Av Erling Tønne, NTE Nett AS / NTNU, Jan A. Foosnæs, NTE Nett AS / NTNU og Kjell Sand SINTEF Energi AS / NTNU Sammendrag Planlegging av distribusjonsnett har til nå vært relativt enkelt og forutsigbart. Hovedhensikten til distribusjonsnettet har vært å forsyne forbrukerne tilknyttet nettet. Nettbelastningen har variert med kundenes behov og har vært «lett» å prognosere. Et behov for økt kapasitet har vært løst med nettforsterkning. I fremtidens distribusjonsnett vil dette bli forandret. Distribuert produksjon (DG), fleksible kunder (DR og DSM), smarte nett, smarte hus og energieffektive men effektkrevende utstyr er noen elementer som vil gjøre påvirke nettbelastningen og gjøre den mer uforutsigbar og vanskelig å prognosere. For å ta kunne gjøre gode planer mht. fremtidig utvikling av distribusjonsnettet, bør dagens deterministiske («fit-and-forget») planleggingsmetodikk erstattes av en probabilistisk metodikk hvor scenarier og risiko knyttet til disse tas med i vurderingene. Til nå har behov for økt nettkapasitet normalt vært løst med nettforsterkning ut fra en «fit-and-forget»-strategi. Nettet skal tåle alle situasjoner. Denne strategien kan bli en barriere for økende integrering av fornybare energikilder og ikke-konvensjonelle laster. Den gir dyre løsninger med mye nettforsterkninger. En overgang til smarte nett gir nye muligheter for drift av nettet og bedre grunnlag for analyser og beslutninger. Et behov for økt nettkapasitet trenger ikke lenger nødvendigvis å løses med tradisjonell nettforsterkning. Samtidig øker usikkerheten mht. framtidig utvikling av last og produksjon i nettet. Er dagens planleggingsmetodikk godt nok egnet for planlegging av fremtidens smarte aktive distribusjonsnett? 41
Tradisjonell planlegging av distribusjonsnett har fram til nå vært relativt enkelt og forutsigbart. Forbruket til den enkelte sluttbruker har variert med utetemperatur, tid på døgnet, tid på året og om det er hverdag eller helg. Forbruksmønsteret har endret seg lite fra år til år. Det har vært lite innslag av produksjon tilknyttet distribusjonsnettet, slik at flyten av elektrisk energi har kun vært i en retning fra overliggende nett og ut til den enkelte sluttbruker. Dette omtales også som et passivt nett. Distribusjonsnettet har dermed typisk størst overføringskapasitet nærmest innmatingspunktet og minst kapasitet aller lengst ute i nettet. Behov for økt nettkapasitet i et område har vært løst ved at nettet har blitt forsterket med større tverrsnitt på linjer/kabler, større transformator eller nye forbindelser i tillegg til de eksisterende. Nettet har blitt dimensjonert bl.a. ut fra prognoser for maksimalbelastning over nettets levetid (30-50 år). Med en slik «fit-and-forget»- tilnærming trenger man normalt ikke å tenke på å forsterke nettet før dets levetid nærmer seg slutten. Figur 1 viser skjematisk hvordan tradisjonell (deterministisk) planleggingsmetodikk gjennomføres i dag. 42
I følge Energilovforskriften plikter nettselskapene i dag å tilby nettilknytning til alle som ønsker det uten periodevise begrensninger i effektuttak/-innmating. Kun i de tilfeller der det er klart at nettet senere skal bygges ut for full kapasitet, kan det inngås avtaler om midlertidig begrensning i effektutveksling mellom nettselskap og nettkunde. Avhengig av det enkelte tilfelle, kan dette medføre svært dårlig utnyttelse av nettkapasiteten i store deler av året. Samtidig kan denne bestemmelsen hindre utbygging av ny produksjon. Dersom nettilknytning av ny produksjon medfører tiltak i nettet, vil netteier kreve at aktuell produsent dekker kostnadene dette medfører. Ettersom mange potensielle småkraftprosjekter ligger i områder med lite last og svakt eller ikke noe nett i det hele tatt, kan tilknytningskostnadene bli så store at prosjektene blir ulønnsomme og dermed ikke gjennomført. Netteiere har til nå hatt minimalt med driftsinformasjon fra distribusjonsnettet. Måling av belastning og spenning samt varsling av feil har vært begrenset til nettets innmatingspunkt (avgang fra transformatorstasjon). Belastnings- og spenningsforhold utover i distribusjonsnettet har blitt beregnet med utgangspunkt i årlig energiforbruk for hver enkelt kunde (kwh/år), standard omregningsmetoder for energi og maksimal effekt, standard variasjonskurver over døgnet og året for ulike sluttbrukergrupper og standard prognoser for belastningsutvikling over tid. Belastningsdataene er med andre ord usikre og lastflytberegningene blir deretter. Avviket mellom målt og beregnet belastning er størst hos den enkelte sluttbruker og minst på sentralnettnivå. Figurene 2-5 viser eksempler på målt og beregnet belastning for hhv. 4500 og 43 kunder over ett år og en uke. 43
I figur 2 og 3 er beregnet belastning 20-30 % høyere enn målt belastning, bortsett fra i noen få enkelttimer hvor målt belastning er like høy/høyere enn beregnet. Belastning i tunglasttimene de siste 20 år er benyttet som grunnlag for beregning av belastningen. Dette gir normalt høye verdier, men i enkelte timer kan belastningen bli så høy. 44
I figur 4 og 5 er målt belastning bare 35-50 % av beregnet belastning. Dette kan skyldes at kundesammensetningen til denne nettstasjonen er vesentlig forskjellig fra det gjennomsnittet som er grunnlaget for beregnet belastning. En ser også at målt forbruk ikke følger samme standard variasjonsmønster som beregnet belastning. 45
I Norge som i resten av Europa og verden, forventes det en stor utbygging av fornybar kraft fram mot 2030. I Norge vil dette typisk bestå av mindre vannkraftverk uten magasinkapasitet, men også en del sol- og vindkraft kan forventes. Produksjonen er typisk uregulert, dvs. det produseres bare når det er tilstrekkelig vann i elva, dagslys eller vind. Med mye uregulert DG ute i nettet vil effektretningen avhenge av forholdet mellom produksjon og belastning enten fra overliggende nett og ut til forbrukerne eller fra forbrukerne/produksjonsenhetene og til overliggende nett. Dette omtales også som et aktivt nett. Tilknytning av DG ute i distribusjonsnettet vil ofte medføre spenningsproblemer pga. skiftende effektretning og spenningsfall i nettet. Figur 6 viser et eksempel på dette. Innen 1.1.2019 skal sluttbrukerne i Norge få registrert strømforbruk pr time (kwh/h) ved hjelp av nye smarte målere. Disse målerne kan i tillegg til forbruk registrere strøm, spenninger, leveringskvalitet og 46
jordfeil mm. Dette vil gi netteier tilgang til sanntidsdata med mye bedre kvalitet enn de beregnede verdier som hovedsakelig benyttes i dag. Dette vil igjen gi bedre grunnlagsdata for lastflytberegninger og planlegging av nett. Med sanntidsinformasjon om priser og eget forbruk kombinert med timesavregning av kraft og nettleie, kan sluttbrukerne bli motivert til å endre sine forbruksmønstre. Ved å flytte forbruk bort fra perioder med høy pris, vil de kunne spare penger. Kundene blir mer aktive i forhold til eget elforbruk og reagerer på prissignaler fra kraftmarkedet og fra netteier (DR) 1. Det kan bli interessant å investere i utstyr for å redusere energiforbruket og som automatisk kan styre elforbruket i boligen etter bl.a. informasjon om priser. Sluttbrukere med fleksibel belastning som f.eks. varmtvannsbeholdere og varmekabler, kan være interessert i å la en tredjepart (aggregator eller nettselskap) styre dette forbruket for en viss økonomisk godtgjøring (DSM) 2. En aggregator kan operere i kraftmarkedet med kjøp og salg av fleksibelt forbruk på samme vis som en kraftprodusent gjør med sin regulerbare produksjon. Et nettselskap kan ha behov for å redusere lasten i et område i en anstrengt forsyningssituasjon som f.eks. ved feil i nettet eller fare for overbelastning. Fokus på miljø, energieffektivisering og lokal energiproduksjon gjør at energiforbruket reduseres mens effektbehovet er uendret eller øker. Eksempler på dette er passivhus og plusshus. Passivhus har et energibehov som er ca. 25 % av normen for tradisjonelle boliger. Plusshus er en bygning eller bolig konstruert, designet og innrettet for å få det totale energiregnskapet til å gå i pluss. Et plusshus kan ses på som en liten kraftstasjon. Selv om energibehovet er lite eller null, vil de ha et effektbehov (fra nettet) på nivå med et vanlig hus. Lading av elbiler kan etter hvert også bli en utfordring i forhold til belastning av nettet og leveringskvalitet. Flere biler og større batterier vil øke belastningen av nettet betydelig. Som eksempel har en Tesla Modell S batteri med ytelse 60-85 kwh. Den kan lades hjemme med standard 3 kw (en fase 230 V / 13 A), det anbefales 7,4 kw (en fase 230 V / 32 A) og det er mulig med opp til 22 kw (tre fase 400 V / 32 A). 1 Demand response (DR) 2 Demand side management (DSM) 47
En utvikling innen elektriske apparater og utstyr er at de bruker mindre energi, men effektbehovet er større. Et eksempel på dette er tankløs varmtvannsbereder med effektbehov fra noen få kw til 20-30 kw alt etter ønsket kapasitet. Teknologiutvikling og integrering av IKT i distribusjonsnettet gir netteierne mulighet til å ta i bruk smartgridløsninger for drift, overvåkning og kontroll av distribusjonsnettet. Overvåkning av tilstand og belastning i nettet gir bedre datagrunnlag for utkobling/omkobling av anlegg som blir overbelastet samt redusert risiko for utfall og havari. Deteksjon av feil i nettet skjer raskere og mer effektivt. Omkoblinger og gjeninnkobling av nettet ved feil kan skje raskt og automatisk. Dette gir bedre leveringskvalitet - færre og kortere avbrudd. Systemer for aktiv styring av reaktiv effektflyt og belastninger/ produksjon for å kontrollere spenningsforholdene i nettet bedrer spenningskvaliteten og reduserer spenningsvariasjonene. Overvåkning av tilstander til komponenter i nettet som f.eks. oljenivå og temperatur på transformator reduserer risiko for utfall og havari. Bruk av smartgridløsninger kan i enkelte tilfeller være et bra og billigere alternativ enn tradisjonell nettforsterkning når ny last/produksjon skal tilknyttes nettet. AMS og smarte nettløsninger gir netteier mer informasjon om nettet, bedre nettdokumentasjon og bedre datagrunnlag for bl.a. planlegging av vedlikehold og reinvesteringer av nettet. Samtidig blir planleggingen mer utfordrende. Introduksjon av distribuert produksjon (DG) og fleksibelt forbruk (DR og DSM) gjør forsyningsbildet mer komplisert og uforutsigbart. Uregulert produksjon varierer med vannmengden i elva, solintensiteten eller vindhastigheten. Belastningen varierer med prisen på kraft og nettleie. Koblinger kan bli foretatt automatisk i nettet for å optimalisere driften mht. belastninger, tap og spenninger samt for opprettholde forsyningen i nettet ved feil. 48
Det skjer mye på teknologisiden for tiden, noe som gjør det vanskelig å forutse hvordan belastningsforholdene i et nettområde vil se ut 30-50 år fram i tid. Hvordan vil belastningen utvikle seg framover og hvordan vil den variere? Hvor stor blir andelen av elektriske biler? Hvor mye produksjon vil det bli i området? Hvor stor utbredelse blir det av vannkraftverk, solceller, vindmøller, brenselsceller? Med mer avanserte nettløsninger blir det også mer komplisert drift og normale driftstilfeller vil ikke eksistere i samme grad som i dag. Dersom netteiere skal fortsette å planlegge rehabilitering av nett som før med å ta høyde for at nettet skal klare å handtere alle eventualiteter mht. framtidig belastning av nettet, og at nettforsterkning er eneste alternativ, så vil vi få et kraftig og flott nett som er unødvendig overdimensjonert og kostbart. Et alternativ for å unngå unødvendig overinvestering i distribusjonsnettet, er å endre planleggingsmetodikken fra å være deterministisk til å være probabilistisk. Det vil si at man vurderer løsninger for ulike utviklings-scenarier og gjør prioriteringer ut fra sannsynlighetsvurderinger for disse scenariene. Netteiere bør også gjøre en vurdering av hvor stor risiko man kan akseptere med hensyn til feil/overbelastning i nettet. Dersom en løsning for et utviklingsscenario har for høy risiko, bør planlegger se på om det kan være noen risikoreduserende tiltak som eventuelt kan tas med inn i løsningsalternativet. Bruk av smarte løsninger for styring/kontroll av belastninger og spenninger i nettet må vurderes opp mot tradisjonell nettforsterkning. Figur 7 viser et eksempel på en probabilistisk planleggingsmetodikk. Det jobbes og forskes en del rundt dette for tiden. Målet må være at analyseverktøyene blir tilpasset denne type planleggingsmetodikk. Et bedre planleggingsverktøy i kombinasjon med økt grad av overvåkning, mer informasjon og bedre datakvalitet vil gi netteier bedre forutsetninger for å planlegge framtidas distribusjonsnett slik at man unngår overinvesteringer, utnytter nettkapasiteten optimalt og bedrer leveringskvaliteten til felles nytte for netteier og nettkunder. 49
Forutsetningene om at nettet skal klare å handtere alle mulige belastningstilfeller og at nettforsterkning er eneste alternativ for å øke kapasiteten, kan medføre at vi får et nett som er unødvendig overdimensjonert og kostbart. Bruk av smartgridløsninger kan i enkelte tilfeller være et bra og billigere alternativ enn tradisjonell nettforsterkning når ny last/produksjon skal tilknyttes nettet. På grunn av større usikkerhet med hensyn til framtidig utvikling av belastning og produksjon, bør nettplanleggingen i større grad baseres på bruk av scenarier og risikovurderinger. [1] SINTEF Energi AS (2013). Planleggingsbok for kraftnett http://www.sintef.no/projectweb/planbok/ [2] SSB (2013), Energiregnskap og energibalanse 2011-2012, www.ssb.no 50