PROTOKOLL

Nordisk Regelsamling 2004

PROTOKOLL

Nedan angivna nordiska stamnätsföretag är ense om att Nordisk regelsamling (Nordic Grid Code) för det nordiska stamnätet skall ha det innehåll som framgår av bilaga. Det är parternas syfte att utveckla regelsamlingen, och framtida överenskommelser som rör de samman- kopplade nordiska stamnäten inom de verksamhetsområden som behandlas i regelsamlingen bör ingå som en del av denna.

Regelsamlingen skall uppdateras vid behov, men minst en årlig genomgång av regel- samlingen skall ske.

(Sted), den (dato) 2004

Xxxxx Xxxxxxx Xxxxx a.m.b.a.

Xxxx Xxxxxxxx Elkraft System a.m.b.a.

Xxxx Xxxxxxxx Fingrid Oyj

Xxx Xxxxx Xxxxxxxxx Statnett SF

Xxx Xxxxxxxxx Affärsverket svenska kraftnät

EN GEMENSAM NORDISK REGELSAMLING 2

1. INLEDNING 2

2. BAKGRUND 3

2.1 Det nordiska samarbetet 3

2.2 Det nordiska elkraftsystemet 5

2.3 Det nordiska elkraftsystemets elektriska egenskaper 6

2.4 Stamnätsföretag med systemansvar 8

2.5 Den nordiska elmarknaden 9

2.5.1 Elspot 9

2.5.2 Elbas 9

2.5.3 Reglerkraftmarknaden 9

3. ALLMÄNNA BESTÄMMELSER 10

3.1 Utvecklingen av regelverket 10

3.2 Bilaterala avtal 10

3.3 Sekretess 10

3.4 Avvikelser från regelverket 10

3.5 Hantering av eventuella oklarheter i regelverket 10

En gemensam nordisk regelsamling

1. Inledning

Framtagandet av denna gemensamma regelsamling för det nordiska stamnätet, på engelska benämnd ”Nordic Grid Code”, är ett led i harmoniseringen av de olika stam- nätsföretagens regler. Syftet med en nordisk regelsamling är att uppnå en samman- hängande och koordinerad nordisk drift och planering mellan de systemansvariga före- tagen, vilket skall resultera i bästa möjliga förutsättningar för utvecklingen mot en fungerande och effektivt integrerad nordisk kraftmarknad. Vidare skall den vidare- utveckla en gemensam bas för en tillfredsställande driftsäkerhet och leveranskvalitet i det sammanhängande nordiska elkraftsystemet.

Den nordiska regelsamlingen berör de systemansvariga företagens drift och planering av elsystemet och marknadsaktörernas tillgång till nätet. Regelsamlingen uppställer grund- läggande gemensamma krav och procedurer som styr drift och utveckling av elkraft- systemet.

Regelsamlingen består av:

- Allmänna bestämmelser för samarbetet

- Regler för planering (Planning Code)

- Regler för drift (Operational Code)

- Regler för anslutning (Connection Code)

- Dataaftale mellem de nordiske systemansvarlige

Den nordiska regelsamlingen gäller för det tekniska samarbetet mellan de system- ansvariga stamnätsföretagen i de sammanhängande Nordel-länderna; Norge, Sverige, Finland och Danmark.

Det ideala förhållandet skulle vara att det förelåg likadana regler för planering, utbyggnad och drift för samtliga delsystem. Detta är ännu inte förhållandet, vilket dels har sin historiska bakgrund och dels beror på att det är olika lagstiftning och olika ansvariga myndigheter för de enskilda delsystemen. Det är emellertid en målsättning att den nordiska regelsamlingen skall utgöra en utgångspunkt för harmoniseringen av nationella regler, med minimikrav på tekniska egenskaper som inverkar på driften av det sammankopplade nordiska elkraftsystemet. Den måste dock vara underordnad de nationella reglerna i de olika nordiska länderna, såsom bestämmelser i lagar, förordningar, myndighetsvillkor, o.dyl.

Denna första utgåva av den nordiska regelsamlingen är baserad på Nordels tidigare regler (rekommendationer), systemdriftavtalet, datautväxlingsavtalet och nationella regelverk. Regelsamlingen bär därför prägel av att text hämtats från många existerande källor. Systemdriftsavtalet och datautväxlingsavtalet återges i denna utgåva av regel- samlingen i sin helhet. Avsikten är dock att dessa avtal textmässigt skall integreras i framtida versioner av regelsamlingen.

Efter år 2000 har det inte utfärdats några nya rekommendationer inom Nordel. Målet är att innehållet i rekommendationerna skall ingå antingen i den nordiska regelsamlingen eller i andra bindande avtal/handlingar. Den nordiska regelsamlingen bör också i sin vidare utveckling koordineras med regler som skapats på andra ställen, t.ex. inom UCTE, ETSO och EU.

Vidareutvecklingen av den nordiska regelsamlingen är därför ett arbete som bör fort- sätta under kommande år. Arbetet med att vidareutveckla det nordiska samarbetet för en bättre anpassning till den nordiska elmarknaden fortsätter alltså.

2. Bakgrund

2.1 Det nordiska samarbetet

Utbyggnaden av elförsörjningen i Norden inleddes i slutet av 1800-talet och början av 1900-talet. Till en början startades små lokala elbolag som efterhand slogs ihop till större regionala enheter. Småningom nådde utvecklingen så långt att kraftnäten i de enskilda nordiska länderna förenades genom gemensamma högspänningsförbindelser.

Elförsörjningen i de nordiska länderna har från början byggt på olika energikällor. I Norge var vattenkraft den huvudsakliga energikällan, liksom också i Sverige. Finland använde sig av en blandning av vattenkraft och värmekraft, medan den danska energi- försörjningen byggde uteslutande på värmekraft. Företag och myndigheter i de nordiska länderna insåg i ett tidigt skede att det fanns betydande fördelar att uppnå genom att samarbeta och utnyttja den energikälla som för tillfället var fördelaktigast i de olika länderna. Också försörjningssäkerheten blev genom samarbetet bättre.

Redan år 1912 undertecknades det första internordiska samkörningsavtalet. Sydkraft i Malmö och NESA i Köpenhamn enades då om att Sydkraft skulle leverera överskotts- kraft från sina kraftverk till Själland och år 1915 var en 25000 voltskabel mellan Skåne och Själland driftsklar. Elsamarbetet mellan Sverige och Norge inleddes betydligt längre norrut. Det skedde i början av 1940-talet i samband med att järnvägen mellan Kiruna och Narvik togs i bruk.

Under åren mellan 1920 och 1960 undersöktes ytterligare olika samarbetsmöjligheter, men resultatet lät vänta på sig ända fram till år 1959 då en förbindelse mellan Sverige och Finland togs i bruk. År 1960 blev nya förbindelser mellan Sverige och Norge likaså klara och dessutom genomfördes ett gemensamt kraftverksprojekt i Linnvassälven. Fem år senare byggdes en kabel mellan Jylland och den svenska västkusten. Österut vidgades elförbindelserna år 1961 med en ledning över den finländska östgränsen till dåvarande Sovjetunionen.

Planläggningen och byggandet av de gemensamma förbindelserna ledde till ökade kontakter mellan elbolagen i de nordiska länderna och år 1963 bildades ett nordiskt samarbetsorgan på elförsörjningsområdet, Nordel.

På 1960-talet steg elförbrukningen kraftigt i alla nordiska länder. Möjligheterna att samarbeta, att knyta samman olika typer av produktionsresurser och skapa produktions- reserver fick också därför allt större uppmärksamhet. Inom Nordel sökte man fördelar genom samordning av utbyggnad och drift av näten.

Det kraftigt växande elkraftsystemet som skulle kopplas till relativt svaga överförings- förbindelser krävde att man inom Nordel löste problem i anslutning till reglering och stabilitet. På längre sikt låg lösningen i att förstärka överföringsförbindelserna. Nordels rekommendationer utgjorde basen för det tekniska regelverket för stamnätsverksam- heten i Norden. Rekommendationerna var visserligen inte formellt bindande, men efter- som de antagits gemensamt och enhälligt, efterföljdes reglerna av alla parter och kom att utgöra grunden för de eventuellt formella regelverk som krävdes i de enskilda länderna.

Nordelsamarbetet har präglats av en gemensam vilja att finna lösningar som skapar goda förutsättningar att utnyttja de tekniska, miljömässiga och ekonomiska fördelar som ett effektivt gemensamt system skapar. Denna grundtanke har ända sedan starten gynnat branschen och elanvändarna inom hela Nordelområdet.

För att öka effektiviteten inom elsektorn valde de nordiska länderna, med start i Norge år 1991, att konkurrensutsätta produktion och handel med el och att avskilja de här funktionerna från det alltjämt reglerade naturliga nätmonopolet. Utvecklingen mot fri konkurrens har pågått inom både EU och på andra håll i världen sedan 1980-talet, men den har varit snabbast i Norden. Bl.a. startade här år 1996 världens första internationella elbörs, Nord Pool. Ett välfungerande elkraftsystem och goda samarbetstraditioner, bl.a. inom Nordel, har medverkat till det snabba utvecklandet av den öppna gemensamma nordiska elmarknaden.

Förändringarna på elmarknaden ändrade också förutsättningarna för det nordiska samarbetet. Xxxxxxx första steg mot att anpassa sig till förändringarna togs år 1993 då organisationen bl.a. ändrade sina stadgar för att bättre motsvara den struktur som uppstod då företagens nätverksamhet separerades från den övriga verksamheten. Nordel förutsatte i och med ändringen representation från både nät- och produktionssektorn.

Vikten av ett fortsatt samarbete mellan de olika sektorerna gällande bl.a. tekniska systemfrågor betonades.

Utgångspunkten för en ny stadgeförändring år 1998 var att Nordel skulle vara en samarbetsorganisation för de systemansvariga företagen i Norden och utgöra en platt- form för samarbete. Samtidigt skulle marknadsaktörer med tekniska anläggningar av betydelse för elkraftsystemet fortsätta att samarbeta inom organisationen. Ännu en stadgeändring i juni år 2000 gjorde Nordel till en organisation för de systemansvariga nätföretagen i Norden med den uttalade målsättningen att skapa förutsättningar för och vidareutveckla en effektiv och harmoniserad nordisk elmarknad.

Den fysiska kopplingen mellan Nordelområdet och de angränsande länderna blir allt tätare. Det finns nu även elöverföringskablar till Tyskland från både Sverige och Danmark samt sedan år 2000 även mellan Polen och Sverige. Sedan år 2000 finns också ett ryskt kraftverk i St. Petersburg på 450 MW som är direkt anslutet till det finländska delsystemet. I och med att förbindelserna ökar så ökar även behovet av koordinering och samordning. För det nordiska elkraftsystemet som helhet är Nordel i egenskap av de systemansvarigas samarbetsorganisation ett naturligt organ för kontakterna med system- ansvariga på andra håll. Nordel erbjuder även som tekniskt samarbetsforum en unik möjlighet att utnyttja den kompetens som behövs också i det internationella arbetet.

Verksamheten inom Nordel är obyråkratisk. Posterna inom organisationen cirkulerar mellan de nordiska stamnätsföretagen. Det företag som ordföranden företräder ansvarar för sekretariatet och de kostnader det medför, vilket gör det möjligt för Nordel att inte ha någon egen budget. Nordel är dessutom en organisation som fungerar helt utan tolkar. Medlemsföretagen ställer också upp med personresurser och en nyckelfaktor för verksamheten är den kärnområdeskompetens företagen ställer till förfogande.

2.2 Det nordiska elkraftsystemet

Inom Norden är produktionssystemen i de enskilda länderna väldigt skiftande. Danmark använder konventionell värmekraft kombinerad med vindkraft. I Norge har man vatten- kraftproduktion, medan det i Finland och Sverige förekommer en blandning av olika system där vattenkraft och kärnkraft dominerar.

Det nordiska stamnätet omfattar i dag de nationella elkraftsystemen i Danmark, Sverige, Norge och Finland samt ett flertal förbindelser länderna emellan som binder samman näten till ett sammanhängande system. Detta system utgör ett enhetligt område med gemensam frekvens, med undantag av Västdanmark, som är sammankopplat med nätet som ligger inom den kontinentala samarbetsorganisationen UCTE’s område.

Delsystemen i Finland, Norge, Sverige och Östdanmark är synkront sammankopplade och bildar det så kallade synkronsystemet. Delsystemet i Västdanmark är kopplat till Norge och Sverige med likströmsförbindelser. Synkronsystemet och delsystemet i Västdanmark utgör tillsammans det sammankopplade nordiska elkraftsystemet.

Sammankopplingen av de enskilda delsystemen till ett gemensamt system innebär ökad säkerhet och lägre omkostnader. Leveranskapaciteten för det samlade systemet blir högre jämfört med summan av vad varje delsystem kan leverera var för sig. Utbygg- naden av överföringskapaciteten mellan delsystemen medför att det samlade nordiska elkraftsystemet i allt större omfattning fungerar som en enhet.

Det gemensamma systemet minskar behovet av reserver och förbättrar möjligheten att erhålla hjälp vid allvarliga störningar eller vid andra extrema situationer som t.ex. exceptionella torrår eller bränslebrist.

Ett välfungerande nordiskt stamnät är den tekniska förutsättningen för en säker nordisk elförsörjning av hög kvalitet och stamnätets utbyggnad har legat till grund för en effektiv energiförsörjning ur både ekonomisk och miljömässig synpunkt.

2.3 Det nordiska elkraftsystemets elektriska egenskaper

Det nordiska stamnätet omfattar följande AC-spänningsnivåer (över landgränser finns det också några förbindelser med lägre spänningar):

• Danmark: 132/150/220/400 kV

• Finland: 110/220/400 kV

• Norge: 300/400 kV (i Nordnorge också 132 kV)

• Sverige: 220/400 kV

Mellan delsystem finns det också HVDC-förbindelser på 285-400 kV.

Dessa överföringsledningar knyter ihop ett antal generatorer:

• Vattenkraftproduktionen är koncentrerad till Norge samt i norra delarna av Sverige och Finland.

• Värmekraftproduktionen är koncentrerad till Danmark samt i södra delarna av Sverige och Finland.

• Vindkraftproduktion och decentral produktion är koncentrerad till Danmark. Speciellt i väst utgör vindkraftproduktionen en stor del av den samlade produktionen.

AC-överföringsledningarnas reaktans bestämmer hur starkt systemet är hopkopplat. Typiskt för Nordelsystemet är långa överföringsavstånd med relativt svag koppling mellan avlägsna generatorer.

En svag koppling mellan generatorer betyder att hela kapaciteten av vissa samkörnings- förbindelser inte kan utnyttjas. Enligt de nordiska dimensioneringsreglerna (se Regler för planering) skall stabil drift kunna bibehållas efter de vanligaste felfallen. Detta gäller transient, dynamisk och statisk stabilitet, för såväl frekvens- som spännings- förhållanden, samt att inga följdutlösningar sker på grund av överlast av komponenter.

På grund av långa överföringsavstånd och stora reaktanser är det vanligen otillräckligt spänningsstöd och/eller otillräcklig dämpning som sätter överföringsgränser mellan delsystem. Med för stora överföringar skulle antingen spänningskollaps inträffa (spänningsstabilitet) eller generatorer tappa synkronism (vinkelstabilitet) på grund av ett enkelt felfall. Detta kan ske med betydligt mindre överföringar än vad nät- komponenterna i sig själva skulle tolerera (termisk kapacitet).

Betecknande för långa överföringsavstånd och avskilda generatorer är också att över- föringsmöjligheter på vissa förbindelser beror på riktning av effektflödet och varierar över året beroende på t.ex. vilka generatorer som är kopplade till nätet och hur stora överföringar det finns i andra delar av nätet. Den systemtekniska gränsen fastställs med nätsimuleringar i olika driftläggningar. Naturligen måste det finnas någon system- säkerhetsmarginal med avseende på beräkningsnoggrannhet. En del av den system- tekniska kapaciteten reserveras också till driftkontrollens regleringsmarginal använda för t.ex. systemtjänster. Det som blir kvar och ställs till elmarknadsaktörers förfogande benämns handelsgränsen.

De viktigaste överföringssnitt där det enligt erfarenhet kan uppstå fysiska begränsningar för den nordiska elmarknaden är följande (se Regler för planering):

• Danmark: I Västdanmark finns förbindelser mot Norge, Sverige och Tyskland samt två interna snitt (A och B) som kan begränsa import från Norge och Sverige. I Öst- danmark kan förbindelsen mellan Själland och Sverige vara begränsande. Där har också överföringar i Sveriges interna snitt (Snitt 4 och Västkustsnittet) en stor inverkan på kapacitet.

• Finland: Det finns ett internt snitt, P1, och två snitt mot Sverige, RAC och RDC. Beroende på driftsituation är det spänningsstabilitet, otillräcklig dämpning eller termiska gränser som begränsar överföringar i dessa snitt.

• Norge: Det finns fem interna snitt och Haslesnittet mot Sverige. Speciellt det sist- nämnda snittet har i praktiken visat sig vara viktigt för de nordiska elmarknads- förhållandena och där är det spännings- och/eller vinkelstabilitet som begränsar överföringar.

• Sverige: Det finns tre viktiga huvudsnitt (Snitt 1, 2 och 4) och Västkustsnittet. I huvudsnitten begränsas kapaciteten av spännings- och/eller vinkelstabilitet, medan i Västkustsnittet är det termisk kapacitet som begränsar.

I de fall det är stabilitetsförhållandena som är begränsande, kan man möjligen höja över- föringsmöjligheter utan att bygga nya ledningar. För att förbättra spänningsstabilitet kan man installera snabbreagerande reaktiv effekt, t.ex. seriekondensatorer eller styrbara shuntkondensatorer. Styrbara nätkomponenter, t.ex. styrda serie- och shuntkondensa- torer samt HVDC-förbindelser, kan användas för att förbättra dämpning. Ett alternativ är också att installera ett nätvärn, som strax efter vissa felfall kopplar bort några produk- tionsenheter eller belastningar och på så sätt reducerar överföringar på kritiska förbindelser.

Eftersom stabilitetsfrågorna har stor betydelse för Nordelnätet, är det väsentligt att produktionsenheter kan tolerera olika felfall i nätet. Okontrollerad bortkoppling av generatorer vid nätfel skulle kunna ytterligare försämra stabiliteten. Det är också möjligt att förbättra stabilitet och öka överföringsförmågan på Nordelnätet genom att optimera generatorernas spänningsregulatorer och dämptillsatser. På grund av dessa skäl är det relevant att man inom Nordel har gemensamma anslutningsregler (se Regler för anslutning) som anger minimikrav för tekniska egenskaper för produktionsenheter.

2.4 Stamnätsföretag med systemansvar

I Danmark, Finland, Norge och Sverige har utsetts särskilda systemansvariga nätföretag som har getts ett övergripande ansvar för att varje delsystem fungerar tillfredsställande. Dessa systemansvariga företag är Elkraft System A.m.b.a. för det östdanska delsystemet inklusive Bornholm, Eltra A.m.b.a. för det västdanska delsystemet, Fingrid Oyj för det finska delsystemet, Statnett SF för det norska delsystemet samt Affärsverket svenska kraftnät för det svenska delsystemet.

De systemansvariga företagen i de nordiska länderna har att verka inom ramen för de regler som ges i nationell rätt och EG-rätt. Vissa av de överordnade ramarna är likartade länderna emellan, men kan tolkas på olika sätt. Ramarna förändras också i takt med den politiska utvecklingen.

Det första systemdriftsavtalet mellan två nordiska systemansvariga stamnätsföretag ingicks år 1996 mellan Statnett och Svenska Kraftnät. Detta avtal följdes av bilaterala

systemdriftsavtal mellan samtliga stamnätsföretag. Det första nordiska systemdrifts- avtalet mellan samtliga nordiska stamnätsföretag, förutom det på Island, ingicks i oktober 1999.

2.5 Den nordiska elmarknaden1

Den nordiska marknaden är en internationell marknad. Elkraftsystemets och marknadens funktioner påverkar varandra ömsesidigt. Marknaderna i Nordels grannländer har en annorlunda struktur än den nordiska, vilket tillsammans med deras produktions- och konsumtionsutveckling också är av betydelse för det nordiska elkraft- systemet.

Det finns både en fysisk och en finansiell marknad. För nätet är den fysiska marknaden av intresse och beskrivs översiktligt.

2.5.1 Elspot

På Elspot handlas det dagligen med effektkontrakt för fysisk leverans inom 24 timmar. Elspots prismekanism används för att reglera effektströmmen, där det finns kapacitets- begränsningar i det norska nätet och mellan de olika länderna. Elspot kan därför betraktas som en kombinerad energi- och kapacitetsmarknad.

Priskalkylen baseras på köpbud och säljbud från alla marknadsaktörer.

2.5.2 Elbas

Elbas är en organiserad balansmarknad för Sverige och Finland. Elbasmarknaden omfattar löpande effekthandel, som omfattar enstaka timmar upp till två timmar före fysisk leverans. Elbasmarknaden kompletterar Elspot och de systemansvariga före- tagens hantering av obalanser. Man överväger en utvidgning av marknaden, till att omfatta de övriga länderna i Elbas marknadsområde.

2.5.3 Reglerkraftmarknaden

De systemansvariga i varje område hanterar den oförutsedda obalansen mellan produk- tion och förbrukning. De aktiva aktörer som kan skapa balans är förbrukare och produ- center, vilka kan reagera snabbt i situationer med oväntade effektavvikelse genom att snabbt justera sina effektuttag eller inmatning av stora effektmängder.

1 En närmare beskrivning av hur den nordiska elmarknaden fungerar finns på Nord Pools hemsida: xxx.xxxxxxxx.xxx

3. Allmänna bestämmelser

3.1 Utvecklingen av regelverket

Xxxxxxx plankommitté har i samråd med dess driftskommitté ansvaret för det fortsatta arbetet med och vidareutvecklingen av regelsamlingen. Driftskommittén har ett särskilt ansvar för driftsreglerna (Operational Code).

Regelsamlingen skall uppdateras på en regelmässig basis. Uppdatering skall ske vid behov, men minst en årlig genomgång av regelsamlingen skall ske. Xxxxxxx juristgrupp skall alltid konsulteras innan beslut fattas som innebär större ändringar i regel- samlingen.

3.2 Bilaterala avtal

För det fall bilaterala avtal eller liknande ingås skall reglerna och principerna i regel- samlingen i största möjliga utsträckning följas.

3.3 Sekretess

Om den information som parterna utväxlar mellan varandra inte är offentliggjord i det land som informationen avser, förbinder sig parterna att hålla informationen konfiden- tiell såvitt det är möjligt enligt den lagstiftning som gäller inom respektive land.

3.4 Avvikelser från regelverket

Om ett stamnätsföretag väljer att inte följa principerna/kraven/rekommendationerna i planeringsreglerna (Planning Code) och i anslutningsreglerna (Connection Code) skall de övriga stamnätsföretagen skriftligen underrättas innan avvikelse görs. Underrättelsen skall innehålla en redogörelse för vad stamnätsföretaget avviker från och av vilka skäl detta görs. Driftsreglerna (Operational Code) och datautväxlingsavtalet (Dataaftale mellem de nordiske systemansvarlige) är bindande avtal mellan parterna med egne tvisteløsninger.

3.5 Hantering av eventuella oklarheter i regelverket

Vid oenighet om giltigheten, tillämpningen eller tolkningen av reglerna i denna regel- samling skall frågan hänskjutas till en högre beslutsinstans i Nordel-organisationen för avgörande. Xxxxxxx juristgrupp skall alltid konsulteras innan hänskjutandet. Om de inblandade parterna är överens därom, kan även en extern expert anlitas för att bistå vid lösningen av det uppkomna problemet.

REGLER FÖR PLANERING (PLANNING CODE) 3

1. SYFTE OCH MÅLGRUPPER 4

2. PLANERINGSARBETET 4

3. NÄTPLANERING FÖR FÖRBINDELSER MELLAN NORDELOMRÅDET OCH ANDRA OMRÅDEN 6

3.1 Planering av nya förbindelser 6

4. DIMENSIONERINGSREGLER FÖR PLANERING AV DET NORDISKA ÖVERFÖRINGSSYSTEMET 7

4.1 Principer för dimensioneringsreglerna 7

4.2 Dimensioneringskriterier 8

4.2.1 Struktur 8

4.2.2 Drifttillstånd före fel 8

4.2.3 Kolumner i kriterieschema 9

4.2.4 Felfall 9

4.2.5 Tillåtna konsekvenser 10

4.2.6 Nätvärn 11

4.3 Övriga viktiga aspekter på systemdimensioneringen 11

4.3.1 Driftmässiga aspekter 11

4.3.2 Driftmässiga egenskaper hos produktionsanläggningar 12

4.3.3 Anvisningar 12

4.4 Kriterieschema 13

4.5 Felgrupper 13

BILAGA 1: METOD, MODELLER OCH VERKTYG FÖR SYSTEMTEKNISKA UTREDNINGAR 1

Metodik för systemtekniska utredningar 1

Planeringsunderlag och förutsättningar 1

Systempålitlighet 1

Systemtekniska analyser 2

Teknisk/ekonomisk utvärdering och sammanställning 4

Elektrotekniska elkraftsystemmodeller 5

Elektrotekniska systemanalyser och verktyg 5

Effekt-/energibalancemodeller 6

Samkörningsmodellen 6

Samlastmodellen 7

Balmorel-modellen 7

Uppställning av effektbalanser 8

MAPS-modellen 8

Försörjningssäkerhet för energi och effekt 10

Regler för planering (Planning code)

I detta kapitel har följande dokument inkluderats:

Dokument	Status
Nordels Systemutvecklingsplan 2002 (delar av)	Informerande
Nordels dimensioneringsregler 1992	Rekommenderande (börkrav)

Följande nationella dokument finns som hanterar Planeringsregler:

Dokument	Status

Alla led i elkraftsystemet skall dimensioneras så att konsumtionen av elkraft tillgodoses till lägsta kostnader. Detta innebär att elkraftsystemet skall planeras, byggas och drivas på ett sätt som innebär att det finns tillräcklig överföringskapacitet för att utnyttja produktionen och täcka förbrukarnas behov på ekonomiskt bästa sätt. Detta förutsätter också en väl avvägd driftsäkerhet.

Den långsiktiga ekonomiska dimensioneringen av nätet innebär att avvägning görs mellan investeringar och kostnader för underhåll, drift och leveransavbrott, med hänsyn tagen till miljökrav och andra begränsningar. Flexibla lösningar bör väljas som tar hänsyn till framtida osäkerheter, t.ex. produktionsbegränsningar, osäker lastutveckling och teknisk utveckling.

Det nordiska stamnätet skall möjliggöra väl fungerande samkörning. Detta kräver samordning, såväl vid planeringen av elkraftsystemet som i driftskedet.

Anmälan om förändringar i elkraftsystemet (produktion och nät) som påverkar andra delsystem skall ske senast då en begäran om ett myndighetstillstånd inges. Anmälan skall innehålla:

• Beräknad starttidpunkt

• Beräknad kapacitet (MW)

• Spänningsnivå

• Anslutningspunkter

Detta gäller primärt förbindelser från Nordelområdet (se kap. 3) och interna förbindelser i delsystemen där bara ett av de systemansvariga företagen är involverat. Nya

förbindelser mellan de systemansvariga företagen kommer med nödvändighet att vara kända vid en tidigare tidpunkt.

1. Syfte och målgrupper

Det nordiska planarbetet skall bidra till att uppnå en sammanhängande och koordinerad nordisk planering mellan de systemansvariga företagen. Den skall säkra den infra- struktur som ger bästa möjliga förutsättningar för en väl fungerande och effektiv inte- grerad nordisk marknad; både såvitt avser spotmarknad och reglerkraftmarknad. Detta skall ske med hänsyn tagen till försörjningstryggheten och de enskilda ländernas miljö- mål.

Planeringsreglerna beskriver överordnade och gemensamma nordiska krav, ramar, processer och kriterier för den gemensamma planeringen. Därutöver specificeras den för planeringen nödvändiga information som nätägare och producenter skall förpliktigas att ge till de systemansvariga företagen.

Avsikten är att ge underlag, så att genom planeringen kan säkras:

- sammanhang i det nordiska elkraftsystemet

- pålitlighet i det nordiska elkraftsystemet, inbegripet systemsäkerhet och

-tillräcklighet

- en fungerande nordisk marknad

- miljöhänsyn

Målgruppen är:

- systemansvariga stamnätsföretag i Norden

- marknadsaktörer

- nätägare

- myndigheter

2. Planeringsarbetet

Planeringsarbetet är i allmänhet uppbyggt kring:

- förutsättningar

- ålagda förutsättningar

- det existerande elkraftsystemet

- produktionsförändringar

- konkreta utbyggnader (investeringsbeslut föreligger)

- prognostiserad utbyggnad

- förbrukningsförändring

- konkreta utbyggnader (investeringsbeslut föreligger)

- prognostiserad utbyggnad

- händelser som analyseras under de givna förutsättningarna

- acceptabla konsekvenser för de givna händelserna

Det nordiska planeringsarbetet omfattar både behov av utbyggnad av stamnätet och systemets behov av systemtjänster. Planeringen sker på en överordnad nivå och inkluderar alltså inte distributionsnäten och omfattar uteslutande den del av trans- missionsnäten som har betydelse för det sammankopplade nordiska elkraftsystemet. Metoden för analys av aktuella och nödvändiga nätförstärkningsåtgärder omfattar:

- klarläggande av förutsättningar, inbegripet aktuella utvecklingsscenarier

- systemtekniska analyser, inbegripet effekt-/energibalansanalyser och nätanalyser

- teknisk/ekonomisk sammanställning och värdering. Den ekonomiska värderingen baseras på samhällsekonomiska teorier.

Denna process illustreras i Figur 1 nedan. De systemtekniska analyserna (nät- och effekt-/energibalansanalyser) genomförs som en interaktiv process, där resultaten från effekt-/energibalansanalyserna utgör ”input” till nätanalyserna och tvärtom.

Systemtekniska analyser

Nätanalyser

Effekt/energi- balansanalyser

Förutsättningar (Planeringsunderlag)

Teknisk/ekonomisk sammanställning (Systemutvecklingsplan)

Figur 1 Skiss av metoden för värdering av behov av förstärkningsåtgärder i stamnätet

Möjliga investeringar värderas utifrån kostnader och nyttovärden. I nyttovärderingen används så kallade samhällsekonomiska principer. Viktiga kriterier för planerings- arbetet är följande:

1. Produktionsoptimering och energiomsättning

2. Mindre risk för energiransonering

3. Reducerad risk för effektbrist

4. Ändringar av aktiva och reaktiva förluster

5. Handel med reglerkraft och systemtjänster

6. Värdet av en bättre fungerande elmarknad

7. Tillräcklig kapacitet

Metoder, modeller och verktyg beskrivs närmare i Bilaga 1: Metod, modeller och verktyg för systemtekniska utredningar.

3. Nätplanering för förbindelser mellan Nordelområdet och andra områden

Med undantag för Västdanmark drivs Nordelsystemet asynkront med övriga elkraft- system. Etablering av nya förbindelser till och från Nordelområdet har beslutats i form av bilaterala avtal. Sådana förbindelser kommer likväl att påverka hela det nordiska elkraftsystemet och inte bara det systemansvariga företag som etablerar den nya förbindelsen. Det är därför viktigt att planeringen av sådana förbindelser samordnas med den nordiska systemutvecklingsplanen. Det är önskvärt att Nordel blir delaktigt i planeringsarbetet på ett sätt som gör att en sådan utbyggnad kan tydliggöras för hela Nordel.

3.1 Planering av nya förbindelser

• Kontrollsystemen för tillkommande HVDC-länkar skall anpassas så att risken för multipla kommuteringsfel, vid dimensionerande fel i Nordelsystemet, minimeras. Det förutsätts att nätförstärkningar kommer att ske enligt presenterade planer. Verifiering skall ske med prov i simulator.

• Maximal frekvenskontrollerad nödeffektaktivering i riktning från Nordelsystemet skall motsvara dimensionerande fel i Nordelsystemet. För nödeffektaktivering i riktning mot Nordelsystemet kan större total effektändring accepteras. Vid frekvenser under 49,5 Hz är frekvenskontrollerad steg- eller rampförändring av effekten tillåten. Grundregeln är att den momentana störningsreserven delas lika mellan HVDC-länkarna. Överlåtelse kan dock ske efter överenskommelse mellan ägare till HVDC-länkar.

• Nödeffektreglering med HVDC-länkarna skall ej koncentreras elektriskt, med tanke på risken för utfall av flera HVDC-länkar samtidigt.

4. Dimensioneringsregler för planering av det nordiska överföringssystemet

Kriterierna är fortsättningsvis deterministiska, men probabilistiska (sannolikhets- mässiga) hänsyn har tagits. I kriterierna ställs krav på vilka störningskonsekvenser som accepteras för olika kombinationer av driftfall och feltyper. I princip accepteras större konsekvenser för mer ovanliga kombinationer av fel och driftfall. Huvudstrukturen kan sammanfattas enligt nedan.

Felfall

Intakt nät Underhåll

Spontant försvagat (n-1)

Vanliga felfall

Endast lokala konsekvenser

Relativt vanliga extremfel

Endast regionala konsekvenser

Övriga extremfel

Stort sammanbrott accepteras

Reglerna är avsedda att användas för planeringen av det nordiska stamnätet. De skall också kunna tjäna som stöd för driften av nätet.

4.1 Principer för dimensioneringsreglerna

Reglerna skall användas för det samkörande synkroniserade nordiska överföringsnätet. I första hand avses stamnätet, i huvudsak 220-420 kV, samt förbindelserna mellan olika länder. Reglerna skall användas vid planeringen av elkraftsystemet. Avsikten är att man vid drift och planering skall arbeta med samma driftsäkerhetsfilosofi, och att reglerna också skall kunna tjäna som vägledning i driftskedet. Reglerna omfattar inte lokal matningssäkerhet och andra lokala förhållanden i nätet.

För att säkra en lägsta driftsäkerhetsnivå för det nordiska elkraftsystemet har genom dimensioneringsreglerna definierats vissa minimikrav på driftsäkerheten för erforderlig överföringskapacitet. Kraven har konkretiserats genom ett antal kriterier, som skall uppfyllas vid nätdimensioneningen. Kriterierna är baserade på en avvägning mellan

sannolikheter för fel och deras konsekvenser, dvs. större konsekvenser kan accepteras för fel med lägre sannolikheter.

Genom reglerna definieras sådan nätstyrka att erforderlig överföringsnivå kan bibe- hållas vid intakt nät under varierande produktions- och lastförhållanden. Är ledningar ur drift accepteras normalt lägre kapacitet.

Eftersträvad överföringskapacitet kan uppnås genom ett antal åtgärder som berör utbyggnader av primäranläggningar, nätvärn och hjälpsystem, liksom störningsreserver och andra driftmässiga åtgärder. Vid svårare störningar än vad som direkt beaktas i kriterierna förutsättes att det i elkraftsystemet finns driftmässiga möjligheter att åter- uppbygga driften.

Reglerna bygger på en erfarenhetsmässig bedömning av felsannolikheter och drift- tillgänglighet hos enskilda utrustningar. Framtida förändringar av tillförlitlighet hos enskild utrustning eller införande av nya utrustningar kan ställa speciella krav på nätdimensioneringen.

4.2 Dimensioneringskriterier

4.2.1 Struktur

Deterministiska kriterier användes vid planeringen av nätet. Detta innebär att ett antal feltyper har specificerats, som nätet skall testas mot. För varje feltyp definieras

- drifttillstånd före fel, och

- konsekvenser som kan accepteras.

Kriterierna sammanfattas i Figur 2 och i en lista med felfall enligt punkt 4.5. Beskriv- ning av drifttillstånd före fel, feltyper och konsekvenser av olika fel följer nedan.

4.2.2 Drifttillstånd före fel

Nätets styrka skall undersökas för följande nätdriftfall:

Intakt nät

Alla nätkomponenter av betydelse för studerat fel är i drift.

Vid nätundersökningarna skall väljas för nätet dimensionerande överföringar, last- och produktionssituationer. Exempelvis skall för omgivande nät kunna förutsättas de över- föringsnivåer som motsvarar överenskomna kapaciteter (normalt enligt Regler för planering). Ekonomiskt rimliga produktionssituationer skall förutsättas.

Xxxx intakt nät, planerad åtgärd

En shunt- eller seriekomponent som har betydelse för studerat fel förutsättes vara tagen ur drift för underhåll.

Tidpunkt väljes utifrån lämplig driftsituation med t.ex. låg överföring. Syftet är att vid planeringen ta hänsyn till framtida behov av underhåll, och för detta ändamål skapa tillräcklig flexibilitet.

Med shuntkomponent avses en komponent som tillhör felgrupp FG1, dvs. en produk- tionsenhet eller reaktiv shuntkomponent (kondensator etc.). Med seriekomponent avses en komponent som tillhör felgrupp FG2, dvs. ledning, seriekondensator, samlingsskena etc.

Xxxx intakt nät, oplanerat bortfall

En shunt- eller seriekomponent som har betydelse för studerat fel förutsättes vara ur drift genom spontan felhändelse.

Tidpunkten förutsättes vara 15 minuter efter komponentbortfallet. Produktion och över- föring har därvid anpassats så långt som det varit möjligt med tillgängliga störnings- reserver. För det studerade nätavsnittet accepteras att överföringen har reducerats, om man samtidigt kan täcka förbrukarnas behov och andra speciella överföringskrav.

4.2.3 Kolumner i kriterieschema

I kriterieschemat, punkt 4.4, har definierats fem kolumner med olika drifttillstånd enligt följande.

DT0 Intakt nät

DT1 Xxxx intakt nät, planerat underhåll

DT2 Xxxx intakt nät, spontant bortfall av shuntkomponent DT3 Xxxx intakt nät, spontant bortfall av serieelement

samt en kolumn för ännu mer anstrända förhållanden med flera komponenter ur drift. Alternativt är driftsituationen ej anpassad, dvs. tidpunkten är mindre än 15 minuter efter inledande felet.

4.2.4 Felfall

De felfall, som nätet skall testas för, indelas i fem felgrupper. Felfallen har valts ut för att nätet skall få en viss styrka. Förhoppningsvis täcker detta även andra relativt vanliga feltyper, som inte har specificerats. De enskilda feltyperna beskrivs närmare i punkt 4.5. Principiella kommentarer nedan.

Primära reläskydd förutsättes fungera på avsett sätt, såvida inte en annorlunda funktion

definierats i den studerade xxxxxxxx.

Felgrupperna har grupperats med hänsyn till sannolikhet. Felen i FG1 och FG2 är de mest frekventa. Felgrupp FG3 anger mindre sannolika enkelfel samt speciella mer vanliga dubbelfel. Felgrupp FG4 och FG5 innehåller sällsynta fel.

Trefasigt samlingsskenefel i FG3 skall först och främst beaktas för de stationer, som har betydelse för samkörningen mellan länderna.

För felkombinationen ledningsfel med bortfall av ett värmekraftaggregat i FG4 gäller följande. Man skall pröva ekonomiskt om det är motiverat att genomföra sådana åtgärder i aggregat och nät att felfallet kan jämställas med felgrupp FG3.

4.2.5 Tillåtna konsekvenser

Tre nivåer av konsekvenser definieras. I första hand ställs krav som har betydelse för det samkörande nordiska elkraftsystemet.

A. Stabil drift, lokala konsekvenser

Endast lokala konsekvenser accepteras. Förutom bortkoppling av last eller produktion, som ingår i elimineringen av felet, får begränsad mängd last och produktion kopplas bort med hjälp av nätvärn. Efter felet accepteras en driftmässig anpassning av överföringarna.

Stabil drift skall kunna bibehållas vad gäller transient, dynamisk och statisk stabilitet, för såväl frekvens- som spänningsförhållanden, samt att inga följdutlösningar sker på grund av överlast av komponenter. Dessutom förutsätts att spänningar och frekvens efter felet är tillfredsställande för förbrukare och kraftverk. Bibehållen samkörning eftersträvas även efter fel, varför planerad nätuppdelning normalt ej skall användas som metod att säkra stabiliteten.

B. Kontrollerad drift, regionala konsekvenser

Konsekvenserna begränsas och fortsatt kontrollerad drift bibehålles för större delen av elkraftsystemet.

Kontrollerad bortkoppling av produktion och belastning får ske. Bortkoppling av last eller produktion skall normalt begränsas till det delområde (region) där felet inträffar. Även mindre nätsammanbrott och nätuppdelning accepteras om de kan begränsas till störd region. Med region avses delar av nationella nät som avgränsas av huvudsnitt i de nationella stamnäten eller av samkörningsförbindelser. I sällsynta fall kan större nationella störningar få ske, om de ej sprider sig över samkörningsförbindelserna.

Genom överenskommelse får dock lastbortfallet utsträckas till andra delar av nordiska

elkraftsystemet. Detta gäller speciellt användning av systemomfattande nätvärn.

C. Instabilitet och sammanbrott

Instabilitet accepteras. Nätuppdelning och omfattande sammanbrott kan ske i nordiska elkraftsystemet. Syftet är dock att skapa ett definierat utgångsläge från vilket åter- uppbyggnad kan ske.

Det förutsättes att driftmässiga möjligheter finns att återställa driften till normal nivå. Det är också lämpligt att i planeringsskedet undersöka om man med enkla åtgärder kan begränsa konsekvenserna vid mycket sällsynta och svåra fel.

4.2.6 Nätvärn

Med nätvärn avses automatiker som kopplar bort eller på annat sätt styr produktion, belastning eller nätkomponent utöver felaktig komponent. Bortkopplingen kan avse såväl en enstaka komponent som ett stort antal.

För nätvärn krävs en tillförlitlighet, som ligger i nivå med primära skydd. (Se Systemdriftsavtalet (Regler för drift)).

För nätvärn, som används för att begränsa konsekvenserna till nivå A, krävs följande: Obefogad funktion av nätvärn får inte ge större konsekvenser än enkelfel. Utebliven funktion får högst medföra konsekvenser enligt nivå B.

För nätvärn, som används för att begränsa konsekvenserna till nivå B, t.ex. frekvens- styrd belastningsfrånkoppling, krävs följande: Obefogad funktion i en enskild delutrust- ning får högst ge lokala konsekvenser. För utebliven funktion i enskild delutrustning hos nätvärn accepteras högst konsekvens enligt nivå B.

4.3 Övriga viktiga aspekter på system- dimensioneringen

4.3.1 Driftmässiga aspekter

Vid planeringen av stamnätet skall framtida driftaspekter beaktas. Därför måste grund- läggande principer och kriterier för planering och framtida drift bygga på samma grund- idéer. Dimensioneringen inkluderar såväl systemutformning som enskilda objekts prestanda.

Den ekonomiska dimensioneringen innebär att hänsyn skall tagas till kostnader och behov av flexibilitet i driftskedet.

Avställningar av en eller flera anläggningsdelar skall kunna klaras på ett för driften

acceptabelt sätt.

Störningsreserverna skall i driftskedet kunna fördelas på ett ekonomiskt sätt. Därför bör nätet utformas så att överföringsmarginaler finns eller att felfall inte leder till bortfall av nödvändiga reserver.

Möjligheter skall finnas att hantera stora störningar. Det inkluderar driftrutiner, utrust- ningar och träning för att klara såväl onormal drift som återuppbyggnad till normal drift.

4.3.2 Driftmässiga egenskaper hos produktionsanläggningar Aggregaten förutsättes ha vissa driftmässiga egenskaper. Dessa krav regleras bl.a. av Xxxxxx för anslutning.

Aggregaten skall ha sådan tålighet mot spännings- och frekvensvariationer att de vanlig- aste typerna av nätfel klaras utan att de frånkopplas eller skadas. Aggregaten skall också ha sådan reglerförmåga att de kan bidra till nätets störningstålighet som aktiv och reaktiv störningsreserv.

4.3.3 Anvisningar

Som komplement till dimensioneringskriterierna utarbetas anvisningar som innehåller speciella nationella krav och ’bruksanvisning’ för planerarna. Anvisningarna skapas landsvis, varefter samordning sker mellan länderna.

Syftet med dimensioneringskriterierna är att ge en acceptabel styrka av det samkörande nordiska elkraftsystemet. Endast få krav ställs på matningssäkerhet och lokala förhål- landen. Det är därför naturligt att komplettera kriterierna med nationella dimension- eringskrav.

Kriteriernas uppbyggnad ger ett stort antal kombinationer av driftsituationer och fel som skall testas. I praktiken är endast ett fåtal av dem dimensionerande för varje enskilt nät- avsnitt. Dessa kombinationer bör speciellt kommenteras och anvisningar ges hur beräkningar skall utföras.

Genom att flera konsekvensnivåer införts i kriterierna ställs stora krav på kunskap om elkraftsystemets karaktär och uppförande vid störningar. Erfarenheter och beräknings- metoder behöver därför samlas och kommenteras.

4.4 Kriterieschema

			Drifttillstånd före fel
			Intakt nät	Icke-Intakt nät
			Ingen komponent av betydelse ur drift	Planerat underhåll	Spontant bortfall och anpassad drift		Mer än en komponent ur drift eller driften ej anpassad (mindre än 15 min efter fel)
				Shunt- eller serie- komponent ur drift	Shunt- komponent ur drift	Serie- komponent ur drift
			Normal drift				Skärpt drift	Nöddrift
			DT0	DT1	DT2	DT3	Otillräckliga reservkrav	Över- och/eller underskridna gränser
Felfall	Enkelfel som ej berör serie komponent FG1		A	A	A	A	A-B	B-C
	Enkelfel som berör seriekomponent FG2					A/B	A-C	C
	Ovanliga enkelfel och speciella kombinationer av två fel FG3					B	C
	Övriga kombinationer av två fel med gemen- sam orsak FG4		B	B	B	C
	Övriga multifel	FG5	C	C	C

Figur 2

Konsekvenser:

A: Stabil drift, lokala konsekvenser samt begränsade nätvärnsingrepp1 B: Kontrollerad drift, regionala konsekvenser

C: Instabil drift och sammanbrott

4.5 Felgrupper

Nedan visas en förteckning över aktuella felgrupper.

1 Belastningsfrånkoppling anses vara en lokal konsekvens.

FG1 Vanliga enkelfel som inte berör seriekomponent Definitivt bortfall av

1.1 Produktionsenhet

1.2 Belastning, med tillhörande –transformering

1.3 Shuntkomponent (kondensatorer, reaktorer, SVC-anläggning)

1.4 Likströmspol (ansluten till gränsande system (t ex Baltic Cable))

FG2 Vanliga enkelfel som berör seriekomponent

Definitivt bortfall med eller utan inledande 1-fasigt permanent fel

2.1 Ledning (och ev planlagd produktionsfrånkoppling)

2.2 Systemtransformator

2.3 Samlingsskena2

2.4 Annan seriekomponent (seriekondensator, etc.)

2.5 Likströmspol (intern förbindelse)

FG3 Ovanliga enkelfel och speciella kombinationer av två samtidiga fel Definitivt bortfall med inledande 2-fasigt eller 3-fasigt fel.

3.1 Ledning (utan snabbåterinkoppling)

3.2 Samlingsskena2

3.3 Kombination som inkluderar utrustningar med okänd tillförlitlighet

FG4 Övriga kombinationer av två fel med gemensam orsak Definitivt bortfall med inledande 3-fasigt fel

4.1 Kombination av ledningsfel och bortfall av värmekraftaggregat

4.2 Dubbelledning

4.3 Snedgående brytarpol eller reläfel vid felbortkoppling

4.4 Två kraftverksblock

4.5 Station med sektioneringsbrytare

4.6 Likströmsbipol

4.7 Två ledningar i samma ledningsgata

FG5 Övriga multifel

5.1 Två oberoende samtidiga fel

5.2 Tre eller flera samtidiga fel

2 Beaktas först och främst för stationer som har betydelse för samkörningen mellan länderna

Bilaga 1: Metod, modeller och verktyg för systemtekniska utredningar

Metodik för systemtekniska utredningar

o Utredningar för utvärdering av behovet att förstärka elnätet

o Nyttovärden av alternativa förstärkningsåtgärder

o Bestämning och beskrivning av förutsättningar

o Analys av de tekniska egenskaperna med alternativa lösningar

o En teknisk/ekonomisk utvärdering och prioritering av dessa alternativ

o Val av förstärkningsåtgärder

En metod för detta visas i Figur 3. Metoden beskrivs närmare nedan.

Planeringsunderlag och förutsättningar

De olika förutsättningar som är grundläggande för att utföra analyser av elkraftsystemet är beskrivna i Figur 3. Av särskild betydelse är scenarier och grundförutsättningar (alternativa utvecklingar som har betydelse för det förstärkningsbehov som skall utredas). Detta omfattar förutsättningar med hänsyn till generell belastningsutveckling, särskilda belastningsökningar, produktionsutbyggnad, etc. Vid etablering av modeller för att genomföra de tekniska analyserna är det viktigt att beakta sådana driftsituationer som är av betydelse för utvärderingen av begränsningar, kapacitet och förstärknings- behov.

Systempålitlighet

Den långsiktiga planeringen av elkraftsystemet skall säkra systempålitligheten (försörjningssäkerheten). De internationella begreppen för systempålitlighet täcker:

- systemsäkerhet, som omfattar nödvändiga systemtjänster och nätkapacitet för transport av dessa.

- systemtillräcklighet, som omfattar tillräcklig produktions- och nätkapacitet för att täcka efterfrågan.

Följande begrepp överenstämmer med den internationella definitionen av system- tillräcklighet. Med energisäkerhet avses elkraftsystemets förmåga att med en bestämd kvalitet leverera önskad mängd energi till förbrukarna, och med effektsäkerhet avses elkraftsystemets förmåga att med en bestämd kvalitet leverera önskad mängd effekt till förbrukarna. En gemensam beteckning för dessa två begrepp är leveranssäkerhet (eller systemtillräcklighet.)

I ett internationellt sammanhang beskrivs försörjningssäkerheten med begreppet systempålitlighet, där leveranssäkerheten/systemtillräckligheten är den ena delen och systemsäkerheten är den andra. Systemsäkerheten är elkraftsystemets förmåga att kunna klara plötsliga störningar såsom elektriska kortslutningar eller oväntade förluster av systemdelar. Begreppet innefattar dynamiska förhållanden.

Systemtekniska analyser

Systemtekniska analyser omfattar nätanalyser och kraftbalansanalyser:

o Nätanalyser omfattar analys av överföringsbegränsningar och överföringskapacitet (termisk, spänningsmässig och dynamisk) för existerande nät och alternativa förstärkningslösningar vid relevanta driftsituationer och scenarier. Information om energiflöden i nätet, t.ex. varaktighetskurvor från kraftbalansanalyser (Samlast) kommer att vara viktig bakgrundsinformation om bl.a. överföringsbehovet i viktiga överföringssnitt. Beräkningarna utförs med analysprogrammet PSS/E och en relevant nätmodell.

o Kraftbalansanalyser omfattar analys av energiflöden under de aktuella scenarierna. Bl.a. beräknas varaktighetskurvor för överföring mellan de enskilda samlastområdena och flaskhalskostnader vid begränsningar mellan dessa områdena. Beräkningarna utförs med analysprogrammen Samkörningsmodellen och/eller Samlastmodellen och relevant kraftbalansmodell.

Teknisk/ekonomisk utvärdering och sammanställning (Samhällsekonomisk lönsamhetsutvärdering)

⚫ Kvalitativ/strategisk beskrivning/utvärdering av alternativa nätlösningars egenskaper och begränsningar

⚫ Nytto-/kostnadsutvärderingar av olika förstärkningsalternativ (samhällsekonomisk lönsamhetsutvärdering)

⚫ Beräknas t.ex. som kostnader för användning av alternativa förstärkningslösningar i förhållande till en referenslösning, t.ex. nollalternativet

⚫ Kvantitativ/kvalitativ utvärdering av konsekvenser av ändrade förutsättningar (följsamhetsutvärderingar)

🡹

Systemtekniska analyser

🡹 🡹

Kraftbalansanalyser (Samk.modell, SAMLAST)

Systemtekniska egenskaper

• Överföringsbegränsningar/ dimensionerande fel

• Överföringskapacitet (termisk, sp.mässig, dynamisk)

• Överföringsförlust

Nätanalyser (Flow/dynamisk) (PSS/E, TPLAN)

Kraftbalansegenskaper

• Varaktighetskurvor

• Flaskhalskostnader

• Överföringsförluster och förlustkostnader

🡸

(Flow-input till nätanalyser)

🡺

(Överf.kap.)

🡹 🡹

🡹

Planeringsunderlag/förutsättningar

⚫ Scenarier och grundförutsättningar (Belastning, produktion, export/import)

⚫ Förstärkningsåtgärder/-lösningar, driftssituationer, överföringsnitt

⚫ Analysperiod och analysstadier

⚫ Dimensioneringskriterier

⚫ Tekniska förutsättningar

⚫ Ekonomiska förutsättningar

⚫ Metod

Figur 3 Procedur för genomförande av en samhällsekonomisk lönsamhetsvärdering

Varaktighetskurvor beräknas utan kapitalbegränsning mellan de aktuella samlast- områdena, eventuellt utan begränsningar mellan flera/alla områdena.

Flaskhalskostnader beräknas med en fast eller med flera aktuella kapacitetsnivåer i det aktuella snittet samt utan eller med aktuella kapaciteter mellan de övriga områdena.

Relevanta överföringskapaciteter erhålles som ett resultat av nätanalyserna.

Teknisk/ekonomisk utvärdering och sammanställning Teknisk/ekonomisk sammanställning kommer att omfatta en sammanfattande utvärdering av de nätmässiga och kraftbalansmässiga egenskaperna av alternativa nätförstärkningslösningar vid olika scenarier.

Nyttovärde och kostnadsutvärderingar (samhällsekonomiska lönsamhetsutvärderingar) kommer att vara viktiga för att utvärdera lönsamheten av alternativa förstärknings- åtgärder, men mera kvalitativa och strategiska utvärderingar av alternativa förstärk- ningslösningar/strategier får företas före ett slutligt beslut om att genomföra aktuella förstärkningsåtgärder.

En samhällsekonomisk lönsamhetsutvärdering kan göras med olika lönsamhets- utvärderingsmetoder. Här beskrivs en metod för att beräkna netto nuvärdesnyttan av en förstärkningsåtgärd.

Netto nuvärdesnyttan beräknas som ett kapitaliserat och diskonterat värde av alla kostnader under analysperioden, angivet som nyttan i förhållande till referenslösningen (t.ex. noll-alternativet3). Att en åtgärd är samhällsekonomiskt lönsam förutsätter att:

Netto nuvärdesnyttan (NNN) > 0

Netto nuvärdesnyttan beräknas utifrån tekniska kostnader och systemkostnader med att:

NNN = ΔI - ΔD - ΔM + ΔF + ΔT - ΔA - ΔS

(Δ betyder kostnader, kostnads-/nyttoverkan av åtgärden jämfört med ett referens- alternativ, t.ex. noll-alternativet.)

Kostnadskomponenter som ingår är:

3 Med nollalternativet anses det existerande nätet, dvs. att det inte vidtas särskilda åtgärder för att förstärka nätet (konkreta förstärkningsåtgärder), eller utnyttja nätet mera (t.ex. systemvärnsåtgärder) i förhållande till existerande nät och driftspraxis.

Tekniska kostnader

ΔI: Investeringskostnader, eventuellt investerings-, reinvesteringkostnader, etc. i förhållande till motsvarande kostnader för referensalternativet.

ΔD: Drifts- och underhållskostnader, dvs. d/u-kostnader på grund av nya åtgärder eller i förhållande till motsvarande kostnader för referens- alternativet.

ΔM: Miljökostnader jämfört med motsvarande kostnader för referens- alternativet. Miljökostnader är i många sammanhang svåra att kvantifiera, och miljökonsekvenserna utvärderas därför ofta enbart kvalitativt.

Systemkostnader

ΔF: Flaskhalskostnader, uttryckt som reduktion (nyttan) med hänsyn till flaskhalskostnader för referensalternativet.

ΔT: Förlustkostnader, uttryckt som nyttan jämfört med kostnader för överföringsförluster för referensalternativet.

ΔA: Avbrottskostnader jämfört med motsvarande kostnader för referens- alternativet.

ΔS: Systemkostnader hänförliga till motsvarande kostnader för referens- alternativet.

Det genomförs effekt-/energibalansanalyser och nätanalyser. Områdesindelningen som användes i analyserna beskrivs.

Elektrotekniska elkraftsystemmodeller

För genomförande av nätanalyser används en modell av det nordiska elkraftsystemet, som innehåller de i systemet ingående transmissionsanläggningarna, t.ex. ledningar, transformatorer och produktionsanläggningar. Även underliggande nät med mot- svarande komponenter och ansluten förbrukning är modellerad. Analyser görs för relevanta driftssituationer, d.v.s. med relevant kopplingsbild i nätet och med korrekta produktions- och förbrukningsnivåer så att överföringar och spänningsnivåer blir riktiga.

För detta ändamål skapas följande belastningsfall:

• Höglastscenario med en horisont på 5 år.

• Höglastscenario med en horisont på 10 år.

Elektrotekniska systemanalyser och verktyg

De praktiska analyserna för bestämmande av t.ex. stamnätets överföringskapacitet genomförs genom bestämmande av dimensionerande driftssituationer och felfall, begränsande komponenter (termisk) eller begränsande systemegenskaper (spännings- kollaps, dynamisk instabilitet) samt belastning av nätet, tills de begränsande

komponenterna blir fullastade, eller de begränsande systemegenskaperna blir över- skridna (spänningskollaps, dynamisk stabilitet).

Inom Nordel används programmet PSS/E4 hos nästan samtliga systemansvariga nätföre- tagen vid denna typ av analyser. Några använder också programmet TPLAN5 som ett supplement till PSS/E.

Effekt-/energibalancemodeller

I samband med elenergiberäkningarna har Nordel tillgång till Samkörningsmodellen och Samlastmodellen6. Även Balmorel-modellen7 kommer att kunna användas.

Dessutom upprättas det uppställningar över effektbalansförutsättningarna i tabellform.

Samkörningsmodellen

Samkörningsmodellen baseras på en datauppsättning för det nordiska elkraftsystemet för ett stadium 5 år framåt i tiden.

Programmet är en energibalansmodell med en lösning av optimeringsproblemet med beräkning av vattenvärden och fördelning av den optimala vattenkraftproduktionen i ett elkraftsystem med flera magasin i olika områden med överföringsförbindelser mellan områdena.

Modellen simulerar elkraftsystemet och elmarknaden i kronologisk ordning – normalt under en period på 52 veckor i en följd som täcker flera år, vilket är normalt för lång- tidsplanering. Modellen för produktionssystemet fokuserar på en beskrivning av vatten- kraftstationerna med magasin med tillrinning och avtappning. Värmekraften är mer överskådligt modellerad. De viktigaste storheterna är tillgänglig effekt, som kan variera över tiden, samt rörliga produktionskostnader.

Beräkningsmässigt delas varje enskild vecka normalt in i fyra perioder eller tidsegment.

4 Power System Simulator for Engineering från bolaget PTI (Power Technologies Inc) i Schenectady, New York, USA. Information om PTI:s program finns på xxx.xxx-xx.xxx .

5 TPLAN: Transmission Planning-program från bolaget PTI.

6 Själva programmet för Samkörningsmodellen och Samlastmodellen är utvecklat av SEFAS (SINTEF Energiforskning, tidigare EFI) i Norge. Dataunderlaget för modellerna är utarbetat av nordiska el- och nätföretag. Viss information om programmen är tillgänglig på: xxx.xxxxxx.xxxxxx.xx .

7 Balmorel-modellen är utvecklat av bl.a. Elkraft System under den danska Energistyrelsens energi- forskningsprogram och underhålles av Elkraft System. Ytterligare information är tillgänglig på xxx.xxxxxxxx.xxx .

Förbrukningen kan indelas i prisoavhängig och prisavhängig förbrukning med olika tidsprofiler under årets lopp. Ransonering kan också modelleras.

Samkörningsmodellen använder en mycket förenklad representation av stamnätet. Överföringskapaciteten mellan olika områden modelleras med en kapacitet och över- föringskostnader. DC-förbindelserna kan representeras med ett fast MW-tal med tillägg av en förlustfunktion och/eller en gränsavgift, som stiger linjärt med överföringen.

Som resultat uppnås en optimal fördelning av produktionen på olika kraftverk och överföringar mellan områden. Fast och prisavhängig förbrukning fördelas på motsvarande vis.

Samkörningsmodellens kraftbalansanalyser avbildar elkraftsystemet som om det skulle hanteras i en samlad driftsmässig optimering. Detta är en klassisk metod för att representera ett system där det råder full konkurrens. Analyserna förutsätter således bl.a. att det är full information mellan marknadsaktörerna, att de agerar rationellt och att det inte utövas marknadsmakt. Dessutom förutsätts det att förbindelserna från Nordel- området är helt öppna för marknaden och inte belagda med avtalsmässiga förpliktelser om leveranser.

Dessa antaganden är förenklade förutsättningar, bl.a. för att det inte sker en driftsmässig samlad optimering och för att övriga marknadsområden som ansluter till Nordel- länderna kan medverka till att förbindelser från området inte alltid utnyttjas optimalt.

Samlastmodellen

I Samlastmodellen är Samkörningsmodellen integrerad med belastningsfördelnings- beräkningar (loadflow) för nätet. Detta innebär, att nätet är mer elektriskt korrekt representerat än i Samkörningsmodellen. Om det t.ex. visar sig att gränserna för de maximalt tillåtna överföringarna är överskridna upprepas beräkningarna i Samkörnings- modellen för att finna en tillåten lösning på de relevanta flödena i elkraftsystemet.

Med Samlast är det möjligt att beräkna hur de olika ledningarna och överförings- förbindelserna utnyttjas vid olika typer av vattenår. Det blir därmed möjligt att beräkna värdena av reduktion i flaskhalsar i nätet.

Balmorel-modellen

Balmorel-modellen beskriver produktion, stamnätet och förbrukning och har i stora drag samma representation av de geografiska och tidsmässiga dimensionerna som Samkörningsmodellen. I förhållande till denna har Balmorel-modellen en mera detaljerad beskrivning av kraftvärmeproduktion, medan det är motsvarande färre detaljer i beskrivningen av vattenkraften. Förbrukarsidan är prisavhängig.

Modellen har en detaljerad beskrivning av miljöförhållandena, där det redogörs för emissioner till luften (CO2, SO2 og NOx). I modellen kan läggas in olika typer av avgifter och/eller begränsningar.

Modellen kan användas till driftsimuleringar och till automatisk utbyggnadsplanering. Det ingår därför såväl rörliga som fasta kostnader i beskrivningen av produktions- enheterna. Det beräknade elpriset kommer i perioder med tillräcklig kapacitet att vara detsamma som de rörliga kostnaderna (de kortsiktiga marginalkostnaderna), medan det i perioder med etablering av ny kapacitet kommer att vara detsamma som de långsiktiga marginalkostnaderna.

Uppställning av effektbalanser

Uppställning av effektbalanser innebär en uppställning i tabellform av balanser för Nordel och de olika områdena inom Nordel. Balanserna ger en samlad och överskådlig bild av den effektsituation som kan uppnås under de gällande marknadsmässiga förhållandena vid ostörd drift av elkraftsystemet. För närvarande uppdelas det nordiska elkraftsystemet i sju olika områden. Denna metod att beskriva effektbalansen är en enkel, deterministisk metod som populärt kallas för ”handbalans”.

MAPS-modellen

En annan metod baseras på en sannolikhetsmodell för det nordiska elkraftsystemet. Modellen förkortas MAPS 8, som står för Multi Area reliability of Power Systems. Beräkningsalgoritmerna bygger på sekvensiell Monte Carlo-simulering, där förbruk- ningskurvan simuleras stegvis. Modellen koncentrerar sig särskilt på kapaciteten och tillförselmöjligheterna för produktionsanläggningarna, utlandsförbindelserna och de viktigaste snitten i stamnätet. Sannolikheten för effektbrist analyseras särskilt i samband med en hög elförbrukning under vinterperioden. Elförbrukningen i modellen är hopsummerad för större områden och det tas hänsyn till prognososäkerheten. Det nordiska elkraftsystemet är i modellen indelat i ca. tio olika områden.

De viktigaste beräkningsresultaten från modellen är följande:

- LOLP Loss Of Load Probability

- EENS Expected Energy Not Served

- EPNS Expected Power Not Served

8 MAPS har utvecklats av Vattenfall AB.

Figur 4 Viktiga snitt i näten i Nordel-området i förhållande till den områdesindelning som analyseras effekt- och energimässigt.

Försörjningssäkerhet för energi och effekt

Utöver kapaciteten för transporterna på marknaden är det viktigt att analysera om det finns tillräckliga resurser i produktionsapparaten för att upprätthålla försörjnings- säkerheten i Nordel-området Detta sker genom analys av sannolikheten för att det uppstår brist på energi eller effekt. När det gäller energiförsörjningen fokuseras det på torrår och exstremt torrår för vattenkraftsystemet. När det gäller effekt fokuseras det på normal vinterlast och exstrem vinterlast som förekommer en gång vart tionde år.

Det kan uppstå behov av att utveckla ett antal försörjningssäkerhetskriterier som fastslår Nordel-områdets eventuella självförsörjningsgrad med avseende på effekt och energi.

REGLER FÖR DRIFT (OPERATIONAL CODE) 2

Regler för drift (Operational code)

I detta kapitel har följande dokument inkluderats:

Dokument	Status
Systemdriftavtalet	Bindande avtal

Följande Nationella dokument finns som hanterar Driftsregler:

Dokument	Status

De systemansvariga företagen i Skandinavien och Finland har ingått ett systemdrifts- avtal. Systemdriftsavtalet innehåller regler för driften av det sammankopplade nordiska elkraftsystemet, och återges i detta avsnitt.

AVTAL

om driften av det sammankopplade nordiska kraftsystemet

(Systemdriftavtal)

§ 1 Parter m.m.

• Elkraft System A.m.b.A (Elkraft) org. nr. DK 25 10 00 93

• Eltra A.m.b.A (Eltra) org. nr. 25 33 57 75

• Xxxxxxx Xxx (Fingrid) org. nr. 697 185

• Statnett SF (Statnett) org. nr. 962 986 633

• Affärsverket svenska kraftnät (Svenska Kraftnät) reg. nr. 202100-4284

I Systemdriftavtalet (Avtalet) och bilagor förekommande termer och begrepp definieras i Bilaga 1.

§ 2 Bakgrund

Delsystemen i Norge, Sverige, Finland och Östdanmark är synkront sammankopplade och bildar det så kallade synkron- systemet. Delsystemet i Västdanmark är kopplat till Norge och Sverige med likströmsförbindelser. Synkronsystemet och del- systemet i Västdanmark utgör tillsammans det samman- kopplade nordiska kraftsystemet.

Ansvariga myndigheter i Danmark, Finland, Norge och Sverige har utsett särskilt systemansvariga som har ett övergripande ansvar för att varje delsystem fungerar tillfredsställande. Dessa systemansvariga är Elkraft för det östdanska delsystemet inklusive Bornholm, Eltra för det västdanska delsystemet, Fingrid för det finska delsystemet, Statnett för det norska delsystemet samt Svenska Kraftnät för det svenska delsystemet. Åland omfattas inte av detta Avtal.

Detta Avtal har ingåtts mot bakgrund av att driften av det sammankopplade nordiska kraftsystemet förutsätter drift- samarbete och koordinering mellan de systemansvariga. En effektiv samverkan dem emellan ger de tekniska förut- sättningarna för handel med kraft på en öppen elmarknad.

Avtalet och dess bilagor reglerar driftsamarbetet mellan Parterna. Flera av Avtalets bestämmelser har utgångspunkt i rekommendationer utgivna av Nordel.

§ 3 Syfte

Avtalets syfte är att tillvarata fördelarna med en samman- kopplad drift av det nordiska kraftsystemet. Parterna skall därför i samverkan upprätthålla en sammanhållen drift av det nordiska kraftsystemet med tillfredsställande säkerhet och kvalitet.

Parterna skall gemensamt upprätthålla en ändamålsenlig leveranskvalitet i de avseenden som är relaterade till den gemensamma systemdriften såsom frekvens, tidsavvikelse, systempendlingar m.m.

Parterna skall i samverkan driva det sammankopplade nordiska kraftsystemet på ett sådant sätt att det främjar effektivt utnyttjande av befintliga resurser och krafthandel på den nordiska elmarknaden och på en eventuell vidare internationell marknad. I Avtalet anges de närmare förpliktelser som Parterna åtager sig att uppfylla i driftsamarbetet.

Parterna är eniga om att överenskommelser om driften av det sammankopplade nordiska kraftsystemet endast skall ingås mellan berörda systemansvariga.

Det är Parternas avsikt att så länge överföringsanläggningar mellan delsystemen är i drift, det skall föreligga ett avtal Parterna emellan vari regleras deras driftsamarbete, rättigheter och förpliktelser i systemdriftsfrågor.

§ 4 Bilagor

Till Avtalet hör följande bilagor.

Bilaga	Innehåll
1	Definitioner
2	Driftsäkerhetsprinciper
3	Balansregleringsprinciper
4	Informationsutväxling
5	Systemvärn
6	Systemtjänster
7.1	Samdrift mellan Norge - Sverige
7.2	Samdrift mellan Sverige - Finland
7.3	Samdrift mellan Norge – Finland – Sverige (Nordkalotten)
7.4	Samdrift mellan Norge - Västdanmark
7.5	Samdrift mellan Sverige - Västdanmark
7.6	Samdrift mellan Sverige - Östdanmark
7.7	Samdrift mellan de norska, svenska och västdanska delsystemen i trekant
8	Hantering av överföringsbegränsningar mellan delsystem
9	Effektbrist
10	Nordelsystemets samdrift med övriga system

Bilagorna utgör integrerade delar av Avtalet.

Vid motstridighet mellan innehållet i bilagor och vad som sägs i denna huvuddel av Xxxxxxx skall vad som sägs i huvuddelen äga företräde.

§ 5 Beslut m.m. avseende det egna delsystemet

Part fattar själv beslut om vilka principer som tillämpas för

driftsäkerheten inom det egna delsystemet.

Parterna är dock eniga om att vid sådana beslut så långt det är möjligt och lämpligt följa intentioner och principer i Avtalet.

Parterna svarar var och en för att egna avtal angående system- driftsamverkan mellan eget delsystem och delsystem utanför det sammankopplade nordiska kraftsystemet med vilka det finns fysiska överföringsförbindelser, utformas så att de inte strider mot intentionerna i eller motverkar efterlevnaden av Avtalet.

Det är Parternas avsikt att så långt möjligt inom givna legala ramar (koncessionsvillkor m.m.) koordinera villkor i sådana avtal med Avtalets bestämmelser.

Respektive Part skall ingå de avtal med företag inom det egna

delsystemet som är nödvändiga för att uppfylla Avtalet.

Om inte annat avtalats, svarar Part för att åtgärder inom det egna delsystemet med systemdriftmässig verkan inte skall belasta övriga delsystem.

§ 6 Driftsäkerhetsprinciper

Part skall i den löpande systemdriften och i driftsamarbetet med övriga Parter följa de principer som anges i Bilaga 2 och Bilaga 3.

§ 7 Driftvillkor för förbindelserna mellan delsystemen

7.1 Överföringsanläggningar

De överföringsanläggningar som förbinder delsystemen

redovisas i följande bilagor.

Bilaga	7.1	Norge - Sverige
Bilaga	7.2	Sverige - Finland
Bilaga	7.3	Norge – Finland – Sverige (Nordkalotten)
Bilaga	7.4	Norge - Västdanmark
Bilaga	7.5	Sverige - Västdanmark
Bilaga	7.6	Sverige – Östdanmark
Bilaga	7.7	Norge – Sverige – Västdanmark (delsystemen i
		trekant)

Part svarar vid behov för att detaljerade driftinstruktioner upprättas för i nämnda bilagor uppräknade förbindelser inom eget delsystem. I de delar som sådana driftinstruktioner har betydelse för den gemensamma systemdriften skall de koordineras med berörda företag och Parter.

7.2 Överföringskapacitet

Överföringskapacitet på förbindelserna mellan delsystemen skall löpande fastställas bilateralt av berörda Parter. Besluten skall normalt baseras på driftsäkerhetskriterierna som anges i Bilaga 2 och på sådana rådande tekniska och driftmässiga omständigheter som har betydelse för överföringskapaciteten. Parterna svarar var och en för bedömning av dessa omständigheter inom eget delsystem och beslutar om nödvändiga åtgärder.

Parterna är överens om att reservera en reglermarginal mellan överföringskapacitet och handelskapacitet på förbindelserna. Reglermarginalen skall normalt vara de värden som anges i Bilagor 7.1-7.6.

7.3 Särskilda driftvillkor

I vissa fall tillämpas särskilda regler för att utnyttja för- bindelsernas överföringskapacitet. Närmare villkor och berörda företag anges i respektive Bilagor 7.1–7.7.

7.4 Överföringsförluster

Frågor som rör överföringsförluster regleras i särskilda avtal – avräkningsavtal.

Part skall inte stå för överföringsförluster som uppstår inom annan Parts delsystem i någon driftsituation, om inte annat avtalats.

Avräkningspunkterna anges i Bilagor 7.1-7.6.

7.5 Spänningsreglering

Spänningsregleringen i delsystemen skall skötas så att i § 6 angivna driftsäkerhetsprinciper upprätthålls och så att det reaktiva effektflödet mellan delsystemen inte innebär drift- mässiga problem. Parternas rätt och skyldighet till reaktivt effektflöde på växelströmsförbindelserna begränsas till vad som beräkningsmässigt motsvarar nollutbyte i landsgränsen, baserat på mätvärden i förbindelsernas ändpunkter.

7.6 Systemvärn

Systemvärn kan användas för att höja överföringskapaciteten och/eller driftsäkerheten mellan och inom delsystemen.

Systemvärnens inställningsvärden och driftstatus skall beslutas och övervakas av respektive Part. I de fall då systemvärnen har betydelse för två eller flera delsystem skall koordinering och kommunikation av driftstatus ske mellan de berörda Parterna. Krav gällande systemvärn återges i Bilaga 2. De former av systemvärn som används redovisas i Bilaga 5.

7.7 Reläskydd och felanalys

Parterna skall koordinera underlag och planer för inställning av funktionsvärden för sådana överföringsanläggningars relä- skydd. Efter driftstörningar skall information från registreringsutrustningar utväxlas mellan berörda Parter i nödvändig omfattning för att utreda händelseförloppen.

§ 8 Driftplanering

Parterna skall så långt det är möjligt bilateralt koordinera drift- avbrott och andra åtgärder som var och en råder över och som har betydelse för den gemensamma systemdriften. Vid drift- avbrott och andra åtgärder som inträffar i driftfasen och som måste vidtas med kort varsel, utan att tid till koordinering finns, skall berörda Parter underrättas så snart som möjligt.

I Bilagor 7.1-7.6 finns vissa regler avseende koordinering av driftavbrott på respektive förbindelse mellan delsystemen.

§ 9 Systemtjänster

Parterna skall uppfylla i § 6 angivna driftsäkerhetsprinciper genom att säkerställa tillgången på systemtjänster inom eget delsystem. Då det är möjligt kan Parterna samordna och utbyta systemtjänster med varandra. Vid sådant utbyte av systemtjänster skall prissättningen baseras på de kostnader som respektive Part har för att få tillgång till och utnyttja systemtjänsterna inom det egna delsystemet.

Parterna skall verka för en harmonisering av villkoren för att få tillgång till systemtjänster från företag inom respektive del- system.

Systemtjänster beskrivs i Bilaga 6.

§ 10 Hantering av överföringsbegränsningar mellan delsystemen

Parterna skall bilateralt svara för att överföringarna på respektive förbindelse mellan delsystemen inte överskrider fastställd överföringskapacitet. Om ett överskridande sker skall detta åtgärdas inom 15 minuter.

Parterna skall bilateralt koordinera villkor och hanterings- rutiner för att vid behov kunna begränsa kommersiella aktörers utnyttjande av förbindelserna i de fall överförings- kapaciteter behöver sänkas. De särskilda villkor som i förekommande fall gäller för respektive förbindelse redovisas i Bilagor 7.1–7.7 Parterna upprätthåller de kommersiella aktörernas planerade handel genom mothandel i omfattning som framgår av Bilaga 8.

Det åligger Part att inom eget delsystem hantera sådana över- föringsproblem som inte kan lösas genom begränsning av de kommersiella aktörernas utnyttjande av förbindelserna. Part svarar vidare för att nödvändiga regleringar genomförs på egen sida av förbindelserna och för de kostnader som därvid uppstår, om inte annat avtalats mellan berörda Parter.

§ 11 Hantering av driftstörningar

Vid alla driftstörningar skall normal drift upprättas utan onödiga dröjsmål. Parterna skall bistå varandra för att minimera konsekvenserna av inträffade driftstörningar.

Vid driftstörningar inom eget delsystem svarar den drabbade Parten på egen bekostnad för avhjälpande åtgärder. I de fall då det är lämpligt att avhjälpande åtgärder genomförs i ett annat delsystem skall den drabbade Parten svara för kostnaderna för överenskomna åtgärder. Vid driftstörningar på en förbindelse mellan delsystemen skall berörda Parter på egen bekostnad svara för nödvändiga åtgärder på egen sida av förbindelsen, om inte annat avtalats.

Vid aktivering av den gemensamma frekvensstyrda störningsreserven skall gottgörelse normalt ske genom avräkning av balanskraft.

Part skall skyndsamt informera övriga Parter om driftsäkerhets- risker eller inträffade driftstörningar.

§ 12 Balansreglering

Varje delsystem har ett ansvar för att planlägga sig i balans timme för timme samt ett ansvar för att upprätthålla den egna balansen i drifttimmen.

Parterna skall samverka i syfte att minimera kostnaderna för balansregleringen genom att i största möjliga omfattning bruka varandras reglerresurser när det är systemtekniskt och ekonomiskt lämpligt.

Balansregleringen i det nordiska systemet är delat i två balans- områden. Det ena balansområdet är synkronsystemet och det andra balansområdet är Västdanmark.

Eltra sörjer för balansregleringen i det Västdanska området inom ansvaret för UCTE-systemet och efter avtal med EON Netz. Eltra har således avtal med två balansområden dels UCTE-systemet, dels synkronsystemet.

Balansregleringen för varje delsystem inom det samman- kopplade nordiska kraftsystemet skall ske enligt de principer som anges i Bilaga 3.

Grunden för det sammankopplade nordiska kraftsystemets balansreglering är att reglering sker efter frekvens. Regler- arbetet fördelas enligt kravet på reglerstyrka och en gemensam nordisk reglerstege. Hela det nordiska kraftsystemet skall utgöra en gemensam marknad för reglerkraft. Vid flaskhalsar kan reglermarknaden uppdelas.

Parterna skall uppmärksamma regleringsproblemen inom drifttimmen och särskilt vid timskarvar. Stora förändringar i utväxlingsplanerna bör hanteras genom överenskommelser om övergångar.

§ 13 Kraftutväxling

13.1 Timvisa utväxlingsplaner

Parter med angränsande delsystem skall gemensamt fastlägga rutiner för att meddela timvisa utväxlingsplaner och handels- planer mellan delsystemen. I de fall överföringsutrymme upplåts för andra ändamål än elbörshandel skall planerna bilateralt redovisas separat för varje aktör. Börshandel skall kunna redovisas som en nettohandel mellan varje delsystem.

13.2 Effektkraft

Utväxling av effektkraft mellan Parter med angränsande del- system kan ske för att uppnå effektiv systemdrift. Sådan utväxling kan komma till stånd vid behov i ordinarie drift, vid mothandel eller vid driftstörningar. Effektkraft kan avtalas i förväg samt påbörjas och avslutas under löpande drifttimme.

Principer för prissättning av effektkraft redovisas i Bilaga 3.

13.3 Balanskraft

Balanskraft mellan delsystemen framräknas i avräkningen som skillnaden mellan uppmätt kraftutväxling och summan av alla former av avtalad utväxling inklusive sådan utväxling som avtalats mellan Parterna.

Närmare regler för hantering och prissättning av balanskraft

framgår av Bilaga 3.

§ 14 Avräkning

Avräkningen skall baseras på i §§ 12-13 redovisade principer för balansreglering och kraftutväxling.

All avräkning av kraftutväxling mellan delsystemen skall ske i de avräkningspunkter som anges i Bilagor 7.1 - 7.6.

Avräkningsförfarandet regleras bilateralt i särskilda avtal, avräkningsavtal, mellan berörda Parter.

§ 15 Effektbrist

Vid risk för effektbrist skall krafthandeln inom börsområdet ges möjlighet att genom prisbildningen fördela risker och kostnader mellan elmarknadens aktörer. Parterna skall, så långt det är möjligt och rimligt, verka för att sådan krafthandel och disposition av produktionskapacitet kan upprätthållas som de inte enligt avtal har rätt att avbryta.

Vid förväntad effektbrist i ett eller flera delsystem skall Parterna samverka så att tillgängliga resurser i det sammankopplade nordiska kraftsystemet nyttjas för att minimera omfattningen av tvångsmässig förbrukningsfrånkoppling.

Akuta situationer såsom generell effektbrist eller vid effektbrist till följd av driftstörning i nät eller flaskhalssituationer, då tvångsmässig förbrukningsfrånkoppling måste ske, hanteras enligt Bilaga 9.

Driftsäkerheten skall upprätthållas på den nivå som anges i Bilagor 2 och 3 så att dimensionerande fel inte leder till omfattande följdstörningar i det sammankopplade nordiska kraftsystemet.

§ 16 Informationsutbyte

I Bilaga 4 redovisas den information som för systemdriftbehov skall utbytas mellan Parterna.

Om den information som Parterna utbyter mellan varandra inte är offentliggjord i det land som informationen avser, förbinder sig Parterna att hålla informationen konfidentiell såvitt det är möjligt enligt den lagstiftning som gäller inom respektive land.

§ 17 Ansvar

Parterna är endast ansvariga gentemot varandra för skada som orsakats genom grov oaktsamhet eller uppsåt.

Ingen av Parterna kan göra andra Parter ansvariga för förlorade intäkter, följdförluster eller andra indirekta förluster, med mindre än att skadan orsakats av grov oaktsamhet eller uppsåt.

§ 18 Tvist

Om det uppstår tvist med anledning av Xxxxxxx skall Parterna först söka lösa konflikten genom förhandling. Skulle detta inte lyckas skall tvisten, med tillämpning av svensk rätt, slutligt avgöras genom skiljedom enligt Xxxxxx för Stockholms Handels- kammares Skiljedomsinstitut. Skiljeförfarandet skall äga rum i Stockholm.

§ 19 Ändringar och tillägg

Tillägg och ändringar till detta Avtal skall för att vara giltiga avfattas skriftligen samt undertecknas av samtliga Parter.

Bilagor till detta Avtal kan löpande kompletteras. Härvid gäller att bilagor som omfattar samtliga Parter skall uppdateras gemensamt och godkännas av samtliga Parter. Bilagor som behandlar enskilda förbindelser skall uppdateras av de Parter som berörs av aktuell bilaga. Varje ändring av en bilaga skall dokumenteras skriftligt och delges Parterna.

Vid eventuella ändringar i bilagorna skall de aktuella bilagorna senast en månad efter ändring justeras och skickas ut till alla parter. En årlig genomgång skall göras av avtalet för att komma till rätta med eventuella avtalsjusteringar.

§ 20 Överlåtelse

Detta avtal får överlåtas till annat företag som av respektive lands myndigheter utsetts att vara systemansvarig för ett del- system. Annan överlåtelse får inte vare sig helt eller delvis ske utan övriga Parters skriftliga samtycke.

Part har vid överföring av systemansvar till annat företag ansvar för att åtagandena enligt detta Avtal överförs till den nye systemansvarige.

§ 21 Giltighet m.m.

Detta Avtal träder i kraft då det undertecknats av samtliga Parter och gäller tillsvidare. Avtalet, som ska tillämpas från 1 april 2004, är villkorat av att respektive Part erhåller nödvändiga godkännanden från styrelser och myndigheter.

Om Part anser att villkoren i Avtalet visar sig innebära orimliga eller olämpliga konsekvenser så kan denne skriftligen hos övriga Parter begära att förhandlingar tas upp snarast i syfte att ändamålsenliga ändringar kan göras i Avtalet. Motsvarande förhandlingar kan också tas upp om förutsättningarna för Avtalet förändras väsentligt genom ändrad lagstiftning eller myndighetsbeslut eller genom att fysiska förändringar sker i det sammankopplade nordiska kraftsystemet.

Om Part begärt omförhandling är övriga Parter skyldiga att inom en månad från att de erhållit begäran aktivt medverka i sådan förhandling.

Skulle omförhandling inte inom sex månader från det omförhandling begärdes leda till någon överenskommelse om sådana ändringar i Avtalet att Part anser sig kunna nöjas därmed äger Parten rätt att säga upp Avtalet till upphörande. Uppsägningen, som skall vara skriftlig, skall ske senast två veckor från omförhandlingsfristens utgång. Sker sådan uppsägning skall Xxxxxxx anses ha upphört att gälla beträffande den uppsägande Parten, då sex månader förflutit från det att uppsägningen delgavs samtliga övriga Parter.

Detta avtal ersätter tidigare avtal daterat den 15 mars 2002. Detta avtal är upprättat och undertecknat i fem (5) likalydande exemplar varav Parterna har var sitt.

Köpenhamn 2004- -

Fredericia 2004-

Elkraft System A.m.b.A

Xxxx Xxxxxxxx

Eltra A.m.b.A

Xxxxx Xxxxxxx

Helsingfors 2004- - Oslo 2004- -

Fingrid Oyj Statnett SF

Xxxx Xxxxxxxx Xxx Xxxxx Xxxxxxxxx

Stockholm 2004- - Affärsverket svenska kraftnät

Xxx Xxxxxxxxx

Definition

Termer definierade i denna bilaga är kursiverade i avtalet och dess bilagor.

Aktiv reserv delas in i automatisk aktiv reserv och manuell aktiv reserv.

Aktör är en fysisk eller juridisk person som agerar i den fysiska elmarknaden i form av bilateral handel med andra aktörer, elspothandel, elbashandel eller handel på andra existerande marknadsplatser.

Allvarliga driftstörningar är driftstörningar som medför större konsekvenser än aktivering av frekvensstyrd störningsreserv.

Automatisk aktiv reserv är aktiv reserv som aktiveras automatisk i den momentana driftssituationen. Delas in i frekvensstyrd normaldriftsreserv, frekvensstyrd störningsreserv och spänningsstyrd störningsreserv.

Avbrottsplanering är planeringen hos varje enskild systemansvarig och mellan de systemansvariga av de nödvändiga avbrott som påverkar gränsförbindelser mellan delsystemen.

Avräkningspunkt är referenspunkt för den ekonomiska avräkningen mellan

delsystemen som baseras på direkt mätning.

Balanskraft är skillnaden mellan planlagd och uppmätt överföring mellan

delsystemen.

Balansområde är det område av kraftsystemet där det hela tiden skall regleras för att hålla frekvensen och en fysisk balans i förhållande till omliggande områden. I Norden är synkronsystemet och Västdanmark åtskilda balansområden.

Balansreglering är regleringar för att hålla frekvensen och tidsavvikelsen

enligt fastställda kvalitetskrav. Reglering utförs även av nätskäl.

Delsystem är det kraftsystem en systemansvarig har ansvaret för.

Delsystemets balans räknas som summan av uppmätt fysisk överföring på gränsförbindelserna mellan delsystemen. Det är således underskott om summan visar att det flyter kraft till ett delsystem och överskott om det flyter kraft ut från ett delsystem. (Utbyten på gränsförbindelser som Finland- Ryssland, SwePol Link, Baltic Cable, Kontek och Västdanmark-Tyskland skall inte ingå i beräkningen.)

Dimensionerande fel är det fel som medför bortfall av enskild huvudkomponent (produktionsenhet, ledning, transformator, samlingsskena, förbrukning etc.) och som ger störst konsekvens för kraftsystemet.

Driftdygn är kalenderdygnet omkring den momentana driftsituationen.

Driftfasen är tiden från den momentana driftsituationen och resten av

driftdygnet när handeln på elspot redan är fastlagd.

Driftinstruktion är en instruktion till kontrollrummen hos de

systemansvariga om hur de skall förhålla sig i en driftsituation.

Driftplanering är parternas planering av driften av kraftsystemet.

Driftreserv är reserv som de systemansvariga har tillgång till i driftdygnet. Delas in i aktiv reserv och reaktiv reserv.

Driftstörning är en störning i driften av kraftsystemet. Det kan vara bortfall av en ledning, samlingsskena, transformator, produktionsenhet eller förbrukning.

Driftsäkerhet är kraftsystemets förmåga att motstå händelser (bortfall av ledning, samlingsskena, transformator, produktionsenhet eller förbrukning).

Driftsäkerhetskriterier är de kriterier som parterna använder i

driftplaneringen för att upprätthålla en säker drift av kraftsystemet.

Driftövervakning och styrning är kontrollrummens övervakning och styrning av driften av kraftsystemet.

Effektbrist föreligger i driftsögonblicket när ett delsystem inte längre kan upprätthålla behovet av manuell aktiv reserv som kan aktiveras inom 15 minuter.

Effektkraft är kraft som angränsande systemansvariga kan utbyta mellan sig som ett led i regleringen av balansen i respektive delsystem. Utbyte sker med angivande av effekt, pris, förbindelse och klockslag med minutangivelse av tidpunkt för utbytets start respektive slut. Effektkraft avräknas som timmedelvärde.

Elbashandel är elhandel på timhandel på Elbas hos Nord Pool Spot. Elbashandel kan ske i Sverige och Finland före och i driftdygnet efter elspothandeln har stängt.

Eldriftansvarsgräns är gränsen på ett väldefinierat område i

överföringsanläggningarna mellan två eldriftansvariga.

Eldriftansvarig är den person som av innehavaren erhållit arbetsuppgiften att ansvara för den elektriska anläggningens skötsel.

Elspothandel är elhandel på spotmarknaden hos Nord Pool Spot.

Elspothandel kan ske före driftsdygnet i alla delsystem.

Elspotområden är de områden elspotmarknaden som det sammankopplade nordiska kraftsystemet indelas i för att hantera eventuella kapacitetsbegränsningar (flaskhalsar) i överföringsnätet. Eventuella flaskhalsar orsakar olika elspotpriser i elspotområden. I Finland, Sverige, Västdanmark och Östdanmark motsvarar elspotområdena delsystemen.

I Norge är det flera elspotområden inom delsystemet.

Elspotpris är priset i elspothandeln i ett elspotområde.

Fara för effektbrist föreligger när prognoser visar att ett delsystem inte längre klarar att upprätthålla behovet av manuell aktiv reserv som kan aktiveras inom 15 minuter för planeringsperioden.

Flaskhals är en kapacitetsbegränsning i överföringsnätet. I elspotmarknaden tas hänsyn till flaskhalsar mellan elspotområdena. I driftplanering, driftövervakning och styrning tas hänsyn till alla fysiska flaskhalsar.

Frekvensstyrd normaldriftsreserv är momentan tillgänglig aktiv effekt som disponeras för frekvensreglering inom området 49,9 - 50,1 Hz och som aktiveras automatisk av nätfrekvensen. Benämndes tidigare frekvensregleringsreserv.

Frekvensstyrd störningsreserv är momentan tillgänglig aktiv effekt som disponeras för frekvensreglering inom området 49,9 - 49,5 Hz och som aktiveras automatisk av nätfrekvensen. Benämndes tidigare momentan störningsreserv.

Förbrukningsfrånkoppling är automatisk eller manuell frånkoppling av förbrukning.

Gränsförbindelse är en förbindelse mellan två delsystem.

Handelskapacitet är den högsta tillåtna summan av aktörernas planlagda handel på timbasis och den kapacitet som ställs till förfogande för elspothandel mellan elspotområden. Handelskapaciteten beräknas som överföringskapaciteten reducerad med reglermarginalen.

Handelsplan är summan av aktörers elhandel mellan elspotområden (Elspot, Elbas, timhandel).

Höglastreserv är aktiv reserv som normalt har lång beredskapstid. Vid förväntad höglast reduceras beredskapstiden, således att höglastreserven kan utnyttjas före driftsdygnet i elspotmarknaden eller i driftsdygnet i reglermarknaden. Kallas också topplastreserv.

Integrerat inställningsfel är det momentana inställningsfelet integrerat över innevarande timme.

Kraftsystemets drifttillstånd är normal drift, skärpt drift, nöddrift, nätsammanbrott och återuppbyggnad.

Kritisk effektbrist föreligger när förbrukning måste reduceras/frånkopplas utan marknadsmässigt avtal om detta.

Lastföljning innebär att aktörer med stora produktionsändringar rapporterar produktionsplaner med kortare tidsupplösning än 1 timme.

Långsam aktiv störningsreserv är aktiv effekt tillgänglig efter 15 minuter.

Xxxxxxx aktiv reserv är aktiv reserv som aktiveras manuellt i den momentana driftssituationen. Delas in i snabb aktiv prognosreserv, snabb aktiv störningsreserv, snabb aktiv mothandelsreserv och långsam aktiv störningsreserv.

Momentant inställningsfel är avvikelsen (i MW) mellan summa mätt effekt och summa avtalad utväxlingsplan på förbindelserna mellan delsystemen plus frekvenskorrektion som är delsystemets momentana reglerstyrka multiplicerat med avvikelsen i frekvensen från 50 Hz. Kallas också momentan obalans.

Mothandel är köp av uppreglering och försäljning av nedreglering på var sin sida av en flaskhals som de systemsvariga genomför för att upprätthålla eller öka handelskapaciteten i elspothandeln mellan två elspotområden eller för att avhjälpa en flaskhals i driftsdygnet.

N-1 kriterier är ett uttryckssätt för en driftsäkerhetsnivå som innebär att ett kraftsystem förutsätts vara intakt förutom bortfall av en enskild huvud- komponent (produktionsenhet, ledning, transformator, samlingsskena, förbrukning etc.). På motsvarande sätt innebär n-2 att två enskilda huvudkomponenter bortfaller.

Normal drift är ett drifttillstånd som innebär att all förbrukning tillgodoses, att frekvens, spänning och överföring är inom sina gränser och att reservkraven är uppfyllda. Kraftsystemet är förberett att klara dimensionerande fel. Kallas också normalt driftstillstånd.

Nätsammanbrott är ett drifttillstånd som innebär att förbrukning är frånkopplad och produktionsfrånkoppling och nätdelning kan förekomma.

Nöddrift är ett drifttillstånd som innebär att all förbrukning tillgodoses (om manuell förbrukningsfrånkoppling inte har skett) men att frekvens, spänning eller överföringar är oacceptabla.

Nödeffekt är effektreglering på HVDC förbindelser aktiverad av automatiker på båda sidor av respektive HVDC-förbindelse.

Områdespris är elspotpriset i ett elspotområde.

Part är en av de systemansvariga som ingår i detta avtal i driften av det sammankopplade nordiska kraftsystemet. Parterna är Elkraft System, Eltra, Fingrid, Statnett och Svenska Kraftnät.

Planeringsfasen är tiden fram till att bud lämnade till nästa dygns

elspothandel inte längre kan ändras.

Prisområde är ett elspotområde som på grund av flaskhals mot annat

elspotområde har fått ett eget elspotpris.

Produktionsfrånkoppling är automatisk eller manuell frånkoppling av produktionsanläggning.

Rampreglering är reglering av effekt utifrån en specificerad ramp för att utjämna övergången mellan två effektnivåer, vanligen vid timskarvar. Kallas också ramping.

Reaktiv reserv är reaktiv effekt som aktiveras automatisk eller manuellt i den momentana driftssituationen.

Redundans är mer än en oberoende möjlighet för en utrustning att utföra en önskad funktion.

Reglerbud är bud på upp- eller nedreglering med en angiven effekt till ett angivet pris.

Reglerkraft är aktiverade reglerbud, upp- och nedregleringar i kraftverk samt ned- och uppreglering av förbrukning som producenter alternativt förbrukare erbjuder mot ersättning. De systemansvariga aktiverar dessa bud i den momentana driftssituationen för att hålla balansen/frekvensen i balansområderna och för att hantera flaskhalsar i överföringsnätet.

Reglerlista är listan på reglerbud i upp- och nedgående ordning sorterat efter pris för en timme.

Reglermarginal är avståndet mellan överföringskapaciteten och handelskapaciteten. Den utgör utrymmet för de momentana reglervariationerna omkring det planlagda timvärdet för överföring.

Reglermarknad är marknaden för reglerkraft.

Reglerområden är de områden reglermarknaden för det sammankopplade nordiska kraftsystemet indelas i för att hantera eventuella kapacitetsbegränsningar (flaskhalsar) i överföringsnätet. Eventuella flaskhalsar medför olika reglerpriser i reglerområdena. I Sverige, Finland, Västdanmark och Östdanmark motsvarar reglerområdena normalt delsystemen. I Norge är det flera reglerområden inom delsystemet.

Reglerpris är det resulterande priset utifrån utförda regleringar i driftstimman för ett reglerområde. Kallas även RK-pris.

Reglersteg är steg i reglerlistan.

Reglerstyrka är produktionens förändring beroende av nätets frekvens (MW/Hz).

Sammankopplade nordiska kraftsystemet är de sammankopplade delsystemen i Finland, Norge, Sverige, Västdanmark och Östdanmark som parterna tillsammans har systemansvaret för.

Skärpt drift är ett drifttillstånd som innebär att all förbrukning tillgodoses (om manuell förbrukningsfrånkoppling inte har skett) och att frekvens, spänning eller överföringar är acceptabla men att reservkraven inte är uppfyllda.

Snabb aktiv mothandelsreserv är manuell aktiv reserv för att genomföra

mothandel.

Snabb aktiv prognosreserv är xxxxxxx aktiv reserv för utreglering av prognosfel för förbrukning och produktion.

Snabb aktiv störningsreserv är manuell reserv tillgänglig inom 15 minuter vid bortfall av enskild huvudkomponent (produktionsenhet, ledning, transformator, samlingsskena etc.). Återställer frekvensstyrd störningsreserv.

Specialreglering är aktivering av reglerkraft för att hantera flaskhalsar i

överföringsnätet.

Spänningsstyrd störningsreserv är momentan tillgänglig aktiv effekt som disponeras för driftstörningar och som aktiveras automatisk av nätspänningen. Etableras ofta som systemvärn.

Stödeffekt är effektreglering på HVDC-förbindelser som aktiveras manuellt.

Synkronsystemet är det synkront sammankopplade kraftsystemet bestående av delsystemen i Norge, Sverige, Finland och Östdanmark. Västdanmark är synkront sammankopplat med UCTE systemet.

Systemansvar är ansvaret för att samordna utnyttjandet av elektriska anläggningar i det samkörande kraftsystemet, eller en del av detta, så att önskad driftsäkerhet och nätkvalitet uppnås i den operativa driften.

Systemansvarig är den som har systemansvaret för ett definierat delsystem.

Systempris är ett beräknat pris för hela elspotmarknaden. Systempriset beräknas som om det inte är kapacitetsbegränsningar i överföringsnätet mellan elspotområdena.

Systemtjänster är ett sammanfattande begrepp för tjänster som de systemansvariga behöver för den tekniska driften av kraftsystemet. Tillgång till systemtjänster avtalas mellan den systemansvariga och andra företag inom respektive land. Systemtjänster kan inordnas i olika former av systemvärn och driftreserver för aktiv och reaktiv effekt.

Systemvärn är en automatisk systemskyddsutrustning för kraftsystemet. Systemvärn kan t.ex. användas för att begränsa konsekvenserna vid fel genom att frånkoppla produktion för att kompensera den felaktiga komponenten och att inte överlaster uppstår. Systemvärn kan också användas till att öka överföringsförmågan på överföringsnätet utan att samtidigt öka risken för försämrad driftsäkerhet. För systemvärn krävs en tillförlitlighet som ligger i nivå med primära skydd. Benämndes tidigare nätvärn.

Tidsavvikelse är differensen mellan ett synkronur drivet av frekvensen i kraftsystemet och astronomisk tid.

Timhandel är bilateral elhandel mellan två aktörer över en gränsförbindelse

via timabonnemang.

UCTE är en sammanslutning för systemansvariga i det kontinentala Europa (Union for the Co-ordination of Transmission of Electricity).

Underskottsområde är ett delsystem där delsystemets balans är negativ dvs. att det fysiskt flyter kraft in till delsystemet mätt fysiskt på gränsförbindelserna mellan parterna.

Utväxlingsplan är en plan för total avtalad aktiv effekt, som skall utväxlas timme för timme mellan två delsystem. Kan vara en plan för ett helt dygn eller ett antal timmar (energiplan) och i de fall det förekommer effektkraft under del av timmen även en momentan plan under timmen (effektplan).

Årsförbrukning är den mätta bruttoårsförbrukningen i ett delsystem.

Återuppbyggnad är en övergång mellan olika drifttillstånd som karaktäriseras av att nätet byggs upp, produktion regleras upp, frekvens spänning och överföring bringas inom acceptabla gränser. Förbrukning tillkopplas i den takt nät och produktionsresurserna tål.

Överföringsanläggning är enskilda anläggningar (ledningar, samlingsskenor, transformatorer, kablar, brytare, frånskiljare osv.) som omfattar överföringsnätet. Detta omfattar skydds-, övervaknings- och styrutrustning.

Överföringskapacitet är den högsta överföring av aktiv effekt som tillåts i överföringssnitt mellan delsystemen eller enskilda anläggningar. Om överföringskapaciteten överskrids skall åtgärder vidtas. Överförings- kapaciteten fastställs med en viss säkerhetsmarginal till de överföringsnivåer som medför nätsammanbrott vid dimensionerande fel.

Överföringsnät är det sammanhängande nät, som omfattas av

överföringsanläggningarna. Benämnes även transmissionsnät i Danmark.

Överföringssnitt är ett snitt i överföringsnätet mellan delsystemen eller mellan nätområden inom ett delsystem. Kallas också endast snitt.

Överskottsområde är ett delsystem där delsystemets balans är positiv dvs. att det fysiskt flyter kraft ut ur delsystemet mätt fysiskt på gränsförbindelserna mellan parterna.

Driftsäkerhetsprinciper

1 Driftsäkerhetskriterier

Följande driftsäkerhetskriterier skall tillämpas i de avseenden som har betydelse för att driften av kraftsystemet skall kunna upprätthållas med delsystemen sammanhängande med varandra.

Driftsäkerhetsprinciperna skall baseras på n-1 kriteriet. Detta är ett uttryckssätt för en driftsäkerhetsnivå som innebär att ett kraftsystem förutsätts vara intakt förutom bortfall av en enskild huvudkomponent (produktionsenhet, ledning, transformator, samlingsskena, förbrukning etc.). För det fel som ger störst konsekvens för kraftsystemet används uttrycket dimensionerande fel.

Det är normalt inte samma typ av fel som är dimensionerande vid frekvens- störningar som vid störningar i överföringssystemet. Bortfall av kraftsystemets största produktionsenhet är normalt dimensionerande för fastställandet av den frekvensstyrda störningsreserven.

Definitionen för allvarliga driftstörningar är driftstörningar som medför större konsekvenser än aktivering av frekvensstyrd störningsreserv.

Definitionen för normal drift är ett drifttillstånd som innebär att all förbrukning tillgodoses, att frekvens, spänning och överföring är inom sina gränser och att reservkraven är uppfyllda. Kraftsystemet är förberett att klara dimensionerande fel.

För det sammankopplade nordiska kraftsystemet innebär ovanstående att:

• ett dimensionerande fel i ett delsystem ska inte medföra allvarliga driftstörningar i andra delsystem. Detta ställer krav på frekvensstyrd störningsreserv och överföringskapacitet inom och mellan delsystemen

• om kraftsystemet inte är i normal drift efter en driftstörning skall kraft- systemet inom 15 minuter ha återställts till normal drift. Detta ställer krav på tillgänglig snabb aktiv störningsreserv. Om undantag görs från tidskravet eller att ovanstående definition av dimensionerande fel frångås måste samråd ske mellan berörda systemansvariga.

2 Systemvärn

Systemvärn används till att begränsa konsekvenserna av fel utöver frånkoppling av felaktig anläggningsdel. Systemvärn kan ha till syfte att öka driftsäkerheten, öka överföringskapaciteten eller en kombination av dessa. För de systemvärn som används till att öka överföringskapaciteten ställs följande krav:

• En analys ska vara genomförd som visar konsekvensen för kraftsystemet vid korrekt, obefogad och utebliven funktion

• Vid korrekt eller obefogad funktion accepteras inte allvarliga driftstörningar i andra delsystem

• Om ovanstående konsekvensanalys visar att utebliven funktion kan medföra allvarliga driftstörningar för andra delsystem skall följande tekniska krav gälla för systemvärnsfunktionen:

- Redundant telekommunikation skall finnas i de fall systemvärnet är beroende av telekommunikation

Med redundant telekommunikation menas att kommunikationen mellan berörda stationer skall vara helt dubblerad. Om hjälpspänningsmatning fallerar till det ena kommunikations- systemet får inte det andra påverkas. I praktiken betyder detta att batterier, teleterminaler, konverterare och kommunikations- väg måste dubbleras. Kommunikationsvägarna får på ingen del dela förbindelse, tråd, optokabel eller liknande. De skall gå geografiskt skilda vägar.

Multiplexad förbindelse kan användas men kommunikationen skall nyttja skilda multiplexer som inte matas av samma batteri. Skilda säkringar till samma batteri är inte full redundans

- Realtidsövervakning av telekommunikation skall finnas

- Redundant oberoende ”triggningsfunktion” skall finnas Redundant triggningsfunktion om detta avser brytare är att brytaren har två utlösningsmagneter. Brytarfelskydd skall användas för att säkra brytarmanöver om ordinarie brytare inte fungerar riktigt

- Kontrollanläggnings och telekommunikationsstandarden skall vara i tillförlitlighetsnivå med den som gäller för primära reläskydd

• Om en konsekvensanalys visar att utebliven funktion inte medför allvarliga driftstörningar för andra delsystem, avgör det aktuella delsystemets ansvarige vilka krav som skall gälla för systemvärnsfunktionen

• Redundanskraven för ett systemvärn kan åsidosättas om så bilateralt överenskommes mellan berörda systemansvariga.

3 HVDC-förbindelser

HVDC-förbindelser skall betraktas som produktionsanläggningar. Systemansvariga för de enskilda HVDC-förbindelserna är endast ansvariga för att återställa driften till normal drift i det egna delsystemet efter bortfall av HVDC-förbindelsen eller efter det att nödeffektreglering har aktiverats.

4 Driftreserver

4.1 Automatisk aktiv reserv

Automatisk aktiv reserv delas in i frekvensstyrd normaldriftreserv, frekvensstyrd störningsreserv och spänningsstyrd störningsreserv.

4.1.1 Frekvensstyrd normaldriftreserv

Den frekvensstyrda normaldriftreserven skall vara minst 600 MW vid 50,0 Hz för synkronsystemet. Den skall vara helt aktiverad vid f = 49,9/50,1 Hz

(Δf = +- 0,1 Hz).

Vid en snabb frekvensförändring till 49,9/50,1 Hz skall reserven vara upp/nedreglerad inom 2-3 minuter. Den frekvensstyrda normaldriftreserven fördelas mellan delsystemen inom synkronsystemet efter årsförbrukningen för föregående år.

För 2004 gällde följande fördelning:

	Årsförbrukning 2003	Frekvensstyrd normaldriftreserv
	(TWh)	(MW)
Östdanmark	14	24
Finland	85	141
Norge	115	192
Sverige	145	243
Synkronsystemet	358	600

Den faktiska fördelningen av den frekvensstyrda normaldriftreserven mellan delsystemen skall revideras varje år innan den 1 mars utifrån föregående års förbrukning.

Varje delsystem skall ha minst 2/3 av frekvensstyrd normaldriftreserv inom eget system i händelse av uppsplittring och ödrift.

4.1.2 Frekvensstyrd störningsreserv

Det skall finnas en frekvensstyrd störningsreserv av en sådan storlek och sammansättning att dimensionerande fel inte skall medföra en frekvens under 49,5 Hz i synkronsystemet.

Med hänsyn taget till förbrukningens frekvensberoende innebär ovanstående krav att den sammanlagda frekvensstyrda störningsreserven skall uppgå till en effekt lika med dimensionerande fel minskat med 200 MW. Den totala frekvensstyrda störningsreserven skall kunna utnyttjas till dess att snabb aktiv störningsreserv är aktiverad.

Uppreglering av den frekvensstyrda störningsreserven skall inte medföra andra problem i kraftsystemet. När överföringskapaciteten sätts, skall hänsyn tas till lokaliseringen av den frekvensstyrda störningsreserven. Varje delsystem skall ha minst 2/3 av frekvensstyrd störningsreserv inom eget system i händelse av uppsplittring och ödrift.

Frekvensstyrd störningsreserv skall aktiveras vid 49,9 Hz och vara fullständigt aktiverad vid 49,5 Hz. Den skall öka så gott som linjärt genom frekvensbandet 49,9-49,5 Hz.

Huvuddelen av såväl frekvensstyrd störningsreserv som den frekvensstyrda normaldriftreserven uppnås genom den automatiska frekvensregleringen för produktionsanläggningar. För att tillmötesgå ovanstående krav bör mål- sättningen för respektive systemansvarig vara att ställa krav på turbin- regulatorernas inställning, t.ex. i form av krav på reglertidskonstant. Det bör även finnas möjlighet till uppföljning och kontroll.

Avtalad automatisk förbrukningsfrånkoppling som t.ex. industri-, fjärrvärme- och elpanneförbrukning vid frekvensfall ned till 49,5 Hz kan räknas in i frekvensstyrd störningsreserv. Följande krav gäller dock:

Förbrukningsfrånkoppling kan användas som frekvensstyrd störningsreserv i frekvensområdet 49,9 Hz till 49,5 Hz, när förbrukningsfrånkoppling uppfyller samma tekniska krav som ställs för generatorer nedan.

Vid ett frekvensfall till 49,5 Hz, orsakat av ett momentant produktionsbortfall skall:

• 50 % av den frekvensstyrda störningsreserven i varje delsystem vara uppreglerad inom 5 sekunder

• 100 % av den frekvensstyrda störningsreserven vara uppreglerad inom 30 sekunder.

Fördelningen av kravet för den frekvensstyrda störningsreserven mellan delsystemen i det sammankopplade nordiska kraftsystemet skall ske i proportion till det dimensionerande felet inom respektive delsystem.

Följande exempel visar hur fördelningen av kravet för den frekvensstyrda störningsreserven sker:

	Dimensio- nerande fel	Frekvensstyrd störningsres.	Frekvensstyrd störningsres.
	(MW)	(MW)	(%)
Östdanmark	550	90	9
Västdanmark		75 *	9 *
Finland	845	205	21
Norge	1 200	313	31
Sverige	1 160	303	30
Summa		1 000	100
Totalt	1 200	1 000

*) Eltra accepterar detta krav, så länge E.ON Netz och UCTE accepterar nödeffektinställningen på HVDC-förbindelserna Skagerrak och Konti-Skan och detta inte har ekonomiska konsekvenser för Eltra. Eltra kommer inte att reservera handelskapacitet för att kunna leverera reserven.

Fördelningen av kravet för frekvensstyrd störningsreserv uppdateras en gång per vecka eller oftare vid behov.

Eltras växelströmsmässiga samkörning i UCTE-systemet medför at Eltra har ett krav att upprätthålla frekvens och frekvensstyrd störningsreserv enligt UCTE- reglerna. Detta beskrivs under avsnitt 5 ”Speciella villkor för Eltra som medlem av UCTE”.

4.2 Snabb aktiv störningsreserv

Snabb aktiv störningsreserv skall finnas för att återskapa frekvensstyrd normaldriftreserv och frekvensstyrd störningsreserv när dessa reserver utnyttjats eller fallit bort samt för att återföra överföringar inom gällande gränser efter störningar.

Xxxxx aktiv störningsreserv skall vara tillgänglig inom 15 minuter.

Snabb aktiv störningsreserv skall finnas i den omfattning och vara lokaliserad så att systemet kan föras tillbaka till normal drift efter fel.

Storleken på den snabba aktiva störningsreserven bestäms av det enskilda delsystemets värdering av det lokala behovet. Flaskhalsar i nätet, dimensionerande fel och liknande ingår i värderingen härav.

De systemansvariga har genom avtal eller eget ägande försäkrat sig om snabb aktiv störningsreserv. Denna reserv består av gasturbiner, värmekraft, vattenkraft och förbrukningsfrånkoppling. I runda tal har Fingrid 1 000 MW, Svenska Kraftnät 1 200 MW, Elkraft System 600 MW (där 300 MW är långsam aktiv störningsreserv som vid speciella tillfällen kan göras snabb), Eltra 620 MW och Statnett 1 600 MW.

Vid behov kan ett delsystem hålla en viss del av snabb aktiv störningsreserv för ett annat delsystem, om det finns ledig överföringskapacitet för det. Detta kan t.ex. vara aktuellt vid stora överföringar på förbindelserna mellan delsystemen. Sådan reservhållning avtalas mellan berörda delsystems systemansvariga vid varje tillfälle.

4.3 Långsam aktiv störningsreserv

Långsam aktiv störningsreserv är aktiv effekt tillgänglig efter 15 minuter.

4.4 Reaktiv reserv

Inom varje delsystem skall det finnas en reserv av reaktiv effekt som är så beskaffad med avseende på storlek, reglerförmåga och lokalisering, att dimensionerande fel inte medför systemsammanbrott.

5 Speciella villkor för Eltra som medlem av UCTE

N-1 säkerhet

N-1 kriteriet gäller också för UCTE-området. Om n-1 säkerhet upprätthålls med hjälp av angränsande system (exempelvis med systemvärn) skall detta godkännas av angränsande systemägare.

Primärreglering

För hela UCTE krävs en reglerstyrka på 18 000 MW/Hz. Det dimensionerende produktionsbortfallet är 3 000 MW. De olika ländernas andel av primärregleringensreserven fördelas i propotion till enkilda länders produktionskapacitet. Eltra skall därför, under 2003, kunna leverera 35 MW som frekvensstyrd störningsreserv. Denna frekvensstyrda störningsreserv skall vara fullt aktiverad vid en momentan frekvensändring på ± 200 mHz.

Sekundär reserv

Generellt inom UCTE gäller att leverans av sekundär reserv skall påbörjas 30 sekunder efter att obalans uppstått mellan produktion och förbrukning och skall vara fullt utreglerat efter efter 15 minuter. Det skall finnas tillräcklig reserv för att säkerställa varje områdes egen balans efter produktionsbortfall.

6 Principer för fastställande av överföringskapacitet

6.1 Inledning

De olika systemansvarigas förmåga att överföra effekt skall för varje drift- läggning beräknas. Detta gäller både för överföring inom varje delsystem samt för utbyten mellan delsystemen. Oftast sker detta genom att ett så kallat överföringssnitt definieras, och statiska och dynamiska simuleringar fastställer hur mycket effekt som kan överföras i valfri riktning genom snittet innan dess att termisk överlast, spänningskollaps och/eller instabilitet uppstår efter att ett för snittet dimensionerande fel lags på. I snittet kan ett godtyckligt antal ledningar på olika spänningsnivåer ingå.

Beräkningarna ger som resultat en högsta teknisk gräns för överföringen. För det operativa driftskedet måste denna gräns reduceras med avseende på beräkningsonoggrannhet och normala variationer beroende på frekvensstyrd normaldriftreglering.

6.2 Termisk begränsning

I det fall att termiska gränser på ledningar och/eller apparater begränsar överföringskapaciteten genom ett överföringssnitt, kan den maximala överföringsförmågan genom ett snitt eller för enkelledningar efter ett enkelfel sättas till en given procent över den nominella gränsen i det fall att snittet/ledningen kan avlastas inom 15 minuter.

6.3 Spänningskollaps

Det är varken av intresse eller möjligt att exakt specificera vid vilken spänning som spänningskollaps inträffar då denna varierar med driftläggning och tillgång till aktiv och reaktiv infasad produktion i felögonblicket. Några händelser som låg spänning kan leda till är:

• Konsumenter påverkas vid en spänning på 0,5-0,7 p.u. (kontaktorer öppnar)

• Risk för överbelastning av utrustning vid 0,8 p.u.

• Risk för att produktion frånkopplas på grund av låg spänning på hjälpkraftutrustning (0,85 p.u.)

• Reaktiva resurser är uttömda, dvs. generatorer går i strömgräns på rotor och stator. Xxx uppträda vid en spänning på 0,85-0,9 p.u.

Det är inte heller möjligt att ange ett globalt värde för beräknings- onoggrannheten. Denna är olika för varje systemansvarig och överföringssnitt och beror främst på datakvalitet, representation av underliggande system och vilken beräkningsteknik som används. Marginalen för primär spännings- reglering bestäms av varje systemansvarig för interna snitt och bilateralt mellan systemansvariga för snitt mellan systemen.

6.4 Systemdynamik

En dynamisk simulering av ett kraftsystem före, under och efter ett fel ger som ett typiskt resultat hur dom olika produktionsanläggningarnas generatorer pendlar emot varandra. Pendlingarna kan antingen dämpas ut efter en tid eller accelereras. Det finns idag ingen vedertagen norm för hur snabbt pendlingarna skall dämpas ut för att systemet skall antas vara stabilt utan detta är en bedömningsak. På samma sätt som ovan reduceras den framräknade tekniska gränsen med en beräkningsonoggrannhetsmarginal.

Ett felfall skall simuleras under en så lång tid så att alla tänkbara pendlings- frekvenser kan detekteras och att dessa är väl dämpade.

Balansregleringsprinciper

Balansregleringsarbetet skall bedrivas så att regleringar sker i det delsystem som har lägst kostnad för att reglera. Det skall strävas till lika reglerpris i delsystemen. Den part som reglerar skall ersättas för sina kostnader.

1 Balansreglering inom synkronsystemet

Balansregleringen inom synkronsystemet skall bedrivas så att nedan angivna kvalitetskrav på frekvens och tidsavvikelse innehålls. Krav på reglerstyrka skall upprätthållas. Vidare skall balansregleringen ske så att överförings- kapaciteten inte överskrids.

Sverige och Norge representerar ca 75% av årsförbrukningen i synkron- systemet. Parterna är överens om att Svenska Kraftnät och Statnett därför har uppdraget att hålla frekvens och tidsavvikelse inom fastlagda gränser. Fingrid och Elkraft System balansreglerar normalt bara efter kontakt med Svenska Kraftnät. Eltra utbyter effektkraft med synkronsystemet efter kontakt med Xxxxxxxx.

Arbetsfördelningen mellan Svenska Kraftnät och Statnett regleras bilateralt och delges till samtliga parter.

1.1 Kvalitetskrav

Frekvens

Tillåten variation för frekvensen i normal drift är mellan 49,9 och 50,1 Hz.

Tidsavvikelse

Tidsavvikelsen används som verktyg för att säkerställa att frekvensens medelvärde blir 50,0 Hz.

Det bör eftersträvas att tidsavvikelsen ΔT hålls inom tidsintervallet från

- 30 till + 30 sekunder. Frekvensen är viktigare än tidsavvikelsen. Tidsavvikelsen skall korrigeras i lugna perioder med hög reglerstyrka och med moderat frekvensavvikelse.

1.2 Krav på reglerstyrka

Reglerstyrkan skall vara minimum 6 000 MW/Hz för synkronsystemet i hela frekvensintervallet 49.9 - 50.1. Kravet på reglerstyrkan fördelas mellan delsystemen efter föregående års årsförbrukning.

För 2004 gäller följande fördelning:

Årsenergi 2003 (GWh)

Krav på reglerstyrka

(MW/Hz)

Östdanmark	14 166	240
Finland	84 700	1 410
Norge	115 000	1 920
Sverige	145 317	2 430
Totalt	359 183	6 000

Kravet på fördelningen av reglerstyrka mellan parterna skall revideras varje år innan den 1 mars utifrån föregående års årsförbrukning och avrundas till närmaste tiotal.

1.3 Momentant inställningsfel

Inställningsfel beräknas för varje delsystem och används som instrument för att mäta delsystemens momentana obalans. Inställningsfelet används normalt inte som regleringskriterium.

Inställningsfelet (I) beräknas enligt följande formel:

I = Pmom - Pplan + Δf x R

Pmom = momentant mätvärde på förbindelserna mellan delsystemen Pplan = utväxlingsplan inklusive effektkraft mellan delsystemen

Δf = frekvensavvikelse

R = momentan reglerstyrka

2 Regleråtgärder och prissättningsprinciper

Det sammanställs en gemensam lista av reglerbud i prisordning med bud från såväl synkronsystemet som Västdanmark. I drifttimmen regleras först av nätskäl och därefter om det blir nödvändigt för att hålla frekvensen.

Reglering för nätskäl behöver endast vara reglering i en riktning.

2.1 Reglering av frekvens och balans

För reglering av frekvensen i synkronsystemet användes buden på den gemensamma reglerlistan i prisordning, med undantag av bud som ligger instängda bakom en flaskhals. De aktiverade buden markeras som regleringar för frekvensen och ingår i beräkning av reglerpriset och reglervolymen.

För varje timme bestäms reglerpris i alla elspotområden. Reglerpriset sätts till marginalpriset för aktiverade bud i den gemensamma reglerlistan. När det inte uppstår flaskhalsar i drifttimmen blir priserna lika.

När det i drifttimmen uppstår flaskhals mellan elspotområden eller inom ett annat elspotområde som medför att bud i ett område inte går att aktivera får aktuellt område eget reglerpris. Detta reglerpris bestäms av det sista aktiverade budet i den gemensamma reglerlistan innan flaskhalsen uppstod.

Om överföringen mellan elspotområden är högre än handelsplanen och detta skapar flaskhalsproblem för andra elspotområden, får det första elspot- området eget reglerpris. Detta bestäms av balansregleringar inom området eller inom flera angränsande områden som påverkar flaskhalsen på samma sätt.

När det i Elspot uppstår flaskhalsar mellan elspotområden kan ledig kapacitet i drifttimmen utnyttjas och gemensamt reglerpris i dessa situationer erhållas.

Vid reglering i två riktningar under en timme är netto reglerad energi bestämmande om reglerpriset skall vara upp- eller nedregleringspris. Om ingen reglering skett eller nettovolymerna upp och ned är lika sätts priset till elspotpris. Reglering bakom en flaskhals påverkar endast nettovolymen om flaskhalsen uppstått genom aktiverade balansregleringar.

Flaskhalsar till/från ett elspotområde som orsakas av obalanser inom ett elspotområde hanteras som balansreglering och ger uppdelad reglermarknad. Flaskhalsar som orsakas av reducerad överföringskapacitet till/från ett elspotområde efter elspotprissättningen, hanteras med mothandel och specialregleringar.

Det räknas som flaskhals mellan elspotområden, när det inte är ”möjligt” att utföra balansregleringen efter en gemensam reglerlista, utan att avvika från normal prisordning i listan. Anledningen till att detta inte är ”möjligt” kan t.ex. vara för hög överföring på själva gränsförbindelsen eller andra ledningar/överföringssnitt.

En förutsättning för att systemansvarig kan sätta eget reglerpris är att handelsplanen överskrids. I motsatt fall kan det vara nödvändigt med mothandel mellan systemansvariga.

2.2 Reglering av nätskäl

Regleringar som görs av nätskäl skall i grundfallet inte påverka reglerpris- beräkningen utan görs som specialregleringar.

För reglering av nätskäl i interna snitt i ett elspotområde, används bud i de delsystem som avhjälper nätproblemet. Vid val av reglerobjekt skall hänsyn tagas till både pris och effektivitet för regleringen.

För regleringar av nätskäl på gränsen mellan elspotområden, används normalt billigaste buden i de delsystem som avhjälper nätproblemet. När en sådan reglering orsakas av en obalans i förhållande till handelsplanen mellan elspotområden, påverkas reglerpriset i det delnät som regleringen utförts.

3 Balanskraft

3.1 Balanskraft mellan delsystemen inom synkronsystemet

Balanskraft mellan två delsystem prissätts till medelpriset av reglerpriserna i dessa delsystem.

3.2 Balanskraft mellan Västdanmark och Sverige

Svenskt reglerpris gäller för prissättning av balanskraft mellan Västdanmark och Sverige enligt den tvåprismodell som tillämpas internt i Sverige.

3.3 Balanskraft mellan Västdanmark och Norge

Norskt reglerpris gäller för prissättning av balanskraft mellan Västdanmark och Norge.

4 Effektkraft

4.1 Prissättning inom synkronsystemet

Vid behov för effektkraftutväxling mellan två parter sätts priset till reglerande parts kostnad, och fastställs slutligen efter drifttimmen. Priset på effektkraft skall normalt inte påverka balanskraftprissättningen mellan delsystemen.

4.2 Prissättning mellan Västdanmark och Norge samt Västdanmark och Sverige

När Xxxxx initierar försäljning av effektkraft sätter Statnett och Svenska Kraftnät priset till det lägsta av sitt reglerpris eller preliminärt områdespris i sitt område. När Xxxxx initierar köp av effektkraft sätter Statnett och Svenska Kraftnät priset till det högsta av sitt reglerpris eller preliminärt områdespris i sitt område.

När Statnett eller Svenska Kraftnät initierar försäljning av effektkraft sätter Eltra priset till det lägsta av reglerpris eller preliminärt områdespris i sitt område. När Statnett eller Svenska Kraftnät initierar köp av effektkraft sätter Eltra priset till det högsta av reglerpris eller preliminärt områdespris i sitt område.

Vid flaskhalssituationer kan det vara aktuellt med effektkraftutväxling i en trekant mellan Sverige, Norge och Västdanmark. Detta påverkar inte det enskilda delsystemets balans och priset på utväxlingen sätts till 0 kr.

4.3 Prissättning vid driftstörning på gränsförbindelse

Priset för effektkraft vid mothandel på grund av driftstörning på själva gränsförbindelsen är medelpriset av områdespriserna i de angränsande systemen.

Informationsutväxling

Syftet med denna bilaga är att beskriva den information som löpande skall utväxlas mellan berörda parter i sådan omfattning som har betydelse för systemdrift- och balanshanteringssamarbetet mellan parterna.

1 Teknisk beskrivning av kraftsystemen

Denna information regleras i andra avtal.

2 Avbrottsplanering

Planer för avbrott som påverkar överföringskapaciteten mellan delsystemen eller på annat sätt har betydelse för driftsäkerheten eller elmarknaden skall utväxlas och koordineras mellan berörda parter. Planer skall delges för upp till ett år framöver i tid. Ändringar i planerna skall delges snarast möjligt.

Den påverkan som sådana avbrott har på överföringskapaciteterna mellan delsystemen skall också utväxlas. Preliminära värden skall utväxlas så tidigt som möjligt. Slutliga värden skall utväxlas omedelbart efter godkännande av kapaciteterna.

3 Före drifttimmen

Planer, prognoser m.m. som löpande skall utväxlas mellan parterna före drifttimmen:

• Planer för överföringskapacitet och handelskapacitet på förbindelserna mellan delsystemen på timbasis

• Aktuella begränsningar inom delsystemen

• Prognos på tillgänglig: frekvensstyrd normaldriftreserv, frekvensstyrd störningsreserv och snabb aktiv störningsreserv

• Prognos för dimensionerande fel

• Ändringar i nätkonfiguration som har betydelse för delsystemens driftsäkerhet samt konsekvenser av dessa ändringar

• Ändring av inställningar av reglerutrustningar och automatiker

• Timvisa utväxlingsplaner och handelsplaner mellan delsystemen. I de fall överföringsutrymme upplåts för andra ändamål än fysisk börshandel (bilateral handel) skall planerna redovisas per aktör. Börshandel skall kunna redovisas som nettohandel mellan respektive delsystem

• Timvisa utväxlingsplaner för utomnordiska förbindelser

• Timvisa planer eller prognoser för total produktion och förbrukning. Kvartsplaner för produktion skall utväxlas i den omfattning dessa finns tillgängliga

• Planer för mothandel mellan delsystemen

• Reglerbud.

4 Under drifttimmen

Information som löpande skall vara tillgänglig för parterna under drifttimmen:

• Pågående avbrott

• Tillståndsberoende överföringskapacitet samt parametrar som därvid har betydelse (t.ex. systemvärn)

• Mothandel/specialreglering och andra motsvarande åtgärder som berör de andra parterna

• Redogörelse för inträffade händelser och störningar av större karaktär samt genomförda åtgärder

• Volym och varaktighet på beordrad förbrukningsfrånkoppling vid

effektbrist.

Mätvärden och statusindikeringar som skall utväxlas mellan parterna under drifttimmen:

• Överföring av reaktiv och aktiv effekt på de enskilda förbindelserna samt summan av aktiv effekt mellan delsystemen

• Överföring av reaktiv och aktiv effekt på de enskilda förbindelserna samt summan av aktiv effekt till system utanför det nordiska kraftsystemet förutsatt att motparten godkänner detta

• Aktiv effekt i kritiska överföringssnitt inom delsystemen

• Aktiverade regleringar samt aktuella priser för att reglera obalanser upp och ned

• Inställningsfel

• Över/underskott så som definierat i bilaga 9

• Total produktion och förbrukning

• Produktion i kraftstationer som är kritiska för det sammankopplade nordiska kraftsystemets driftsituation

• Reglerstyrka och tillgänglig: frekvensstyrd normaldriftreserv, frekvensstyrd störningsreserv och snabb aktiv störningsreserv. Om mätvärden inte finns skall prognoser utväxlas.

5 Efter drifttimmen

Information som löpande skall utväxlas mellan parterna efter drifttimmen:

• Aktiverad upp- eller/och nedreglerings volym och reglerpriser

• Avstämning av föregående dygns utväxling, reglerstyrka, affärer, priser

m.m. enligt avräkningsrutinerna

• Mätvärden på förbindelserna mellan delsystemen enligt övriga relevanta avtal

• Redogörelse för inträffade händelser och störningar samt gjorda och planerade åtgärder så snart möjlighet ges.

6 Information till marknadsaktörer

Information som skall ges till elmarknadens aktörer regleras i 6-partsavtalet gentemot Nord Pool Spot.

Systemvärn

1 Generellt

Automatiska systemvärn används för att begränsa konsekvenserna av fel genom åtgärder utöver frånkoppling av felaktig komponent. Systemvärn kan ha till syfte att öka driftsäkerheten, öka överföringskapaciteten eller en kombination av dessa. För systemvärn, som används för att öka överföringskapaciteten ställs krav, som finns angivna i bilaga 2 till Systemdriftavtalet.

Automatiska systemvärn använder två olika funktionsprinciper. Det ena är ett systemvärn som aktiveras genom mätning av systemets tillstånd t.ex. spänningen i en kritisk punkt eller systemfrekvensen. Det andra är ett systemvärn som aktiveras av förutbestämda händelser som exempelvis en eller flera reläsignaler från anläggningarnas skyddsutrustning.

Automatiska systemvärn begränsar konsekvenserna av driftstörningar på ett eller flera av följande sätt:

• reglering av likströmsanläggningar, nödeffekt

• frånkoppling eller nedreglering av produktion, PFK

• frånkoppling av förbrukning, AFK, och i några fall reaktiva shuntar

• start av produktion

• nätkopplingar.

Automatiska systemvärn är anpassade till de samlade driftreserverna i det sammankopplade nordiska kraftsystemet. Frekvensstyrda funktioner är visas i figur 1. Detaljerad beskrivning av figuren finns i Nordelrapporten ”Rekommandasjon for frekvens, tidsavvik, regulerstyrke og reserve” augusti 1996. Mindre frekvensavvikelser klaras av frekvensstyrd störningsreserv på generatorer. Större frekvensavvikelser startar reglering på likströmsanläggningar. Vid lägre frekvenser startar automatisk förbrukningsfrånkoppling.

Figur 1

2 Systemvärn aktiverade av frekvensavvikelser

Frekvensstyrda systemvärn som aktiveras av avvikande frekvens är:

• reglering av likströmsanläggningar, Nödeffekt

• frånkoppling eller nedreglering av produktion, PFK

• start av produktion

• frånkoppling av förbrukning, AFK, och i några fall reaktiva shuntar

• nätkopplingar.

Låg frekvens vid driftstörningar klaras traditionellt av frekvensstyrd störningsreserv. Frekvensstyrd störningsreserv är dimensionerad att hålla frekvensen innanför tillåtna gränser vid driftsstörningar. Om detta inte lyckas och frekvensen fortsatt faller kan till exempel förbruknings- frånkoppling häva frekvensfallet. Ökad användning av frekvensstyrd reglering av likströmsanläggningar, nödeffekt, är skapad för att hindra för stora frekvensfall.

Hög frekvens klaras traditionellt med nedreglering av produktion eller i extrema situationer med produktionsfrånkoppling. Också i detta fall sker en ökad användning av frekvensstyrd reglering av likströmsanläggningar.

2.1 Frekvensstyrd reglering av likströmsanläggningar, Nödeffekt

Frekvens (Hz)

Den maximala verkan av reglering av likströmsanläggningar vid frekvensfall ses i figur 2. Det framgår av figuren, att alla likströmsanläggningar mellan synkronsystemet och andra växelströmssystem bidrar med frekvensstyrd nödeffekt. Det skall dock påpekas att om en likströmsanläggning har full import till ett område med låg frekvens, kan den inte ge bidrag med nödeffekt.

Maximal frekvensstyrd nödeffekt

52,00

51,50

51,00

50,50

50,00

49,50

49,00

48,50

48,00

-2000

-1000

Nödeffekt import (MW)

1000

2000

KS1+KS2 BALTIC KONTEK SWEPOL

Skagerak

Viborg

Figur 2

Vyborg DC-länken frånkopplas vid frekvens i Finland > 52 Hz i 0,5 sek.

2.2 Frekvensstyrd start av produktion

Automatisk frekvensstyrd start av produktion sker för att öka mängden av produktionsaggregat i elsystemet under driftsstörningar.

Hz	Danmark Øst Vest		Norge	Sverige	Finland
49,8		25 MW GT
49,7-49,5				520 MW GT i tre steg om 0,1 Hz	180 MW GT, 15 sek
49,5	20 MW diesel, 60 sek

schema 1

2.3 Frekvensstyrd förbrukningsfrånkoppling

Om ett frekvensfall inte kan hävas av reglering av likströmsanläggningar och frekvensen fortsatt faller sker automatisk förbrukningsfrånkoppling. Detta sker enligt schema 2:

Danmark Öst Väst	10 % av forbruk, f<48,5 Hz momentant, f<48,7 Hz 20 sek. 10 % av forbruk, f<48,3 Hz momentant, f<48,5 Hz 20 sek. 10 % av forbruk, f<48,1 Hz momentant, f<48,3 Hz 20 sek. 10 % av forbruk, f<47,9 Hz momentant, f<48,1 Hz 20 sek. 10 % av forbruk, f<47,7 Hz momentant, f<47,9 Hz 20 sek.
Danmark Öst Väst	15 % av forbruk, f<48,7 25 % av forbruk, f<47,7
Norge	7000 MW* i steg från 49,0 Hz till 47,0 Hz
Sverige söder om snitt 2	elpanne och värmepump P ≥ 35 MW, f< 49,4 i 0,15 sek 35>P ≥ 25 MW, f< 49,3 i 0,15 sek 25>P ≥ 15 MW, f< 49,2 i 0,15 sek 15>P ≥ 5 MW, f< 49,1 i 0,15 sek 30 % af förbruk i 5 steg steg 1, f< 48,8 i 0,15 sek steg 2, f< 48,6 i 0,15 sek steg 3, f< 48,4 i 0,15 sek steg 4, f< 48,2 i 0,15 sek, f<48,6 i 15 sek steg 5, f< 48,0 i 0,15 sek, f>48,4 i 20 sek
Finland	10 % av forbruk, f<48,5 Hz 0,15 sek, f<48,7 Hz 20 sek 10 % av forbruk, f<48,3 Hz 0,15 sek, f<48,5Hz 20 sek

schema 2

* För Norge är detta refererat till höglast.

2.4 Frekvensstyrd frånkoppling av ledningar

Danmark Öst Väst	Frånkoppling av Sverigesförbindelsen vid f<47,0 Hz i 0,5 sek eller f<47,5 i 9 sek
Danmark Öst Väst	-
Norge	-
Sverige	-
Finland	Frånkoppling av Vyborg DC-länken vid frekvens i Finland>52 Hz i 0,5 sek Frånkoppling av norra AC-förbindelserna till Sverige vid frekvens > 50,7 i 2 sek om import från Sverige > 900 MW och spänningen i 400 kV nätet < 380 kV.

3 Systemvärn aktiverade av spänningsavvikelse

I Sverige finns två viktiga systemvärn som styrs av spänning. Båda systemvärnen styr ner export till kontinenten på HVDC-förbindelser vid risk för spänningskollaps eller överlast på viktiga ledningar.

3.1 Systemvärn i Sverige snitt 2

Systemvärnet som ska avlasta snitt 2 vid driftstörningar mäter spänningen i 4 stationer norr om snitt 2, Storfinnforsen, Kilforsen, Stornorrfors, Hjälta. När spänningen varit under 390 kV i

2 sekunder skickas signal till systemvärnet. Om spänningen varit låg i åtminstone två av stationerna skickar systemvärnet signal till Fenno-Skan (nödeffekt 400 MW) och till Konti-Skan 2 (nödeffekt 100 MW).

3.2 Systemvärn i Sverige snitt 4

Systemvärnen styr ned överföringen på tre DC-länkar till kontinenten då spänningen i Sydsverige sjunker under 390 kV. Därigenom avlastas snitt 4 omedelbart vid en driftstörning. Med systemvärnen i drift tillåts högre överföring i snitt 4 (2/3 av nödeffektingreppet). Ökningen tillfaller utlandsförbindelserna. Den ökade kapaciteten i snitt 4 får utnyttjas endast då förbrukningen söder om snitt 4 är lägre än 4 500 MW. När mer än en ledning tas ur drift i Sege skall systemvärnet ställas av.

Kruseberg: Systemvärnet aktiveras när spänningen i Kruseberg varit lägre än 390 kV i 4 sekunder. Ingreppet på Baltic Cable består av en effektändring på 200 MW norrut (BC epc ingång 3).

Sege: Spänningen ska vara under 390 kV i mer än 4 sekunder på 2 av 3 ledningar i Sege för att signal ska skickas från systemvärnet i Sege via reläskyddskanaler till Kontek och SwePol Link. För att SwePol Link ska aktiveras krävs även att spänningen i Stärnö är lägre än 415 kV. Vid aktivering sker effektändring på 250 MW norrut för Kontek och 300 MW norrut för SwePol Link (SP epc ingång 4). Systemvärnets aktivering av Kontek tas, efter överenskommelse mellan berörda parter, i och ur drift beroende på driftsituationen.

3.3 Systemvärn i Sydnorge

I Norge finns ett systemvärn, som styrs av spänning. Skagerrak-kablarna har nödeffektreglering som styrs av lokal mätning av spänning i Kristiansand. Låg spänning på 275 och 270 kV ger 200+200 MW avlastning.

3.4 Systemvärn i Finland

I Finland finns ett systemvärn, som styrs av spänning och överföringen mellan Sverige och Finland vid det kritiska överföringssnittet i Finland (norr - söder). Systemvärnet använder nödeffektreglering med automatik på HVDC-förbindelsen Fenno-Skan. Systemvärnet ger effektförändring 200 eller 400 MW till Finland.

De fyra systemvärnen är visade på figur 3.

Figur 3

4 Systemvärn aktiverade av en eller flera reläsignaler från anläggningarnas skyddsutrustning

Systemvärn aktiverade av reläsignaler är ofta mer komplicerade och värnen styr ofta anläggningar långt från reläerna. I figur 4 visas en översikt över systemvärn för produktionsfrånkoppling och/eller styrning av HVDC-förbindelser. I figur 5 visas en översikt över systemvärn för förbrukningsfrånkoppling och/eller nätdelning.

Figurerna följs av en beskrivning av systemvärnen.

4.1 Östdanmark: Systemvärn för stabilitet i Östdanmark

Frånkoppling av gasturbiner och nedreglering av ångturbinen på Avedøreverkets block 2 vid aktivering av bestämda brytare i 400 kV nätet på Själland. Detta systemvärn aktiveras bara i driftsituationer när kritiska 400 kV nätdelar är bortkopplade eller vid mycket stor export till Sverige.

4.2 Sverige: Systemvärn med produktionsfrånkoppling för begränsning av överlast av ledningar i Sverige

Frånkoppling av vattenkraftproduktion i norra Sverige genom fjärröverförda signaler från aktiverade skyddsfunktioner. Omfattning ca 1 600 MW aggregateffekt. Vid frånkoppling av ledningar i snitt 1 finns risk att övriga ledningar överbelastas. Systemvärnet kopplar från produktion så att ledningarna avlastas. Signalerna utgår från Grundfors, Betåsen, Hjälta och skickas till stationer norrut. Inställningen av automatikerna anpassas till driftläggningen.

Systemvärnet innehåller även förbindelse till Norge så att bortfall av förbindelsen mellan Porjus-

Ofoten leder till produktionsfrånkoppling i Nordnorge.

4.3 Sverige: Systemvärn i västkustsnittet (Kilanda-Horred + Stenkullen- Strömma)

Vid import från Tyskland, Själland och Jylland och hög produktion i Ringhals samtidigt med export till Norge finns risk för överlast på kvarvarande ledning vid bestående fel på ena ledningen.

Systemvärnen fungerar enligt följande:

- Vid bortfall av Xxxxxxx-Xxxxxx och överföring på mer än 500 MW nordlig riktning på ledningen så styrs Konti-Skan 2 ner till 0 MW om det är import på förbindelsen.

- Vid bortfall av Stenkullen-Strömma och överföring på mer än 500 MW nordlig riktning på ledningen så styrs Konti-Skan 2 ner till 0 MW om det är import på förbindelsen.

Dessa systemvärn ger inte utökad kapacitet utan höjer driftsäkerheten vid import på KS2.

Vid export till Jylland finns det risk att regionnätet omkring Göteborg överlastas vid bestående fel på ledningen Strömma-Lindome. Systemvärnet fungerar enligt följande:

Vid bortfall av Strömma-Lindome styrs Konti-Skan 2 ned till 0 om det är export på förbindelsen.

Utvidgat systemvärn:

Värnet kopplar bort ”produktion” på Själland, antigen genom snabb nedreglering av importen på Kontek eller genom produktionsfrånkoppling. Detta minskar importen från Själland vilket avlastar västkustsnittet vilket alltså ger möjlighet att öka överföringen på västkusten.

Systemvärnets aktivering av ”produktion” på Själland tas, efter överenskommelse mellan berörda

parter, i och ur drift beroende på driftsituationen.

4.4 Sverige: Systemvärn Forsmark

Vid avbrott på en av ledningarna Forsmark-Odensala (FL4) eller Tuna-Hagby riskerar transformatorn i Tuna att bli överlastad om det inträffar ett fel på den kvarvarande ledningen. Systemvärnet tas i drift vid avbrott på någon av de nämnda ledningarna.Systemvärnet styr ned produktionen i Forsmark för att avlasta transformatorn.

Systemvärnet fungerar enligt följande:

- Vid bortfall av Forsmark-Odensala (FL4) eller Tuna-Hagby styrs G12 ned om Forsmark G11, G12 och G21 eller G22 är i drift samt:

- Vid bortfall av Forsmark-Odensala (FL4) eller Tuna-Hagby styrs G22 ned om Forsmark G21, G22 och G11 eller G12 är i drift.

4.5 Sverige: Systemvärn Långbjörn (PFK)

Produktionen i Ångermanälven matas ut via transformeringar i Långbjörn och Betåsen. Vid bortfall av en transformering finns risk att den andra överbelastas. Systemvärnet i Xxxxxxxxx xxxxxxx från ledningen Xxxxxxxxx-Xxxxxxxxxxxxx-Stalon med ansluten produktion när förbindelsen mellan Kilforsen och Xxxxxxxxx xxxxx (400 kV ledning Kilforsen-Långbjörn + transfomator T1 i Långbjörn).

4.6 Norge: Systemvärn i Hasle- och Flesakersnittet (PFK)

Vid hög export från Sydnorge till Sverige är det risk att bortfall av en ledning kan ge överlast, spännings- eller stabilitetsproblem. Vid kritiska bortfall ska systemvärnet avlasta snitten genom automatisk produktionsfrånkoppling i Kvilldal, Sima, Aurland, Tonstad, Tokke och/eller Vinje. Maximal tillåten frånkoppling är 1 200 MW och aktivering sker av följande händelser:

Bortfall av Hasle-Borgvik, Xxxxxxx-Xxxxx, Xxx-Hasle, Xxxxx-Xxxxxx, Xxxxxx-Skogssäter, Kvilldal-Sylling och Sylling-Tegneby. Vid dessa händelser har systemvärnet redundans vid mätning av hög ström på Hasle-Borgvik, Hasle-Halden, 300 kV Tegneby-Hasle, 300 kV Xxxxxxxx- Tegneby och 300 kV Xxxxxxxx-Sylling. Systemvärnets inställning beror på driftsituationen.

4.7 Norge: Systemvärn i Nordlands-snittet (PFK)

Vid stort effektöverskott i nord- och mitt-Norge är det risk för nätsammanbrott vid kritiska ledningsbortfall. Systemvärnet ska snabbt avlasta snittet genom automatisk produktions- frånkoppling eller genom nätdelning så att överskottsområdet blir avskiljt från resten av synkronsystemet. Största tillåtna frånkoppling är 1 200 MW.

Systemvärnet aktiveras av följande händelser:

- Bortfall av Ofoten-Ritsem, Ritsem-Vietas, Vietas-Porjus, Ofoten-Kobbelv eller Svartisen- N.Røssåga.

- Hög ström på 300 kV Tunnsjødal-Verdal, 300 kV Tunnsjødal-Namsos eller 300 kV Nea- Järpströmmen.

Systemvärnets inställning beror på driftsituationen och kan ge produktionsfrånkoppling i Vietas, Ritsem, Kobbelv och/eller Svartisen. Bortfall av ledningarna Ofoten-Ritsem-Vietas-Porjus kan dessutom leda till nätdelning söder om Kobbelv. Systemvärnet beskrivs också under punkt 4.2.

4.8 Norge: Systemvärn lokalt i Kvilldal (PFK)

Automatisk förbrukningsfrånkoppling i Kvilldal då ledningsbortfall medför hög överföring i västlig riktning (mot Saurdal).

4.9 Norge: Nätdelning i Sydnorge

Automatik som etablerar separatdrift for område Sydnorge vid samtidigt avbrott på båda förbindelserna mellan Sydnorge och Sverige.

4.10 Norge: Systemvärn för förbrukningsfrånkoppling

Systemvärn som frånkopplar upp till 220 MW industrilast vid bortfall av en eller båda 300 kV ledningarna i Sauda-snittet som försörjer Bergen och viktiga industriorter på Vestlandet.

Systemvärn som frånkopplar 150 MW industrilast vid bortfall av en eller två 300 kV ledningar in mot Møre, som forsörjer allmän förbrukning och viktiga industriorter på Nord-Vestlandet.

Systemvärn som frånkopplar upp till 110 MW industrilast vid bortfall av

420 kV ledningar norr om Ofoten. Systemvärnet ska förhindra överlast i det parallella 132 kV nätet som annars kan leda till sammanbrott i nordligaste delen av Norge.

4.11 Västdanmark: Konti-Skan pol 2

Systemvärnet på Konti-Skan 2 blir aktiverat vid en belastning över 80 % av 400 kV- transformatorn vid Nordjyllandsværket (NVV3+NNV5) (se punkt 1 i figur 6). Överföringen på pol 2 reduceras tills belastningen åter är under 80 % av transformatorn (30 MW per sek.).

Systemvärnet används för att öka importkapaciteten från Sverige (load flow). Denna indirekta mätning ökar överföringskapaciteten med omkring 100-150 MW.

4.12 Västdanmark: Konti-Skan pol 1

Det finns ett systemvärn installerat på Konti-Skan 1, som aktiveras vid en belastning på över 125 % på den kritiska 150 kV-förbindelsen T-avgrening (NVT3) - Ålborg Øst (ÅBØ3) (se punkt

2 i figur 6). Överföringen på pol 1 reduceras tills belastningen på 150 kV-förbindelse T-avgrening (NVT3) - Ålborg Øst (ÅBØ3) är under 125 %.

För att säkra 150 kV-forbindelse Ålborg Øst (ÅBØ3) - Nordjyllandsværket (NVV3) mot skadlig överlast finns det ett överströmsskydd i station Ålborg Øst (ÅBØ3) som frånkopplar T-avgrening (NVT3) - Ålborg Øst (ÅBØ3) vid en belastning över 150 % i 2-5 minuter. Dessutom frånkopplas 150 kV ledningen Ådalen (ADL3) - Ålborg Øst (ÅBØ3) om belastningen överstiger 174 %.

Systemvärnet används för att öka importkapaciteten från Sverige (load flow). Detta systemvärn ökar överföringskapaciteten ytterligare med omkring 100 MW.

Utöver nedreglering av KS1 vid överström på T-avgrening (NVT3) - Ålborg Øst (ÅBØ3) regleras KS1 även vid frånkoppling av 150 kV brytaren Xxxxxx Xxxxxxx (VHA3) mot Nordjyllandsværket (NVV3) (se punkt 3 i figur 6).

Vid import reduceras överföringen till 125 MW och vid export till 0 MW.

Nedreglering sker således då det inte uppstår överlast i nätet mot Starbakke (SBA3).

Systemvärnet används inte för att öka importkapaciteten från Sverige (load flow).

SBA3

NVV5

DYB3

BDK3

NVT3

NVV3

VHA3

ÅBØ3

ADL3

FER5

Konti Skan 2

HVO3

Konti Skan 1

Figur 6

4.13 Västdanmark: Skagerrak pol 3

Vid frånkoppling av 400 kV-ledningen Tjele - Kassö reduceras importen från Skagerrak pol 3 till 50 MW.

Systemvärnet används inte för att öka importkapaciteten från Norge, enbart för att skydda HVDC- stationen.

4.14 Västdanmark: Tysklandsförbindelsen

Vid belastning på förbindelserna till Tyskland på över 120 % i mer än 15 sekunder kommer fjärrkontrollsystemet automatiskt att starta nedreglering av HVDC-förbindelserna. Regleringen avslutas när överföringen åter är normal eller maximal reglering har uppnåtts. Funktionen tillåter maximalt 200 MW på Skagerrak pol 1, 2 och 3 samt 150 MW på vardera Konti-Skan-polerna.

4.15 Finland: Frekvensreglering (vid ödrift) med automatik på HVDC- förbindelsen Fenno-Skan

Systemvärnet kan användas när norra växelströmsnätet mellan Rauma och Dannebo är brutet. Kan styra frekvens i möjliga önätet i Finland.

4.16 Finland: Effektmodulering för Fenno-Skan (Power modulation control)

Systemvärnet kan användas för att dämpa stora effektpendlingar mellan länderna. Använder frekvensskillnad mellan Sverige och Finland som signal och modulerar effekten ± 100 MW.

4.17 Finland: Nätdelning i norra Finland för att skydda 110 kV nät för överbelastning

Systemvärnet sektionerar ledningen Vajukoski-Meltaus 110kV när effekten på linjen är över 100 MW i 0,2 sekunder.

4.18 Finland: Systemvärn för snitt P1

Systemvärnet används för att öka kapaciteten i snitt P1 i nordlig riktning. I vissa felsituationer med stora överföringar föreligger risk för systempendlingar. Systemvärnet avlastar överföringen genom produktionsfrånkoppling i södra Finland. Frånkopplingen aktiveras genom fjärröverförda signaler från aktiverade skyddsfunktioner. Omfattning ca 900 MW. Systemvärnet aktiveras automatiskt beroende på driftsituationen. Kraftsystemcentralen i Helsingfors kan ta systemvärnet i/ur drift via fjärrkontrollsystemet beroende på överföringssituationen.

Systemtjänster

Systemtjänster är ett sammanfattande begrepp för tjänster som de systemansvariga behöver för den tekniska driften av kraftsystemet. Tillgång till systemtjänster avtalas mellan den systemansvarige och andra företag inom respektive delsystem.

1 Kartläggning av systemtjänster

1.1 Systemtjänster definierade i systemdriftsavtalets bilaga 2

1.1.1 Frekvensstyrd normaldriftsreserv

Aktiveras automatiskt inom ± 0,1 Hz avvikelse och skall vara utreglerad inom 2-3 minuter. Gemensamt krav för synkronsystemet är 600 MW. Detta medför ett gemensamt krav för reglerstyrka i synkronsystemet på 6 000 MW/Hz.

Tjänsten kan utväxlas till en viss grad. Varje delsystem skall ha minst 2/3 av frekvensstyrd normaldriftreserv inom eget system i händelse av uppsplittring och ödrift. Stor utväxling av tjänsten mellan delsystemen kan kräva ökat behov av reglermarginal (differensen mellan överföringskapacitet och handelskapacitet). Elspotutväxling och gemensam nordisk balansreglering har prioritet före utväxling av automatisk aktiv reserv. Därför avtalas utväxling av denne tjänst efter att elspot har stängt.

TSO	Generering av systemtjänsten	Utväxling mellan delsystemen
Elkraft System	Statikreglering i termiska kraftverk.	Ja
Eltra	Inga krav på frekvensstyrd normaldriftreserv från UCTE.
Fingrid	Uppmätt statikreglering i vattenkraft och termiska kraftverk. DC-länken mot Ryssland.	Ja Ja
Statnett	% turbinpådrag/Hz i vattenkraft.	Ja
Svenska Kraftnät	% turbinpådrag/Hz i vattenkraft.	Ja

1.1.2 Frekvensstyrd störningsreserv

Aktiveras automatiskt vid 49,9 Hz och är fullständigt aktiverad vid 49,5 Hz. Minst 50 % skall vara utreglerat inom 5 sek och 100 % inom 30 sek. Gemensamt krav för det sammankopplade nordiska kraftsystemet är cirka 1 000 MW, beroende på aktuellt dimensionerande fel.

Tjänsten är nära sammankopplad med frekvensstyrd normaldriftsreserv, och principen för utväxling är densamma.

TSO	Generering av systemtjänsten	Utväxling mellan delsystemen
Elkraft System	Fjärrvärmefrånkoppling. Turbinpådrag i termiska kraftverk. Statikbidrag från termiska kraftverk. HVDC ingrepp.	Ja
Eltra	Kondensatstopp på termiska kraftverk. Statikreg. (modifierat glidtryck) i termiska kraftverk.	Nej (det utväxlas endast mellan Eltra och UCTE)
Fingrid	Statikreglering i vattenkraft och termiska kraftverk. Frånkopplingsbar förbrukning.	Ja Ja
Statnett	% turbinpådrag/Hz i vattenkraft. HVDC-ingrepp, stegvis beroende på frekvens.	Ja
Svenska Kraftnät	% turbinpådrag/Hz i vattenkraft. HVDC-ingrepp, stegvis beroende på frekvens. Automatisk start av gasturbiner, stegvis beroende på frekvens. Vissa med 5 sek startfördröjning.	Ja

1.1.3 Spänningsstyrd störningsreserv

Tjänsten är aktuell när låg spänning aktiverar nödeffekt på HVDC-förbindelser ut från

synkronsystemet. Tjänsten är aktuell för utväxling.

TSO	Generering av systemtjänsten	Utväxling mellan delsystemen
Elkraft System	Används inte.
Eltra	Används inte.
Fingrid	Används inte.
Statnett	Nödeffekt Skagerrak.	Ja
Svenska Kraftnät	Automatisk exportbegränsning på DC-förbindelser söder snitt 4 i Sverige. SwePol Link, Baltic Cable och Kontek (Själland).	Ja

1.1.4 Snabb aktiv störningsreserv

Tjänsten återställer frekvensstyrd störningsreserv, och skall vara aktiverad inom 15 minuter. Denne tjänsten kan utväxlas mellan delsystemen i den gemensamma nordiska reglermarknaden eller som effektkraft, men i händelse av effektbrist är det bilaga 9 som gäller.

TSO	Generering av systemtjänsten	Utväxling mellan delsystemen
Elkraft System	Kontrakt med producent. Gasturbiner, uppreglering av rullande reserv, snabbstartande termiska kraftverk.	Ja
Eltra	Kontrakt med producent, bud kan ske via reglermarknaden.	Ja
Fingrid	Gasturbiner. Frånkopplingsbar förbrukning. Ryssland DC-länken.	Ja Ja Ja
Statnett	Kontrakterad reglerkraft: Optionsmarknad för reglerkraft (produktion och förbrukning). Frivilliga bud i reglermarknaden.	Ja Ja
Svenska Kraftnät	Krav på producenter att rapportera till SvK, Gasturbiner och vattenkraft.	Ja

1.1.5 Långsam aktiv störningsreserv

Krav för varje systemansvarig beror på nationell lagstiftning. Aktivering är långsammare än 15 minuter. Tjänsten är ännu inte aktuell för utväxling mellan delsystemen. Men i händelse av effektbrist är det bilaga 9 som gäller.

TSO	Generering av systemtjänsten	Utväxling mellan delsystemen
Elkraft System	Termiska kraftverk med en uppstartstid på upp till 4 timmar och omläggning av produktionsformer på termiska kraftverk.
Eltra	Det finns inga anläggningar med uppstartstid < 4 timmar.
Fingrid	Effekt tillgänglig efter 15 minuter, marknaden ansvarar.	Nej
Statnett	Används inte.
Svenska Kraftnät	Ersätts oftast med överskott av snabb aktiv störningsreserv.	Nej

1.1.6 Reaktiv reserv

Reaktiv reserv har lokal karaktär, och kan därför inte utväxlas mellan delsystemen.

TSO	Generering av systemtjänsten	Utväxling mellan delsystemen
Elkraft System	Över/undermagnetisering av produktionsanläggningar. Synkronkompensatordrift i en generator. Till- och frånkoppling av kondensatorbatterier och reaktorer.	Nej
Eltra	Över/undermagnetisering av centrala produktionsanläggningar. Ändring av Mvar-produktion på kraftverk. Synkronkompensatorer i Tjele och Xxxxxx Xxxxxxx. Till/från koppling av kondensatorer. Till/från koppling av reaktorer.	Nej
Xxxxxxx	Xxxx- undermagnetisering av produktionsanläggningar. Synkronkompensatordrift i vissa vattenkraftanläggningar. Till- frånkoppling av kraftledningar. Till- frånkoppling av kondensatorbatterier och reaktor.	Nej Nej Nej Nej
Statnett	Över- undermagnetisering av produktionsanläggningar. Till- frånkoppling av kraftledningar. Till- frånkoppling av kondensatorbatterier. Statisk faskompensering (SVC-anläggningar).	Nei
Svenska Kraftnät	Över- undermagnetisering av produktionsanläggningar. Till- frånkoppling av kraftledningar. Till- frånkoppling av kondensatorbatterier, reaktorer. Statisk faskompensering (SVC-anläggningar).	Nej

¹) Betalning för produktion av reaktiv effekt i generatorer utanför vissa gränser för tanφ.

1.2 Systemtjänster som inte är definierade i systemdriftsavtalets bilaga 2

1.2.1 Lastföljning

Lastföljning innebär att aktörer med stora produktionsändringar rapporterar produktionsplaner med en upplösning på 15 minuter. Lastföljning på kvartsupplösning förbättrar frekvenskvaliteten i synkronsystemet. Denna tjänst kan utväxlas mellan delsystemen.

TSO	Generering av systemtjänsten	Utväxling mellan delsystemen
Elkraft System	Används inte.
Eltra	Produktionsbalansansvariga med variabel produktion leverar effektkörplaner med en upplösning på 5 min.	Xxxxxx, det sänds 5 min och 15 min. planer till övriga TSO:er
Fingrid	Timskiftesreglering. Balansansvariga informerar Xxxxxxx om timmar med över 100 MW ändringar i sin balans.	Ja¹
Statnett	Aktörer som har stora produktionsändringar planerar produktionsplaner med kvartsupplösning. Statnett kan flytta planlagd produktionsändring för alla aktörer med upptill femton minuter.	Ja¹ Ja¹
Svenska Kraftnät	Aktörer rapporterar till SvK produktionsplaner med kvartsupplösning. SvK har rätt att flytta produktion med minst en kvart.	Ja¹

¹) Kvartsreglering förbättrar frekvenskvaliten i hela det synkronsystemet.

1.2.2 Systemvärn

Tjänsten utväxlas i någon grad i dag. Man kan tänka sig att det nordiska kraftsystemet blir mer integrerat i framtiden. Då kan händelser i ett delsystem aktivera systemvärn i ett annat delsystem.

TSO	Generering av systemtjänsten	Utväxling mellan delsystemen
Elkraft System	Automatisk nedstyrning och/eller frånkoppling av kraftverk och/eller KONTEK, automatisk uppreglering av KONTEK. Specificerat i bilaga 5.	Nej
Eltra	Nödeffekt på Kontiskan och Skagerrak. Nedreglering av Kontiskan vid överlast på vissa linjer/transformatorer. Nedreglering av Skagerrak 3 vid utfall av vissa 400 kV linjer (nedreglering av hänsyn till spänningskvaliteten).	Ja
Fingrid	Automatisk frånkoppling av produktion. Nätdelning. Specificierat i bilaga 5.	Nej
Statnett	Automatisk frånkoppling av kraftverk och smältverk. Nödeffekt på Skagerrak.	Ja Ja
Svenska Kraftnät	Automatisk nedstyrning av SwePol link, Baltic Cable och Kontek. PFK och AFK.	Ja

1.2.3 Rampning

Rampning innebär att en systemansvarig utpekar en anläggning till att helt eller delvis reglera i takt med HVDC-förbindelserna, när det regleras på en HVDC-förbindelse ut från synkronsystemet. Detta är en systemtjänst för att förbättra frekvenskvalitén samt för att tillåta stora laständringar på HVDC-förbindelserna. Denne tjänsten kan utväxlas mellan delsystemen.

TSO	Generering av systemtjänsten	Utväxling mellan delsystemen
Elkraft System	Används inte.
Eltra	Används inte.
Fingrid	Används inte.
Statnett	Används inte.
Svenska Kraftnät	Används inte.

1.2.4 Dödnätsstart

Tjänsten är av lokal karaktär, och kan därför inte utväxlas mellan delsystemen.

TSO	Generering av systemtjänsten	Utväxling mellan delsystemen
Elkraft System	Dieselgenerator och/eller gasturbiner.	Nej
Eltra	2 gasturbiner.	Nej
Fingrid	Vissa vattenkraftsstationer och gasturbiner.	Nej
Statnett	Vissa utvalda vattenkraftsstationer.	Nej
Svenska Kraftnät	Vissa utvalda vattenkraftsstationer.	Nej

1.2.5 Sekundärreglering (UCTE) på HVDC-förbindelser

Tjänsten kan i princip utväxlas på alla HVDC-förbindelser ut från synkronsystemet. När den används påverkar den frekvensstyrd normaldriftreserv i hela synkronsystemet.

TSO	Generering av systemtjänsten	Utväxling mellan delsystemen
Elkraft System	Används inte.
Eltra	Sekundärreglering på Skagerrak förbindelsen. Gäller fram till 2005-12-31.
Fingrid	Används inte.
Statnett	Används inte.
Svenska Kraftnät	Används inte.

1.2.6 Automatisk förbrukningsfrånkoppling (AFK)

Tjänsten är aktuell vid stora driftsstörningar. Delsystemen är då knappast sammankopplade, och tjänsten är inte aktuell för utväxling.

TSO	Generering av systemtjänsten	Utväxling mellan delsystemen
Elkraft System	Frekvensstyrd frånkoppling av förbrukning och frånkoppling av förbindelser mellan Sverige och Själland. Specificerat i bilaga 5.	Nej
Eltra	Frånkoppling av förbrukning. Förbindelsen till Tyskland frånkopplas inte. Frånkoppling av förbrukning mellan 48,7 Hz og 47,7 Hz.	Nej
Fingrid	Automatisk förbrukningsfrånkoppling mellan 48,7 Hz – 48,3 Hz.	Nej
Statnett	Automatisk förbrukningsfrånkoppling mellan 49,0 Hz – 47,0 Hz.	Nej
Svenska Kraftnät	Automatisk förbrukningsfrånkoppling mellan 48,8Hz – 48,0 Hz.	Nej

1.2.7 Manuell förbrukningsfrånkoppling (MFK)

Tjänsten används vid stora driftsstörningar och vid effektbrist och kan inte utväxlas mellan

delsystemen. Detta är reglerat i bilaga 9.

TSO	Generering av systemtjänsten	Utväxling mellan delsystemen
Elkraft System	Förbrukning kan frånkopplas för att eliminera otillåtna överföringar i överföringsnätet, för hantering av effektbrist, vid ödrift och när den automatiska frånkopplingen inte har varit tillräcklig.	Nej
Eltra	Förbrukning kan frånkopplas för att eliminera otillåtna överföringar i överföringsnätet, för hantering av effektbrist, vid ödrift och när den automatiska frånkopplingen inte har varit tillräcklig.	Nej
Fingrid	Frånkopplingsbar förbrukning som används som snabb aktiv störningsreserv, kan också används vid effektbrist när endast 600 MW snabb aktiv störningsreserv återstår i det synkronsystemet.	Nej
Statnett	Används vid effektbrist när endast 600 MW snabb aktiv störningsreserv återstår i det synkronsystemet.	Nej¹
Svenska Kraftnät	Används vid effektbrist när endast 600 MW snabb aktiv störningsreserv återstår i det synkronsystemet.	Nej

¹) Ingen särskilt ersättning till aktörerna. Men när tjänsten blir aktiverad får Statnett KILE-ansvar, som medför reduktion av intäktsramen.

1.2.8 Snabb aktiv prognosereserv

Tjänsten återställer frekvensstyrd normaldriftsreserv. Med hjälp av denna justerar man avvikelser i förbruknings- och/eller produktionsprognoser. Krav för varje systemansvarig beror på nationell lagstiftning. Aktiveringstid är 10-15 min.

Tjänsten utväxlas mellan delsystemen i den gemensamma nordiska reglermarknaden som frivillig eller kontrakterad reglerkraft, men i händelse av effektbrist är det bilaga 9 som gäller.

TSO	Generering av systemtjänsten	Utväxling mellan delsystemen
Elkraft System	Kontrakt med producenter om bud (som bud i reglermarknaden).	Ja
Eltra	Kontrakt med producenter om minimumutbud (som bud i reglermarknaden). Frivilliga bud i reglermarknaden.	Ja Ja
Fingrid	Frivilliga bud i reglermarknaden.	Ja
Statnett	Kontrakterad regulerkraft: Optionsmarknad för reglerkraft (produktion och förbrukning). Frivilliga bud i reglermarknaden.	Ja Ja
Svenska Kraftnät	Frivilliga bud i balansregleringen (sekundärregleringen).	Ja

1.2.9 Snabb aktiv mothandelsreserv

Krav för varje systemansvarig beror på nationell lagstiftning. Tjänsten kan utväxlas mellan delsystemen i driftskedet.

TSO	Generering av systemtjänsten	Utväxling mellan delsystemen
Elkraft System	Särskilda köp hos producenter.
Eltra	Särskilda köp hos producenter samt bud i reglermarknaden kan användas.	Ja
Fingrid	Frivilliga bud i reglermarknaden kan användas.	Ja
Statnett	Kontrakterad reglerkraft: Optionsmarknad för reglerkraft (produktion och förbrukning). Frivilliga bud i reglerkraftmarknaden.	Ja Ja
Svenska Kraftnät	Frivilliga bud i balansregleringen (sekundärregleringen).	Ja

1.2.10 Höglastreserv

Krav för varje systemansvarig beror på nationell lagstiftning.

Med höglastreserv avses aktiv reserv som normalt inte används. Vid förväntade höglastperioder reduceras beredskapstiden så att kapaciteten vid behov kan användas. Tjänsten kan utväxlas mellan delsystemen i den gemensamma nordiska reglermarknaden. Men i händelse av effektbrist är det bilaga 9 som gäller.

TSO	Generering av systemtjänsten	Utväxling mellan delsystemen
Elkraft System	Under förberedelse.
Eltra	Används inte.
Fingrid	Används inte.
Statnett	Används inte.
Svenska Kraftnät	Under upphandling.

2. Beskrivning av rutiner för handel med systemtjänster

2.1 Generellt

Handel med systemtjänster skall inte vara till hinder för varken elspothandel eller

balansreglering.

2.2 Handel med frekvensstyrd normaldriftreserv och frekvensstyrd störningsreserv Handel med reglerstyrka kan vara en samtidig handel med frekvensstyrd normaldriftsreserv och frekvensstyrd störningsreserv beroende av hur de enskilda tjänsterna anskaffas i de enskilda delsystemen.

Vid omräkning mellan reglerstyrka, frekvensstyrd normaldriftsreserv och frekvensstyrd störningsreserv används följande omräkningstabell om inte annat avtalats:

Reglerstyrka	Frekvensstyrd normaldriftsreserv	Frekvensstyrd störningsreserv
10 MW	1 MW	1,5 MW

Systemansvariga kan informera varandra dagligen efter att elspot har stängt om överskott av

reglerstyrka som kan erbjudas övriga systemansvariga.

Då totala köpbehovet är större än utbudet, skall fördelning ske utifrån grundkravet för

frekvensstyrd normaldriftsreserv.

Handeln sker bilateralt mellan systemansvariga.

Vid försäljning till flera systemansvariga betalar alla samma pris, marginalpriset.

2.3 Utväxling med andra typer av reserver

Tjänster knutna till den gemensamma nordiska reglermarknaden är beskrivet i bilaga 3.

2004-04-01

Samdrift mellan de norska och svenska delsystemen på växelströmsförbindelserna

1 Bakgrund

Delsystemen i Norge, Sverige, Finland och Östdanmark är synkront samman- kopplade. Delsystemet i Västdanmark är kopplat till Norge och Sverige med likströmsförbindelser. Denna bilaga beskriver driften av växelströms- förbindelserna mellan delsystemen i Sverige och Norge.

2 Överföringsanläggningar som förbinder delsystemen Sverige-Norge

2.1 Överföringsanläggningar som i båda ändar ägs/innehas av systemansvariga

Anläggning Spänning kV Avräkningspunkt Övrigt

Ofoten-Ritsem 400 Ritsem N.Rössåga-Gejmån-Ajaure 220 Gejmån, Ajaure Nea-Järpströmmen 300 Nea

Hasle-Borgvik 400 Hasle Ingår i Hasle- snittet

Halden-Skogssäter 400 Halden Ingår i Hasle-

snittet

2.2 Övriga överföringsanläggningar

Sildvik-Tornehamn 130 Tornehamn Vattenfall

ägare på svensk sida

2.3 Övriga överföringsanläggningar än 2.2

Eidskog-Charlottenberg 130 Charlottenberg Fortum

ägare på svensk sida

Denna överföringsanläggning ingår inte stamnätet på svensk sida. Handels- kapacitet på förbindelsen lämnas till Nord Pool av Statnett på norsk sida och av Fortum på svensk sida.

Document Metadata

Table of Contents

PROTOKOLL

Document Metadata