Thread by @mLundback

Det här med att dimensionera ett kraftsystem för att vara tillräckligt säkert verkar intressera många. Jag tänkte göra ett försök att förenkla och förklara hur risker i kraftsystem kravställs och hanteras utifrån mina erfarenheter! #varninglångtråd

Att kunna sin riskhantering och sin fysik är helt avgörande för att kunna föreslå verkningsfulla åtgärder. Ett kraftsystem ska dimensioneras för att klara av alla typer av felfall och tillstånd där det mest omfattande och komplexa är väpnat angrepp - typfall 4.

Olika konsekvenser accepteras beroende på hur ofta ett fel uppstår. Detta är för att det vare sig är ekonomiskt eller praktiskt möjligt att bygga ett kraftsystem som alltid kan leverera el till alla som behöver det under alla möjliga förhållanden.

Hur dimensioneringen av vad ett kraftsystem ska klara av avgörs via riskanalyser och lagstadgade krav. Vanliga felfall som sker med en viss frekvens ska kunna hanteras utan att kraftsystemet lämnar normaldrift - detta brukar kallas N-1-felfall.

Felfallen är dimensionerande för hur stödtjänster tex mFFR och FCR-D är utformade och avgör hur stor volym av stödtjänster som behöver upphandlas. eepublicdownloads.entsoe.eu/clean-document…

Vad är då ett n-1? Det rör sig om ledningar, nätkomponenter, produktionsanläggningar och även förbrukning -kort och gott alla delar som är anslutna till kraftsystemet. Vad är det då som avgör om man lämnar normaldrift? Ja det är bland annat driftgränser för Hz, kV och MW (A)

Mer ovanliga felfall tillåts ha höger konsekvenser, till exempel att kraftsystemet hamnar i nöddrift, om de kan påvisas inte ske alltför ofta. Då är det tex ok att använda förbrukningsfrånkoppling eller ö-drift under så svåra förhållanden.

Men elförsörjningen får fortfarande inte gå ner och samhällsviktig verksamhet ska fortsatt kunna verka! Den som vill djupdyka i metoden som används kan läsa mer om driftsäkerhetsanalyser som gäller för alla länder inom EU i länken ovan.

Dessa händelser är sådant som kraftsystemet själv kan få problem med - men det finns även andra händelser som påverkar kraftsystemet, tex svåra kriser. Regleras via riskberedskapsförordningen för elsektorn. svk.se/aktorsportalen… Även delar av totalförsvarsaspekter ska med.

När riskerna är identifierade ska åtgärder vidtas - åtgärder ska finnas i varje systemdrifttillstånd för att upprätthålla risknivån och säkerställa att systemet är kvar i normaldrift eller kan tas tillbaka till normaldrift. Se exempel i bild nedan.

Det som visar sig nu i kraftsystemet, och som även visade sig i somras, är att marginalerna för att hantera ett så kallat vanligt felfall blir mindre och mindre för att antal verktyg att hantera driften av kraftsystemet i södra Sverige blir färre när kärnkraften läggs ner.

Problemet med minskade marginaler och färre prod (kärnkraften) i söder är att antal timmarna då det blir svårare att upprätthålla normaldrift med hög överföringsförmåga ökar eftersom det finns färre kvarvarande producenter i just söder som bidrar till driftsäk under årets alla h.

Kraftproducenter (framförallt synkrona) bidrar med verktygen i alla systemdrifttillstånd och avlastar ledningar med både reaktiv- och aktiv effekt samt bidrar med dämpande effekter efter fel.

För att hantera minskad mängd prod i söder och ökat tryck på el från norr till söder begränsas överföringskap idag då och då för att säkerställa att systemet fortsatt kan köras efter ett felfall så att reserverna räcker till att fortsätta köra systemet inom normal drift.

Det är definierat hur och vilka åtgärder som ska anskaffas för tillstånden. Ex det är inte ok att använda sig av tex manuell förbrukningsfrånkoppling för ett N-1 fel. #bignono Det finns definierade villkor när åtgärder får användas och inte - men det blir kanske en egen tråd.