Raskt frekvensfall ved britisk strømutfall avslører svakhet ved fremtidens strømnett

Fredag den 9. august klokken 16:52 slo et lyn ned i en overføringslinje nord for London og satte i gang i en kaskade av uventede hendelser som skapte store ødeleggelser i det britiske strømnettet.

Mer enn én million strømkunder var uten strøm i opp mot tre kvarter, og tusenvis av togpassasjerer fikk spolert fredagsplanene av rundt 60 døde togsett som førte til 371 avlyste avganger og mer enn 800 forsinkelser på tognettet i og omkring London.

Den endelige tekniske rapporten om årsakene til bruddet kom ut 6. september, og er utarbeidet av den britiske el-TSO, National Grid ESO. På bakgrunn av denne rapporten og andre offentlig tilgjengelige opplysninger om strømutfallet, har en dansk konsulent og veteran innen nettdrift, Paul-Frederik Bach, utarbeidet sin egen analyse av hendelsesforløpet.

Strømbruddet er interessant – også sett i skandinavisk perspektiv – fordi det blottlegger en innebygd svakhet ved den generelle retningen strømsystemet beveger seg i. I takt med at produksjonen går fra å være basert på store sentrale kraftverk med tunge, roterende generatorer til elektronisk styrt fornybar energi, mister vi nemlig tregheten (inertien) fra den samlede rotasjonsmassen i strømsystemet; noe som i gamle dager ville ha støttet opp under frekvensen i tilfelle av strømutfall.

Det var nettopp et raskt frekvensfall som ga britene problemer, og i Danmark jobber Energinet derfor også med å bygge opp en ny kapasitet av lynrask «frekvensreserve» som skal bestå av elektronisk styrte energikilder som kan starte opp og simulere en roterende generator i situasjoner med lav treghet i systemet.

Vi kommer tilbake til hvordan Energinet arbeider fremtidsrettet med frekvensutfordringene i Danmark. Først ser vi på Paul-Frederik Bachs analyse for å finne ut hva som egentlig skjedde i Storbritannia den 9. august.

Lyn satte vindmøllepark ut av drift

Han peker på særlig fire viktige hendelser som på kort tid eskalerte den relativt enkle forstyrrelsen et lynnedslag burde være, til å bli et omfattende kaos.

Problemene begynte ifølge National Grids rapport hos Ørsteds enorme Hornsea-havmøllepark, som opplevede svingninger i spenningen på opptil cirka 8 Hz da lynnedslaget forplantet seg i strømnettet, og som mot forventning ikke ble dempet av vindparkens reguleringsmekanismer.

– Lynnedslaget gir en spenningsforstyrrelse som gir noen svingninger i produksjonen ute på havmølleparken. Disse svingningene forblir udempede, og når så strømmen blir for sterk, er det et overstrømsrelé som kobler ut møllene – akkurat slik det skal, forklarer Paul-Frederik Bach.

Årsaken til den manglende dempningen av svingninger var en programvarefeil på parkens Siemens Gamesa 7 MW-møller, som Ørsted i samarbeid med leverandøren løste dagen etter strømutfallet. Men den 9. august førte de små svingningene altså til et øyeblikkelig effekttap av 737 MW til nettet.

– Jeg synes det er ganske interessant, for det viser hvor vanskelig det er å lage disse avanserte reguleringsmekanismene. Så får man bare håpe at de har fått rettet opp dette korrekt, for et slikt problem kan jo bli gjentatt på hundrevis av vindmøller alle steder. Siemens bruker jo tilsvarende programvare på alle møllene sine, sier Paul-Frederik Bach.

Ukjent årsak stengte ned gasskraftverk

Men her stoppet som kjent ikke problemene. Også det gassfyrte kraftverket Little Barfod, som ligger vest for Cambridge, reduserte plutselig produksjonen voldsomt i sekundene etter lynnedslaget, fordi kraftverkets dampturbiner koblet ut av hittil ikke klarlagte årsaker. Med dampturbinen mistet nettet øyeblikkelig ytterligere 244 MW.

Det plutselige effekttapet sendte frekvensen ut i et raskt fall ned til 49,1 Hz, og de samlede britiske reservene på 1000 MW begynte å jobbe for å stabilisere frekvensen.

Men så koblet også den ene av Little Barfods to gassturbiner ut, og deretter ble den andre manuelt stengt ned av personalet på kraftverket. Feilene på Little Barfod medførte i alt et effekttap på 641 MW.

Desentrale verk koblet ut

Og det raske fallet i frekvensen ga ytterligere problemer i distribusjonsnettet, som er Paul-Frederik Bachs tredje punkt:

Releene på de desentrale kraftverkene har nemlig lavere smerteterskler for hvor raskt frekvensen må endres – den såkalte RoCoF-verdien (rate of change of frequency).

– I takt med at man tar store sentrale kraftverk ut av drift og erstatter dem med vindmøller, vokser denne RoCoF. Det kan være et problem for de mindre enhetene som er innstilt med en lavere smerteterskel enn de store verkene, sier Paul-Frederik Bach.

De desentrale kraftverkene har også lave terskler for hvor stor den såkalte spenningsvektoren får lov til å bli. Vektoren er et uttrykk for en forskjell i spenningsvinkelen mellom de synkrone generatorene i nettet.

– Hvis vinkelen et sted endrer seg for raskt, så har det skjedd noe drastisk, og det gir kraftige mekaniske påvirkninger i generatoren. For å beskytte generatoren mot havari, kobler man den ut, og der har man dermed i dette tilfellet satt grensen ved en vektorendring på 6 grader, sier Paul-Frederik Bach.

Begge disse relativt lave tersklene ble sannsynligvis overskredet flere steder i distribusjonsnettet, noe som medførte at ytterligere 500 MW produksjonskapasitet koblet ut. I alt mistet 1,1 millioner husstander strømmen.

Det fjerde og siste punktet er litt adskilt fra nettproblemene, men er likevel fremdeles vesentlig. Punktet omhandler de 60 togsettene som automatisk stoppet seg selv da frekvensen på kjøreledningen kom under 49 Hz.

Paul-Frederik Bach påpeker at dette egentlig ikke burde ikke dette ha skjedd, siden leverandøren av togene, Siemens, har spesifisert at togene kunne fortsette med å operere helt ned til frekvenser ved 48,5 Hz. En undersøkelse av hvorfor togene reagerte som de gjorde, pågår derfor akkurat nå.

Energinet er klar over problemet

I Danmark har Energinet fulgt nøye med på de erfaringene man har gjort seg i Storbritannia, og er veldig bevisste på at raske frekvensfall vil bli mer utbredt ved fremtidige strømutfall.

– Det er logisk at når man får mindre treghet i systemet, må det et mindre utfall til for å påvirke frekvensen, konstaterer Klaus Winther, som er områdeleder for Elsystemdrift i Energinet.

Han forklarer at de spesifikke utfordringene i Danmark er forskjellige avhengig av geografien.

– I Danmark har vi to synkrone områder med litt forskjellige utfordringer. I Vest-Danmark, som er koblet sammen med hele kontinentet, ser det både på kort og mellomlang sikt fornuftig ut med mengden av roterende masse, sier han:

– I Norden opplever vi til gjengjeld i visse driftssituasjoner å ha lav treghet. Det følger vi løpende i de nordiske kontrollsentrene via en kontrollalgoritme, som hele tiden regner på hvor mye inerti det er i systemet, sier han.

Klaus Winther forklarer at man har testet robustheten til modellen i driften ved blant annet å stenge av Storebæltskabelen i en situasjon hvor det nordiske nettet hadde lav treghet.

– Det vi konkret gjorde, var å kjøre Storebæltskabelen fra 600 MW til null mer eller mindre momentant, og så fulgte vi med på hva som skjedde med frekvensen. Resultatet var at modellen treffer temmelig nøyaktig, sier han.

Kunstig treghet skal hjelpe nettet framover

Han forklarer at Energinet har flere verktøy til å holde frekvensen stabil. Ett av dem er naturligvis å holde større roterende kraftverk i gang – i Norden er det mest opplagt å gjøre det med vannkraft, men det kan i prinsippet være enhver form for kontinuerlig kjørende verk.

– En annen vei å gå, er å se på hva den verste hendelsen i systemet akkurat nå ville være, og deretter gå inn og begrense den. Hvis den største enheten i Norden for eksempel er et kjernekraftverk på 1400 MW, kunne man i de timene hvor tregheten er lavest, beordre kraftverket til å kjøre med 1000 MW, for det vet vi at vi kan håndtere uten at frekvensen avviker for mye, forklarer Klaus Winther.

Til slutt er det den tredje og mer langsiktig løsning på frekvensproblemene:

– Den siste muligheten er et nytt produkt vi er i ferd med å utvikle, som vi kaller «fast frequency reserves» – av noen kalt «kunstig inerti». Det kan være produksjonsanlegg som kan reagere veldig, veldig raskt som for eksempel solanlegg, vindmøller og batterier eller redusering av forbruket, og som samlet forsøker å etterligne hvordan et roterende anlegg ville ha reagert, forteller Klaus Winther.

Akkurat nå er man hos Energinet – sammen med de øvrige nordiske systemansvarlige nettselskapene – i gang med å utvikle et marked for den hurtigreagerende frekvensresponsen som skal bestå av de balanseansvarlige aktørene som allerede finnes. Nettoperatøren er i samarbeid med disse aktørene i gang med å finne en balanse mellom hva nettet vil kreve, og hvilken kapasitet som kan leveres. Energinet har heller ikke bestemt seg for om det skal være et dagsmarked som man melder inn på, eller om det kan kjøres med litt lavere frekvens.

– Vi kjører dette prosjektet med å få denne kunstige inertien markedstilpasset for at det kan bli et produkt som vi kan gå ut og kjøpe. Det mener vi er den samfunnsøkonomisk mest optimale veien å gå. Det er veldig dyrt å beordre kraftverkene til å holde seg kjørende, og det passer jo heller ikke inn i den langsiktige planen om å redusere CO₂-utslippene, sier Klaus Winther.

Denne artikkelen ble først publisert på Ing.dk.