Av Håkon Gabrielsen, Sweco Norge AS Sammendrag Mange planlagte vindkraftutbygginger er plassert i nærhet til andre kraftverk og forbruksområder, og effektflyten i kraftnettet vil da få store variasjoner. Selv om det da er for liten kapasitet i kraftnettet for dimensjonerende tilfelle, vil store deler av årlig produksjon likevel kunne vært overført. I prosjektet som er vurdert ville det gitt økonomisk gevinst å tillate tapt produksjon for å unngå overlast, i stedet for å forsterke kraftnettet eller begrense installert effekt til det som er gitt av overføringskapasiteten. Det er også vurdert tekniske løsninger for å øke utnyttelsesgraden i parallelle overføringskorridorer, hvordan dette påvirker systemdynamikken, og hvilke begrensninger som ligger i dagens insentiver. Norge har noen av Europas beste forutsetninger for vindkraftutbygging ved at det er mye vind spredt over store arealer. Teknologisk utvikling og ordningen med elsertifikater har de siste årene gjort at utbygging av vindkraft i økende grad er aktuelt. Nettilknytning er ofte en utfordring i forbindelse med vindkraftutbygging, og er i enkelte tilfeller så problematisk at prosjektet avsluttes på tidlig planleggingsstadium. Det er ofte behov for forsterkninger i kraftnettet for å kunne bygge ut, og det går ut over prosjektets lønnsomhet. E.ON Wind søkte i desember 2012 om konsesjon for bygging av tre vindkraftverk i Marker kommune, med installert effekt på til sammen 123 MW. I forbindelse med prosjektutviklingen kom det frem at tradisjonell vurdering av kapasitet for ny produksjon tilsa at utbygging ut over 60 MW ville kreve omfattende forsterkning i kraftnettet. Det ble samtidig påpekt av netteier at det store deler av året ville være betydelig større ledig overføringskapasitet, og at det i 6800 timer i året vil være kapasitet for hele 90 MW ny produksjon. På bakgrunn av dette ble det våren 2013 skrevet en masteroppgave ved NTNU, i samarbeid med Sweco Norge, som omhandlet tekniske løsninger for å gi best mulig utnyttelse av vindressurser og nettkapasitet for de aktuelle prosjektene [1]. Denne rapporten gir et forenklet utdrag av resultatene. 183
Tradisjonell dimensjonering av kraftnett er basert på at det skal tåle belastningen ved worst case scenario. For tilfellet som er vurdert her, vil det si belastningen ved maksimal produksjon i både vannkraftverkene og vindkraftverkene, samtidig som forbruket er på sitt laveste. I tillegg til at ledig overføringskapasitet i store deler av året vil være vesentlig større enn for det dimensjonerende tilfellet, vil eventuell vindkraftproduksjon variere, og det vil sjelden være vindforhold for full produksjon. I områder med kraftunderskudd, er det å ha nok overføringskapasitet, eventuelt også reserve, helt essensielt fordi «strømmen skal fram» til alle forbrukere. I områder med kraftoverskudd er det imidlertid mulig å velge en annen tilnærming. Ved nedregulering av produksjonen i et kraftverk i perioder av hensyn til begrenset overføringskapasitet, vil den eneste konsekvensen være reduserte inntekter som følge av tapt produksjon. Hvis nåverdien av produksjonen som eventuelt går tapt er lavere enn investeringskostnadene for å øke overføringskapasiteten, kan den beste teknisk-økonomiske løsningen være å bygge ut mer produksjon enn det en tradisjonell vurdering tilsier at det er kapasitet for. I analysene ble det brukt en lastflytmodell av regionalnettet i Østfold, med forutsetning av at det ikke gjøres forsterkninger i nettet ut over det som uansett er nødvendig for å tilknytte vindkraftverkene. For å gjøre samlet vurdering av alle driftstilfeller som kan oppstå i nettet, ble det utviklet et program i Matlab for å gjøre serier av lastflytberegning med modellerte tidsserier for produksjon i vannkraftverk og vindkraftverk og forbruk i regionalnettet. For kraftverkene var tidsserien basert på sannsynlighetsfordelinger for vannføring og vindhastighet, og forbruket ble modellert med faktiske forbruksdata for 2011, justert til å representere forbruk i det aktuelle området. En av anvendelsene for dette analyseverktøyet, var å undersøke hvor store deler av året det oppstår ulike grader av begrensninger i overføringskapasiteten, og hvor mye av produksjonen som vil gå tapt ved ulike størrelser for installert effekt i vindkraftverkene. 184
Figur 1 gir et delvis bilde av hvordan ledig kapasitet varierer gjennom året, basert på modelleringen av forbruk og produksjon. Det er ledig kapasitet for 60 MW hele året (8760 timer), mens det er ledig kapasitet for 90 MW bare omtrent 6500 timer. Dette stemmer ganske godt med nettselskapets vurdering, som viste at med faktisk forbruk og produksjon for 2011, ville det være kapasitet for 60 MW hele året, og 90 MW i omtrent 6800 timer. Figur 2 viser hvordan brukstiden for vindkraftverket påvirkes av at det bygges ut med installert effekt større enn 60 MW, og at produksjonen reguleres ned når det ikke er nok tilgjengelig overføringskapasitet. 185
Ved 90 MW utbygging vil det i 25 % av året ikke være nok kapasitet til full produksjon, men likevel reduseres produksjonen bare med 0,7 % i forhold til det den ville vært uten begrensning i nettkapasitet. Dette skyldes at det sjelden er stor vannkraftproduksjon og spesielt lavt forbruk, som typisk vil forekomme tidlig på sommeren, samtidig med at det er full produksjon i vindkraftverket, som har hovedtyngden av produksjonen om vinteren. I tillegg til løsningen med å regulere ned produksjonen for å unngå overlast i systemet, er det gjort analyse med bruk av fasevinkelregulator for å fordele belastningen mellom to ulike overføringskorridorer ut av området. Disse korridorene kan ikke driftes i parallell uten regulering, på grunn av ulik impedans og påvirkning fra ovenforliggende nett. Produksjonen i vannkraftverkene fordeles normalt mellom de to korridorene ved omkobling av aggregater, men for å fordele belastningen trinnløst mellom korridorene ved full produksjon må det brukes fasevinkelregulator, DC-kobling eller tilsvarende komponenter for direkte styring av lastflyt. Analysene viste at en slik lastflytregulering med 10 MVA kapasitet i kombinasjon med produksjonsbegrensning, kunne redusere behovet for produksjonsbegrensning og dermed øke inntekten for vindkraftutbyggeren. Det ble også påvist mulighet for å redusere overføringstap ved å optimalisere effektflyten i de to korridorene i tilfeller da de ikke er belastet fullt ut. Det forventes imidlertid at fasevinkelregulator vil ha så høy investeringskostnad at det i dette tilfellet trolig blir dyrere enn å øke overføringskapasiteten i en av korridorene. Den stasjonære nettmodellen er utvidet med dynamiske modeller av alle eksisterende vannkraftaggregater og nye vindkraftverk. Det er forutsatt at vindkraftverket bygges med turbiner med frekvensomformer mellom generatoren og kraftnettet. Det er gjort vurdering av hvordan tilknytning av vindkraftverk påvirker stabiliteten i systemet, både med lineær analyse og simulering av forstyrrelser. Figur 3 viser hvordan egenverdiene i systemet flyttes i kompleksplanet når produksjon i vindkraftverket endres fra 0 til 120 MW. Den viser at svingemodiene i hovedsak ikke endres, men noen av egenverdiene flyttes mot høyre, som betyr at de blir dårligere dempet. Det egenverdiparet som ligger lengst til høyre representerer imidlertid svingninger internt i vindturbinen, i torsjonen mellom svingmassene til 186
henholdsvis generator og turbin. Dette vil ikke påvirke systemet utenfor, da frekvensomformeren vil dempe bort svingningene. Det er også gjort dynamiske simuleringer for å undersøke påvirkningen av vindkraftverket på dynamiske forløp i systemet ved store forstyrrelser. Det ble ikke påvist vesentlige endringer i disse analysene heller, som illustreres med svingeforløpet vist i Figur 4. 187
Ved å regulere produksjon i vindkraftverket og eventuelt effektflyt i fasevinkelregulator basert på måling av belastning, introduseres ny dynamikk i systemet. Dette ble lagt inn i egenverdianalyse og dynamisk modell for å vurdere hvordan innstilling av regulatorene bør gjøres. Regulatorparameterne ble optimalisert gjennom lineær analyse, og virkningen av å endre disse ble undersøkt ved hjelp av dynamiske simuleringer. Lineæranalysen antydet at tidskonstanten for regulering av produksjon bør være 10 sekunder eller mer for å unngå påvirkning av de elektromekaniske svingemodiene i systemet. Figur 5 viser hvordan det største aggregatet i Vamma svinger når produksjonsbegrenseren aktiveres ved overlast. Den valgte integrator-forsterkning (KI1=0,1) er sammenlignet med regulering som gjøres ti ganger raskere. Endring av vindkraftproduksjon kan endres tilnærmet momentant, ved hjelp av frekvensomformeren, og simuleringer viste at reguleringen bør gjøres langsomt både av hensyn systemstabiliteten og mekaniske svingninger internt i vindturbinen. Når det i tillegg til produksjonsbegrensning brukes lastflytregulering, bør innstillingene for de to reguleringene samordnes for å unngå at de svinger mot hverandre. Det ble gjort beregninger for hvordan dette kunne optimaliseres, og slik oppnå overkritisk demping (uten oversving). Simuleringene vist imidlertid at systemet også ga god demping av svingningene mellom regulatorene, slik at det også ved ugunstige innstillinger oppstod balanse relativt raskt. 188
For å gi en økonomisk sammenligning av ulike alternativer brukes her begrepet investeringseffektivitet, og med det menes forholdet mellom inntektene kraftverket gir, og investeringskostnadene som skal til for å realisere prosjektet. For å generalisere og forenkle, er verdiene normalisert slik at de gjelder per MW installert effekt, og relativt til en referansecase på 60 MW utbygging. Figur 3 viser hvordan investeringseffektiviteten endres ved ulike størrelser for vindkraftverkene. Grunnen til at inntektene per MW synker ved økt utbygging også under 60 MW, er at inntekten er korrigert for blant annet marginaltapsleddet i nett-tariffen, som får høyere prosentsats ved større belastning av nettet. Investeringskostnaden er basert på kostnadsestimat for utbygging og anleggsbidrag utført i forbindelse med konsekvensutredning for vindkraftverkene. Kostnaden per MW synker når installert effekt øker, og gjenspeiler at store vindkraftutbygginger ofte er mer lønnsomme enn små. Unntaket er sprangene i kostnad ved 40 MW og 80 MW, som representerer overgangen til realisering av henholdsvis to og tre av de omsøkte planområdene. Kurven for effektivitet er direkte gitt av inntekt delt på investering, og viser da hvor mye avkastning hver investerte krone gir, i forhold til referansecase. 189
Kurven for investeringseffektivitet viser at optimal størrelse for vindkraftverket er 80 MW, forutsatt blant annet at det ikke gjøres forsterkninger i regionalnettet, men at produksjonen reguleres ned ved behov. Det tilsvarer realisering av de to mest lønnsomme planområdene. Investeringseffektiviteten ved 80 MW er omtrent 1 % høyere enn ved 60 MW, som vil være begrensningen om tradisjonell tilnærming for kapasitetsvurdering legges til grunn. Gitt en utbyggingskostnad på 11 millioner kr per MW installert effekt, tilsvarer dette forenklet sett en merverdi på 8,8 millioner kroner ved 80 MW utbygging. Dersom løsningen skulle vært å øke overføringskapasiteten med ca. 20 MW slik at produksjonstap unngås, ville det økt inntektene med 0,24 %. Det ville også medført vesentlig større anleggsbidrag, og hvis økningen utgjør mer enn 0,24 % av investeringskostnadene ellers, er det likevel løsningen med produksjonsbegrensning som gir høyest investeringseffektivitet totalt sett. Ved 80 MW utbygging vil 0,24 % av investeringskostnadene bety 2,1 millioner kroner, og overslagsberegninger viser at den nødvendige kapasitetsøkningen vil være vesentlig dyrere. I følge utførte beregninger er derfor den mest lønnsomme løsningen å bygge ut mer vindkraft enn det kraftnettet har kapasitet for, og bruke produksjonsbegrensning for å unngå overlast i de få tilfellene det vil være behov for det. I beregningene har det kommet frem at marginaltapssatsene som bestemmer energileddet i nett-tariffen har vesentlig innvirkning på lønnsomheten i prosjektet. Vindkraftverket tilknyttes ytterst i en radial som da får stort kraftoverskudd, og for den isolerte delen av kraftnettet vil marginaltapskostnadene for utbygger være vesentlig høyere enn verdien av den faktiske økningen i overføringstap. Denne differansen blir faktisk også større av at nettselskapet oppdaterer marginaltapssatsene oftere enn de er pålagt å gjøre, ved at det blir større variasjoner i beregnet effektflyt, og dermed høyere beregnet tap og marginaltap i gjennomsnitt per produserte kwh. Til gjengjeld nyter kraftprodusenter i området godt av negative marginaltapssatser i sentralnettet på grunn av kraftunderskudd i regionen generelt. 190
Ny teknologi gjør det mulig både å modellere, overvåke og styre kraftsystemet i større grad enn før. I stedet for å bruke konservativ tilnærming for kapasitetsvurdering, kan en derfor tilpasse produksjonen i kraftverk til nettkapasiteten i nær sanntid. Vurdering av et konkret prosjekt har vist at dette kan være økonomisk gunstig å akseptere produksjonstap i stedet for å øke overføringskapasiteten. I det konkrete prosjektet er utbyggeren tildelt anleggskonsesjon for to av tre planområder, med installert effekt på inntil 90 MW. Det er imidlertid stilt krav til at utbygger skal dokumentere at nettkapasiteten er stor nok [2]. Det er på et senere tidspunkt meldt inn andre utbyggingsplaner i området. Hvis disse realiseres i tillegg til vindkraftutbyggingen, må kapasiteten uansett økes, og det forventes at den mest gunstige løsningen da vil være å ta høyde for vindkraftproduksjonen ved dimensjonering. Dette illustrerer også en av utfordringene ved eventuelt å realisere den alternative måten å håndtere kapasitetsbegrensningen, ved at det vil være uklart hvem som har rettighet til overføringskapasitet som utvides på et senere tidspunkt. De dynamiske utfordringene ved å introdusere vindkraft og regulering basert på belastning i overføringsledninger viste seg å være greit overkommelige for det vurderte prosjektet. Det var imidlertid forutsatt vindturbiner med frekvensomformere, og direkte tilknyttede vindturbiner vil erfaringsmessig kunne gi større utfordringer i forbindelse med stabilitet. Marginaltapsleddet i nett-tariffen påvirker de økonomiske betingelsene for kraftutbygging, og gir et insentiv til å tilpasse utbygging, og om mulig produksjon, for å begrense overføringstap. Måten det beregnes på gir imidlertid ikke helt godt samsvar mellom kostnadene for kraftprodusent og de faktiske kostnadene for påførte tap i nettet. Insentivet kan da påvirke utbygger i en retning som ikke er samfunnsøkonomisk gunstig, og derfor virke mot sin hensikt. For utdyping og beskrivelse av de tekniske løsningene og vurderingene, henvises til masteroppgaven som denne rapporten baserer seg på. 191
[1] Gabrielsen, H. (2013). Kapasitetsutnyttelse og Stabilitet ved Nettilknytning av Vindkraftverk, https://daim.idi.ntnu.no/masteroppgave?id=10070 (sitert 01.02.2014) [2] Norges Vassdrags- og Energidirektorat (2013). Anleggskonsesjon for Høgås og Joarknatten vindkraftverk http://skjema.nve.no/nve-saksdokument/201200476-165- 1472034.PDF (sitert 01.02.2014) 192