1. No category

SVENSKA
KRAFTNÄT
Drift
Alexandra Grigoriou
2015-06-09
2015/14
PROTOKOLL
Svenska Kraftnäts Driftråd, möte 2-2015
Närvarande
Matz Tapper
Folke Sjöbohm
Johan Hagsten
Lars-Ola Andersson
Gunnar Erixon
Martin Sandin
Lars Johansson
Christer Bäck
Tommie Lindquist
Per Wikström
Anna Jäderström
Erik Ek
Alexandra Grigoriou
Frånvarande
Mats Esteen
Magnus Brodin
Svensk Energi
Svensk Energi
Vattenfall Elproduktion
Fortum Generation
Vattenfall Eldistribution (ersätter Thomas Amgård)
Göteborg Energi
E.ON Elnät Sverige (närvarande på telefon under punkt 6-7)
Svenska kraftnät (punkt 4)
Svenska kraftnät (punkt 5)
Svenska kraftnät (punkt 6-7)
Svenska kraftnät (punkt 8)
Svenska kraftnät (ordförande)
Svenska kraftnät (sekreterare)
Fortum Distribution (ersätter Jimmy Mattson)
Skellefteå Kraft
Tid:
Tisdag den 9 juni 2014 kl. 9:00 - 15:00
Plats:
Svenska kraftnät, Sturegatan 1Sundbyberg, mötesrum Hamrai
1/8
i Godkännande av dagordning
Dagordning godkändes.
2 Föregående mötesprotokoll
Ingen anmärkning.
3 Driftläget
Överförings- och kraftbalanssituationen och viktiga
händelser
Erik Ek presenterade hur driftläget har varit sedan förra driftrådet den 24 mars. Det
har till största delen varit goda marginaler över snitten. Några tillfällen med ansträngd
situation över snitt 4 men för övrigt få större störningar i stamnätet.
En av de större händelserna inträffade den 27:e april då systemvärnet aktiverades. Det
var höga flöden över snitt 2 och 4 med hög import från Hasle och full export på KontiSkan och andra förbindelser söder om snitt 2. Två Ringhalsblock och två block i
Oskarshamn var ur drift. När ett fel inträffade på seriekondensatorn i Vittersjö sjönk
snitt 2 gränsen med 300-400 MW och skjuter därmed över kraften mot väster där vi
har dåligt med reaktiva resurser. Frekvens och snittproblemen gjorde att man
beordrade start av Halmstad gasturbiner men samtidigt styr Awedöreverket i
Danmark ner ca 300 MW pga internt fel. Spänningarna sjunker vilket medför att
systemvärnet för snitt 4 aktiveras från Kilanda. Svk tittar nu på om detta hade kunnat
undvikas och eventuella förbättringsmöjligheter.
Endast restriktioner i Glan kvarstår efter förra sommarens explosioner av Balteau IT
och UT. Konti-Skan 1är sedan slutet av april åter i drift efter ett transformatorfel i
Lindome på svenska sidan och Sydvästlänken Östansjö-Barkeryd togs i drift i slutet av
april.
Sedan mitten av mars har det varit områdespriser bara några få timmar. Dock uppstod
det områdespriser då mycket kärnkraft var ur drift pga. revision fr.o.m. slutet av maj.
2/8
Presentationen bifogas i bilaga i.
Vatten- och magasinsläge
Folke Sjöbohm presenterar kraftläget i Norden och Sverige. Fyllnadsgraden av de
svenska vattenmagasinen följer medelkurvan. Det är ganska mycket snö kvar i
Lappland så vårfloden kan väntas vara ytterligare en tid. Årets utsmetade vårflod har
minskat spillet i många älvar.
Kärnkraftproduktionen i Sverige och Norden har i stort sett följt samma mönster som
föregående år. Vindkraftproduktionen har passerat 30 TWh varav Sverige står för 14
MWh.
Presentationen bifogas i bilaga 2.
Vattenfall Eldistribution
Gunnar Erixon informerade om problematiken i Skogssäter. De två
stamnätstransformatorerna som gick ur drift i vintras gav problem i nätet. Den ena har
reparerats och den andra är ersatt av en ny transformator. Den nya transformatorn är
på plats i Skogssäter och kommer att driftsättas under v.28.
Gunnar tog också upp den problematik västkustssnittet bidrar till i. Flödena påverkar
Vattenfalls regionnät. Problemen uppstår då det blir fel på stamnätet och stamnätet
försvagas. Då går mycket kraft ner på Vattenfalls 130 kV nät. Regionnät ska dock klara
av ett n-i fel på stamnätet. Under en specifik situation i vintras valde VF att inte Mara
ett n-i fel. Varför valde man denna ståndpunkt? Var det för dyrt att starta
Stenungssund? Hur gör man sin riskvärdering? Detta får bli en intressant
diskussionspunkt inför nästa Driftråd.
Göteborg Energi
Martin Sandin informerar om att det har varit ganska mycket störningar i nätet men
inga allvarligare.
Fortum Elproduktion
Lars-Ola Andersson berättar om den dammförstärkning som pågår i Höljes. Dock
påverkar det inte produktionen något nämnvärt. Det såg ut att bli tomt i magasinen i
böljan av året men nu är magasinen välfyllda. Magasinen i Värmland är t.o.m. väldigt
fulla.
Vattenfall Elproduktion
Johan Hagsten informerade om höga ytor lite här och där och en del spill. Annars ett
stabilt läge. Kärnkraften reglerade ner under en helg för första gången sedan länge
pga. överproduktion. Detta kan vi komma att få se mer av framöver.
3/8
4 FRR-A
Christer Bäck presenterar uppföljningen och utfallet av FRR-A.
Från vecka 3 t.o.m. vecka 22 har FRR-A varit kontrakterad fem timmar per
vardagsdygn. Vaije måndag sker en uppföljning av föregående vecka.
FRR-A kan aktiveras måndagar till fredagar under morgon och kvällstimmar. I Norden
har FRR-A i medel varit aktiverad 36 % (under v.22) av tillgänglig FRR-A. Det visar sig
att under de tillfällen då FRR-A är aktiverad har frekvensen blivit bättre än den
simulerade frekvensen utan FRR-A aktiverad. FRR-A resulterar alltså i en reducering
av antal minuter utanför 49,9-50,1 Hz bandet. Under v. 22 var den reduceringen 7,2 %.
Men trots FRR-A har vi stora frekvensavvikelser framför allt på morgontimmarna och
vi uppfyller för tillfället inte vårt mål. FRR-A har bevisat sig vara en bra produkt för att
stötta frekvensen men mer verktyg behövs för att uppnå våra mål.
Presentationen bifogas i bilaga 3.
5 Reinvesteringsbehovet de nästa 15-20 åren
Tommie Lindquist presenterar reinvesteringsbehoven de kommande 15-20 åren. Alla
primärkomponenter har fått sin tekniska status bedömd och det visar sig att det finns
ett stort utbytesbehov av föråldrande teknisk utrustning. En skattad livsländ ligger till
grund för utbytesbehov för apparater och en sammanvägning av alla ingående
komponenter leder sedan till ett årtal för total stationsförnyelse. Olika komponenter
viktas olika beroende på hur mycket de bidrar till stationen. Antalet stationer som bör
förnyas framöver är många och det ser inte ut att bli färre i framtiden. I nuläget har
man förnyat ca 2 st. per år. Det är mycket mindre än behovet.
Planen för apparatbyten behöver följas för att planen för stationsbyte ska kunna följas.
Det ökade reinvesteringsbehovet kommer att leda till ett ökat antal avbrott i stamnätet
i framtiden och Svk kommer framöver att följa en helt annan trend gällande avbrott.
Målet är att inte behöva skjuta avbrotten framför sig utan att ha en jämn fördelning på
ca 4 st. reinvesteringar per år.
Presentation bifogas i bilaga 4
4/8
6 Systemansvaret
Per Wikström informerar om att Svk ser över innebörden i systemansvaret.
Drivkrafterna för översynen är bland annat att Svk internt gör en översyn av eliagen
där systemansvaret är reglerat och att kraftsystemdrift med mer förnyelsebart medför
behov av ökad tydlighet kring systemansvaret. Därtill träder snart koderna i kraft och
dessa förutsätter att ansvar och roller inom ramarna för systemansvaret är tydligt
definierat inom vaije land.
Per gav en historisk tillbakablick av systemansvaret och berättade om att det idag finns
områden där ansvarsfördelningen mellan kraftsystemets aktörer inte är preciserat på
ett önskvärt sätt.
I den "gamla" elmarknaden fanns ett stort inslag av självreglering och ett ytterst litet
inslag av statlig reglering. I norden fungerade det i princip så att varje lands
dominerande kraftproducent bildade "klubbar" som självpåtaget organiserade och
reglerade marknaden avseende leveranssäkerhet och elkvalitetsnormer (som frekvensoch spänningskvalitet). Därutöver reglerades tariff-strukturen, investeringar,
prognosmetoder, driftledningen för kraftsystemet m.m. I Sverige skedde denna
reglering genom två avtal - Produktionsoptimeringsavtalet och Stamnätsavtalet.
Dessa avtal täckte affärsmässiga delar för nätägare såväl som för kraftproducenter
men också det kollektiva ansvar som ett systemansvar innebar.
I samband med elmarknadsreformen på nittio-talet skulle vissa delar av
systemansvaret regleras i lag och andra delar i avtal. Ovan nämnda avtal innehöll
emellertid konkurrenshämmande bestämmelser och avtalen ersattes med nuvarande
anslutnings- och nyttjandeavtal. Tyvärr föll flera viktiga delar som berör
systemansvaret bort i den processen. Bland annat försvann Svk:s mandat att
bestämma hur spänningsregulatorer är inställda i driftskedet samt själva regleringen
av driftledningen för systemansvaret. Dessa brister ihop med att Ellagen endast
reglerar den del av systemansvaret som berör balans av aktiv effekt skapar viss
otydlighet i tillämpningen av systemansvaret.
Alla är överrens om att systemanvaret är väldig vagt och att det är nödvändigt att
systemansvaret förtydligas. I framtiden kommer det bli en diskussion med regionnät
där vi måste klargöra systemansvarets fulla innebörd. Det måste vara tydligt vilket
ansvar och vilka skyldigheter alla har och att vi arbetar på samma sätt.
Presentationen bifogas i bilaga 5.
5/8
7 Samarbetet TSO och DSO i Europa
Per Wikström ställde frågan "Vad händer med DSO-rollen i framtiden?" Per drog
Driftsäkerhetskoden i korthet vilken övergripande säger att systemet ska fungera som
en enhet. Det innebär hl.a. att TSO och DSO måste samarbeta och koordinera
verksamheten och att DSO rollen i framtiden kommer bli mer komplex. Det kommer
bli stort fokus på informationsutbyte såsom tekniska data, realtidsdata, modeller m.m.
och det förutsätts att det finns en ansvarsfördelning inom det svenska systemet i
enlighet med direktiven.
Lite frågeställningar som togs upp för diskussion:
•
Blir regionsnäteten roll mer komplex i framtiden?
Ja, idag är bilden helt annorlunda med bl.a. vindkraften.
•
Har DSO gjort/påbörjat något internt arbete?
EON-Elnät är redan igång med ett program där man jobbar med
utmaningarna inom flera områden. Man är nöjd med utvecklingen för både
verksamhet och medarbetare. Övriga har inte kommit lika långt.
•
Behöver vi göra något tillsammans?
Ja. Inget beslut fattades angående hur vi ska gå vidare och samarbeta. Det får
tas upp som en avstämningspunkt vid ett senare möte.
Presentationen bifogas i bilaga 6.
8 30 sekunders avvikelse
Anna Jäderström presenterar det test som avser att utreda konsekvenserna av att
bortse från tidsavvikelsen i vårt kraftsystem. Idag finns ett krav på att tidsavvikelsen
ska hållas till max 30S. Tidsavvikelsen säkrar en medelfrekvens på 50,0 Hz över ett
oändligt spann. Eftersom frekvensen tenderar att i genomsnitt vara över 50,0 Hz
under timmar med större förändringar (pålastning/avlastning) byggs en tidsavvikelse
upp på ett antal sekunder som måste tas igen under lugna perioder. Under dessa lugna
perioder såsom nattetid och mitten av dagen måste därför frekvensen ligga under 50
6/8
Hz för att återställa tidsavvikelsen. Detta orsakar en mängd frekvensavvikelser, som
medvetet kunde undvikas om inte tiden skulle backas tillbaka igen.
Projektets mål är att planera, genomföra och utvärdera en testperiod där man bortser
från tidsavvikelsen som en faktor som ska beaktas vid balanseringen av det nordiska
kraftsystemet. I arbetsgruppen kommer det ingå folk från Statnett, Svenska kraftnät
och NAG, kontaktpersoner från Fingrid och Energinet och även producenter och
konsumenter.
Testperioden kommer sedan att följas upp och utvärderas. Vid behov kommer en ny
testperiod att göras. Slutligen kommer man skriva en utvärderingsrapport med ett
förslag till rekommendation. Projektet siktar mot att genomföra de första testerna
under hösten 2015.
Presentationen bifogas i bilaga 7.
9 Övriga punkter
Ny ledamot, Vattenfall Eldistribution
Gunnar Erixon från Vattenfall Eldistribution ska träda in som ny ledamot i driftrådet.
Gunnar Erixon ersätter Thomas Amgård, från Vattenfall Eldistribution, som ledamot.
10 Frågor att behandla vid kommande möten
>
ESA14 kom som förslag från Lars-Ola Andersson.
>
FCP projektet, Andreas Westberg
>
Fortsättning på spänningsregleringsprojektet, Mons Leiknes
>
Vattenfall tar upp västkustproblematiken.
11 Nästa möte
15 september 2015 kl.9-15.
7/8
12 Bilagor
Bilaga i, Händelser i kraftsystemet v.13 - v.23 2015 (Svk)
Bilaga 2, Vatten- och magasinsläge (Svensk Energi)
Bilaga 3, FRR-A uppföljning 2015 (Svk)
Bilaga 4, Utbytesbehov - stamnätsstationer (Svk)
Bilaga 5, Ellagsöversyn (Svk)
Bilaga 6, Vad händer med DSO-rollen i framtiden (Svk)
Bilaga 7, Disregard limits for time deviation (Svk)
Justeras
Vid protokollet
Erik Ek
Alexandra Grigoriou