Bedre styring af jævnstrømskabler skal give billigere strøm

I thyristor anlæg er den eneste kontrolvariabel vi har til rådighed commuteringsvinklen - der beskriver hvornår i en spændings cyklus vi tænder for strømmen gennem thyristoren. Så du har ret i at det er begræset hvad vi kan med sådan en aktuator.

Hvorvidt vi kan anvende intelligent styring eller ej afhænger ikke af kun aktuatoren men også af de informationer vi har til rådighed og vores evne til at processere dem for at give aktuatoren de instruktioner der tjener os bedst.

Med thyristor anlæg kan man kontinuert justere strømmens størrelse for at opretholde en bestemt effekt. Denne styring af strømmen er lynhurtig. Så man kan godt tilpasse styringen til at justere den udvekslede effekt i forhold til hastigheden af ændringen af netfrekvensen. På den måde kan du efterligne udvekslingen af inerti over en AC linje. Men du skal lige huske at snakke med naboen først - det er nemlig dem der skal levere/aftage energien.

Oftest når der tales om syntetisk inerti er det dog de IGBT-baserede anlæg der tales om. Det er fordi de ofte har et lille energilager installeret på DC-bussen i form af den kondensator der sidder og udjævner ripple i DC spændingen. Så i stedet for at låne energi fra naboen kan du tillade at spændingen på DC-bussen falder kortvarigt. Den nyeste af Skagerak forbindelserne mellem Norge og Jylland er baseret på denne teknologi.

Så alle de HVDC forbindelser vi har i Danmark kan bidrage på en eller anden måde. Men den IGBT-basered VSC-HVDC teknologi er giver flere frihedsgrader end den thyristor-baserede.

Læser man 'konklusionen', så ....... Nå det bedste ved manglende viden er da, hvis man er klar over at den mangler. ;-D Hvis man nægter at der mangler viden, så brænder man r.... på et tidspunkt.

7.2 Future work Further work is needed in the development of control algorithms for synthetic inertia, where the main challenge is to be able to contribute to the inertia during the first few seconds without delaying the frequency recovery unnecessary and without putting extra requirements on the primary reserve. A fundamental study is needed to find out under which circumstances (e.g. low consumption in combination with high amounts of wind power) the activation of synthetic inertia or a similar measure is needed and how often such circumstances occur. A related study is to do find out when and how often synthetic inertia in all or a selected number of wind turbines is insufficient.

Hvor mange af de danske kon/in-verterstationer er overhovedet i stand til at deltage i reguleringen ??? (De skal kunne generere en sinusspænding og dens fasevinkel i relation til BASEN) Jeg har lidt vanskeligt ved at se, en thyristorstyret "kasse/trin" leverance (af spænding + strøm) brugt "intelligent".

Må hellere slå fast, at jeg synes det er kanon at bruge "grøn" energi (sænker energipriserne + mindre forurening og forbrug af kul+olie+gas energi). Der er blot en mængde parametre, der gør, at man ikke BARE kan hælde energien ind i det sarte distributionsnet til energi der findes i Danmark.

Man kan godt efterligne inerti gennem styringen af de konvertere der anvendes i HVDC systemer, i vindmøller eller til batterier. Se for eksempel dette svenske studie ( pdf: https://encrypted.google.com/url?sa=t&rct=j&q=&esrc=s&source=web&cd=5&cad=rja&uact=8&ved=0ahUKEwjRtpCPxK3TAhWRZlAKHfxPACEQFgg0MAQ&url=http%3A%2F%2Felforsk.se%2FRapporter%2F%3Fdownload%3Dreport%26rid%3D13_02_&usg=AFQjCNEHoKtjSYMicqIdktpezhzIJeWqCw ) hvor det vises at syntetisk inerti kan hjælpe til at stabilisere frekvensen i det Svenske net.

Hagen er selvfølgelig at man altid skal have styr på hvor energien kommer fra. Ved HVDC linjer skal sådan noget koordineres. Det går ikke at vi forsøger at redde et system ved at flytte problemet til et andet.

Der er fordele og ulemper ved at anvende konvertere i stedet for synkronkompensatorer. På den ene side bliver konverterene installeret alligevel og så kan man lige så godt udnytte denne mulighed. På den anden side kan synkronkompensatorer modstå meget større kortslutningsstrømme.

Nå !!! Jeg spørger så, hvorfor man overhovedet opstiller STORE synkronmotorer, der kun kan bruge deres STORE inerti til stabilisering af nettet da der ikke er tilkoblet drivværk (damp/gasturbine).

Jeg kan ikke rigtigt se hvordan elektronik kan udføre en øjeblikkelig kompensering uden tidsforsinkelse. (Nu er mine øjne jo også godt brugte! ;-D ) Dette udføres af "inertien" - øjeblikkeligt uden behov for målinger og justring af driftsparametre (via nettets 'stivhed' (som altså ikke er for 'køn')).

Den moderne skjønsang om HVDC stationers fortræffeligheder, når de kan frekvensstyres (uden "støttepædagog") kan næppe nå at kompensere korrekt for større belastningsændringer. Taler man så 'kun' om HVDC konverterstationer der KUN kan banke energi ud, så kommer det vist hurtigt til at gå helt galt i sådanne kritiske situationer.

Beklageligvis 'legede' jeg kun med forholdene i 1970 - fandt så andre græsgange.

Vil man ikke bygge kraftværker (politisk styret), så skal der opstilles roterende synkrongeneratorer/motorer, der kan stive nettet af, samtidig med at impedansen i nettet bringes ned (via nye kabelføringer) så fasevridningerne minimeres. [Det er ikke BARE at parallelkoble to kabler da totalimpedansen styrer effekt-fordelingen.]

Måske er en god idé, at ikke kun koordinere styringen af HVDC anlæg, men også tage batteristationer, elværker, vindmøller, og storforbrugere af strøm med i styringen.

Det særlige ved HVDC i forhold til vekselstrøm er at vi kan styre hvilken vej strømmen løber. Det giver helt nye muligheder for kontrol i forhold til de vekselstrømssytemer som vores el-transmission er bygget op om.

Disse grundlæggende forhold er der ikke "raketvidenskab" i, så vidt jeg ser det.

Til gengæld kan jeg sagtens se problemer med at forsyne energi til 'svage' AC-net via HVDC systemer, da disse ofte ikke kan styre frekvensforholdene, men er bundet op på den bestående frekvens, hvilket kan resultere i "kortslutnings-lignende" forhold, der kan medføre uhensigtsmæssige udkoblinger. Vil man ikke bygge kraftværker (politisk styret), så skal der opstilles roterende synkrongeneratorer/motorer, der kan stive nettet af, samtidig med at impedansen i nettet bringes ned (via nye kabelføringer) så fasevridningerne minimeres. [Det er ikke BARE at parallelkoble to kabler da totalimpedansen styrer effekt-fordelingen.]

Egentlig var det meget nemmere at distribuere DC, hvis afbryderne ellers kunne slukke for strømmen. (Problemet er, at ved store strømme fortsætter lysbuen med at lede strømmen og dette medfører at teknikken nedsmelter. {info til ikke kendere})

Jeg har deltaget i forberedelsen af ansøgningen til ovennævnte projekt og af den pressemeddelelse der ligger til grund for artiklen. Jeg må lige indskyde at jeg kun udtaler mig i kraft af mig selv og ikke på vegne af Multi-DC projektet.

Det er dejligt at se at der stadig findes sådan rigtige ingeniør-ingeniører der ude - med flair for den tekniske side af sagen. Nu hvor jeg har læst artiklen på ing.dk ville jeg ønske at vi havde lagt mere vægt på det tekniske i vores pressemeddelelse.

Multi-DC projektet kommer til at undersøge muligheden for at implementere koordineret styring af flere HVDC forbindelser. Vi tror nemlig at det kan reducere den mængde regulerkraft som den balanceansvarlige myndighed skal aktivere når der er forskelle i den forudsete vindkraftprouktion og den faktiske produktion.

Den totale transmissions kapacitet på vores udvekslingsforbindelser med udlandet og hen over storebælt er delt i to:

• En andel (den største) stilles til rådighed for elmarkedet for at udligne prisforskelle mellem de forskellige pris-zoner og sikre at der kan afsættes mest muligt energi fra de billigste kraftværker - hvilket typisk vil være vindkraft i Danmark og Nordtyskland og Norsk vandkraft.
• Den anden del er reserveret til systemsikkerhedshensyn enten på grund af flaskehalse i det indre AC-net eller for at sikre sig noget transmissions kapacitet på selve forbindelsen der kan aktiveres i tilfælde af uforudsete hændelser.

Hvor lægger vi snittet mellem de to andele? Hvis vi gør den andel der frigives til markedet for lille medfører det at nogle elforbrugere ikke får så billig strøm som de kunne have fået og nogle elproducenter får ikke lov til at producere så meget som de kunne have gjort. Omvendt, hvis vi gør den andel der er reserveret til systemsikkerhedshensyn for lille kan vi komme ud for at vi ikke kan håndtere uforudsete hændelser og vi opererer under høj risiko.

Nedenstående atikel fra Dansk Energi viser et eksempel på en udlands forbindelse hvor den andel der er frigivet til markedet er ekstremt lille: https://www.danskenergi.dk/Aktuelt/Arkiv/2017/Marts/17_03_01A.aspx

Det er klart at der er bedst økonomi i at minimere den andel der reserveres til systemsikkerhed så længe systemsikkerheden ikke sættes over styr. Vores hypotese er at vi kan opnå dette ved at systemoperatørerne koordinerer styringen af de HVDC forbindelser som vi har så mange af i Skandinavien og Nord-Europa. Det særlige ved HVDC i forhold til vekselstrøm er at vi kan styre hvilken vej strømmen løber. Det giver helt nye muligheder for kontrol i forhold til de vekselstrømssytemer som vores el-transmission er bygget op om. Vi mener at der er et stort uudnyttet potentiale her. For eksempel har det været vist at man kan regulere på HVDC forbindelserne mellem Danmark og Norge og Danmark og Sverige for at afhjælpe situationer med lave spændinger på grænsen mellem Norge og Sverige. En situation der ellers vil kræve at nogle dyre reserver blev aktiveret i Sverige.

I Multi-DC projektet vil dette problem vil blive angrebet fra tre vinkler:

• El-markeds vinklen hvor vi vil undersøge den økonomiske gevinst af forskellige løsnings modeller
• Modellerings vinklen hvor vi vil reproducere forskellige dele af det Nordiske og Nord-Europæiske net og identificere scenarier hvor koordineret styring kan være særligt (u)interessant
• En systemsikkerheds vinkel hvor vi demonstrerer hvordan HVDC-forbindelser kan hjælpe til at forbedre stabiliteten i de vekselstrømssystemer de er forbinder.

Det er naturligvis svært at vurdere det økonomiske potentiale af en teknologi der endnu ikke er klart defineret så vi har valgt at trække på et studie fra Dansk Energi der viser at hvis man blot udnyttede 10% mere af kapaciteten på forbindelsen Vestdanmark - Tyskland ville eksportværdien på forbindelsen være øget med 113 mio Dkk i 2012. Desværre går det den modsatte vej - hurtigt - for tiden. Og det fører til et tab for Danske elproducenter ( læs: vindmølle ejere der så skal have flere penge fra staten ) og tyske elkunder. Nu er forbindelsen mellem Vestdanmark og Tyskland jo en vekselstrøms forbindelse og vi kan ikke styre flowet direkte. Men hele systemet er forbundet i sidste ende. Så det er sandsynligt at regulering på Kriegers flak converteren og/eller på HVDC-forbindelsen der nu bliver installeret mellem Vestdanmark og Holland kan afhjælpe problemet.

Jeg håber at dette gav et lidt dybere indblik i motivationen for projektet. Jeg kommer ikke selv til at deltage i forskningen men jeg lover at følge det tæt og jeg kan holde jer opdaterede om de fremskridt der gøres.

Mvh.

Jeg tror jeg forstår det nu: Det har ikke noget med stærkstrøm at gøre, det er en ren økonomisk styring baseret på varierende afregningspriser.

Hvorfor skulle vores naboer have interesse i vores "billige" vindstrøm?

Den er jo ikke billig, prisen er lav eller dissideret negativ fordi der er overproduktion af strøm i forhold til forbrug(hvilket er en skidt ting, i et el-system hvor produktion og forbrug skal være i balance), som så betyder at det reelt ødelægger økonomien i de andre landes el produktion. Det gav så også problemer i sidste uge da det blæste rigtigt godt og Sverige ikke kunne bruge vores strøm, foruden flere Tyske el-selskaber jo også flere gange har betalt mølle ejere for at lukke for produktionen når der var god vind her i vinter/foråret, så deres egne møller kunne producere(hvilket jeg selvfølgeligt vil erkende er en mekanisme der kunne spare forbrugerne og statskassen penge).

Det er så godt med sådan nogle forbindelser, problemet er bare at vi har ingen kontrol med den anden side og det er hverken vores naboers opgave eller interesse at pleje vores interesser...

Det gør jeg heller ikke. Er i øvrigt også enig med Jan mht. uddannelse og "for mange år siden"...

Du har ret mht Kriegers Flak

Hvis der er tid til at se på denne detalje, kunne man måske også gøre noget ved det centrale spørgsmål om hvordan den nævnte styringsmodel konkret skulle kunne give en forbedring på de f.eks. 10%, der nævnes som eksempel.

Du har ret mht Kriegers Flak - den tilsluttes med vekselstrømskabler, og de to konverterstationer står ryg mod ryg i Tyskland. Fejlen er nu rettet.

Jeg er selvfølgelig kun civilingeniør med stærkstrøm som speciale - for mange år siden. Men aligevel. Jeg forstår ikke artiklen.

• vil man styre de enkelte HVDC forbindelser mere effektivt = mindre tab ?
• vil man styre den udvekslede effekt (retning og størrelse) bedre aht. den store europæiske powergrid ?

Iøvrigt tror jeg ikke omtalen af Krieger Flak er korrekt. Konverterstationen står vist ryg til ryg på land i Tyskland.