Verdenspremiere: Danmark og Tyskland udveksler strøm via havvindmølleparker

Illustration: Ørsted

I Østersøen er Vattenfall ved at sætte vindmøller op til den planlagte havvindmøllepark ‘Kriegers Flak’, men parken skal ikke kun øge kapaciteten for produktion af vedvarende energi (VE) i Danmark - den skal også fungere som interconnector.

Ilandføringsanlæggene er nemlig allerede etableret, og med en ny elforbindelse mellem de to parker kunne Energinet I sidste uge for første gang sende strøm fra Danmark til Tyskland og tilbage igen via interconnectoren ‘Combined Grid Solution’, der udnytter, at Kriegers Flak og den tyske havvindmøllepark ‘Baltic 2’ ligger tæt på hinanden med en afstand på blot 27 kilometer.

Verdenspremieren betyder, at havvindmølleparker for første gang er blevet udnyttet som interconnector med en kapacitet på 400 MW, der gør det muligt for VE-producenterne at afsætte effekt fra andre VE-kilder på tværs af Danmark og Tyskland gennem ilandføringsanlægget.

»Det er dét, der er ideen med den kombinerede løsning: Når vinden ikke blæser, så bruger man forbindelsen til at udveksle effekt mellem Danmark og Tyskland - det kalder man en interconnector,« fortæller Per Obbekær, projektleder ved Energinet.

Ilandføringsanlæggene fra de to havvindmølleparker er etableret, men nu har Energinet bygget en forbindelse mellem Kriegers Flak og Baltic 2 (den gule stiplede linje), der gør interconnectoren mulig. Illustration: Energinet

Når vinden blæser, og vingerne drejer på havvindmølleparkerne, så er der et system, som sørger for at effekten fra Kriegers Flak sendes til Danmark og effekten fra Baltic 2 sendes til Tyskland, men når det er vindstille, og parkerne ikke kan bruges til at lave VE, så kan forbindelsen nu i stedet benyttes til at sende effekt mellem Danmark og Tyskland afhængig af, hvor efterspørgslen er størst i salgsøjeblikket, ifølge projektlederen.

Han uddyber, at vind har førsteprioritet, og den til en hver tid overskydende kapacitet frigives til markedet. Hjernen i systemet kaldes for MIO (= Master Controller for Interconnector Operation), som på baggrund af vindprognoserne udregner den overskydende kapacitet, som kan frigives til markedet.

Hvis man ikke brugte dem som interconnector, så ville ilandføringsanlæggene kun kunne benyttes til at sende effekt produceret ved Kriegers Flak og Baltic 2 til hhv. Danmark og Tyskland.

»Den her dyre infrastruktur til vindmølleparkerne kan man udnytte meget bedre, fordi når vinden ikke blæser, kan man udveksle effekt alligevel,« siger han.

Læs også: Analyse: Stram tidsramme kan sætte energiøer under pres

Udfordring med strømsvingninger

Selvom det kan betale sig at kombinere parkerne og interconnectoren som en to-i-én-løsning, så er det stadig en stor investering med udfordringer, fortæller Per Obbekær:

»Det tyske net og det danske net er ikke synkront. Man kan ikke bare koble dem sammen, og derfor har vi været nødt til at bygge en back-to-back-converter i Tyskland.«

Selvom både Danmark og Tyskland har 50 hertz i deres stikkontakter, så svinger de ikke ens, ifølge projektlederen. Derfor bruger man en back-to-back-converter til at lave vekselstrømmen fra Tyskland om til jævnstrøm og så tilbage til vekselstrøm igen, der svinger i takt med de danske 50 hertz. På den måde bliver det synkront med det danske net.

»Det er ikke teknisk muligt at koble nettene sammen uden at tage højde for dét – det kan den ikke holde til,« siger Per Obbekær.

Med blandt andet konverteren, kabler mellem havvindmølleparkerne og en ny platform har hele projektet kostet 300 millioner euro, ifølge projektlederen, og selvom det er mange penge, så kan det betale sig samfundsøkonomisk. Ifølge businesscasen på ‘Combined Grid Solution’, har de modtaget 150 mio. euro fra EU, og den anden halvdel har projektets samarbejdspartnere, Energinet og den tyske virksomhed 50Hertz, betalt.

Ifølge projektlederen er forbindelsen stadig i testfasen, og de forventer, at kommerciel drift begynder til september 2020.

Læs også: Elregningen stiger efter havarier på kabler og anlæg

Artiklen er opdateret d. 14/7 2020 klokken 15:10 med forklaringerne: "Han uddyber, at vind har førsteprioritet, og den til en hver tid overskydende kapacitet frigives til markedet. Hjernen i systemet kaldes for MIO (= Master Controller for Interconnector Operation), som på baggrund af vindprognoserne udregner den overskydende kapacitet, der kan frigives til markedet." og "Ifølge projektlederen er forbindelsen stadig i testfasen, og de forventer, at kommerciel drift begynder til september 2020." efter en læser henvendte sig med en undren.

sortSortér kommentarer
  • Ældste først
  • Nyeste først
  • Bedste først

Fra artiklen: interconnector med en kapacitet på 400 MW, der gør det muligt for VE-producenterne at afsætte effekt fra andre VE-kilder på tværs af Danmark og Tyskland gennem ilandføringsanlægget.

Hvad er det der gør at den kun kan overføre effekt fra andre VE kilder, og ikke slet og ret effekt fra land til land?

  • 5
  • 8

"»Det tyske net og det danske net er ikke synkront. Man kan ikke bare koble dem sammen"

Det undrer mig at man ikke anvender DC transmission for så lange søkabler. Jeg ville forvente et betydeligt kapacitivt tab. Nogle der ved mere?

  • 10
  • 5

Det er svært på grund af afstandene. En bølgelængde ved 50Hz er 6000km, så det kræver en voldsom fasedrejning når effekten eventuelt skal skifte retning, eller bare når den skal ændres. Sverige er 1500km langt, så det svarer til 90 graders faseforskel mellem nord og syd.

  • 7
  • 0

Kristian, ved du hvad? Jeg tror sq de har regnet på, ret detaljeret ovenikøbet

Det er jeg bestemt ikke i tvivl om. Jeg forsøgte på ingen måde at være bedrevidende, efterspurgte bare viden om AC tab 😇 og moderne kabelteknologi.

Grunden til min nysgerrighed er, at jeg var med til at udvikle en ekstruderbar DC isolering i 90erne - netop med henblik på anvendelse i forbindelse med (dengang) fremtidens mølleparker. AC var ikke noget man ønskede dengang, men noget man var nødt til at acceptere fordi isoleringen brød sammen i ekstruderede DC kabler som følge på af indre rumladninger. Af samme grund blev DC kabler dengang isoleret med papir imprægneret i olie.

  • 18
  • 0

Forbindelsen kan KUN anvendes når der er helt og aldeles vindstille:

"Når vinden blæser, og vingerne drejer på havvindmølleparkerne, så er der et system, som sørger for at effekten fra Kriegers Flak sendes til Danmark og effekten fra Baltic 2 sendes til Tyskland, men når det er vindstille, og parkerne ikke kan bruges til at lave VE, så kan forbindelsen nu i stedet benyttes til at sende effekt mellem Danmark og Tyskland afhængig af, hvor efterspørgslen er størst i salgsøjeblikket, ifølge projektlederen."

Og hvis jeg skal tro på det, så fortæl mig lige om julemanden igen :-)

  • 3
  • 6

Det kan glæde mig lidt at have lavet grundskitsen til projektet da jeg arbejdede i Energinet, selvom Energinet i et par år derefter havde andre urealistiske ønsker om en dyr, kompliceret og risikofyldt HVDC-løsning, men det ændrede sig, da også Energinet blev bekendt med prisen på en ren HVDC-løsning :-)

  • 5
  • 0

Det kan glæde mig lidt at have lavet grundskitsen til projektet da jeg arbejdede i Energinet

Hvad er det der gør en HVDC løsning dyr i forhold til en AV løsning? Konverteringen eller kablerne? Jeg regner med at kabelnedlæging koster det samme for både DC og AC.

Alt andet lige er HVDC er langt mere flexibel, ville f.eks. ville løse synkronisering "gratis" samt tillade transmission samtidig med at møllerne kører med nedsat kapacitet.

  • 4
  • 0

Hvad er det der gør en HVDC løsning dyr i forhold til en AV løsning? Konverteringen eller kablerne? Jeg regner med at kabelnedlæging koster det samme for både DC og AC.

Du har ret i at kabellægningen koster omtrent det samme - både udlægning og selve kablerne.

Det dyre ved en ren HVDC-løsning er platformen ude midt på Kriegers Flak, som ville være meget, meget større, tungere og dyrere både at konstruere og selve HVDC-grejet på platformen.

Dertil kommer problemet i et muligvis lave en tre-punktsforbindelse i ren HVDC og hvordan man afbryder en evt. fejlstrøm. Det er nemlig ret kompliceret - og mig bekendt ikke løst og bygget noget sted i verden (ret mig gerne, hvis jeg tager fejl).

Ydermere var markedet for HVDC-platforme (mekanisk og elektrisk grej) hæftigt opskruet dengang det var aktuelt. Jeg ved ikke hvordan markedet er nu.

Endelig ville der være en betragtelig politisk risiko, idet et så kompliceret anlæg ikke var etablet til havs og da risikoen for alvorlige fejl og/eller barnesygdomme ville være betragtelig kunne en HVDC-løsning ende i et politisk fiasko. Lidt som energi-øerne risikerer at gøre. Desværre (og det skriver jeg ikke for at starte en diskussion om energi-øer).

  • 8
  • 0

Det dyre ved en ren HVDC-løsning er platformen ude midt på Kriegers Flak, som ville være meget, meget større, tungere og dyrere både at konstruere og selve HVDC-grejet på platformen.

Det er så her det hele begynder at se lidt molbo-agtigt ud...

Først laver generatoren i vindmøllen vekselstrøm.

Det ensrettes i vindmøllen, fordi generatoren ikke er synkroniseret til nettet (og i mindre omfang for at kunne regulere alt muligt).

Denne jævnspænding lave så om til vekselsstrøm i møllen, synkroniseret til nettet.

Næste trin ville så være en platform hvor denne vekselstrøm igen ensrettes.

For, når den så er ført i land, at blive lavet til vekselstrøm igen.

...

Det vi virkelig mangler er vindmøller der kan kobles til en 120kV jævnstrøms samleskinne, men der er liiiige nogle detaljer om kortslutningseffekter og den slags...

  • 6
  • 1

Med dine kommentarer in mente, må man formode at HVDC fortrænger HVAC efterhånden som teknologien modnes

Jeg er enig, men hidtil har udviklingen gået langsomt.

En lidt spændende eller kontroversiel tanke jeg prøvede at sælge til en tysk TSO var at drive AC-nettet i møllen, parken og ind til land ved 1/3 frekvens. Altså 16 2/3 Hz, ligesom man gør med kørestrøm til tog i Tyskland og Sverige pga. de lange afstande.

Det giver nogle større transformatorer, men man kan tilslutte havmøller ved f.eks. 220 kV op til 150-200 km ud fra land. På land skal der så stå en AC-DC-AC koncerter, der ændrer til 50 Hz som det almindelige vekselstrømsnet drives ved.

Pointen er at man kan komme meget længere ud til havs med almindelig AC. Uden at komplicere tingene med dyr HVDC på en kæmpe platform til havs.

  • 7
  • 1

Det dyre ved en ren HVDC-løsning er platformen ude midt på Kriegers Flak, som ville være meget, meget større, tungere og dyrere både at konstruere og selve HVDC-grejet på platformen.

Dertil kommer problemet i et muligvis lave en tre-punktsforbindelse i ren HVDC og hvordan man afbryder en evt. fejlstrøm. Det er nemlig ret kompliceret - og mig bekendt ikke løst og bygget noget sted i verden (ret mig gerne, hvis jeg tager fejl).

KF CGS blev i første omgang udbudt som en DC multi-terminal løsning. Dette vil kræve en DC bryder som kan bryde strømmene i systemet samt meget kompliceret styringsteknologi. På daværende tidspunkt fandtes disse ikke og priserne som kom ind var væsentligt højere end indikeret i pre-kvalifikationssnakkene. Så projektet gik tilbage til tegnebordet og har lavede en AC løsning med back-to-back converetere i Tyskland. Således er hele offshore systemet synkront med det øst-danske system.

Siden da har ABB i regi af PROMOTION projektet testet, i fuldt skala, og i tilstrækkelig spændingsniveau, en DC bryder. https://www.promotion-offshore.net/news_ev...

OG i kina har de to store TSO'er, State Grid og China Southern Grid, bygget multiterminal anlæg. Så det er ikke utænkeligt at når/hvis nordsøen og østersøen skal bygges til med offshore parker med tilslutning til flere lande, at dette kan blive baseret på DC teknologi.

  • 4
  • 0

Forbindelsen kan KUN anvendes når der er helt og aldeles vindstille:

"Når vinden blæser, og vingerne drejer på havvindmølleparkerne, så er der et system, som sørger for at effekten fra Kriegers Flak sendes til Danmark og effekten fra Baltic 2 sendes til Tyskland, men når det er vindstille, og parkerne ikke kan bruges til at lave VE, så kan forbindelsen nu i stedet benyttes til at sende effekt mellem Danmark og Tyskland afhængig af, hvor efterspørgslen er størst i salgsøjeblikket, ifølge projektlederen."

Og hvis jeg skal tro på det, så fortæl mig lige om julemanden igen :-)

Jeg forstår ikke hvad du mener? Hvad er det du ikke tror på?

Elmarkedet vil kunne udnytte residualkapaciteten når vindmøllerne ikke udnytter den funde kapacitet, og alt efter prisniveau i hhv. DK2 og DE/LU budområderne og produktionen på hhv. den danske vindmøllepark og på de 2 tyske parker, så vil der måske være plads til flow mod DK2 eller DE/LU. Kapaciteten som gives til markedet beregnes på baggrund af vindforecasts.

  • 5
  • 0
                 "Jeg forstår ikke hvad du mener? Hvad er det du ikke tror på?"

I første version af artiklen fremgik det ikke at residualkapaciteten kunne udnyttes. Artiklens forfatter opdaterede artiklen med den kommentar du refererer til efter jeg henvedte mig til hende. :-)

Derfor.

  • 1
  • 0

Så projektet gik tilbage til tegnebordet og har lavede en AC løsning med back-to-back converetere i Tyskland. Således er hele offshore systemet synkront med det øst-danske system.

Nja, helt fra starten af ønskede den ansvarlige ingeniør en ren HVDC-løsning. Da han var på ferie overtog jeg ansvaret og fremlagde på et styregruppemøde den nu etablerede 220 kV AC løsning (den danske del 220 kV og den tyske 150 kV) med en back-to-back konverter i enten Tyskland eller på Sjælland. Idet jeg har designet Anholt ilandføringen til 220 kV ville jeg kopiere den løsning. Helst med et parknet på 66 kV, for da kunne man have mere eller mindre have lavet en kopi af Anholt platformen, dog mere effektiv med blot to transformere, da den 3. 220 kV transformer på Anholt-platformen var en fejl begået af andre.

Den højere sekundære spænding ville gøre at Kriegers Flaks 600 MW (Anholt 400 MW) kunne samles på en "Anholdt-platform" og 66 kV parknettet kunne opsamle al effekt selvom parkområdet var betydeligt større.

Så den nu etablerede løsning var kendt og anbefalet af Energinets egen ekspertise fra starten af. Årsagerne til at valget først blev ren HVDC-løsning er så en længere historie - politik og sådant, du ved...

  • 4
  • 1

Nja, helt fra starten af ønskede den ansvarlige ingeniør en ren HVDC-løsning. Da han var på ferie overtog jeg ansvaret og fremlagde på et styregruppemøde den nu etablerede 220 kV AC løsning <...>

<...> dog mere effektiv med blot to transformere, da den 3. 220 kV transformer på Anholt-platformen var en fejl begået af andre.

<....> Årsagerne til at valget først blev ren HVDC-løsning er så en længere historie - politik og sådant, du ved...

Dvs. du gik som kollega bag ryggen på den ansvarlige da han var på ferie.

Du udbasunere hvad du opfatter som andres fejl på et offenligt forum, vedr. 3. 220kV trafe på Anholdt, som I ikke kunne fange i et review/KS. Det kunne jeg da godt tænke mig ingeniøren graver videre i?

Du beskylder den svarlige for at være i bedste fald politisk motiveret i sine tekniske designs, i værste fald korrupt motiveret, igen på et offentligtforum.

Jeg syntes du skal skrive til den ansvarlige ingeniør, så han er klar over dit angreb og kan tage til genmægle - jeg vil ihvertfald gerne høre hans kommentarer.

Ved samme lejlighed kan du bede ansvarlige for anholdt parken kommentere på 3. trafo-fejl og mangel på simpel KS.

Eller måske er du en trold? da Victor Erimeta jo er et pseudonym brugt af Søren Kirkegaard. Victor Eremita (Latin for "victorious hermit") - hvad med at stå frem istedet for det pis der?

/Hanssing

  • 2
  • 3

Hej Hanssing.

Jeg beklager, hvis jeg var utydelig i mine formuleringer. Nej, jeg fremlagde blot et andet forslag - et alternativ. Projektet var vitterlig helt i opstartsfasen. Den ansvarlige ingeniør var yderst kompetent. Der var dog ingen af os, eller i verden, der havde etableret et havbaderet anlæg på denne måde. Jeg havde blot et andet forslag - en skitse på en whiteboard, som også endte med at blive etableret, da HVDC-løsningen viste sig at være for dyr (hvilket var min formodning fra starten af).

Det var ikke den "ansvarlige ingeniør" der lavede politik af det. Det var ledelsen og det er min påstand at der lå politik bag. Et "nyskabende" og "aldrig bygget før i verden" -projekt sælger meget bedre end "hvad med at vi bygger en tilnærmelsesvis gentagelse af noget vi kender". Energinet er politisk ejet og dermed også drevet på den måde. Et privat netselskab ville have ageret anderledes.

Omkring det med den 3. transformator på Anholt platformen, så påtalte jeg dette flere gange. Men vandt ikke gehør. Sådan har det været flere gange (man kan ikke vinde hver gang) og det var blot en sidebemærkning til at designet af Anholt ellers overordnet kunne genbruges, men med 66 kV parkspænding (hvis det ellers ville være teknisk muligt).

Sjov nok foreslog jeg at man i Energinet fik lavet simple eksterne reviews af større projekter, men det faldt ikke i godt jord. Til gengæld fik jeg otte måneders løn og mulighed for at lave noget andet i livet. Hovedpunkterne i det jeg skriver her, sammen med andre bevidste teknisk-økonomisk ubegrundede projekt-valg, har været skriftlig fremlagt for ledelsen.

Det er dog omkring 10 år siden det skete, så se det som et indblik i beslutningsprocesser mere end noget andet. Jeg synes stadig det er fedt at projektet er etableret.

  • 7
  • 0
Bidrag med din viden – log ind og deltag i debatten