Gå til hovedinnhold

SINTEF-blogg Gå til forsiden

  • Energi
  • Hav
  • Digital
  • Helse
  • Industri
  • Klima og miljø
  • Bygg
  • Samfunn
Aktuelt
  • COP29
  • EN
  • NO
Energi

Ulike vindforhold: Slik bør vi bygge 30 GW havvind i Norge

Den norske regjeringen lanserte nylig ambisiøse planer for havvind i Norge. Målet er å tildele arealer for totalt 30 GW havvindkapasitet innen 2040. Hvor kan vi best lokalisere vindparkene og hva vil konsekvensene være for driften av kraftsystemet?

Forfattere
Harald Svendsen
Seniorforsker
John Olav Giæver Tande
Forskningsleder / sjefforsker
Publisert: 15. aug 2022 | Sist redigert: 10. des 2024
7 min. lesing
Kommentarer (11)

Utviklingen er viktig for å sikre fremtidig tilgang på ren energi som er avgjørende for å nå klimamålene, og for å støtte utviklingen av en grønn industri. Utbyggingen gir også utfordringer som vi må løse, for eksempel hvor vi best kan lokalisere vindparkene og hva konsekvensene vil være for driften av kraftsystemet?

I SINTEF har vi gjort en studie for å se på disse to spørsmålene. Studien er del av det pågående arbeidet i NorthWind og Green Platform Ocean Grid, og stadig under arbeid, men inkluderer noen interessante observasjoner som vi mener er verdt å dele allerede nå. Studien kan ses på som en oppdatering av tidligere analyser [2, 8]. I Solbrekke et al (2020) [9] er et unikt sett  med vindhastighetsdata per time observert over en periode på 26 år for å kvantifisere potensialet til kollektiv offshore vindkraftproduksjon for fem steder langs norsk sokkel. En fersk rapport fra Norges vassdrags- og energidirektorat (NVE)[1] har sett på hvordan fornybar kraftproduksjon er en utfordring for kraftsystemene, basert på ERA5-data fra 1979-2019, men begrenset til eksisterende landbaserte vindparker.

Havvindparker

NVE har tidligere identifisert 15 mulige områder for havvindutbygging i Norge. Disse er valgt i denne studien som lokaliteter for fremtidig 30 GW havvindkapasitet. Fordelingen av kapasiteten mellom disse havvindparkene er antatt å være proporsjonal med arealet for hvert område. Resultatet er et sett med vindparker med kapasitet fra 0,2 GW til 9 GW, der Sørlige Nordsjø II er størst. Plasseringene til vindparkene er illustrert på kartet nedenfor. For en del av analysen har vi også tatt med tre havvindparker utenfor Norge, det vil si Storbritannia, Danmark og Tyskland. Disse vises også på kartet.

Kart som viser beliggenhet for 15 planlagte norske havvindparker.
Figur 1: De 15 norske havvindparkene (0-14) og 3 andre vindparker (15-17).

Analysen benytter 29 år med timebaserte vinddata

For etableringen av krafttidsserier har vindhastighetsdata fra MERRA 2-datasettet[4] blitt brukt, innhentet via Renewables Ninja[5]. Vindhastigheter som dekker 29-årsperioden fra 1991 til 2019 har blitt brukt. Vindhastigheter på 100 m høyde er omregnet til vindkraft ved å anta at alle havvindparkene er utbygd med samme type vindturbin. Dette gjøres direkte av Renewables Ninja, se også [6, 7]. Turbinen som antas i vårt tilfelle er Vestas V80 2000, men det presise valget av vindturbin er ikke viktig for resultatene i denne studien.

Konsekvensen av 30 GW havvind i Norge for drift av kraftsystemet vil avhenge av hvor vindparkene befinner seg

Figur 2 viser korrelasjonskoeffisienter mellom effekt på timebasis, daglig og ukentlig basis for de ulike havvindparkene. For det første viser tallene at det er liten forskjell i sammenhengene enten man vurderer timetidsserier eller daglige gjennomsnittsverdier, men betydelig sterkere sammenhenger for ukentlige gjennomsnittsverdier. For det andre ser vi tydelig at korrelasjonen reduseres med geografisk avstand. For eksempel har kraftproduksjonen i Sørlige Nordsjø II-området (nummer 0) en korrelasjonskoeffisient på mindre enn 0,2 for alle vindparker fra Frøyabanken (nummer 6) og nordover for daglige eller timebaserte gjennomsnittsverdier. For det tredje ser vi at Sørlige Nordsjø I og II er sterkt korrelert med de europeiske vindparkene (Doggerbank, Horns Rev og Baltic2). For vindparker lenger nord er korrelasjonen lav. Det betyr at havvindparker i Sør-Norge vil generere kraft som med stor sannsynlighet vil falle sammen med kraften fra andre vindparker i Nord-Europa (Storbritannia, Danmark, Tyskland, osv.). Vindparker i Nord-Norge vil derimot gi en kraftproduksjon som ikke er korrelert med vindkraft fra Sør-Norge og Nord-Europa.

Korrelasjonskoeffisienter for krafttidsserier for de ulike havvindparkene i Norge fra sør til nord. Den stiplede røde linjen skiller de norske vindparkene (0-14) fra de tre andre utenlandske vindparkene (15-17).
Figur 2: Korrelasjonskoeffisienter for krafttidsserier for de ulike havvindparkene i Norge fra sør til nord. Den stiplede røde linjen skiller de norske vindparkene (0-14) fra de tre andre utenlandske vindparkene (15-17).

Vindkraftvariasjoner

Et aspekt ved vindkraft som er svært viktig for balansering av kraftsystemet, er endringen i kraftproduksjonen over tidsskalaer opp til noen timer. En måte å karakterisere dette på er å beregne den absolutte endringen i produsert kraft p(t) fra et tidspunkt t til et nytt tidspunkt t+s forskjøvet frem i tid:

Rs(t) = | p(t + s) − p(t)|

Figur 3 viser 80 % kvantil for denne endringen som en funksjon av tidsforskyvningen s. Den er plottet inn for de enkelte vindparkene og for den kombinerte effekten. 80% kvantilen er definert slik at i 80% av tilfellene er verdien under kurven. For en tidsforskyvning på 5 timer ser vi at i 80% av tilfellene endres kraftproduksjonen fra de enkelte vindparkene mindre enn 20% av vindparkkapasiteten, mens den kombinerte kraftproduksjonen endres mindre enn ca. 11%. Med andre ord vil lokalisering av havvindparkene langs norskekysten fra sør til nord til sammen gi en mindre variabel produksjon enn å konsentrere havvindparkene innenfor et mindre geografisk område.

Endring i vindkraftproduksjon innenfor et gitt tidsrom (hours shift). Her vist for hver enkelt havvindpark og alle kombinert. Kurvene representerer 80 % kvantil, det vil si i 80 % av tilfellene er verdien under den angitte kurven.
Figur 3: Endring i vindkraftproduksjon innenfor et gitt tidsrom (hours shift). Her vist for hver enkelt havvindpark og alle kombinert. Kurvene representerer 80 % kvantil, det vil si i 80 % av tilfellene er verdien under den angitte kurven.

Vindkraft sesongvariasjoner

Figur 4 viser sesongvariasjonen av den kombinerte effekten fra alle de 15 havvindparkene. Figuren viser gjennomsnittsverdien over 29 år og standardavvikene innenfor hver uke i året. Gjennomsnittsverdien varierer mellom maksimalt 68 % i januar og minimum 37 % i juli. Det vi ser i figuren er som forventet. Vinden i Norge er generelt sterkere om vinteren og vindkraftproduksjonen er derfor høyere om vinteren. Dette er gunstig siden kraftbehovet også er høyere om vinteren, og det har betydning for bruken av norsk vannkraft og reservoarkapasitet. Store mengder havvind vil kunne redusere behovet for sesongbalansering av vannkraftsystemet, men samtidig vil behovet for balansering på kortere tidsskalaer antagelig øke.

Sesongvariasjon for vindkraft. Heltrukken linje angir ukentlig gjennomsnittsverdi, skyggelagt område viser standardavvik for alle år innenfor den uken.
Figur 4: Sesongvariasjon for vindkraft. Heltrukken linje angir ukentlig gjennomsnittsverdi, skyggelagt område viser standardavvik for alle år innenfor den uken.

Hvor ofte og hvor lenge er det vindstille?

Et ofte stilt spørsmål om vindkraft er varigheten av lengre perioder med lav vind. Dette refereres noen ganger til som «dunkelflaute», se f.eks. [3]. Disse er viktige for å forstå behovet for alternativ kraftproduksjonskapasitet, energilagring eller fleksibilitet på etterspørselssiden.

Vi har studert dette ved å telle påfølgende timer med produksjon fra havvind under en gitt terskelverdi for tidsseriene for de antatte havvindparkene i Norge. Figur 5 illustrerer dette som et konturplott med farger som indikerte antall forekomster per år for alle de antatte havvindparkene i Norge kombinert. Vi ser for eksempel at tilfeller hvor den kombinerte produksjonen fra havvindparkene er under 20 % i opptil 2 dager skjer omlag 3 ganger per år (mellom 1 og 100,5 = 3,16 per år). Vi ser også at den lengste sammenhengende tidsperioden observert i løpet av 29 år for en kombinert effekt under 20 % fra alle havvindparkene i Norge er ca 5 dager. En slik lengre periode med lav vind er vist i figur 6.

Disse resultatene er for en antatt geografisk fordeling av havvindparker i Norge. En annen fordeling av havvindparkene vil gi andre resultat.

Antall hendelser med påfølgende timer med produksjon fra havvindparkene under en gitt grenseverdi.
Figur 5: Antall hendelser med påfølgende timer med produksjon fra havvindparkene under en gitt grenseverdi.
Eksempel på en periode på over fire dager med produksjon under 20 %
Figur 6: Eksempel på en periode på over fire dager med produksjon under 20 %.

Oppdatert 13. desember med ny referanse [9], som også er oppdatert i tekst.

Referanser

  1. Valentin Koestler et al. Det svinger mer med fornybar strøm: sammenhengende vær i Nord-Europa skaper utfordringer i et fornybart kraftsystem. NVE Rapport nr. 44/2020. 2020. URL: https://publikasjoner.nve.no/rapport/2020/rapport2020_44.pdf
  2. Magnus Korpås, Thomas Trötscher and John Olav Giæver Tande. “Integration of large-scale offshore wind power in the Norwegian power system”. In: Proceedings. Nordic Wind Power Conference (Risø National Laboratory, Denmark). 2007
  3. Bowen Li et al. “A Brief Climatology of Dunkelflaute Events over and Surrounding the North and Baltic Sea Areas”. In: Energies 14.20 (2021). ISSN: 1996-1073. DOI: 10.3390/en14206508.
  4. A. Molod et al. “Development of the GEOS-5 atmospheric general circulation model: Evolution from MERRA to MERRA2”. In: Geoscientific Model Development 8.5 (2015), pp. 1339–1356. DOI: 10.5194 /gmd-8-1339-2015.
  5. Renewables Ninja. Accessed 2022-08-03. URL: www.renewables.ninja
  6. Iain Staffell and Richard Green. “How does wind farm performance decline with age?” In: Renewable Energy 66 (2014), pp. 775–786. ISSN: 0960-1481. DOI: 10.1016/j.renene.2013.10.041.
  7. Iain Staffell and Stefan Pfenninger. “Using bias-corrected reanalysis to simulate current and future wind power output”. In: Energy 114 (2016), pp. 1224–1239. ISSN: 0360-5442. DOI: 10.1016/j.energy.2016.08.068.
  8. John Olav Giæver Tande and Klaus-Ole Vogstad. “Operational Implications of wind power in a hydro based power system”. In: Proccedings. European Wind Energy Conference (EWEC) 1999 (Venice, Italy). 1999.
  9. Solbrekke, I. M., Kvamstø, N. G., and Sorteberg, A.: Mitigation of offshore wind power intermittency by interconnection of production sites, Wind Energ. Sci., 5, 1663–1678, https://doi.org/10.5194/wes-5-1663-2020, 2020.

Kommentarer

Hans Bernhoff sier:
30. november 2022, kl. 10:05

Bravo! Good news! 🙂

Svar
Alf Selmer Olaussen sier:
28. november 2022, kl. 10:37

Er det gjort lignende studier på korrelasjon mellom vind i Sverige/Finland/Østersjøen/Bottenviken og havvind/landvind i Norge?

Svar
John Olav Giæver Tande sier:
15. desember 2022, kl. 10:34

Ikke som jeg vet, men absolutt interessant å gjøre en slik studie

Svar
Etienne Cheynet sier:
25. november 2022, kl. 10:05

Hei,

Det er en spennende post. På hvilkren grad disse resultatene komplementerer analysen fra Solbrekke et al [1], som driver med et lignende tema? Jeg ser at innlegget ikke nevner den studien. kanskje det ble oversett?

[1] Solbrekke, I. M., Kvamstø, N. G., & Sorteberg, A. (2020). Mitigation of offshore wind power intermittency by interconnection of production sites. Wind Energy Science, 5(4), 1663-1678.

Svar
John Olav Giæver Tande sier:
15. desember 2022, kl. 10:29

Tusen takk for god kommentar. Artikkelen (Solbrekke et al) er et meget solid arbeid. Den er nå lagt til med en kort omtale i bloggen og tatt med i referanselista.

Svar
Harald G Svendsen sier:
20. september 2022, kl. 16:05

Hei! Nei, ikkje enno, men kanskje seinare.

Svar
Martin sier:
26. august 2022, kl. 09:29

Hei, ligger koden tilgjengelig på github eller et annet sted?

Svar

Legg igjen en kommentar Avbryt svar

Din e-postadresse vil ikke bli publisert. Obligatoriske felt er merket med *

Mer om Energi

Hvordan kan energikartlegging bli en gullgruve for din bedrift?

Author Image
Author Image
Author Image
3 forfattere

Er straumnettet fullt og speler Gud med terningar?

Author Image
Author Image
Author Image
3 forfattere
Et koblingsanlegg består av en rekke enkeltkomponenter installert nørt hverandre og forbundet sammen med kobber eller aluminiumsledere. Forskjellige typer komponenter (effektbrytere, sikringer, lastbryter og skillebrytere) anvendes til å endre nettet og /eller koble bort feil. Koblingsanlegg for de høyeste spenningene (145-420kV) forbinder typisk 3-10 kraftlinjer og transformatorer. I Norge finnes det i dag noen hunder koblingsanlegg på disse spenningene. Slike anlegg kan være luftisolerte eller SF6-isolerte (SF6-anlegg). Brukergruppen har registrert 159 slike anlegg blant sine medlemmer. På bildene er det eksempler på to slike SF6-anlegg, hvor alle komponenter er innelukket i gassrom. Dette gjør at SF6-anlegg tar vesentlig mindre plass enn luftisolerte anlegg og egner seg på steder med begrenset plass, typisk i byer og tettsteder.

Gassregnskap 2024

Maren Istad
Maren Istad
Forsker

Teknologi for et bedre samfunn

  • Om denne bloggen
  • Slik skriver du en forskningsblogg
  • Tema og samlinger
  • Meld deg på nyhetsbrev
  • Podcast: Smart forklart
  • Forskningsnytt: Gemini.no
  • Facebook
  • LinkedIn
  • Instagram
Gå til SINTEF.no
SINTEF logo
© 2025 Stiftelsen SINTEF
Redaktører Personvern i SINTEF Pressekontakter Nettside av Headspin