Utmaningar för det smarta elnätet
Rapport R13-962 Utmaningar för det smarta elnätet Math Bollen Ove Westman Datum 2013-10-31 Distribution till Karin Widegren Näringsdepartementet Kundens referens N2012:03/2013/13 Antal sidor i huvuddokument 49 Copyright: Utan skriftligt tillstånd från STRI AB får publicering eller kopiering av innehållet i denna rapport endast ske i sin helhet. STRIs projektnr 85062 Distribution STRI sid 1-3 VD, M, Q, R, RT, S Rapport version 1.95 Rapport R13-962 Sida 1 (49) Sammanfattning Kapitel 1 ger bakgrunden till rapporten Kapitel 2 innehåller definitioner av Smarta elnät och Distribuerad generering (DG) Kapitel 3 redogör för flera stora utmaningar som elnäten står inför i samband med introduceringen av en storskalig användning av förnybara energikällor vid produktion av elenergi. Framförallt gäller detta anläggningar med vindkraft, eftersom de förväntas bli avsevärt mycket större än anläggningar med solkraft. Även den betydelsefulla och användbara termen acceptansgräns förklaras. Kapitel 4 handlar om marknaden och hur den kan påverka effektflödena i elnäten. Priser på el och effektflöden varierar mycket på olika tidsskalor. Marknaden påverkar också konsumentens agerande i sin konsumtion, som därigenom också påverkar situationen i distributionsnäten. Kapitel 5 försöker förutse vilka av utmaningar som nämns i Kapitel 3 som kommer att vara aktuella inom en tidshorisont av 5 till 10 år. Kapitel 6 klassificerar den teknologi och de nya metoder som går under samlingsnamnet ”smarta elnät”. Kapitel 7 redogör för vilka av utmaningarna som behöver åtgärdas nu eller inom några år Kapitel 8 listar referenser till rapporten Rapport R13-962 Sida 2 (49) Sammanfattning ............................................................................................................................. 1 1 Bakgrund ............................................................................................................................. 3 2 Smarta elnät ......................................................................................................................... 4 2.1 Definitioner ................................................................................................................ 4 2.2 Ledtid för nya elnät .................................................................................................... 5 3 Utmaningar .......................................................................................................................... 7 3.1 Ny Produktion (DG) ................................................................................................... 7 3.1.1 Acceptansgräns .............................................................................................. 7 3.1.2 Stora vindkraftsparker .................................................................................... 9 3.1.3 Mindre vindkraftsparker ............................................................................... 14 3.1.4 Solkraft/PV .................................................................................................. 21 3.1.5 Ångbaserad solkraft ..................................................................................... 27 3.1.6 Kraftvärme .................................................................................................. 29 3.2 Ny konsumtion ......................................................................................................... 29 3.2.1 Elbilar .......................................................................................................... 29 3.2.2 Värmepumpar .............................................................................................. 30 3.2.3 Lågenergibelysning ...................................................................................... 32 4 Elmarknader ...................................................................................................................... 33 4.1 Nya effektflöden på transmissionsnivå...................................................................... 33 4.2 Konsekvensen för tillförlitligheten............................................................................ 34 4.3 Marknadens påverkan på distributionsnät ................................................................. 34 5 Vad förväntas inom några år............................................................................................... 36 6 Klassificering av ny teknologi och nya metoder .................................................................. 38 6.1 Lösningar i nätet ...................................................................................................... 38 6.2 Krav på nätanvändare och deras utrustning ............................................................... 39 6.3 Deltagandet av nätanvändare .................................................................................... 39 6.4 Marknadsbaserade lösningar..................................................................................... 40 6.5 Lösningar på kundsidan av mätaren .......................................................................... 41 7 Slutsatser ........................................................................................................................... 42 8 Referenser .......................................................................................................................... 44 Rapport R13-962 Sida 3 (49) 1 Bakgrund Samordningsrådet för smarta elnät har bland annat som uppdrag att ta fram ett förslag på handlingsplan för smarta elnät i Sverige. Som underlag för detta behövs det kunskap om möjligheterna med ny teknologi, samt en bedömning av vilken teknologi som redan finns på marknaden, eller är tillräckligt mogen för att kunna användas inom några år. Samordningsrådet för smarta elnät har även som uppdrag att etablera en kunskapsplattform för att öka kunskapen om smarta elnät. Fokus för denna plattform ligger på elmarknadens olika aktörer, sakägare och intresseorganisationer, samt närmast berörda branscher. Det långsiktiga målet Det långsiktiga målet, där detta projekt ingår som ett första steg, är att göra en inventering av ny teknologi som kan ta bort de hinder och utmaningar som finns mot: Introduktionen och utnyttjandet av förnybar elproduktion Styrning av energiförbrukning Effektreduktion vid effekttoppar Aktivare elkunder Rapport R13-962 Sida 4 (49) 2 Smarta elnät 2.1 Definitioner Distribuerad generering (DG) Begreppet distribuerad generering används ofta men saknar en klar och entydig definition. Med begreppet avses ofta generering enligt: Vanligen ansluten till distributionsnätet Relativt liten märkeffekt, från ett tiotal kW upp till några MW Inte centralt planerad eller distribuerad Andra karakteristiska data då DG skiljer sig till en mer konventionell generering: Stora variationer i produktion på grund av dess oförutsägbarhet Baserad på förnybara energikällor, eller också på en mer effektiv produktion Inte alltid ägd av de stora aktörerna på marknaden I denna rapport används fortsättningsvis förkortningen DG för denna elproduktion. Smarta nät Det finns idag ingen tydlig och allmänt accepterad definition av intelligenta eller smarta nät1, och olika personer och organisationer använder olika definitioner. Men i allmänhet kan man se två olika typer av definitioner av intelligenta nät. Den första typen av definition ger en beskrivning av vilken teknologi som räknas som smarta nät. Här finns till exempel IEC:s definition: ”Smart grid; intelligent grid: electric power system that utilizes information exchange and control technologies, distributed computing and associated sensors and actuators, for purposes such as: – to integrate the behaviour and actions of the network users and other stakeholders, – to efficiently deliver sustainable, economic and secure electricity supplies” Likaledes finns det olika uppfattningar om vad som kan räknas som teknologi för intelligenta nät, men följande nyckelord återkommer ofta i diskussioner om smarta nät: 1 Mer mätning, kommunikation och styrning, även på distributionsnivå Kraftelektronik, bland annat FACTS2 och högspänd likström HVDC3 Energilagring, både stor‐ och småskalig Båda begrepp används som synonym; i denna rapport kommer vi att använda framförallt ”smarta nät” Flexible AC Transmission Systems 3 High Voltage Direct Current 2 Rapport R13-962 Sida 5 (49) Avancerade nätautomations‐ och skyddssystem Styrning av mindre produktionsenheter, individuella enheter eller grupper av mindre enheter; styrning av större vind och solkraftanläggningar Möjlighet att lägga driftreserver på förbrukningssidan och hos mindre produktionsenheter Deltagande av flera aktörer (även småkunder) på elmarknaden och utveckling av marknader för systemtjänster Den andra typen av definition utgår från de problem som är i behov av en lösning. Ett exempel är den definition som ERGEG4 använder: ʺSmart Grid is an electricity network that can cost efficiently integrate the behaviour and actions of all users connected to it. Generators, consumers and those that do both, in order to ensure economically efficient, sustainable power systems with low losses and high levels of quality and security of supply and safetyʺ. Definition enligt Energimarknadsinspektionen Smarta elnät definieras av Energimarknadsinspektionen, enligt rapport EI R2010:18 som: ”Samlingen av ny teknologi, funktionen och regelverk på elmarknaden, m.m. som på ett kostnadseffektivt sätt underlättar introduktionen och utnyttjandet av förnybar elproduktion, leder till minskad energiförbrukning, bidrar till effektreduktion vid effekttoppar, samt skapar förutsättningar för aktivare elkunder.” En del av denna nya teknologi finns redan på marknaden, medan andra delar bara finns som vision, eller som ett förslag i den teknisk-vetenskapliga litteraturen. En stor del av problemställningen som smarta elnät förväntas lösa är starkt knuten, direkt eller indirekt, till kundernas krav på sina elleveranser. Till exempel i form av leveranssäkerhet och spänningskvalitet. De tekniska hinder som finns i nätet mot till exempel införandet av viss ny utrustning för energieffektiv elförbrukning, förnybar elproduktion och deltagande av kunder i elmarknader, kan äventyra leveranssäkerheten och/eller spänningskvaliteten. Konceptet ”acceptansgräns” som beskrivs i rapport EI R2010:18 är helt baserat på detta. Ibland används även den engelska benämningen ”hosting capacity”. Se Kapitel 3.1.1 för en närmare beskrivning av begreppet acceptansgräns. 2.2 Ledtid för nya elnät Det finns en egenskap i elnäten som är viktig att ta hänsyn till när det gäller val mellan befintlig och ny teknologi. Att använda befintlig teknologi betyder i de flesta fall att bygga nya ledningar, produktionsanläggningar, transformatorstationer, mm. Att förstärka elnätet på detta sätt är inte enkelt och hela proceduren kan ta flera år från det att man inser behovet av en nyinvestering, till det att den nya komponenten är i drift. Det gäller framför allt för ledningar i stam‐ och regionnätet och för stora produktionsenheter. För stamnätsledningar 4 European Regulatory Group for Electricity and Gas, http://www.energy‐regulators.eu Rapport R13-962 Sida 6 (49) är det inte ovanligt med tidsintervaller på cirka tio år från beslut till drifttagande. På regionnätsnivå är ledtider på fem år inte ovanliga. Att bygga stora produktionsanläggningar kan ta lika lång tid, i vart fall när det gäller vattenkraft eller kärnkraft. Samtidigt som det tar flera år att göra investeringar i nätet, kan ändringar på kundsidan ske mycket snabbare. Vindkraftintegreringen i regionnätet och i stamnätet är en utmaning. Nätägaren ska bedöma varje förfrågan och utifrån det bestämma behovet av investeringar i nätet. Målet om 30 TWh energi från vindkraft år 2020 kommer säkert att kräva förstärkningar på flera ställen i nätet. Men det är fortfarande oklart var vindkraften kommer att etableras och därför är det inte heller klart vilka investeringar som behövs i nätet. Denna osäkerhet om den framtida elproduktionens påverkan på nätet, kräver en flexibilitet som inte finns med befintlig teknologi. Däremot kan ny teknologi erbjuda en större flexibilitet, och kortare ledtider mellan identifieringen av behovet och idrifttagningen. Därmed också en viktig anledning till att främja en större modernisering av elnäten. Rapport R13-962 Sida 7 (49) 3 Utmaningar Oavsett val av definition av det smarta elnätet, kan man allmänt säga att elnäten står inför nya utmaningar och att det finns, eller kommer att finnas, ny teknologi för att lösa dagens och morgondagens problem. Framtidens elnät kommer att använda tillgänglig ny teknologi för att på ett tekniskt effektivt och kostnadseffektivt sätt lösa problemen. Övergången från det befintliga elnätet till framtidens elnät är det vi egentligen beskriver som smarta nät. 3.1 Ny Produktion (DG) En storskalig användning av förnybara energikällor vid produktion av elenergi kommer att få stora konsekvenser för elnätet. För Sverige innebär detta utmaningar vid integreringen av den förnybara elproduktionen, framförallt gäller detta anläggningar med vindkraft. Dessa kommer att bestå av mindre enheter anslutna till lokalnätet, men även av stora anläggningar anslutna till regionnätet eller direkt till stamnätet. Vid bedömning av konsekvenser och påverkan av vindkraftintegrering, bör det skiljas mellan konsekvenserna i distributionsnät och konsekvenserna i transmissionsnät. Elproduktion med solkraft är fortfarande nästintill försumbar som energikälla i Sverige, men kommer att etablera sig mer i framtiden. Även kraftvärme baserad på biobränsle kan förväntas öka mycket i framtiden. Vattenkraft är också en förnybar energikälla och det svenska elnätet är redan anpassat till situationen med stora mängder vattenkraft i norra Sverige och förbrukning i södra delarna av landet. 3.1.1 Acceptansgräns I det följande kommer vi till största delen att behandla vindkraft, även om konsekvenserna av solkraft och andra nya energikällor kan vara jämförbara. Vid mindre mängder vindkraft kommer påverkan på elnätet att vara försumbar, men vid en viss gräns kommer det att behövas nya investeringar i kraftsystemet. Denna gräns kallas för ʺacceptansgränsenʺ eller på engelska ʺhosting capacityʺ . Acceptansgränsen kan variera från några procent till mer än 50 procent av förbrukningen i ett specifikt nät, beroende på var i nätet anslutningen sker och på vilket kriterium (t.ex. överspänning eller överström) som sätter gränsen [20,25,26,27]. Acceptansgränsen säger ingenting om hur mycket förnybar elproduktion som är ansluten till elnätet, istället anger den hur mycket som skulle kunna anslutas utan att det behövs investeringar i nätet. Genom att använda en ny teknologi går det att nå en högre acceptansgräns för förnybar elproduktion, än genom att använda konventionell teknologi; eller också att uppnå samma acceptansgräns till en lägre kostnad (se figur 3). Principen av acceptansgränsberäkningen visas i figur 1 och 2. Vid acceptansgränsmetoden räknas det ut ett prestandamått (t.ex. överspänning eller överström) som funktion av mängden installerad effekt i förnybar elproduktion. Ett gränsvärde definieras då prestandan blir otillåtbar. Acceptansgränsen uppnås då prestandamåttet når gränsvärdet. Rapport R13-962 Sida 8 (49) Figur 1 Visar ett visst prestandamått (blå kurva, t.ex. högsta spänning), som ökar redan vid en liten mängd produktion [21] Figur 2 Visar ett visst prestanda mått (blå kurva, t.ex. högsta ström), som minskar vid små mängder produktion, men som sedan ökar vid större mängder. I detta fall kan det definieras två acceptansgränser [21] Figur 3 Acceptansgränsen kan öka med smarta nät [22] Rapport R13-962 Sida 9 (49) 3.1.2 Stora vindkraftsparker Dessa kommer att vara anslutna till region- eller till stamnätet. Deras påverkan kommer att finnas framförallt på transmissionsnätsnivå5. Den snabba förväntade och planerade ökningen av andelen vindkraft innebär en stor utmaning när det gäller att anpassa elnäten så att de klarar alla förändringar. Ett nytt mål på 25 TWh förnybar elproduktion till år 2020 antogs av riksdagen6 i juni 2009. Införandet av vindkraft kommer att påverka alla aspekter av elnätet, men detsamma gäller också när en industrianläggning eller en annan produktionsenhet ansluts. Det finns dock vissa fenomen och konsekvenser för elnätet som är specifika för vindkraft. I det följande behandlas några tänkbara konsekvenser av en integration av stora mängder vindkraft i elnäten. Det bör påpekas att konsekvenserna inte har kvantifierats här, acceptansgränsen beror till stor del på lokala förhållanden. Introduktionen av vindkraft i nätet kommer att/förväntas ske snabbt och på ett oförutsägbart sätt. Ledtiden för en ny vindkraftpark är generellt mycket kortare än för t.ex. en luftledning eller för en stor produktionsenhet. Utmaningen blir ännu större på grund av att den så kallade ”intermittenta produktionen”, variationen i vindkraft, till stor del inte är förutsebar och inte har något samband med förbrukningen. Produktionen i de befintliga produktionsenheterna har traditionellt varit starkt relaterad till förbrukningen. En hög förbrukning medför då också en hög produktion, och vice versa. Nya driftsituationer Vindkraftproduktionen kommer att vara spridd över hela landet, vilket innebär att det kan blåsa i en del av landet, men vara vindstilla i en annan del. Antalet möjliga driftsituationer kommer därmed att öka avsevärt. Istället för enbart två extrema driftsituationer, tillkommer två nya extrema driftsituationer: Idag Hög förbrukning med hög produktion Låg förbrukning med låg produktion Framtid Hög förbrukning med låg produktion Låg förbrukning med hög produktion Icke bortkopplingsbar produktion Eftersom nätägaren måste se till att nätet klarar alla driftsituationer, är det tydligt att utmaningarna kommer att bli stora. Här tillkommer även en framtida utmaning gällande driftsoptimering med avseende på t.ex. förluster. Integreringen av vindkraft anses också vara svårare eftersom den ofta räknas som ”icke bortkopplingsbar” produktion. Vid en situation med hotande överbelastning i nätet, kan den befintliga produktionen komma att kopplas bort. Istället startas annan produktion som inte ger överbelastning. En flaskhals mellan prisområden leder till olika priser i olika prisområden. Inom ett prisområde kan Svenska Kraftnät använda en beräkningsmetod som kallas ʺmotköpʺ, för att ge ekonomisk kompensation både till enheter som kopplas bort och till enheter som startas [28]. Det finns dock 5 I Sverige finns det ingen tydlig avgränsning av transmissionsnätet. Här räknas som transmissionsnät, stamnätet och de högsta spänningsnivåerna (70 kV och högre) i lokal- och regionnät. 6 Prop. 2008/09:163 ”En sammanhållen klimat- och energipolitik Rapport R13-962 Sida 10 (49) idag inga motsvarande metoder på regionnätsnivå där största delen av vindkraften kommer att anslutas. 3.1.2.1 Påverkan på stamnätet Vid anslutning av stora vindkraftsparker och vid stora mängder lokalproduktion kommer även transmissionsnätet att påverkas. Därmed kommer också systemet (produktionen och nätet) att påverkas [29-33]. Nya effektflöden En av de viktigaste utmaningar för nätägarna är de nya effektflödena på grund av förnybar elproduktion. Det är dock inget specifikt vindkraftproblem, utan problemet uppstår i samband med integration av all ny produktion, t.ex. ny vattenkraft eller effekthöjningar i kärnkraft. Att bygga nya utlandsförbindelser ger också nya effektflöden i nätet. I Sverige pågår det en diskussion om var i landet vindkraften ska etableras. Det finns för‐ och nackdelar med de olika alternativen, men till slut är det i huvudsak en marknadsfråga. Investeringarna kommer att göras där de förväntas ge mest avkastning. Därför bör nätet vara förberett för alla rimliga scenarier. Om vindkraften kommer att etablera sig i södra Sverige ger det fördelar för driften av stamnätet. Produktionen i södra Sverige kommer då att öka och behovet av överföring från norra Sverige kommer att minska. Det minskar förlusterna och gör även att nätet blir mer stabilt. Om produktionen istället kommer att finnas i norra Sverige, kommer den att överföras över samma luftledningar som också överför vattenkraft till södra Sverige. Produktionen från vattenkraft kan då minskas i samma takt som vindkraften ökar så att den totala effekten blir densamma Minskat behov av stora kraftverk/Risk för effektbrist Stora mängder elproduktion från förnybara källor minskar behovet av elproduktion från stora kraftverk, som till exempel kärnkraft och vattenkraft. De stora variationerna i produktionskapacitet hos förnybara energikällor (framför allt vind- och solkraft), kan ge följdkonsekvenser som äventyrar kraftsystemets driftsäkerhet. Kraftvärme med biobränsle som energikälla är mycket mer förutsägbar och i stor utsträckning konstant och i stark relation till konsumtionen, även om viss variation förekommer, bland annat säsongsvariationer. En första konsekvens av stora mängder elproduktion från förnybara energikällor är att utnyttjningsgraden i de dyraste kraftverken (dvs. kraftverken med de högsta marginalkostnaderna per kWh), kan komma att minska så mycket att det inte längre blir ekonomiskt försvarbart att behålla dem. Därmed kan det bli svårare att garantera driftsäkerheten under förbrukningstoppar. Samtidigt kan det uppstå en risk för att inte tillräckligt mycket förnybar elproduktion finns tillgänglig för att motsvara behovet. Även om inga kraftverk kommer att stängas, kan det bli effektbrist när en framtida ökning av förbrukningen inte täcks av motsvarande ökning av produktionskapacitet med tillräckligt hög tillgänglighet. Det kan uppstå effektbrist i nätet under perioder med hög belastning och med låg kapacitet från förnybara energikällor. Effektbrist i Sverige inträffar i praktiken vanligen endast vid brist på överföringsförmåga över utlandsförbindelserna [34]. 3.1.2.2 Stabilitet Leveranssäkerheten måste vara fortsatt hög, trots att den nya produktionen påverkar elnätet på ett annat sätt jämfört med idag. Därför behövs nya tekniska lösningar för att bland annat Rapport R13-962 Sida 11 (49) förhindra överbelastningar och överspänningar, men också för att stärka driftsäkerheten generellt. Det finns ny teknologi som kan hjälpa till att anpassa elnätet på ett effektivt och flexibelt sätt. En annan konsekvens av det minskade behovet av stora kraftverk, än att en stor elproduktion kan erhållas från förnybara källor, är att det ibland kan uppstå situationer där det inte finns tillräckligt med stora kraftverk i drift för att hålla systemet stabilt och tillräckligt driftsäkert. Detta kan hända när en låg förbrukning sammanfaller med en hög produktion från förnybara energikällor. Stora kraftverk behövs inte bara för att producera elektrisk energi, utan även för att hålla systemet stabilt, samt för att ge tillräckligt med reservkraft ifall en viktig komponent i systemet faller bort. Sådana systemtjänster levereras i allmänhet inte av förnybar elproduktion. Det kan även uppstå situationer där det finns ett överskott på förnybar elproduktion lokalt eller i hela landet. Ett sådant överskott bidrar inte till systemtjänster och driftreserver. Stabilitet i transmissionsnät är ett mycket komplext fenomen med många olika aspekter; det ligger utanför denna rapport att behandla alla, men vi vill ändå nämna vissa utmaningar som har diskuterats under de senaste åren: Minskning av tröghetsmoment när konventionell produktion ersätts av vindkraft kan äventyra frekvensstabilitet och vinkelstabilitet [35-37] Brist på störningstålighet av DG kan äventyra spänningsstabilitet men även frekvensstabilitet [38-40] När stora vindparker bidrar till spänningsreglering, ska deras påverkan under störningar studeras för att säkerställa att de inte kan äventyra kortvarig spänningsstabilitet, vinkelstabilitet eller småsignalstabilitet [41,42,43]. 3.1.2.3 Prognosfel Svenska Kraftnät Svenska Kraftnät har systemansvar för landets elförsörjning och att elsystemet är i balans utifrån tillgängliga produktionsreserver. Svenska Kraftnät har det fysiska ansvaret att balansera in‐ och utmatning på nätet. Om obalans uppstår och förbrukning inte överrensstämmer med planerad produktion kompenseras detta av Svenska Kraftnät genom inköp eller försäljning av energi. Detta regleras sedan ekonomiskt med balansansvarigt företag i aktuellt nätverksområde. Balansansvarig För att uppfylla den lagstadgade skyldigheten att leverera så mycket el som förbrukas av elanvändarna, måste elleverantören ha någon som åtar sig balansansvaret för elleveransen. Elleverantören kan antingen själv åta sig ansvaret och sluta avtal om balansansvar med Svenska Kraftnät, eller anlita ett företag som innehar ett sådant avtal. Den som har balansansvaret har ett ekonomiskt ansvar för att det för varje timme finns tillgång till lika mycket el som förbrukas i en uttagspunkt, d.v.s. balansera in‐ och utmatning. Detta kontrolleras i den balansavräkning som Svenska Kraftnät gör för alla balansansvariga i landet. Avvikelser i balansen regleras ekonomiskt i efterhand mellan Svenska Kraftnät och de balansansvariga. I balansansvarsavtalet regleras bl.a. de ekonomiska villkoren, men också krav på informationsutbytet mellan Svenska Kraftnät och den balansansvarige. Rapport R13-962 Sida 12 (49) Prognosfel vid förnybar elproduktion Variationer i produktionen från vindkraft och solkraft är välkända och anges ofta som en negativ aspekt. Det är dock en grov förenkling av situationen, men det är viktigt att sätta dessa variationer i rätt perspektiv. I distributionsnät är oftast konsekvenserna av dessa variationer begränsade till problem med spänningskvaliteten. På högre spänningsnivå är det framför allt osäkerheten i produktionen som kan leda till begränsningar i nätet. På systemnivå kan konsekvenserna bli som redan nämnts, att antalet stora kraftverk i drift minskas. Det är således inte variationerna i sig som är den stora utmaningen, utan prognosfel några timmar i förväg. I nedanstående figurer illustreras hur variationerna i en större vindkraftspark kan se ut. figur 4 visar ett exempel på hur producerad effekt varierade under en timme vid två olika tillfällen i en 600kW vindkraftspark. Figur 4 Effekt under en timme vid två olika tillfällen I samma vindkraftspark som ovan varierade den producerade medeleffekten, mätt under 1 sekund, respektive 10 sekunder enligt figur 5 nedan. Figur 5 Medeleffekt under en sekund (vänster), under 10 sekunder (höger) Rapport R13-962 Sida 13 (49) Krav på ökad reservkapacitet Den osäkerhet i produktionen som uppstår vid mindre mängder elproduktion från förnybara källor kan läggas som en del av den osäkerhet som finns i förbrukningen. Det finns omkring 250 MW reservkapacitet i det svenska systemet för att klara prognosfel i förbrukningen, och som även kan användas för att täcka prognosfel från mindre mängder elproduktion. Vid större mängder vindkraft ökar det totala prognosfelet och det kommer därför att behövas en ökning av reservkapaciteten. Behovet av reservkapacitet kommer att vara högst under driftlägen med stor produktion från vindkraft, och när den tillgängliga reservkraften är lägst. Det svenska kraftsystemet har en hög andel vattenkraft (en av de högsta i världen) vilket medför stora fördelar vid vindkraftintegrering. Vattenkraft går snabbt att reglera utan stora extra kostnader. En stor del av de prognosfel som förekommer vid vindkraftproduktion kan då kompenseras genom styrning av vattenkraft. Det kräver dock tillräckligt med överföringskapacitet mellan vattenkraft och vindkraft, samt en balanskraftmarknad som ger rätt incitament för vattenkraftsägarna att leverera balanskraften. 3.1.2.4 Övertoner Övertonsproblematiken för stora parker är densamma som för mindre parker och individuella turbiner. Kraftelektroniska omriktare7 i vindturbinerna är en källa till övertonsdistorsion [44-53]. Specifika övertonsrelaterade utmaningar för stora parker introduceras av resonanser8 mellan olika komponenter i parken [54-58]. Konsekvenser av dessa resonanser kan bland annat vara: Förstärkning av emission från individuella turbiner: emission från parken kan vara större än summan av emission från individuella turbiner. Bakgrunddistorsion (spänningsdistorsion på anslutningspunkten, innan parken ansluts) kan leda till höga övertonsströmmar genom parken. Emission från ett visst ställe kan leda till höga övertonsspänningar eller övertonsströmmar på ett annat ställe. Kapacitiva komponenter i parken kan ändra resonanserna i nätet med höga övertonsspänningar och övertonsströmmar som konsekvens. Mätningar och systemstudier har visat att det kan finnas situationer där övertonsströmmen som drivs av bakgrunddistorsion är betydligt större än övertonsströmmen som drivs av kraftelektroniken i turbinerna [1,2,59]. 3.1.2.5 Övertoner i svagare transmissionsnät I driftsituationer med stora mängder förnybar elproduktion kommer det att finnas mindre antal stora kraftverk i drift. Konsekvensen kan då bli en lägre kortslutningseffekt vid 50 Hz, framförallt på ställen där det tidigare fanns en hög kortslutningseffekt. En lägre kortslutningseffekt innebär förutom en högre impedans vid 50 Hz, även en högre spän7 Exempel på omriktare: Statcom (Static compensator), SVC (Static VAr Compensator En resonans uppstår när det finns så väl kapacitiva som induktiva komponenter i nätet i närheten av varandra. Induktiva komponenter är transformatorer, kablar och luftledningar. Kapacitiva komponenter är kablar och kondensatorbatterier. Ju större induktansen och kapacitansen är, ju lägre blir resonansfrekvensen. Låga resonansfrekvenser, som har de största konsekvenserna, uppstår när det finns många och/eller långa kablar och när det finns kondensatorbatterier. 8 Rapport R13-962 Sida 14 (49) ningsdistorsion vid lågfrekventa toner, om det finns samma övertonsemission (övertonsströmmar). Men för högre frekvenser blir spänningsdistorsion lägre. Omvänt gäller i en situation där kortslutningseffekten istället ökar. Beräkningsresultat för en förenklad modell av ett transmissionsnät visas i figur 6; för frekvenser mindre än 400 Hz kommer spänningsdistorsionen att öka; för högre frekvenser kommer spänningsdistorsionen att minska. 180 160 Impedance (Ohm) 140 120 100 80 60 40 20 0 0 100 200 300 400 500 600 Frequency (Hz) 700 800 900 1000 Figur 6 Källimpedans mot frekvens för ett starkt nät (grön) och för ett svagt nät (röd) [7] I ett nät med stor andel vindkraft eller solkraft kommer det att finnas olika driftsituationer [60]. När det finns mycket vind eller sol tillgängliga kommer det att finnas färre stora produktionsenheter i drift och nätet kommer att vara svagt. Men det kommer även att finnas driftsituationer där det inte finns så mycket vind och sol tillgängliga och då kommer nätet att vara starkare. Spänningsdistorsionen måste vara under ett visst gränsvärde för båda driftsituationerna. Med hänsyn till figur 6 betyder det att det är, för varje frekvens, den högsta av de två kurvorna som är dimensionerande. 3.1.3 Mindre vindkraftsparker 3.1.3.1 Distribution (mellanspänning) Huvuddelen av produktionen från vindkraft kommer idag från stora enheter anslutna till stam‐ eller regionnätet. I distributionsnät är det själva introduktionen av produktionsenheter som är helt ny för de flesta nätföretag i Sverige. Även om näten inte är byggda och dimensionerade för anslutning av produktionsenheter, innebär det inte att det per automatik kommer att bli problem med den första enheten som ansluts. Som tidigare nämnts finns det en acceptansgräns som varierar för olika nät (i Kapitel 3.1.1 ges en förklaring av begreppet acceptansgräns). På distributionsnätsnivå varierar acceptansgränsen stort och även de fenomen som sätter gränsen. Variationer finns mellan olika delar av landet, men också inom samma nätföretag. Det gäller bland annat skillnaden mellan stadsnät och landsbygdsnät, men även avståndet till närmaste nätstation och till närmaste inmatningspunkt från regionnätet. Olika delar av nätet har olika förutsättningar och det går inte att tillämpa samma lösning överallt. De första fenomen som kommer att leda till behov av nyinvesteringar i distributionsnät är beskrivna i följande kapitel. Dessa negativa konsekvenser av vindkraft i lokalnät kan även uppstå vid stora mängder av mikroproduktion ansluten till lågspänningsnät och vid kraftvärme baserad på biobränsle. Rapport R13-962 Sida 15 (49) 3.1.3.2 Övertoner Vad gäller övertoner ska det skiljas mellan asynkronmaskiner åt en sida och DFIG9 samt turbiner med fulleffektomriktare åt andra sidan. Det är sistnämnda gruppen som får mest uppmärksamhet när det handlar om övertoner på grund av dess kraftelektronik. Asynkronmaskiner är inte helt fria från övertonsemission [3], men de brukar inte tas med som källa av övertoner i praktiken. Turbinens kraftelektronik är en källa till övertoner, men styrningen av kraftelektroniken i moderna vindturbiner är sådan att avvikelsen från sinusvågen är liten. Vågformen för en liten park (3 gånger 650 kW) visas i figur 7. Spektrumet till några individuella turbiner visas i figur 8 [2][4]. Här visas det att emissionen från moderna vindturbiner är liten och att ingen av de individuella tonerna överskrider en procent av märkströmmen. Denna observation bekräftas av mätningar och simuleringar som publicerats i andra källor [5,6,44,45]. Current (A) 20 10 0 -10 -20 0 5 10 Time (ms) 15 20 Figur 7 Strömmens (trefas) vågform mätt vid anslutningspunkten av en liten vindpark [7] Emission (% of rated) 0,8 0,7 Nordex N90 0,6 vestas V90 0,5 Enercon E82 0,4 0,3 0,2 0,1 0 0 5 10 15 20 25 Harmonic order 30 35 40 Figur 8. Emission (“harmonic subgroups”) från tre moderna vindturbiner [2][4] 9 DFIG: Double Fed Induction Generator; dubbelmatad asynkrongenerator med rotorkretsen matad från en omriktare och statorn är direkt kopplad till nätet Rapport R13-962 Sida 16 (49) Utmaningen med vindturbiner blir därmed inte emission på de vanliga frekvenserna som femte eller sjunde ton. Istället har mätningarna visat att det finns relativ höga emissioner på andra frekvenser, som mellantoner och jämna toner. Det visas i figur 9, där mellantonsspektrumet visas för samma tre turbiner som i figur 8. 1,0% Emission (% of rated) Nordex N90 0,8% vestas V90 Enercon E82 0,6% 0,4% 0,2% 0,0% 0 5 10 15 20 25 30 Interharmonic order 35 40 Figur 9 Emission (“harmonic subgroups”) från tre moderna vindturbiner [4] 3.1.3.3 Överspänning Risk för överspänningar Tidigare har risken för överspänningar i distributionsnäten varit små, och har därför inte heller beaktats i någon högre omfattning. Den viktiga aspekten har istället varit ambitionen att inte underskrida den lägsta tillåtna spänningen. Introducering av DG har ändrat på detta förhållande, och nu måste även risken för överspänningar noga beaktas [61,62,63]. DG kommer att ge en genomsnittlig höjning av spänningen i distributionsnäten, vilket är en positiv utveckling eftersom det kommer att motverka underspänningar hos avlägsna kunder. Förklaringen till denna höjning är det minskade spänningsfallet i ledningar/kablar tack vare att belastningsströmmar med DG kommer att flyta en genomsnittligt kortare väg än tidigare. Men även inkoppling av ny generering bidrar till en spänningshöjning. Problem med överspänning kan uppstå när låg förbrukning sammanfaller med hög produktion, dvs. när det finns ett lokalt överskott av el. Det gäller då framför allt landsbygdsnät. Detta kan inträffa redan vid mindre mängder vindkraft ansluten till nätet, när spänningen redan ligger nära sitt högsta tillåtna värde [25,27]. Men när det finns tillräckligt med marginal mot överspänningsgränsen kan acceptansgränsen vara en större del av förbrukningen [26]. Risken för överspänningar ökar med storleken på DG-anläggningen. Se figur 10 och 11 nedan där denna risk belyses grafiskt. I figurerna framgår hur spänningsfallet längs distributionslinjen kompenseras genom att välja lämpliga omsättningar på transformatorerna (10,5-10,0-9,5/0,4 kV). Undantag till ovan gäller för DG-enheter av induktionsmaskinstyp, där konsumtionen av reaktiv effekt istället kan leda till en sänkning av spänningen. Att hålla spänningen inom lagstadgat område är ofta den dimensionerande faktorn i distributionsmatningar, så denna aspekt är mycket viktig. I Sverige tillämpas europastandarden Rapport R13-962 Sida 17 (49) SS-EN 50 160, där ett spänningsintervall av +/- 10% av den nominella spänningen rekommenderas i låg- och mellanspänningsnät. Figur 10 Spänningsvariation längs en mellanspänningsfördelning innan introduktionen av DG [22] Figur 11 Spänningsvariation längs en mellanspänningsfördelning efter introduktionen av DG [22] Rapport R13-962 Sida 18 (49) Figur 12 nedan visar hur spänningen hela tiden hålls inom godkänt intervall för den längst bort belägna stationen tack vare ett lämpligt val av omsättning på transformatorn (”Boost” i figuren). Spänningen hålls inom godkänt intervall både för max och min konsumtion. Figur 12 Spänningsvariation i den längst bort belägna stationen [22] Figur 13 nedan visar hur spänningen hela tiden hålls inom godkänt intervall för en närmare belägen station tack vare ett lämpligt val av omsättning på transformatorn (”Boost” i figuren). Spänningen hålls inom godkänt intervall både för max och min konsumtion. Figur 13 Spänningsvariation i en närmare belägen station [22] Hitta acceptansgränsen Utmaningen här består i att finna hur stor DG (märkeffekt) som kan installeras, samt var längs en distributionslinje som den kan installeras för att dels inte spänningen ska avvika utanför godkänt intervall, dels för att ge bästa ekonomiska avkastning. I vissa nät kan acceptansgränsen vara alltför liten för att DG skall kunna introduceras med framgång. Genom att använda en lindningskopplare till distributionstransformatorn som reglerar transformatorns omsättning i små steg i samma takt som belastningsströmmen ökar (egentligen alltefter som spänningen faller), kan i många fall en högre acceptansgräns erhållas. Jämför i figur 12 ovan där transformatorn saknar lindningskopplare och därmed alltid ger samma omsättning (”Boost” i figur). Rapport R13-962 Sida 19 (49) Ökat slitage i transformatorns lindningskopplare Variationerna av kraftproduktion i samband med vindkraft, och därmed variation i spänning, kan föranleda en högre omkopplingsfrekvens för lindningskopplare i transformatorer. Slutkunden påverkas normalt inte direkt av det, men det kan medföra en snabbare förslitning av lindningskopplaren och en indirekt fördyring på sikt. Flimmer Inverkan av vindkraftsanläggningar på flimmernivån är liten men inte försumbar. En höjning av flimmernivån (Pst) med 0,2-0,4 förväntas vid vindkraftsanläggningar. Detta bör endast bli ett problem på platser där flimmernivån är nära gränsen. Någon ytterligare forskning krävs inte angående inverkan av vindkraftsanläggningar på flimmernivån. 3.1.3.4 Skyddsproblematik Krav på mer avancerade skydd Den konventionella skyddsutrustningen i distributionsnät är relativt enkel och inte anpassad för effektflöden i två riktningar. Anslutning av DG-produktionsenheter till distributionsnät kan leda till att fler kunder bortkopplas vid ett fel i nätet än vad som hade behövts. För kunderna innebär det en minskad tillförlitlighet. Det kan även uppstå farliga driftlägen då lokalproduktion går i okontrollerad ö‐drift med den lokala lasten. I allmänhet går drift och skydd av distributionsnät mot att bli mer likt transmissionsnät. Det gäller speciellt för MV-distributionsnät. Lösningar som vanligtvis tillämpas i transmissionsnät kan lösa många av de problem som uppkommer i distributionsnät när: Andelen DG ökar Ö-drift introduceras Multipel inmatning tillåts Distributionsnät blir maskade Vissa koordineringsproblem kan uppkomma redan vid mycket liten andel DG. Vid större DG-enheter av synkronmaskinstyp, blir problemen med reläskydden oundvikliga om enheten är större än 50% av HV/MV-transformatorns märkeffekt [7,20]. Ökade felströmmar En effektinmatning från nya DG-enheter kan även medföra att den vid anläggningens uppförande beräknade termiska och mekaniska hållfasthet inte längre gäller. Strömmar vid fel i nätet kan komma att överskrida hållfastheten och därmed risk för skada både på anläggningen i sig, och vad värre är, även risk för skada på person. Gällande Elsäkerhetsföreskrifter måste uppfyllas vid alla befintliga och tillkommande installationer. 3.1.3.5 Överlast och förluster Överlast Introduktionen av DG i distributionsnäten kommer att påverka effektflödet i näten. Problem med överbelastning kan uppstå om låg förbrukning sammanfaller med hög produktion, dvs. när det finns lokalt överskott av el. Då riskeras att överskottet från den lokala produktionen överstiger överföringsförmågan i kablar och i transformatorer. En tumregel är att en risk för överbelastning kan uppstå först då den lokala produktionen överstiger summan av den högsta och lägsta lokala konsumtionen längs en distributions- Rapport R13-962 Sida 20 (49) linje [20]. Här förutsätts att anläggningen är riktigt dimensionerad och att överföringsförmågan i kablar och transformatorer är minst lika hög som den maximala lokala konsumtionen. Risken för överlast gäller framförallt vid större mängder vindkraft, eller vid svaga landsbygdsnät då antalet kunder är litet, medan möjligheterna för vindkraft är stora. Risken sjunker vid en liten andel DG i förhållande till konsumtionen. Utmaningen ligger alltså i att bedöma risken för överlast i nätet, dvs. utreda om acceptansgränsen är tillräckligt hög i det aktuella nätet. Se definition av acceptansgräns i Kapitel 3.1.1. Ändrad effektriktning genom transformatorer Är acceptansgränsen inte överskriden för kablaget enligt ovan, bör det inte heller finnas någon risk för överlast i transformatorer i samma nät. Problem med styrningen av lindningskopplarna i transformatorer kan uppstå om genereringen överstiger den minsta konsumtionen. I detta läge vänder effektriktningen genom transformatorn, och problem kan uppstå om inte styrningen av lindningskopplaren har funktionalitet för effektdrift i båda riktningarna. Gäller framförallt äldre utrustningar, moderna styrningar fungerar ofta i båda fallen. Lindningskopplares funktion är att reglera den sekundära spänningen i takt med variationen i belastningen inom ett visst spänningsintervall. Förluster Vid en liten andel DG sjunker förlusterna totalt i ett distributionsnät. Förluster i en viss del av nätet kan dock komma att öka vid vissa tider om maximal DG-produktion i samma del av nätet överstiger två gånger minimilasten [7]. Väsentligt högre förluster sker bara när medelvärdet av DG-produktionen (över tid och över ett stort område) överstiger två gånger medelvärdet av lasten [7]. En mer noggrann utvärdering av förlusterna kräver en detaljerad studie i hur konsumtion och generering varierar över tid, samt att beräkna impedansen i nätet vid olika driftläggningar. Det bör påpekas att en utvärdering av förlusterna inte påverkar beräkningen av acceptansgränsen. Förlustberäkning innebär framförallt en ekonomisk värdering, i mindre grad en utvärdering om DG skall introduceras i ett aktuellt nät eller inte. En icke-teknisk men lika viktig utmaning gäller ansvaret för förlusterna. Från samhällets synpunkt är ökade förluster på grund av förnybar elproduktion ett mindre problem, eftersom summan fortfarande är positiv, dvs. de extra förlusterna är (mycket) mindre än extra producerad energi. Men kostnaden för förlusterna fördelas inte på samma sätt över intressenterna som de extra intäkterna. Rapport R13-962 Sida 21 (49) 3.1.3.6 Tillförlitlighet Kundens upplevelse av elförsörjningens tillförlitlighet påverkas inte i någon hög grad vid anslutning av en mindre andel DG. Påverkan är främst positiv då belastningen på systemet minskar när produktionen sker närmare lasten. DG-enheter med kontrollerad ö-driftförmåga kommer att påtagligt förbättra tillförlitligheten för kunderna i närheten, men ett antal problem kvarstår och vidare studier behövs innan detta kan introduceras. Tillförlitligheten kan påverkas negativt av riskerna med DG som har belysts i föregående Kapitel i 3.1, ökade risker som överlast och ökade risker på felutlösning av reläskydd. 3.1.4 Solkraft/PV En solcellspanel består av ett mycket stort antal halvledare inbyggda i en panel som genererar en ström då de belyses. Fenomenet benämns ”photovoltaics” eller förkortat till ”PV”. Energin som skapas i en solcell är inte exakt proportionell till den energi som träffar cellen. Istället uppvisar solcellen en lägre verkningsgrad vid lägre strålning. För att belysa hur effekten från en solpanel varierar under dygnet under ett år, samt hur vinkeln panelen har mot solen inverkar, följer här några bilder. Figur 14 nedan visar höjden av solen över horisonten i Göteborg i juni (heldragen kurva), och under december (streckad kurva). Kurvorna är lika som kurvorna över den strålning (W/m2) som en horisontell panel mottar under molnfria dagar 60 Elevation of the sun (degrees) 50 40 30 20 10 0 0 5 10 15 Time of day (hours) 20 Figur 14 Strålning mot en horisontell panel sommar och vinter [21] Figur 15 nedan visar den maximala strålning (W/m2) som en panel mottog varje dygn under ett år i Göteborg, samt hur den varierat beroende på hur panelen vreds mot solen. Heldragen kurva motsvarar ingen vridning (0⁰; horisontell). För vridning 60⁰ erhölls en relativt konstant dagsproduktion under en stor del av året (punktad kurva). En högre dagsproduktion erhölls sommartid vid vridning 30⁰, medan dagsproduktionen vintertid sjönk (streckad kurva). Ställdes panelen istället vertikalt 90⁰ (punkt-streckad kurva), gav den en högre årlig dagsproduktion än en liggande panel 0⁰. Rapport R13-962 Sida 22 (49) 9 Daily irradiation (kWh/day) 8 7 6 5 4 3 2 1 0 0 50 100 150 200 Day of the year 250 300 350 Figur 15 Strålning mot en panel med olika lutningar mot horisonten [21]: horisontal, 0⁰ (svart); 30⁰ (röd, streckat); 60⁰ (grön, punktat); vertikal, 90⁰ (blå, punkt-streckat) 3.1.4.1 Lågspänning En stor andel av nätanslutna solcellssystem är småskaliga, distribuerade system som är anslutna till lågspännings- eller mellanspänningsnäten. En av de mer uppmärksammade effekterna av solcellssystem är spänningshöjningar, som tillsammans med överbelastning av komponenter begränsar hur mycket solkraft som kan integreras i ett givet nät. Även dess begränsning i tid för hur långt fram en prognos kan ställas diskuteras, och med vilken säkerhet prognosen ges. I denna fråga skiljer sig inte solkraften märkbart från vindkraften, prognoser ställs med ungefär samma osäkra information för tider längre än timmar. 3.1.4.2 Överspänning På samma sätt som för en vindkraftsanläggning, ökar risken för lokala överspänningar vid hög produktion och samtidig låg belastning, dvs. när det finns lokalt överskott av el. Det gäller då framför allt i landsbygdsnät. Se Kapitel 3.1.3.3 och figur 11. Utmaningen ligger i att hitta acceptansgränsen här, dvs. hur mycket effekt kan anslutas i den dimensionerande punkten, oftast den längst ut på en distributionslinje belägna, och vid lägsta konsumtion utan att överskrida gränsen för tillåten överspänning [7,25,53,61,62,64-68]. 3.1.4.3 Överlast och förluster Överlast Reduktion av belastningen erhålls framförallt under gynnsamma förhållanden, under dagtid och soligt väder. Sämre väder och kvällstid ger en mindre reduktion och under nätter erhålls ingen reduktion. Även ett säsongsberoende finns att ta hänsyn till. Utmaningen ligger i att finna var acceptansgränsen finns, och hur stor produktion som kan genereras under de mest gynnsamma förhållandena för solenergin. Acceptansgränsen kan under vissa tider ligga högre än tumregeln summan av den högsta och den lägsta konsumtionen (se Kapitel 3.1.3.5). Förklaringen ligger i att den maximala produktionen kan inträffa under en annan tid på dygnet än den lägsta Rapport R13-962 Sida 23 (49) konsumtionen. Dock sätter fortfarande överföringsförmågan i kablar och transformatorer den verkliga gränsen för hur mycket effekt som kan överföras. 800 800 600 600 400 400 200 200 Power [kWh/h] Power [kWh/h] I figur 16 nedan visas hur effektflöden genom en distributionstransformator ändras när 50 % av energin till ett hus kommer från en PV anläggning i ett lågspänningsnät [23]. En stor del av tiden finns det effektflöden från låg- till mellanspänning. Den högsta belastningen av transformatorn uppstår när effekt matas tillbaka. 0 -200 0 -200 -400 -400 -600 -600 -800 0 50 100 150 200 250 -800 0 50 100 Day 150 200 250 Day Figur 16 Effekten genom en distributionstransformator utan solkraft (vänster) och när 50% av energin till ett hus kommer från en PV anläggning (höger) Figur 17 visar hur transformatorbelastningen ökar när mer än c:a 40% av energin som förbrukades i nätet kommer från solkraft. Figuren visar även att om all energi kommer från solkraft, (genomsnittlig på årsbasis), skulle det betyda att högsta effekten genom transformatorn kan bli tre gånger så stor. Ökningen har sin förklaring i att inte högsta konsumtion sammanfaller i tid med högsta produktion. 1400 1300 max abs(Power) [kWh/h] 1200 1100 1000 900 800 700 600 500 400 0 10 20 30 40 50 60 70 80 Percent sunproduction of yearly energy 90 100 Figur 17 Högsta effekten genom distributionstransformator som funktion av andel solkraft i årlig energiförbrukning. Förluster Den största reduktionen av förlusterna sker då DG ansluts så nära konsumtionen som möjligt. Exempelvis placering av solceller på hustak. Reduktionen är dock liten i förhållande till den genererade effekten, och förlusterna är därför ingen begränsande faktor vid utvärdering av anslutning av DG. Desto viktigare är användandet av förnyelsebara energikällor och de positiva aspekterna beträffande miljöpåverkan. Rapport R13-962 Sida 24 (49) 3.1.4.4 Skydd I en mindre solcellsanläggning ansluten till lågspänningsnätet, finns vanligen endast skydd avsedda för anläggningen i sig, t.ex. smältsäkringar i anslutningspunkten mot det yttre nätet. Detta bör normalt sett inte medföra några komplikationer mot det matande nätets skydd. Med ökande storlek på anläggningen, växer också kravet på en koordinering med de skyddsfunktioner som finns i det yttre nätet. Innefattar anläggningen även en möjlighet för elektrisk lagring av energin, t.ex. ett batterilager, ökar komplexiteten snabbt. I en sådan anläggning finns två olika källor för generering av elektrisk effekt. Innan en sammankoppling av dessa källor sker, måste det säkerställas att källorna arbetar synkront. Först då kan en sammankoppling ske. En osynkroniserad sammankoppling kan medföra stora skador både på anläggningen och på person. En mer avancerad skydds- och kontrollutrustning kommer att krävas för dessa anläggningar. 3.1.4.5 Övertoner PV anläggningar ansluts till elnätet med hjälp av en kraftelektronisk omriktare. Det betyder att de är en källa av övertonsdistorsion [8,69,70,71]. Men på samma sätt som vid vindturbiner är styrsystemet till moderna omriktare vid PV sådana att strömmens vågform är nära en sinusvåg. Uppmätta strömmar för en 2 kW anläggning i Finland visas i figur 18 [8]. I termer av vågformsdistorsion betyder det att övertonsnivåerna är låga. Figur 18. Strömmens vågform till en solpanel vid låg (ovan) och hög (nedan) produktion [8] Det uppmätta spektrumet av fyra anläggningar visas i figur 19 [8]. Märkströmmarna i anläggningarna är kring 30 A (”Sweden 1” och ”Sweden 2”), 9 A (”Finland”) och 6,5 A (”Norway”). Det betyder att högsta emissionerna är kring 5 %. Det är något högre än vid vindkraftanläggningarna, men fortfarande betydligt mindre än vid utrustning på förbrukningssidan som datorer och bildskärmar. Ändå kommer anslutning av solpaneler att ge en ökning av övertonsemission i nätet; det kommer mer utrustning som Rapport R13-962 Sida 25 (49) genererar övertoner utan att det blir en förstärkning av distributionsnätet genom nya transformatorer och ledningar. Figur19 Övertonsspektrum för frekvenser upp mot 2 kHz (order 40), mätt vid fyra anläggningar under perioder vid hög produktion [8] En helt ny utmaning som uppstår vid anslutning av omriktare för PV är emission på mycket högre frekvenser. Kopplingsfrekvensen av kraftelektroniken finns till en liten del kvar i strömmen som kommer ut till nätet. Det visas i figur 20 [8] för samma fyra anläggningar som i förra figuren. Strömmen vid kopplingsfrekvensen visas vara mellan 1 och 2 % av märkströmmen. Det är inga extremt höga värden, men det är inte känt vad konsekvenserna av dessa strömmar egentligen är. Samma emission vid kopplingsfrekvensen finns i strömmen från vindturbiner [9] [10] [11]. Rapport R13-962 Sida 26 (49) Figur 20 Övertonsspektrum för frekvenser mellan 2 och 6 kHz (order 40 till 120), mätt vid fyra anläggningar under perioder vid hög produktion [8] Båda vid PV och vid vindturbiner är det kraftelektroniken som orsaker emissionen. Men det finns två viktiga skillnader som gör att utmaningarna blir annorlunda: Solpanel köps av individuella kunder och det finns många tillverkare av omriktare. Inkopplas panelerna till samma distributionsnät medför skillnaderna i de olika styrsystemen även skillnader i övertonsspektrum. Vindturbiner anslutna till samma uppsamlingsnät kommer i de flesta fall att ha samma fabrikat och därmed liknande övertonsspektrum. Konsekvensen blir att utjämningen mellan PV anläggningarna är större än utjämningen mellan vindturbiner. Vid solpaneler är kostnaden för omriktaren en stor del av den totala kostnaden, vilket kan leda till ett större tryck på tillverkarna att minska kostnaden för omriktaren. Övertonsemissionen från individuella PV anläggningar kan då förväntas bli större än från individuella vindturbiner. 3.1.4.6 Snabba spänningsändringar Skuggning av en solpanel orsakad av t.ex. passerande moln, kan orsaka snabba spänningssänkningar på enskilda paneler på sekundnivå med åtföljande effektminskning. Detta är inget problem vid en helt molntäckt himmel, eller vid det motsatta förhållandet, en helt molnfri himmel. Endast vid en av moln delvis täckt himmel kan stora variationer ske. Antalet spänningssänkningar ökar med ökad molnighet, men sänkningarna blir relativt sett mindre tack vare den indirekta bakgrundsstrålningen orsakad av molnen. Skuggning av en enda cell i en panel kan ge en produktionsminskning som motsvarar en betydligt större del av panelens produktion än vad den enskilda cellens yta motsvarar i förhållande till panelens yta [72]. Utförda försök på en mindre anläggning, visade på en effektminskning av 75% med en hastighet av 10% per sekund [73,74]. Vid större anläggningar sker spänningssänkningen långsammare eftersom den inte inträffar samtidigt för alla paneler. Här sker förändringen mer på minutnivå. I figur 21 nedan visas hur effektproduktion förändrades på sekundnivå i fyra individuella hus vid molnpassage [75]. Rapport R13-962 Sida 27 (49) Figur 21 Skuggning av solpaneler i fyra intilliggande hus Flicker Snabba spänningsförändringar kan även orsaka s.k. flicker, framförallt i mindre anläggningar. Flicker är ett fenomen som kan uppfattas som att belysningen inte är konstant över en längre tid, men individuella förändringar uppfattas inte. De flesta människorna kan känna ett obehag över detta, även om de inte direkt kan uppfatta de individuella förändringarna. Den grad av flicker som orsakas av spänningsvariationer i vanligt glödljus anges i en storhet Pst, där t.ex. Pst =1 innebär att 95% upplever ett obehag. Vid större anläggningar inträffar spänningsförändringarna inte samtidigt, och därigenom erhålls en utjämning av spänningen med mindre flicker som följd. Flicker ska inte blandas ihop med förändringar i belysningen som orsakas av enstaka förändringar i spänningen som följd av t.ex. omkopplingar i matningen, eller vid återinkopplingar av spänning vid åskväder. 3.1.5 Ångbaserad solkraft De största solkraftsanläggningarna är inte uppbyggda med solceller/PV. Istället bygger de sin funktion på att ett stort antal speglar som reflekterar solenergin. Den koncentrerade solenergin används sedan till att koka vatten med åtföljande ångbildning som driver en turbin och generator på samma sätt som en konventionell kraftvärmeanläggning eldad med t.ex. biobränsle. Större ångbaserade anläggningar ansluts till distributionsnätet, alternativt till regionnätet. 3.1.5.1 Överspänning Några större problem med överspänningar är inte att förvänta. Är anläggningen ansluten till mellanspänningsnätet kan den inte ensam ge märkbara förändringar i spänningen, istället styrs både spänning och frekvens av det betydligt starkare nätet i anslutningspunkten. Endast riktigt stora produktionsanläggningar, i storleksordningen 100-tals MW, kan påverka spänningen i det lokala regionnätet då t.ex. lindningskopplare i blocktransformatorer manövreras. Likaså kan spänningen påverkas beroende på hur mycket reaktiv effekt som produceras/konsumeras i anläggningen. Dock är detta exempel på normala avsedda förändringar i alla typer av större produktionsanläggningar, och ska inte sättas i samband med introduktion av smarta elnät. Rapport R13-962 Sida 28 (49) 3.1.5.2 Överlast Överlast Introduktionen av DG i distributionsnäten kommer att påverka effektflödet i näten. Problem med överbelastning kan uppstå om låg förbrukning sammanfaller med hög produktion, dvs. när det finns lokalt överskott av el. Då riskeras att överskottet från den lokala produktionen överstiger överföringsförmågan i kablar och i transformatorer. En tumregel är att en risk för överbelastning kan uppstå först då den lokala produktionen överstiger summan av den högsta och lägsta lokala konsumtionen längs en distributionslinje. Här förutsätts att anläggningen är riktigt dimensionerad och att överföringsförmågan i kablar och transformatorer är minst lika hög som den maximala lokala konsumtionen. Utmaningen ligger alltså i att bedöma risken för överlast i nätet, dvs. utreda om acceptansgränsen är tillräckligt hög i det aktuella nätet. Se definition av begreppet acceptansgräns i Kapitel 3.1.1. Ändrad effektriktning genom transformatorer Är acceptansgränsen inte överskriden för kablaget enligt ovan, bör det inte heller finnas någon risk för överlast i transformatorer i samma nät. Problem med styrningen av lindningskopplarna i transformatorer kan uppstå om genereringen överstiger den minsta konsumtionen. I detta läge vänder effektriktningen genom transformatorn, och problem kan uppstå om inte styrningen av lindningskopplaren har funktionalitet för effektdrift i båda riktningarna. Lindningskopplares funktion är att reglera den sekundära spänningen i takt med variationen i belastningen inom ett visst spänningsintervall. 3.1.5.3 Skydd I anläggningen finns en synkrongenerator med separata skyddsfunktioner. Många av dessa skydd måste koordineras med skydd som finns i det anslutande nätet. Ex. kortslutnings-, jordfels-, frekvens- och spänningsskydd. Dessutom kan maskinen bidra med en hög felström vid kortslutningar i anläggningen, vilket måste kontrolleras att anläggningen klarar. Se Kapitel 3.1.3.4. 3.1.5.4 Snabba spänningsändringar Även i denna typ av solkraftsanläggning kan snabba spänningsändringar orsakade av molnpassage ske. Dock minskar fenomenet i takt med större anläggningar och med större geografiskt utspridning. Molnpassagen inträffar då inte samtidigt för alla speglar och en utjämning av spänningen sker. Genom att lagra värmen i smält salt vid hög temperatur kan en viss lagring av energin ske. Värmen i saltet behålls så pass länge att ånga fortfarande kan produceras inom några timmar. Effektuttaget kan därmed förflyttas något i tid, vilket då medverkar till att produktionen blir jämnare, och att ett mer flexibelt effektuttag erhålls. Samtidigt medverkar lagringen av energin till att säkrare prognoser kan ställas om vilken produktion som kan förväntas från anläggningen. Rapport R13-962 Sida 29 (49) 3.1.6 Kraftvärme Anläggningarna är oftast relativt stora och placerade i direkt närhet till konsumtionen, vilket innebär i städer eller i direkt anslutning till en fabrik. De producerar både fjärrvärme och el (kraft) och benämns därför kraftvärme eller ”CHP” (Combined Heat and Power) på engelska. Kan eldas med olja, kol, biobränsle eller naturgas, varav de två första alternativen är under avveckling. Dels på grund av ålder, men framförallt för deras negativa påverkan på miljön. Biobränslet är det enda förnybara bränslet. I andra länder ses en ökad användning av betydligt mindre storlek, s.k. ”microCHP”. De kan användas till en mindre lokal produktion av både värme och el. Denna typ av anläggning är inte förväntad att få någon märkbar spridning i Sverige. 3.1.6.1 Överspänning Är anläggningen ansluten till mellanspänningsnätet kan det uppstå samma överspänningsproblematik som med vindkraft eller solkraft. Men anslutningen av större kraftvärmeanläggningen i landsbygdsnät är mindre sannolik. Endast riktigt stora produktionsanläggningar, i storleksordningen 100-tals MW, kan påverka spänningen i det lokala regionnätet då t.ex. lindningskopplare i blocktransformatorer manövreras. Likaså kan spänningen påverkas beroende på hur mycket reaktiv effekt som produceras/konsumeras i anläggningen. Dock är detta exempel på normala avsedda förändringar i alla typer av större produktionsanläggningar. 3.1.6.2 Överlast Problem med överlast är inte troliga, produktionen i dessa anläggningar är nära förknippade med en förväntad konsumtion, speciellt vid användande i industrin. 3.1.6.3 Skydd I anläggningen finns en synkrongenerator med separata skyddsfunktioner. Många av dessa skydd måste koordineras med skydd som finns i det anslutande nätet. Ex. kortslutnings-, jordfels- och spänningsskydd. Dessutom kan maskinen bidra med en hög felström vid kortslutningar i anläggningen, vilket måste kontrolleras att anläggningen klarar. Se Kapitel 3.1.3.4. 3.1.6.4 Snabba spänningsändringar Snabba spänningsändringar bör inte kunna uppstå i denna typ av anläggning. Se 3.1.6.1 ovan. 3.2 Ny konsumtion 3.2.1 Elbilar 3.2.1.1 Överlast Om elbilsförsäljningen ökar så pass mycket att antalet elbilar blir markant på marknaden, kan laddningen av batterierna medföra konsekvenser för lågspänningsnäten. Rapport R13-962 Sida 30 (49) En nödvändig förstärkning av berörda nät kan bli verklighet. I dagsläget är antalet användare av elbilar så gott som försumbart i förhållande till de med konventionell drivning (bensin, diesel). Förhållandet väntas inte öka så mycket under de kommande tio åren att lågspänningsnäten riskerar att bli överbelastade. Utvecklingen av batterier, uppsättning av laddstolpar och prisbild på bilar och laddning, kommer att vara några faktorer som styr utvecklingen. Även möjligheter att styra hur fort laddningen ska ske, snabb- eller en mer långsam laddning, blir en avgörande faktor. 3.2.1.2 Övertoner Laddning av elbilar sker genom likriktning av växelström till likström som sedan laddar batterierna i bilen. Kraftelektroniken som används i vanliga likriktare ger en ström som är mycket distorterad. Laddare till elbilar är stora apparater och det kan förväntas att det under vissa timmar kan finnas många laddare som är i drift samtidigt i samma nät. Det kan leda till höga övertonsnivåer i nätet. Just nu finns det inte tillräckligt med information om hur distorsionen från elbilsladdning kommer att se ut, men vid stor integrering av elbilar kommer övertoner från laddningen säkert att bli en utmaning [76-79]. 3.2.1.3 Underspänning Risken för underspänning i lågspänningsnäten följer resonemanget ovan beträffande risken för överlast. Risken bedöms inte som överhängande inom de närmaste tio åren. Det är först då användandet av elbilar tar fart som en risk för underspänning kan uppstå. Till en början kan transformatorer utrustade med automatiska lindningskopplare höja upp spänningen vid högladdningstid, men på längre sikt kanske inte det räcker till. Samtidigt får inte spänningen direkt efter transformatorn bli för hög. Istället styr kanske risken för överlast i transformatorer och kablar mot nödvändiga förstärkningar i nätet. 3.2.2 Värmepumpar 3.2.2.1 Överlast Värmepumpar är ett energieffektivt sätt för uppvärmning och de kan ge stora besparingar i energiförbrukning jämfört med direktverkande el. Men vid dimensionering av nätet ska det tas hänsyn till minskningen i deras verkningsgrad vid låga temperaturer. Vid låga temperaturer minskar nämligen verkningsgraden (CoP; coefficient of performance), detta samtidigt som värmebehovet ökar. Därför kombineras värmepumpar i ett kallt klimat som Sverige med direktverkande el (ett värmeelement) som kopplas in när temperaturen blir för låg för pumpen. Värmeelementet (som är en billig investering men som har låg verkningsgrad) behövs bara ett fåtal dagar på året, beroende på var i Sverige installationen sker. Men det innebär i de flesta fall en besparing, eftersom det behövs en mindre värmepump med ett kompletterande värmeelement. Det finns stora fördelar för kunden med detta, men upplägget är inte alltid så bra för nätet. Nätet måste dimensioneras för värsta fallet och det blir då vid låga temperaturer. Högsta förbrukning (dvs. under de kallaste timmarna) av kombinationen värmepump – värmeelement är inte mycket mindre än för direktverkande el. Om direktverkande el ersätts med värmepumpar blir det inget problem, eftersom nätet redan är dimensionerat för direktver- Rapport R13-962 Sida 31 (49) kande el. Men när andra värmekällor (olja, ved, fjärvärme) ersätts med värmepumpar, måste nätet dimensioneras för ett värsta fall som kan vara mycket högre än genomsnittet. Ett tillkommande problem är att elförbrukningen kommer att öka snabbare vid sjunkande temperaturen än vid direktverkande el (på grund av värmepumpens sjunkande verkningsgrad). Ett prognosfel i temperaturen kommer då att ge ett större prognosfel i förbrukningen. Det kommer i sin tur att påverka behovet på reglerkraft. 3.2.2.2 Övertoner Från elnätets synpunkt är en värmepump en motor. Övertonsemissionen från själva motorn är begränsad, men om motorn utrustas med ett styrsystem, så kommer kraftelektroniken i omriktaren att vara en källa av övertoner. Eftersom en värmepump utgör en stor del av effekten vid en villakund (7 kW anges av energimyndigheten för ett typhus med 21 000 kWh/år i uppvärmningsbehovet), kommer övertonsemissionen av pumpen att stå för en stor del av installationens totala övertonsemission. 3.2.2.3 Underspänning Risk för underspänning kan uppstå i lågspänningsnäten i ett område där uppvärmning tidigare skett med andra värmekällor (olja, ved, fjärvärme). Till en viss del kan spänningen regleras upp med hjälp av den automatiska lindningskopplaren i den matande transformatorn. Dock bestämmer troligen risken för överlast i kabelnätet när gränsen för befintlig anläggning är nådd, tillsammans med risken för alltför hög spänning i ledningens början. 3.2.2.4 Snabba spänningsändringar De flesta värmepumpar slås på och av styrda av en termostat. Påslag av vissa typer av motorer (asynkronmotorer) ger en större ström än den vanliga driftströmmen (upp till sex gånger så stor). Denna startström ger upprepade spänningsändringar som kan uppfattas som störande av kunder. Det ska påpekas här att inte alla värmepumpar ger upphov till stora startströmmar. Men även mjukstartande värmepumpar kan ge märkbara spänningsändringar i svaga nät. Rapport R13-962 Sida 32 (49) 3.2.3 Lågenergibelysning 3.2.3.1 Övertoner Lågenergibelysning (CFL10 och LED lampor) är en känd källa av övertonsemission, strömmen till lamporna visar en stor distorsion [12]. Några exempel av strömmen till moderna LED lampor visas i Figur 22, som framgår finns en stor skillnad i vågformen mellan olika leverantörer av LED belysning. Tidigare mätningar på CFL visar att det finns mindre skillnad i vågformen för dem än för LED. Figur 22 Strömmen och spänningen från fyra lågenergilampor (LED) enligt [12] Ett antal experiment har utförts där emissionen jämfördes innan och efter ersättning av glödlampor med lågenergibelysning [14][16][17]. En av slutsatserna var att det kan förväntas en svag ökning av övertonsnivåerna. Det var faktiskt svårt att hitta en tydlig trend i fältmätningar vid ett hotell och vid ett bostadsområde. Det som inte togs med i studierna var att det kan förväntas en ökning av mängden belysning eftersom elförbrukningen och därmed driftkostnaderna av lågenergibelysning har blivit försumbara. En högre mängd belysning (i termen av lumen) kan leda till en tydligare ökning av övertonsnivåerna. Ett nytt fenomen som upptäcktes vid mätningarna på lågenergibelysning var upprepade svängningar i strömmen med en frekvens på några kHz, vid nollgenomgången [13][15]. Amplituden av svängningarna visades sig öka med antalet lampor. 10 CFL Kompakta lysrör (Compact Fluorescent Lamps); LED Light Emitting Diodes Rapport R13-962 Sida 33 (49) 4 Elmarknader 4.1 Nya effektflöden på transmissionsnivå En konsekvens av öppningen av elmarknaden i Skandinavien och mer nyligen i Europa, är att det har blivit ett utbyte av el över längre avstånd. Elpriser och effektflöden varierar mycket på olika tidskalor. Variationen i elpris (timpriset på spotmarknaden NordPool) visas i figur 23 för en 2-årsperiod. Priset varierar mellan mindre än 10 och över 1000 Euro per MWh. Figur 23 Variationer i elpris under 2009 och 2010 med en förklarning av vissa variationer Eftersom marknaden ser till att det är de billigaste källorna som producerar el under varje timme, varierar elpriset och effektflödena i näten. När elpriser är högt, då är Sverige mer sannolikt ett importland, medan under perioder med låga priser är det mer sannolikt att Sverige är ett exportland. Det som påverkar elpriserna i Sverige och därmed även effektflödena genom transmissionsnätet, är bland annat: Vattenkraft i mellan och norra Sverige Kärnkraft i södra Sverige Vattenkraft i Norge Vindkraft i Danmark och i norra Tyskland Kolkraft i Polen I framtiden kommer även vindkraft i olika delar av Sverige att påverka marknadspriset på el, och därmed också effektflödena i transmissionsnätet. Rapport R13-962 Sida 34 (49) 4.2 Konsekvensen för tillförlitligheten De nya och ökade effektflödena genom transmissionsnätet kommer inte att ha någon direkt påverkan på tillförlitligheten. Principer för att upprätthålla driftsäkerheten kommer inte att ändras. Fortfarande gäller kravet att det ska finnas driftreserver i nätet, det så kallade (N-1) kriteriet. Istället kommer transmissionsnätet att sätta begränsningarna på marknaden; billig el kan inte transporteras och det blir olika elpriser i olika delar av landet eller mellan länderna. I ett område med överskott på produktion, kommer det att finnas låga elpriser som gör det mindre attraktivt att bygga ny produktion. Marknaden ger på sådant sätt ett incitament att bygga ny produktion då det finns ett underskott i produktionen. Men konsekvensen kommer därmed också att bli att det blir mindre attraktivt att bygga vindkraft inte bara i norra Sverige (som har ett stort produktionsöverskott), men även i Sverige som helhet (som också har haft ett överskott de senaste åren). På längre sikt kan det ändå finnas en påverkan på tillförligheten; nätet kommer att drivas nära sin gräns oftare. Gränsen under drift är ändå en viss marginal bort från stabilitetsgränsen, men risken att sistnämnda överskrids kommer att öka ändå. Hur stor ökningen är och om den är märkbar, är inte känt idag. 4.3 Marknadens påverkan på distributionsnät Deltagandet av småkunder på en elmarknad styrd av timpriser (efterfrågeflexibilitet eller på engelska ”demand response”), är avsedd för att minska effekttoppar i konsumtionen. På grund av tre olika mekanismer kan ett sådant deltagande på marknaden istället leda till ett ökat uttag från distributionsnätet, med eventuell överlast eller underspänning som resultat. i) Motsatt lokalt och globalt konsumtionsmönster Ett högt elpris baserat på timpris är ett incitament till att minska konsumtionen; på samma sätt kan ett lågt timpris vara ett incitament till att öka konsumtionen, t.ex. till att ladda batterier till elbilar, eller att koppla in beredare för varmvatten. Mönster i konsumtionen kan vara helt olika mellan lokal och global förbrukning. Om en timme med ett lågt globalt pris sammanfaller med en hög konsumtion lokalt, kan det resultera i en ändå högre lokal konsumtion (se figur 24). Figur 24 Förhållandet mellan lokal konsumtion och elpris. Risken för överlast ökar i det nedre högra hörnet i diagrammet Rapport R13-962 Sida 35 (49) ii) Överskott på lokal produktion under period med högt elpris I ett område där överskott på lokal produktion kan inträffa, kan det hända att överskottet inträffar samtidigt med ett högt elpris (timpris). Incitamentet att minska konsumtionen kan då leda till ett ändå större överskott på produktion. Det föregående fallet (i), med ett incitament att öka konsumtionen ytterligare under en period med hög konsumtion och ett lågt elpris, kan även inträffa här (se figur 25). Figur 25 Förhållandet mellan lokal produktion, konsumtion och elpris. Risken för överlast i nätet ökar i det nedre högra hörnet, och i det övre vänstra hörnet i figuren. iii) Uppskjuten konsumtion Efterfrågeflexibilitet innebär inte alltid en minskning av energiförbrukningen. Istället innebär oftast flexibiliteten endast att förbrukningen flyttas i tid, men med en oförändrad energiförbrukning. Den energin som inte förbrukats under en tid med ett högt elpris, kommer sannolikt att förbrukas senare vid en tidpunkt med ett lägre elpris. Speciellt gäller detta i situationer där vi kan välja själva, baserat på t.ex. en prissättning dagen innan. Risken uppstår att den medvetet uppskjutna förbrukningen kan resultera i överlast och/eller underspänning i distributionsnätet. Rapport R13-962 Sida 36 (49) 5 Vad förväntas inom några år Vilka av utmaningar som nämns i kap 3 kommer att vara aktuella inom en tidshorisont av 5 till 10 år? Ny produktion Vad gäller ny produktion kommer det att bli en vidare utveckling av vindkraft, medan solkraft kommer att etablera sig som en energikälla. Tillväxten av vindkraft kommer framförallt att ske på högre spänningsnivåer och längre bort från förbrukningen, medan solkraft kommer att etablera sig på lågspänning och nära förbrukningen. Vindkraft kommer därför att framförallt påverka transmissionsnätet, medan solkraft kommer att ha konsekvenser i låg- och mellanspänningsnät. Figur 26 visar var ny produktion förväntas kommer att etablera sig. Figur 26 Förväntad ny produktion i Sverige. Blå färg = Befintlig vattenkraft; Röd färg = Befintlig kärnkraft Vindkraft Vindkraft i Östersjön, i Bottenhavet och i Norrland kommer att leda till ökade effektflöden eftersom de ansluts i områden där det redan finns ett produktionsöverskott. Vindkraft i Västsverige kommer att ge mindre konsekvenser för stamnätet, eftersom det numera finns ett produktionsunderskott här. Men konsekvenserna, i form av ökad risk för överlast, kommer att finnas i lokalnät eller i regionnät beroende på storleken av vindparken. Rapport R13-962 Sida 37 (49) Solkraft Solkraft kommer att etablera sig vid individuella hus. Vid anslutning i landsbygdsnät kommer det först att leda till risk för överspänning. Vid större mängder kommer det även bli en ökad risk för överlast, framförallt i stadsnät. Även på nationell nivå kommer andelen solkraft troligen att bli liten de kommande åren, men det kan finnas stora andelar lokalt. Påverkan i näten Övertoner kommer troligen inte att bli ett problem för elnätsföretagen, men emissionskraven kan bli ett hinder mot anslutning av nya produktionsanläggningar. Det finns även indikationer på att resonanser i nätet kan ge upphov till obefogade utlösningar av reläskydd. Skyddsproblematik har redan blivit en utmaning vid anslutning av individuella turbiner och mindre parker till distributionsnätet. Vid anslutning av stora parker till transmissionsnätet har det inte signalerats några problem med att erhålla selektivitet/anpassning till de redan befintliga skydden i samma nät. Vid ett fel i nätet kan en ökad inmatning av kortslutningseffekt från nya produktionskällor också medföra krav på åtgärder. Det förväntas inga stora mängder elbilar inom de närmaste åren, men det kan finnas fall med flera bilar i en svagare del av nätet. Underspänningar kan då vara främsta utmaningen. Men elbilar förväntas komma först i stadsnät som klarar mer elbilar innan det blir risk för överlast. En möjlig utmaning kan uppstå när arbetsgivare erbjuder elbilsladdning på jobbet, eller när t.ex. ett taxiföretag ska anskaffa många laddhybrider eller elbilar. Elmarknadens påverkan på transmissionsnät finns redan; det är det som leder till flaskhalsar i nätet med uppdelning i prisområden som konsekvens. Rapport R13-962 Sida 38 (49) 6 Klassificering av ny teknologi och nya metoder Ny teknologi och nya metoder som går under samlingsnamnet ”smarta elnät” kan delas upp på olika sätt. Här föreslår vi en uppdelning i fem olika typer av lösningar för utmaningarna som presenterades i de föregående kapitlen. Denna uppdelning har visat sig vara mycket förtydligande i diskussioner och föreläsningar om smarta elnät. Lösningar i nätet Krav på nätanvändare och deras utrustning Deltagandet av nätanvändare Marknadsbaserade lösningar Lösningar på kundsidan av mätaren I kommande avsnitt ges en kort beskrivning av dessa fem typer av lösningar samt några exempel. Det är viktigt att påpeka att dessa exempel inte är tänkta att vara heltäckande för området smarta elnät, de är bara till för att illustrera de olika typerna av lösningar. Det kommer inte heller att tas ställning till den praktiska och ekonomiska tillämpbarheten hos de olika exempel som ges. 6.1 Lösningar i nätet Den klassiska lösningen för att kunna ansluta mer produktion eller förbrukning är att bygga mer ledningar, kablar och stationer. Målet är då att nätet ska klara av det värsta fallet utan att det behövs en begränsning i produktion eller förbrukning. Ett av målen med skiftet mot smarta elnät är att hitta lösningar så att det inte krävs nya ledningar mm. Detta behövs delvis för att kostnaderna för att bygga nya ledningar är för höga, men också för att det tar lång tid att bygga nya ledningar. I vissa fall är det dessutom i praktiken omöjligt att bygga. Vid denna typ av lösningar kommer nätanvändaren inte att påverkas av lösningarna; nätanvändaren kan fortfarande använda nätet när och hur det behövs, precis som förut. Det smarta elnätet, vad gäller denna typ av lösningar, är enbart en sak för nätoperatören. Exempel på smarta lösningar som ingår i denna kategori är; Batterilagring som ägs eller styrs av ett elnätsföretag kan användas för att ta hand om extrema situationer i nätet, som bortfall av en transformator vid hög förbrukning och låg lokal produktion. Lagret kan vara permanent eller mobilt, bara för att överbrygga tiden det tar att bygga en ny ledning. Dynamisk belastningsförmåga för luftledningar är ett sätt att utnyttja en ledning på ett bättre sätt. Istället för att begränsa effekten genom ledningen för att täcka värsta fallet (högsta utetemperatur, lägsta vindhastighet, högsta solinstrålning) anpassas den högsta tillåtna effekten till de momentana väderförhållandena. En praktisk implementering är att sätta en gräns på ledningens temperatur istället för en gräns på strömmen. Avancerade metoder för skydd och spänningsreglering i distributionsnät kan resultera i en stor ökning av acceptansgränsen för ny produktion och konsumtion. Avancerade skydd behövs framförallt för att möjliggöra anslutning av ny produktion till låg- och mellanspänningsnät. Det går då bland annat att lösa problematiken med risken för okontrollerad ödrift. Nya metoder för spänningsreglering forskas framförallt på för att kunna ansluta mer förnybar Rapport R13-962 Sida 39 (49) elproduktion till distributionsnät. Men samma metoder kommer också att möjliggöra en ökad förbrukning utan att mer ledningar behöver byggas. Användning av kommunikation som del av algoritmerna, är det som gör att dessa nya algoritmer klarar utmaningarna bättre än mer klassiska metoder utan kommunikation. Som en del av avancerade metoder för spänningsreglering ingår även kraftelektronisk styrning. Ett sätt att förbättra tillförlitlighet är automatisk segmentering och återställning efter ett fel i distributionsnät. Sensorer i nätet används då för att automatiskt leta efter och hitta felstället. Efter det återställs matningen till så många kunder som möjligt, och så snabbt som möjligt, på ett automatiskt sätt. 6.2 Krav på nätanvändare och deras utrustning Att ställa krav på tillåten emission är den klassiska lösningen mot elkvalitetsstörningar som övertoner och flimmer. Här ställs det krav på individuella apparater i produktstandarder och på hela kundens anläggning i anslutningskraven som ställs av elnätföretagen. Tanken med att ställa krav är delvis att det är billigast att ta hand om störningarna så nära källan som möjligt, men också att kundkollektivet inte behöver stå för kostnader av nätinvesteringar som behövs för att ta hand om emission från en individuell kund. För stora produktionsenheter (över 1,5 MW i Sverige) ställs det sedan flera år tillbaka krav på störningstålighet hos enheterna, men också på enheternas möjligheter att stöda nätet med balanskraft och reaktiv effekt vid behov. Men det diskuteras ytterligare krav, så väl på nationell nivå som på Europeisk nivå. Sistnämnda aktiviteter drivs av den Europeiska kommissionen och utförs av ENTSO-E11 i nära samarbete med ACER12. Nya europeiska regelverk (som utvecklas nu) kommer även att ställa krav på mindre produktionsenheter (från 800 Watt). Kravet på störningstålighet blir striktare och kommer att gälla för mindre enheter; och det kommer till krav på automatisk bidrag till frekvensreglering även för små enheter. Kraven kommer att ställas på produktionsenheter men även på förbrukarsidan. Bland annat ska apparater som är termostatstyrda kunna ta del av frekvensreglering genom att anpassa temperaturinställningen när det behövs för att hålla kraftsystemet stabilt. Kraven om obligatoriskt och automatiskt bidrag till spänningsreglering diskuteras i vissa Europeiska länder för solpaneler. Samma styralgoritmer för spänningsreglering skulle kunna implementeras i en stor del av all lågspänningsutrustning; det skulle göra spänningshållning i lågspänningsnät mycket enklare. 6.3 Deltagandet av nätanvändare Vid dessa lösningar kommer förbrukning eller produktion att begränsas eller kopplas bort vid behov för att stödja nätet eller kraftsystemet. Allt som händer vid dessa lösningar är fortfarande under nätoperatörens kontroll. I nuvarande system finns det redan lösningar, men de används bara i extrema situationer. Roterande bortkoppling och bortkoppling vid underfrekvens är exempel på de befintliga lösningarna. 11 European Network for Transmission System Operators for Electricity; samarbetsorgan for stamnätsoperatören på Europeisk nivå. 12 Agency for the Cooperation of Energy Regulators; samarbetsorgan för nätmyndigheten på Europeisk nivå. Rapport R13-962 Sida 40 (49) Exempel på nya lösningar är bland annat att fördela påverkan från (den manuella och automatiska) bortkopplingen på ett mer rättvist och samhällsmässigt mindre kostsamt sätt. Svenska styrelprogrammet är ett exempel på detta. Men genom att använda ny teknologi, framförallt snabba, tillförlitliga och billiga kommunikationssystem, finns det möjligheter att använda bortkoppling oftare utan att det anses vara störande för nätanvändare. Dessa lösningar kommer då att användas oftare och kommer att bli en del av planeringen av nätet. Nätanvändare kan skriva på frivilligt (mot en minskning av nättarifferna), eller så kan deltagandet vara obligatoriskt, som del av anslutningskraven. Sådana metoder kan användas för att möjliggöra anslutning av mer förnybar elproduktion till nätet. Fjärutlösning kan tillämpas för att koppla bort en del av produktionen vid bortfall av en ledning. Produktionsanläggningen tar då över rollen av driftsreserven från nätet, som kan utnyttjas på ett mer effektivt sätt. Maximal effekt som får inmatas kan också kontinuerligt anpassas till det som nätet klarar precis då. Istället för att begränsa produktionens installerade effekt för att klara värsta fallet, begränsas den momentana produktionen till kapaciteten av nätet precis då. Samma metoder kan också tillämpas för att minska förbrukning vid behov. Det som diskuteras mest i litteraturen just nu är att begränsa laddningen av elbilar. Men det som kan vara till mest nytta för Sverige i framtiden är troligen att begränsa användandet av elvärme, där det flyttas till timmarna där det finns marginaler i produktions-, överförings- och distributionskapacitet. Begränsning av produktion eller förbrukning kan kombineras med dynamisk belastningsförmåga och/eller batterilagring i nätet. 6.4 Marknadsbaserade lösningar Vid denna typ av lösningar köper elnätsföretaget eller systemoperatören tjänster från nätanvändare. Den tekniska implementeringen kan vara lika som i ”deltagandet av nätanvändaren”, men det bestäms på ett annat sätt vem som deltar och när. Vid lösningarna som behandlades i förra avsnittet vet nätoperatören hur mycket driftreserver det finns i form av begränsningar i produktion och/eller förbrukning, samt hur mycket användning av reserverna kommer att kosta. Vid marknadsbaserade lösningar anpassas priset på el och/eller nättariffer kontinuerligt för att ge rätt incitament mot nätanvändare att anpassa sin förbrukning eller produktion. Det kan finnas ett förutbestämt incitament, som att ha ett högre elpris under hög last, med en osäkerhet i hur mycket anpassningen kommer att bli. Alternativet är att priset anpassas så att förbrukningen eller produktionen kommer att bli precis så som den behövs för att nätet klarar sig. Efterfrågeflexibilitet (Demand response) är ett sätt att ta bort pristoppar som redan har börjat användas i Sverige. Balansmarknaden finns redan, även om det fortfarande finns begränsade möjligheter för en småkund att vara med i den. I framtiden förväntas det flera marknader för system- och nättjänster. Rapport R13-962 Sida 41 (49) 6.5 Lösningar på kundsidan av mätaren Flera av lösningarna på kundsidan av mätaren är en reaktion på de andra lösningarna. Anledningen för att välja en lösning på kundsidan av mätaren kan vara att minimera konsekvenser och kostnader på grund av krav som ställs av nätoperatören. Här kan till exempel lagring vara en lösning, men i detta fall på kundsidan av mätaren. En annan anledning till att finna lösningar på kundsidan av mätaren kan vara att kunden vill tjäna pengar i en av marknaderna som nämndes ovan. Vid styrning av produktion eller förbrukning är det självklart att det finns ny teknologi även på kundsidan av mätaren. Det behövs ju utrustning som kan styras. Man kan då tänka sig en ”smart termostat” som minskar temperaturen (på vintern) när elnätsföretagen ger signal för förbrukningsbegränsning. Mycket av detta utforskas för laddning av elbilar, där begreppet ”smart laddning” används för att beskriva metoderna för att anpassa laddningen till nätets begränsningar. Vid införandet av starkt tidsberoende nättariffer kan det vara fördelaktigt för kunderna att automatisk anpassa sin förbrukning eller produktion. Genom ett batterilager kan kunden flytta produktion eller förbrukning till timmar med mer gynnsamma nättariffer. Rapport R13-962 Sida 42 (49) 7 Slutsatser Från kartläggningen av utmaningarna och genom en bedömning av tidskalan på vilken de kommer att vara aktuella, görs bedömningen att de följande utmaningarna behöver åtgärdas nu eller inom några år, eller kräver beredskap för att åtgärdas i fall vissa utvecklingar går snabbare än vad som kan förutses idag (i slumpmässig ordning): Det finns långa ledtider med att bygga ut elnätet, framförallt på högre spänningsnivåer som stamnätet. Situationen blir något motsägelsefull, åt ena sidan kanske inte nätet är förberett på t.ex. ny vindkraft, men åt andra sidan att det eventuellt görs en stor investering som inte kommer att behövas. En av de önskade egenskaperna hos smarta elnät är att de ger en flexibilitet som en utbyggnad av befintliga elnät inte kan erbjuda. Det kommer att uppstå nya driftsituationer i stamnätet och på de högre spänningsnivåerna i region- och lokalnäten; vissa av dem kommer att ge nya flaskhalsar. Det som behövs är metoder för att förebygga att sådana flaskhalsar uppstår, utan att det krävs nya luftledningar. Kravet kan omformuleras som att det behövs metoder för att kunna transportera mer el över samma transmissionsnät, utan att äventyra tillförlitligheten eller driftsäkerheten. Stabiliteten i stamnätet kommer att påverkas på olika sätt genom införandet av förnybar elproduktion. Problemet med störningstålighet tas upp i de kommande Entso-e föreskrifterna. Men det behövs en bättre förståelse av hur de olika reglersystemen kommer att påverka varandra. Prognosfelen kommer att öka av olika anledningar: förnybar elproduktion; efterfrågeflexibilitet (”demand response”) och värmepumpar. Det kommer att kräva ökade driftreserver. Anslutning av solkraft till lågspänningsnät kommer redan vid mindre mängder solkraft att leda till möjliga överspänningar i landsbygdsnät. Vid stora mängder solkraft (några tiotals procent av hus i ett lågspänningsnät) kommer det även att finnas risk för överbelastning av transformatorer. Det behövs en kartläggning av acceptansgränsen för solkraft i distributionsnät i Sverige. En sådan studie behövs för att uppskatta hur mycket utrymme som finns kvar i nätet och när det behövs åtgärder. Ödriftsproblematiken vid produktion ansluten till distributionsnät, kommer att finnas kvar och distributionsnätföretagen kommer troligen att fortsätta kräva känslig ödriftsdetektering för alla sina anläggningar. Åt andra sidan kommer det att behövas en hög störningskänslighet vid en stor andel distribuerad generering. Dessa två krav motsätter varandra och det behövs nya lösningar här. Vid större användning av efterfrågeflexibilitet, finns det risker för överbelastningar i distributionsnäten. Medveten senarelagd förbrukning av energi kan inträffa under timmen efter det att elpriset har sjunkit till en lägre nivå. Men det kan även inträffa situationer där styrsignalen för elpriset (som bestäms globalt) går tvärs emot behovet av styrningen som finns i distributionsnäten. Rapport R13-962 Sida 43 (49) Förnybar elproduktion och energisnål förbrukning kommer att introducera nya typer av emission, som jämna toner, mellantoner och supratoner (2 till 150 kHz). Det finns en stor brist på kunskap om detta, och gränsvärden som finns har inte nödvändigtvis någon relation till de nivåer som är acceptabla för apparater anslutna till nätet. Kablar i transmissionsnät kommer att leda till övertonsresonanser vid betydligt lägre frekvensen än vad som är vanligt i nuvarande nät. Det kan leda till höga nivåer av övertonsspänningar och övertonsströmmar. Rapport R13-962 Sida 44 (49) 8 Referenser [1] Yu Chen, Math Bollen, Marcia Martins, Application of transfer function based harmonic study method to an offshore wind farm, Int. workshop on Wind Power Integration, November 2012, Lisbon. [2] Math Bollen, Kai Yang. Harmonics and Wind Power - A forgotten aspect of the interaction between wind-power installations and the grid, Elforsk report 12:51, August 2012. [3] J. Arrillaga and N.R. Watson. Power system harmonics, second edition. Wiley, Chichester, UK, 2003. [4] M. Bollen, K Yang, Harmonics – another aspect of the interaction between wind-power installations and the grid, Int. Conf. Electricity Distribution (CIRED), Stockholm, June 2013. [5] J. Li, N. Samaan, and S. Williams. Modeling of large wind farm systems for dynamic and harmonics analysis. In IEEE/PES Transmission and Distribution Conference and Exposition, April 2008. [6] G. Esposito, D. Zaninelli, G.C. Lazaroiu, and N. Golovanov. Impact of embedded generation on the voltage quality of distribution networks. In 9th International Conference on Electrical Power Quality and Utilisation (EPQU), October 2007 [7] Math Bollen and Fainan Hassan, Integration of distributed generation in the power system, Wiley – IEEE Press, 2011. [8] Sarah Rönnberg, Math Bollen, Solar Power Plants in the North of Europe Power Quality, Hosting Capacity and Smart Solutions to Increase the Hosting Capacity, Luleå University of Technology, technical report, 2013. [9] S.T. Mak and F. de la Rosa. Waveform distortion issues based on field data recordings in MV and LV facilities. In Power Engineering Society General Meeting, June 2005. [10] C.J. Ramos, A.P. Martins, and A.S. Carvalho. Rotor current controller with voltage harmonics compensation for a DFIG operating under unbalanced and distorted stator voltage. In 33rd Annual Conference of the IEEE Industrial Electronics Society (IECON), November 2007. [11] Q. Zhang, L. Qian, C. Zhang, and D. Cartes. Study on grid connected inverter used in high power wind generation system. In 41st IAS Annual Meeting, October 2006. [12] S.K. Rönnberg, M.H.J. Bollen, Emission from four types of LED lamps at frequencies up to 150 kHz, CIRED 2013. [13] E.O.A. Larsson, M.H.J. Bollen, M.G. Wahlberg, C.M. Lundmark, and S.K. Rönnberg, Measurements of high-frequency (2–150 kHz) distortion in lowvoltage networks, IEEE Transactions on Power Delivery, Vol.25, No.3 (July 2010), pp.1749-1757. Rapport R13-962 Sida 45 (49) [14] A. Gil-de-Castroa, S.K. Rönnberg, M.H.J. Bollen, A. Moreno-Muñoz, Study on harmonic emission of domestic equipment combined with different types of lighting, International Journal of Electrical Power and Energy Systems, 2013, in print. [15] E.O.A. Larsson, M.H.J. Bollen, Measurement result from 1 to 48 fluorescent lamps in the frequency range 2 to 150 kHz, Int Conf on Harmonics and Quality of Power (ICHQP), Bergamo, Italy, September 2010. [16] S. K. Rönnberg, M.H.J. Bollen, M Wahlberg, Harmonic emission before and after changing to LED and CFL – Part I: laboratory measurements for a domestic customer, Int Conf on Harmonics and Quality of Power (ICHQP), Bergamo, Italy, September 2010. [17] S.K. Rönnberg, M. Wahlberg, M.H.J. Bollen, Harmonic emission before and after changing to LED and CFL – Part II: Field measurements for a hotel, Int Conf on Harmonics and Quality of Power (ICHQP), Bergamo, Italy, September 2010. [18] M. Prodanovic and T.C. Green. Control and filter design of three-phase inverters for high power quality grid connection. IEEE Transactions on power electronics, 18(1):373–380, January 2003. [19] S.K. Rönnberg, M. Wahlberg, M.H.J. Bollen, Harmonic emission before and after changing to LED lamps – Field measurements for an urban area, Int Conf on Harmonics and Quality of Power (ICHQP), Hong kong, June 2012. [20] EI R2010:18 Anpassning av elnäten till ett uthålligt energisystem [21] Math H.J. Bollen & Fainan Hassan; Integration of Distributed Generation in the Power System; Wiley 2010 [22] Yongtao Yang, Math Bollen; Power quality and reliability in distribution networks with increased levels of distributed generation [23] Susanne Ackeby, Math Bollen; Prosumer with demand-response, Distribution network impact and mitigation; Elforsk report 13:59 [24] M.H.J. Bollen, M. Häger, Power quality: interaction between distributed energy resources, the grid and other customers, Electric Power Quality and Utilisation, Magazine Vol.1, No.1, 2005. [25] J. Smith, M. Rylander, C. Trueblood, PV hosting capacity in electric distribution, 5th Int Conf on Integration of Renewable and Distributed Energy Resources, Berlin, December 2012. [26] T. Walla et al., Determining and increasing the hosting capacity for photovoltaics in Swedish distribution networks, European Photovoltaic Solar Energy Conference (EU PVSEC), Frankfurt, Germany, September 2012. [27] G. Bourgain, et al. “Integrating Distributed Energy Resources in today’s electrical energy system”, book presenting the results of the EU-DEEP project, June 2009, published by ExpandDER. [28] Svenska Kraftnäts vindkraftsarbete, Svenska Kraftnäts Planeringsrådet 17 januari 2007. Rapport R13-962 Sida 46 (49) [29] B. Fox, et al., Wind Power Integration - Connection and system operational aspects. The Institution of Engineerings and Technology, Stevenage, United Kingdom, 2008. [30] C. Hamon, On Frequency Control Schemes in Power Systems with Large Amounts of Wind Power, Licentiate, KTH, 2012 [31] Lennart Söder and Camille Hamon,Power balance regulation at large amounts of wind power - Frequency control and international experience. Elforsk rapport 13:43, januari 2013 [32] Katherine Elkington, The Dynamic Impact of Large Wind Farms on Power System Stability, Doctoral thesis, KTH, 2012. [33] Svenska Kraftnät, Integrering av vindkraft, mars 2013. [34] Svenska Kraftnät, Kraftbalansen på den svenska elmarknaden vintrarna 2012/2013och 2013/2014, augusti 2013. [35] Mohammad Seyedi, Math Bollen, The utilization of synthetic inertia from wind farms and its impact on existing speed governors and system performance, Elforsk rapport 13:02, januari 2013. [36] F. Gonzalez-Longatt, et al.,.Effects of the synthetic inertia from wind power on the total system inertia after a frequency disturbance, Power Engineering Society Conference and Exposition in Africa (PowerAfrica), 2012. [37] E. Muljadi et al, Understanding Inertial and Frequency Response of Wind Power Plants, Symposium on Power Electronics and Machines in Wind Applications, July 2012, Denver. [38] C. Abbey, G. Joos, Effect of low voltage ride through (LVRT) characteristic on voltage stability, IEEE PES General Meeting, 2005. [39] C.Jaugh et al., International comparison of requirements for connection of wind turbines to power systems, Wind Energy, Volume 8, Issue 3, pages 295–306, July/September 2005 [40] E. Vittal, M. O'Malley, A. Keane, A Steady-State Voltage Stability Analysis of Power Systems With High Penetrations of Wind, IEEE Transactions on Power Systems, Vol.25, No.1 (2010), pp. 433-442. [41] T. Knüppel, et al., Small-signal stability of wind power system with full-load converter interfaced wind turbines, Renewable Power Generation, IET, Vol.6, No.2. (2012), pp.79-91. [42] H. Golpı̂ ra, H. Bevrani, A.H. Naghshbandy, An approach for coordinated automatic voltage regulator–power system stabiliser design in large-scale interconnected power systems considering wind power penetration, IET Generation, Transmission & Distribution, Vol. 6, No. 1 (2012), pp.39-49. [43] Seon Gu Kim, Math Bollen, Towards the development of a set of grid code requirements for wind farms: Transient reactive power requirements, Elforsk report 13:03, January 2013. [44] S. T. Tentzerakis and S. A. Papathanassiou, An investigation of the harmonic emissions of wind turbines. IEEE Transactions on Energy Conversion, 22(1):150 –158, March 2007. Rapport R13-962 Sida 47 (49) [45] S. Tentzerakis, N. Paraskevopoulou, S. Papathanassiou, and P. Papadopoulos, Measurement of wind farm harmonic emissions. IEEE Power Electronics Specialists Conference (PESC), June 2008. [46] Å. Larsson. Grid Interaction and Power Quality of Wind Turbine Generator Systems. PhD thesis, Chalmers University of Technology, Göteborg, Sweden, 1997. [47] H. S. de Bronzeado, P. A. C. Rosas, E. A. N. Feitosa, and M. S. Miranda. Behavior of wind turbines under Brazilian wind conditions and their interaction with the grid. International Conference on Harmonics and Quality of Power, Athens, Greece, October 1998. [48] H. Emanuel, M. Schellschmidt, S. Wachtel, and S. Adloff. Power quality measurements of wind energy converters with full-scale converter according to IEC 61400-21. International Conference on Electrical Power Quality and Utilisation (EPQU), 2009. [49] G. Esposito, D. Zaninelli, G. C. Lazaroiu, and N. Golovanov. Impact of embedded generation on the voltage quality of distribution networks. In 9th International Conference on Electrical Power Quality and Utilisation (EPQU), October 2007. [50] P. D. Ladakakos, M. G. Ioannides, and M. I. Koulouvari. Assessment of wind turbines impact on the power quality of autonomous weak grids. International Conference on Harmonics and Quality of Power (ICHQP), Athens, Greece, October 1998. [51] M. Lindholm and T.W. Rasmussen. Harmonic analysis of doubly fed induction generators. Power Electronics and Drive Systems, November 2003. [52] K.-H. Liu and L. Wang. Analysis of measured harmonic currents and voltages contributed by a commercial wind power system. IEEE Power Engineering Society General Meeting, June 2007. [53] J. O. G. Tande. Impact of wind turbines on voltage quality. International Conference on Harmonics and Quality of Power, October 1998. [54] J. Balcells and D. Gonzalez, “Harmonics due to resonance in a wind power plant”, 8th International Conference on Harmonics And Quality of Power, October 1998. [55] J. Li, N. Samaan, and S. Williams, “Modeling of large wind farm systems for dynamic and harmonics analysis”, IEEE/PES Transmission and Distribution Conference and Exposition, April 2008. [56] S. Schostan, K.-D. Dettmann, D. Schulz, and J. Plotkin, “Investigation of an atypical sixth harmonic current level of a 5 MW wind turbine configuration”, International Conference on “Computer as a Tool” (EUROCON), September 2007. [57] R. Zheng, M. H. J. Bollen and J. Zhong, “Harmonic resonances due to a gridconnected wind farm”, 14th Int Conf on Harmonics and Quality of Power (ICHQP), Bergamo, Italy, September 2010. Rapport R13-962 Sida 48 (49) [58] K. Yang, M. H. J. Bollen and L. Z. Yao, Theoretical emission of wind-park grids – Emission propagation between windpark and grid, 11th Int Conf on Electric Power Quality and Utilization (EPQU), Lisbon, October 2011. [59] A. Shafiu, et al., Harmonic studies for offshore windfarms, International Conference on AC and DC Power Transmission, 2010. [60] D. Patel, et al., Impact of wind turbine generators on network resonance and harmonic distortion, Canadian Conference onElectrical and Computer Engineering (CCECE), 2010. [61] R.C. Dugan and T.E. McDermott. Distributed generation. IEEE Industry Applications Magazine, 8(2):19–25, 2002. [62] R.C. Dugan, M.F. McGranaghan, S. Santosa, and H.W. Beaty. Electric Power Systems Quality, second Edition. McGraw-Hill, New York, 2003. [63] N. Jenkins, R. Allan, P. Crossley, D. Kirschen, and G. Strbac. Embedded Generation. Institution of Electrical Engineers, London, 2000. [64] B. Bletterie and H. Brunner. Solar shadows. Power Engineer, 20(1):27–29, February 2006. [65] N. Jenkins, J. Pecas Lopes, and N. Hatziargyriou. One day short course on integration of dispersed generation in distribution networks. Oporto Power Tech, September 2001. [66] M.R. Patel. Wind and Solar Power Systems. CRC Press, Boca Rotan, 2002. [67] M. Thomson and D.G. Infield. Impact of widespread photovoltaics generation on distribution systems. IET Renewable Power Generation, 1(1):33–40, 2007 [68] R.A. Walling, R. Saint, R.C. Dugan, J. Burke, and L.A. Kojovic. Summary of distributed resources impact on power delivery systems. IEEE Transactions on Power Delivery, 23(3):1636–1644, July 2008. [69] J. Schlabbach, L. Kammer, Prediction of harmonic currents of PV-inverters using measured solar radiation data, IEEE Mediterranean Electrotechnical Conference, 2006. [70] S. Rönnberg, M. Bollen, A. Larsson, Grid impact from PV-installations in northern Scandinavia, Int. Conf. Electricity Distribution (CIRED), Stockholm, June 2013. [71] A.J.A. Bosman, et al., Harmonic Modelling of Solar Inverters and Their Interaction with the Distribution Grid, Universities Power Engineering Conference, 2006. [72] B. Lindgren. A power converter for photovoltaic applications. Licentiate thesis, Chalmers University of Technology, Gothenburg, Sweden, February 2000. [73] W. Jewell and R. Ramakumar. The effects of moving clouds on electric utilities with dispersed photovoltaic generation. IEEE Transactions on Energy Conversion, 2(4):570–576, December 1987 [74] E.C. Kern and M.C. Russel. Spatial and temporal irradiance variations over large array fields. In IEEE Photovoltaic Specialists Conference, Las Vegas, NV, USA, 1988 Rapport R13-962 Sida 49 (49) [75] E.C. Kern, E.M. Gulachenski, and G.A. Kern. Cloud effects on distributed photovoltaic generation: slow transients at the Gardner, Massachusetts photovoltaic experiment. IEEE Transactions on Energy Conversion, 4(2):184– 190, June 1989. [76] R. Bass, R. et al., Residential harmonic loads and EV charging, IEEE Power Engineering Society Winter Meeting, 2001. [77] J. Byrne-Finley, et al., Harmonic distortion mitigation for electric vehicle recharging scheme, North American Power Symposium (NAPS), 2011. [78] J.P. Trovao, et al., Electric vehicles chargers characterization: Load demand and harmonic distortion, International Conference on Electrical Power Quality and Utilisation (EPQU), 2011. [79] N. Melo, et al., Integration of PEV in Portuguese distribution grid: Analysis of harmonic current emissions in charging points, International Conference on Electrical Power Quality and Utilisation (EPQU), 2011
© Copyright 2024