• Användning av beräkningsmetoder för förutsägelse av vind- och vågrörelser

• Design och optimering av vind- och vågenergisystem

• Vindkraftverk aero-hydro-servo-elastisk analys med OpenFAST (ink utvärdering av strukturella belastningar och styralgoritmen för ett vindkraftverk)

• Kraftproduktion och strukturanalys för hela vindkraftsparken med FAST.Farm, inklusive vakinteraktioner och styrstrategier

• Aero-strukturell simulering av vindkraftverk med vertikal axel (VAWT)

• Metodutveckling för att förutsäga och förbättra livslängden för vindkraftverk under tuffa driftsförhållanden

• Förbättringar av programvaran med öppen källkod (t.ex. OpenFOAM, Nektar ++) mot behovet av befintliga eller framtida projekt

Vindkraften har en utomordentlig förmåga och kapacitet att bidra till sekundsnabb frekvensreglering av elnätsystemet. Projektet Vindkraftens potential och kostnader för att tillhandahålla systemtjänster till elnätet, som Energimyndigheten och Vindforsk medfinansierat, har fokuserat på att utreda vindkraftens möjliga och kostnadseffektiva bidrag till systemtjänsten Fast Frequency Reserve (FFR). Den innebär att upprätthålla en effektreserv att snabbt (inom 0,7 sekunder) stötta upp nätet med, om frekvensen sjunker under en viss nivå (cirka 49,7 Hz).

I projektet har RISE utgått från en publik generisk landbaserad vindturbin på 3,4 MW och 130 meter. Genom aeroelastiska simuleringar med turbulensvind i olika medelvindar har en vind-effektkurva tagits fram utifrån ett optimalt varvtal. Motsvarande maximal energiproduktion har sedan beräknats.

Genom att sedan modifiera turbinregulatorn, och öka varvtalet för vindar under märkvind, har motsvarande något lägre produktion beräknats. Men fördelen med det högre varvtalet blir en energireserv som mycket snabbt kan omvandlas till extra effekt ut på nätet, om frekvensen av någon orsak skulle sjunka snabbt. Som ett tredje steg har olika nivåer av extra effektpådrag (FFR) adderats för att analysera turbinens beteende och förmåga att hantera transienten.

Ett exempel: Vid 4 m/s så är optimalt varvtal 5 rpm. Genom att istället köra på 7 rpm kan man, inom loppet av 1 sekund, öka effekten med 500 kW. Denna högre effekt kan sedan ligga kvar under 5 sekunder för att motverka frekvensnedgången. Under tiden kan andra, mer tröga, motåtgärder sättas in och vindkraftverket återgår sakta till normal produktion vid 5 rpm.

Totalt har 11 880 simuleringar exekverats, med olika kombinationer av medelvindhastigheter, lokalisering, varvtalskoncept och extra effektuttag. Resultaten visar att genom att öka turbinens varvtal vid vindhastigheter mellan 3 och 9 m/s genereras en extra rotationströghet som kan användas för att snabbt (inom en sekund) påtagligt öka uteffekten och motverka ett frekvensfall i elnätet. Efter effektökningen har varvtalet minskat till den optimala varvtalskurvan och turbinen kan återgå under optimala aerodynamiska förhållanden.

European Network of Transmission System Operators for Electricity (ENTSO-E) har definierat ett värsta-scenario som innebär en momentan förlust på 1450 MW. För att klara detta krävs en FFR på cirka 280 MW tillförs inom 0,7 sekunder, för att frekvensen aldrig ska gå under 49 Hz. Lägre frekvens riskerar en total kollaps av elnätet.

Om man utgår från det generiska vindkraftverket på 3,4 MW så behövs 1400 stycken av dessa för att producera 17,8 GWh per år (motsvarande Sveriges årsproduktion 2017, som då bestod av cirka 3500 vindkraftverk, de flesta av dem mindre i storlek). Genom att låta alla dessa aggregat samverka så skulle ett medelvärde på 200 kW i effektreserv räcka för att klara det värsta möjliga fallet (1400 x 200 kW = 280 MW). Några få turbiner står helt stilla, andra opererar över märkvind. I vår studie bidrar då inte dessa till någon effektreserv. Men hälften av turbinerna är i drift vid låga vindar och kan då ha mer än 400 kW. Sett över alla aggregat så klarar man därför alltid de värsta fallen.

Förutom en liten produktionsminskningen är problemet är att det krävs en samordnad och aktiv reglering av vindkraftverken, något som troligtvis kommer att bli ett framtida krav för att få koppla in ytterligare vindkraft på nätet. Beräkningarna visar att produktionsminskningen stannar på omkring en procent för 280 MW effektreserv. Sett på nationell nivå skulle det innebära att vindkraftsproduktionen skulle minska från 17,8 GWh per år ner till 17,6 GWh. Med ännu större andel vindkraftverk som bidrar blir produktionsbortfallet lägre.

I framtiden kommer troligtvis varje vindkraftverk vara anslutet och uppkopplat till nätet och marknaden. Turbinregulatorn kommer att justera varvtalet beroende på hur energiproduktion respektive effektreserv efterfrågas och kompenseras för. Vid låga energipriser och hög FFR-kompensation ökar varvtalet. Vid höga energipriser och låg FFR-kompensation kommer varvtalet att minska och ligga närmare det optimala varvtalet.

Detta är en trolig och resurseffektiv lösning för ett robust elnät som domineras av vindkraft.

Projektet syftar att visa hur man med hjälp av innovativa lösningar med aktiv styrning av elnäten (ActiveNetworkManagement – ANM) effektivt kan öka möjligheten till integrering av förnybar produktion (RES) i distributionsnäten.

ANM kommer omfatta kontroll av aktiv och reaktiv effekt för att undvika överlast, upprätthålla spänningen, minimera behov av nedreglering av RES samt möjliggöra ytterligare RES även när nätets teoretiska designgränser uppnåtts.

Aktiviteter inom forskning, utveckling och innovation omfattar utveckling av:

• Metoder för aktiv styrning i lokala energisystem
• Affärsmodeller för beslutsunderlag för marknadsaktörer
• En integrerad verktygslåda för att stödja distributionssystemets planering och drift innehållande utvecklade ANM-metoder och affärsmodeller

Verktygslådan, metoder och affärsmodeller för ANM kommer att demonstreras i Sverige och Ungern. Projektet kommer också att förbereda lösningar och rekommendationer för replikering i andra lokala och regionala energisystem.

Detta projekt har fått medel inom ramen för det gemensamma programinitiativet ERA-Net Smart Energy Systems, integrerade fokusinitiativ, regionala energisystem, med stöd från Europeiska unionens forsknings- och innovationsprogram Horizon 2020 enligt bidragsavtal nr 775970.