosjekter i bransjen med relasjon til AMS og Smart Grid 5. Etablere oversikt over aktuelle dokumenter og forskrifter 6. Identifisering av aktuelle utviklingsprosjekter i regi av REN og RENs samarbeidspartnere. 1 Se nærmere beskrivelse om Smart Grid senere i rapporten 4

5 2 Prosjektorganisering. Prosjekt REN P Prosjekteier: Stig Fretheim Prosjektleder: Magnar Bjørk Samarbeidspartner: Haugaland Kraft: Svein Inge Djursvoll Anne Hilde Nilsen Jostein Kjetland Prosjektet har også hatt møter og diskusjoner med, eller fått nyttig informasjon fra: Smart Gridsenteret i Trondheim Fredrikstad Energi angående Demo Hvaler Sunnhordaland Kraftlag (SKL) angående erfaringer fra nettstasjonsovervåkning Kvam Kraftverk, erfaringer fra prosjekt for jordfeildetektering Ringeriks-kraft Nett, angående prosjekterfaringer fra Norges første fullskala AMS-utrulling 5

6 3 Sammendrag. Innføring av AMS utgjør en stor utfordring for nettselskapene i de kommende årene. Anskaffelse, utrulling, testing, idriftsettelse og drift av AMS innebærer mange nye og krevende oppgaver. Samtidig vil AMS, med avanserte måle- og styreenheter ute hos kundene, og med kommunikasjon til et sentralsystem i nettselskapet, gi mange nye muligheter for å realisere nettnytteverdier. I denne rapporten temaet nettnytte, hvilke typer av nettnytte som kan realiseres gjennom å utnytte teknologi og funksjonalitet som følger av implementering av AMS, og hvordan AMS bør i sammenheng med andre tiltak / Smart Grid prosjekter. Overvåking i nettstasjoner, balansemåling, jordfeilovervåking, måling av leveringspålitelighet og spenningskvalitet, og innsamling og kvalitetssikring av planleggingsdata er noen eksempler vi har sett på. Arbeidet er dels utført gjennom en case-studie hos Haugaland Kraft Nett og dels ved gjennomgang av aktuelle rapporter og ulike pågående prosjekter på dette området. I kapittel 5 drøftes ulike former for nettnytte, og det henvises også til en omfattende rapport om dette fra EPRI, Electric Power Research Institute i USA. Kapittel 6 oppsummerer funn og vurderinger fra Haugaland Kraft, med fokus på balansemåling, jordfeilovervåking og tariffering. Kapittel 7 beskriver ulike, viktige problemstillinger knyttet til arbeidet utrulling av AMS Kapittel 8 viser en oversikt over idéer til videre demonstrasjons- og utviklingsprosjekter, med tanke på å utprøve ulike områder av nettnytte i praksis. Kapittel 9 viser en oversikt og henvisninger til en del eksisterende AMS og Smart Grid prosjekter. Kapittel 10 viser en kort oversikt over aktuell dokumentasjon, litteratur og forskrifter Arbeidet med denne rapporten har i stor grad bestått av å samle inn informasjon og data fra ulike hold, og sammenstille dette for å gi et overordnet bilde på situasjonen i dag. Rapporten peker ut fra dette på ulike forhold og muligheter rundt hvilke typer nettnytte som kan realiseres gjennom AMS. De kalkylene og vurderingene som er gjort, blant annet i kapittel 6, må betraktes som overordnede og indikative. Graden av nytteverdi vil kunne variere både mellom ulike nett / nettselskaper og ut fra kalkyleverdiene som legge til grunn. Nytteverdiene som anslås i rapporten må derfor ikke legges til grunn for videre beslutninger uten at nærmere kvalitetssikring foretas. Dette er for øvrig årsaken til at vi i kapittel 8 har beskrevet ulike demoprosjekter, slik at en kan vurdere, analysere og konkretisere ulike former for nettnytte mer detaljert og systematisk. 6

7 4 Innledning. NVE har gjennom endringer i forskrift av 11. mars 1999 nr. 301 fastsatt krav til Avanserte måle- og styringssystemer (AMS). Funksjonskravene under 4.2 i nye forskrifter regulerer i hovedsak forhold rundt måling, innsamling og lagring av måleverdier. I underpunktene e) settes det også funksjonskrav om å kunne bryte / begrense effektuttak, og f) settes det funksjonskrav om overføring av styrings- / jordfeilsignal. Teknologi og funksjonalitet i AMS vil isolert sett, gitt de funksjonskravene som ligger til grunn, vil danne grunnlag for å realisere nytteverdier gjennom effektivisering av MAFIprosessen (måling, avregning, fakturering og innfordring), gjennom bedre informasjon om priser og tariffer til kundene, samt gjennom tilgang til belastnings- og forbruksdata med bedre oppløsning og kvalitet. Dersom AMS utnyttes og settes i sammenheng med ulike tiltak innenfor tradisjonell elkraftteknologi og med teknologi for Smart Grid ligger det imidlertid nye og unike muligheter for realisering andre typer av nytteverdier, eksempelvis gjennom: effektiv balansemåling forenklet jordfeilovervåkning sanntids overvåkning av leveringspålitelighet og spenningskvalitet forenklet innsamling og kvalitetssikring av drifts- og planleggingsdata bedre kapasitetsutnyttelse og reduserte nettap færre og kortere avbrudd. bedre beslutningsinformasjon med hensyn til investeringer og driftsoptimalisering REN sin rolle som kunnskapssenter for energibransjen innebærer blant annet å levere aktuelle retningslinjer, verktøy, metoder og kunnskap i form av prosjekter og kurs, med hensikt å bidra til effektivisering av arbeidsprosessene i nettselskapene. Innføring og drift av fullskala AMS vil gi behov for nye bransjestandarder på ulike områder, eksempelvis installasjon av ny teknologi / komponenter hos kunder og i nettstasjoner, kommunikasjonsløsninger og integrasjonsløsninger mot andre bransjesystemer som KIS, GIS og SCADA I dagens situasjon står man overfor et stort antall tekniske og praktiske utfordringer på dette området. Det er gjennomført mange AMR prosjekter tidligere, og det er ulike pilotinstallasjoner for AMS på gang. Likevel er verken alle utfordringene, og ikke minst de nye muligheter bransjen står overfor i forbindelse med utrulling av AMS, belyst og konkretisert i tilstrekkelig grad. REN ønsker derfor å bidra aktivt til utviklingen på dette området. 7

8 5 Nettnytte av AMS og Smart Grid 5.1 Generelt Begrepene nettnytte og Smart Grid blir stadig oftere brukt og omtalt i ulike studier, prosjekter, rapporter og presentasjoner i tilknytning til alt som skjer rundt utrulling av AMS i Norge. Disse begrepene er imidlertid generelle og vidtrekkende, og i prosjektet har vi derfor gjennom ulike diskusjoner, møter og litteratursøk forsøkt å dekomponere og anskueliggjøre hva de innebærer. Fokus på og drøfting av nettnytte i denne rapporten er todelt: En spesifikk del, der vi har synliggjort konkrete områder for tiltak og mulige nytteverdier som følge av dette. Balansemåling mellom forbruk i nettstasjon og hos underliggende kunder, effektiv jordfeilovervåking og nye muligheter for tariffering er områdene vi har sett på. Dette er nærmere beskrevet under <kapittel 6 Case studie Haugaland Kraft statistikker og kalkyleeksempler >. En generell del, der vi har drøftet og belyst ulike muligheter teknologi og funksjoner i AMS, og bruk av data fra AMS, sammen med andre tiltak kan gi i forhold til å realisere nytteverdier. Hensikten her er å etablere grunnlag for videre utvikling av metodikk for å vurdere nettnytte i videre arbeid og prosjekter. Den generelle delen er beskrevet i de tre etterfølgende kapitlene, 5.2, 5.3 og 5.4 nedenfor. I kapittel 5.2 beskrives nettnytte ut fra det vi har betraktet og drøftet internt i prosjektet. I kapittel 5.3 har vi vist et utsnitt av hvordan EPRI Electric Power Research Institute i USA, beskriver nettnytte Kapittel 5.4 viser utsnitt av sammenhengen mellom AMS og Smart Grid. 8

9 5.2 Nettnytte av AMS og Smart Grid Nettnytte er som nevnt et lite presist begrep. Det kan imidlertid deles inn i følgende kategorier: Økonomi (investeringskostnader, driftskostnader, tapskostnader, avbruddskostnader osv ) Leveringskvalitet (pålitelighet og spenningskvalitet) Sårbarhet (sikkerhet for kraftsystemet) Personsikkerhet (sikkerhet for personell og kunder) Miljø (lokalt, globalt ) Omdømme Innenfor disse kategoriene kan nettnytte identifiseres og analyseres nærmere, ut fra det enkelte nettselskaps strategi, og nett- og anleggsstatus, på konkrete, ønskede forbedringsområder. Noe eksempler på aktuelle områder er (eksemplene er ikke gjensidig utelukkende og bør systematiseres i videre arbeider): Nettanalyser, planlegging og prosjektering, eksempelvis nytteverdier fra bedre kvalitet på data, tilgang til sanntids data (forbruk, belastning, strøm, spenninger, leveringskvalitet og lignende), automatisert / mer effektiv datafangst (fremfor kalkulatoriske verdier fra eksempelvis KIS-systemer). Feilsøking og utbedring av jordfeil, eksempelvis nytteverdier fra mer effektiv varsling av jordfeil, raskere / effektiv deteksjon og utbedring av jordfeil og redusert risiko for skader, brann og lignende som følge av jordfeil. Feilsøking og utbedring av avbrudd / utfall, eksempelvis nytteverdier fra raskere / mer effektiv feildeteksjon, raskere gjeninnkobling, raskere / mer effektiv omkobling / gjeninnkobling av nettet, kortere og færre avbrudd (og reduserte KILE-kostnader), økt levetid på anlegg (gjennom redusert hyppighet av feil, kortslutninger, havari). Bedre leveringskvalitet, eksempelvis nytteverdier fra deteksjon og håndtering av avbrudd, færre og kortere, bedre spenningskvalitet, reduksjon av spenningsvariasjoner, som igjen kan gi, reduksjon av skader på utstyr / materiell hos kunder, reduksjon av følgeskader / produksjonstap, osv. Utkobling, reparasjon og vedlikehold, eksempelvis nytteverdier fra bedre utnyttelse av anleggskapasitet, bedre muligheter for planlegging av utkoblinger for reparasjon / vedlikehold, Overvåkning av tilstand og belastning i nettet, eksempelvis nytteverdier fra bedre datagrunnlag for utkobling / omkobling av anlegg som blir overbelastet, redusert risiko for utfall og havari (jf. distribusjonstransformatorer i vinterlast), redusert risiko for personskader som følge av havari, forenklet overvåkning av 9

10 nettstasjoner (dører, nullpunktsikring, vannivå, oljenivå på muffer / trafo og lignende), Forenkling / effektivisering av arbeidsprosesser generelt, eksempelvis nytteverdier fra automatisert datafangst for analyser og planlegging, mer effektiv jordfeildeteksjon og utbedring, effektiv balansekontroll, redusert omfang av feilretting / reparasjoner som følge av færre utfall / havarier. Forbedring av beslutningsgrunnlag, eksempelvis nytteverdier fra bedre kvalitet på nettdata, tilgang på sanntidsdata / data med bedre oppløsning (jf. reelle timeverdier vs. kalkulatoriske verdier fra KIS-systemer), bedre datagrunnlag for levetidsanalyser / optimalisering av levetid / optimalisering av rehabiliteringstidspunkt for anlegg Reduksjon av drift- og vedlikeholdskostnader, eksempelvis nytteverdier som følge av færre havari / utfall, redusert behov for reparasjon / vedlikehold, Reduksjon av KILE kostnader, gjennom færre / kortere utfall som følge av mer effektiv / forbedret belastningsovervåking og omkoblinger, forbedring av rehabiliteringsplaner for eldre / utsatte anlegg, bedre datagrunnlag i vedlikeholdsplaner, redusert antall kortslutninger, osv. Reduksjon av tapskostnader, eksempelvis nytteverdier fra lastutjevning, bedre utnyttelse av nettkapasitet, etablering av lokal produksjon, dynamisk lastrespons, forbedret balansemåling / -kontroll 2 (jf. reduksjon av umålt- og feilmålt energiforbruk). Reduksjon av investeringskostnader, eksempelvis gjennom bedre planleggingsdata / optimalisering av rehabiliterings- / utbyggingstidspunkt, økt levetid på anlegg (jf. reduserte havari, redusert overbelasning), optimalisert utnyttelse at nettkapasitet (jf. lastutjevning). 2 Se kalkyleeksempler under kapittel 6 10

11 5.3 Systematisk metodikk for vurdering av nettnytte Innledning Det ikke rett frem å analysere, beregne og kategorisere nettnytte innenfor de kategoriene og nytteområdene som nevnes i kapitlet ovenfor. Dette er særlig tilfelle dersom man ønsker å få til systematisk sammenligning av nytte / kostnad for på tvers av ulike tiltak innenfor ett prosjekt eller på tvers av ulike prosjekter. I arbeidet med å samle inn informasjon til prosjektet fikk vi et møte med The Norwegian Smart Grid Centre (heretter kalt Smartgridsenteret) i Trondheim, med Kjell Sand og Jan Onarheim. Hensikten med møtet var blant annet å drøfte begrepene Smart Grid og nettnytte, samt å få kartlagt aktuelle prosjekter innenfor det som skjer på området AMS og Smart Grid. Gjennom dette møtet fikk vi tilgang til ulike, nyttige rapporter og dokumentasjon. En av disse rapportene var en sluttrapport fra en større studie rundt nettnytte utført av EPRI Electric Power Research Institute i USA. Rapporten har tittelen Methodological Approach for Estimating the Benefits and Cost of Smart Grid Demonstration Projects, og er fra januar Rapporten presenterer et metodisk rammeverk og en standardisert tilnærming for beregning av kostnader og nytteverdier for Smart Grid Prosjekter (egentlig pilot prosjekter finansiert av EPRI / DOE Department of Energy). Rapporten og rammeverket beskriver blant annet grunnleggende kategorier av nytteverdier, hvem som er mottaker av / nyter godt av nytteverdiene, Smart Grid-funksjonalitet som fører til ulike nytteverdier og foreslår måter å beregne disse nytteverdier. Rapporten viser også en interessant 10 stegs tilnærming for å analysere kost-nytte i Smart Grid prosjekter, både gjennom et hypotetisk eksempel og gjennom en detaljert beskrivelse av de ti stegene i tilnærmingen Aktuelle utsnitt fra rapporten: Rapporten definerer nettnytte slik: Vi definerer begrepet "nettnytte" som en innvirkning (av et Smart Grid-prosjekt) som har verdi for et firma, en husholdning, eller samfunnet generelt. For å måle omfanget bør nytten kvantifiseres hvis mulig. I tillegg, for tilrettelegge for sammenligning av ulike tiltak bør nytten kvantifiseres økonomisk. 3 Rapporten kan lastes ned fra søk på rapportnavnet og last ned pdf-dokument 11

12 Rapporten beskrives eksempler på nettnytte som: Lavere strømutgifter til forbrukere. Eksempelvis på grunn av flatere lastkurver som følge av AMS applikasjoner og endringer i forbruksmønster på grunn av tariffer som kan gi insentiv til å redusere forbruk i høylastperioder. Reduserte overføringstap i transmisjon- og distribusjonsnett. Eksempelvis på grunn av optimaliserte T&D nett og etablering av produksjon nærmere forbrukssted (distribuert produksjon). Reduserte drifts- og vedlikeholdskostnader eksempelvis gjennom reduserte behov for drifts- og vedlikeholdsaktiviteter og reduksjon av feil / havarier på materiell. Reduserte flaskehalskostnader - gjennom økt overføringskapasitet i eksisterende anlegg Reduserte kostnader for strømbrudd, gjennom færre og kortere avbrudd. Bedre leveringskvalitet, gjennom færre momentanavbrudd, spenningsvariasjoner, spenningsfall og spenningsstigninger. Reduserte skader fra utslipp av klimagasser. Slik nytte kan komme fra lavere strømforbruk (f.eks redusert belastning ved at forbrukere reagerer på prissignaler eller informasjon om sitt forbruksnivå), reduserte nettap og av at produksjon fra ren energi erstatter strøm fra mindre rene kilder Økt levetid på produksjons-, transmisjons- og distribusjonsanlegg og dermed redusert samlet kapitalbehov ved at anleggene kan være i drift lenger før rehabilitering / utskifting. Rapporten kategoriser videre nettnytte i fire grunnleggende kategorier: Økonomisk - reduserte kostnader, eller økt produksjon til samme kostnad, som resultatet av økt systemeffektivitet og utnyttelse av anlegg. Leveringskvalitet - pålitelighet og spenningskvalitet: reduksjon i avbrudd og hendelser som følge av for dårlig leveringskvalitet Miljømessig - reduserte virkninger av klimaendringer og effekter på menneskers helse og økosystemer som følge av forurensning Sårbarhet og sikkerhet - forbedret leveringssikkerhet, økt cybersikkerhet, og reduksjoner i skader, tap av liv og skade på eiendom Innenfor hver av disse brede kategoriene finnes det ulike typer av nytteverdier. Kategoriene er definert slik for å være gjensidig utelukkende for at det skal kunne føres systematisk regnskap for ulike nytteverdier. Det er viktig å merke seg at Smart Gridfunksjoner som gir en type nytteverdi også kan føre til indirekte nytteverdier på andre områder. For eksempel vil tiltak som reduserer nettap (en økonomisk nytteverdi) indirekte kunne føre til at forurensende utslipp reduseres i tillegg (en miljøgevinst). Grupper som er mottakere av nettnytte beskrives slik: 12

13 Nytteverdier og kostnader av Smart Grid-systemer vil tilfalle ulike aktører. Det kan være vesentlig for disse, så vel som spekteret av interessenter, å kunne identifisere hvem som mottar forskjellige typer av nytteverdier, omfanget av disse, og hvem som får kostnadene. Det er tre grunnleggende grupper av mottakere av nytteverdier: Energiselskaper, innenfor produksjon, transmisjon og distribusjon som er Mange av nytteverdiene (og kostnadene) til energiselskapene videreføres til forbrukere, andelene vil variere fra tiltak til tiltak. Nytteverdier for energiselskapene kan være økt levetid på systemer og anlegg, reduserte driftsog vedlikeholdskostnader, reduserte tapskostnader, færre / kortere avbrudd (anm: ref. KILE-kostnader) og økt effektivitet / utnyttelse av anlegg. Kunder / sluttbrukere som er forbrukere av elektrisitet. De har tariffer og kraftprodukter der de kan dra nytte av endringer i priser og tjenester som tilbys av energiselskapene, og fra forbedringer i påliteligheten og leveringskvalitet. Nytteverdier for kundene kan være reduserte strømregninger, reduserte skader fra avbrudd / og bedre leveringskvalitet. Samfunnet generelt er mottaker av positive eller negative eksterne effekter (samfunnsøkonomiske gevinster eller -kostnader). Generelt er fordelene i denne kategorien reduksjon i negative eksterne effekter som forurensning og utslipp, følgeeffekter av store avbrudd og lignende. Positive eksterne effekter er generelt vanskelig å identifisere. Samfunnsmessige velferdsgoder knyttet effektivisering er ikke nødvendigvis reflektert i prisen på elektrisitet, makroøkonomiske fordeler som jobbskaping heller ikke (anm: jf. nye jobber hos leverandører i forbindelse med AMS). Slike nytteverdier er vanskelig å anslå, og er ikke behandlet i rapporten. Rapporten fra EPRI er omfattende, detaljert og informativ både med hensyn til metodikk, definisjoner og oversikt over andre studier og prosjekter innenfor Smart Grid. I tabell 4-7, fra side 4-16 i rapporten er blant annet en tabell med definisjon og beskrivelse av nettnytte (benefit) vist. Det lar seg dessverre ikke gjøre å synliggjøre alt dette i denne rapporten, så prosjektet anbefaler å laste ned rapporten, studere den nærmere og benytte relevante deler ved behov. På grunn av ulike forskjeller mellom kraftsystemet i USA og Norge, kan heller ikke alt som fremkommer av rapporten henføres direkte til Norske forhold. Metodikk, definisjoner, struktur, henvisningene til ulike prosjekter og studier, og ikke minst omfanget av systematisk arbeid som er langt ned i utarbeidelsen av rapporten, tilsier imidlertid at mye av det som beskrives i rapporten, med fordel kan bygges videre på i arbeidet med utvikling av tilsvarende metodikk for norske forhold. 13

14 5.4 Smart Grid Innledning Smartgridsenteret i Trondheim arrangerte 12. september i år en Smartgridkonferanse i Trondheim. 4 Konferansen var svært vellykket, med gode og aktuelle presentasjoner og bred deltakelse. Dette viser at Smart Grid-prosjekter i stadig større grad aktualiseres gjennom det forestående arbeidet med utrulling av AMS. Temaene på seminaret understreker også at AMS blir et viktig element i et fremtidig norsk Smart Grid. Flere av foredragsholderne, eksempelvis Vassdrags- og energidirektør Per Sanderud, administrerende direktør i Enova Nils Kristian Nakstad og professor Kjell Sand, påpekte imidlertid at Smart Grid er et vidtfavnende og lite konkret begrep. For å komme videre og skape bredde med gode, konkrete og effektive prosjekter, er det viktig at Smart Grid-begrepet dekomponeres og at Use-Case / testprosjekter synliggjøres Utsnitt fra internasjonalt arbeid / studier. EPRI skriver i den tidligere nevnte rapporten at Smart Grid, selv om det har vært et omtalt begrep i flere år, først nå aktualiseres i større og større grad. Med "Smart Grid" mener EPRI blant annet: En integrert rekke av teknologier, utstyr og systemer som leverer og utnytter digital informasjon, kommunikasjon og kontroll for å optimalisere effektiv, pålitelig, trygg og sikker leveranse av elektrisk energi. Håpet er at et Smart Grid vil være transformerbart og utnytte avansert teknologi for å optimalisere ytelsen av kraftsystemet og være til nytte for forbrukerne og samfunnet for øvrig, i tillegg til energiselskapene. Smart Grid vil muliggjøre bedre integrering mellom synkroniserte fasemåleenheter, høytemperatur superledende kabler, fleksibel AC transmisjon, avansert relevern og høyspennings DC-transmisjon, med AMS infrastruktur, avanserte sensorer, automatisert gjeninnkobling, automatisert spennings- / VAR-kontroll og energilagring på sekundærstasjoners distribusjonsnivå, med hjemmenettverk, autonom lastrespons, nye smarte apparater, plug-in hybrid kjøretøyer, distribuert energiproduksjon og integrerte bygningsautomasjonssystemer. Mange forventer at Smart Grid-teknologi vil også gi nytteverdier i form av tidsbasert (dvs. dynamisk) tariffering, tredjeparts tjenesteleverandører (f.eks lastrespons), og andre markedsaktører, konsepter og tjenester. I tillegg vil Smart Grid muliggjøre økt utbredelse av distribuert og fornybar energiproduksjon og teknologi som energilager, solenergi og vindenergi og plug-in hybridbiler. Noen av de mange beskrivelsene av 4 Presentasjonene fra seminaret kan leses / lastes ned fra smartgrids.no, finnes under fliken Seminarer på web-siden. 14

15 visjonen om et Smart Grid inkluderer de av FERC (2009), Masiello / KEMA (2008) og National Energy Technology Laboratory (NETL 2007a, b). En rapport fra National Energy Technology Laboratory (NETL 2007a) samlet mange av de teknologiene som et Smart Grid vil anvende. Teknologiene faller innenfor fem viktige teknologiområder, som illustrert i figuren nedenfor. IC i figuren står for Integrated Communications, som utgjør plattform for fire andre teknologiområdene. Sammenheng mellom viktige teknologiområder i Smart Grid, kilde EPRI Beskrivelsene i avsnittene ovenfor, jf. Smart Grid vil muliggjøre bedre integrering mellom viser hvor omfattende og komplekst dette området kan være. I figuren over ser imidlertid alt relativt enkelt ut, kanskje fordi all kommunikasjon mellom teknologiområdene er illustrert med enkle piler merket med IC / Integrerte kommunikasjonssystemer. Her ligger en av de store utfordringene i videre arbeid med AMS og Smart Grid fremover, Interoperabilitet eller systemers evne til å virke sammen - noe Kjell Sand påpekte i sitt foredrag under Smartgridkonferansen i Trondheim. Han siterte blant annet følgende fra Smart Grid projects in Europe - Lessons learned and current developments" - European Commission Joint Research Centre: Most Smart Grid benefits are systemic in nature as they arise from the combination of technological, regulatory, economic and behavioural changes. Most technologies are known, but the new challenge that these projects are now confronting is their integration. 15

16 De to figurene som er vist nedenfor er hentet fra M/490 Reference Architecture WG Framework for Smart Grid Architecture models 5. Figurene illustrerer elementer i en såkalt Smart Grid Architecture Model (SGAM) fra det pågående standardiseringsarbeidet. GWAC stack, fra Gridwise Architecture Council 6 Denne figuren illustrerer strukturen i behovet for interoperabilitet mellom ulike systemer og på ulike nivåer (komponentnivå, kommunikasjonsnivå, informasjonsnivå, funksjonsnivå og forretningsnivå). Neste figur tar det steget videre og illustrerer også sammenhengene mellom systemdimensjonen (fra produksjon til forbruk) og administrasjonsdimensjonen (hierarkiet i administrasjon av kraftsystemet). De ulike elementene og funksjonene i en AMS-løsning kan, på sammen måte som andre Smart-Grid løsninger, dekomponeres og plasseres i en slik arkitekturmodell. 5 Pdf-dokument kan lastes ned fra 6 For mer informasjon, se 16

17 Figur 1 Smart Grid Architecture Model Nasjonale utfordringer på dette området Arbeidet med AMS og Smart Grid i Norge er i støpeskjeen. Å sette riktig retning, få fremdrift på prosjekter og å synliggjøre konkrete resultater er viktig nå. Kjell Sand påpekte i sitt foredrag under den nevnte Smart Grid-konferansen i Trondheim at Norge mangler en Nasjonal Smart Grid-strategi og understrekte at en omforent strategi vil være til hjelp for beslutninger om nasjonale tiltak og satsinger. I påvente av en slik strategi står utfordringene i kø for nettselskapene som skal implementere sine respektive AMS-systemer. AMS utgjør er ett viktig, og kanskje grunnleggende element i et fremtidig Smart Grid, og så langt kan det vel hevdes at den nasjonal strategien også for AMS må videreutvikles. 17

18 Noe av det vi har forsøkt å få til i dette prosjektet er å synliggjøre viktige elementer i dette arbeidet. Et viktig poeng som kan trekkes ut fra dette kapittelet om Smart Grid er at nettnytte fra prosjekter relatert til AMS og Smart Grid stort sett bare kan realiseres gjennom å sikre at ulike systemer og løsninger virkelig er interoperatible. Det vil si at hver enkelt funksjon i et sammenhengende system virker i praksis (for eksempel måling av belastning hos kunder og i nettstasjoner) og at funksjonene kommuniserer effektivt sammen (at informasjon om belastning i nettstasjon kan sammenlignes direkte med belastningen hos respektive underliggende kunder) Ulike AMS-leverandører kan både ha rett, og ha de beste hensikter, når de for eksempel hevder å ha integrasjonsløsninger mot andre systemer på plass, og har funksjonalitet på plass mht. funksjonalitet for måling av jordfeil, spenningskvalitet og avbrudd. En stor utfordring med hensyn til å sikre sann interoperabilitet mellom AMS, GIS, DMS og SCADA, mot funksjonalitet for jordfeilvarsling, spenningskvalitet, og lignende, er at slike integrerte løsninger pr. i dag har svært liten utbredelse og de er i liten grad om i det hele tatt testet i praktisk større skala. En varig infrastruktur for AMS, som igjen vil utgjøre en viktig plattform i et fremtidig Smart Grid med hensyn til kommunikasjon til / fra kunder og styring av ulik funksjonalitet hos kunder, er avhengig av fleksibilitet, skalerbarhet, standardisering, og ikke minst av at det bygges tilstrekkelig kompetanse og kapasitet både internt i nettselskapene og på leverandørsiden. Det er mye som kan feile i et AMS-prosjekt selv om rent funksjonelle krav til målere og kommunikasjon isolert sett er ivaretatt. Derfor er det viktig at nettselskapene tar høyde for / sikrer at alle relevante behov og krav blir dokumentert godt nok i respektive kravspesifikasjoner og anskaffelsesprosesser. Videre er det viktig at alle krav og behov testes og følges opp systematisk, før løsninger godkjennes og settes i drift. 18

19 6 Case studie Haugaland Kraft statistikker og kalkyleeksempler 6.1 Om Haugaland Kraft Haugaland Kraft sitt distribusjonsnett dekker et omfattende og variert område på over kvadratkilometer med omlag innbyggere i åtte kommuner. Kommunene er Haugesund, Karmøy, noe av Vindafjord (gamle Vindafjord kommune), Tysvær, Bokn, Utsira, Sveio og Sauda samt noe av Suldal kommune. Haugaland Kraft Nett har fremskaffet og stilt til rådighet datagrunnlag og statistikk som grunnlag for kalkyleeksemplene som vises nedenfor. Videre har Haugaland Kraft bidratt aktivt i analyser, drøftinger i forhold til nettnytte, i møter og i utarbeidelse av denne rapporten. Haugaland Kraft har også gjennomført en relativt omfattende vurdering og dokumentasjon av nettnytte i forhold til egne anlegg, behov og krav. Detaljene i denne dokumentasjonen er både på grunn av selskapsintern informasjon / data, og omfang, utelatt i rapporten. Dersom andre nettselskaper ønsker nærmere tilgang til slik informasjon kan henvendelser om dette rettes direkte til Haugaland Kraft Nett. 6.2 Beskrivelse og oppsummering av case-studien Ambisjonen for case-studien i Haugaland Kraft nett var: Datafangst for og kategorisering av nettstasjoner Vurdering av nytteområder / -verdier ved innføring av måling-, overvåking-, styring av nettstasjoner Jordfeil i lavspenningsnettet systematisering av statistikk og vurdering av effektive håndteringsrutiner for varsling og utbedring. Balansemåling potensial for å redusere umålt- / feilmålt forbruk hos nettkunder, segmentering / utvalg av stasjoner. Vurdering av testprosjekter på aktuelle nettstasjoner for å: o Teste ut datainnsamling, lagring, rapportering og analyse o Teste ut teknologi, funksjonalitet og rutiner for jordfeilvarsling, balansemåling, diverse måling / overvåking og styring o Andre ønskede / aktuelle testpunkter? o Vurdere / verifisere installasjonskostnader Av praktiske årsaker, ikke minst at Haugaland Kraft Nett har vært midt i en hektisk periode i forhold til anskaffelse av AMS, var det ikke mulig å få utført testprosjekter. De 19

20 øvrige punktene er imidlertid gjennomført. Haugaland Kraft Nett har lagt ned en god del arbeid i fremskaffe statistikk for nettstasjoner og jordfeil og har deltatt aktivt i prosjektet med å vurdere ulike nytteverdier. Drøfting og systematisering av nytteverdier generelt er beskrevet tidligere i rapporten. I dette kapittelet er data og statistikk i forhold til balansemåling og jordfeil vurdert. 6.3 Balansemåling - datagrunnlag og statistikker. En viktig nettnytteverdi ved overvåkning av nettstasjoner er balansemåling, i forhold potensial for reduksjon av feil- og umålt forbruk. Balansemåling betyr i korte trekk at en måler energiflyten gjennom nettstasjonen og sammenligner med summen av forbruk hos underliggende. Dersom det er større differanse enn det tapsprosenten i det aktuelle nettområdet skulle tilsi, er det umålt eller feilmålt energi i en krets. Dette må da undersøkes med feltkontroll ute hos kundene i kretsen. Dersom en finner umålt energi er nytteverdien av dette beregnet som 3 år tilbake i tid og to år frem i tid. Etter dette vil inntektsrammene føre til at effekten forsvinner, riktignok vil en bli marginalt mer effektiv, men dette er ikke beregnet. Spørsmålet er da hvilke nettstasjoner / kategorier av nettstasjoner det er lønnsomt å ha balansemåling på. I og med at det må utføres feltkontroll for å finne hvilke anlegg som er feilmålt eller umålt, er det naturlig å tenke at nettstasjoner med høy omsetning og lite antall kunder er et naturlig utgangspunkt. I statistikkgrunnlaget vi har arbeidet ut fra, med nærmere 1000 nettstasjoner, utgjør kunder med trafomålte anlegg 49% av total omsetning. Samtidig utgjør antallet av kunder med trafomålte anlegg av til sammen kunder, det vil si at 8 % av kundemassen har trafomålte anlegg, men de står for 49 % av omsetningen. 94% av de trafomålte anleggene er tilknyttet nettstasjoner som også forsyner direktemålte anlegg. 6% er tilknyttet nettstasjoner som utelukkende forsyner trafomålte anlegg, og antall kunder på slike nettstasjoner varierer mellom 1 og 13, i gjennomsnitt 1,7 kunder pr. nettstasjon. Dette er et interessant spor for videre arbeid med praktisk uttesting av balansemåling. I neste kapittel er potensialet for balansemåling drøftet og vurdert ut fra statistikkgrunnlaget Oversikt over nettstasjoner i Haugaland Kraft 20

21 Haugaland Kraft har totalt 2151 nettstasjoner. Dette er fordelt på 1357 på bakken i kiosk eller i bygg og 794 i mast. Stasjonene på bakken har 6 ganger så høy omsetning som stasjonene i mast. Dette er vist tabell 1 nedenfor. Antall Antall [%] Omsetning [GWh/år] Omsetning [%] Nettstasjoner totalt ,00 % ,00 % Nettstasjoner - bakken ,09 % ,06 % Nettstasjoner - mast ,91 % ,94 % Tabell 1. Fordeling av nettstasjoner i kiosk og nettstasjoner i mast Av nettstasjoner i kiosk er det 362 som er bygd / ombygd etter nye forskrifter, mens for 995 av nettstasjonene gjelder gammel forskrift uten krav til overvåkning. Av nettstasjonene i mast er 257 ombygd, mens 274 gjenstår og vil bli ombygd innen 2015 (263 mastetrafoer trenger ikke ombygging for å tilfredsstille FEF 2006). Noen vil bli stående i mast og vil bli betjente fra bakken mens de resterende vil bli flyttet ned på bakken. 86 er flyttet ned på bakken, mens 257 fremdeles er i mast. Dvs. at ca. 25% av nettstasjonene i mast er flyttet ned. En antar derfor videre den samme fordeling på de resterende 274 nettstasjonene. Se tabell 2 nedenfor. Antall Antall [%] Omsetning [GWh/år] Omsetning [%] Nettstasjoner - bakken ,09 % ,06 % I hht FEF ,83 % 118 8,69 % Ikke i hht. FEF ,26 % ,37 % Nettstasjoner - mast ,91 % ,94 % Ombygget i hht. FEF ,95 % 48 3,58 % Må ombygges - FEF ,74 % 80 5,92 % Ikke behov for ombygging ,23 % 60 4,44 % Tabell 2. Andel nettstasjoner etter gammel og ny forskrift (FEF 2006.),status pr. januar

22 86 mastetrafoer er flyttet ned på bakken og har krav om overvåkning. Se tabell 3 nedenfor. Nettstasjoner - I hht FEF 2006 Nye - FEF 2006 (Ca 242 TN nett) Mastetrafo ombygget til kiosk Antall Antall %] Omsetning [GWh/år] Omsetning [%] ,83 % 118 8,69 % ,83 % 85 6,28 % 86 4,00 % 33 2,41 % Tabell 3. Andel nettstasjoner på bakken etter ny forskrift Det betyr at Haugaland Kraft har krav til jordfeilovervåkning på ca. 120 nettstasjoner i dag. Dermed har 5.58% av nettstasjonene kommunikasjonsløsning i dag som kan brukes til AMS. Se tabell 4 nedenfor. Status 2012 Antall Antall [%] Omsetning [GWh/år] Omsetning [%] Nettstasjoner - I hht FEF ,83 % 118 8,69 % 2006 Nye/ FEF 2006 (TN nett) Ca ,25 % 85 5,51 % På bakken (IT /TTnett) Ca ,58 % 33 3,18 % Tabell 4. Andel nettstasjoner etter ny forskrift fordeling mellom TN og IT nett Videre betyr dette at Haugaland Kraft får krav til jordfeilovervåkning på ca. 270 nettstasjoner i Dermed vil da 12% av nettstasjonene få en kommunikasjonsløsning som kan brukes til AMS. Se tabell 5 nedenfor. Status 2016 Antall Antall [%] Omsetning [GWh/år] Omsetning [%] Nettstasjoner - I hht FEF ,0 % % Nye - FEF 2006 (TN nett) Ca ,0 % % På bakken (IT /TTnett) Ca ,00 % 77 6 % Tabell 5. Andel nettstasjoner med krav til jordfeilovervåkning. 22

23 6.3.2 Oversikt nettstasjoner i forhold til balansemåling I forhold til balansemåling har vi valg å dele nettstasjonene opp i tre grupper: Gruppe 1 nettstasjoner som sannsynligvis er lønnsomme i forhold til overvåking Gruppe 2 nettstasjoner som kan være lønnsomme i forhold til overvåking Gruppe 3 nettstasjoner som sannsynligvis ikke er lønnsomme i forhold til overvåking Status 2012 Antall Antall [%] Nettstasjoner med trafomålte anlegg ,47 % Nettstasjoner med trafomålt forbruk over kwh ,20 % Nettstasjoner med trafomålt forbruk under kwh ,27 % Tabell 6. Oversikt over nettstasjoner med trafomålte anlegg oppdelt i grupper over og under trafomålt forbruk. Det er for trafomålte anlegg det er mest umålt energi fordi det er kwh-måler med 3 målersystemer har 10 ledninger som skal tilkobles. Dette gir oss kombinasjonsmuligheter, 6 av disse gir rett måling. Denne oversikten viser at 978 nettstasjoner har trafomålte anlegg. Av disse har 370 et forbruk på over kwh kwh er valgt som grense da det må være et visst volum skal det lønne seg å sende ut noen for å gjøre en balansekontroll. Det er mulig en bør gå ned til kwh etter hvert som en får erfaring. Iterasjon 1 Gruppe 1 antatt mest lønnsom Gruppe 3 antatt minst lønnsom for overvåkning Gruppe 1 Nettstasjoner med krav til isolasjonsovervåkning bygget etter FEF nedbygd fra mast Gruppe 1 Nettstasjoner med over kwh i trafomålte anlegg minus andel antatt bygget etter FEF2006 Gruppe 2 Nettstasjoner på bakken ikke bygget etter FEF 2006 Antall Antall [%] Omsetn. [GWh/år] Omsetn. [%] 120 5,6 % 118 3,2 % ,2 % ,8 % ,3 % ,1 % Gruppe 3 Nettstasjoner Nettstasjoner i mast ,9 % ,9 % Totalt ,00 % ,00 % Tabell 7. Oversikt over antall anlegg med krav til overvåkning samt lønnsomhetsgruppering for de anlegg som er aktuelle for balansemåling. 23

24 6.3.3 Iterasjon 1 Ca. 120 eller 5,6 % av Haugaland sine nettstasjoner som står for 3,2% av energien er bygd etter FEF 2006 og har jordfeilovervåkning og bør vurderes brukt til innsamling av måledata. Detten antallet øker til ca. 270 i eller 17,2% av Haugaland sine nettstasjoner som står for 43,8% av energien har over kwh i omsetning i trafomålte anlegg og antas å være de mest lønnsomme for balansemåling. Iterasjon 1 Gruppe 1 antatt mest lønnsom Gruppe 3 antatt minst lønnsom for overvåkning Feil prosent [%] Umålt [kwh]/ nettstasjon Tap[kr/år]/ nettstasjon Total besparelse 5 år Gruppe 1 Nettstasjoner med krav til 1,00 % isolasjonsovervåkning bygget etter FEF nedbygd fra mast Gruppe 1 Nettstasjoner med over kwh i 3,00 % trafomålte anlegg minus andel antatt bygget etter FEF2006 Gruppe 2 Nettstasjoner Kiosk ikke bygget etter FEF 3,00 % Gruppe 3 Nettstasjoner Nettstasjoner i mast 1,00 % Tabell 8 viser de samme anleggene som tabell 6 men her med feilprosent umålt og total besparelse Dersom en ser videre på tallene og antar en feilprosent på 3% for de trafomålte anleggene vil dette utgjøre umålt energi på kwh for 323 nettstasjoner som med en kraftpris på 35 øre/kwh og en tilbakebetaling på 3 år ekstra inntekter i 2 år utgjør kr. Det er gjennomsnittlig 4,12 trafomålte kunder for de anlegg som har over kwh og kostnaden for feltkontroll beregnes til ca kr for en nettstasjon. Det betyr en netto på kr. Med 370 nettstasjoner betyr dette en ekstra inntekt på 17,2 MNOK. I tillegg vil en bli noe mer effektiv i forhold til NVEs modell Indikativ nettnytte av balansemåling Kostnaden med å installere overvåkningen kommer i tillegg og beregnes til pr nettstasjon kr etter 10 år i en analyseperiode på 20 år kr = kr Dette er likevel en sum er får en avkasting på i forhold til NVEs regulering og dersom en velger et avkastningskrav på 8% får en ca. 75% av investeringen igjen på 24

25 inntektsrammen over 20 år, som gir en nåverdi av investeringen på ca. -1 mill. Det totale regnestykket med 8% avkastning blir da: 17,2 mill 1 mill, dvs. netto 16,2 millioner med 8% avkastning. Potensiale for HK er dermed på rundt 16 MNOK i forhold til balansemåling for de mest lønnsomme nettstasjonene Er 3% rett - metodikk / test for verifikasjon. Det kritiske er her om 3% er rett. Dette er ikke lett å finne ut av. En mulighet for å teste dette er å velge ut de nettstasjonene som bare har trafomålte anlegg og har forbruk over kwh som betyr at de er timesmålte i dag. Det er ca. 140 stk. nettstasjoner med bare timesmålte anlegg. Av disse igjen har ca. 100 nettstasjoner bare kunder med et forbruk på over kwh. I dette utvalget vil en kunne se om det finnes avvik som vil gi en indikasjon i forhold til hvilken feilprosent en skal bruke som estimat. Det kritiske er her om 3% er rett. Dette er ikke lett å finne ut av. En mulighet for å teste dette er å velge ut de nettstasjonene som bare har trafomålte anlegg og har forbruk over kwh som betyr at de er timesmålte i dag. Det er for HK 140 stk. nettstasjoner med bare timesmålte anlegg. Av disse igjen har ca. 100 nettstasjoner bare kunder med et forbruk på over kwh, som igjen betyr at HK har disse timesverdiene. Av disse 100 nettstasjonene er kanskje noen bygd etter eller oppgradert etter 2006 der en har overvåkning og tilgang eller lett kan få tilgang til en balansemåling i dag. I dette utvalget vil en kunne se om det finnes avvik som vil gi en indikasjon i forhold til hvilken feilprosent en skal bruke som estimat Konklusjon i dag Det er da 120 anlegg som har overvåking og som kan ligge til rette for å være innsamlingspunkt for AMS. Fordelen er her at det allerede er etablert kommunikasjon til nettstasjonen. 370 anlegg synes som om det er lønnsomt å etablere balansemåling for i tillegg vil disse også kunne være innsamlingspunkt for AMS. Det betyr at totalt 490 nettstasjoner har lovpålagt krav til overvåking eller at det er lønnsomt med balansemåling. Dette utgjør 22,7% av nettstasjonene. Forutsetninger 2 mot 2017: Mastetransformatorer her er 86 av 257 dvs. 25% er nedbygd, antar derfor at av de resterende 274 nettstasjoner i mast som skal bygges om i hht. FEF 2006, blir 25% bygget ned i kiosk. Nye nettstasjoner er ca. 30 pr år, dvs. en økning på 150 nettstasjoner frem til år

26 6.3.7 Konklusjon mot år 2017 Det er da nye og 134 nedbygde totalt 404 som har overvåking og som kan ligge til rette for å være innsamlingspunkt for AMS. Fordelen er her at det allerede er etablert eller må etableres kommunikasjon til nettstasjonen. I tillegg vil det være ca. 30 som har et trafomålt forbruk over kwh. Dette betyr at totalt 774 nettstasjoner har lovpålagt krav til overvåking eller at det er lønnsomt med balansemåling. Dette utgjør ca. 33 % av nettstasjonene. Dersom en snur på argumentasjonen skal AMS rulles ut i løpet av Kan en i tillegg få overvåkning av flest mulig nettstasjoner er dette en stor fordel. Ved en PLC teknologi får en kommunikasjon mellom kunder og nettstasjonen med på kjøpet, og dermed antatt god tilrettelegging for balansemåling. For radio / GPRS må denne logikken mellom kunder / målere løses i sentralsystemet. I vurdering mellom radio og PLC bør en derfor ta hensyn til at en for PLC får en ekstra nytteverdi i forhold til overvåkning av nettstasjonene. Hvor mange nettstasjoner ut over de som er bygd etter FEF og de som det lønner seg med balansemåling for bør HK i tillegg ha overvåking på? Nettstasjoner med stort innslag av veilys/umålt veilys kan det også være fornuftig å teste ut balansemåling på. 26

27 6.4 Sikker jordfeilovervåkning Vi har sett på balansemåling i kapittel 6.4. Balansemåling ser ut til kanskje å være det mest lønnsomme i forhold til overvåking av nettstasjoner. Men det er et viktig spørsmål til: Dersom det er mulig å sikkert finne jordfeilen i en installasjon kan nettselskapet unngå en utrykning etter 5-2 i FEF FEF Isolasjon Anleggets isolasjonsnivå skal være tilpasset anleggets utførelse slik at pålitelig drift sikres. Anlegget skal ha automatisk utkopling eller feilindikasjon ved jordfeil i anlegget eller tilknyttede installasjoner. Ved jordfeil i anlegget eller tilknyttede installasjoner må jordfeilen utbedres eller utkobles snarest mulig og senest innen 4 uker. Et sentralt spørsmål: Kan en glemme IT anleggene? Nei, mange vil bli stående i mange år fremover. Jordfeilovervåkning er en utgift for nettselskapene og dersom en skal kunne oppnå en besparelse her må jordfeilen måles så eksakt at en kan bestemme hvilken kunde som har den. Dersom dette kan gjøres kan en redusere utrykninger som følge av jordfeil En forenklet betraktning 1 årsverk i jordfeilsøk pr kunder/ trafoer, 1 årsverk koster kr. Jordfeilovervåking koster ink installasjon kr for til kunder blir det 5-7,5 MNOK. Sikker jordfeilovervåkning gir 13,3-20% avkastning. Dette betinger at en slipper å rykke ut for å finne jordfeilen, men kan sende brev, eller ringe den aktuelle kunden. Et nettselskapet som har svært god erfaring med jordfeilovervåking ute hos kunden er Kvam Kraftverk, som er det lokale nettselskapet i Kvam Kommune. Resultatene derfra viser at jordfeilovervåkingen fungerer svært bra, resultatet er at: En finner jordfeil raskere En finner forbigående jordfeil en ellers ikke ville funnet, dvs. unngår måtte rykke ut flere ganger unødig En reduserer kostnaden med å finne jordfeil En får bedre kundeoppfølging og omdømme Det er og viktig at RENs rutine for vasking av jordfeil vert brukt. REN blad 6025 beskriv dette, der følgjande alarmgrenser skal vere satt i systemet: Feil på vern i nøytralpunktet med varighet mer enn 24t Stående jordfeil. Mer enn 24 t Mer enn 5 feil på over 2t i løpet av ei veke Mer enn 25 % av tiden over en uke med jordfeil 27

28 Enheter som ikke har gitt melding de siste 24 t Det skal være mulig å sette egne alarmgrenser. Uten disse grensene for vasking er det umulig å holde oversikten over de jordfeil en skal betrakte jordfeil i de anleggene som nettselskapene er pålagt å overvåke. Ulemper med jordfeilmåling er at måletrafoen er litt liten. Det bør utvikles en måletrafo som er litt større og mer tilpasset målerdekselet. I tillegg bør det og bli mulig å måle jordfeil på enfasemålerne, men dette kan en unngå ved å installere trefasemålere hos alle kunder som riktignok er noe dyrere Avansert modell Retta sikker jordfeilovervåkning, kategorisering av nettstasjoner: Alle TN nett faller selvsagt bort Nettstasjoner med mange observerte jordfeil 15% Utvalg av nettstasjoner bygd etter FEF 2006 her er statistikken høyere Nettstasjoner med bygg/byggefelt opp før felles jordfeilbryter på 30 ma(1977) Områder med eldre bebyggelse der det er liten fornyelse. Mindre oppgraderingstakt av el installasjoner Områder som har lang reisetid, reisetid er en stor del av jordfeil kostnaden Jordfeilstatistikken til Haugaland Kraft Nett omfatter 188 nettstasjoner og totalt 1062 feil i perioden 2007 til og med Antall feil Antall stasjoner Totalt antall feil

29 Aksetittel nettstasjoner utgjør kun 8,7% av nettstasjonene. Oversikt over antall nettstasjoner og antall jordfeil rapportert fra kundene i perioden 2007 til Antall feil Antall stasjoner Dersom en skal prøve å få en sikker overvåking av jordfeil helt ut til kundens installasjon kan det være et poeng å starte med disse 188 stasjonene. Disse stasjonene vil kunne deles i to grupper. 1. De stasjonene som er bygd etter FEF De stasjonene som ikke er bygd etter FEF 2006 (omfatter mesteparten) Dersom hver jordfeil koster 2 mann 4 timer å finne ut av blir kostnaden pr. jordfeil 8*650kr = kr. Dvs. jordfeilene har kostet HK kr i den perioden det er målt. Der nettstasjonene som har 5 feil eller mer står for 855 av feilene og av kostnaden. Årlig vil dette utgjøre en kostnad på kr. Over analyseperioden på 20 år vil dette utgjøre en nåverdi på 8,6 mill. 29

30 Dersom en innfører sikker overvåking på alle nettstasjoner med mer enn 5 feil blir dette 100 nettstasjoner. Dersom disse har 25 kunder pr nettstasjon og det koster 500 kr pr. måler koster dette til sammen 1,25 MNOK. Igjen vil denne investeringen gi en avkastning og med 8% avkastningskrav kan en se bort fra 75% av investeringen og står da igjen med en besparelse på ca.7,6 MNOK. Men en må også ha saksbehandlere som kontakter og varsler kundene om jordfeil og det er ikke sikkert en slipper en utrykning i forhold til forbigående jordfeil. Administrasjonskostnaden for 170 feil i året er svært liten i forhold til kr/år. Men om det koster 1 timer pr feil gir dette en kostnad på kr. Trekker en fra dette står da igjen med en besparelse på ca.6,6 MNOK. Men antall jordfeil vil øke, spesielt der en oppgraderer en nettstasjon eller flytter en nettstasjon i luft ned på bakken (10 til 20 ganger økning av antall jordfeil er anslått). Dersom HK skulle brukt like mye ressurser som i dag på å finne jordfeilene om dette bare multipliseres med faktoren 10 ville det bety utgifter på 8,8 millioner pr. år. Det er mulig for HK å teste ut sikker jordfeilovervåking for et utvalg av disse 100 nettstasjonene. Resterende 88 nettstasjoner: Disse har 207 feil, dvs 41 feil i året og koster kr/år som blir kr/år Trekker man fra administrasjon på 1 time pr. feil utgjør dette kr/år. Netto besparelse er da Investeringen er Dette gir en avkastning på 17%. Og nåverdi på kr. 30

31 6.4.3 Potensial for jordfeilovervåkning i Haugaland Kraft Nett For de nettstasjoner med over 5 observerte feil fra 2007 til 2011 utgjør en investering på i sikker jordfeildeteksjon hos kundene Dette vil redusere utgifter på kr pr. år. Dette gir en avkastning på 61%. Og utgjør en nåverdi i analyseperioden på 20 år på 6,6 millioner. De resterende 88 nettstasjonene med observerte jordfeil er også lønnsomme i forhold til sikker jordfeilovervåkning. Det er interessant å merke seg at disse 188 nettstasjonene utgjør bare 8,7% av det totale antall nettstasjoner til HK Hvilke nettstasjoner bør vurderes for sikker detektering av jordfeil? Sikker jordfeildeteksjon bør vurderes på alle nettstasjoner som har 3 eller flere registrerte jordfeil i løpet av de 5 siste årene. Sikker jordfeildetektering bør vurderes installert om det ikke er jordfeilbryter i kundens installasjon. Nettstasjoner med 230V IT nett oppgradert etter FEF2006 der en har en eldre bygningsmasse bør ha sikker jordfeildeteksjon, dette omfatter også mastetransformatorer som settes på bakken. Her er jo ofte reisetiden også mye større. Sikker jordfeildetektering bør vurderes installert om det ikke er jordfeilbryter i kundens installasjon. I ca ble krav om jordfeilbryter i landbruksinstallasjoner innført. I 1977 innførte myndighetene krav om at det skulle installeres jordfeilbryter og jordfeilvarsling (hovedbryter og bryter på kurser til våtrom osv. ) i henholdsvis TT og ITnett. Noen nettselskap vil ha en mindre andel IT anlegg enn HK, men mange vil ha en mye større andel IT anlegg. 31

32 Iterasjon 1 Gruppe 1 antatt mest lønnsom Gruppe 3 antatt minst lønnsom for overvåkning Gruppe 1 Nettstasjoner med krav til isolasjonsovervåkning bygget etter FEF nedbygd fra mast Gruppe 1 Nettstasjoner med over kwh i trafomålte anlegg Gruppe 1 Nettstasjoner med mer enn 3 jordfeil siste 5 år Gruppe 2 Nettstasjoner på bakken ikke bygget etter FEF 2006 Antall Antall [%] Omsetnin g [GWh/år] Omsetning [kwh/år] ,00 % 77 5,6 % ,2 % ,0 % 122 5,6% 39 3,8% ,4 % ,3 % Gruppe 3 Nettstasjoner Nettstasjoner i mast ,0 % ,8 % Totalt ,00 % ,00 % I 2016 er en pålagt å ha overvåkning på 270 nettstasjoner det er lønnsomt med balansemåling på 370 nettstasjoner og det er lønnsomt med jordfeilvoervåkning på 122 nettstasjoner. Dette utgjør 34,8% av nettstasjonene og 59,4% av energien Overvåkning av andre parametere I tillegg til balansemåling og jordfeilovervåkning ser Haugaland Kraft en del nytte i følgende overvåkning. Melding om avbrudd (og brudd i høyspentsikringer ) Belastningsmåling Input til (Netbas)beregninger Signal fra kortslutningsindikatorer i høyspent fordelingsnett Overvåking av strømmer i høyspent fordelingsnett Temperaturovervåking i nettstasjon Registrering av avbrudd Spenningsmålinger Melding om avbrudd (brudd ) Grunnlag for vedlikeholdstiltak 32

33 I forhold til de opplistede nytteverdier kan det være et godt utgangspunkt å se på nettstasjoner med trafomålte anlegg. Det er da mulig at en kan beregne ytterligere lønnsomhet i gruppen på 370 nettstasjoner i tillegg til å få med seg flere av gruppen på 978 nettstasjoner, der både KILE og vedlikeholdskostnader er antatt å være høyest. Status 2012 Antall Antall [%] Nettstasjoner med trafomålte anlegg ,47 % Nettstasjoner med trafomålt forbruk over kwh ,20 % Nettstasjoner med trafomålt forbruk under kwh ,27 % 33

34 6.5 Tariffering Utdrag fra forskriftene for tariffering: Prinsipper for utforming av punkttariffer Alle nettselskapene er ansvarlige for at det utarbeides tariffer som er punktbaserte etter følgende prinsipper: d) tariffene skal utformes slik at de i størst mulig grad gir signaler om effektiv utnyttelse og effektiv utvikling av nettet. e) tariffene kan differensieres etter objektive og kontrollerbare kriterier basert på relevante nettforhold Alminnelige regler for tariffering Tariffene for uttak og innmating av kraft skal utarbeides etter følgende grunnstruktur: a) bruksavhengige tariffledd som varierer med kundens løpende uttak eller innmating av energi. b) andre tariffledd Bruksavhengige tariffledd Bruksavhengige tariffledd består av energiledd og kapasitetsledd. Energileddet skal som hovedregel fastsettes på grunnlag av marginale tapskostnader i nettet. Nettselskapene kan fastsette kapasitetsledd slik at det skapes balanse mellom overføringsbehov og nettkapasitet. Kapasitetsleddet kan benyttes når overføringsbehovet overstiger kapasiteten i nettet Andre tariffledd Andre tariffledd skal dekke nettkostnader som ikke dekkes gjennom bruksavhengige tariffledd Mål med nett tariffering Forskriftene til energiloven forutsetter en todelt tariff, hvor den ene delen består av et bruksavhengig ledd og den andre delen et bruksuavhengig ledd. Marginalkostprinsippet ligger til grunn for det bruksavhengige leddet og resten av inntektsbehovet skal dekkes av et fast ledd. Dette gir rammebetingelsene for hvordan tariffene skal fastsettes. Tariffen skal oppfylle følgende behov: Dekke inn kostnader for netteier Ivareta effektivisering for netteier 34

35 Ivareta samfunnsøkonomisk effektivisering. Nettselskapets kostnader er knyttet til variable og faste kostnader. For nettselskapet skal følgende kostnader dekkes: Energitap i ledningsnett og transformatorstasjoner. Oppgradering av eksisterende nett og installasjoner Drift og vedlikehold Kompensasjon for ikke levert energi Investeringer i nett og installasjoner Administrasjon Tariffering etter dimensjonerende kriterier Dimensjonerende kriterier er: Investeringer Drift og vedlikeholdskostnader Tap Avbruddskostnader Flaskehalskostnader Den dominerende av disse kostnadene er ofte investeringskostnaden. Som gir spørsmålet hvordan kan en tariffere for å holde nede investeringskostnaden. Normalt benyttes fire ulike prinsipper for fordeling av fast kostnader. Dette er: 1. Prisutjevning (det er like fastledd, energiledd og effektledd til alle kunder) 2. Kostnadsansvarlig tariffering( de som påfører en kostand må betale for eksempel anleggsbidrag 3. Ramsey tariffering (De med lavest priselastisitet prises høyest) 4. Incentiv tariffering (tariffen skal påvirke forbruket til å minimalisere nettselskapets kostnader) AMS gi muligheten til å tenke nytt i forhold til tariffering. En incentivtariffering gjennom et høyt effektledd om vinteren vil gi incentiv til å dempe effektuttaket og kunne utsette fornyelser og reinvestering i nettet. Det samme skjedde for de kunder som fikk timesmåling når en gikk ned til kwh. Landsgjennomsnittet pr.kw/år er på 1180 kroner mens HK ligger på rundt 1260 kr/kw. For HK sitt vedkommende kan det være aktuelt å vurdere tariffer med et høyere effektledd. Fastledds som dekker felles administrative kostnader Effektledd på kr/kw 35

36 Energiledd på 8-10 øre/kwh Effekttariffering og tapsbesparelse Effekttariffering og tapsbesparelse er uavhengig av om en nettstasjon overvåkes eller ikke. Men det er en fordel å kunne ta ut sammen lagrede data i form av en overvåking for å kunne beregne mer eksakt på nettstasjonsnivå. HK endrer tariffene til 800 kr/kw målt som gjennomsnitt på de tre høyeste effekt toppene i løpet fra oktober til mars. + 8 øre/kwh Redusert utbyggingstakt Velanderkoeffisientene HK bruker er tilpasset vestlandet og er som følgende: V1= V2= Med utgangspunkt i et konkret hus med forbruk på kwh får en da makslast på 9 kw. Med varmekabler på 1,5 kw og vvb på 2 kw kan en sikkert redusere dette med minst 1,5 kw. Da er kunden i 7,5kW. Brukstida går fra til timer. Besparelsen blir kr/år. gitt 1000 kr/kw. Dersom en endrer Velanderkoefisienten til 0,00013 og 0,016 treffer en akkurat. V1= V2= Beregninger Beregninger med svingmaskin (en 11- eller 22 kv ssk i stasjonen ) i fem av totalt 15 sekundærstasjoner i Haugaland Kraft sitt nett. I beregningene inngår både høyspent fordelingsnett og lavspent fordelingsnett. Omregningskode P for kunder med forbruk > kwh og deres effektuttak er som før (de som per i dag har effekttariff ). For resterende kunder, hvor makseffekten beregnes ut fra velanders formel, er velanderkoeffisientene V1 endret fra 0,00015 til 0,00013 og V2 endret fra 0,020 til 0,016 i henhold til avsnittet ovenfor. Det ble utført sammenlagring per seksjon i lavspentnettet. Beregningsresultatene viste at det var litt avvik i beregningsresultatene for stasjonene, men den ene sekundærstasjonen i Haugesund by skilte seg noe ut. 36

37 Den forsyner 11 kv kabelnett og det ligger nok mange kunder med effektmåling under denne stasjonen. For denne stasjonen ble lasta (ref. 11 kv ) kun redusert med 5,76 %. Tapene ble redusert med 17,9 %. For de andre stasjonene var resultatene mer jevne. I 3 av stasjonene ble lasta redusert med ca. 10 % og tapene redusert med ca. 22 % (ref. 22 kv ssk ). Den siste stasjonen skiller seg kanskje litt ut da den forsyner et veldig utstrakt høyspent fordelingsnett (kabel+ luftnett ) og har forholdsvis høyt spenningsfall på enden høyspentnettet. Beregningene viser at spenningsfallet i høyspentnettet reduseres med 1%. Lasta (ref. 22 kv ssk ) reduseres med 11,5 % og tapene reduseres med 24,5 %. Ellers ser det også ut som om spenningsfallet i lavspentnettet påvirkes en del. Det ble også beregnet en modell for sentral+regionalnettet i hele området (SKL modell ) hvor aktiv last på sekundærsiden av trafoene i sek.stasjonene ble skalert 10 % ned. Disse beregningene viste en tapsreduksjon på 13 % i dette nettet. Det ble gjort en tilsvarende beregninger på kun 300/66 kv trafoer + regionalnett i Haugaland Kraft sitt nett og dette ga nokså sprikende resultater: 20 % reduksjon i tap i en del av nettet. Det gir en redusert belastning på 5,5 MW dette fører til redusert utbyggingstakt med og utsetter investeringer med ca 8-10 år. Dersom en regner kr/kw. Betyr dette en utsettelse i løpet av 10 år på. 5,5 MNOK + 4,95 MNOK*0, ,4 MNOK*0, MNOK*0, ,3 MNOK*0, ,75 MNOK*0, ,2 MNOK*0, ,65 MNOK*0,583 +1,1 MNOK*0,540 0,55 MNOK*0,500. = 24,4 MNOK. Nåverdien verdien av utsatte investeringer er 24,4 MNOK. Her må en anta en forbedring i effektiviteten for å finne nytteverdien for HK. Dersom det utgjør 15% av den utsatte investeringen blir det. 3,6 MNOK Redusert tap Det ligger også en besparelse i tap i denne formen for tariffering. De totale tapene i nettet utgjør i snitt 7%, av 1,35 TWh blir dette 94 GWh. 16% reduksjon av belastningen vil redusere tapene med 34% i makslast. Dette vil skje på vinter dag som utgjør 2040 timer. Det antas at reduksjon av snittapet i denne perioden 2040/8760h utgjør halvparten dvs. 17%. Dette stemmer også bra med HK sine beregninger som viser mellom 17,9 og 24,5%. Dermed er HK nett sin årlige besparelse på 652*4000timer = 2,6GWh og med kraftpris på 35 øre/kwh. Årlig besparelse med potensiale på 912 MNOK/år, nettselskapet får nytte av det i 2 år som utgjør en verdi på 1,8 MNOK. 37

38 Stasjoner Lastreduksjon Tapsreduksjon Lastreduksjon % Tapsreduksjon % Stasjon kw 156 kw 5,76 % 17,90 % Stasjon kw 86 kw 9,87 % 22,10 % Stasjon kw 145 kw 10,70 % 22,60 % Stasjon kw 140 kw 9,70 % 21,40 % Stasjon kw 125 kw 11,50 % 24,50 % Totalt kw 652 kw 9,59% (snitt) 21,70% (snitt) Fem utvalgte sekundærstasjoner i Haugaland Kraft sitt nett. 38

39 6.6 Oppsummering En viktig faktor for å få mest mulig nettnytte ut av AMS investeringen er å segmentere nettstasjoner og kunder i ulike kategorier. Behovet for dette vil variere mellom nettselskapene, utfra nettets beskaffenhet, belastningsforhold, nettets alder og lignende. Etter hvert som en arbeider seg systematisk ned i et slikt datagrunnlag, vil en kanskje også se flere grupper nettstasjoner og kunder enn de nevnt her. 1. Nettstasjoner som sannsynligvis er lønnsomme i forhold til overvåking a. Nettstasjoner med mer enn kwh i forbruk for trafomålte anlegg. b. Sikker jordfeildeteksjon i nettstasjoner med over 3 observerte feil i løpet av de 5 siste år. c. IT nett med nedbygde mastetrafoanlegg eller IT nett der en oppgraderer en nettstasjon øker antall jordfeil mye. Samtidig som en liten andel av kundene har eldre anlegg og ikke jordfeilbrytere. (Eldre bystrøk og landsbygd.) 2. Nettstasjoner som kan være lønnsomme i forhold til overvåking a. Nettstasjoner med kwh i forbruk for trafomålte anlegg om erfaringene med kwh er gode. b. Nettstasjoner med mye veilys. c. Større og viktige nettstasjoner som ikke inngår i gruppe 1 3. Nettstasjoner som sannsynligvis ikke er lønnsomme i forhold til overvåking a. Nettstasjoner i mast uten behov for jordfeildeteksjon b. Utvendig betjente nettstasjoner med plassproblem c. Små nettstasjoner uten med TN og TT nett I 2016 er det i Haugaland Kraft pålagt å ha overvåkning på 270 nettstasjoner, det er lønnsomt med balansemåling på 370 nettstasjoner og det er lønnsomt med jordfeilovervåkning på 122 nettstasjoner. Samlet sett utgjør dette ca. 35 % av nettstasjonene og ca. 60 % av energien. Den ekstra nettnytteverdi som kan oppnås utgjør kanskje i nåverdi på: Balansemåling for de mest lønnsomme nettstasjonene utgjør kr. Sikker jordfeildeteksjon for stasjoner med observerte jordfeil utgjør kr., Utsatte investeringer med en effekttariff utgjør Reduserte tap utgjør kr. Totalt blir dette kr. Dersom AMS investeringen koster anslagsvis kr/pr kunde, med kunder blir dette kr. Å gjennomføre dette på best mulig måte vil ha mye å si for investeringskostnaden og driftskostnadene. Inntektsrammeformelen vil gi en avkastning på 5-6%, noe mer for de som klarer å holde investerings og driftskostnaden nede og mindre for de som får dyr utbygging og dyr drift. En viktig faktor er at en unngår å måtte inn igjen til kunden før målerens levetid er ute. 39

40 Dette er 24% av investeringskostnaden og fører til at avkastningen på selve AMS øker fra for eksempel 6% til 7,2%. Ytterligere overvåkning og styring I tillegg til balansemåling og jordfeilovervåkning ser Haugaland Kraft en del nytte i følgende overvåkning. Melding om avbrudd (og brudd i høyspentsikringer ) Belastningsmåling Input til (Netbas)beregninger Signal fra kortslutningsindikatorer i høyspent fordelingsnett Overvåking av strømmer i høyspent fordelingsnett Temperaturovervåking i nettstasjon Registrering av avbrudd Spenningsmålinger Melding om avbrudd (brudd ) Grunnlag for vedlikeholdstiltak I forhold til de opplistede nytteverdier kan det være et godt utgangspunkt å se på nettstasjoner med trafomålte anlegg. Det er da mulig at en kan beregne ytterligere lønnsomhet i gruppen på 370 nettstasjoner i tillegg til å få med seg flere av gruppen på 978 nettstasjoner, der både KILE og vedlikeholdskostnader er antatt å være høyest. Status 2012 Antall Antall [%] Nettstasjoner med trafomålte anlegg ,47 % Nettstasjoner med trafomålt forbruk over kwh ,20 % Nettstasjoner med trafomålt forbruk under kwh ,27 % En grunnleggende faktor for å få mest mulig nettnytte ut av investeringer i AMS og andre Smart Grid-tiltak er å dele nettstasjoner og kunder opp i ulike kategorier, og på denne måten sikre at tiltak settes inn der de har best og mest lønnsom virkning. Etter hvert som en arbeider seg ned i materien vil en kanskje også se flere grupper nettstasjoner og kunder enn de som nevnt her. Ekstra nytteverdi gjennom ytterliger overvåkning og styring vil øke avkastningen videre fra 7,2%, men det er ikke alltid lett å kvantifisere. 40

41 7 Viktige problemstillinger i forbindelse med anskaffelse og utrulling av AMS AMR-løsninger har eksistert og vært operative i Norge i nærmere 20 år, både til målere med toveiskommunikasjon for kunder med forbruk over kwh, samt i ulike prøveprosjekter i mindre skala for kundegrupper med mindre forbruk. En del mindre nettselskaper har også vært tidlig ute og har bygget ut system for toveiskommunikasjon for alle sine kunder. Dette har vel å merke skjedd før de nye forskriftskravene trådte i kraft, jamfør mulige avvik / mangler i forhold til de nye funksjonskravene. Under oppsummeringen i NVE rapportering om status og planer for AMS, datert 20. Februar 2012, oppgis det at antall målepunkter med toveiskommunikasjon er (basert på statistikk fra svarprosent) eller 7 % av totalt antall målepunkter i Norge. Det siste er oppgitt til å være målepunkter. NVE skriver innledningsvis i ovenfor nevnte statusrapport: Innføring av AMS er et omfattende, tidkrevende og kostbart prosjekt. Prosjektet vil medføre betydelige teknologiske og organisatoriske endringer for nettselskapene og krever god og systematisk planlegging. En AMS-løsning i Norge har mange likhetstrekk med AMR, men - den voldsomme volumøkningen i utrulling av målere i løpet av noe mer enn 4 år, sammen med implementering av nye funksjonskrav, innebærer langt større utfordringer både for nettselskapene, utstyrsleverandører og tjenesteleverandører, enn det arbeidet og de prosjektene som så langt er gjennomført. Et AMS-prosjekt kan sees på som en del konvensjonell elkraftteknologi og en (stor) del IKT-teknologi. Elkraftdelen inkludert selve målerfunksjonen, tilkobling av målere og komponenter er i store trekk kjente og konkrete problemstillinger. Dette er noe bransjen kan og løsningene kan beskrives på et enlinjeskjema. IT- og kommunikasjonsdelen innebærer mange nye og ukjente problemstillinger å forholde seg til. Denne delen er i tillegg abstrakt og komplisert, og lar seg ikke representere på enlinjeskjema. Når man skal anskaffe, implementere og senere drifte noe som er nytt og ukjent, som i begrenset grad har vært testet og brukt i fullskala drift (jf. nye funksjonskrav), og som i tillegg kan være abstrakt og komplekst, er det fornuftig å bryte oppgaven opp i mindre elementer. Smart Grid arkitekturmodellen som er vist i figurene under kapittel Utsnitt fra internasjonalt arbeid / studier. er en illustrasjon over hvordan dette kan gjøres for den tekniske delen oppgaven. Dette arbeider ulike standardiseringskomiteer med (jf. Mandat 490 Smart Grid - alle rapporter ferdigstilles i 2012, og M 441 Smart Metering). Det arbeides også med dette i DeVID prosjektet (arbeidspakke 1 Smart Grid referansearkitektur og use cases) og i ulike prosjekter i nettselskapene, som vi dels har vist / referert til under kapittel 9 Aktuelle AMS / Smart Grid prosjekter. Mer praktiske sider, forhold til nettnytte og lignende, ved anskaffelse, utrulling og drift av AMS er det mange nettselskaper jobber aktivt i dag. Gjennom arbeidet med dette prosjektet har vi vært så heldige å få snakke med ulike aktører, leverandører og 41

42 nettselskaper, og har ut fra dette listet opp en del aktuelle utfordringer / problemstillinger i tabellen nedenfor. Problemstillingene er stikkordsmessig beskrevet (og ikke fullstendig..) i kommentarfeltet i tabellen. Utfordring Strategiske valg for nettselskapene Kommentar Mål og formål bare AMS eller AMS også som plattform for Smart Grid / Smart House løsninger Egen organisering og kompetansebygging, samarbeid med andre nettselskaper (både i prosjekt- og driftsfasene), gjennomføring av strategisk fase, Valg av teknologi og tjenester (jf. radio / GPRS / PLC, prime leveranse vs. flere leverandører, etc.) Marked og leverandører Tilbudsside i eksisterende marked, utvikling i markedet, jf. sortiment, leverandørorganisasjoner (i Norge), leveringskapasitet, leveringskvalitet, drift og support, både på materiell og tjenestesiden Formål, behov og kravspesifisering Hva er formålet med anskaffelsen? (formål kan være viktig å ha som «rettesnor» dersom det oppstår uklarheter i forbindelse med leveranser og øvrige ytelser) Hva innebærer myndighetskravene, hva er klart / hva er uklart, hva må man ta høyde for i utforming av behov og krav? Utforming av tekniske / funksjonelle krav Utforming av krav til leverandører mht. gjennomføring (planlegging, booking, montasje, testing og idriftsettelse), bruk og drift av løsningen Krav og forpliktelser til egne leveranser (jf. datagrunnlag, tilgang til systemløsninger, integrasjoner / dialog mot 3. Parter, etc.) Utforming av kravspesifikasjon generelt i forhold til testing av krav / løsninger. Anskaffelse og kontrakter Hvordan: ser markedet ut, både på måler, kommunikasjon og tjenestesiden (montasje og drift)? er kapasiteten og kompetansen hos leverandørene som leverer materiell og tjeneste (aktuelle / reelle referanser)? skal man gjennomføre anskaffelsen? 42

43 skal man drifte leveransen når prosjektet er ferdig og løsninger satt i drift Valg av anskaffelses- og kontraktsform Anbud eller kjøp etter konkurranse, turn-key eller koordinerte del-leveranser, standardavtaler, osv. Prosjektplanlegging og organisering Etablering av planverk inkludert detaljerte planer for booking, kommunikasjon med marked / kunder, teknisk utrulling og montasje. Planer for testing og godkjenning, jf. testing av pilot, test av AMS-løsning vs. helhetstester av MAFI prosess, test av opsjoner osv. Planer for idriftsettelse, løpende, stegvis eller ved 100% ferdig utrulling. Testing og idriftsettelse Kompetanse og kapasitet Oppfølging av testplaner, praktisk testing av komponenter, kommunikasjon, AMS-løsning totalt, opsjoner, helhetstester av MAFI-prosess og eventuelle opsjoner mht. kobling, struping, jordfeilvarsling, etc. Kompetanse og kapasitet til: anskaffelse, planlegging og gjennomføring. for drift og organisering for fullskala AMS, i egen organisasjon vs. kjøp av tjenester. Klarer man å drifte en fullskala løsning i egen organisasjon, er man avhengig av samarbeid med andre nettselskaper eller må man kjøpe (nye) tjenester til dette formålet (i hvilken grad finnes slike tjenester / er slike tjenester tilgjengelige i dag)? ROS-analyse og håndtering av sikkerhetsmessige forhold NVE skriver i veileder til sikkerhet i Avanserte Måle- og Styringssystem, NVE veileder 7/2012; Nettselskapet er ansvarlig for informasjonssikkerheten for hele AMS løsningen, også for de delene som eventuelt settes ut til tjenesteleverandør. Nye funksjonskrav til (og teknologiske muligheter for) bryting / struping, styringssignaler, nye kommunikasjons-løsninger, tilgang for 3. Parts tjenester og -løsninger osv., stiller krav til ROSanalyser av AMS, både generelt, i forhold til eksisterende systemplattform, i forhold til valgt løsning, samt i forhold til eventuelle integrasjoner med SCADA, DMS og GIS. Bryterfunksjonalitet Er innføring av bryterfunksjonalitet og struping i målepunktet et problem eller en mulighet? 43

44 Muligheter for masseutkobling vs. masseinnkobling i situasjoner med utfall / driftsproblemer?..kan det tenkes at SCADA (inntil gode integrasjonsløsninger er etablert mellom SCADA og AMS) fremdeles brukes til eventuell masseutkobling, og at funksjonalitet i AMS kan brukes til sekvensiell masseinnkobling Funksjonalitet for bryting / struping fra PPT til virkelighet, hva reell status mht. praktisk bruk, stabilitet, sikkerhet osv. av slik funksjonalitet? (Nærliggende) Smart Gridtiltak som nettstasjonsovervåkning, jordfeilvarsling, balansemåling, laststyring, og lignende. Innføring av AMS innebærer nye muligheter for, eller danner bedre grunnlag for, å etablere tiltak som nettstasjonsovervåkning, balansemåling, mer effektiv jordfeildeteksjon, styring av trege laster hos kunder, osv. I henhold til det som refereres under kapittel og 5.4.3, om interoperabilitet, er det imidlertid grunn til å tro at slike tiltak og løsninger ikke vil virke uten at det er tatt høyde for dette i kravene til AMS-løsning / opsjoner. Videre er det viktig at slike løsninger blir testet ut i større skala / omfang, eventuelt justert / forbedret / videreutviklet, samt at nødvendige integrasjoner mellom ulike systemløsninger blir etablert. Effektivisering / automatisering av datafangst for tilstandsovervåkning, planlegging, beslutningsunderlag, osv. AMS innebærer muligheter for innsamling av sanntidsdata i målepunktene / hos kunder, med svært mye bedre oppløsning og kvalitet enn kalkulatoriske verdier som i dag er tilgjengelige (for eksempel fra KIS). Det må imidlertid tenkes nøye gjennom hva slags data man ønsker, hvordan data skal samles inn og til hvilke andre systemer de skal overføres (data vil ikke gå fra AMS til NETBAS av seg selv. ). Hvis slik funksjonalitet / slike nytteverdier skal kunne realiseres må det tas høyde for dette i spesifisering av krav til AMS-løsning / opsjoner. Oversikt viktige problemstillinger i forbindelse med anskaffelse av AMS 44

45 8 Aktuelle standardiserings- og utviklingsprosjekter. Gjennom arbeidet i prosjektet og med denne rapporten har prosjektgruppen sett ulike områder der det er behov for nærmere avklaringer, utredninger, utvikling eller uttesting av løsninger. NVE foreslår gjennom endring i kontrollforskriften (endringer i forskrift 11. mars 1999 nr. 302 om økonomisk og teknisk rapportering, inntektsramme for nettvirksomheten og tariffer) å endre reguleringen når det gjelder håndtering av kostnader til forskning og utvikling (FoU) for å stimulere nettselskapene til økt deltakelse i FoU-aktiviteter som kan bidra til en mer effektiv drift, utnyttelse og utvikling av overføringsnettet. NVE har gjennom forslag til endring i kontrollforskriften foreslått følgende: FoU-kostnader dekkes som et tillegg i tillatt inntekt Kostnader inntil 0,3 % av avkastningsgrunnlaget (AKG) kan dekkes automatisk o 0,3 % av AKG i 2011: o Statnett 50 mill. kr. Øvrig nettbransje 134 mill. kr. Gjelder kun for godkjente prosjekter! Vurdert som støtteverdig av etablerte institusjoner Må være relevant for nettvirksomheten Dette øker mulighetene for å igangsette og gjennomføre aktuelle standardiseringsprosjekter i tilknytning til AMS og Smart Grid. Prosjekter vi i prosjektgruppen ser kan være aktuelle fremover er kort beskrevet nedenfor. Slike prosjekter bør sees i sammenheng med aktive prosjekter som for eksempel DeVID, i regi av Energi Norge, og lignende, for å unngå overlapp / sikre koordinering. REN må dessuten vurdere egen deltakelse i slike prosjekter i forhold REN sine formål og strategi fremover. Prosjektidé Kommentar Praktisk testing og verifisering av potensial og virkning av balansemåling Statistikken i Use-caset fra Haugaland Kraft indikerer at det kan oppnås betydelige gevinster av å etablere balansemåling på gitte grupper av nettstasjoner. For å verifisere potensial og virkning nærmere bør det gjennomføres praktisk uttesting på aktuelle grupper av nettstasjoner, eksempelvis stasjoner med få og store trafomålte installasjoner. Testing og verifisering av pilot for jordfeilvarsling teknologi for varsling og rutiner for deteksjon og utbedring Jordfeilvarsling i nettstasjon, uttesting av Jordfeilvarsling hos kunde Kvam Kraftverk, er det aktuelt med videre 45

46 vurdering av arbeidet som er gjort her? Installasjonsveiledning / standard for oppkobling av komponenter og løsninger i målepunkt (mot AMSmåler) Eksempelvis oppkobling (og kalibrering) av jordfeilvarsling mot AMS-måler, oppkobling av laststyring (jf. trege laster) mot AMSmåler Praktisk anvendelse av bryterfunksjonalitet i AMS-målere. Vurdere og teste ut prinsipper og muligheter ved masse- / gruppehåndtering av utkobling, innkobling og struping.. NVE har i forbindelse med diskusjonene rundt masseutkobling vurdert at krav om dette ikke skal innføres pt., og at det er opp til selskapene å vurdere om de ønsker å etablere slik funksjonalitet. Bryterfunksjonaliteten kan også utnyttes til masseinnkobling av målere, eksempelvis etter større nettutfall. Testing og verifisering av bryter- / strupefunksjonaliet er en viktig aktivitet for både for å verifisere funksjonalitet, sikkerhetsmessige forhold, godkjenning av AMS-leveranser og lignende. Testing av utstyr og funksjonalitet Nettstasjonsovervåkning. Funksjonelle krav og behov, standardisering, kommunikasjon, grensesnitt mot GIS og SCADA, oppkobling / konfigurasjon av tilgjengelige del-løsninger. Nettstasjonsovervåkning er ett av flere elementer i et fremtidig Smart Grid. I praksis vil nytteverdier av nettstasjonsovervåkning avhenge av at det er god interoperabilitet ( samvirke ) mellom ulikt utstyr for måling og styring i nettstasjonen, overføring av data / målinger til GIS og SCADA, osv. Slik interoperabilitet / samvirke er i dag i liten grad testet ut praktisk nettdrift (jf. FAT vs SAT). Leveringskvalitet: Leveringspålitelighet, praktisk håndtering av avbruddsregistering hos sluttbruker. Hvordan logge, prosessere og presentere avbruddsdata? Spenningskvalitet. Hvilke data er det relevant, og mulig, at AMSmålere logger og distribuerer. Endringer i forskrift om leveringskvalitet er på høring. Anvendelse av måledata fra AMS-målere er aktuelt i forbindelse med logging og innsamling av informasjon om leveringspålitelighet og spenningskvalitet. Nye AMS-målere har både muligheter og begrensninger mht. å registrere data i henhold til parametre, normer og definisjoner i forskriften (jf. definisjon av avbrudd vs. måling av avbrudd). I forhold til realisering av mulige nytteverdier er praktisk uttesting av målere / måling en viktig aktivitet. 46

47 Prinsipper for og uttesting av innsamling av nettdata fra AMS, med integrasjon og overføring til GIS (og SCADA) Tilgang til sanntidsdata, data med bedre kvalitet, osv., fra sluttbrukere kan gi nytteverdier i form av enklere / automatisert datafangst, bedre kvalitet på nettanalyser, mer effektiv planlegging, økt levetid på anlegg, osv. Dersom slike nytteverdier skal kunne realiseres må integrasjoner og interoperabilitet mellom AMS og GIS testes ut og verifiseres. Prinsipper og standardisert metodikk for testing av målerinstallasjon, installasjon av tilkoblet utstyr i målepunktet, testing av dataflyt / integrasjoner Ved godkjenning av en AMS-leveranser er testing av utstyr, løsninger og integrasjoner et svært viktig punkt. Siden flere av funksjonskravene er nye / lite utbredt i praksis (jf. bryting / struping) er etablering av effektive og standardiserte testprosedyrer viktig både for leverandører og nettselskaper Etablere Use-case bibliotek for AMS- og Smart Grid prosjekter / demoprosjekter (koordinere med DeVID arbeidspakke ) Det er i dag vanskelig å skaffe oversikt over, og informasjon om, aktuelle AMS- og Smart Grid prosjekter. Deling / tilgjengeliggjøring av slik informasjon er viktig for nettselskapene, særlig nå når bransjen er i startgropen og står overfor mange vurderinger og valg. Etablering av standarddokumenter / -bilag for tekniske forhold i kjøps- og vedlikeholdsavtaler for AMS. Mange av kravene til AMS vil være identiske for de ulike nettselskapene. Utforming av bilag i kjøps- og vedlikeholdsavtaler kan være omfattende arbeid, og er samtidig svært viktig mht. å sikre seg kontraktsmessig i forhold til testing og godkjenning av løsninger. Systemarkitektur for AMS, hovedprinsipper for arkitektur og integrasjoner mellom AMS, DMS, GIS og SCADA. Innføring av AMS vil gjøre nettdata med bedre kvalitet / bedre oppløsning tilgjengelig. Dette er viktig informasjon / beslutningsunderlag for optimalisering av planlegging, utskifting og rehabilitering av anlegg. Samtidig er det grunn til å tro at sikring av interoperabilitet mellom AMS, DMS, GIS og SCADA neppe lar seg gjøre uten at det etableres (og testes ut) prinsipper og standarder for arkitektur og integrasjoner mellom slike systemløsninger. 47

48 Utvikle / tilpasse metodikk for vurdering av nettnytte til norske forhold på grunnlag av metodikk fra EPRI EPRI har utviklet standardisert metodikk for vurdering av nettnytte i Smart Grid demo prosjekter. Dette arbeidet kan på flere områder direkte overføres ( oversettes ) til norske forhold, og kan gi et viktig bidra til bransjen mht. å systematisere kost-nyttevurderinger 48

49 9 Aktuelle AMS / Smart Grid prosjekter Det er mange AMS-relaterte initiativer og prosjekter på gang i bransjen for tiden. Det er imidlertid vanskelig å finne gode og lett tilgjengelige oversikter over slike prosjekter. Som følge av dette er det vanskelig å skaffe seg oversikt over hvilke prosjekter som er gjennomført, igangsatt eller planlagt, for eksempel slik at nettselskapene kan dra nytte av hverandres erfaringer, unngå fallgruver, unngå dobbeltarbeid og arbeide aktivt sammen på felles interesseområder. Dette understreker et behov for å få etablert en felles og koordinert database for slik informasjon. I DeVID-prosjektet, i arbeidspakke 6 Empiri og Use-case database, en det en slik aktivitet på gang. Fremdriften i denne prosjektet, mht. når en løsning vil være praktisk tilgjengelig, tyder imidlertid at det kan være behov for andre eller midlertidige oversikter i mellomtiden. Prosjektgruppen har vært i kontakt med ulike aktører i bransjen med hensikt om å få oversikt over aktuelle og relevante prosjekter. Under det nevnte møtet med Smartgridsenteret i Trondheim fikk vi tilgang til en oversikt over <prosjekter med relevans til The Norwegian Smart Grid Centre>. Noen av de mest aktuelle prosjektene er kort beskrevet nedenfor, sammen med referanse til hvor informasjon om prosjektene kan finnes. I tillegg er de prosjektoversiktene vi har fått tilgang til henvist under kapittel 10 Aktuell dokumentasjon og forskrifter. I prosjektet har vi ellers, som nevnt tidligere, deltatt på Smartgrid-seminaret til Smartgridsenteret i Trondheim, der det fremkom mye interessant informasjon blant annet om Demo Hvaler, Demo Steinkjær, Demo Lyse og DeVID prosjektet. Referanser til ytterligere informasjon om disse er vist nedenfor. Prosjekt / aktivitet Beskrivelse Referanse Smartgridkonferansen 2012 Smartgridsenteret i Trondheim: Trondheim 12. September 2012, foredrag blant annet fra Innovasjon Norge, Enova, NVE, Sintef / NTNU, om Demo Hvaler, Demo Lyse, Demo Steinkjær, DeVID. Presentasjoner fra seminaret kan lastes ned fra Demo Hvaler Fredrikstad Energi Demonstrasjonsarena på Hvaler, ferdig installert AMSinstallasjoner forsynt via 206 nettstasjoner, 110 km 18 kv luftnett, 30 MVA sekundærstasjon og 50 kv radialforsyning Presentasjon om prosjektet kan lastes ned fra 49

50 Demo Steinkjer NTE Pilotprosjekt som skal gjennomføre et bredt spekter med smartgridtiltak. Planen er at kunder skal få AMSmålere. en transformatorstasjon, 250 nettstasjoner og et produksjonsanlegg er også omfattet av prosjektet. Presentasjon om prosjektet kan lastes ned fra Demo Lyse Lyse Demonstrasjonsprosjekt med fokus på IKT integrering / arkitetktur med de tjenestetilbud som blir en konsekvens av dette. Prosesskartlegging AMS og SmartHjem, Presentasjon om prosjektet kan lastes ned fra DeVID Innovasjonsprosjekt for næringslivet, støttet av Norsk forskningsråd og mer enn 30 norske partnere Demonstrasjon og verifikasjon av intelligente distribusjonsnett. Prosjektets hovedidé er å framskaffe et nytt og bedre kunnskapsgrunnlag for beslutningstakere som skal anskaffe, anvende eller utvikle Smartgrid-teknologier. 6 arbeidspakker, referansearkitektur og use-cases, smartere nettdrift, smartere planlegging, vedlikehold og fornyelse, informasjonssikkerhet og personvern, regional forbrukerfleksibilitet, empiri og use-case database. Presentasjon om prosjektet kan lastes ned fra Eksakt jordfeildetektering på kundenivå. Kvam Kraftverk Pilotprosjekt med installasjon på 141 målere fordelt på 5 nettstasjoner. Ferdig installert mai Kvam Kraftverk Utrulling av fullskala AMS. Ringeriks-kraft Nett Fullskala utrulling av målepunkter. Utrulling pågår. Ringeriks-kraft Nett 50

51 10 Aktuell dokumentasjon, forskrifter og lignende. Svært mye relevant informasjon om AMS og Smart Grid er i dag spredt over en omfattende mengde dokumentasjon fra ulike organisasjoner. Dette gjør det krevende for nettselskapene å sikre seg tilgang til, og holde seg oppdatert på slik relevant informasjon. Tabellen nedenfor å viser oversikt over en del aktuell og relevant dokumentasjon prosjektet har benyttet i forbindelse med denne rapporten. Oversikten er ikke komplett, og understreker et behov for å etablere et bibliotek / en felles og koordinert database for slik type informasjon Aktuell dokumentasjon Dokument Beskrivelse Referanse Avanserte måleog styringssystemer. Oppsummering av høringsuttalelser og endelig forskriftstekst. NVE dokument 7 / 2011 Høringsinstansers syn, NVEs vurderinger, andre endringer som følge av AMS og lignende. NVE Rapport om status og planer for AMS NVE brev av 20. Februar Rapport fra AMS - prosjektet i regi av Energi Norge. Energi Norge Oppsummering av tilbakemelding / data fra 126 nettselskaper Arbeid for å avklare og konkretisere sentrale forhold knyttet til innføringen av Smart strøm i Norge, oppsummering frem til 1. Juni NVE Energi Norge Veileder til sikkerhet i avanserte måle- og styringssystemer. NVE veileder 7/2012 Dokumentet er en veileder for hvordan kravene i 4-2 g (om sikkerhet i AMS) i Forskrift om måling, avregning og samordnet opptreden ved kraftomsetning og fakturering av nettjenester kan oppfylles. NVE Veileder til risiko og En innføring i hvordan bruke NVE 51

52 Dokument Beskrivelse Referanse sårbarhetsanalyser for kraftforsyningen 2/2010 risiko- og sårbarhetsanalyser for å tilfredsstille kravene gitt av Forskrift om beredskap i kraftforsyningen. Risikovurdering av AMS. Kartlegging av informasjonssikkerhetsme ssige sårbarheter i AMS Rapporten presenterer en overordnet risikovurdering av Avanserte Måle- og Styringssystemer (AMS) knyttet til hvilke hvilke konsekvenser det kan ha for kraftforsyningen at AMS utsettes for informasjonssikkerhetsbrudd. SINTEF Overordnet risiko og sårbarhetsanalyse for innføring av AMS Publikasjonsnr Forskrift om endring av forskrift 30. november 2004 nr 1557 om leveringskvalitet i kraftsystemet, NVE høringsdokument 3/2012 Formålet med publikasjonen er å være en veileder for nettselskapenes egne risikoog sårbarhetsanalyser i forbindelse med innføringen av AMS Høringsdokument Forskrift om endring av forskrift 30. november 2004 nr 1557 om leveringskvalitet i kraftsystemet Energi Norge NVE Effektivt sluttbrukermarked for kraft Statnett marked, Utredning av behovet for felles IKT løsninger for å sikre et effektivt sluttbrukermarked for kraft. Statnett Kravspesifikasjon fullskala utbygging av Avanserte Måle- og Styringssystemer (AMS) (toveiskommunikasjon) Formålet med kravspesifikasjonen er å utarbeide en felles forståelse fra bransjen om hvilke krav som er ønskelig ved fullskala utbygging av Avanserte Måleog Styringssystemer (AMS) (toveiskommunikasjon). Målsettingen er å etablere en kravspesifikasjon som nettvirksomheter kan benytte som et utgangspunkt ved anskaffelse av system eller for Energi Norge 52

53 Dokument Beskrivelse Referanse kjøp av tjenester basert på AMS. Oversikt over prosjekter med relevans til The Norwegian Smart Grid Centre Forslag til revidering av regelverket for beredskap i energiforsyningen og forslag til forskrift om forebyggende sikkerhet og beredskap i energiforsyningen (beredskapsforskriften) NVE høringsdokument 3/2012 Tabellarisk oversikt over ulike prosjekter med start, slutt, budsjett, type prosjekt og ansvarlige. Høringsdokumentet stiller blant annet krav ved: Sammenkobling mellom avanserte måle- og styringssystem (AMS) og driftskontrollsystem Smartgridsenteret i Trondheim. Forskrift om elektriske forsyningsanlegg FEF Jordfeil, forskrift fra DSB FEF 2006 paragraf 5.2. DSB 53

54 10.2 Aktuelle nettsteder Nettsted Kommentar Nettsiden til Smartgridsenteret i Trondheim inneholder linker / oversikt over blant annet aktuelle prosjekter, Smartgrid i media, aktuelle rapporter osv. Denne lenken på NVE sine web-sider inneholder informasjon om status for AMS i Norge, lenker til ulike konsulentrapporter,osv. Energi Norge er en sentral aktør i arbeidet med tilrettelegging for AMS. Aktuell informasjon om AMS vises under egen temaside. EPRI, Electric Power Research Institute i USA er et uavhengig non-profit selskap som utfører forskning, utvikling og demonstrasjon av prosjekter for kraftforsyningen. WEB-siden tilgjengeliggjør svært mye nyttig og relevant informasjon og dokumentasjon, blant annet om Smart Grid. 54

55 11 Appendix 11.1 Relevante REN publikasjoner / REN blad REN har gjennomført flere prosjekter i forhold til krav om måling og overvåking av nettstasjoner og krav til målepunkter. De viktigste av disse er referert nedenfor: REN blad krav til teknologi i målepunktet ved bruk av AMS I REN blad 4020 finnes en beskrivelse av terminalens integrasjon i måleren, kommunikasjonsmuligheter, funksjonskrav, nettnytteverdier, teknologiske løsninger mv. I kapitel 5 i REN bladet er det i forhold til innføring av AMS listet opp i en tabell forskjellige muligheter som nettselskapet har til å innhente hendelser, informasjon og data i målepunktet med tanke på nettnytte. I tabellen er også forskriftskrav fra NVE/DSB mht signaloverføring og innsamling av data tatt med. Tabellen finnes vedlagt i vedlegg 1. Forskriftskravene mht teknologi og signaloverføring i og fra målepunktet er gjengitt i kapitel 2, og disse er krysset av for i tabellen i vedlegg 1. I tillegg til kravene i AMS forskriften kan momentanavlesning av andre parametre enn målerstand i målepunktet være hensiktsmessig ut fra et nettnytteperpektiv. Foreslåtte momentanavlesninger i tabellen i vedlegg 1 er aktiv og reaktiv effekt, strøm og spenning, effektfaktor og frekvens i målepunktet. Andre nyttige funksjoner i målepunktet som er foreslått i tabellen i vedlegg 1 er registrering av avbrudd med utfall og innkobling, releutgang for utkobling av noe effekt i målepunktet og jordfeilregistrering i installasjonen. For å lokalisere jordfeil i en installasjon må det i dag benyttes en måletrafo som monteres rundt målestrømmen, og dette er en kostnad som ikke nettselskapet vil ta på seg og som dessuten griper inn i eiers installasjon. REN bladet påpeker imidlertid at det ser ut som om det kanskje kommer løsninger hvor strømtransformatoren integreres i klemmedekselet, og at dersom dette blir en pålitelig og retningsbestemt løsning på markedet vil jordfeilregistrering i målepunktet kunne være en meget aktuell nettnytteløsning for nettselskapet. Enkelte leverandører av målere hevder allerede å ha slike løsninger tilgjengelige. 55

56 REN Blad krav til overvåking av nettstasjon ved bruk av AMS REN blad 4021 beskriver nettstasjonsenhetens funksjonskrav, kommunikasjonsmuligheter, nettnytte, teknologiske løsninger mv. Nettnytte er en felles betegnelse på data og hendelser som nettselskapet kan gjøre seg bruk av i drift av anlegg i tillegg til AMR innsamlingen. I kapitel 5 i REN bladet er det i forhold til innføring av AMS listet opp i en tabell forskjellige nivåer og muligheter som nettselskapet har til å innhente data, informasjon, overvåking og betjening i nettstasjon som kan gi nettnytte. Den aktuelle tabellen er gjengitt i vedlegg 1. I tabellen er også forskriftskrav fra NVE/DSB mht overvåking og overføring av signaler fra nettstasjoner tatt med. Som nevnt i kapitel 2 finnes det per i dag kun konkrete forskriftskrav mht automatisk overvåking av jordfeil i nettstasjoner. I forhold til antallet kunder i nettet er det vesentlig færre nettstasjoner, og omfanget og kostnadene av overvåking av signaler og måleverdier i nettstasjonen blir derfor mindre enn ved innføring av samme signaloverføring fra kundene. I forhold til basis- funksjoner som kan nyttes i nettstasjoner lister tabellen i vedlegg 1 opp overføring av signaler mht spenningskvalitet (spenninger, overharmoniske osv. ) og belastnings-måling/data (P, Q, cosφ, balansemåling osv. ). Balansemåling, dvs. sammenligning av forbruk i nettstasjon og forbruket hos kunder, antas å ha stor nytteverdi i form av bedre oversikt over nettap og umålt energi. I tillegg til en del basisfunksjoner angir også tabellen mulige tilleggsfunksjoner for nettstasjonsovervåking som kan være aktuelle ved innføringen av AMS. Dette gjelder bl.a overvåking av dører og belastning på trafoer i nettstasjoner samt stillingsindikering av brytere og signaloverføring fra kortslutningsindikatorer. REN foreslår at måleutstyr som installeres i nettstasjonen skal ha kvalitetskrav tilpasset størrelsen på transformatoren i nettstasjonen og foreslår en grense på 315 kva for transformatoren for valg av måleutstyr. For transformator med ytelse <315 kva foreslås installert strømtrafoer med klasse kl. 0,5 og for transformatorer med ytelse >= 315 kva foreslås klasse kl. 0,2. I HK er det sagt at en for strømmer <125 A ikke har behov for strømtrafoer. I praksis er denne grensa 80A da det ikke leveres direktekobla målere som tåler mer enn 80A belastning. 56

57 REN blad VER 1.1 / 2010 Nettstasjon Isolasjonsovervåking Spesifikasjon Generelt Forskrifter for Elektriske Forsyningsanlegg (FEF: 2006). Stiller følgende krav til isolasjonsovervåking: 5-2 Isolasjon Anleggets isolasjonsnivå skal være tilpasset anleggets utførelse slik at pålitelig drift sikres. Anlegget skal ha automatisk utkopling eller feilindikasjon ved jordfeil i anlegget eller tilknyttede installasjoner. Ved jordfeil i anlegget eller tilknyttede installasjoner må jordfeilen utbedres eller utkoples snarest mulig og senest innen 4 uker. DSB har i elsikkerhet NR. 70 gjort følgende presiseringer: Hva er definert som jordfeil, og hvor kan den måles? Det må vurderes i hvert enkelt tilfelle, men som veiledning kan brukes: Jordfeil i et 230 V IT nett når spenningen fase jord er mindre en 90 V eller større en 170 V (130 V +- 40V) Spenningsmåling gir muligheter til å måle mange steder i transformatorkretsen. Tolkning: (Elsikkerhet nr. 70) DSB krever kontinuerlig overvåkning og registrering av jordfeil, men innsamling av lagrede data til driftssentralen kan f.eks. gjøres en gang pr døgn. Gjennomgang av innsamlede jordfeildata og igangsetting av tiltak vil f.eks. kunne gjøres i arbeidstiden på virkedager. Merk imidlertid at jordfeilen skal utkobles eller utbedres snarest mulig og senest 4 uker etter den har oppstått. Det er derfor begrenset med tid til rådighet. Fire uker går fort. Stående og intermitterende jordfeil skal rettes. Prinsippskisse: Prinsippskissen er bare ment som en illustrasjon og er ikke tenkt begrensende på hvordan man kan bygge opp et slikt system. 57

58 Figur RT6138 Følgende alarmgrenser skal være satt i systemet: Feil på vern i nøytralpunktet med varighet mer enn 24t Stående jordfeil. Mer en 24 t Mer en 5 feil på over 2t i løpet av enn uke Mer en 25 % av tiden over en uke med jordfeil Enheter som ikke har gitt melding de siste 24 t Mulighet for å sette egne alarmgrenser. Oppfølgingssystem for registrerte feil. (Kunne melde tilbake om feil som er rettet.) 58