Agenda - informasjonsmøte
• Introduksjon og velkommen
• Kort om oppdraget og NVEs tanker
• Overordnet plan og bransjeinvolveringen
• Dypdykk i RfG
• Pause
• Dypdykk i DCC
• Gjennomgang av HVDC
• Avslutning og diskusjon
INTRODUKSJON OG
VELKOMMEN
"Network Codes og Guidelines"
• Forordningene regulerer forhold innen nettilknytning, marked og drift
• Et ledd i gjennomføringen av EUs tredje energimarkedspakke
• ENTSO-E har fått i oppdrag fra EC å utarbeide forslag til forordninger, baser på retningslinjer fra ACER
• Totalt 10 forordninger
Forordninger for tilknytning av produksjon, forbruk og HVDC
• Setter minimums krav for teknisk design
• Skal tilrettelegge for
forsyningssikkerhet og felles europeiske markedsløsninger med like konkurransevilkår
• Skal i utgangspunktet gjelde ved
nye tilknytninger eller vesentlige
endringer i eksisterende
Fra veileder og vedtak til faste krav
§
Statnetts skal levere innstilling til NVE
• Vurdere hvordan de tekniske kravene bør spesifiseres for å tilpasses norske forhold
• Foreslå hvordan prosessene og ansvar bør defineres i Norge
• Jobbe tett med bransjen
Prinsipper for Statnetts arbeid
• I størst mulig grad sikre systemdriften gjennom bruk av markedsløsninger
• Absolutte krav skal begrenses til et minimum
• I størst mulig grad unngå særnorske krav
KORT OM OPPDRAGET OG
NVEs TANKER
Gjennomgang av
nettkoder for tilknytning
Statnetts informasjonsmøte Oslo, 10. juni 2015
Status
■ Alle tilknytningskodene er på vei inn i komitologiprosess og forventes vedtatt i løpet av 2015
■ På det tidspunkt kodene tas inn i norsk lovgivning vil de gå foran gjeldende norske forskrifter
■ Pålegger detaljerte krav, ansvar og plikter til systemansvarlig, nettselskaper, nye produsenter og nye uttakskunder (industrikunder og DSOer)
Behov for gjennomgang
■ Gjennomgang av de tekniske kravene
■ Oversikt over endringer fra dagens praksis
■ Åpning for nasjonale tilpasninger
■ Avklare ønsket norsk praksis
■ Ansvarsoppgaver og plikter
■ Oversikt over berørte aktører
■ Beslutningsprosesser
■ Kartlegge behov for endringer og ønsket norsk praksis
Ønsket resultat
■ Forslag fra Statnett
■ Grunnlag for implementering av tilknytningskodene
■ Oversikt over eventuelle avvikende synspunkter
■ Generelt økt kunnskap om innholdet i tilknytningskodene
Organisering av arbeidet
■ NVE har bedt Statnett om å gjennomgå tilknytningskodene
■ Fokus på faglige vurderinger
■ NVE har bedt Statnett opprette referansegrupper
■ Viktig med deltakelse fra bransjen for å sikre at relevante faglige problemstillinger belyses
■ Bransjeforum
■ Involvering av bransjeorganisasjoner
■ Diskusjon av overordnede problemstillinger
OVERORDNET PLAN OG
BRANSJEINVOLVERINGEN
Organisering av arbeidet og bransjeinvolvering
NVEs bransjeforum
Arbeidsmetode
Statnett utarbeider utkast til hvordan krav i arbeidspakke
skal gjennomføres
Referansegruppens kommentarer og
synspunkter innhentes og justeringer avtales
"Lukking" av arbeidspakke og
start på neste arbeidspakke
Endelig gjennomgang av alle arbeidspakker
Leveranse
• Ett dokument per nettkode
• Bestå av forslag til og underlag for et norsk regelverk, samt et tolkningsdokument
• Inkludere et prosess-skriv
som omtaler uenigheter i
referansegruppene og hva
som er årsaken til at Statnett
har valgt å legge frem gitt
løsning
Forventet fremdrift
Forordning 2014 2015 2016 2017 2018 2019
RfG
Requirements for generators
DCC
Demand connecion code
HVDC
High Voltage Direct Current Connections
Utforming av regelverk Utarbeide forslag til implementering (Statnett) Godkjenning og implementering (forskriftsarbeid) (NVE)
Komitologi starter Implementasjonsfrist Leverandørtilpasninger
NVE
Q2/15
Q2/15 Q1/15
Q4/15
NVE
NVE
Q4/18
Q1/19 Q4/16
Q1/19 Q4/17
Q1/17
Q1/17 Q1/16
Q1/16
Q1/18
Q1/18
Tema som vil ha stor betydning for oppgaver/ansvar i kraftbransjen
• Vedtakskompetanse for TSO eller avtaler og involvering av DSO/TSO ved ulike løsninger
• Oppfølging av vedtak/avtaler ved idriftsettelse og gjennom levetiden
• Hvilke endringer i eksisterende anlegg utløser krav til vurdering av funksjonalitet og vedtak/avtaler
• Behov for norske "standardavtaler" som inneholder
en presisering av tekniske krav utover forskriften
Forhold til Europa og Norden
• Bidrag fra ENTSO-E
• Felles Nordisk perspektiv
• Nordisk samarbeid
• Felles åpent møte for
nordiske interessenter
Veien videre
• Første møte i referansegruppene i august 2015.
• Statnett vil bruke tiden frem mot første møte i
referansegruppene til å klargjøre følgende forhold:
• Deltakere i referansegrupper
• Avdekke og klargjøre felles temaer og avhengigheter mellom forordningene for tilknytning
• Kartlegge hvilke temaer som bør behandles samlet og når disse bør behandles
• Kartlegge rekkefølge for arbeidet med implementeringen
• Kartlegge behovet for å sette ut konsulentoppdrag og eventuelle kostnader knyttet til dette
DYPDYKK – RfG
Oversikt over Requirements for Generators (RfG)
General provisions
§§ 1-9
Definitions
Scope
Requirements
§§ 10-25
General Requirements
Synchronous Power Generating
Modules
Power Park Modules
Offshore Power Park Modules
Operational Notification Procedure for
Connection
§§ 26-35
New Generating Units
Existing Generating
Units
Compliance
§§ 36-55
Compliance monitoring
Compliance testing
Compliance simulations
Derogations
§§ 56-61
Request
Decisions
Transitional Arrangements
for Emerging Technologies
§§ 62-66
Conditions for Classification
Approval
Final Provisions
§§ 67
Entry into Force and Application of the Network
Code
Fokus i denne presentasjon!
Det norske implementeringsarbeidet
• 6 av 53 tekniske funksjonskrav (§§ 10-25) er fullstendig definert i RfG.
• Mulighet til å faststille øvrige tekniske funksjonskrav innom gitte rammer. Tilpasning til:
– Nordiske forhold (det nordiske synkronområdet) – Norske forhold
– Lokale forhold
• Behov for fremtidig ansvars- og rolleavklaring. Hvem gjør hva i forbindelse med:
– Tilknytning av nye anlegg og ved endringer i eksisterende anlegg (§§ 26-35)
– Å følge opp kravetterlevelse (§§ 36-55) – Innvilgning av eventuelle avvik (§§ 56-61)
Tekniske funksjonskrav til produksjonsanlegg
Kravene angår:
• Frekvensstabilitet
• Spenningsstabilitet
• Robusthet
• Gjenoppretting av kraftsystemet
• Generell systemutforming
Inndeling av produksjonsanlegg i typer
Eksempel: Krav relatert til frekvensstabilitet
Krav angår Type
A B C D Funksjonalitet for nedregulering ved høy frekvens X X X X Funksjonalitet for oppregulering ved lav frekvens X X Funksjonalitet for både opp- og nedregulering X X
Funksjonalitet for nedregulering ved høy frekvens
• Synchronous Power Generating Modules:
Prefis the Maximum Capacity
• Power Park Modules:
Pref is the actual Active Power output at the moment the LFSM-O threshold is reached or the Maximum Capacity , as defined by the Relevant TSO, while respecting the provisions of Article 4(3)
Pref
P
fn
f fn
f1
P
P f
f
s f ref
n
1
2 % 100
Grenseverdi?
Statikkinnstilling?
Funksjonalitet for oppregulering ved lav frekvens
Statikkinnstilling?
Funksjonalitet for både opp- og nedregulering
- Statikk?
- Dødbånd?
- Nøyaktighet?
Krav relatert til spenningsstabilitet
Krav angår Type
A B C D
Reaktiv effektproduksjon/konsumpsjon X X
• I dag faste krav til effektfaktoren cos 𝜑 for alle produksjonsanlegg uansett hvor de er tilknyttet.
• Fremtidig krav til effektfaktoren skal fastsettes i hver enkel tilknytning innenfor visse grenser.
• Grensen for hvilket maksimalt reaktivt effektbidrag som kan påkreves er allerede gitt i forordningen.
Eksempel: Krav relatert til robusthet
Krav angår Type
A B C D
Fault-Ride-Through (FRT) egenskaper X X X
Formål med krav:
• Forhindre at produksjonsanlegg faller ut ved normal feilklarering på høye spenningsnivåer (≥ 110 kV).
• Begrense det potensielle produksjonstapet ved slike feil.
• Unngå mer alvorlige forstyrrelser.
Eksempel feilklarering
FRT-kravet per i dag
• Krav i FIKS til produksjonsanlegg med nominell driftsspenning
≥ 220 kV i tilknytningspunktet.
Feil inntreffer
Gjenoppretting av spenning
FRT-kravet per i dag, forts.
• Krav i FIKS til produksjonsanlegg med nominell driftsspenning
≥ 132 kV og < 220 kV i tilknytningspunktet.
Nytt FRT-krav
• Krav i RfGn til produksjonsanlegg av Type D med nominell driftsspenning ≥ 110 kV i tilknytningspunktet.
Nytt FRT-krav, forts.
• Krav i RfGn til produksjonsanlegg av Type B, C og D med nominell driftsspenning < 110 kV i tilknytningspunktet.
Sammenligning av FRT-kravene
Spørsmål FIKS RfG
Hvilke produksjons- anlegg har FRT-krav?
De som er tilknyttet nett med nominell driftsspenning≥ 132 kV
Type B, C og D (≥ 1,5 MW), uansett nominell driftsspenning i tilknytningspunktet
Når er restspenningen null under feilforløpet?
For produksjonsanlegg tilknyttet nett med nominell driftsspenning
≥ 220 kV
For produksjonsanlegg tilknyttet nett med nominell driftsspenning
≥ 110 kV Feilklareringstid? 0.15 s for produksjonsanlegg
tilknyttet nett med nominell driftsspenning ≥ 220 kV 0.4 s for produksjonsanlegg tilknyttet nett med nominell driftsspenning < 220 kV
0.14-0.25 s uansett nominell driftsspenning i tilknytnings- punktet
Parametre som påvirker evnen å overholde FRT-kravet
1. Feilklareringstid (kort)
2. Spenning i tilknytningspunktet før feil (høy)
3. Spenning i tilknytningspunktet under feilforløpet (høy) 4. Spenning i tilknytningspunktet etter feilklarering (høy)
5. Kraftsystemets kildereaktans sett fra produksjonsanleggets tilknytningspunkt (lav)
6. Generatorens aktuelle aktive effektproduksjon ved feil (lav) 7. Generatorens aktuelle reaktive effektproduksjon ved feil (høy) 8. Svingmasse/treghetsmoment for generator og turbin (høy) 9. Transient reaktans hos generatoren (lav)
10. Reaktans hos aggregattransformator (lav)
11. Magnetiseringssystem og spenningsregulering – takspenningsfaktor (høy)
Eksempel: Krav relatert til gjenoppretting av kraftsystemet
Krav angår Type
A B C D
Evne til oppstart fra spenningsløst nett X X
• Evne til oppstart fra spenningsløst nett er ikke per automatikk påkrevet, men anleggseier skal kunne tilby slik funksjonalitet der TSO finner det nødvendig.
• Kan kravet fortsatt håndteres ved Beredskapsforskriften i Norge??
Eksempel: Krav til generell systemutforming
Krav angår Type
A B C D Mulighet å stoppe produksjonen via fjernstyring X X X X Mulighet å kunne redusere produksjonen via fjernstyring X X X Mulighet å kunne stille settpunkt for aktiv effekt via
fjernstyring
X X Informasjonsutveksling i sanntid eller periodisk med
tidsstempling
X X X Informasjonsutveksling i sanntid for overvåkning av
bidrag til primærregulering
X X
Hvorfor engasjere seg i det norske implementeringsarbeidet?
De to viktigeste grunnene fra mitt ståsted:
• Ivareta deres interesser i forhold til andre parter.
• Påvirke avklaring av de ulike aktørenes roller og oppgaver.
Pause
Ca. 15 minutter
DYPDYKK – DCC
Hensikt og innhold i DCC
• Skal fremme smarte nettløsninger som bidrar til økt
integrasjon av fornybar kraftproduksjon, forsyningssikkerhet og implementering av det indre energimarkedet.
• Krav til nye forbrukere som skal tilknyttes nettet, med fokus på industrikunder og distribusjonssystemoperatører (DSO)
• Krav for leverandører av forbrukerfleksibilitet
Hva finnes av krav i dag?
• Ingen detaljerte krav fra Statnett
• DCC innebærer et helt nytt regelverk
• Dagens FIKS har i liten grad krav til tilknytning av
forbruk
Oversikt Demand Connection Code
General provisions
§§ 1-10
Scope
Definitions
Application to existing demand and
distribution
Requirements
§§ 11-24
General frequency requirements
General voltage requirements
Short-circuit requirements
Reactive power requirements
Protection and control
Operational notification procedure for
connection
§§ 25-34
Connection of new demand facilities and distribution new
system connections
Cost benefit analysis
Compliance
§§ 35-50
Compliance monitoring
Compliance testing
Compliance simulations
Non-binding guidance and monitoring of implementation
Derogations
§§ 51-56
Derogations
Final Provisions
§§ 57-58
Entry into Force and Application of the Network
Code
Det norske implementeringsarbeidet
• Ca 25 % tekniske funksjonskrav (§§ 10-24) er fullstendig definert i DCC.
• I tillegg tilkommer kravene i forbindelse med
• Tilknytning av nye anlegg og ved endring av eksisterende anlegg (§§ 25-34)
• Oppfølging av kravetterlevelse gjennom levetiden (§§ 35-50)
• Avvik (§§ 51-56)
• Det er i mange tilfeller gitt mulighet til å faststille funksjonskrav innenfor gitte rammer:
• Nordiske forhold (synkronområdet)
• Norske forhold
• Lokale forhold
Tekniske funksjonskrav til forbruk
Kravene omfatter:
• Frekvenskrav
• Spenningskrav
• Reaktiv effekt krav
• Forbruksfrakobling (underfrekvens og lav spenning)
• Forbrukerfleksibilitet (DSR)
Frekvenskrav
• Alle anlegg skal dimensjoneres for å holde inne ved gitte frekvensområder og tidsperioder
Nordisk synkronområde
47,5 – 48,5 30 min
48,5 – 49,0 Bestemmes av den enkelte TSO, men ikke mindre enn 30 min
49,0 – 51,0 Kontinuerlig 51,0 – 51,5 30 min
Spenningskrav
• Alle anlegg skal dimensjoneres for å holde inne ved gitte spenningsområder og tidsperioder
• Gjelder for alle anlegg tilkoblet spenninger over 110 kV
Nordisk synkronområde
0,90 pu – 1,05 pu Kontinuerlig 1,05 pu – 1,10 pu 60 min
Reaktiv effekt krav
• Krav om å opprettholde stabil tilstand i
tilknytningspunktet ved et reaktiv effekt område definert av relevant TSO
• Import/eksport av reaktiv effekt skal ikke bli større enn 0,9 til 1 i effektfaktor av sin maksimale
import/eksport
Forbruksfrakobling
• Krav til planer ved underfrekvens og lav spenning
• Må samsvare med Emergency and Restoration
Forbrukerfleksibilitet
• Generelle krav
• Krav ved bidrag til aktiv effekt
• Krav ved bidrag til reaktiv effekt
• Krav ved begrensninger i overføringer
• Krav ved bidrag til frekvens
• Krav ved raskt bidrag til aktiv effekt
Hvorfor engasjere seg i det norske implementeringsarbeidet?
• Nybrottsarbeid
• Muligheter for å påvirke avklaringer
• Utveksling av kunnskap og idéer
GJENNOMGANG AV HVDC
1. Connection of two or more Synchronous Areas (SA) to each other. The HVDC link is considered a significant grid user at all connection points.
2. To provide a transfer capability inside a single synchronous area, (embedded HVDC).
3. To connect remote generations to the main AC network.
Why NC HVDC?
Applications of HVDC and DC connected PPMs
Power Park Module(s) AC collected and DC connected to the main electricity system
HVDC connections embedded within one control area
HVDC connections between synchronous areas or between control areas including back
to back
Connection Point(s) HVDC connections
between AC collected PPMs and the main electricity system
NC HVDC General Approach
Capability of HVDC systems relevant for cross border system security
Its inherent capabilities, e.g. fast active and reactive power control, etc.
Capability of DC connected PPMs and remote end HVDC converter
Coordination between capabilities of HVDC system and PPMs
Coping with different technologies
Requirements should not favour a specific technology
Considering potential future DC grids
Requirements for HVDC connections and DC connected PPMs should not be a barrier to future expansion into multi-terminal or meshed DC grids
Title Issue Art # Note
2 GENERAL REQUIREMENTS FOR HVDC CONNECTIONS
Active Power and Frequency 11-17 Freq. control, synthetic inertia, etc.
Reactive Power and Voltage 18-24 Volt. control, reactive power*, etc.
Fault Ride Through 25-27
Control 28-33 Dampening functions (PSS, SSTI),
interaction studies req. by TSO*
Protection Devices and Settings 34-36
Power System Restoration 37 Black start*
3 REQUIREMENTS FOR DC-CONNECTED POWER PARK MODULES AND REMOTE-END HVDC CONVERTER STATIONS RfG requirements for NC RfG PPM:s with some
exceptions given in NC HVDC.
38-50 50 Hz nominal frequency?
Owner PPM = Owner HVDC?
DC connected = also AC connected in future?
4 INFORMATION EXCHANGE AND COORDINATION 51-54 5 OPERATIONAL NOTIFICATION PROCEDURE FOR
CONNECTEION OF NEW HVDC SYSTEMS
55-66 6-8 COMPLIANCE, DEROGATIONS, FINAL
PROVISION
67-84
Frequency ranges
Frequency range Time period for operation
47.0 Hz – 47.5 Hz 60 seconds
47.5 Hz – 48.5 Hz
To be specified by each relevant TSO , but longer than established times for generation and demand according to [NC RfG] and [DCC] respectively, and longer than for DC-connected PPMs according to Article 39
48.5 Hz – 49.0 Hz
To be specified by each relevant TSO, but longer than established times for generation and demand according to [NC RfG] and [DCC] respectively, and longer than for DC-connected PPMs according to Article 39
49.0 Hz – 51.0 Hz Unlimited
51.0 Hz – 51.5 Hz
To be specified by each relevant TSO, but longer than established times for generation and demand according to [NC RfG] and [DCC] respectively, and longer than for DC-connected PPMs according to Article 39
51.5 Hz – 52.0 Hz To be established by each relevant TSO , but longer than for DC- connected PPMs according to Article 39
Special notes…
If needed, TSO can ask for wider frequency/voltage ranges
The NC creates a framework for solid HVDC connections [robust system dynamics]. Seen from future multiple HVDC connections, going from very distributed production to larger infeeds, this is of course very valuable.
If needed, capabilites like "normal" production units can be assured (short circuit current, inertia, etc.).
System needs? Necessary to define to avoid technology non neutral requests…(FRT, reactive power support, black start…).
3rd party interest!
Future DC grid developement?
System needs?
DC connected PPM:s
Power Park Module(s) AC collected and DC connected to the main electricity system
HVDC connections between AC collected PPMs and the main electricity system HVDC connections
may become DC connected to another synchronous
electricity system
Other 3rdparty Power Park Module(s) AC collected
AC connection in parallel with HVDC connection to AC collected PPMs
BorWin Alpha 400 MW offshore converter station (5000 ton)