Potential and costs for wind power of providing system services to the electricity grid

Vindkraften har utomordentlig förmåga att bidra med systemtjänsten FFR (Fast Frequency Reserve). Det mest kostnadseffektiva sättet att åstadkomma denna effektreserv är genom att öka varvtalet vid låga vindar för att därigenom lagra önskad FFR-kapacitet i turbinens rotationsenergi. Den totala rotationsenergin som finns upplagrad i svenska vindkraftverk under drift uppgår till nära 10% av den befintliga upplagrade rörelseenergin i det svenska elsystemet. Men vindkraftverken är inte synkront anslutna till elnätet. Det innebär att det krävs speciell turbinreglering för att använda denna energi i nätstabiliserande syfte. Körstrategin för dagens vindkraftverk är att i alla vindsituationer maximera energiproduktionen, utifrån de tekniska begränsningar som anläggningen är konstruerad för. Detta körsätt medger inget bidrag för systemtjänster till elnätet. I detta projekt har en generisk landbaserad vindturbin på 3.4 MW och 130 m rotordiameter modellerats i de aeroelastiska koderna FAST och VIDYN. Genom att uppgradera turbinregleringen har aggregatet förändrats för att köra med högre varvtal vid låga vindar. Tusentals simuleringar har exekverats för att analysera möjligheter och konsekvenser för olika kombinationer av vindar, varvtalskoncept och olika grad av effektökningar som stöd för nätet. Ett förslag innebär att varvtalet ligger knappt 2 rpm högre än optimalt varvtal för de allra lägsta vindarna. Det genererar en kapacitet att mycket snabbt öka effekten i vindar mellan 3 och 8 m/s i enlighet med de krav på FFR som ENTSOE [14] satt upp. Summeras denna kapacitet över all svensk vindkraft så uppgår FFR-reserven till totalt 415 MW. Det motsvarar med råge den kapacitet som ENTSOE kräver för att kortvarigt upprätthålla 49 Hz i elnätet i det allra värsta fallet, ett produktionsbortfall på 1450 MW. Kostnaden för denna kapacitet, alltså varvtalsökning, blir att energiproduktionen för vindkraftverket på 3.4 MW sjunker från optimalt 12.716 till 12.556 GWh/år, motsvarande 1.3 %. Det är en relativt liten och därmed billig minskning. Det finns också en möjlighet att köra med lägre maxeffekt än möjligt (power curtailment) för att över tid ha en effektreservkapacitet. Detta körsätt är endast möjligt vid vindar över märkeffekt. Denna strategi är dock betydligt dyrare. Ett produktionsbortfall kostar olika mycket beroende på när bortfallet sker eftersom energipriset varierar över tid. Nästa steg blir att beräkna produktionsbortfallet i [kr/år] snarare än [GWh/år] utifrån ersättningen för producerad energi respektive ersättningen för effektreserven timme för timme. Dessa båda marknadssignaler blir styrsignaler till vindkraftverket för att på mest optimala sätt köra för att maximera intäkt och därmed nytta.Wind power has an extraordinary ability to contribute with the grid system service FFR (Fast Frequency Reserve). The most cost-effective way to achieve this power reserve is by increasing the rotor speed at low winds in order to store desired FFR capacity in the turbine's rotational energy. The total rotational energy stored in Swedish wind turbines during operation amounts to close to 10% of the existing stored kinetic energy in the Swedish electricity system. But the wind turbines are not synchronously connected to the grid. This means that special turbine control is required to use this energy for grid stabilizing purposes. The strategy for today's wind turbines is to maximize energy production in all wind situations, based on the technical limitations the plant is designed for. This mode of operation does not allow for contribution of system services to the grid. In this project a generic land-based wind turbine of 3.4 MW and 130 m rotor diameter has been modelled in the aeroelastic codes FAST and VIDYN. By upgrading the control system, the turbine operates at higher rotor speeds in low winds. Thousands of simulations have been executed to analyse potential and consequences for different combinations of winds, rotor speed concepts and different degrees of FFR power increases. One proposal suggests that the rotor speed is about 2 rpm higher than the optimal speed for the lowest winds. It generates a power capacity which very quickly can be applied in winds between 3 and 8 m/s in accordance with the requirements for FFR that ENTSOE [13] set up. If this capacity is summarized for all Swedish wind power, the FFR reserve reaches 415 MW. This is quite more than what ENTSOE requires to maintain 49 Hz in the electricity grid in the worst case, a production loss of 1450 MW. The cost of this capacity, ie the increase in rotor speed, is decreased energy production for the wind turbine of 3.4 MW. It will go from optimal 12.716 to 12.556 GWh/year, corresponding to 1.3%. This is a relatively small and therefore cheap reduction. An alternative option to generate FFR is to operate at the turbine with a power curtailment in order to have a power reserve capacity over time. This method is only possible in winds above rated power. However, this strategy is significantly more expensive in terms of production loss. The loss of production costs different depending on when the loss occurs as the energy price varies over time. The next step will be to calculate the production loss in [SEK/year] hour by hour rather than [GWh/year] based on the compensation for produced energy and the compensation for the power reserve. These two market signals become control signals to the turbine control to operate in the most optimal way to maximize revenue and thus benefit