De utdragna perioderna av torka, värmeböljor, skyfall och stormar, resulterade bland annat i omfattande skogsbränder och översvämningar vilket understryker behovet av att öka motståndskraften hos elnäten. Med tanke på de utmaningar som, enligt IPCC-SPM, orsakas av klimatförändringar är den nuvarande krisen för fossilbränsle försörjning bara en del av drivkraften för att elektrifiera vår ekonomi och göra nät framtidssäkra. EU-finansierade forskningsprojekt som pekar ut kostnadseffektiva lösningar för att klara nätresiliens mitt i sådana extrema väderhändelser och snabbt ökande efterfrågan på el.
Klimatförändringar ökar frekvensen och svårighetsgraden av extrema väderhändelser, som även inkluderar stormar och påverkar flera sektorer. Detta kan leda till systemfel och strömavbrott i hela Europa. Sommaren 2022 upplevde vattenreservoarer över hela kontinenten allvarliga nivåsänkningar. Men även distributionsnäten påverkas, till exempel flera bränder kapade kraftledningar för regional elförsörjning, medan efterfrågan var på topp på grund av användningen av luftkonditioneringsapparater. Samtidigt steg elpriserna till rekordnivåer, vilket tvingade vissa systemoperatörer, att betala rekordavgifter för att undvika strömavbrott genom att importera energi. Därför måste klimatförändringar beaktas i nätplaneringen.
När extrema väderhändelser ökar i frekvens och svårighetsgrad, påverkas den säkra och tillförlitliga driften av distributionsnäten. De senaste värmeböljorna är ökända exempel på extrema väderhändelser. Men även andra extrema väderhändelser kan komma att öka och sätta begränsningar för elförsörjningen. Därför måste nätens förmåga att klara sådana gradvis normala väderhändelser också förbättras.
Elnäten är centrala för att förse konsumenterna med ström och utnyttja distribuerade energikällor, vilket upprepas av REPowerEU-strategin. Den europeiska klimatpolitiken driver den övergripande elektrifieringen. Även om den slutliga energiförbrukningen förblir stabil, syftar den till att fördubbla den andel av energiefterfrågan som täcks av el från nuvarande 25 % till mer än 50 % till 2050. Därför skulle en ytterligare leverans på cirka 4 000 TWh behövas, motsvarande Europas nuvarande totala elförbrukning 2019. En del av elektrifieringen drivs av värmeböljor; ett ytterligare upptag från 110 miljoner kylenheter 2019 till 275 miljoner enheter 2050.. Sådana enheter men också ytterligare distribuerade, förnybara energikällor sätter de uppkopplade distributionsnäten i centrum för den pågående omställningen. Mitt i klimatförändringarna och den gröna omställningen är därför motståndskraftiga elnät nyckeln till att kraftsystemet ska fungera.
Elektrifiering är centralt på vägen mot klimatneutralitet och diversifiering av energiförsörjningen, men driver behovet av att fokusera på distributionsnätens motståndskraft. Det är viktigt att hitta lösningar på dessa utmaningar, som att lägga till distribuerade energikällor, mobila och flexibla energiresurser och härda infrastrukturen. Distributionsnätsoperatörer arbetar med att öka motståndskraften i sina nät genom att utforska flera vägar. Sammantaget uppskattas det att distributionsnätsoperatörer kräver cirka 400 miljarder euro i ytterligare investeringar fram till år 2030 för att underhålla och modernisera elnäten.
EUuniversalprojektet utforskar specifikt resiliensfrågor, vilket framhävts av senaste extrema väderhändelser. Med systemoperatörerna E-REDES, Energa och E.ON med MitNetz, INESC TEC och Cyperns universitet undersöker projektets planeringsverktyg för att förutsäga, bedöma och kvantifiera effekterna av extrema händelser på distributionsnät samt identifiering av nya automatiserings- och kontrollstrategier med utnyttjande av flexibla resurser för att förbättra systemresponsen. Dessa inkluderar rumsliga och tidsmässiga händelsesimulatorer för att förutsäga och kvantifiera den stokastiska effekten av extrema händelser, planeringsverktyg med flera mål för att säkerställa välgrundad och robust investeringsplanering, optimeringsalgoritmer för optimal sändning av mobila energikällor inför en extrem evenemangs- och östrategier med tanke på nätstöd av flexibla resurser. Preliminära resultat visar redan effektiviteten hos dessa verktyg för att förstärka flexibiliteten och motståndskraften hos distributionsnätverk mot extrema väderhändelser.
Elnäten måste även vara redo för utmaningar orsakade av värmeböljor och den ökande elektrifieringen. Innovativa projekt som EUniversal implementerar mekanismer som möjliggör aktivt deltagande av ytterligare förnybara energikällor och tar hänsyn till klimatutmaningar som mer och mer kommer att bli en del av vårt dagliga liv. Nätverksinfrastrukturen måste bli starkare och effektivare. Att skapa motståndskraftiga elnät med hjälp av innovativa planeringsverktyg är viktigt för att vara förberedd på förändrade omständigheter.
Ökad anslutning av väderberoende elenergi (sol- och vindkraft) till elnät kommer bland annat att kräva dyr energilagring som kan hjälpa till att utjämna belastningar och förbättra elsystemets stabilitet. El-lagringsenheter kan minska mängden produktionskapacitet, som krävs för att försörja kunder vid tider med hög energiefterfrågan – så kallade toppbelastningsperioder. En annan tillämpning av energilagring är möjligheten att balansera mikronät för att uppnå en bra matchning mellan produktion och belastning. Lagringsenheter kan tillhandahålla frekvensreglering för att upprätthålla balansen mellan nätverkets belastning och genererad energi. Kraftelektronik och energilagringsteknologier stödjer också utnyttjandet av förnybar energi, vars effektuttag inte kan kontrolleras av nätoperatörerna nu längre.
Ökad anslutning av väderberoende elenergi till elnät kan också komma att behöva mer reaktiv effekt, när behovet, för att upprätthålla spänningen för att kunna leverera aktiv effekt (watt) genom transmissionsledningar samt för att minska transmissionsförluster och för att upprätthålla systemets förmåga att motstå och förhindra spänningskollaps. Att bygga in stora batterier, andra lagringsenheter som lagrar energi eller skräddarsy synkronkompensatorer är mycket dyra metoder.
Slutord:
Under många decennier har Sverige haft tillgång till riklig och trygg el till konkurrenskraftiga priser, men inte nu längre. Stamnätet är den kritiska faktorn då många stamledningar har åtminstone 50 år bakom sig och har passerat den vid investeringstillfället förväntade livslängden. Det är ofrånkomligt att det finns ett stort och brådskande utbytesbehov samt ett kraftigt uppgraderingsbehov. Hur kunde beslutsfattande politiker och berörda sektorsmyndigheter, åtminstone under de senaste trettiofem åren, låta ”förfallet” gå så långt?
Enligt ett uttalande i Huvudstadsbladet säger/påpekar Jukka Leskelä VD för finska Energiindustrin, bland annat:
– ”Att det svenska kraftnätet är i så dåligt skick att det inte går att exportera mer än små mängder el västerut till områden som skulle behöva det. Svenskarna kan helt enkelt inte ta emot el härifrån”
– ”Att Sverige har nästan kroniska begränsningar på sin elimport.”
– ”Att en fungerande elmarknad kräver fungerade elöverföring i alla länder. Han uppger att det svenska systemet har tre problem. Det finns flaskhalsar i elöverföringen mellan de olika prisområdena i Sverige, det finns flaskhalsar inom prisområdena och det finns flaskhalsar då elen ska transporteras till städerna.”
Investeringsbehovet för de svenska elnäten, enligt Energiföretagens scenarioanalys, kommer att landa på cirka 670 miljarder kronor fram till år 2045. Men kommer verkligen alla nödvändiga investeringar i de svenska elnäten att bli genomförda eller blir det som tidigare att bara flytta på flaskhalsarna, genom att ”lappa och laga”? Kommer hela kostnaden för dessa investeringar att helt läggas på elabonnenterna?
Claes-Erik Simonsbacka..
Tack för ditt inlägg Claes-Erik! Det belyser väl delar av den katastrofala energisituation Sverige befinner sig i inför de extrema ökningar av elbehovet som triggas av alla gröna fantasiprojekt.
Men i inledningen hann du väl kanske inte med faktakollen??
IPCC AR6, den vetenskapliga delen: De allra flesta extremväder har inte ökat. AR6 bekräftar i fjolårets rapport att de allra flesta av de extremvädertyper som brukar få rubriker inte har ökat. För två av sammanlagt tretton typer syns en ökning och för ytterligare två syns vissa tecken på en ökning .
Värmeböljor: ja, en ökning syns.
Att antalet varma dagar blivit fler och antalet kalla nätter färre är logiskt, med tanke på att medeltemperaturen gått upp en grad sedan mitten av 1800-talet. Värmeböljor har generellt blivit vanligare (dock inte överallt). Men mångdubbelt fler dör av kyla än av värme.
Extrem nederbörd: ja, en ökning syns.
Detta har förvånansvärt nog ingen direkt koppling till översvämningar, som inte har ökat. Det beror på att för platser som normalt är torra motsvarar även, säg, 20-30 millimeter regn på ett dygn (vilket knappast ger översvämning) en extrem nederbördshändelse.
Så IPCC:s SPM är väl ingen bra referens, i synnerhet inte här på KU. Tacksam för dina synpunkter.
Under många decennier har Sverige haft tillgång till riklig och trygg el till konkurrenskraftiga priser, men den ökande andelen väderberoende elproduktion kommer att skapa stora problem bland annat på grund av stora prisvariationer, som skapar osäkerhet. Osäkerheten kring marknadens utveckling och det alltmer volatila elpriset kommer att leda till att många företag kommer att tveka inför investeringar i ny planerbar elproduktion. Dessutom finns det bland annat stora behov för förnyelseinvesteringar i planerbara elproduktionsanläggningar, men utan ekonomiska incitament kommer de troligtvis att avvecklas. Men varken elmarknaden och/eller oeniga politiska beslutsfattare värdesätter sådant som varaktiga stabila elsystem med god el-kvalitét och hög leveranssäkerhet.
Mvh,
Ja, vi får se hur elsystemet klarar 1 km is i framtiden.
Tack för inlägget.
Visst är det under extrema väderhändelser som systemet behövs bäst:
Extrem kyla och extrem värme.
Om vi litar till el för uppvärmning så krävs det mest när det är kallt, kanske framförallt om vi har grundvärme via värmepump.
Har man luftvärmepump kanske man även lockas köra den under varmaste sommardagen.
Produktion av el via vind ställer stora krav på flexibillitet.
Gissar att det är här det borde finnas kontroll: https://www.svk.se/
#1: Tack, Mats K för kommentaren
Vad jag menade, ”Med tanke på de utmaningar som, enligt IPCC-SPM, orsakas av klimatförändringar …” var att jag ville tydliggöra att det var IPPC-SPM.s påstående och inte, vad jag förstått, IPPC-AR6. Beklagar att det blev otydligt formulerat!
Mvh,
Prof Jan Blomgren påpekar i en av sina videor att ett elsystem med utspridda mindre elproducenter (som vindkraft och solpaneler) blir betydligt dyrare och mer resurskrävande än ett system med ett mindre antal stora elproducenter. Minst 3 gånger dyrare.
Och när det gäller energilagring i vätgas är siffrorna än värre. Minst 2/3-delar av energin förloras på vägen el in – elektrolys – vätgas – komprimering – lagring – förbränning turbin generator alt bränslecell – el ut.
För lagring mha pumpkraftverk försvinner -bara- c:a 30%.
SatSapiente #6
Med volatila elpriser får man problem på förbrukarsidan också, nätet på den sidan är inte dimensionerat för att klara av att alla, eller åtminstone många, styr en stor del av sin förbrukning till ungefär samma tid på dygnet, vilket lär komma att hända i stora villaområden runt våra storstäder.
SatSapiente #6
Dessutom så kommer det att vara ofrånkomligt att en del av den el som går åt till elektrolys kommer att vara el från vätgasturbiner eller bränsleceller. Elnätet är fantastiskt, round and round we go.
#7 H Bergman
Ja det är något man inte tänkt på. Bara för att man har 16A huvudsäkringar, så innebär det inte att alla utefter samma gata kan ta ut 16A samtidigt. De lokala näten är inte konstruerade så utan blir då överbelastade och kopplas ifrån.
Det är trist att ingen ändring av ”energipolitiken” kommer att ske förrän vi upplevt en stor el-blackout med stora materiella och kanske även personella skador, tänk en kall vinter med dygnslånga elavbrott.
Klimatfrågan har utlöst en mental blackout hos politiker och beslutsfattare hos myndigheter etc, individer som vi skall kunna lita på, men som tydligen inte förstår sitt uppdrag och ansvar, speciellt när det gäller vår energiförsörjning. Vårt elnät är infrastruktur som oberoende av sådant som klimatfrågan, skall dimensioneras för att klara väder och vind året runt. Det skall vara dimensionerat på ett sådant sätt att avstånd mellan generatorer och elförbrukare skall vara så kort som möjligt på grund av förluster i elledningarna. Så har det varit tänkt när kärnkraften byggdes ut i södra Sverige och detta med tanke på att kraftledningsnätet från norra delen inte skulle kunna räcka till för att förse den södra med energi. Avvecklingen av 6 reaktorer visar på den huvudlöshet som våra förtroendevalda har visat upp, när man tydligen fullständigt har ignorerat kunskapen på energiområdet.
Som sagts, elnäten är minst lika viktiga som elproduktionen. De är en infrastruktur som bara ska finnas och som dessutom ska fungera väl. Det svenska stamnätet är ett stort system med en sammanlagd längd på ca 10 600 km för 400 kV-ledningar och ca 4 300 km för 220 kV-ledningar. Stamnätet är den kritiska faktorn då många stamledningar har åtminstone 50 år bakom sig och har passerat den vid investeringstillfället förväntade livslängden. Det är ofrånkomligt att det finns ett stort och brådskande utbytesbehov samt ett kraftigt uppgraderingsbehov. Det handlar alltså inte bara om att lappa för att flytta flaskhalsarna.
Om ny vindkraft – utöver vad som kan absorberas i den lokala marknaden – byggs i norr, det absolut dyraste och sämsta alternativet enligt SVK, måste elkraften föras söderut och förutom ökade transmissionsförluster betyder det krav på ökad lednings kapacitet i stamnätet. Dessa krav adderar delvis till de krav på reglerkraft som kan behöva tas ner för att med hjälp av vattenkraft balansera/utjämna vindkraftens produktionsvariationer i söder. Det finns dessutom ännu stora osäkerheter om bland annat hur vindkraftens tillgänglighet ska värderas, delvis beroende på vilken risknivå som den systemansvariga myndigheten ska anpassa sig till att hantera. Detta är i sin tur kopplat till vilken nivå på leveranssäkerheten som är acceptabel i Sverige.
Behovet av att prognostisera elproduktionen tillför också en ny osäkerhet i elkraftsystemet. Väderprognoser är osäkra, särskilt mer än ett dygn i förväg, vilket medför utmaningar vid upprätthållandet av balansen i kraftsystemet. Planeringen av och kraven på balanshållningen har tidigare, innan den stora integrationen av intermittent elproduktion från vindkraftverk, varit relativt förutsägbar. Lagstiftarna verkar att ha glömt bort elens särställning inom effekt- och energisystemet för i stort sett all annan försörjning och som oftast även är en förutsättning för att andra tekniska system ska fungera.
Mvh,
Elnäten och annan infrastruktur ska naturligtvis kunna klara de väder som normalt kan uppkomma och som har uppkommit historiskt.
Men att satsa allt på att minska utsläppen av koldioxid utan hänsyn till kostnader eller om det ens är nödvändigt är väl politiskt vanstyre och inkompetens.
Statistiken visar ingen ökning av extremväder.
Att det blivit något varmare kan också bero på att det har blivit mer solsken.
CES #11
Prognoser underlättas ju inte heller av att entsoe nu under några veckor har svajat betänkligt. Hur ska man kunna göra en bedömning av nästa dags elproduktion om man inte ens kan se produktionen just nu på nån eller ett par timmar när? Elproduktion är i min värld självdokumenterande så hur kan man misslyckas där? Är det Putins hackararmé som ligger bakom?
Elsa W om extremväder:
https://www.youtube.com/watch?v=L-kGySOg-rA
Läs på är hennes positiva slutsats!
Vads sägs om detta som jag ”saxar” ur lokaltidningen: ”Det är varmare än vanligt i Nordsjön och Nordatlanten. Det kan handla om en av de värsta marina värmeböljorna någonsin. Håller temperaturerna i sig kan det innebära massdöd för fiskar, alger, sjögräs och musslor.
– Det är väldigt allvarligt, säger oceanografen Ola Kalén.
Yttemperaturen i norra Atlanten och i Nordsjön, i synnerhet utanför Englands nordöstra kust och västra Irland, är på vissa platser fyra–fem grader över det normala för den här tiden på året. Där har den pågående marina värmeböljan klassats som kategori fyra på en femgradig skala, vilket betyder extrem, av den amerikanska vädermyndigheten NOAA.
– Extrem är det minsta man kan säga. Det kan vara en av de värsta marina värmeböljorna någonsin, säger Ola Kalén, oceanograf vid SMHI, till TT.
Det råder också högre temperaturer än normalt för årstiden i ett stort område i Nordatlanten, från Västafrikas kust och hela vägen upp till Nordsjön.
– Det är en speciell situation och väldigt allvarligt. Den största orsaken är klimatupphettningen, säger Kalén.”
#5 Claes-Erik. ”enligt IPCC-SPM … IPPC-AR6”.
Det blev nog inte tydligare så heller. Jag tror att du måste skilja de två dokumenten åt på följande sätt,
IPCC-AR6-WG1 som är det vetenskapliga underlaget på 2600 sidor.
IPCC-AR6-SPM som FNs politiker skrivit.
Skillnaden mellan dem har analyserats av Clintel.
https://judithcurry.com/2023/05/13/clintels-critical-evaluation-of-the-ipcc-ar6/
Clintel skall kritiseras för att i många av sina dokument inte ange utgivningsdatum.
På Clintels svenska sida finns inget nyare än 2021-11-09 eller kanske 2021-09-11.
https://clintel.org/sweden/
#14
Ändå lite synd att Elsa inte förklarar som tty på den direkta frågan vad som orsakat den pågående torkan. Jag har inte sett någon meteorolog som har gjort det. Nätterna var kallare än normalt till mitten av juni pga. torr luft (frånvaro av vattenånga som är vår kraftigaste växthusgas). Alltså torkan beror inte på att det har varit varmt utan på att det har varit kallt.
Rreglerkraft
Vattenkraften fungerar idag som både baskraft och reglerresurs. Balansregleringen inom Sverige utförs idag nästan uteslutande med den flexibla reglerbara vattenkraften. Detta gäller för samtliga tidsperspektiv – från den momentana frekvensregleringen till den långsiktiga säsongsregleringen. Denna nyttighet tar i anspråk större delen av vattenkraftens totala reglerförmåga, som därmed inte är tillgänglig för annan reglering.
Generellt gäller, att nya kärnkraftsanläggningar har stor förmåga till lastföljning, Notera att i Frankrike används kärnkraftverk till i stort sett all slags reglering, dvs. primärreglering, sekundärreglering, tertiärreglering och lastföljning.
Mvh,
Var det inte så att de nödvändiga upprustningarna av elnäten i Sverige skulle möjliggöras av att staten strax efter avregleringen på 90-talet tillät bolagen (de nya ägarna av regionala nät som inte ägdes av SVK) att höja sina nätavgifter i syfte att påbörja arbetet. En modernisering som väl kom av sig till stor del. Undrar hur mycket av dessa höjningar av nätavgifter som delats ut till ägarna?
Så finns det bolagsstatistik på hur bolagen agerat? Vattenfall’s siffror kanske överensstämmer med t.ex EOn och Ellevio? Hur mycket finns sparat genom s.k interna vinstmedel inför nödvändiga investeringar?
Staten borde ha bestämt att nämnda ”sparande genom elnätsavgifts-höjningar” fonderats (omöjliga att dela ut).
Om SVK äger alla stamnät (överfördes dessa från Vattenfall vid avregleringen?) undrar jag varför ingen regering startat upprustningen på allvar? Är SVKs transmissionsavgifter mellan t.ex dagens elområden statens sätt att spara till dessa nödvändiga investeringar?
Handlar det bara om politiker som skjuter upp investeringar pga andra budgetprioriteringar? Och nu tvingas möta verkligheten. Bristande nationella infrastruktur-underhåll är västvärldens akilleshäl vilket visar på vår växande sårbarhet relativt den nya världen i öst samt välfärdssamhällets successiva urgröpning.
mattias #17
Förhållandevis torr luft drar in över Skandinavien från nordväst och all nederbörd hamnar i de norska bergen vilket lämnar oss med ännu torrare luft.
Detta passar ju inte riktigt in så därför får vi höra om allt vanligare extremväder, 2018 etc etc.
Här har det kommit 30-40 mm nederbörd den senaste veckan men ingen skriver om detta heller.
Sveriges elnät
”Transmissionsnätet kallades tidigare för stamnätet för el.!
https://www.svk.se/om-kraftsystemet/oversikt-av-kraftsystemet/sveriges-elnat/
Transmissionsnätsprojekt
https://www.svk.se/utveckling-av-kraftsystemet/transmissionsnatet/transmissionsnatsprojekt/?county=showall
Eldistribution – den fysiska länken till kunden
https://historia.vattenfall.se/stories/hela-sverige-blir-elektriskt/eldistribution–den-fysiska-lanken-till-kunden
Mvh,
#20 Thorleif
Att det svenska stamnätet blivit dåligt beror i huvudsak på två personer. Per-Olof Eriksson som var styrelseordförande i SVK i c:a 10 år runt millennieskiftet och Jan Magnusson som var Generaldirektör under samma tid.
Då stoppades en del utbyggnadsförslag som Vattenfall hade planerat och istället för att byta ut gamla kraftledningar mot nya med större kapacitet gjordes livstidsförlängningar istället. Det investerades väldigt lite i elnätet under den perioden och det planerades väldigt lite för framtiden.
Mats K #1,
”De allra flesta extremväder har inte ökat.”
Precis. Så är det. Men jag tänker som så att alldeles oavsett om vi får fler extremväder eller ej så behövs ett elnät som klarar extremväder. Sådana lär vi ändå få då och då.
Och då är Claes-Eriks inlägg ganska viktigt. Dels är de gamla elnäten (särskilt stamnätet) just gamla. Dels lär vi behöva importera el från andra när det kniper. Om vi då inte har ett uppdaterat elnät så kan vi inte ens ta emot det!
Hur har detta slappa synsätt på infrastrukturen uppstått? Som elkonsument pumpar vi in åtskilliga tusenlappar per månad till elbolagen. Ändå vill de ha mer med hänvisning just till att de måste jobba med elnätet (tydligen mer intensivt när priset på levererad el är dyrare!). Mycket märkligt.
Sigge #23
Bra försök Sigge, men du får inte mig att tro att politikerna ,oberoende av politisk färg, skulle vara helt oskyldiga.
#22 C-E
Tack för länkar.
Dock ger denna info om pågå o plan projekt ingen bra bild över läget då jag ej är insatt. Har du möjligtvis siffror över Behov fördelade på Startade resp återstående planerade.
Siffror säger mer än 1000 ord ibland.
Inkl de 670 Mdr även nät för de industriella CO2-projekten i norr? Hur stor andel svarar de isf för ?
Det är inget fel på stamnätets struktur. Stamnätet byggdes för ett kraftsystem med kärnkraft i söder och vattenkraft i norr.
Nu har halva kärnkraften lagts ned och man har trott att den går att ersätta med vindkraft i norr. (Hål i huvudet).
Felet i dagens elförsörjning ligger i elproduktionen. Felet är att man förstört världens bästa flotta av elproduktion, den vi hade till 1999.
#27
Precis, ledningarna är väl de samma?
#24 Ingemar
Håller helt med dig att Claes-Eriks inlägg är viktigt.
Min synpunkt var att riskerna för extremväder inte behöver överbetonas på KU genom att ha en SPM som referens. Det räcker med nivån i AR6-WG1.
Så elnäten måste under alla omständighter uppgraderas.
#26, Thorleif
Bilägger följand länkar:
Svenska kraftnäts: Systemutvecklingsplan 2022-2031
https://www.svk.se/om-oss/rapporter-och-remissvar/systemutvecklingsplanen/
https://www.svk.se/om-oss/rapporter-och-remissvar/
Mvh,
Dagen till ära har text-tv ännu en variant på vad värme kan ställa till med. ”Rapport: Fler bränner sig i solen”. Ingen risk för det i Luleå idag. Solen gömmer sig bakom molnen.
Enligt bedömningar finns det ca. 30 TWh outbyggd förnybar vattenkraft i Sverige. Politiska förutsättningar för utbyggnad utöver 0-5 TWh saknas nu då stora delar av den ekonomiska utbyggnadspotentialen ligger i älvar, som är skyddade mot utbyggnad enligt lag. Dessutom kan stamnätet nu i ett snitt söder om Sundsvall endast överföra max 7 300 MW söderut, vilket nu motsvarar ca 50 % av den installerade effekten norr om detta snitt.
Av Pöyry´s rapport, ”Trångt i elnäten – ett hinder för omställning och tillväxt?”, framgår bl.a. att ”det kommer anslutas ca 4000 MW ny vindkraftseffekt till det Svenska elnätet inom fyra år, varav ca 3000 MW i SE1 och SE2. Om vi adderar 3000 MW till de 7300 MW som ska överföras i samma snitt och antar en timme då snittet redan är fullt, så är det alltså 10300/7300 = 140 % belastning.”
Mvh,
#32 C-E Simonsbacka
Till detta bör prof Jan Blomgrens varning tilläggas, ju mer elproduktion vi tillför i norr desto sämre kan vi utnyttja stamnätet pga reaktiv obalans och marginaler för att hantera denna.
Ena extremfallet är att ingen reaktiv obalans finns eller behöver planeras för vilket gör att stamnätet till 100% utnyttjas för aktiv (”nyttig”) effekt.
Det andra extremfallet är att enbart reaktiv (”onyttig”) effekt finns och ingen aktiv effekt kan transporteras, trots att stamnätets kapacitet i detta fall också är utnyttjat till 100%.
Det hjälper mycket lite att bygga ut stamnätets kapacitet, man måste ha balanserande kraftproduktion i söder.
Det fanns vilda planer på att utnyttja O2’s nedlagda turbin-generatorsträng som ”svänghjul” och synkronkompensator för reaktiv effekt, men det föll på att ingen var villig att betala för den systemtjänsten. Generatorn är splitter ny och aldrig tagen i drift efter den avbrutna moderniseringen/effektuppgraderingen.
#33 SatSapiente
”ingen var villig att betala för den systemtjänsten.”
Är inte det regeringens och SVKs ansvar att t.ex genomföra nödvändiga systemåtgärder och ta betalt för dem (om O2 ägs av staten?) t.ex via nuvarande transfer-avgifter?
#30 C-E
Tack, ska läsa in materialet.
#27 BD-nille
Kraven på uppdatering och nybyggnad av stamnät (och regionalnät) fanns långt före nedläggningen av de 3 senaste reaktorerna. Alltså innan det blev tydlig kapacitetsbrist. Sen är det givetvis så att det hela blivit akut när nedläggningen gick stick i stäv mot önskan om kapacitets-förstärkande åtgärder etc pga brist på svängmassa.
”Hål i huvudet” inte en överdrift utan borde förtjäna stämning inför en konstitutionsdomstol av ansvariga. Men i Sverige är medborgarnas rättssäkerhet i allmänhet svag gentemot makten. Är Sverige en demokrati?
#34 Thorleif
Regeringsuppdraget stödtjänster & avhjälpande åtgärder – fokus spänning och reaktiv effekt
Planeringsrådet 2021-12-09
https://www.svk.se/siteassets/om-oss/organisation/vara-rad/planeringsradet/2021/bilaga-2-regeringsuppdrag-for-stodtjanster.pdf
Mvh,
#36 C-E
Ja uppgiften faller såvitt jag förstår på regeringen men hur det ska finansieras och villkoren är jag inte insatt i och kan ej omedelbart tolka den modell som redovisas i din länk. Det viktiga är väl att staten har makten. Eller finns det hinder typ från EU?
Så hur skapar man snabbast möjligt reaktiv effekt/svängmassa i söder för att möjliggöra större kapacitet?
Vet inte hur långt tekniken med s.k syntetisk motkrafts-installation i vindkraftverk kommit t.ex.
Hur vilda idéerna med O2ans nya turbin-generator är kan jag inte bedöma. Vad säger du själv? Hur är det tänkt i teorin?
# 33 SatSapiente och #37 Thorleif
Min artikel: ”Behov av reaktiv effekt i elsystem” väntar ev. på publicering.
Mvh,
#37 Thorleif
För att använda O2’s generator-turbinsträng som svänghjul och synkronkompensator, så fanns (finns?) nästan allt på plats. Vad som skulle saknas är en motordrivenhet för att kunna varva upp generatorn till synkront vartal 3000 r/m för att kunna fasa in den på nätet. När O2 gick som kkv gjordes denna uppvarvning mha reaktorånga.
Det man måste förvissa sig om är att vitala delar för turbinen som smörjoljesystem mm. behålls medan man demonterar och river reaktordelen. Men troligen har ”tåget redan gått” och avvecklingen av O1 och O2 redan kommit så långt att det är för sent att bevara generator-turbinsträngen.
#39 Man kan inte bara låta turbinen rotera med på ’tomgång’ med luft eller vattenånga i. Då blir den meddetsamma så varm att den smälter. Med hastigheten 3000 rpm (är den tvåpolig?) hjälper det inte ens att fylla den med väte.
#40 L Cornell
Att turbinerna, 1 högtrycks och 3 lågtrycks, skulle smälta av att gå på tomgång låter långsökt. De är konstruerade för 270 gr ånga. För att de inte ska fungera som turbinfläktar skulle man kunna köra dem i nära vakuum.
Misstänker att du förväxlat detta med kylningen av generatorn där rotorn kyls med vätgas. (Statorn är vattenkyld). Man gjorde för många år sedan ett misslyckat försök att där byta ut vätgasen mot helium.
Men man glömde att i förväg kolla i TeFyMa på dielektrisk hållfasthet för helium jämfört med väte. Försöket resulterade i en havererad rotor (överslag) och ett kostsamt stillestånd.
Alla svenska kkv’s generatorer är 2-poliga, förutom F3 och O3 som är 4-poliga (och snurrar med 1500 r/m)
SatSapiente #41
Går inte turbinbladen att plocka bort, man är ju bara intresserad av svängmassan hos turbinaxeln?
#41 ”270 gr ånga”
De kyls således av ånga 270 °C i första steget. Därefter blir det kallare.
Vakuum skulle kanske kunna fungera, men att skapa och vidmakthålla så högt vakuum som behövs blir svårt. Det blir alltid en restgas kvar och man måste se till att friktionsvärmen leds bort. Hur? Det går inte att kyla med vakuum. Turbinen får inte göra nämnvärt motstånd och förbruka energi (not).
Bästa lösning blir nog att montera bort turbinen och ersätta den med ett svänghjul. Jag tror att man gjorde så i Slite.
När jag var på Mälarenergi och vi stängde av kraftvärmen på sommaren blev vi tvungna att låta generator och turbin rotera långsamt för att inte axeln skulle krokna. Om vi använde väte eller helium för att kyla turbinen, som behövde kylas trots att rotationen var låg, minns jag inte.
Hur gör man med kärnkraftverkens turbiner när de ställs av några veckor?
(not) Nu ger jag mig ut och famlar i min okunskap (elektronik, datorer och numera även klimatfrågor har blivit min spetskompetens), men jag tror att man får samma tryckskillnad i turbinen vid vakuumdrift som verklig drift men vid en mycket lägre nivå. Någon som vet?
#42,43
Att ha enbart turbinaxeln och generatorrotorn kvar ger inte mycket till svängmassa och skulle förstöra hela idén. Man vill ha massan långt ut från rotationscentrum.
Att ersätta turbinaxeln med ett (stort) svänghjul punkterar också hela idén med att man snabbt skulle kunna använda ”det man har på plats” för att tillföra svängmassa och synkronkompensation till nätet.
Turbinerna är uppbyggda med fasta ledskenor mellan de olika turbinsektionerna. Det går att demontera dessa och på så vis låta turbinbladen rotera fritt i turbinhusen, vilket skulle minska ev turbulens vid rotationen.
Efter högtrycksturbinen höjer man temperaturen på ångan i mellanöverhettare innan den förs till lågtrycksturbinerna, så så mycket kallare är inte ångan till dessa.
Turbinhusen är mycket täta, man har nästintill vakuum på kondensorsidan vid drift, att få till ett acceptabelt vakuum borde inte vara svårt.
Ja, turbinaxeln kroknar om den står still i samma läge under längre tid.
Det finns motorer för att sakta snurra hela axeln (baxning) vid stillestånd för att förhindra detta.
SVK:s: Regeringsuppdrag
”På denna sida anges de regeringsuppdrag som redovisas vid ett separat tillfälle till regeringen, vid sidan av årsredovisningen.”
https://www.svk.se/om-oss/verksamhet/vara-regeringsuppdrag/
Genomförda regeringsuppdrag
https://www.svk.se/om-oss/verksamhet/vara-regeringsuppdrag/genomforda-regeringsuppdrag/
Mvh,
Riksrevisionen granskar statens roll i utvecklingen av elsystemet
14 OKTOBER 2022
”Elsystemet är en av samhällets grundläggande funktioner. På senare år har det visat tecken på att vara mindre robust än tidigare, vilket bland annat har lett till höga priser och ökad risk för avstängning av elkonsumenter. Riksrevisionen genomför nu en granskning av statens roll i utvecklingen av elsystemet.”
”Resultatet från granskningen kommer att sammanställas i en rapport med planerad publicering i september 2023.”
https://www.riksrevisionen.se/om-riksrevisionen/kommunikation-och-media/nyhetsarkiv/2022-10-14-riksrevisionen-granskar-statens-roll-i-utvecklingen-av-elsystemet.html
Mvh,
Vid stängning/nedläggning av kärnkraftverk ändras kraftsystemets förutsättningar och systemtjänster som kärnkraften ger kraftsystemet försvinner.
Har varit kritisk till att inte någon/några av de stängda kärnkraftverkens generatorer gjorts om och användas som synkronkompensator (er). Då skulle det/de gamla kärnkraftverkets (ens) generator(er) och eventuella turbinsträng (ar) bidra med svängmassa samtidigt som det/de hjälper till med den reaktiva effektbalansen. Exempel på ett stängt kärnkraftverk som fungerar som synkronkompensator är Biblis A i Tyskland. Dess synkronkompensator kan producera 900 MVAr och konsumera 400 MVAr och hjälper till med spänningshållningen i systemet. Resultatet visar att även stängda kärnkraftverk kan ha en stor betydelse för elkraftsystemets stabilitet. Tillgången till denna systemtjänst, vad jag kunnat utröna, verkar i nuläget inte alls beaktats.
Mvh,
#44 SS ”nästintill vakuum på kondensorsidan”
Det är nog en överdrift. Då skulle gashastigheten bli stor och ljudhastigheten vill man ju inte passera. Vad har utgaserna för temperatur? Det ger en indikation på trycket och gashastigheten.
Materials for Energy Storage and Conversion A European Call for Action
Berlin 2023
Key facts, utdrag översatt till svenska:
Som en del av REPowerEU-planen siktar EU på att få över 320 GW solcellsenergi online till 2025 och nästan 600 GW till 2030.
Batterier förväntas nå en produktion på 965 GWh i Europa år 2030. Mineralefterfrågan på batterilagringsrelaterade material kommer att öka drastiskt till 2040 jämfört med 2020. För mangan, nickel, kobolt, grafit och litium varierar de beräknade uppskattningarna mellan 7 och 40 gånger 2020 års efterfrågan till 2040 världen över.
Återvinning av batterimaterial skulle kunna stå för mellan 45 och 77 procent av EU:s försörjning år 2050.
REPowerEU-programmet syftar till att fördubbla EU:s 2030 inhemska förnybara väteproduktionsmål till 10 miljoner ton, vilket kräver i regionen 80 GW elektrolys, med ytterligare 10 miljoner ton i import.
REPowerEU siktar på att öka 480 GW-målet för vindkraftsutbyggnad med 20 procent till 2030 – satt i Fit For 55-paketet för totalt nästan 600 GW.
Lagen om kritiska råvaror föreslog regleringsriktmärken för inhemsk kapacitet till 2030: minst 10 % av EU:s årliga förbrukning för utvinning; minst 40 % av EU:s årliga förbrukning för bearbetning; minst 15 % av EU:s årliga förbrukning för återvinning; inte mer än 65 % av EU:s årliga konsumtion från ett enda tredje land
https://eitrawmaterials.eu/wp-content/uploads/2023/05/FINAL-ERMA-Cluster-2-DIGITAL.pdf
PS: Om batterier ska ersätta olja, då är det bättre att vi börjar tänka STORT. ”Net-zero” behöver 300 TWh batterier, laddade t.ex. med 500 miljoner ton katodmaterial.
Våra politiker och beslutsfattare är bedrövligt okunniga om denna verklighet!!
Mvh,
#48 L Cornell
Data för de nedlagda Barsebäcksverken:
https://www.uniper.energy/sv/sverige/kraftverk-i-sverige/barseback/om-barseback/fakta-om-barseback
Tryck/temperatur före lågtrycksturbin MPa/°C 0.62/256°C
Tryck/temperatur i kondensor MPa/ °C 0.043/30°C
OK, inte vakuum på kondensorsidan, men under atmosfärstryck.
Det står också att generatorernas rotorer kyldes med vatten, det måste vara en felskrivning.
B1, B2 och O2 kallades för trillingarna och var nära nog identiskt uppbyggda.
Jag vet att O2’s generatorrotor kyldes med vätgas. Det är en ingenjörsteknisk utmaning (milt sagt) att vattenkyla en generatorrotor som snurrar med 3000 r/m. Även om varvtalet är 1500 r/m (O3 och F3), så sker rotorkylningen med vätgas.