Hvordan planlegger og drifter vi strømnettet for å sikre god forsyningssikkerhet?

Skal vi sikre en motstandsdyktig og fleksibel kraftforsyning framover, må det utvikles nye metoder som nettselskapene kan bruke til planlegging og drift av strømnettet sitt. Vi trenger også bedre og ny samhandling mellom nettselskap, systemoperatører og nettkundene.

Det er derfor behov for å utvikle metoder som håndterer usikkerhet i langsiktig nettplanlegging, bedre utnyttelse av eksisterende nettkapasitet innenfor definerte risikogrenser, og styrket overvåking og kontroll både i sanntidsdrift og driftsplanlegging.

Mekanismer for utnyttelse av fleksibilitet basert på markeder og avtaler må videreutvikles, og det må vurderes hvordan de kan koordineres på tvers av nettnivå slik at lokale tiltak understøtter forsyningssikkerhet i hele kraftsystemet. Dette er områder som FME SecurEL jobber med.

Dersom du ønsker å lese mer om hvorfor presset på kraftsystemet øker, anbefaler vi blogginnlegget Hva er egentlig forsyningssikkerhet for elektrisk kraft? som bakgrunn. Det forklarer hvorfor nye konsepter for forsyningssikkerhet er nødvendige.

I dette blogginnlegget ser vi nærmere på hvordan nettselskaper, nettkunder og teknologiaktører kan ta i bruk nye konsepter for forsyningssikkerhet i praksis. Vi beskriver hva vi har gjort så langt, hva vi planlegger å gjøre, og hvordan vi skal arbeide for å nå de overordnede målene i FME SecurEL.

Hva gjør vi i SecurEL for å finne løsninger?

I arbeidspakke 2, «Nettdrift og -utvikling», jobber vi først og fremst med metoder som berører flere arbeidsprosesser i nettselskaper.  Vi analyserer også samspillet mellom nettselskapene, systemoperatør og nettkunder, særlig fleksibilitetsleverandører, aggregatorer og sluttbrukere. Dette inkluderer nytte, risiko og insentiver ved nye løsninger for planlegging og drift.

I denne arbeidspakken forsker vi langs fem hovedspor:

1. Metoder og risikobaserte kriterier for økt nettkapasitet

Vi undersøker risikobaserte kriterier som alternativer til tradisjonelle deterministiske N-1-kriterier for å muliggjøre økt kapasitet. Dette inkluderer modellering av væravhengige feilrater, linjekapasiteter (Dynamic Line rating (DLR)) fleksibilitet. Vi skal også beregne samfunnsøkonomisk verdi og risiko knyttet til nye driftsprinsipper.

2. Driftsplanlegging i distribusjonsnettet

Vi utvikler et rammeverk for driftsplanlegging som er konsistent med langsiktig planlegging, tar hensyn til aktive tiltak som for eksempel aktivering av fleksibilitet og som allerede er «reservert» i planleggingen, og integrerer nye overvåkings- og prediksjonsmodeller.

3. Aktiv koordinering mellom nettselskaper og nettkunder

Vi definerer og validerer driftsscenarier som krever datautveksling mellom transmisjons- og distribusjonsnettselskaper (i Norge: Statnett og nettselskapene), produsenter, store sluttbrukere og markedsaktører – for eksempel for koordinering av reaktiv effekt og flaskehalshåndtering.

4. Planlegging av nett- og teknologi

Planleggingsrammeverket utviklet i FME CINELDI videreføres for å inkludere nye konsepter for forsyningssikkerhet, risikobaserte metoder og koordinert planlegging på tvers av nettnivå. I tillegg så vil metoden utvikles slik at nettselskapene kan ta gode investeringsbeslutninger for andre typer teknologi, i tillegg til de klassiske nett-komponentene.

5. Design av fleksibilitetsmarkeder og verdikjeder

Vi undersøker hvordan man kan designe lokale fleksibilitetsmarkeder og andre fleksibilitetsmekanismer på en hensiktsmessig måte. Vi undersøker også lønnsomheten for aggregatorer ved å utvikle et modellrammeverk som optimerer bruken av fleksibilitetsressurser i flere markeder samtidig.

Dette har vi gjort så langt

Her er noen eksempler på arbeid og resultater så langt:

• Risikobaserte kriterier i praksis
  Vi har utviklet illustrative eksempler med en modell av et regionalnett for å sammenligne N-1 og risikobaserte kriterier, inkludert effekter på ikke-levert energi. Den første casen vi testet var en driftsmessig forsvarlig-vurdering, og vi skal se på flere slike caser fremover.
• Sektorkobling for økt nettkapasitet
  I samarbeid med Technische Universität Hamburg (TU Hamburg) har vi gjennomført en casestudie som viser hvordan fleksibilitet i varmesektoren (f.eks. varmepumper) kombinert med risikobasert planlegging kan øke tilgjengelig nettkapasitet samtidig som forsyningssikkerheten ivaretas.
• Første steg mot å koble planlegging og drift tettere sammen
  Vi har gjennomført litteraturstudier og dialog med nettselskaper for å finne driftssituasjoner der planleggingsbeslutninger (f.eks. reserverte tiltak) påvirker handlingsrommet på driftssentralen. Vi har også startet evaluering av åpen-kildekode-verktøy for samtidig optimalisering av kraftflyt og bruken av aktive driftstiltak.
• Scenarier for aktiv koordinering
  Vi har planlagt arbeidet med å definere og identifisere driftsscenarier der det aktivt må koordineres mellom nettselskap og nettkunder, inkludert hvordan de skal valideres gjennom piloter og laboratorietesting.
• Planleggingsrammeverk under utvikling
  Vi utvikler et 132/66 kV referansenett (basert på et virkelig nett) som skal brukes til å teste metodene i arbeidspakken. Vi har begynt med å definere risikobaserte planleggingskriterier. Nettplanleggingsmetode og kode vil utvikles videre i samarbeid med prosjektet DeCOOP (Utvikling av kopla hav- og landnett).
• Fleksibilitetsmarkeder
  Vi har formulert og implementert en likevektsmodell for å studere markedseffektivitet og potensiell markedsmakt i lokale fleksibilitetsmarkeder. Vi har testet tiltak for å unngå slike utfordringer, blant annet prisgrenser og vurdering av konsekvenser for nettkostnader.
• Aggregatormodell
  Vi har utviklet en åpen kildekode-modell for optimal deltakelse for aggregatorer i flere markeder samtidig (spotpris, reservemarkeder og tariffer), inkludert usikkerhet for å beregne inntekter og kostnader for aggregatorer.

Veien videre

I de kommende årene skal vi teste risikobaserte kriterier som alternativer til dagens praksis i ulike typer  nett. Vi skal også undersøke hvordan langsiktig planlegging og sanntidsdrift kan kobles tettere, ved å utvikle representative caser som viser hvordan aktive tiltak og ny teknologi påvirker systemet over ulike tidshorisonter.

Vi skal gjennomgå og sammenstille kunnskap om overvåking og prediksjonsmetoder, evaluere åpne kildekode-verktøy for samtidig optimalisering av kraftflyt og bruken av aktive nettiltak, og utvikle raskere og mer fleksible modelleringsmetoder til bruk i driftsplanleggingen. Parallelt skal vi definere og validere konsepter for aktiv koordinering av distribuert produksjon og fleksibilitetsressurser i norske nett, basert på dynamiske lastgrenser og avtale-basert fleksibilitet mellom TSO og DSO.

I tillegg skal vi analysere design av fleksibilitetsmarkeder og optimaliseringsstrategier for aggregatorer, samt undersøke hvordan store batterier og andre fleksibilitetsressurser kan integreres i nettet gjennom hensiktsmessige avtaler med nettselskapene.

Disse aktivitetene vil bidra til å utvikle ny kunnskap til å planlegge og drifte strømnett, som tar hensyn til endringene i kraftsystemet. Resultatene vil gjøre det mulig for nettselskaper å drifte og utvikle nettet på en mer risikobasert, datadrevet og fleksibilitetsorientert måte – og samtidig ivareta forsyningssikkerheten i et stadig mer elektrifisert samfunn.