Halvårsrapport fra Landssentralen

Transkript

1 Halvårsrapport fra Landssentralen 1/212 Dok.id.: Side 1

2 Innhold Sammendrag fra driften... 3 Energisituasjonen... 4 Handelsgrenser og flaskehalshåndtering... 5 Forsyningssikkerhet... 9 Frekvenskvalitet... 9 Spenningskvalitet... 1 Annet Halvårsrapporten fra Landssentralen presenterer informasjon om tekniske forhold og økonomiske nøkkeltall for systemdriften. Denne rapporten erstatter de tidligere utgitte tertialrapportene. For begreper, definisjoner og informasjon tilknyttet de ulike temaene, se Tom Tellefsen Direktør Systemdrift og -analyse Dok.id.: Side 2

3 GWh Sammendrag fra driften Systemdriften i 1. halvår har vært preget av høy produksjon og høy eksport til utlandet. Siden årsskiftet har vi hatt netto eksport hver uke, totalt ca. 1 TWh for halvåret. Eksportdominansen gjelder spesielt forbindelsene ut fra Sør-Norge men også fra Midt- og Nord- Norge har det vært eksport, med mindre og færre flaskehalser imidlertid. Tidenes høyeste timesutveksling ble målt 3. april i time 8 med 5255 MWh/h og 2. februar i time 12 ble samlet produksjon målt til 2591 MWh/h som også er rekord. Halvårets høyeste forbruk kom 3. februar i time 1: MWh/h. 3 kv ledningen Sauda-Saurdal ble idriftsatt i uke26, ca. ni måneder forsinket. Linjen har gitt vesentlig avlastning på forbindelsene mellom Vest- og Sørlandet, forbedret driftssikkerhet og mindre behov for spesialregulering eller deling av nettet. I 1. halvår var det flere driftsforstyrrelser som førte til bortfall av forbruk eller lavere forsyningssikkerhet. De viktigste hendelsene er: I oktober 211 havarerte en transformator i Kvandal og dette preget driften utover vinteren med redusert forsyningssikkerhet og underskudd av kraft til Troms og Finnmark. 2. februar ble situasjonen ytterligere forverret av et mastehavari på forbindelsen mellom Varangerbotn og Finland. Linjen til Finland ble koblet inn igjen 1. februar og 15. februar ble en reservetransformator satt i drift i Kvandal. Forsyningssikkerheten var tilnærmet normal etter dette. 12. januar oppsto en feil i Fardal stasjon og linjen Fardal - Hove ble satt ut av drift. Som følge av dette ble Bergen ensidig forsynt frem til 18. januar. 26. januar var det utfall av to transformatorer i Vang (Hamar) som førte til 1 MW lastutfall i ca. 3 timer. 4. april havarerte to master på linjen Aura - Viklandet som følge av snøras. Dette medførte redusert forsyningssikkerhet og underskuddsproblematikk inn til Møreområdet. Situasjonen bedret seg utover våren på grunn av lavere forbruk og høyere produksjon. Linjen var tilbake i drift 4. november. Utfall av en transformator i Salten 19. april medførte separatområde under Salten og utfall av 5 MW industriforbruk samt flere produksjonsenheter i området. Separatområdet ble innfaset etter ca. 1 minutter. Utfall av linjen Fardal-Leirdøla 23. mai medførte separatområde i indre Sogn hvor all produksjon og forbruk falt ut etter kort tid. Separatområdet var spenningsløst i ca. 3 minutter før produksjon og forbruk i området kunne kobles inn. Forbruk Produksjon Utveksling Uke Figur 1: Forbruk, produksjon og utveksling for Norge i første halvår 212. Dok.id.: Side 3

4 [%] TWh Energisituasjonen Kraftsituasjonen i Norge har vært god gjennom hele 1. halvår 212, og har vært vurdert som normal av Statnett gjennom hele perioden. Det er registrert 12 % nedbør i perioden januar til juni, og middeltemperaturen for Norge har var 1, C over normalen. Selv med mye nedbør og høye temperaturer har den hydrologiske balansen 1 svekket seg med ca. 6 TWh siden nyttår, noe som i hovedsak skyldes meget høy eksport gjennom hele 1. halvår. Selv med en redusert hydrologisk balanse over perioden, var det fortsatt et overskudd på ca. 5 TWh i Norge ved utgangen av juni. Overskuddet skyldes i hovedsak mer snø i fjellet enn normalt. Ved utgangen av 1. halvår 212 var magasinfyllingen 68 prosent. Ved inngangen til 212 var magasinfyllingen ca. 1 prosentpoeng over medianen (fra måleserien 1993 til 211), men har i løpet av 1. halvår nærmet seg denne og lå ved utgangen av juni kun 2 prosentpoeng over medianen. Dette skyldes hovedsakelig en sen vårkulminasjon som kom ca. 3 uker senere enn normalt og hele 6 uker senere enn i Prognose Figur 2: Hydrologisk balanse i Norge for årene Uke Figur 3: Magasinfylling i Norge for årene Summen av snø, markvann og vann i kraftmagasinene målt mot normalsituasjonen for hver uke. Dok.id.: Side 4

5 Handelsgrenser og flaskehalshåndtering Elspotområder De nordiske elspotområdene har vært uendret siden 1. november 211 da Sverige ble delt inn i fire prisområder. Handelsgrenser Gjennomsnittlig tilgjengelighet for handelskorridorer med utlandet var for halvåret sett under ett over 9 % av teknisk maksimal kapasitet både for eksport og for import. Dette er høyere enn i fjor. NO2-NL: NorNed var ute av drift ved to kortvarige anledninger: en dag grunnet feil og en dag for vedlikehold på nederlandsk side. NO2-DK1: Kapasiteten har vært redusert inntil 5 MW på grunn av samleskinnejobb i Kristiansand eller jobb på pol1/pol2 på dansk side. NO1-SE3: Eksportkapasiteten har vært redusert på dagtid vinterstid grunnet høy Oslolast eller høy flyt i Hallingdal/Numedal. Revisjoner og vinterlast i Østnettet samt vedlikehold i Gudbrandsdalen og på forbindelsen mellom Midt-Norge og Sverige har også redusert eksportkapasiteten. Importkapasiteten har vært begrenset fra svensk side i perioder på natt og helg grunnet flaskehals i Sverige(Västkustsnittet). Etter innføring av fire prisområder i Sverige blir ikke importkapasiteten lenger redusert på grunn av Snitt-2 i Midt-Sverige. Revisjoner på både norsk og svensk side utover våren har medført større reduksjoner i perioder med 2-3 ukers varighet, både på import og eksportkapasitet. NO2-NO5: Har vært redusert grunnet revisjoner, blant annet utkobling av Mauranger-Samnanger som har medført null kapasitet. Handelsgrensen nordover mot Vestlandet fra NO2 har vært begrenset for å hindre handelstransitt til NO1 via NO5. NO2-NO1: Har vært redusert ved revisjoner og for å begrense flyten på kabelen i Ytre Oslofjord i perioder med mye eksport til Sverige. NO5-NO1: Har vært redusert i perioder med delt drift på Vestlandet eller når forbindelsen mellom NO2 og NO5 har vært utkoblet. NO3-SE2: Nea-Järpströmmen har vært utkoblet noen uker på våren. Importkapasiteten har også vært redusert ved revisjoner mellom Ofoten og Klæbu. NO4-SE1: Det har vært reduksjoner i kapasitetene begge veier på grunn av revisjoner mellom Ofoten og Klæbu og fra Ofoten mot Sverige. NO4-SE2: Det har vært reduksjoner begge veier på grunn av utkoblinger mellom Ofoten og Klæbu og fra Ofoten mot Sverige. Det har også vært en kortvarig utkobling av selve forbindelsen Nedre Røssåga Ajaure. Handels-korridor Maks. kapasitet [MW] Tidsandel med maks. kapasitet Kapasitetens tilgjengelighet, i gjennom-snitt i perioden [%] Markedets utnyttelse av tilbudt kapasitet [%] NO1-SE % 86 % 47 % 27 % NO3-SE2 6 9 % 9 % 45 % 16 % NO4-SE % 89 % 69 % 67 % NO4-SE % 9 % 26 % 9 % NO2-DK % 93 % 72 % 6 % NO2-NL 7 99 % 99 % 95 % 93 % NO2-NO % 89 % 47 % 16 % NO2-NO % 85 % 13 % 5 % NO5-NO % 92 % 59 % 19 % NO4-NO % 95 % 56 % 17 % Tabell 1: Kapasitetstilgjengelighet og-utnyttelse i 1. halvår 212, eksport. Tidsandel med elspotflyt lik tilbudt kapasitet [%] Dok.id.: Side 5

6 Handels-korridor Maks. kapasitet [MW] Tidsandel med maks. kapasitet Kapasitetens tilgjengelighet, i gjennom-snitt i perioden [%] Markedets utnyttelse av tilbudt kapasitet [%] * SE3-NO % 86 % 7 % 2 % SE2-NO3 1 8 % 86 % 7 % % SE2-NO % 92 % 4 % 1 % SE1-NO % 96 % 5 % 2 % DK1-NO % 9 % 6 % 3 % NL-NO % 99 % 1 % 1 % NO1-NO % 97 % 4 % 1 % NO5-NO % 84 % 8 % 3 % NO1-NO % 9 % 1 % 1 % NO3-NO4 % % - 11 % Tabell 2: Kapasitetstilgjengelighet og-utnyttelse i 1. halvår 212, import. Tidsandel med elspotflyt lik tilbudt kapasitet [%] Konsekvenser ved bortfall av overføringskapasitet Tabell 3 viser de samfunnsøkonomiske kostnadene knyttet til bortfall av overføringskapasitet. Ved bortfall av overføringskapasitet menes her redusert kapasitet som følge av feil eller revisjoner på norsk og utenlandsk side. For 1. halvår 212 har det ikke vært feil/utfall som har ført til redusert handelskapasitet. Elspotkorridorene mellom NO1-SE3 og NO2-DK1 står for de klart største kostnadene og skyldes i stor grad revisjonsarbeid på henholdsvis Rød-Hasle og Skagerrakforbindelsen. Omfanget av kapasitetsreduksjoner på NO1-SE3 og NO2-DK1 gjenspeiles i Figur 4 som viser antall timer med flaskehals ved bortfall av overføringskapasitet. Forøvrig ser vi at et lavt antall timer med flaskehals mellom NO2 og NL har gitt en relativt høy samfunnsøkonomisk kostnad halvår 212 NO1 SE3 4 Revisjon Feil/utfall NO3 SE2 2 Revisjon Feil/utfall 2 NO4 SE1 2 Revisjon Feil/utfall NO4 SE2 2 Revisjon 2 Feil/utfall NO2 DK1 Revisjon Feil/utfall NO2 NL 3 Revisjon Feil/utfall NO1 NO2 4 Revisjon 1 Feil/utfall NO1 NO5 4 Revisjon 1 6 Feil/utfall NO2 NO5 4 Revisjon 17 2 Feil/utfall NO4 NO3 2 Revisjon Feil/utfall Sum Tabell 3: Samfunnsøkonomiske kostnader ved bortfall av overføringskapasitet(mnok). 2 Til og med 3. tertial 29 ble NO4-SE og NO3-SE rapportert som én forbindelse. 3 NorNed ble satt i drift i 2. tertial Sør-Norge ble delt i tre prisområder i 1. tertial 21. Dok.id.: Side 6

7 Timer NO1-SE3 NO2-DK1 NO5-NO2 NO3-SE2 NO4-SE1 NO4-SE2 NO4-NO3 NO2-NL Fra-Til Figur 4: Antall timer flaskehals ved bortfall av overføringskapasitet for utvalgte elspotkorridorer. Spesialregulering Spesialreguleringskostnadene i 1. halvår har vært lave sammenlignet med tidligere år. Reguleringsvolumet viser imidlertid at behovet har vært på nivå med tidligere år. Se Tabell 4 og Tabell halvår 212 Intakt nett, overlast Intakt nett, spenning Revisjoner Feil/utfall Annet Sum Tabell 4: Spesialreguleringskostnader(MNOK) fordelt på hovedårsakene, halvår halvår 212 Regulert kvantum ned Regulert kvantum opp Totalt Tabell 5: Spesialreguleringsvolum(GWh), halvår 212. Nærmere beskrivelse av de ti mest kostnadskrevende spesialreguleringene: Hallingdalssnittet: Flaskehals ved intakt nett p.g.a. høy produksjon fra Hallingdal og nordover til Sogn. Denne flaskehalsen oppsto i vinter og har vært den dyreste spesialreguleringskostnaden i perioden. Overskudd Østnettet: Flaskehals ved intakt nett som oppstår ved høyt kjøreønske i 132 kv nettet mellom Valdres og Ringerike. I vinter var det i lange perioder behov for nedregulering i dette området. Det ble etablert en ny driftskobling i nettet som bidro til å redusere kostnadene. Nesflaten-Sauda+Kjela Songa: Flaskehals ved intakt nett p.g.a høy produksjon i området mellom Odda, Suldal og Haukeli. Denne flaskehalsen oppsto tidlig i vår og har vedvart frem til sommeren. Dette har vært den spesialreguleringsårsaken med samlet størst reguleringsvolum i perioden. Hylen-Lyse: Revisjon av Hylen-Lyse i uke 25 og 26 skapte store flaskehalser p.g.a samtidig høy produksjon på Vestlandet. For å redusere kostnader og volum har sentralnettet vært driftet i radialer i lengre perioder. Dok.id.: Side 7

8 GWh MNOK Kvandal-Bardufoss/Kvandal T1: Revisjon i Kvandal i uke 21 og 22 ga ensidig forsyning til store nettområder og problematikk med over-/underskudd både nord og sør for utkoblingen. Kvandal T2: Feil på Kvandal T2 i vinter ga ensidig forsyning til store nettområder og problematikk med over-/underskudd både nord og sør for feilen. Effektbryter ssk B Øvre Årdal: Feil på en effektbryter i Øvre Årdal skapte en flaskehals fra Fortun og inn mot Øvre Årdal. Bryteren var ute for feil fra slutten av desember 211 til april i år. Ofotensnittet: Flaskehals ved intakt nett mellom Ofoten og Narvik. Oppstår ved høy/lav produksjon fra Ofoten og nordover. I mars/april var det behov for oppregulering p.g.a. underskudd i nettet. Overskudd Vestlandet: Samlepost for flere flaskehalser ved intakt nett på Vestlandet. Oppstår ved høy produksjon fra Sauda og opp til Sogn. Ved store overskudd blir nettet delt og driftet radielt for å redusere kostnader og reguleringsvolum. Fra slutten av mars var produksjonen i området så stor at det var behov for nedregulering og/eller oppdeling av nettet. Kristiansand T2: Revisjon av Kristiansand T2 gir ensidig forsyning til 11kV nettet mellom Kristiansand og Lyngdal med interne flaskehalser i og problemer med over- /underskudd. Kristiansand T2 var utkoblet en periode i mars og en i juni Revisjoner Inntakt nett, spenning Inntakt nett, overlast Feil/utfall Figur 5: Kostnadskrevende spesialreguleringer 1. halvår 212, fordelt på årsak og anleggsdeler Revisjoner Inntakt nett, spenning Inntakt nett, overlast Feil/utfall Figur 6: Regulert volum for kostnadskrevende spesialreguleringer 1. halvår 212. Dok.id.: Side 8

9 Minutter Timer Forsyningssikkerhet Statistikken for første halvår gjenspeiler situasjonen fra tidligere vintre, med utfordringer knyttet til forsyningssikkerheten i flere regioner. Både Bergen/BKK-området, Nord-Norge nord for Ofoten og Lofoten/Vesterålen ligger utenfor rammene for akseptabel risiko 5 i rundt 1 % av timene i perioden. For Sunnmøre er tilsvarende tall ca. 2 %. Mildt vær og lav last sammen med høy produksjon har gitt et totalt antall timer med redusert forsyningssikkerhet som er lavt sammenlignet med de siste år. Noteringene som er oppført som utkoblinger er i all hovedsak planlagte driftsstanser for ombygging av nettet. For Bergen/BKK-området gjelder dette eksempelvis bygging av ny 42 kv Sima-Samnanger. I Lofoten og Vesterålen har det spesielt vedlikehold i Kanstadbotn som har ført til utkoblinger med redusert driftssikkerhet Stavanger BKK Bergen Nord-Norge Lofoten/ Vesterålen Finnmark Kristiansand Sunnmøre Intakt nett Utkoblinger Figur 7: Antall timer med redusert driftssikkerhet i utvalgte områder 1.halvår 212. Frekvenskvalitet I Norden er kravet at frekvensen skal være innenfor et frekvensbånd på 5, Hz +/-,1 Hz. Frekvens utenfor dette båndet blir regnet som avvik og målet er færre enn 1 minutter frekvensavvik per år. De siste årene har avvikene vært økende og 1. halvår 212 er på nivå med fjoråret År Figur 8: Antall minutter med frekvensavvik, halvår N-1: Innebærer at enhver komponent i kraftsystemet skal kunne få en feil uten at forbrukere mister strømmen. Dok.id.: Side 9

10 Min. Antall Spenningskvalitet Spenningskvaliteten i 212 har vært bedre enn de senere år grunnet idriftsettelse av flere nye reaktorer. Høyt antall alarm/varsel i juni er typisk for årstiden og skyldes hovedsakelig lavt forbruk. Spenningsnivå Lav alarm Lav varsel Høy varsel Høy alarm Tabell 6: Definisjoner på varsel/alarm for spenningen i sentralnettet Januar Februar Mars April Mai Juni Figur 9: Totalt antall alarm/varsel med varighet over 3 min, 1. halvår Januar Februar Mars April Mai Juni Figur 1: Antall minutter alarm/varsel med varighet over 3 min, første halvår 212. Dok.id.: Side 1

11 MNOK MW/h Annet System- og balansetjenester Primærreserve Sekundærreserve Tertiærreserve(RKOM) Spesialregulering Reaktiv effekt Produksjonsflytting kvarter Systemvern Sum Tabell 7: Sammendrag av kostnader knyttet til system- og balansetjenester(mnok). Primærreserver Døgnmarked Ukemarked Uke Figur 11: Gjennomsnittlig timesinnkjøp av frekvensstyrte reserver per uke Døgnmarked Ukemarked Uke Figur 12: Kostnad per uke for innkjøp av frekvensstyrte reserver. Dok.id.: Side 11

12 MW Tertiærreserver Sesong 29/21 21/ /212 Effektvolum (MW) Tabell 8: Innkjøp av effektvolum i RKOM sesongmarkedet Produksjon Forbruk Uke Figur 13: Innkjøp av effektvolum i RKOM ukemarkedet. Kvartersflytting av produksjon halvår 212 Volum (GWh) Tabell 9: Volum av kvartersflytting av produksjon. Energiopsjoner i forbruk Sesong 26/27 27/28 28/29 29/21 21/ /212 Kostnad (MNOK) Effektvolum (MW) Energivolum (GWh) Tabell 1: Kostnader og kvantum for kjøpte energiopsjoner fordelt på sesong. Utkopling av fleksibelt forbruk Dato Årsak Berørt nettområde Feil på Varangerbotn-Ivalo og Kvandal T2 Troms, Finnmark Feil på Aura-Viklandet Møre Tabell 11: Tilfeller med utkobling av fleksibelt forbruk 1. halvår 212. Dok.id.: Side 12

13 Produksjonstilpasning Dato Driftsstans Berørt nettområde Berørte stasjonsgrupper Ø.Årdal-Årdalstangen Årdalstangen Naddvik Kongsvinger-T_Kongsvinger Kongsvinger Kongsvinger 26.1 Bardufoss-Bardufoss Krv Bardufoss Bardufoss 31.1 Samnanger T1 Samnanger, Kvam BKK, Bjølvo 1.2 Kongsvinger-T_Kongsvinger Kongsvinger Kongsvinger Samnanger T1 Samnanger, Kvam BKK, Bjølvo 24.2 Mauranger T3 Mauranger Folgefonn Refsdal stasjon Refsdal Vik Samnanger-Nordheimsund Kvam BKK, Bjølvo Samnanger T1 Samnanger; Kvam BKK, Bjølvo Mauranger T3 Mauranger Folgefonn Nesflaten-Røldal Odda HER, Oksla, Tysso 9.5 Knardalstrand-Eie Eie Vrangfoss Samnanger T1 Samnanger, Kvam BKK, Bjølvo 7.6 Nordheimsund-Øystese-Bjølvo Kvam Bjølvo 13.6 Adamselv T6 Adamselv Kjøllefjord Samnanger-Nordheimsund Samnanger, Kvam BKK, Bjølvo Samnanger T1 Samnanger, Kvam BKK Tabell 12: Tilfeller med produksjonstilpasning 1. halvår 212. Dok.id.: Side 13