Kan man ansluta 90 MW vindkraft till ett lokalnät med 50 MW lastuttag? eller egentligen

1. Kan man ansluta 90 MW vindkraft till ett lokalnät med 50 MW lastuttag? eller egentligen Kan befintliga elnät utnyttjas mer? Svensk Vindkraftsförenings Energidag Norrköping 7 maj 2010 Johan Lundqvist, VD Götene Elförening

2. Svar Ja, ett konkret exempel:

4. Götene Elförening – en lokal nätägare • Fakta: • Medlemsägt av ca 3200 st. • 7300 kunder • 50 MW, 270 GWh • mycket industrilast • ca 450 st. nätstationer • 6 st. mottagningsstationer • 40 mil LL och 90 mil kabel Yta: ca 3 x 3 mil Svart = 10 kV-nät Hällekis Holmestad Götene Källby Lundsbrunn

5. Anslutning av Vindkraft • Verken byggs inte i parker och de kommer utspridda över tid. • Befintligt elnät klarar inte all nyansluten produktionseffekt. • En hel del nytt elnät behövs, enbart avsett för vindkraften, men mycket befintligt nät kan nyttjas !

6. Utnyttja befintliga nät och komplettera vid behov ! Nytt 20 kV-nät, ny mottagningsstation, ny 40 kV-linje och delvis förstärkning i övrigt regionnät krävs. I övrigt utnyttjas befintliga nät (10 kV och 40 kV). 20 kV 40 kV 130 kV

7. Viktig princip – blanda last och produktion !

8. Tillträde till elnät – en inte helt enkel fråga • Som nätägare kan man inte neka anslutning (undantag finns dock) • Gäller koncessionspliktiga nät och vissa IKN (t.ex. för produktion) • Man kan inte heller neka en kund att höja sin abonnerade effekt eller säkring • Inte heller att efter en lång tid av tillfällig sänkning åter höja till sin tidigare nivå eller högre • Man är också skyldig att återansluta en kund • Inflyttning på en befintlig anslutning är att likställa med återanslutning

9. En förenklad bild av anslutning till elsystemet Stamnät Regionnät Lokalnät Lokal Produktion Lokal Konsumtion ja, men det är betydligt mer komplicerat än så !

10. Den krassa tekniska verkligheten - några exempel på begrepp att beakta som nätägare: Ledningsskydd Aktiv Effekt Flicker Frekvensderivata Jordfel Spänning Redundans Kortslutning Energi Termisk belastning HF-brus Ström Ride Trough Ö-drift Driftläggning Elkvalitet Reaktiv Effekt Omsättning Övertonsdistorsion Nätförluster Impedans

11. Den krassa ekonomiska verkligheten - dessa aspekter (och många fler) skall också vägas in … Resultaträkning Inmatningstariff Ränta Investeringskostnad Avskrivningstid Likviditet Budget Amortering Abonnemangsavgift Balansräkning Uttagstariff Nätnyttoersättning Finansiell risk Finansiering Anslutningsavgift

12. Den krassa juridiska verkligheten - som också skall uppfyllas, ovanpå allt annat Mätföreskrifter Avtal om anslutning Nättjänstavtal Ellagen Tillämpningsbestämmelser Offert EMC Allmänna avtalsvillkor Tekniska anslutningsvillkor Elsäkerhet Installationsbestämmelser Koncession

13. Anslutningsavgiften – elnät byggs ut trappstegsvis Anslutningsgraden är en viktig faktor !

14. Nätförluster och Nätnytta Principiell förlustkurva i en nätdel, vid ett lastuttag om 4 MW och ökande inmatning från vindkraft. Förlusterna kan lokalt öka dramatiskt, men minska totalt !

15. Så här blir det i Götene, sammanfattning • Anslutning av 90 MW ny vindkraft i lokal/regionnätet: • Kräver nytt uppsamlingsnät (50 km), ny mottagningsstation (2x20 MVA) och delvis nytt regionnät (12 km) • Anslutningskostnaden för ett 2 MW-verk är ca 1400 kr/kW • Den årliga tariffen blir ca 140 kkr för ett 2 MW-verk, där nätnytta utgör ca 30 kkr (ca 18 %) av totalkostnaden 170 kkr. • Med viss ytterligare utbyggnad kan i det lokala/regionala nätet anslutas totalt ca 120 MW vindkraft, dvs mer än dubbelt så mycket som toppeffekten av konsumtionen är

16. Några aspekter för nätägaren att beakta • Möjligheter: • Chans till samtidig modernisering av elnät för konsumtionssidan • Minska nätförlusterna genom att blanda lokal produktion och konsumtion (vilket också producenten har nytta av, i form av nätnytta) • Bättre spänningsprofil i lokal- och regionnät • Förhindra eller minska risken för störningar i eget nät vid spänningsdippar i överliggande nät (genom s.k. Ride Trough) • Bättre utnyttjande av befintliga nät och därmed möjlighet till bättre ekonomi i nätägandet (kommer alla tillgodo) • Att få arbeta med och lära ny teknik

17. fler aspekter för nätägaren att beakta… • Risker och potentiella problem: • Ofinansierad investering (t.ex. trappstegseffekter i inv./för få anslutningar) • Ålagda av myndigheter att inte få ta ut full tariff (drabbar övriga kunder) • Osäkerhet om framtida nätreglering, krav om avbrottsersättning, mm • Ökade krav på tillgänglighet i näten i kombination med avsaknad av redundans • Stora spänningssprång vid bortkoppling av stora effekter • Ökat flimmer (flicker) och högfrekvent brus i lokal/regionnätet • Vad händer efter verkets/parkens livslängd på 20-25 år?

18. Andra viktiga tekniska frågor att utreda för att undvika framtida bekymmer • Lokala/Regionala nätfrågor • Vilka elektriska skydd behövs och i vilka kombinationer ? (Frekvensderivata, Osymmetri, mm) • När skall en grupp av verk ses som en park (>25 MW) ? • Kan vi tillåta vidare gränser för spänningsvariationer ? (Lasterna går mer åt hållet ”constant power”-typ) • Funktionen ”Ride Trough” • Funktionen ”Flickerkompensering” • Funktionen ”Reaktiv kompensering” • Begränsning av högfrekventa störningar (HF-brus) • Systemfrågor • Behov av ökad reglerkraft, avsaknad av effekttillgänglighet på vintern • Energiöverskott i Sverige

19. Slutsats: Befintliga elnät klarar mycket produktion ! - men kompletteringar behövs på alla spänningsnivåer. Stamnät Regionnät 3 2 Lokalnät 1 Lokal Produktion Lokal Produktion Lokal Produktion Lokal Konsumtion Anslut i första hand till lokalnät, se till helheten och beakta komplexiteten i elsystemen !

21. Tack !