KRAFTSYSTEMANALYSE I DAG - FRAMTIDAS DRIFTS- PLANLEGGING

Transkript

1 KRAFTSYSTEMANALYSE I DAG - FRAMTIDAS DRIFTS- PLANLEGGING Av Ina Wiese-Hansen og Sigbjørn Sørbotten, Statnett SF Sammendrag Statnett planlegger omfattende utbygging av kapasiteten i sentralnettet de neste 10 årene, for en stor del gjennom ombygging av eksisterende ledninger og stasjoner. Kraftsystemanalysene som ligger til grunn for dette må i langt større grad enn tidligere gå i detalj på framtidige utkoblingsmuligheter og anleggsutforming for å kunne prioritere mellom alternativene. Vi ser at lav konsekvens i byggefasen nå ofte blir styrende for løsningsvalg. Dette stiller økende krav til driftsog komponentforståelse hos kraftsystemanalytikere for å sikre at både gjennomførbarhet og langsiktig nytte blir optimalisert. Analyser og konsesjonsprosess for Vestre korridor (Kristiansand Sauda) er omtalt som et eksempel på dette. 1. KRAFTSYSTEMANALYSEN I ENDRING I den daglige driften av kraftsystemet blir det fortløpende gjort analyser av driftssikkerheten i kraftsystemet. Topologien er kjent, og alle kapasitetsgrenser i systemet er definerte. Når vi skal planlegge nettutviklingen de nærmeste årene, øker frihetsgradene betydelig. For en bestemt kraftledning kan vi øke kapasiteten både gjennom temperaturoppgradering og ved å bytte ut begrensende endepunktskomponenter før vi må se på større tiltak. I langtidsplanlegging av sentralnettet har praksisen tidligere ofte vært å analysere uten å ta hensyn til endepunktsbegrensinger. Motivasjonen for dette er å sikre at traseer blir maksimalt utnyttet før nye ledninger må bygges, og at vi får fram de strukturelle begrensingene som krever tiltak med lang realiseringstid. Problemet med denne innfallsvinkelen er at vi kan undervurdere arbeidsmengden som kreves for å løse et kapasitetsproblem. Som kraftsystemplanlegger er det lett å tenke at tiltak som ikke krever konsesjon er enkle å gjennomføre, og dermed glemme at mange små tiltak også tar tid og er vanskelige å gjennomføre. Dette kan og har i flere tilfeller medført at systemanalyser har gitt for optimistiske kapasitets- 3

2 grenser, fordi analysene forutsatte flere tiltak som ikke kom på plass i tide eller viste seg ikke å være gjennomførbare. En annen egenskap ved det norske kraftsystemet er at det til tross for sitt fleksible produksjonsapparat har hatt rimelig forutsigbare flytmønstre i sentralnettet. Dette har gjort at vi har kunnet benytte relativt enkle og statiske metoder for å analysere hvordan overføringskapasiteten påvirkes av ulike nettiltak. Figur 1: Flytmønstre ved eksport til kontinentet[1] Med økende utvekslingskapasitet mot utlandet har vi fått større variasjoner i produksjonsmønster, som igjen har gitt nye flaskehalser i systemet. Forsterkning av nettet gjør at flere kraftverk påvirkes av utenlandshandelen. Økende andel uregulert kraftproduksjon bidrar også til å endre kjente flytmønstre i systemet. Vi ser større variasjoner, mellom år, innenfor samme år og innenfor driftsdøgnet. Vi befinner oss stadig mindre av tiden på gjennomsnittsverdier, og stadig mer i ytterkantene. Bruk av historiske driftssituasjoner og markedssimuleringer av framtidig produksjonsfordeling har derfor blitt en essensiell del av vår systemplanlegging. Ved å benytte denne informasjonen får vi analysert de driftssituasjoner som er og vil bli mest stressende for kraftsystemet. Tradisjonelt har det vært en sekvensiell prosess i nettplanleggingen, der analysedelen er ferdig før konsesjonsprosessen starter. Praktisk gjennomføring og anleggsløsninger har blitt detaljert gjennom konsesjonsfasen, og har ikke vært en del av systemanalysen. Når spenningsoppgradering utgjør en stadig større del av nettforsterkningene, er ikke 4

3 dette lenger en hensiktsmessig arbeidsprosess. God, langsiktig kraftsystemplanlegging må nå inkludere driftsog produksjonsplanlegging mange år fram i tid for å finne de gode systemløsningene. 2. FRA NYANLEGG TIL OPPGRADERING 2.1 Nettutviklingen frem til i dag Store deler av dagens sentralnett ble bygd på 60-, 70- og 80 tallet. Dette var overføringsledninger fra de store kraftutbyggingene til befolkningstette områder og forbindelsesledninger mellom regioner. Figur 2: Alder på 300 kv ledninger i sentralnettet[1] I en femtenårsperiode fra begynnelsen av 90-tallet opplevde vi en betydelig forbruksøkning uten tilsvarende investeringer i sentralnettet. Statnett gjennomførte da tiltak for å oppnå en høyere utnyttelse av eksisterende anleggsmasse i sentralnettet. Potensialet for dette er nå langt på vei oppbrukt. Samtidig er teknisk levetid for mange av anleggene i ferd med å løpe ut. Mer omfattende tiltak og investeringer vil være nødvendig i årene fremover for å imøtekomme samfunnsmessige behov for god forsyningssikkerhet og kapasitet i nettet. 2.2 Spenningsoppgradering utnytter de eksisterende traseene Vi mener det er riktig å utnytte eksisterende traseer best mulig før vi planlegger å ta i bruk nye traseer og nye områder. Spenningsoppgradering av eksisterende 300 kv nett til 420 kv er derfor svært viktig 5

4 for å realisere neste generasjon sentralnett og vil utgjøre en stor andel av Statnetts portefølje av planer for utvikling av sentralnettet. I årene fremover utgjør spenningsoppgradering ca. 2/3 deler av porteføljen for nettforsterkninger målt i antall kilometer. Figur 3: Spenningsoppgradering vs. nye traseer Spenningsoppgradering innebærer et bredt spekter av tekniske løsninger, fra oppisolering av eksisterende duplexledninger til 420 kv standard, ombygging av simplexledninger til å erstatte gamle simplexledninger med nye triplexledninger som drives på 420 kv. Dette krever også 420 kv stasjonsløsninger. Vanligvis kombineres spenningsoppgradering av ledninger med strømoppgradering, ved at det tillates en større strømstyrke på eksisterende anlegg. Noen ganger kan strømoppgradering være et alternativ til spenningsoppgradering, eller et første trinn på veien. Spenningsoppgradering fra 300 til 420 kv gir i seg selv en kapasitetsøkning på ca. 40 %. Spennings- og strømoppgradering gir til sammen en kapasitetsøkning på % på eksisterende duplexledninger, og en mangedobling av kapasiteten dersom en gammel simplexledning erstattes med en ny duplex/triplex-ledning. 2.3 Nye traseer og utkoblingsvindu - knapphetsgoder For systemdriften medfører bygging av nye ledninger i nye traseer klart færrest ulemper. De kan i stor grad bli bygget uten at det påvirker driften nevneverdig i byggeperioden. Nye traseer er imidlertid et knapphetsgode. Sett fra et miljøperspektiv er spenningsoppgradering en svært god løsning, kapasiteten i nettet økes uten at det er behov for vesentlig mer areal. Dette gjør det dermed lettere å få konsesjon for å oppgradere eksisterende anlegg enn for å bygge nye anlegg på nytt areal. Alt dette tilsier at spenningsoppgradering er veien videre, men vi støter da på nytt knapphetsgode utkoblingsvinduer. 6

5 Det er mange utfordringer ved spenningsoppgradering som spiser av denne knappe ressursen: Gamle simplexledninger egner seg ikke for ombygging. Disse må da rives og erstattes av nye ledninger. Nyere simplexledninger kan ofte bygges om, men omfang og konsekvens av utkoblingbehov kan kreve nybygging i stedet. 300 kv duplexledninger oppisoleres til 420 kv standard delvis gjennom AUS, men det er fortsatt påkrevd med utkobling for oppisolering av forankringsmaster og enkelte bæremaster. Oppgradering av stasjonsanleggene og sekvensiell omlegging til nytt spenningsnivå er en kompleks problemstilling og kan gi omfattende utkoblingsbehov. Må vi rive gamle ledninger før vi bygger nye, vil det bli spesielt krevende for kraftsystemet, da dette medfører en periode med lavere kapasitet enn i dag, økt kompleksitet og trolig lenger gjennomføringstid på grunn av økt koordineringsbehov og flere avhengigheter mellom delstrekninger. Samtidig kan det å bygge nytt før vi river trolig gi en mer tidkrevende konsesjonsprosess, og er heller ikke alltid mulig å gjennomføre. 2.4 Krav om høy tilgjengelig overføringskapasitet påvirker valg av konsepter og gjennomføringsstrategi Fra kraftmarkedets side forventes det nær full kapasitet mellom elspotområder og på mellomlandsforbindelser til enhver tid. Det gjør ombygging av nettet komplisert og utfordrende da utkoblinger medfører svekket overføringskapasitet. I jernbanesektoren har vi sett at Oslo Sentralbanestasjon har blitt stengt i ukesvis for ombygging, og buss har erstattet togforbindelser. Slike muligheter har vi ikke i kraftnettet. Strømforsyningen skal opprettholdes til enhver tid. Enkelte steder i nettet kan lavlastperioden benyttes for ombygging. Andre steder er ikke det en "enklere" ombyggingsperiode, da det på denne tiden av året gjerne er et stort kraftoverskudd som skal ut av området, eksempelvis fra Vestlandet. Nær mellomlandsforbindelsene er det behov for full import- og eksportkapasitet året rundt, og ombygginger vil alltid medføre konsekvenser for handelskapasiteten. Kravet om høy overføringskapasitet i nettet også i revisjonsperioder og i ombyggingsfasen påvirker i stor grad valg av tekniske løsninger og rekkefølge på ombygging. Resten av denne artikkelen vil dreie seg 7

6 om de erfaringer vi har gjort oss på Sørlandet og spesielt gjennom oppgraderingen av Vestre korridor (fra Kristiansand til Sauda). 3. PLANPROSESSEN I PRAKSIS 3.1 Spenningsoppgraderingen på Sørlandet Statnett har gjennom årene hatt planer om flere mellomlandsforbindelser fra Sør-Vestlandet. Det har vært utført analyser i flere omganger for å avdekke behovet for nettforsterkninger disse medfører. Figur 4: Hovedkorridorene på Sørlandet[2] Før NorNed skulle settes i drift i 2008, var det forventet at Holen- Brokke-Kristiansand (Midtre korridor) skulle være tilstrekkelig nettforsterkning innenlands for å møte den økte belastningen NorNed medførte i nettet på og til/fra Sørlandet. For å realisere flere kabler etter NorNed var spenningsoppgradering av 300 kv-nettet vurdert som beste løsning. For ny forbindelse til Danmark, Skagerrak4, ble spenningsoppgradering av Østre korridor prioritert, samt at et første konsept for oppgradering i Vestre korridor ble lansert for å muliggjøre ytterligere kabler fra Sørlandet. Analysene ble gjort før Midtre korridor ble idriftsatt. Erfaringene etter at NorNed (2008) og Midtre korridor (2009) ble satt i drift, viste imidlertid at driften ble langt mer utfordrende enn forutsatt gjennom analysene i forkant. Høsten 2011 ble derfor en ny Sør- 8

7 landsstudie[2] initiert etter mistanke om at de gjeldende analysene for nettforsterkninger for nye kabler kanskje var noe optimistiske. Studien synliggjorde at det var behov for nettforsterkninger også i Vestre korridor for å kunne ha full utnyttelse av dagens mellomlandsforbindelser og Skagerrak 4. Den viste også behov for flere nettforsterkninger i Vestre korridor enn tidligere forutsatt, dersom det skulle tilknyttes flere mellomlandsforbindelser fra regionen. Hvorfor ble resultatene fra Sørlandsstudien annerledes enn i de foregående studiene? Det ble lagt vekt på å benytte historisk krevende driftssituasjoner i analysegrunnlaget Markedssimuleringer ble benyttet mer målrettet for å anslå varighet av de begrensingene analysene avdekket, dette viste et langt større omfang enn tidligere antatt Tidligere studier hadde aggregert en del kapasiteter til en samlet overføringskapasitet til/fra Sørlandet dette medførte at viktige interne flaskehalser ble skjult i aggregeringen Grundigere analyser av spenningsstabilitet Kun igangsatte tiltak ble inkludert i basismodellen, og normalt enkle oppgraderingstiltak ble sjekket for gjennomførbarhet Nødvendig utbyggingssekvens ble vurdert og inkludert Hvilke tiltak gjorde så Statnett som følge av dette? Planene for nettutvikling på Sørlandet ble endret. Vestre korridorkonseptet ble betydelig utvidet for å dekke kapasitetsbehovet knyttet til nye kabler. Det ble tydeliggjort at vi trenger flere oppgraderinger før nye kabler kan utnyttes fullt ut. Erfaringene vi gjorde oss på Sørlandet er tatt med når vi ser på planlegging av nett i andre områder av landet. Viktigheten av å inkludere utkoblingsplanlegging og mulige gjennomføringsstrategier tidlig i planleggingen har blitt tydeliggjort og er nå et kritisk viktig element i vår systemplanlegging. 3.2 Fra generell N-1 til detaljvurdering av enkeltrevisjoner og alternative nettforsterkninger Tidligere utgjorde intakt nett og ferdig levert prosjekt grunnmuren i den samfunnsøkonomiske analysen av kost-nytte. Nå blir i stadig større grad systemdriftskostnader i byggefasen og ved revisjoner i nettet inkludert i denne analysen[3]. 9

8 Tradisjonelt har ikke nettet blitt dimensjonert for å kunne opprettholde overføringskapasiteten i revisjonsperioder. I Vestre korridor har vi imidlertid sett at ved å dimensjonere nettet utelukkende for behovene ved intakt nett, vil det fortsatt være betydelige flaskehalser igjen i nettet i revisjonsperioder eller ved feil i nettet. Dette ville medført vesentlige begrensninger i den totale handelskapasiteten på mellomlandsforbindelsene ved nær sagt alle ledningsutkoblinger i korridorene mot Sørlandet. Ved å foreta enkelte tilleggsinvesteringer i nettet, kan omfanget av handelsrestriksjoner reduseres betydelig. Likeledes kan omfanget av systemvern reduseres. Systemvern er et godt midlertidig tiltak når vi bruker det i et begrenset omfang. Men, med et stort omfang øker kompleksiteten i systemdriften og dermed øker risikoen for uønskete hendelser. Tilleggsinvesteringene bidrar således til bedret driftssikkerhet og driftsfleksibilitet i nettet ved at driftsmarginene økes. Ved spenningsoppgradering er ikke tradisjonell kapasitetsanalyse tilstrekkelig for å vurdere hvilke nettforsterkninger som anbefales. I valg av alternativ, kan vi måtte gå langt ned i detaljene før vi kan avklare hvilke alternativer som i det hele tatt er gjennomførbare og hvilket som er det beste. Dette gjelder forhold som: Må vi rive gammel ledning først eller kan vi bygge først og rive etterpå? Konsesjonsmessige/miljømessige hindringer på strekningen Inngrep i eksisterende 300 kv anlegg, eksempelvis gjenbruk av ledningsfelt til autotransformatorer og omlegginger av ledninger Kompleksitet i byggefasen og gjennomføringstid Krysninger mellom eksisterende og nye ledninger HMS-eksponering De ulike alternativene støter også i ulik grad på nye kapasitetsbegrensninger i 300 kv samleskinner og GIS-anlegg, samt at de i ulik grad gir fleksibilitet for den videre nettutviklingen. Disse forholdene (store kostnader i gjennomføringsfasen og lite fleksibilitet for ytterligere nettutvikling) kan forsvare dyrere nettløsninger enn det som er nødvendig basert på den rene kapasitetsanalysen for ferdig konsept. Eksempelvis viste kapasitetsanalyser at det var tilstrekkelig med 300 kv triplexledning mellom Sauda og Lyse som gikk innom eksisterende stasjonsanlegg i Hylen og Førre. Etter å ha vurdert hva dette ville ha å si i praksis, ble vårt foretrukne konsept endret til 420 kv drift 10

9 samt oppgradering av Hylen stasjon til 420 kv som blir tilknyttet naboledning Sauda-Saurdal i stedet. 4. ERFARINGER OG UTFORDRINGER 4.1 Forholdet til konsesjonsregimet Vi har til nå omtalt hvordan Statnett endrer vår planleggingsmetodikk for å være bedre tilpasset de utfordringene vi har og sikre gode og effektive løsninger. Hvordan får vi så tatt med oss denne kunnskapen videre inn i konsesjonsprosessene? Spenningsoppgradering av et større område utfordrer dagens konsesjonsregime. Veilederen for konsesjonssøknader er mer tilpasset enkeltprosjekter enn et komplekst prosjekt som Vestre korridor. For slike store komplekse prosjekter med flere enkeltledninger og stasjoner, er delstrekningenes avhengigheter av hverandre utfordrende på mange måter. Nytteverdi for enkeltledning er avhengig av at andre ledninger blir bygget, og rekkefølgen de kommer i Delstrekninger som realiserer samme nytten bør derfor pakkes og konsesjonssøkes samlet På den annen side kan pakking av mange delstrekninger i en konsesjonssøknad forsinke framdriften av de strekningene som haster mest, siden det kan gi lenger konsesjonsprosess Mye av den praktiske delen ved konsesjonsprosessen er knyttet til trasespørsmål på den enkelte forbindelse, noe som taler for en konsesjonssøknad pr ledning Det har i Vestre korridor-prosjektet vært en betydelig utfordring for Statnett å synliggjøre de ulike delstrekningenes avhengigheter av hverandre på en lettfattelig måte for konsesjonsmyndighetene. For å minimere konsekvensene for systemdriften av alle utkoblingene, er også rekkefølge på oppgraderingene essensielt. Forutsigbarhet for sluttbildet er utfordrende i en langvarig konsesjonsprosess med en rekke konsesjonssøknader. I tidligere konsesjonssøknader har hoveddelen bestått av miljø- og traserelaterte spørsmål, mens systembegrunnelse og systemtekniske for- 11

10 hold har vært viet lite plass. Dette må endre seg med økende detaljering i tidligfase av prosjektene. Spesielt må systemutfordringer i byggefasen beskrives i langt større grad, slik at de føringer det gir for konsesjonsvurderingene kan bli tatt hensyn til. For å sikre aksept for hvordan Statnett løser slike situasjoner er det avgjørende å spre kunnskap og skape forståelse om kompleksiteten knyttet til valg av konsept og gjennomføring av prosjektene våre, og kommunisere det systemtekniske bakteppet som et viktig premiss. 4.2 Kompetansekrav internt Tidligere har det vært viktigst for kraftsystemanalytikere å kunne foreta teknisk/økonomiske analyser på ferdige konsept. Å detaljvurdere spenningsoppgraderingskonsept fordrer en bredere kompetanse. Kraftsystemanalytikeren må fortsatt kunne det samme som tidligere, men det er flere andre problemstillinger som kommer inn: Kompontentbegrensinger i anleggene som oppgraderes Kapasitet(og dermed markeds-)konsekvens av utkoblinger Anleggsforståelse for både stasjoner og kraftledninger Hva kan gjøres samtidig av utkoblinger Hvilken rekkefølge bør det gjøres i Ideelt sett bør altså kraftsystemanalytikeren kunne mye om systemanalyser, operativ drift, kraftledningsbygging, apparatanlegg, releplanlegging, markedsanalyse, driftsplanlegging, konsesjonsprosesser, samfunnsøkonomi og litt logistikkplanlegging på toppen. Det lar seg sjelden kombinere i en og samme person, men det er kritisk viktig å være i stand til å fange opp problemstillinger som påvirker løsningens sluttfunksjon. I iveren etter å få gjennomført et enkeltprosjekt er det lett å miste totalbildet av syne og ende opp med en suboptimal løsning. Det har vi ikke råd til. REFERANSER [1] Statnett SF(2013):Nettutviklingsplan 2013, Nasjonal plan for neste generasjon sentralnett [2] Statnett SF(2011): Områdestudie Sørlandet, Konsekvenser av økt kabelkapasitet [3] Statnett SF(2013): Samfunnsøkonomisk analyse av Vestre korridor - Tilleggsutredning konsesjonsprosess Vestre korridor 12