Hvor hurtigt vil sådan et sammenbrud ske?
Jeg kan se man ikke nævner batterier eller buffer kapacitet i knudepunkt, det hjælper måske ikke noget?
menu close Teknologiens Mediehus
person Konto arrow_drop_down
Ny og uprøvet teknologi forstærker risikoen for, at en fejl på energiøen i Nordsøen kan forplante sig til resten af elnettet på kontinentet og potentielt lægge det meste af Nordeuropa i mørke.
Det viser simuleringer, som forskere på DTU har foretaget:
»Et traditionelt overvejende analogt elnet kan sammenlignes med et propelfly, der sagtens kan svæve lidt videre og lande, selv hvis en af motorerne går ud. Men et system baseret på flere forbindelser af højspændt jævnstrøm, der skal kobles sammen, er som et moderne jagerfly: Det kræver avanceret styring, og hvis den fejler, så falder flyet til jorden som en sten,« siger Jacob Østergaard, der er professor og centerleder ved DTU Elektro.
I en rapport, som DTU for nylig har udgivet i samarbejde med AAU, understregens alvoren yderligere:
"Der står meget på spil, når man skal drive en energiø på 10 GW: En fejl, der får 10 GW vindkraft i Nordsøen til at forsvinde fra elnettet, kan potentielt mørklægge hele det europæiske elnet."
Udfordringen for energiøer handler om teknologien kaldet “multiterminal HVDC”. Det betyder grundlæggende, at energi fra vindmølleparkerne går til et vekselstrømsnet på selve øen. Her bliver det konverteret til HVDC (High-Voltage Direct Current) og fordelt til de lande, som forventes at blive koblet til energiøen, altså Danmark, Tyskland og Holland. I de enkelte lande vil konvertere så igen omdanne jævnstrøm til vekselstrøm med 50 Hz og sende energien ud i de nationale højspændingsnet.
Den type forbindelser har været på tegnebrættet i en årrække, og enkelte steder har man forberedt sig på at udbygge eksisterende forbindelser. Det gælder for eksempel i Skotland, hvor en ny HVDC-forbindelse, kaldet Caithness-Moray, er blevet dimensioneret, så den på længere sigt kan kobles til vindmølleparker på Shetlandsøerne.
I Danmark er den nye vindmøllepark på Kriegers Flak i Østersøen allerede forbundet til både Sjælland og Tyskland, og kan i dage med vindstille udnyttes til at transportere energi mellem de to lande. Men da elnettet på Sjælland og i Tyskland ikke kører synkront, skal vekselstrøm gennem et konverteranlæg i Tyskland. Anlægget kunne i fremtiden blive forbundet med Polen.
Men elnettet på energiøen adskiller sig væsentligt fra den type elnet, som vi har kendt i omkring 100 år, hvor frekvensen bliver holdt på plads af store roterende generatorer på kraftværkerne.
I det danske net var den største elproducerende enhed før i tiden på 600-650 MW, og nettet skulle altså kunne klare, hvis den lige pludselig fik en fejl og måtte koble ud (det kunne også være en højspændingsforbindelse som koblede ud).
Stabiliteten i elnettet og evnen til at holde frekvensen på 50 Hz var afhængig af den inerti, der var i de generatorer, som fortsat kørte. De kunne nu få besked på at køre lidt op i omdrejninger, så frekvensen igen var 50 Hz.
Ude på Nordsøen er der ikke noget inerti, som danner en stabil frekvens, når først energien fra vindmøller er konverteret til DC. Hvis der på energiøen opstår en fejl i DC-koblingerne eller på forbindelserne til land, skal energien fra vindmøllerne hurtigt flyttes over på de andre forbindelser:
»Hvis jævnstrømsforbindelserne belastes tæt på deres maksimale kapacitet, så viser de simuleringer, vi har kørt, at der – hvis man ikke designer styringen på en ny måde - er mulighed for, at en fejl på en af HVDC-forbindelserne medfører, at systemet kollapser og ultimativt kan trække elnettet i Europa med ned.«
Udfordringen er, at der er behov for at få udviklet nye styringskoncepter til de komponenter, som indgår i det isolerede vekselstrømsnet på energiøen,« siger Jacob Østergaard.
En af udfordringerne er, at konverterne ikke kan bruge frekvensen fra en traditionel generator til at styre efter, hvis der sker en fejl - den skal dannes kunstigt af softwaren, der styrer konverterne på energiøen. Altså ligesom jagerflyet, der vil falde til jorden, fordi det ikke selv kan svæve videre, hvis motoren sætter ud.
En af løsningerne er nye såkaldte “droop-kontrolstrategier”, som Georgios S. Misyrisder, der er ph.d-studerende på DTU Elektro, har arbejdet med. I praksis går det ud på at sende et signal til de andre konvertere, der fortæller hvor meget og hvor hurtigt, de skal ændre deres overførsel af energi, hvis en dem er faldet ud:
»De kollaps i simuleringerne, vi har set, er kommet, når vi har kørt med kendte droops-strategier, hvor der ligger en fast indstilling af, hvor meget der skal reguleres op eller ned ved en given frekvensændring. Derfor skal vi sandsynligvis over i en nye type kaldet “adaptive droops”, hvor vi løbende tilpasser den enkelte konverters indstillinger til den aktuelle situation,« forklarer Georgios S. Misyrisder.
Det vil med andre ord betyde, at ændringerne i, hvor meget den enkelte konverter skal regulere effekten, afhænger af, hvor hårdt belastet den i forvejen er, forklarer Jacob Østergaard:
»På den måde kan vi fordele konsekvenserne af et udfald hensigtsmæssigt mellem forbindelserne, og en ustabilitet undgås,« siger han og understreger, at en simpel løsning på problemet ville være at overdimensionere hele systemet, både konvertere og jævnstrømskabler, men at det vil forøge omkostningerne væsentligt og dermed øge elprisen fra energiøen.
Hos Energinet er man enige I, at problemstillingerne, som forskerne fremhæver, er vigtige og skal løses. Det siger senioringeniør og ekspert i netanalyse, Laurids Dall:
»Lige nu kender vi ikke alle svarene, der skal til for at gøre systemet sikkert og robust. Men vi samarbejder bredt med forskerne, teknologileverandører og systemansvarlige i Tyskland og Holland,« fortæller han.
Når det gælder dimensioneringskriterierne for udfald af største produktionsanlæg, så ligger den i Europa fast på 3 GW. Nettet skal altså kunne klare et udfald af en enhed på 3 GW, hvilket vil svare til den første vindmøllepark, der skal sættes i drift omkring 2030:
»Under alle omstændigheder skal vi inden for de næste tre år have udbudsmateriale klar til kommende leverandører, som sikrer, at vi får bygget en energiø, der lever op til vores kriterier,« siger Laurids Dall.
Derfor kigger man blandt andet til Tyskland, hvor der allerede er en del erfaringer med at tilslutte vindkraft-parker via HVDC og til Skotland og den ovenfor nævnte Caithness-Moray-linje.
