Når hav møter land: Nye sårbarheiter i kraftsystemet?

Forsyningssikkerheita i Noreg er jamt over veldig god. Straumkundar opplever få straumbrot, og dei fleste av straumbrota er kortvarige og har relativt avgrensa omfang. At vi har høg forsyningssikkerheit i dag kjem ikkje av seg sjølv men gjennom systematisk innsats. Også framover, når kraftsystemet endrar seg, må vi fylgje med på kva som kan svekke forsyningssikkerheita og vere merksame på korleis vi skal ivareta forsyningssikkerheita.

Ei av endringane som er venta kjem av ambisjonen Noreg har om å bygge ut havvindkraft i stor skala over dei neste tiåra. Å få vindkraft til havs inn i det norske kraftsystemet på land føreset eit havnett. I tillegg føreset det ein koordinert utvikling av det eksisterande nettet til lands og det nye nettet til havs. Havnettet vil ha nokre likskapar med landnettet men også ein del ulikskapar. Mykje er usikkert omkring korleis nettet vil sjå ut i framtida, men det bør designast og utviklast på ein måte som ivaretek forsyningssikkerheita. Og sidan nokre av design-vala blir teke allereie no bør vi passe på at vi ikkje får inn nye sårbarheiter i kraftsystemet som kan true forsyningssikkerheita.

På leiting etter potensielle sårbarheiter

Eit kraftsystem kan i prinsippet oppleve jamt høg forsyningssikkerheit over fleire år, og samtidig vere sårbart med omsyn til sjeldne (ekstraordinære) hendingar med omfattande og/eller langvarige straumbrot. Ein sårbarheit kan forståast som ein mangelfull barriere mot slike kritiske konsekvensar. Dette er illustrert i Figur 1 nedanfor, som viser ein variant av «tversoversløyfe-modellen» (engelsk: «bow-tie model») som ofte brukast i risikovurdering.

I tidlegare forskingsprosjekt har SINTEF Energi utvikla rammeverk og metodikk for sårbarheitsanalyse for kraftsystem som bygger på denne konseptuelle modellen. I dette blogginnlegget samanfattar vi korleis metodikken har blitt brukt til å vurdere potensielle sårbarheiter i framtidige kopla hav- og landnett. Dette arbeidet vart utført i samarbeid mellom to forskingsprosjekt leia av SINTEF Energi: 1) «Utvikling av kopla hav- og landnett» er eit kompetanseprosjekt for næringslivet støtta av Norges Forskningsråd og med NTNU, Statnett, Aker Solutions og GE Vernova som prosjektpartnarar, og 2) «MISSION» er eit EU-støtta prosjekt som går på utvikling av teknologi for straumbrytning som ikkje er basert på den klimafiendtlege gassen SF₆. Datagrunnlaget for analysen var djupneintervju med åtte partnarar frå dei to prosjekta, både transmisjonssystemoperatørar (TSO-ar) og andre aktørar i kraftbransjen. Arbeidet vart nyleg presentert på det internasjonale CIGRE-symposiet som var arrangert i Trondheim i mai.

Metodikken har tidlegare blitt brukt til å analysere sårbarheiter i fleire kraftsystem av ulik type og storleik. I 2017 gjennomførte vi ein sårbarheitsanalyse som såg på utfall av mellomlandskablar i det nordiske kraftsystemet. Da vart utilstrekkeleg systemtregleik (engelsk: “inertia”) identifisert som ein viktig faktor som kunne gjere kraftsystemet meir sårbart. Før vi presenterer den oppdaterte og utvida analysen vi har gjort no vil vi forklare kva systemtregleik er for noko.

Ein million kaffimaskinar

Eit svært viktig moment med kraftsystemet er balansen mellom forbruk og produksjon: det må produserast og forbrukast like mykje frå eit sekund til det neste. Det nordiske kraftsystemet (Noreg, Sverige, Finland og deler av Danmark) er eit samanhengande vekselstraumsystem (AC) der frekvensen skal ligge omkring 50 Hz. Om det forbrukast meir elektrisk effekt enn det produserast i dette systemet vil det trekkast energi ut frå roterande masse i kraftverka, og frekvensen i systemet vil søkke. Om ein har lågare systemtregleik så vil frekvensen i systemet søkke raskare. Systemtregleiken kjem tradisjonelt frå roterande masse i turbinar i vasskraftverk og termisk kraftverk. 

Forbruket i kraftsystemet endrar seg heile tida – til dømes aukar det litt når mange skrur på kaffikokaren om morgonen, og søkk att når kaffien er ferdig og maskina slår seg av. Skulle ein kaffikokar plutseleg bli slått av før den er ferdig, vil det skape ein liten ubalanse i systemet, men dette er så lite at det ikkje har noko å seie for drifta av systemet. Problemet oppstår dersom ein stor forbrukar eller ein viktig komponent fell ut heilt uventa – då kan ubalansen bli så stor at ein må vere ekstra påpasseleg med korleis ein handterer det. Systemtråleik er fyrste tryggleiksbarriere for å behalde stabiliteten i systemet.

Kraftsystemet har mange barrierar for å halde frekvensen omkring 50 Hz, som illustrert i Figur 1, men om det blir for stor ubalanse for raskt mellom effekten som matast inn og trekkast ut frå systemet kan det føre til storskala utkopling av forbruk eller produksjon, og i verste fall frekvenskollaps der all forbruk og produksjon koplast ut. Det nordiske kraftsystemet er dimensjonert for at 1,4 GW kan dette ut utan at ein må kople ut forbruk/produksjon for å unngå kollaps. Dette kallast derfor den dimensjonerande feilen til systemet og tilsvarar utfall av den største produksjonseininga i Norden. Til samanlikning blir det i gjennomsnitt produsert omkring 50 GW elektrisk kraft i det nordiske kraftsystemet. Den dimensjonerande feilen gjeld både for produksjon og forbruk, så om ein million kaffimaskinar dett ut på ein gong vil det også være dimensjonerande, om enn svært lite sannsynleg. Meir sannsynleg er feil på ein enkelt kraftkabel.

HVDC-nett til havs kopla til HVAC-nett til lands

Mens kraftsystemet i Noreg heng saman med resten av det nordiske kraftsystemet via høgspenning-AC-leidningar (HVAC), er det nordiske kraftsystemet knytt til resten av Europa med mellomlandsforbindingar. Mellomlandsforbindingar er basert på likestraumsteknologi (HVDC) og består av ein HVDC-kabel med ein AC/DC-omformar på kvar side. Ein fordel med AC/DC-omformarar er at dei kan brukast til å styre kor mykje straum som går gjennom ein gitt DC-kabel/line i større grad enn ein kan for AC-kablar/-liner.

Prinsippet med den dimensjonerande feilen forklart ovanfor gjeld også for HVDC-kablane mellom Norden og resten av Europa og er grunnen til at kvar enkelt av dei ikkje tillatast å vere større enn 1,4 GW. Det er også venta at prinsippet kjem til å gjelde for havvindparkar knytt til det norske kraftsystemet.

Venstre del av Figur 2 viser eit skjematisk bilete av ein havvindpark knytt til eit (HVAC-) landnett via ein HVDC-kabel. La oss seie at dette landnettet representerer det nordiske kraftsystemet. Havvindparken har installert kapasitet på 1,4 GW, men på grunn av variasjon i vindhastigheit vil han mykje av tida produsere mindre effekt enn dette. Ved ein feil i havnettet (HVDC-kabelen) er det opp til 1,4 GW innmata effekt som dett ut, sett frå landnettet, og frekvensen vil variere i tid f.eks. som vist i venstre del av Figur 2. Dess meir effekt som dett ut, og dess mindre tregleik ein har i kraftsystemet, dess raskare fell frekvensen.

Venstre del av Figur 3 viser eit mogleg kopla hav- og landnett der det har kome to havvindparkar og ein HVDC-kabel mellom dei som kan brukast til å avlaste nettet til lands og styre kvar havvindkrafta skal førast i land. Når ein har fleire vegar som krafta kan gå i nettet kallar ein det eit maska nett. I maska HVAC-nett til lands har ein vernsystem for å oppdage feil og opne såkalla effektbrytarar som kan bryte feilstraumen og isolere feilen. Dette vernar resten av kraftsystemet og tillét at krafta framleis kan overførast dei vegane i nettet som er utan feil. Men om ein feil skjer ein stad i HVDC-nettet i Figur 3 må ein kople ut heile havnettet, og dermed all havvindproduksjon. Det medfører ein betydeleg risiko for at frekvensen fell så djupt at ein må kople ut forbruk for å unngå frekvenskollaps. Det gjer at eit slikt kopla hav- og landnett er sårbart med omsyn til feil i havnettet.

I Figur 3 er havnettet kopla til berre det nordiske kraftsystemet. Dersom havnettet er kopla både til det nordiske kraftsystemet og til eit anna kraftsystem (eller meir presist: synkronområde), f.eks. kontinental-Europa, kan ein kontrollere fordelinga av havvindproduksjonen slik at vil tapet i kvart system blir mindre enn dimensjonerande feil. Dermed vil risikoen for frekvensfall vere lågare enn dersom eit større havnett berre er kopla til det Nordiske kraftsystemet.

Figur 4 viser ein tilsvarande situasjon dersom ein har eit havnett med HVDC-effektbrytarar som kan isolere feil til berre deler av nettet. I dette tilfellet kan det hende havnettet ikkje har kapasitet til å overføre produksjon frå båe havvindparkane til land, men bortfallet av kraftproduksjon er mykje mindre enn i Figur 3.

I MISSION-prosjektet utviklast det blant anna ny HVDC-brytarteknologi, men ein er framleis eit stykke frå å ha HVDC-effektbrytarar (bryt feilstraum). Ei utfordring er at det er vanskelegare å bryte DC-straum enn AC-straum. AC-straumen i ein leiar er ein vekselstraum som svingar opp og ned med ein frekvens på 50 Hz går gjennom null straum 100 gongar per sekund (ein gong på veg opp og ein gong på veg ned). Når straumen går gjennom null kan han brytast ved å skilje to sider av leiaren frå kvarandre med ein elektrisk isolerande gass eller vakuum. DC-straum er likestraum som ikkje svingar på same vis og som må «tvingast» til null før den kan brytast. DC-(feil)straumen absorberast av DC-brytaren når den «tvingast» til null, noko som aukar storleiken betrakteleg samanlikna med ein AC-brytar. Det gjer det veldig kostbart å plassere HVDC-effektbrytarar  ut på plattformene for HVDC/HVAC-omformarane som står ute ved havvindparkane.

Potensielle sårbarheiter knytt til kopla hav- og landnett

Systemtregleik og dimensjonerande feil var to av fleire aspekt analysert i sårbarheitsanalysen. Resultata frå heile analysen er oppsummert i Figur 4. I tillegg til sårbarheiter som den knytt til tilgjengelegheita til HVDC-effektbrytarar så er kritiske feilhendingar og relevante truslar plassert i tversoversløyfemodellen.

Figuren viser også nokre faktorar som påverkar sårbarheita. Ein har for eksempel eit dilemma i at standardisering av teknologi for komponentar som brytarar og omformarar kan påverke sårbarheita både positivt og negativt vis: På den eine sida gjer det systemoperatørane mindre avhengig av enkelt-leverandørar bl.a. for reparasjon og bytte av komponentar, men på den andre sida aukar det sjansa for at ein introduserer den same sårbarheita i designet av komponentane.

Barrierar for å redusere sårbarheita og styrke forsyningssikkerheita

Konklusjonane frå studien kan oppsummerast som fylgjande forslag til barrierar som bør på plass for å redusere sårbarheita og styrke forsyningssikkerheita til kopla hav- og landnett:

• Utvikling av HVDC-effektbrytar-teknologi bør støttast og styrkast. Dette bør gjerast på ein måte som bidreg til at fleire leverandørar av teknologi og komponentar kjem til å vere tilgjengelege i framtida.
• I fråvær av brytarar til havs bør ein avgrense omfanget av maska HVDC-nett. For dei moglege nettløysingane for kopla hav- og landnett kan ein kvantifisere feilrisiko ved å sjå både sannsynet for bortfall av ulik storleik og konsekvensen det har i form av utkopling av forbruk og behov for reservekapasitet.
• Alternativt kan ein bruke enklare brytarteknologi og risikobasert drift, ved å overvake kor mykje som produserast og kor mykje systemtregleik ein har til kvar tid, til å drifte havnettet på ein slik måte at ein kontrollerer risikoen for feil innanfor kva ein kan akseptere.
• HVDC-nett skapar ikkje berre problem men kan også vere ein del av løysinga: Ein kan utnytte styrbarheita til HVDC/HVAC-omformarar for å gjere kraftsystemet meir robust, f.eks. ved å bidra med «syntetisk» systemtregleik.

Sjølv om dette blogginnlegget har fokusert på det norske og nordiske kraftsystemet så har ein likande problemstillingar i resten av Europa og andre delar av verda. Når ein skal utvikle kraftsystemet er det viktig med internasjonalt samarbeid og at ein lærer av erfaringar og feil som er gjort andre stadar.

Avsluttende kommentarer

Vi veit ikkje korleis nettet vil sjå ut i framtida, men «byggeklossane» for eit framtidig kopla hav- og landnett utviklast no. Med «byggeklossane» meiner vi både dei fysiske komponentane og teknologiane som må på plass, men også metodar og modellar for å analysere og vurdere moglege løysingar og utviklingsbaner for kraftsystemet. For å få til dette på ein god måte må vi sjå (kraft)system og (kraftsystem)komponentar i samanheng, og vi må samarbeide på tvers av verdikjeda: frå leverandørar av komponentar og teknologi til operatørane og planleggarane av kraftsystemet.

Dette blogginnlegget byggjer på SINTEF sine resultat og analysar i forskingsprosjektet, og innhaldet representerer ikkje nødvendigvis synspunkt, prinsipp og strategiar til prosjektpartnarane.