• No results found

Agenda - informasjonsmøte

N/A
N/A
Protected

Academic year: 2024

Share "Agenda - informasjonsmøte"

Copied!
67
0
0

Laster.... (Se fulltekst nå)

Fulltekst

(1)

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

(2)

INTRODUKSJON OG

VELKOMMEN

(3)

"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

(4)

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

(5)

Fra veileder og vedtak til faste krav

§

(6)

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

(7)

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

(8)

KORT OM OPPDRAGET OG

NVEs TANKER

(9)

Gjennomgang av

nettkoder for tilknytning

Statnetts informasjonsmøte Oslo, 10. juni 2015

(10)

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)

(11)

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

(12)

Ønsket resultat

Forslag fra Statnett

Grunnlag for implementering av tilknytningskodene

Oversikt over eventuelle avvikende synspunkter

Generelt økt kunnskap om innholdet i tilknytningskodene

(13)

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

(14)

OVERORDNET PLAN OG

BRANSJEINVOLVERINGEN

(15)

Organisering av arbeidet og bransjeinvolvering

NVEs bransjeforum

(16)

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

(17)

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

(18)

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

(19)

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

(20)

Forhold til Europa og Norden

• Bidrag fra ENTSO-E

• Felles Nordisk perspektiv

• Nordisk samarbeid

• Felles åpent møte for

nordiske interessenter

(21)

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

(22)

DYPDYKK – RfG

(23)

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!

(24)

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)

(25)

Tekniske funksjonskrav til produksjonsanlegg

Kravene angår:

• Frekvensstabilitet

• Spenningsstabilitet

• Robusthet

• Gjenoppretting av kraftsystemet

• Generell systemutforming

(26)

Inndeling av produksjonsanlegg i typer

(27)

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

(28)

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?

(29)

Funksjonalitet for oppregulering ved lav frekvens

Statikkinnstilling?

(30)

Funksjonalitet for både opp- og nedregulering

- Statikk?

- Dødbånd?

- Nøyaktighet?

(31)

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.

(32)

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.

(33)

Eksempel feilklarering

(34)

FRT-kravet per i dag

• Krav i FIKS til produksjonsanlegg med nominell driftsspenning

≥ 220 kV i tilknytningspunktet.

Feil inntreffer

Gjenoppretting av spenning

(35)

FRT-kravet per i dag, forts.

• Krav i FIKS til produksjonsanlegg med nominell driftsspenning

≥ 132 kV og < 220 kV i tilknytningspunktet.

(36)

Nytt FRT-krav

• Krav i RfGn til produksjonsanlegg av Type D med nominell driftsspenning ≥ 110 kV i tilknytningspunktet.

(37)

Nytt FRT-krav, forts.

• Krav i RfGn til produksjonsanlegg av Type B, C og D med nominell driftsspenning < 110 kV i tilknytningspunktet.

(38)

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

(39)

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)

(40)

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??

(41)

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

(42)

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.

(43)

Pause

Ca. 15 minutter

(44)

DYPDYKK – DCC

(45)

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

(46)

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

(47)

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

(48)

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

(49)

Tekniske funksjonskrav til forbruk

Kravene omfatter:

• Frekvenskrav

• Spenningskrav

• Reaktiv effekt krav

• Forbruksfrakobling (underfrekvens og lav spenning)

• Forbrukerfleksibilitet (DSR)

(50)

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

(51)

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

(52)

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

(53)

Forbruksfrakobling

• Krav til planer ved underfrekvens og lav spenning

• Må samsvare med Emergency and Restoration

(54)

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

(55)

Hvorfor engasjere seg i det norske implementeringsarbeidet?

• Nybrottsarbeid

• Muligheter for å påvirke avklaringer

• Utveksling av kunnskap og idéer

(56)

GJENNOMGANG AV HVDC

(57)

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?

(58)

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

(59)

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

(60)

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

(61)

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

(62)
(63)

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?

(64)

System needs?

(65)

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

(66)

BorWin Alpha 400 MW offshore converter station (5000 ton)

(67)

Avslutning og diskusjon

Figur

KORT OM OPPDRAGET OG  NVEs TANKER

Referanser

RELATERTE DOKUMENTER