En gigawatt - en milliard watt. Det er ganske heftig, å slippe rett ut i omgivelsene
Ein gigawatt er ingen energi - kun effekt , men det er nok mange kWh akkumulert i eit slik anlegg ja.
Det er ikkje varmekraftverk som i utgangspunktet produserer med negativ pris; det er vindturbiner og til ein viss grad vannkraftverk. Vannkraftverk for å holde konsesjonsvilkår om damfylling, flomsikring og minimumsføring i elever. Vindturbiner mottar i mange tilfelle subsidier og da kan dei produsere med overskudd sjølv om salgsprisen er negativ. Varmekraftverk er som nevnt over trege å regulere, det kan fleire dager å starte om ein stopper et slikt anlegg, da kan det være billigere å produsere med negativ pris i perioder enn å stoppe/starte.
Mye interessant ovenfor. Jeg prøver meg på en mer praktisk forklaring for dem som er interessert
Enkelt forklart styres aktiv effekt fra hver bidragsyter (kraftverk) ved å justere settpunktet for frekvensen den prøver å levere.
La oss bruke et vannkraftverk som eksempel. Det ønskes å starte opp og kople kraftverket til nettet. Operatøren åpner ventilen og slipper vann inn på turbinen slik at generatoren spinner opp. Turbinregulatoren settes til 50 Hz. Når generatoren oppnår denne hastigheten kan man synkronisere den inn mot nettet. Dette gjøres ved å justere farten ørlite grann opp og ned, slik at man på et punkt er synkron med alle tre fasene på nettet. Da lukker hovedbryteren mot nettet og generatoren er tilgjengelig.
Nå leverer generatoren 0 kW. Den spinner bare parallelt med nettet uten å bidra med eller absorbere effekt. For å levere effekt må operatøren gi turbinregulatoren et nytt settpunkt å jobbe mot. Dette kan feks være 50,2 Hz (dette avhenger helt av innstillingene til hver enkelt regulator). Turbinregulatoren prøver å oppnå dette ved å åpne for mer vann i et forsøk på å akselerere generatoren opp til den høyere hastigheten.
"Problemet" er at nettet holder igjen generatoren, så den klarer ikke å øke farten. Resultatet blir i stedet at generatoren leverer effekt ut på nettet.
Merk at i praksis må kraftverket regulere på to variabler, både frekvens (turbinregulatoren) og spenning (generatorens spenningsregulator, AVR). Spenning styrer reaktiv effekt. Jeg forenklet dette bort i dette eksempelet.
Nettfrekvensen er et mål på om det er overskudd eller underskudd av energi i nettet, og overvåkes i sanntid av nettoperatørene. Om mange nok leverer inn på nettet vil dette å øke nettfrekvensen, og nettoperatørene må kontakte kraftverkene og be dem redusere produksjon. Om ikke det gjøres vil nettfrekvensen fortsette å øke og utkoblinger kan måtte bli gjort.
Tilsvarende, om forbruket øker (feks fordi det blir morgen), vil nettfrekvensen synke. Nettoperatøren må nå kontakte kraftverkene og be dem øke produksjon (i praksis har man naturligvis lært seg typiske dagsvariasjoner og planlagt produksjon deretter).
På akkurat samme måte styres også eksport/import. For å eksportere fra Norge til Sverige må man prøve å dra nettfrekvensen opp her (øke produksjon), mens svenske kraftverk må redusere nettfrekvensen. Når dette har blitt stabilt vil det da flyte effekt inn i Sverige.
Om man da tenker seg at all forbindelse mellom landene forsvinner øyeblikkelig (og at ingen av landene er koblet til andre nett som kan stabilisere), blir det problemer. Vi vil få forhøyet nettfrekvens og utkobling av kraftverk, mens det blir utkobling av forbrukere i Sverige for å redusere last og prøve å berge kraftverkene.
Når det gjelder negativ strømpris er dette et fenomen som bare pågår i kort tid. Det kan for eksempel være fordi det er enklere for kraftprodusenten å kjøpe seg noen få timer "fri" (negativ strømpris er aldri særlig høy i negativ retning) fremfor å avslutte produksjon. Kanskje tar det lang tid å komme i gang igjen, slik at man taper leveringsdyktighet om det plutselig oppstår et stort lastbehov.
Våre vannkraftverk er veldig enkle å regulere (justere vannventilen), så vi kan derfor enkelt tilby tjenester, feks til UK, som å absorbere vindkraft inn i vårt kraftnett (ved at vi prøver å dra ned frekvensen her, men blir holdt igjen av kabelen til UK). Dette får vi da altså betalt ørlite grann for.
For ordens skyld: når jeg sier dra opp og ned nettfrekvens er dette svært rolige og små endringer. En redusert nettfrekvens her (for å absorbere effekt) kan feks være 49,95 Hz i noen timer. Da må det senere kompenseres med å kjøre for fort så man tar igjen "tiden". En veggklokke som utelukkende baserer seg på nettfrekvens for å vise tid vil derfor vise ganske så riktig over tid
Nettfrekvensen er et mål på om det er overskudd eller underskudd av energi i nettet, og overvåkes i sanntid av nettoperatørene. Om mange nok leverer inn på nettet vil dette å øke nettfrekvensen, og nettoperatørene må kontakte kraftverkene og be dem redusere produksjon. Om ikke det gjøres vil nettfrekvensen fortsette å øke og utkoblinger kan måtte bli gjort.
Spørsmål om utdyping av dette:
Så vidt jeg har forstått, med utgangspunkt i NordPool, vil kraftprodusentene hver morgen legge inn et tilbud på levering av en viss energimengde for hver klokketime påfølgende dag - både mengde og pris. Utpå formiddagen gjøres en sentral utregning av hva prisen skal være. Det er greit å forstå hvis summen av alle tilbudene er eksakt lik med det som blir det faktiske forbruket neste døgn.
Men hva skjer om vi f.eks. får en brå, uventet kuldebølge, som gjør at forbruket øker til betydelig over det som var antatt da tilbudene ble levert inn dagen i forveien? Står noen leverandører (f.eks. norske vannkraftverk) klar til å si: 'Vi kan godt levere mer enn det vi hadde tilbudt!'? Hva får de betalt for dette - bare det som er den beregnede spotprisen den timen, eller blir de kompensert for å stå på 'beredskapsvakt'?
Det gjelder andre veiene også: Hvis vi får en brå, uventet varmebølge. slik at forbruket blir vesentlig lavere enn summen av tilbud dagen i forveien, hvordan handterer man da den strømmen som forbrukerne ikke kjøper? Er det også her en 'beredskapsvakt' av lett regulerbare kraftverk (vann, gass), som tar på seg belastningen ved å skru ned produksjonen? I så fall taper de jo omsetning, taper penger. Eller får de betalt for alt de tilbød, selv om det viste seg å ikke være behov for energien? Hvor hentes i så fall disse pengene fra, når ikke forbrukerne kjøper strømmen?
Selv uten uventede varme/kuldebølger: Hvis de tilbudene energileverandørene legger inn tilsammen utgjør et mye større volum enn det som er behovet, hvordan fordeles reduksjonen i produksjonen mellom de ulike leverandørene? Eller hvis leverandørene bare melder inn tilbud som summerer opp til f.eks. 80% av behovet, kan da noen produsenter 'tvinges' til å produsere mer enn de ønsker, mer enn de tilbød seg i budrunden? Antagelig vil spotprisen bli skyhøy hvis det er for lite strøm i markedet, men høy pris er ingen garanti for (tilstrekkelig) lavere forbruk. (Det er i høst empirisk vist at store kundegrupper essensielt betaler skyhøye beløp for et tilnærmet uforandret volum, framfor å bruke samme beløp som før, men på en mindre mengde.)
Dette er en blanding av tekniske sider - hvilke produsenter får levere ekstra, eller må strupe produksjonen, i forhold til tilbudet - og økomomiske sider: Hva får de kompensert for å være tilpasnings-villige? Når budrunden for neste dag er fullført, hvem er det da som tar beslutningene om hvem som skal tilpasse seg?
Nettfrekvensen er et mål på om det er overskudd eller underskudd av energi i nettet, og overvåkes i sanntid av nettoperatørene. Om mange nok leverer inn på nettet vil dette å øke nettfrekvensen, og nettoperatørene må kontakte kraftverkene og be dem redusere produksjon. Om ikke det gjøres vil nettfrekvensen fortsette å øke og utkoblinger kan måtte bli gjort.
Spørsmål om utdyping av dette:
Så vidt jeg har forstått, med utgangspunkt i NordPool, vil kraftprodusentene hver morgen legge inn et tilbud på levering av en viss energimengde for hver klokketime påfølgende dag - både mengde og pris. Utpå formiddagen gjøres en sentral utregning av hva prisen skal være. Det er greit å forstå hvis summen av alle tilbudene er eksakt lik med det som blir det faktiske forbruket neste døgn.
Men hva skjer om vi f.eks. får en brå, uventet kuldebølge, som gjør at forbruket øker til betydelig over det som var antatt da tilbudene ble levert inn dagen i forveien? Står noen leverandører (f.eks. norske vannkraftverk) klar til å si: 'Vi kan godt levere mer enn det vi hadde tilbudt!'? Hva får de betalt for dette - bare det som er den beregnede spotprisen den timen, eller blir de kompensert for å stå på 'beredskapsvakt'?
Det gjelder andre veiene også: Hvis vi får en brå, uventet varmebølge. slik at forbruket blir vesentlig lavere enn summen av tilbud dagen i forveien, hvordan handterer man da den strømmen som forbrukerne ikke kjøper? Er det også her en 'beredskapsvakt' av lett regulerbare kraftverk (vann, gass), som tar på seg belastningen ved å skru ned produksjonen? I så fall taper de jo omsetning, taper penger. Eller får de betalt for alt de tilbød, selv om det viste seg å ikke være behov for energien? Hvor hentes i så fall disse pengene fra, når ikke forbrukerne kjøper strømmen?
Selv uten uventede varme/kuldebølger: Hvis de tilbudene energileverandørene legger inn tilsammen utgjør et mye større volum enn det som er behovet, hvordan fordeles reduksjonen i produksjonen mellom de ulike leverandørene? Eller hvis leverandørene bare melder inn tilbud som summerer opp til f.eks. 80% av behovet, kan da noen produsenter 'tvinges' til å produsere mer enn de ønsker, mer enn de tilbød seg i budrunden? Antagelig vil spotprisen bli skyhøy hvis det er for lite strøm i markedet, men høy pris er ingen garanti for (tilstrekkelig) lavere forbruk. (Det er i høst empirisk vist at store kundegrupper essensielt betaler skyhøye beløp for et tilnærmet uforandret volum, framfor å bruke samme beløp som før, men på en mindre mengde.)
Dette er en blanding av tekniske sider - hvilke produsenter får levere ekstra, eller må strupe produksjonen, i forhold til tilbudet - og økomomiske sider: Hva får de kompensert for å være tilpasnings-villige? Når budrunden for neste dag er fullført, hvem er det da som tar beslutningene om hvem som skal tilpasse seg?
Med bare en kjapp skumming gjennom drøyt hundre sider kan jeg ikke garantere at rapporten gir svar på alt jeg lurer på, men det er ihvertfall masse nyttig informasjon her som jeg tror mange aktive debattanter kunne ha god nytte av å se på. Rapporten er noen år gammel, men tar utgangspunkt i en krise som ikke er helt ubeslektet med den som rammer Østlandet i høst. Det kan være mye interessant saksinformasjon å plukke opp. Selv etter bare en kjapp gjennomgang, våger jeg å si: Anbefales!
Eg synes den var intressant den den viser tankene bak kraftsystemet og utbygginga av det både i forhold til prisreguslering/markedpasser samt driftssikkerhet. Nå er den skrive før Acer, så det er nok ikkje alt som up-to-date, og nodemodellen for prising som her er foreslått vart det ikkje gjort noko med.
Ein gigawatt er ingen energi - kun effekt
Det er ikkje varmekraftverk som i utgangspunktet produserer med negativ pris; det er vindturbiner og til ein viss grad vannkraftverk.
Vannkraftverk for å holde konsesjonsvilkår om damfylling, flomsikring og minimumsføring i elever.
Vindturbiner mottar i mange tilfelle subsidier og da kan dei produsere med overskudd sjølv om salgsprisen er negativ.
Varmekraftverk er som nevnt over trege å regulere, det kan fleire dager å starte om ein stopper et slikt anlegg, da kan det være billigere å produsere med negativ pris i perioder enn å stoppe/starte.
Problemstillingen er: hvordan styres fysisk nettet, hva endrer operatøren slik strøm flyter fra Sverige til Norge eller vice versa?
Enkelt forklart styres aktiv effekt fra hver bidragsyter (kraftverk) ved å justere settpunktet for frekvensen den prøver å levere.
La oss bruke et vannkraftverk som eksempel.
Det ønskes å starte opp og kople kraftverket til nettet. Operatøren åpner ventilen og slipper vann inn på turbinen slik at generatoren spinner opp. Turbinregulatoren settes til 50 Hz. Når generatoren oppnår denne hastigheten kan man synkronisere den inn mot nettet. Dette gjøres ved å justere farten ørlite grann opp og ned, slik at man på et punkt er synkron med alle tre fasene på nettet. Da lukker hovedbryteren mot nettet og generatoren er tilgjengelig.
Nå leverer generatoren 0 kW. Den spinner bare parallelt med nettet uten å bidra med eller absorbere effekt. For å levere effekt må operatøren gi turbinregulatoren et nytt settpunkt å jobbe mot. Dette kan feks være 50,2 Hz (dette avhenger helt av innstillingene til hver enkelt regulator). Turbinregulatoren prøver å oppnå dette ved å åpne for mer vann i et forsøk på å akselerere generatoren opp til den høyere hastigheten.
"Problemet" er at nettet holder igjen generatoren, så den klarer ikke å øke farten. Resultatet blir i stedet at generatoren leverer effekt ut på nettet.
Merk at i praksis må kraftverket regulere på to variabler, både frekvens (turbinregulatoren) og spenning (generatorens spenningsregulator, AVR). Spenning styrer reaktiv effekt. Jeg forenklet dette bort i dette eksempelet.
Nettfrekvensen er et mål på om det er overskudd eller underskudd av energi i nettet, og overvåkes i sanntid av nettoperatørene. Om mange nok leverer inn på nettet vil dette å øke nettfrekvensen, og nettoperatørene må kontakte kraftverkene og be dem redusere produksjon. Om ikke det gjøres vil nettfrekvensen fortsette å øke og utkoblinger kan måtte bli gjort.
Tilsvarende, om forbruket øker (feks fordi det blir morgen), vil nettfrekvensen synke. Nettoperatøren må nå kontakte kraftverkene og be dem øke produksjon (i praksis har man naturligvis lært seg typiske dagsvariasjoner og planlagt produksjon deretter).
På akkurat samme måte styres også eksport/import. For å eksportere fra Norge til Sverige må man prøve å dra nettfrekvensen opp her (øke produksjon), mens svenske kraftverk må redusere nettfrekvensen. Når dette har blitt stabilt vil det da flyte effekt inn i Sverige.
Om man da tenker seg at all forbindelse mellom landene forsvinner øyeblikkelig (og at ingen av landene er koblet til andre nett som kan stabilisere), blir det problemer. Vi vil få forhøyet nettfrekvens og utkobling av kraftverk, mens det blir utkobling av forbrukere i Sverige for å redusere last og prøve å berge kraftverkene.
Våre vannkraftverk er veldig enkle å regulere (justere vannventilen), så vi kan derfor enkelt tilby tjenester, feks til UK, som å absorbere vindkraft inn i vårt kraftnett (ved at vi prøver å dra ned frekvensen her, men blir holdt igjen av kabelen til UK). Dette får vi da altså betalt ørlite grann for.
For ordens skyld: når jeg sier dra opp og ned nettfrekvens er dette svært rolige og små endringer. En redusert nettfrekvens her (for å absorbere effekt) kan feks være 49,95 Hz i noen timer. Da må det senere kompenseres med å kjøre for fort så man tar igjen "tiden". En veggklokke som utelukkende baserer seg på nettfrekvens for å vise tid vil derfor vise ganske så riktig over tid
Spørsmål om utdyping av dette:
Så vidt jeg har forstått, med utgangspunkt i NordPool, vil kraftprodusentene hver morgen legge inn et tilbud på levering av en viss energimengde for hver klokketime påfølgende dag - både mengde og pris. Utpå formiddagen gjøres en sentral utregning av hva prisen skal være. Det er greit å forstå hvis summen av alle tilbudene er eksakt lik med det som blir det faktiske forbruket neste døgn.
Men hva skjer om vi f.eks. får en brå, uventet kuldebølge, som gjør at forbruket øker til betydelig over det som var antatt da tilbudene ble levert inn dagen i forveien? Står noen leverandører (f.eks. norske vannkraftverk) klar til å si: 'Vi kan godt levere mer enn det vi hadde tilbudt!'? Hva får de betalt for dette - bare det som er den beregnede spotprisen den timen, eller blir de kompensert for å stå på 'beredskapsvakt'?
Det gjelder andre veiene også: Hvis vi får en brå, uventet varmebølge. slik at forbruket blir vesentlig lavere enn summen av tilbud dagen i forveien, hvordan handterer man da den strømmen som forbrukerne ikke kjøper? Er det også her en 'beredskapsvakt' av lett regulerbare kraftverk (vann, gass), som tar på seg belastningen ved å skru ned produksjonen? I så fall taper de jo omsetning, taper penger. Eller får de betalt for alt de tilbød, selv om det viste seg å ikke være behov for energien? Hvor hentes i så fall disse pengene fra, når ikke forbrukerne kjøper strømmen?
Selv uten uventede varme/kuldebølger: Hvis de tilbudene energileverandørene legger inn tilsammen utgjør et mye større volum enn det som er behovet, hvordan fordeles reduksjonen i produksjonen mellom de ulike leverandørene? Eller hvis leverandørene bare melder inn tilbud som summerer opp til f.eks. 80% av behovet, kan da noen produsenter 'tvinges' til å produsere mer enn de ønsker, mer enn de tilbød seg i budrunden? Antagelig vil spotprisen bli skyhøy hvis det er for lite strøm i markedet, men høy pris er ingen garanti for (tilstrekkelig) lavere forbruk. (Det er i høst empirisk vist at store kundegrupper essensielt betaler skyhøye beløp for et tilnærmet uforandret volum, framfor å bruke samme beløp som før, men på en mindre mengde.)
Dette er en blanding av tekniske sider - hvilke produsenter får levere ekstra, eller må strupe produksjonen, i forhold til tilbudet - og økomomiske sider: Hva får de kompensert for å være tilpasnings-villige? Når budrunden for neste dag er fullført, hvem er det da som tar beslutningene om hvem som skal tilpasse seg?
Det var svar til KjellG.
Norsk sluttstrøm...
Spøk til side; Reservekraft.
Ei grei forklaring her:
https://www.regjeringen.no/globalassets/upload/oed/rapporter/2010_1130_flere_og_riktigere_priser_et_mer_effektivt_kraftsystem.pdf
Takk for linken!