menu close Teknologiens Mediehus
Dette er en forkortet version af en artikel bragt hos GridTech.
Fredag den 9. august klokken 16:52 slog et lyn ned i en transmissionslinje nord for London og satte gang i en kaskade af uventede hændelser, som skabte enorm ravage i det britiske elnet.
Mere end én million elkunder var uden strøm i op mod tre kvarter, og tusinder af togpassagerer fik spoleret fredagsplanerne af omkring 60 døde togsæt, der førte til 371 aflyste afgange og over 800 forsinkelser på tognettet i og omkring London.
Den endelige tekniske rapport om årsagerne til afbrydelsen landede 6. september og er udarbejdet af den britiske el-TSO, National Grid ESO. På baggrund af denne rapport og andre offentligt tilgængelige oplysninger om nedbruddet har den danske konsulent og veteran inden for netdrift Paul-Frederik Bach udarbejdet sin egen analyse af hændelsesforløbet.
Nedbruddet er interessant – også set i dansk perspektiv – fordi det udstiller en indbygget svaghed ved den generelle retning elsystemet går i. I takt med at produktionen overgår fra at være baseret på store centrale kraftværker med tunge, roterende generatorer til elektronisk styret vedvarende energi, mister vi nemlig inertien fra den samlede rotationsmasse i elsystemet, som i gamle dage ville have holdt hånden under frekvensen i tilfælde af udfald.
Det var netop et hurtigt frekvensfald, der gav briterne problemer, og herhjemme arbejder Energinet derfor også på at opbygge en ny kapacitet af lynhurtig ‘frekvensreserve’, som skal bestå af elektronisk styrede energikilder, der kan starte op og simulere en roterende generator i lav-enerti-situationer.
I den fulde artikel hos GridTech kommer vi ind på, hvordan Energinet arbejder med frekvensudfordringerne herhjemme fremadrettet. Først vender vi os mod Paul-Frederik Bachs analyse for at blive klogere på, hvad der egentlig skete i Storbritannien den 9. august.
Han udpeger særligt fire vigtige hændelser, der på kort tid eskalerede den relativt simple forstyrrelse, et lynnedslag burde være, til et omfattende kaos.
Problemerne begyndte ifølge National Grids rapport hos Ørsteds enorme Hornsea-havmøllepark, som oplevede svingninger i spændingen på op til cirka 8 Hz, da lynnedslaget forplantede sig i elnettet, og som mod forventning ikke blev dæmpet af vindparkens reguleringsmekanismer.
»Lynnedslaget giver en spændingsforstyrrelse, som giver nogle svingninger i produktionen ude på havmølleparken. De svingninger forbliver udæmpede, og når så strømmen bliver for stor, så er der et overstrømsrelæ, der kobler møllerne af – helt som det skal,« forklarer Paul-Frederik Bach.
Årsagen til den manglende dæmpning af svingninger var en softwarefejl på parkens Siemens Gamesa 7 MW-møller, som Ørsted i samarbejde med leverandøren løste dagen efter nedbruddet. Men den 9. august førte de små svingninger altså til et øjeblikkeligt effekttab af 737 MW til nettet.
»Jeg synes, det er ret interessant, for det viser, hvor svært det er at lave de her avancerede reguleringsmekanismer. Man må så håbe, at de har fået rettet korrekt op på det, for sådan et problem kan jo blive gentaget på hundredvis af vindmøller alle steder. Siemens bruger jo den tilsvarende software på alle sine møller,« siger Paul-Frederik Bach.
Dette er en forkortet version af en artikel bragt hos GridTech. I den oprindelige artikel kan du blandt andet læse mere om, hvordan Energinet arbejder med frekvensudfordringerne herhjemme, hvordan det britiske nedbrud eskalerede, så både det gasfyrede kraftværk Little Barfod lukkede ned og flere decentrale værker koblede ud.
https://www.nationalgrideso.com/document/1...
Jeg undre mig over hvor de 8 Hz svingninger kommer fra, normalt giver ustabilitet i selve converter controllen sig udslag i overharmoniske.
Det kunne hidrøre fra den regulering der foretager drivtogs dæmpning, men det burde kun kunne ses på aktiv effekt, og størelse af effekt variationerne er kun nogle få procent.
Mit gæt er at det er en spændings regulering der er gået i sving, som regulere reaktiv effekt som funktion af målt netspænding.
Dvs. en funktion der skal stabilisere elnettet som så ender med at destabilisere det.
Dæmpningen vil være site specifik, så det er ikke sikkert at lige netop dette problem findes på andre sites med denne type mølle.
Er det ikke en af grundene til at man netop bestilte disse sjovere fra Siemens i 2013?
https://ing.dk/artikel/siemens-generatorer...
Resonnans mellem kabelkapacitansen og fasekompenseringsreaktoren ca. midt på kablet?
...at det her kommer som en overraskelse, det har været kendt i årtier.
Det er jo engammel nyhed.
PHK skrev om det den 24.august
https://ing.dk/blog/lav-inerti-situation-2...
Batterier kan nemt erstatte inertien i de gamle værker. Det er et større problem, at der skal være værker, som kan starte hurtigt op.
Små kraft-varmeværker, der umiddelbart kan skifte fra at bruge strømmen de bruger til at generere varme med via varmepumpe, vil kunne levere strøm meget hurtigt, og være en god backup for nettet. Det medfører naturligvis at varmepumpen ikke får strøm - men det er ikke et større problem, at miste varmen i en kortere periode. Udover at de umiddelbart kan bruge strømmen der ellers bruges til varmepumpen, så er de små gasfyrede generatorer, også hurtigt at få op i omdrejninger, og kan levere strøm meget hurtigt.
Endeligt, kan man indføre et elsystem, hvor f.eks. varmepumper og andet der kører på "billigt strøm", automatisk afbrydes, hvis der pludseligt sker udfald af strømmen. Mange varmepumper har et wifi interface, og kan styres via internet. Man kan tilbyde billigere strøm (betale lidt per kWh), hvis varmepumperne tilmeldes et styringssystem, så Wifi interfacet reguleres centralt, og varmepumperne dermed kan reguleres ned i kortere tid, hvis elsekslkaberne mangler strøm. Teknologien er allerede indbygget i varmepumperne, så det kræver kun en økonomisk motivation i forhold til lidt rabat per brugt kWh, eller anden form for kompensation, for at lade varmepumpen blive delvis kontroleret af elselskaberne, samt noget software hos elselkaberne der styrer det, og som har kontakt med de tilmeldte varmepumper med wifi interface. For hver time, at varmepumperne er tilsluttet systemet, så kan man give rabat på strømmen.
Alt i alt, så tror jeg ikke, at fremtidens elsystem behøver at få problemer. Problemet er, at vi ikke har fremtidens elsystem endnu.
At lukke storforbrugere ned indenfor sekund har man heroppe,
https://ing.dk/artikel/faerosk-forpremiere...
Med fiber udbredt til alle hjem / boliger så bliver det ingen sag at kunne styre småforbrugere, såsom ladning af bil, varmepumper, vaskemaskine og elpatroner.
Med den voksende mængde og faldende pris på VE og derved afledt overskudsstrøm, så vil småbrugerne med tiden vokse sig til en samlet stor energibruger der kan komme ind og være med til at energi-balancere nettet.
Fremtidens elsystem er på trapperne og energieffektivisering kræver at samfundet skifter fra kosttung og ueffektiv varmeforsyning med lunkent vand i rør og over på el.
Jeg er helt enig.
I stedet for at anvende gas til opvarmning, og at bruge store kraft-varmeværker, så er dog bedre med små kraft-varmeværker, der også har varmepumper, således at de både kan anvende strøm uden at producere strøm, eller de kan producere strøm afhængigt af hvad nettet behøver, og anvende varmpumpen samtidigt, således at forbrugerne får den varme de behøver. Er nettet i underskud af strøm, så kunne man give dem samme tilskud til at producere strøm, som vindmøllerne får. Derved kan betale sig, at producere strøm når det mangler fra vindmøllerne, og ikke når det ikke mangler strøm.
Der er kommet mere information.
Den første rapport beskrev at lav inerti situationen primært opstod pga. at HornSea 'deloadede'.
Den seneste raport beskriver at årsagen til udkoblingen af Hornsea er SubSynchronous Resonance (SSR) forårsaget af samspild med softwaren i vindmøllerne.
Det virker ikke som om at en Full Scale Converter (FSC) i sig selv forårsager SSR, hvorimod DFIG kan gøre det i net med serie kompensering.
Men der er et Siemens der beskriver brug af FSC til dæmpning af SSR, gad vide om det er denne software der er årsagen?
https://pdfs.semanticscholar.org/59d5/4de9...
https://vbn.aau.dk/ws/portalfiles/portal/2...
https://patentimages.storage.googleapis.co...
Ikke at man ikke kan være enig i at det er mere effektivit at skabe varme via varmepumper, fejler jeg i at se hvordan det skulle løse problemet på manglende inerti i elnettet, der øjeblikkeligt kan absorberer et relativt stort frekvens udsving og stabiliserer elnettet.
Batterier kan i teorien, men slet ikke i den størrelses orden som adskillige store kraftværker giver med den store tunge roterende generatorer og turbiner, i hvert fald ikke endnu, men det kunne måske hjælpe hvis man krævede batterilager placeret ved alle støre VE parker der kan leverer lynhurtig frekvens respons, men ja så bliver de nok ikke bygget så meget mere givet økonomien i dette. Det lyder næsten også på artiklen at det er noget der kan løses med software opdateringer, hvilket er meget sigende for vores tid, hvor man nærmest tror man kan programmerer sig uden om fysikkens love.
I denne sag er problemet at en fejl et sted starter en kasade af udkobling af generativ kapacitet som er større end den reserve kapacitet der er til stede.
Det hjælper ikke at indføre en større reserve kapacitet hvis der ikke er styr på net stabilitet, harmoniske, instillinger af beskyttelses relæer, og Fault Ride Trugh egnskaber.
Batterier systemer aflevere energi gennem frekvens omformere på samme måde som solceller og vindmøller.
Dermed er der en stor sansynlighed for at batteri backup systemer vil kunne forsage den samme hændelse som den Brittiske.
Mon problemet er at et AC net er fordelagtigt når man har store roterende generatorer, hvorimod batterilager og decentral produktion bedre egner sig til DC? Det er i sagens natur ikke muligt for frekvens at stige eller falde i et DC net og det vil være nemt at definere nogle regler og prioriteter for hvor langt spænding må falde før en given forbruger kobler ud.
Vi har ikke gode billige komponenter til Multiterminal HV DC.
Hvordan vil du forbinde 100 stk. 10MW offhore vindmøller, hvilken spænding, og hvilke afbrydere vil du anvende?
https://en.wikipedia.org/wiki/High-voltage...
http://www2.ee.ic.ac.uk/nikolaos.kostoulas...
Hvad hvis man sender almindelig vekselstrøm til omformere, hvilket de så vidt jeg ved også gør, så kan man uden problemer tilføje flere vindmøller, så længe møllerne kører synkront på samme frekvens.. Så er det kun AC-DC konvertereren der skal kunne tage den mængde strøm der kommer fra vindmøllerne.
Hvorfor placere en AC-DC konverter på hver enkelt vindmølle?
Hvordan var det nu med den store strømafbrydelse på Sjælland og Sydsverige?
Et enkelt kraftværk svigtede og på grund af nogle andre omstændigheder og en fejlkobling kom et totalt blackout.
Danmarks værste strømafbrydelse | Ingeniøren https://ing.dk/artikel/danmarks-vaerste-st...
Så er det kun et problem vi nu har fået på grund af vedvarende energi, eller er det virkelig et problem vi altid har haft med elnettet?
Selvfølgelig vil der med ny teknologi komme fejl man ikke har forudset, men det har der også været med det gamle elnet, man har bare haft mange flere år til at finde fejlene og prøve på bedst muligt at undgå eller eliminere muligheden for fejl.
Øh..Det gør de ikke...Møllerne køre ikke med samme omdrejnings tal..
Baldur talte om et DC net, det findes stort set kun som punkt til punkt forbindelser. Og ikke som multiterminal. Med DC net skal man kunne koble flere forbrugere og producenter (f.eks. vindmøller) på samme skinne.
Du ser AC-DC konverteringen som et ekstra konverterings step, det er ikke tilfældet.
Alle møller har iforvejen en AC-DC-AC converter. (Fullscale eller DFIG)
Kig f.eks. på BARD
https://en.wikipedia.org/wiki/BARD_Offshore_1
BARD 5MW Generatorene er koblet til nettet med en DFIG (AC-DC-AC) converter koblet på rotoren (af generatoren).
Typisk (DFIG kan dog bruges med højspændings generator men det er ikke almindeligt) er der en højspændings transformator til at transformere spændingen op til 33/66kV collector grid nivau.
På en central platform transformeres spændingen op og konverteres fra AC til 150kV DC.(punkt til punkt forbindelse)
På land konverters 150kV DC til AC.
Så alt i alt konverteres der fra AC-DC-AC-DC til AC ..... :-)
Du linker ellers selv til wiki der lister flere multiterminal projekter og et dokument der fortæller hvilken type det skal være.
Men ellers var det bare et forsigtigt spørgsmål eller forslag til hvad man kunne have gjort. Jeg har ikke forestillet mig at vi ombygger hele landets transmissionsnet, selvom DC måske løser nogle ting.
Selv punkt til punkt DC kunne tænkes at beskytte et lokalt net. Hvis man eksempelvis isolerede Sjælland med DC forbindelser, så bliver vi ikke så nemt revet med hvis noget går galt i Sverige eller Tyskland.
Om Edison havde de muligheder som ligger i IGBT, WBGS, GTO,IGCT for at nævne nogle, så havde Tesla nok fået en kamp til stregen.:-)
Når jeg ser mig omkring i huset, så er det kun køleskabet som med fordel kan benytte AC. Fjernsyn, computer, ledlys, solceller, batterier, ladning af elbil kunne med fordel bruge DC.
Komfur-ovn og andre Ohm´ske varmelegemer har det fint med DC også, så et DC net bliver måske noget man skal til at se nærmere på i fremtiden ?
Selve fordelingsnettet kører mest effektivt på AC, at man så de fleste steder udmærket godt kan bruge DC, ændrer ikke meget ved det.
Selv Edison måtte indse at AC var bedre til fordelingsnettet, selvom det gik imod alt det han stod for..
DC er godt ved høje spændinger over lange afstande, eller hvor 2 net ikke kører synkron.
I Europa har vi vist nok en øvre grænse på omkring 3 GW der må sendes gennem en forbindelse, så skulle vi have en mulighed for at nå at stabilisere nettet, hvis der skulle ske en afbrydelse af forbindelsen. Om det så helt holder i virkeligheden er nok et andet spørgsmål, for hvis Jylland importerer det meste af deres el fra Norge og alle forbindelser til Norge pludselig blev afbrudt, så ville vi nok stå med et kæmpe problem, som vi ikke ville kunne løse inden vi fik et totalt blackout i Jylland, medmindre vi selvfølgelig eksporterede nogenlunde samme mængde el, så kunne man hurtigt lukke for eksporten af el andre steder hen.
Når der er strøm nok på nettet, vil varmepumperne bruge strøm, ligesom varmepumper i private husstande. Mangles strøm, og kan kommunikeres ud til varmepumperne, så er muligt at reducere forbruget meget hurtigt ved at slukke varmepumperne.
Det er rigtigt, at der ikke kan undgås batterier - men de behøver kun at holde energien i få sekunder. Se også artiklen om den færøske forsyning.
Der er ikke stor forskel på om et normalt stort kraftværk sætter ud, eller en vindmølle park. I begge tilfælde kommer der til at mangle energi på nettet, og det kan være svært at holde spændingen. Vindmøller har den fordel at deres frekvens styres elektronisk, og fungerer frekvensomformeren, så styrer den frekvensen.
Det er måske en idé med batterilagrer ved hver eneste kraftværk - uanset om det er vedvarende energi eller ej. Men opstår fejl på nettet, så det kobles ud, så kobles batterilageret måske også ud. Et batterilager ved et gammeldags kraftværk der ikke anvender frekvensomformer, kan være med til at kontrolere frekvensen, og kan derfor være en fordel. Men, der vil stadigt kunne opstå stabilitetsproblemer, hvis et stort kraftværk kobler ud, da strømmen så skal finde ny vej.
Jeg tror at det bedste sted at placere batterier er ved kraftværker der ikke har elektronisk frekvensomformer. Hvis varmepumpernes forbrug på store kraft-varmeværker kan styres meget hurtigt - måske indenfor millisekunder - så kan de også reducere behovet for batterier.
Heroppe kører vi i ødrift som er en kæmpe udfordring, da ,man ikke har naboer til at trække på, trods det, hører det til sjældenhederne at der er strømsvigt.
Lige nu er der 38 % vind = 16,51 MW 17 % Vand = 5,91 MW
38 % Olie = 19,45 MW se: https://w3.sev.fo/framleidsla/
Næste år skal der yderligere 36 MW vindmøller ind på nettet og så kommer vinddelen at være en hel del større end forbruget eksempelvis er lige nu.
De kommende år skal der stilles yderligere 40 - 70 MW vindmølleeffekt op og skal man kunne gøre gavn av overskudsenergien og kunne styre nettet, så kan der nok ikke herske tvivl om, at der skal etableres smart grid til at styre forbruget.
Elforsyningen har eksempelvis valgt at give 50 øre / kWh i afslag på el til ladning af elbil om de kan styre laderen, allerede der har man et stærkt værktøj til styring, da tanken er at alle biler skal være el i 2030.
Der er kun fjernvarmenet i Thorshavn, hvor der ved hjælp av elpatron kunne afsættes overskudsel, men det ville være en tossedum løsning, da tabet i nettet er i størrelsesorden 40 %, så er det mere indlysende at overskudsel skal direkte ud til de enkelte forbrugere via elnettet som p.t kun har et tab på ca 7 %.
Som jeg ser det i DK, så er der flere og flere der opsætter solceller med batteri og kan elbilen gennem laderen yde ind på nettet og varmepumper slås fra på sekundet, så skulle det ikke være den store udfordring, man har trods alt naboer til at trække på oveni.
Nej, frekvens omformeren i vindmøllerne styre ikke frekvensen direkte.. Frekvensen styres vha. effekt balancen i nettet.
Den korte historie er at synkron generatore er bedre end vindmøller til at understøtte nettet i tilfælde af tab af generativ kapacitet. Men det kan ikke erstatte den effekt der mangler, kun forlænge den tid man har at reagere på indtil underfrekvens grænsen nås.
I denne hændelse nåede nettet underspændings grænsen på ca. 1 min. det tager Wärtsilä 5 min at rampe en gasmotor op til fuld effekt hvis man holder kølevandet forvarmet til 80°C. Dvs. det er ikke realistisk at bygge så stor svinghjul at det kan forhindre last udkobling på underfrekvens.
https://www.powerengineeringint.com/2008/0...
Men det vil en meget stor batteri bank der kan holde nettet oppe i de 10-20 min det tager at spinne en gasturbine op.
Tilbage til vindmøllerne
Frekvens omformeren har en PLL der tracker fasen af spændingen, og så vil den aflevere strøm i den vinkel i forhold til spændigen der er givet af det aktive (P) og reaktive (Q) setpunkt.
Frekvens omformeren i sig selv har ikke nogen stivhed over for frekvens ændringer, hvis frekvensen falder så følger den bare med ned i frekvens.
En synkron generator har en inerti der er koblet til netfrekvensen, hvis frekvensen falder hurtigt, så vil det bremse den roterende masse, og energien vil blive afleveret til nettet som aktiv effekt. Synkron generatore kan kortvarigt overbelastes kraftigt.
En vindmølle har en PQ Envelope der primært er givet af den strøm som konverteren kan håndtere, typisk kortvarigt (30sec) omkring 1.3 nominel strøm ved nominel spænding.
Frekvens omformeren tåler ikke så meget overbelastning som en synkron maskine, og den kan hurtigt gå i strømbegrænsning hvis den skal aflevere nominel effekt ved underspænding, og samtidig leveres stor mænge reaktiv effekt til at booste spændingen.
Man kan lave software simuleret inerti, ved at forhøje effekt setpunket ved faldende frekvens.
Her er problemet hvor møllen (i del last) skal finde den aktive effekt til at hæve netfrekvensen, den kan kortvarigt hæve den effekt som flyttes ud af rotoren, men det vil betyde at den kommer ud af det optimale arbejdspunkt for vingerne, og effekten så dykke kort tid efter. Derfor kan man kun booste effekten over det der er vind til 5-10 procent i nogle få sekunder.
Der har været nødstrømsanlæg heroppe som jeg husker det, hvor synkrongeneratoren sammen med tungt svinghjul koblet sammen med mekanisk kobling til dieselmotoren der stod forvarmet til 80C. Synkrongeneratoren virkede som synkronmotor og drev svinghjul rundt, ved strømudfald rev svinghjulet dieselmotoren hurtigt op i omdrejninger og strømforsyningen var sikret.
Enig i at det bliver svært for ikke at sige umuligt at køre et net uden der er tungt svinghjul + synkrongenerator indover.
Heroppe valgte man af samme årsag stort svinghjul til den sidste vandturbine på hydroværket.
Det siges at balancen i nettet styres via frekvensen, men det skal tages med et gran salt.
Ved store afstande mellem producent og forbruger bliver der naturligt en vis faseforskel, ca. 60 grader pr 1000km.
Hvis flowet af en eller anden grund skifter skal fasen også skiftes, og hvis retningen skifter fra vandkraften i nordsverige til atomkraftværkerne sydpå, skal fasen relativt til fasen i nordsverige skifte 120 grader i syd. De kan slå halv skade, men tilsammen skal der skiftes 120 grader, sådan cirka 1/3 periode. Hvis det skal reguleres indenfor 1 minut må frekvensen ændres med 1/180 ~ 0,005Hz i dette minut, hvorefter det vil passe igen.
Jeg ved ikke om 1 minut er et rimeligt interval til regulering.
Hvem styrer i øvrigt frekvens og fase i Europa?
Hvis producenter og forbrugere er jævnt fordelt kunne man godt forestille sig at det europæiske net kørte med samme absolutte fase fra Nordsverige til Italien/Spanien.
Hvis vindmøller skal kunne virke som spinning reserve, må de vel drosles lidt ned, så de har mulighed for at levere lidt mere i kortere tidsrum.
Tesla batterier skulle kunne erstatte svinghjulet.
Jeg tror at gasmotorer kan være hurtigere at få op i omdrejninger end en dieselmotor. Man kan jo vælge at forvarme dem med varmepumper. Så koster det ikke meget, for varmen som slippes ud til gråspurvene, samles op og bruges igen.
De fleste kraftværker i danmark er kraft-varme værker, og da de sender 80 grader varmt vand ud til kunderne, må det være muligt at opvarme til 80 grader, uden at bruge meget energi.