Fremtidens frekvensstabilitet i kraftsystemet : roterende reserver, primærreserver og ny uregulerbar kraft i synkronområdet Norden i 2020

Denne masteroppgaven omhandler simulerte effekter av økt uregulerbar kraftproduksjon i synkronområdet Norden i 2020. Formålet er å undersøke de effekter uregulerbar produksjon, og systemets evne til automatisk regulering, har på kortsiktig frekvensstabilitet. Mengden tilgjengelige roterende reserver og primærreserver bestemmer systemets kortsiktige respons. Norge og Sverige inngikk i 2012 en avtale om økt energiproduksjon på 24,6 TWh fra ny fornybar energi, kalt grønne sertifikater. Det antas at ny installert effekt fra vindkraft og uregulerbar vannkraft vil være ca. 12 500 MW i 2020. Disse prognosene er studert i simuleringsprogrammet Aristo. Simuleringene i Aristo viser frekvensforløp til identiske utfall av forbruk og produksjon, der systemets frekvens logges i 45 sekunder etter utfallet finner sted. Utfallene av forbruk og produksjon er basert på dimensjonerende utfall for Norge og synkronsystemet Norden, og er av størrelsesorden 850 MW, 1200 MW og 1360 MW. Utfallene er simulert i produksjonssituasjoner som representerer 2014 og 2020. Vi kan se fra simuleringen at systemet har en høyere H-verdi i 2014, enn i 2020. Resultatene viser at systemets reguleringsevne svekkes med økt andel uregulerbar kraft i samtlige produksjons- og lastsituasjoner. Bare ett av tre scenarier simulert for 2020 overholdt dagens krav til systemets reguleringskapasitet. Resultatene fra simuleringene i Aristo lot seg ikke separeres i effekter som skyldes ny uregulerbar produksjon eller av endret kraftflyt. Simulatorprogrammet Aristo er derfor ikke godt egnet til å studere mekanismene bak de simulerte frekvensforløp i Norden og er bedre egnet for spenningsanalyser og frekvensanalyser i øydrift for mindre avgrensede områder. Det er krav om at frekvensstabiliteten ikke skal svekkes for å unngå problemer og kostnader for forbrukerne. Det betyr økte systemkostnader for systemansvarlig. Økte balanseringskostnader dekkes av økt innmatingstariff for samtlige kraftprodusenter. Dette bryter med et prinsipp for samfunnsøkonomi som tilsier at en enhet som påfører systemet en kostnad, bør belastes kostnaden. Felles innmatingstariff for samtlige kraftprodusenter begrunnes med politisk vedtatt satsningen på økt utbygging av fornybar kraft. Abstract This thesis analyses simulated effects of increased installed unregulated power in the interconnected grid in the Nordic countries in 2020. The purpose is to examine the effects of new renewable production, and the system's ability to maintain a short-term frequency stability. The total rotatational inertia and primary frequency control are the short-term frequency responses of the power system. The agreement on green certificates from 2012, will initiate new renewable energy production of total 24,6 TWh in Norway and Sweden. It is believed that the installed capacity of wind turbines and small-scale hydropower will be 12 500 MW by 2020. This prognosis is further studied in the simulation program Aristo. The simulations in Aristo show the development of the system frequency at losses of consumption or production. The system frequency is logged for 45 seconds after the fault occurs. The frequency deviations that occur when consumption or production is lost, is dimentional to the size of the incident. The size of the faults studied, are the biggest faults the power system of Nordic synchronous area are designed to handle. Fault sizes are 850 MW, 1200 MW and 1360 MW. The faults are simulated in different production modes which represent year 2014 and 2020. We can see from the simulation that the system reaches a higher frequency, and the frequency deviation is bigger at identical incidents in 2020 from 2014. The results show that the system frequency control deteriorates with increased amount of wind and small-scale hydropower production units. Only one of the three scenarios simulated for 2020, complied within the limits of the required control capacity of the power system. The effects arising from renewable power production, or from the change of system power flow, could not be isolated or determinated in the simulations. Aristo is therefore not well suited for analysis of total power system stability of the interconnected synchrounous grid. Aristo is better suited for analysis which involves voltage deviations and stability, or frequency analysis studied in grid islands. A decrease in frequency stability, leads to increased demand for frequency control. The TSO`s demand for primary control increase, meaning increased system stability costs. The increased system operating costs, are today covered by tariffs for all power producers. This violates a principle of economics, that indicates that a unit that inflicts the system a cost, should be charged by this cost. Equal increase of tariffs for all power producers, is justified by the political focus on increased development of renewable energy