Halvårsrapport fra Landssentralen

Transkript

1 Halvårsrapport fra Landssentralen 1/213 Dok.id.: Side 1

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

3 GWh Sammendrag fra driften Norge har hatt ca.,5 TWh import gjennom 1. halvår 213. Det kalde været i vinter gav både ny produksjons- og forbruksrekord: ny produksjonsrekord: MWh/h onsdag 16. januar i time 17. ny forbruksrekord: 2418 MWh/h forbruk onsdag 23. januar i time 9. Forbruk Produksjon Utveksling Figur 1: Forbruk, produksjon og utveksling for Norge i første halvår 213. Fra februar leverte alle TSOer i Norden sekundærreserver(frr-a) og det ble gjort ukentlige innkjøp frem til slutten av mai. De nordiske TSOene offentliggjorde da at markedet ville stenge og resultatene fra perioden ville bli evaluert. Markedet ble gjenåpnet i midten av september. Leveransene av FRR-A fungerte etter hensikten og i perioder med betydelig kvantum ble frekvenskvaliteten forbedret. Fra 7. mai var det streik i El & IT forbundet som omfattet BKK, Skagerak, Troms og Eidsiva. Streiken ble utvidet fra 14. mai og inkluderte da også Statnett, Lyse og Haugaland. Streiken medførte at flere planlagte revisjoner ble avlyst. Arbeid på forbindelsen Kanstadbotn- Kvitfossen ble ikke avsluttet som planlagt, noe som svekket forsyningssikkerheten til Lofoten. Noen nettkunder var også uten strøm pga. feil i distribusjonsnettet. Streiken ble avblåst 16. mai. I 1. halvår var det noen større driftsforstyrrelser som førte til bortfall av forbruk eller lavere forsyningssikkerhet. De viktigste hendelsene er: Grunnet feil var 132kV Hergot-Kvandal utkoblet fra 15. januar til 14. februar. Samtidig feil på aggregater i Innset og Adamselv gav anstrengt drift nord for Ofoten. Uvær lørdag 2. mars medførte flere ledningsutfall i Midt-Norge og førte til kortvarige lastutfall på Hydro Sunndalsøra (ASU) og Hustad Marmor. Ormen Lange ble hardest rammet da Viklandet-Fræna ble liggende ute til 5. mars. I denne perioden kunne Ormen Lange kun ha et forbruk på ca. 5W; normalt forbruk er på ca. 17 MW. To store driftsforstyrrelser gav total mørklegging av Lofoten, Vesterålen og Harstadområdet to ganger i løpet av kvelden 13. mars og natten/morgenen 14. mars. Første gang var opptil 17MW forbruk ute i flere timer. Andre gang var opptil 3 MW ute i ca. en time. Utfall av Grytten T2 1. april førte til mørklegging av Rauma (Åndalsnes) kommune i ca. en halv time. Utfall Ørskog T1 18.april. Feilen medførte utfall av forsyningen fra Kjelbotn(Ålesund) til Grov(Førde), hvor til sammen ca. 18 innbyggere var uten strøm i halvannen time. Transformatoren ble innkoplet påfølgende dag. Utfall av Sylling-Tegneby 13. juni medførte ca. 115 MW produksjonsfrakobling (PFK) som var aktivert pga. høy eksport mot Sverige. Eksportkapasiteten mot Sverige ble redusert med ca. 1 MW i perioden etter utfallet. Linjen ble liggende ute til 17. juni da den planmessig skulle kobles ut for revisjonsarbeid. Utfallet skjedde pga. feil i SF6 anlegget i Tegneby. Dok.id.: Side 3

4 % TWh 25. juni ble PFK utløst to ganger i Sør-Norge(2x8MW) pga. vernsignal fra Sylling- Tegneby. Samme dag ble også PFK utløst to ganger i Nord-Norge(2x13MW) da lynaktivitet førte til utfall av Ofoten-Ritsem. Energisituasjonen Kraftsituasjonen i Norge var god ved inngangen til 1. halvår 213. Grunnet kaldt og tørt vær 1 svekket den hydrologiske balansen 2 seg gjennom første halvdel av perioden. Kaldest og tørrest var det i deler av Sør-Norge og i mars satt flere stasjoner rekord for laveste månedsnedbør på over 1 år. I starten av april ble kraftsituasjonen i NO5, NO3 og deler av NO2 endret fra normal til stram. Dette innebærer at fleksibiliteten i kraftsystemet og systemets evne til å håndtere lite tilsig eller langvarige feil på overførings- og produksjonsanlegg, er begrenset. Situasjonen varte til midten av mai. Den hydrologiske balansen lå 3 TWh under normalen ved starten av 213. På sitt laveste var den hydrologiske balansen -2 TWh. Gjennom andre halvdel av 1.halvår styrket balansen seg og var 5 TWh under normalen under ved utgangen av perioden. Ved inngangen til 1.halvår var magasinfyllingen 69 %, på medianen. På sitt laveste var magasinfyllingen nede i 25 %, 8 prosentpoeng under medianen. Temperatur og nedbør over normalen i siste halvdel av 1. halvår medførte at magasinfyllingen ved utgangen av perioden var 68 %, to prosentpoeng over medianen Figur 2: Hydrologisk balanse i Norge for årene (Kilde: Markedskraft) Maks Min Median Figur 3: Magasinfylling i Norge for årene (Kilde: NVE). 1 1, C under normalen og 8 % av normal nedbør 2 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 første halvår på 95 % av teknisk maksimal kapasitet for eksport og 92 % for import. NO1-SE3 (Hasle) hadde hhv. 79 og 74 % tilgjengelighet, på samme nivå som forrige halvår. Øvrige utlandsforbindelser var alle mer enn 95 % tilgjengelige begge veier, vesentlig høyere enn forrige halvår. NO2-NL: Ingen reduksjon. NO2-DK1: Redusert fire dager i februar på grunn av oljelekkasje på transformator til Pol 3. Energinet DK reduserte fem dager i juni pga. revisjonsarbeid. Ellers kun små/kortvarige reduksjoner, vesentlig pga. samleskinnejobb i Kristiansand. NO1-SE3: Redusert på norsk side grunnet Oslolast og revisjoner/feil i Tegneby. Svenske reduksjoner pga. Västkustsnittet og revisjon to uker i april/mai. NO2-NO5: Handelsgrensen nordover mot Vestlandet fra NO2 har vært noe begrenset for å hindre handelstransitt til NO1 via NO5. NO2-NO1: Redusert i januar (med flaskehals mot NO1 på dagtid), på grunn av feil på Rød T4 og i juni (uten flaskehals) pga. feil på Sylling-Tegneby. NO5-NO1: Lite redusert. NO3-SE2: Importkapasiteten har vært redusert med inntil 4 MW ved utkoblinger mellom Nedre Røssåga og Verdal og på Aura-Vågåmo (Gudbrandsdalen) i 4 uker til sammen (nesten uten flaskehalser). NO4-SE1: Lite redusert. NO4-SE2: Lite redusert. Handels-korridor Maks. kapasitet [MW] Tidsandel med maks. kapasitet Kapasitetens tilgjengelighet, i gjennom-snitt i perioden [%] Markedets utnyttelse av tilbudt kapasitet [%] * Tidsandel med elspotflyt lik tilbudt kapasitet i markedet [%] NO1-SE % 79 % 23 % 12 % NO3-SE2 6 1 % 1 % 8 % 3 % NO4-SE % 99 % 5 % 47 % NO4-SE % 95 % 25 % 5 % NO2-DK % 98 % 24 % 19 % NO2-NL 7 1 % 1 % 88 % 83 % NO2-NO % 9 % 56 % 13 % NO2-NO % 98 % 56 % 46 % NO5-NO % 99 % 19 % 5 % NO4-NO % 95 % 8 % 56 % Tabell 1: Kapasitetstilgjengelighet og-utnyttelse i 1. halvår 213, eksport. Handels-korridor Maks. kapasitet [MW] Tidsandel med maks. kapasitet Kapasitetens tilgjengelighet, i gjennom-snitt i perioden [%] Markedets utnyttelse av tilbudt kapasitet [%] * SE3-NO % 74 % 37 % 32 % SE2-NO % 95 % 47 % 19 % SE2-NO % 94 % 14 % 13 % SE1-NO % 95 % 22 % 15 % DK1-NO % 94 % 47 % 35 % NL-NO2 7 1 % 1 % 5 % 2 % NO1-NO % 93 % 5 % % NO5-NO % 99 % 1 % 7 % NO1-NO % 91 % 2 % 8 % NO3-NO4 % 3 % 9 % 4 % Tabell 2: Kapasitetstilgjengelighet og-utnyttelse i 1. halvår 213, import. Tidsandel med elspotflyt lik tilbudt kapasitet i markedet [%] Dok.id.: Side 5

6 Timer Konsekvenser ved bortfall av overføringskapasitet Tabell 3 viser de samfunnsøkonomiske kostnadene 3 knyttet til bortfall av overføringskapasitet. Ved bortfall av overføringskapasitet menes her redusert kapasitet som følge av feil eller revisjoner på norsk og utenlandsk side. Elspotkorridorene NO1-SE3 og NO2-DK står for de største kostnadene og skyldes hovedsakelig revisjonsarbeid på svensk og dansk side. Ca. 7 % av kostnadene mellom NO2 og DK1 skyldes 1 dag i juni med ekstremt høye priser i Danmark, bl.a. to timer med maks elspotpris, 2 /MWh( NOK/MWh). Se også Figur 5 og Figur halvår 213 NO1 SE3 Revisjon Feil/utfall NO3 SE2 4 Revisjon Feil/utfall 2 NO4 SE1 Revisjon Feil/utfall NO4 SE2 5 Revisjon 4 1 Feil/utfall NO2 DK1 Revisjon Feil/utfall NO2 NL 6 Revisjon Feil/utfall NO1 NO2 7 Revisjon 1 1 Feil/utfall 8 9 NO1 NO5 7 Revisjon Feil/utfall NO2 NO5 7 Revisjon 17 4 Feil/utfall NO4 NO3 4 Revisjon Feil/utfall Sum Tabell 3: Samfunnsøkonomiske kostnader ved bortfall av overføringskapasitet(mnok) NO1-SE3 SE3-NO1 NO2-NO1 NO2-DK1 NO4-NO3 NO4-SE1 NO4-SE2 SE2-NO3 Fra-Til Figur 4: Antall timer flaskehals ved bortfall av overføringskapasitet for utvalgte elspotkorridorer. 3 Kapasitetsreduksjon * prisforskjell (mellom områdene). 4 Til og med 3. tertial 29 ble NO4-SE og NO3-SE rapportert som én forbindelse. 5 Til og med 211 ble NO4-SE1 og NO4-SE2 rapportert som én forbindelse. 6 NorNed ble satt i drift i Sør-Norge ble delt i tre prisområder i 21. Dok.id.: Side 6

7 Timer MNOK Figur 5: Samfunnsøkonomiske kostnader mellom NO2 og DK1 ved bortfall av overføringskapasitet Figur 6: Antall timer med flaskehals mellom NO2 og DK1 ved bortfall av overføringskapasitet. Dok.id.: Side 7

8 Spesialregulering halvår 213 Intakt nett, overlast Intakt nett, spenning Revisjoner Feil/utfall Annet Sum Tabell 4: Spesialreguleringskostnader(MNOK) per år fordelt på hovedårsakene, halvår 213 Nedregulering Oppregulering Totalt Tabell 5: Spesialreguleringsvolum(GWh) per år, Nærmere beskrivelse av de ti mest kostnadskrevende spesialreguleringene: Underskudd Vestland: Samlepost for flere flaskehalser ved intakt nett på Vestlandet. Oppstår ved lav produksjon og høyt forbruk fra Sauda og opp til Sogn. I mars og begynnelsen av april var det stort oppreguleringsbehov i dette området. Sauda-Saurdal og Førre-Lyse: Feil på disse to linjene i desember 212 skapte en flaskehals ut av området rundt Kvilldal med behov for nedregulering. Begge linjene kom inn i løpet av januar. Järpstrømmen-Nea: Flaskehals ved intakt nett. I april og begynnelsen av mai var det stort underskudd i NO3 og behov for oppregulering for å unngå overlast på linjen fra Sverige inn til Midt-Norge. Salten T1: Flaskehals ved intakt nett. Ved høy/lav produksjon i Saltenområdet og ned mot Svartisen oppstår en flaskehals mellom regional- og sentralnettet. Denne har oppstått jevnlig gjennom hele halvåret men var spesielt begrensende i mars. Salten T1 har også vært koblet ut en dag for revisjon. Kvandal-Ofoten+Sildvik-Tornehamn: Flaskehals ved intakt nett. Denne oppstår i Narviksområdet ved høyt overskudd fra Troms/Finnmark samtidig med høy eksport mot Sverige. Fra slutten av mai og i juni var det behov for nedregulering pga. denne flaskehalsen. Det ble også gjort oppdeling av nettet for å redusere kostnadene. Hallingdalssnittet: Flaskehals ved intakt nett pga. høy produksjon fra Hallingdal og nordover til Sogn. Denne flaskehalsen var begrensende i januar og februar. Roa-Ulven+Aura-Vågåmo: Revisjon av linjene Roa-Ulven og Aura-Vågåmo i juni skaper en flaskehals sørover ut fra Gudbrandsdalen. Samtidig høy vannføring gav behov for nedregulering av produksjon i området. Sylling-Tegneby: Utfall av Sylling-Tegneby 13. juni gav sterkt redusert kapasitet fra NO1 mot SE3. Det var da behov for nedregulering i hele Sør-Norge inntil elspotkapasiteten ble redusert fra 15. juni. Sylling-Tegneby var også utkoblet en dag for revisjon. Max overskudd nord m/nettsplitt: Flaskehals ved intakt nett. Oppstår ved høy produksjon fra Tunnsjødal og nordover. Kan delvis løses ved aktivering av systemvern(nettsplitt) men da må over- underskuddet nord for Ofoten begrenses. Denne situasjonen oppsto i slutten av mai og varte til midten av juni. Aurland1-Usta: Aurland1-Usta var utkoblet pga. feil fra 19. mars til midten av mai og gav redusert overføring i Hallingdal. Det var behov for nedregulering i området i slutten av mars. Dok.id.: Side 8

9 GWh MNOK Revisjon Intakt nett spenning Intakt nett overlast Feil/utfall Figur 7: Kostnadskrevende spesialreguleringer 1. halvår 213, fordelt på årsak og anleggsdeler Revisjon Intakt nett overlast Feil/utfall Figur 8: Regulert volum for kostnadskrevende spesialreguleringer 1. halvår 213. Dok.id.: Side 9

10 Timer Forsyningssikkerhet Registreringer for 1. halvår 213 viser at flere områder har hatt færre antall timer med redusert driftssikkerhet enn tidligere år. Dette gjelder bl.a. for BKK- og Bergens-området, Nord-Norge (nord for Ofoten) og for Lofoten/Vesterålen/Harstad. Stavanger og Sunnmøre kommer dårligere ut på statistikken i dette halvåret. Registeringene for første halvår 213 viser betydelig reduksjon for BKK- og Bergensområdet sammenlignet med første halvår 212. Dette skyldes i stor grad færre timer med planlagte utkoblinger. Registreringene for Nord-Norge (nord for Ofoten) og Lofoten/Vesterålen/ Harstad viser også bedre resultat. For Nord-Norge gjelder nedgangen ved intakt nett, for Lofoten/Vesterålen/Harstad skyldes nedgangen færre timer med planlagte utkoblinger. For Stavanger og Finnmark viser registreringene en viss forverring. For Stavanger gjelder dette ved intakt nett. Sunnmøre har hatt stort antall timer med N- drift dette halvåret, også sammenlignet med tidligere år. I dette området forventes det relativt kort gjenopprettingstid etter eventuelle feil i nettet. Statnett har en driftspolicy som er retningsgivende for hva som tillates av varighet og størrelse på enkeltutfall. Driftspolicyen sier blant annet: Ved intakt nett skal et enkeltutfall maksimalt berøre 2MW forbruk og ha varighet på maks. 1 time. Ved revisjoner tillates 5MW og varighet opptil 2 timer. 1. halvår 213 ble det registrert 8 brudd på driftspolicyen. Intakt nett Utkoblinger Stavanger BKK Bergen Nord-Norge Lofoten/ Vesterålen Finnmark Kristiansand Sunnmøre Figur 9: Antall timer med redusert driftssikkerhet i utvalgte områder 1. halvår 213. Dok.id.: Side 1

11 Minutter Frekvenskvalitet I Norden er kravet at frekvensen skal være innenfor et bånd på 5, +/-,1 Hz. Frekvens utenfor båndet blir regnet som avvik. Målet er færre enn 1 minutter med frekvensavvik per år År Figur 1: Antall minutter med frekvensavvik. Spenningskvalitet Figur 9 viser antall minutter med høy spenning for 1. halvår, dvs. spenning over 31/421 kv. I 29 fikk Statnett dispensasjon fra DSB til å drifte 3 kv- og 42 kv nettet over normerte spenninger. På denne tiden lå spenningene langt over det vi ser i dag. I slutten av 213 går dispensasjonen fra DSB ut og innen den tid vil Statnett ha idriftsatt 325 MVAr reaktorytelse for å bedre spenningsforholdene i nettet Region Nord Region Midt Region Sør 1 Januar Februar Mars April Mai Juni Figur 11: Antall minutter med spenningsoverskridelse. Dok.id.: Side 11

12 MNOK MW/h Annet System- og balansetjenester halvår 213 Primærreserve Sekundærreserve Tertiærreserve(RKOM) Spesialregulering Reaktiv effekt Produksjonsflytting kvarter Systemvern Sum Tabell 6: Sammendrag av kostnader knyttet til system- og balansetjenester(mnok). Primærreserver markedet Døgnmarkedet Figur 12: Gjennomsnittlig timesinnkjøp av primærreserver per uke. markedet Døgnmarkedet Figur 13: Kostnad per uke for innkjøp av primærreserver. Dok.id.: Side 12

13 MNOK MW Sekundærreserver (Frequency Restoration Reserves, FRR) Ned Opp Figur 14: Gjennomsnittlig timesinnkjøp av kapasitet i markedet for sekundærreserver Figur 15: Kostnad per uke for innkjøp av sekundærreserver. Tertiærreserver(RKOM) Fra høsten 212 ble RKOM-uke delt opp i to produkter: - Natt kl..-5. (nytt produkt fra høsten 212) - Dag kl (tidligere fra 5:-23:) Sesong 29/21 21/ / /213 Effektvolum (MW) Tabell 7: Innkjøpt effektvolum i RKOM sesongmarkedet. Dok.id.: Side 13

14 MW Forbruk Produksjon Figur 16: Innkjøpt effektvolum i RKOM ukemarkedet. Kvartersflytting av produksjon halvår 213 Volum (GWh) Tabell 8: Volum av kvartersflytting av produksjon. Energiopsjoner i forbruk Sesong 26/27 27/28 28/29 29/21 21/ / /213 Kostnad (MNOK) Effektvolum (MW) Energivolum (GWh) Tabell 9: Kostnader og kvantum for kjøpte energiopsjoner fordelt på sesong. Dok.id.: Side 14

15 Produksjonstilpasning Dato Driftsstans Berørt nettområde Berørte stasjonsgrupper Samnanger-Frøland Samnanger-Nordheimsund Samnanger BKK, Bjølvo Kvandal-Hergot Narvik Nygårdsfjell vind 31.1 Mauranger T3 Mauranger Folgefonn Åsen-Røldal Odda Oksla, Tysso Varangerbotn-Kirkenes Sør-Varanger Skogfoss 5.4 Svartholtet-Osa Elverum Hedmark 8.4 Åsen T3 Odda Tysso, Oksla Aura-Grøa Sunndalen Grøa, Driva 15.4 Sildvik-Kvandal Narvik Nygårdsfjell vind Hegsetfoss stasjon Selbu, Nea 26.4 Sildvik-Kvandal Narvik Nygårdsfjell vind Sunde-Skei Førde Sunnfjord Vågåmo-Osbu Aura-Osbu Aura Aura 3.5 Adamselv T6 Adamselv Kjøllefjord Saurdal-Sauda Saurdal Ulla-Førre 5.6 Husnes-Stord Stord Midtfjellet vind Saurdal-Førre Saurdal Ulla-Førre Leirdøla-Fortun Fortun T7 og T8 Indre Sogn Fortun, Tyin, Naddvik Kristiansand T2 Vest-Agder Øie Mauranger T3 Mauranger Folgefonn Hemsil 2-Sogn Hallingdal Hallingdal Nordheimsund-Øystese Kvam Bjølvo Tabell 1: Tilfeller med produksjonstilpasning 1. halvår 213. Utkopling av fleksibelt forbruk Dato Årsak Berørt nettområde Feil på Ofoten-Kvandal og Hergot-Kvandal Troms, Finnmark Tabell 11: Tilfeller med utkobling av fleksibelt forbruk 1. halvår 213. Dok.id.: Side 15