Informasjonsmøte

(1)

Informasjonsmøte

Gjennomgang av forordninger for tilknytning av produksjon, forbruk og HVDC Nydalen, 18.01.2018

(2)

Nye EU regler – endringer i Norge

• Eldirektiv 3 (2009) - Felles regler for EUs indre elmarked

• Forordning 714/2009 - Nett tilgang og grensekryssende handel

• Framework Guidelines on electricity grid connection

• Network Codes (forordninger / forskrifter)

• 8 forordninger totalt

• 3 markedskoder (CACM, FCA, EB)

• 3 tilknytningskoder (RfG, DCC, HVDC)

• 2 systemdriftskoder (SO, ER)

• På det tidspunkt kodene tas inn i norsk lovgivning vil de gå foran gjeldende norske forskrifter

• Pålegger detaljerte krav, ansvar og plikter til systemoperatører, nettselskaper, "nye" produsenter og "nye" uttakskunder

(industrikunder og nettselskaper)

Fremtiden er elektrisk

(3)

Statnetts oppdrag fra NVE

• Opprette referansegrupper

• Systematisk gjennomgang av kravene i tilknytningskodene

• Foreslå norsk praksis/krav der det i kodene åpnes for nasjonale tilpasninger

• Utarbeide en oversikt over hvilke aktører i Norge som pålegges ulike ansvarsoppgaver og plikter

• Avklare beslutningsprosesser og gi forslag til norsk praksis

• Beskrive eventuell uenighet

(4)

Organisering av arbeidet og bransjeinvolvering

NVEs bransjeforum

(5)

Statnetts leveranse

• Ett dokument per nettkode

• Forslag til og underlag for et norsk regelverk

• Tolkningsdokument

• Prosess-skriv

• Eventuelle uenigheter i referansegruppene

• Begrunnelse for Statnetts foreslåtte løsning

(6)

Videre agenda

# Tid Sak

1. 12.00 Velkommen Kristin Lucie Munthe

2. 12.15 Gjennomgang av RfG Hans Olav Ween/

Jon N. Ødegård

3. 13.15 Gjennomgang av HVDC Stian Boye Skaatan

13.45 Pause

4. 14.00 Gjennomgang av DCC Stian Boye Skaatan

5. 14.30 Veien videre Astrid Ånestad - NVE

5. 14.45 Avslutning og diskusjon

(7)

Informasjonsmøte Tilknytningskoder

NC-RfG

NC-RfG – Statnetts anbefaling til NVE

Jon Nerbø Ødegård og Hans Olav Ween, Statnett Radisson Blu Nydalen, 18.1.2018

(8)

Innhold

• Innledende refleksjoner

• Organiseringen av arbeidet

• Statnetts anbefaling

• Referansegruppens innspill

(9)

Hvorfor stilles krav til aktørene?

• Sikre nødvendig funksjonalitet og samspill mellom komponenter og aktører i kraftsystemet

• Ivareta leveringspålitelighet og leveringskvalitet

• Legge til rette for markedsintegrasjon og like konkurransevilkår

• Nøytralitet og ikke-diskriminerende atferd står sentralt

(10)

Tilknytningskodene introduserer en avtalebasert regulering

• Avtaleregulering

•

Mellom netteier og tilknyttede produsenter

•

Netteier skal informere og veilede aktør, fastsette funksjonskrav,

godkjenne tilknytningen, sikre kravetterlevelse og foreslå eventuelle unntak

• Hvordan sikre en harmonisert implementering og likebehandling av aktører på tvers av nettnivåer og nettselskaper?

• Hvordan sikre at vertikalintegrerte selskaper opptrer nøytralt og ikke-diskriminerende?

(11)

Nett og netteiere

• Sentralnett

Antall km ledning: 11.000 km Inntektsramme: 3,5 mrd NOK

Nettap: 2,2 TWh

Netteiere: 20 stk.→ 1 stk.

Kunder: 80 stk.

• Regionalnett

Antall km ledning: 19.000 km Inntektsramme: 3,5 mrd NOK

Nettap: 1,9 TWh

Netteiere: 60 stk.

Kunder: 220 stk.

• Distribusjonsnett

Antall km ledning: 298.000 km Inntektsramme: 12 mrd NOK

Nettap: 4,7 TWh

Netteiere: 130 stk.

Kunder: ca. 2,8 mill. stk.

Tallene er ikke oppdaterte – kun for illustrasjon

(12)

(13)

Eksisterende produksjonsanlegg

(14)

Grunnleggende ulikheter mellom Norge og kontinental Europa

• De store landene på kontinentet legger om fra fossil energiproduksjon til fornybar

• Eksisterende kraftproduksjon vil gradvis erstattes av ny teknologi

• Ny produksjon vil naturlig falle inn under NC-RfG

• I Norge er eksisterende kraftproduksjon grunnfjellet i kraftforsyningen og vil ikke fases ut men fornyes over tid

(15)

Grunnfunksjonaliteten ligger i

eksisterende produksjonsapparat

• Avgjørende å sikre nødvendig funksjonalitet i eksisterende anlegg over tid

• Krav om vedlikehold og modernisering av anlegg allerede regulert i eksisterende lovgivning

• Må sikres i NC-RfG eller videreføres i annen regulering

(16)

Avgrensning

•

Omfanget av NC-RfG inkluderer tekniske funksjonskrav med

grenseoverskridende innvirkning og hensyn, som berører markedsintegrasjon

•

NC-RfG erstatter således ikke nødvendig nasjonal regulering av funksjonalitet, som ikke har grensekryssende innvirkning

•

Statnett legger til grunn at funksjonalitet som ikke ivaretas gjennom NC-RfG vil ivaretas gjennom annen nasjonal regulering

Ref. The European Commission, Regulation (EC) No 714/2009 og the European Parliament and Council of 13 July 2009 on conditions for access to the network for cross-border exchanges in electricity, 2009.

Whereas (7) "… The network codes prepared by the ENTSO for Electricity are not intended to replace the necessary national network codes for non-cross-border issues. …"

§8.7 "The network codes shall be developed for cross-border network issues and market integration issues and shall be without prejudice to the Member States’ right to establish national network codes which do not affect cross-border trade."

(17)

Referansegruppens arbeid

• Avholdt 11 møter i gruppen i perioden 2015 – 2017

• Arbeidet har vært omfattende og tidkrevende

• Preget av en positiv dialog og konstruktive innspill

• Ikke enighet på alle punkter

(18)

Referansegruppen for NC-RfG

Navn Selskap

Johan Hernes NTE Nett

Arne Roar Nygård Eidsiva Nett Geir Aalvik Statkraft Nils Hetleflåt SKL Produksjon Geir Kaasa Skagerak Energi Trygve Døble Agder Energi Produksjon

Lars Lone Hydro

Espen Hagstrøm Statkraft

Kjell Sand The Norwegian Smartgrid Centre Svein Halveg Småkraftforeninga

Richard Ogiewa Norwea

André Indrearne Rasjonell Elektrisk Nettvirksomhet (REN)

Kjetil Solberg DSB

Lars Ihler NEK

Arvid Bekjorden Distriktenes energiforening (Defo) Anders Sivertsgård Energi Norge (fom. april 2017) Astrid Ånestad NVE (Observatør)

(19)

Oversikt over Requirements for Generators (NC-RfG)

Fremtiden er elektrisk General provisions

§§ 1-12

Definitions

Scope

Requirements

§§ 13-28

General Requirements

Synchronous Power Generating

Modules

Power Park Modules

Offshore Power Park Modules

Operational Notification Procedure for

Connection

§§ 29-39

New Generating Units

Existing Generating Units

Compliance

§§ 40-59

Compliance monitoring

Compliance testing

Compliance simulations

Derogations

§§ 60-65

Request

Decisions

Transitional Arrangements

for Emerging Technologies

§§ 66-70

Conditions for Classification

Approval

Final Provisions

§§ 71-72

Entry into Force and Application of the Network

Code

• Tyngdepunkt på teknikk

• Tyngdepunkt på prosesser og juridiske spørsmål

68 sider

(20)

Statnetts anbefaling - veivalg

(21)

Formål

• Bidra til å sikre rettferdige betingelser for konkurranse i det indre energimarkedet, sikre forsyningssikkerhet og integrasjon av fornybare energikilder, samt legge til rette for europeisk

elektrisitetshandel

• Forpliktelser for å sikre at systemansvarlig/aktuell

systemoperatør hensiktsmessig anvender produksjonsanleggs egenskaper på en transparent og ikke-diskriminerende måte, og bidra til like konkurransevilkår på europeisk nivå

• Statnett har ingen kommentarer eller innspill til selve formålet ved forordningen

§1

(22)

Definisjoner

• 65 definisjoner, men omtaler ikke enkelte forkortelser benyttet i forordningen

• TSO (Transmission System Operator) er å oppfatte som eier og

operatør for transmisjonsnettet. Av OED definert som Statnett SF, ref.

implementering av eldirektiv 2 i norsk lov og OEDs svar til ESA vedr.

ESAs "Conformity assessment of the transposition of the Electricity Directive 2003/54/EC", datert 21.11.2011. Videre forankret i Prop. 35 L (2015–2016) Endringer i energiloven (skille mellom nettvirksomhet og annen virksomhet mv.)

• DSO (Distribution System Operator) er å oppfatte som operatør av distribusjonsnettet. Av OED definert som alle nettselskap, som er gitt anleggs- eller områdekonsesjon ref. implementeringen av eldirektiv 2 i norsk lov

§2

(23)

Virkeområde

• Klargjør og avgrenser virkeområdet for forordningen

• Gjelder primært tilknytning av nye produksjonsenheter

• Skal sikre at anlegg, som ikke har tilstrekkelige funksjonsegenskaper, ikke tilkobles nettet

• Det kan innvilges unntak i spesielle tilfelle

• Statnett har ingen tilføyelser

§3

(24)

Virkeområde for eksisterende produksjonsenheter

• Eksisterende anlegg kan underlegges NC-RfG

• Dersom NVE bestemmer det

• Endringer i type C og D anlegg nødvendiggjør vesentlige endringer av tilknytningskontrakten

• Krav om kost-/nytteanalyser og offentlig høring

• Uklarhet knyttet til kravet for type C og D anlegg hvor tilknytningskontrakten må endres vesentlig

§4

(25)

Statnetts anbefaling

• Det er behov for mekanismer som sikrer nødvendig funksjonalitet i eksisterende anlegg når disse gjennomgår endringer over tid

•

Funksjonalitet i eksisterende anlegg må kunne følges opp

•

Det må kunne stilles tydelige funksjonskrav til anleggene

•

Det må kunne settes krav til verifikasjon og oppfølging av kravetterlevelse

• Allerede krav regulert gjennom norsk lov

•

Eksisterende produksjon tilknyttet regional og sentralnettet

•

Produksjonsanlegg i distribusjonsnettet, som kan ha vesentlig betydning for overliggende nett

(26)

Dagens krav til konsesjonærene

• Konsesjonsvilkår

•

ELF §3-5a Plikter ved konsesjon for elektriske anlegg

Konsesjonæren plikter til enhver tid å holde anlegget i tilfredsstillende driftssikker stand, herunder sørge for at

• det utarbeides planer for systematisk vedlikehold av anlegg og planer for moderniseringav sentral- og regionalnettsanlegg. Planene skal oppdateres minimum hvert annet år.

• det foreligger systemer og rutiner for kontroll for å fastslå anleggenes tilstand.

• normer vedtatt av Norsk Elektroteknisk Komité (NEK) og Standard Norge om drift, vedlikehold og modernisering av elektriske anlegg følges, med mindre det kan dokumenteres at andre metoder gir tilfredsstillende driftssikker stand

• det gjennomføres vedlikehold og modernisering av anlegget, slik at konsesjonsgitt kapasitet og øvrig funksjonalitet opprettholdes i hele konsesjonsperioden.

• det foreligger oppdatert dokumentasjon for planlagte og gjennomførte tiltak i henhold til § 3-5 bokstav a. All dokumentasjon skal oppbevares i

konsesjonsperioden

• Grunnlaget for krav stilt i forskrift om systemansvaret (fos§14)

• Utdypende veiledning gitt av FIKS

(27)

• Fordel med ett regelverk som regulerer funksjonskrav både for nye og eksisterende anlegg

• Alternativt bør dagens fos reguleringen opprettholdes og/eller videreutvikles for å ivareta behovene i eksisterende produksjonsanlegg gjennom:

• Vedtakskompetanse for systemansvarlig (dagens løsning) og mulighet for delegasjon, eller

• Krav til regulering gjennom tilknytningskontrakter (tilsvarende NC-RfG)

• Harmonisering av krav og metode nødvendig for å sikre likebehandling og riktig dimensjonering lokalt, regionalt og sentralt i kraftsystemet

• Systemansvarlig tillegges ansvaret for å utarbeide veiledning i nær dialog med berørte aktører, bransjeforeninger, standardiseringsorganisasjoner og myndigheter, samt koordinere arbeidet

(28)

Vesentlige produksjonsanlegg

• Legge til rette for at beslutninger og oppfølging av krav til produksjonsenheter legges der behovene og utfordringene

oppstår, og avgrense kravene til det som er nødvendig for å nå målene med forordningen

• Statnett ser ikke behov for å endre de grenseverdier som er fastlagt i forordningen (tabell 1)

• Ser ikke behov for å stille strengere krav til produksjonsenheter av type B, C eller D

• Nordisk koordinering tilsier ikke behov for endringer på norsk side

§5

(29)

Produksjonsanlegg som berøres

Økende krav

NB! Regulerer også anlegg som ikke er konsesjonspliktige

(30)

Anvendelse på produksjonsenheter, pumpekraftverk, kombinerte kraft-

og varmeverk og industrianlegg

• Regulerer anvendelsesområdet for bestemmelsene, og skillet mellom ordinære produksjonsenheter (synkrone og kraftparker) og produksjonsanlegg som har spesielle særtrekk (havbaserte produksjonsenheter, pumpekraftverk, kombinerte kraft-

varmeverk og industrianlegg)

• Statnett har ingen tilleggsanbefalinger

§6

(31)

Regulatoriske forhold

• Tydeliggjør rettigheter og forpliktelser, prinsippene for reguleringen, klargjør tidsfrister for

implementering, og regulere aktørenes

klagemulighet. Åpner for at medlemslandet kan deleger ansvaret for å fastsette alle krav til

systemansvarlig (§7.9)

§7

(32)

• Harmonisert og nøytral utvikling av krav og veiledning for hvordan forordningen skal implementeres og praktiseres er nødvendig

• Dagens vertikalintegrerte selskapsorganisering er en utfordring

• Statnett anbefaler å følge reguleringens avtalebaserte løsning. For å sikre en helhetlig og

harmonisert tilnærming og forenkle arbeidet med operasjonaliseringen av regelverket anbefaler Statnett at systemansvarlig gis en koordinerende rolle i å utvikle bindende veiledning og

standardiserte metoder og avtaler for hvordan regelverket skal operasjonaliseres

• Systemansvarlig delegeres ansvaret (§7.9) for å fastsette funksjonskrav, prosesser og metode for oppfølging av forordningens ulike krav

• Kravene reguleres gjennom tilknytningsavtaler og følges opp av aktuelle systemoperatører og systemansvarlig

• Systemansvarlig delegeres ansvaret for å utarbeide en veiledning for konkrete funksjonskrav (direkteregulert og ikke-direkte regulert i forordningen), prosesser og metoder, som legges til grunn for standardavtaler for tilknytning

• Utarbeides i nær dialog mellom systemansvarlig, aktuelle systemoperatører, eiere/konsesjonærer for produksjonsanlegg, bransje- og standardiseringsorganisasjoner

• Reguleringsmyndighetens godkjennelse av krav med generell gyldighet, baseres på et samlet forslag fra systemansvarlig

(33)

Flere systemansvarlige

• Kun en TSO og en systemansvarlig i Norge

• I Prop. 35 L (2015–2016) Endringer i energiloven (skille mellom nettvirksomhet og annen virksomhet mv.)

• OEDs forslag til lovvedtak om endringer i energiloven (tredje energimarkedspakke)

• Egne bestemmelser om TSO for gjennomføring av tredje elmarkedsdirektiv

§8

(34)

Kostnadsdekning

• Regulere innhentingen av kostnader som aktuelle systemoperatører/systemansvarlig har ved

utøvelsen av de rettigheter og plikter som fremgår av forordningen

• Statnett har ingen tilføyelser eller øvrige anbefalinger til bestemmelsen

§9

(35)

Offentlig høring

• Regulere de områder hvor det kreves offentlig høring av foreslåtte endringer og sikrer innsyn i begrunnelser og det samfunnsøkonomiske beslutningsunderlaget

• Høringen skal sikre at berørte parters syn fremkommer og blir vurdert

• Statnett har ingen tilføyelser eller øvrige anbefalinger til bestemmelsen

§10

(36)

Involvering av interessenter

• Legger til rette for aktørinvolvering i ACER og ENTSO-Es oppfølging av regelverket

• Bestemmelsen er endelig gitt

• Statnett anbefaler at aktørene engasjerer seg i de fora som etableres for involvering

§11

(37)

Taushetsplikt

• Skal sikre konfidensiell informasjon og regulerer en taushetsplikt for alle involverte parter underlagt

forordningen

• Bestemmelsen er endelig gitt

• Statnett har ingen øvrige anbefalinger

§12

(38)

"Regelverkshirarkiet" i NC-RfG

Fremtiden er elektrisk Type A

Synkrongeneratorer Frekvensstabilitet

Type B

Synkrongeneratorer

+ Robusthet

Systemgjenoppbygging Systemkoordinering Reaktiv kompensering

Type C

Synkrongeneratorer

+

Spenningsstabilitet Svartstart Separatdrift Hurtigresynkronisering

Type D

Synkrongeneratorer +

Type B - PPM

+

Hurtig feilstrømsbidrag

Type C - PPM

+

Syntetisk inertia

Driftsdiagram (P-Q/P_max– profil)

Type D - PPM +

(39)

KAPITTEL II – TEKNISKE KRAV

Jon Nerbø Ødegård

(40)

Innhold

•

Frekvens

• Frekvensområder

• Aktiv effekt-regulering

• Separatdrift

• Annet

•

Spenning

• Spenningsområder

• Spenningsregulering

• Reaktiv effekt

•

Robusthet

• Fault Ride Through

• Feilstrømbidrag

• Gjeninnkobling

• Svartstart

• Automatisk gjeninnkobling

•

Systemdrift

• Kontrollanlegg og innstillinger

• Vern

• Informasjonsutveksling

• Synkronisering

(41)

Generelt om funksjonskravene

• Utstyrsskrav

• Dimensjonering

• Funksjoner

• Innstillingsmuligheter

• Bruken reguleres av andre regelverk

(42)

Krav FIKS

~

Kontroll- anlegg

Turb.-reg

Spennigns -reg.

(43)

Krav RfG

~

Kontroll- anlegg

Turb.-reg

Spennigns -reg.

Evner

(44)

FREKVENS

(45)

Omfatter;

• Frekvensbånd

• Aktiv effekt-regulering

• Separatdrift

• Automatisk gjeninnkobling

• Reduksjon av aktiv effekt ved underfrekvens

(46)

Frekvensområder

(47)

Frekvensområder

• 13.1.a.ii-iii – bredere frekvensgrenser kan etterspørres av TSO

• …. så lenge det er teknisk og økonomisk gjennomførbart

(48)

Frekvensområder

(49)

Frekvensområder - hovedbudskap

• Evnene skal ikke unødig begrenses

(50)

Frekvensregulering – hensyn

• Nye markedsløsninger

• Ulike definisjoner av reguleringsegenskaper

• FIKS

• Bransjen

• RfG

• Ulik teknologier har ulike egenskaper – vind, vann, sol, termisk

• Bruke erfaringer fra bransjen

• Separatdrifter

• Differensiering av krav – ikke generelt krav om sep.drift

• Differensiering på stabil separatdrift og overgang til separatdrift

(51)

Frekvensregulering – hensyn

• "50,2 Hz – problemet"

(52)

Frekvensregulering - utgangspunkt

• Markedsdesign - nordiske dimensjoneringshensyn

• RfG - minstekrav til funksjonalitet

• Stabilitet

• Bidrag ved ekstremhendelser (iht. NC Emergency & Restoration)

•

Nordisk – LFSM, tertiærregulering

•

Lokalt – Separatdriftsegenskaper, tertiærregulering

(53)

Frekvenregulering - oversikt

• FSM – frekvensregulering

• LFSM-O/-U – begrenset frekvensregulering

"Grunnleveranse"

Nytt

NB: RfG er krav til funksjonalitet –

ikke til leveranse av reserver

(54)

Frekvensregulering – viktige momenter

• LFSM-O – type A-D

• FSM og LFSM-U – type C-D

• For utreguleringstid prioriteres stabilitet

• Øydriftsegenskaper defineres tydeligere og gjøres behovsvurderte

Funksjoner – "hyllevare"

(55)

Frekvensregulering – viktige momenter

Maximum admissible choice of full activation time t2, unless longer activation times are allowed by the relevant TSO for reasons of system stability: 30 seconds

30 s aktiveringstid + lokal stabilitet

= krav som

utfordrer markedsvilkår

(56)

Hva er RfG-kravet?

(57)

Frekvensregulering – ulik teknologi (forenklet)

• Vannkraft – stabilitet er dimensjonerende for reguleringshastigheten

• Kraftparkmoduler – Effektendringsraten, 𝑑𝑃 𝑑𝑡 , er dimensjonerende (spenning i oppsamlingsnett)

(58)

Frekvensregulering - Verktøykasse

• Hvilke egenskaper behøves hvor

• Differensiering på å bygge opp separatdrift og klare overgang til separatdrift

• Verktøy;

• Marked (presenteres ikke)

• Krav

• Samkjøring

• Separatdrift

(59)

Frekvensregulering – verktøykasse

Kritikalitet Effekt

Samkjøring Separatdrift, delta/bygge opp Separatdrift, håndtere overgang

Type C (P < 30 MW)

Effektrespons;

5%/9-13 sekunder uten regulatormetning ved 5% lastsprang

90% regulering ila 500 sekunder ved frekvenssprang (12%statikk, 0,3 Hz sprang) +3 dB CL-margin

1,1-1,3% frekvenstrans./% last Frekvens;47,5-51,5 Hz

Stabilitetsmarginer; fasemargin > 25 grader forsterkningsmargin > 3 dB

Effektrespons;

5%/9-13 sekunder uten

regulatormetning ved 5% lastsprang 90% regulering ila 500 sekunder ved frekvenssprang (12%statikk, 0,3 Hz sprang)

+3 dB CL-margin

1,1-1,3% frekvenstrans./% last Frekvens; 45-60 Hz

Effektrespons;

* 5%/5-7 sekunder uten regulatormetning ved 5%

lastsprang

90% regulering ila 200 sekunder ved frekvenssprang (12%statikk, 0,3 Hz sprang) 0 dB CL-margin

0,6-0,7 % frekvenstrans./% last Frekvens; 45-60 Hz

Ledeapparatmå klare 5%/sek inkl. linearisering Teknologiavhengige dimensjonerings-hensyn for overgang

Type D (P > 30 MW)

Effektrespons;

5%/5-7 sekunder uten

regulatormetning ved 5% lastsprang 90% regulering ila 200 sekunder ved frekvenssprang (12%statikk, 0,3 Hz sprang)

0 dB CL-margin

0,6-0,7 % frekvenstrans./% last Frekvens; 45-60 Hz

Stabilitetsmarginer; fasemargin > 25 grader forsterkningsmargin > 3 dB Fremtiden er elektrisk

(60)

Frekvensregulering – Annet

• TSO må ha kontroll på effekten

• Automatisk gjeninnkobling - koordineres

• Tillatt effektreduksjon ved underfrekvens (termisk)

(61)

SPENNING

(62)

Omfatter;

• Spenningsområder

• Reaktiv effekt

• Spenningsregulering

(63)

Spenningsområder

• For type D

NB: RfG – tilknytningspunkt, FIKS - generatorklemmer

(64)

Spenningsområder – viktige momenter

• Bare entydig definert for type D

• Statnett legger til grunn at for type C kan man benytte §15.3 i NC-RfG

• For type B og C – nasjonal regulering? Lokale behov?

(65)

• Reaktiv effekt  Spenningsstøtte

• Krav til reaktiv effekt for type B-D

Spenning – reaktiv effekt

(66)

Spenning – Reaktiv effekt - krav

• For type B – Opp til relevant system operator

• For type C og D – Konvolutter (Envelopes

• Synkron

• U-Q/Pmax-diagram

• Kraftparkmoduler

• P-Q/Pmax-diagram

• U-Q/Pmax-diagram

(67)

Spenning – Reaktiv effekt – Driftsdiagram

• P-Q/Pmax

• Synkron – driftsdiagram begrenses av;

• Minste stabilie reguleringsevne

• Strømgrenser – rotor og stator

• Stabilitet

• Kraftparkmodul

(68)

Spenning – Reaktiv effekt – Driftsdiagram

• P-Q/Pmax-diagram for kraftparkmoduler

•

ASO – Aktuell system operatør - bestemmer diagrammene

•

Sak-for-sak

(69)

Spenning – Reaktiv effekt – Spenning

• ASO – Aktuell system operatør - bestemmer diagrammene

• Sak-for-sak

• Ekstra dimensjon

•

FIKS – cos φ-krav @ U= 1 pu

•

RfG – Q/Pmax @ U=0,9-1,1 pu

Eksempel på U-Q/P_max- profil definert av ASO

Q/P_max V/p.u

-0,600 -0,500 -0,400 -0,300 -0,200 -0,100 0,000 0,100 0,200 0,300 0,400 0,500 0,600 0,700

Forbruk (Undermagnetisert) Produksjon (Overmagnetisert)

0,850 0,900 0,950 1,000 1,050 1,100

Ytre grenser

Indre grenser

Maks. spenningsområde

Maks. Q/Pmaxområde

(70)

• Bransje - hjørnene er utfordrende – Rødt

• Statnett – normal drift langs blå linje

• I utforming av U-Q/Pmax- diagrammer – finne enkle regler

Spenning – Reaktiv effekt – Spenning

(71)

• Regulering omfatter;

• Feltspenning

• Reguleringsmodus

• Spenning

• Reaktiv effekt

• Cos phi

• Dempetilsats

• Lastkompensering

• Begrensere

Spenningsregulering – Synkron

(72)

Spenningsregulering – Ytelse

• Ingen direkte krav til ytelse til synkron

• Omtales i § 19.2.b, men som avtale

• Statnett legger til grunn at standard krav til benyttes i avtalene

(73)

• Forslag tilsvarer FIKS

Spenningsregulering – Asynkron

(74)

Spenningsregulering – Viktige momenter

• Forslag er iht. til FIKS, med unntak av;

• Uavhengig i feltspenningsteknologi

• I praksis betinger type D statisk magnetisering

• Annen teknologi – mer omfattende tester/dokumentasjon

• Dempetilsats (POD) for asynkron type C og D

(75)

ROBUSTHET

(76)

Omfatter;

• Fault Ride Through

• Feilstrømbidrag

• Svartstart

• Resynkroniseringstid

• Gjenoppretting av aktiv effekt

(77)

Fault Ride Through

• Evne til å holde inne ved feil

0 0,5 1 1,5

2 1

0,8

0,6

0,4

0,2

0 𝑈 [𝑝. 𝑢. ]

𝑡 [𝑠]

Holde synkronisme

Krav

Tillatt frakobling

(78)

Fault Ride Through - kurver

Spenning Tid

𝑈_𝑟𝑒𝑡 0,3 𝑇_{𝑐𝑙𝑒𝑎𝑟} 0,15

𝑈_{𝑐𝑙𝑒𝑎𝑟} 0,7 𝑇_{𝑟𝑒𝑐1} 0,15

𝑈_{𝑟𝑒𝑐1} 0,7 𝑇_{𝑟𝑒𝑐2} 0,15 𝑈_{𝑟𝑒𝑐2} 0,9 𝑇_{𝑟𝑒𝑐3} 1,00

𝑈_𝑟𝑒𝑡 0,15 𝑇_{𝑐𝑙𝑒𝑎𝑟} 0,15

𝑈_{𝑐𝑙𝑒𝑎𝑟} 0,15 𝑇_{𝑟𝑒𝑐1} 0,15

Synkron:

Kraftparkmoduler:

Type B og C og type D @ U < 110 kV

(79)

Fault Ride Through - kurver

𝑈_𝑟𝑒𝑡 0 𝑇_{𝑐𝑙𝑒𝑎𝑟} 0,15

𝑈_{𝑐𝑙𝑒𝑎𝑟} 0,25 𝑇_{𝑟𝑒𝑐1} 0,15

Type D @ U ≥ 110 kV

Synkron:

Kraftparkmoduler:

𝑈_𝑟𝑒𝑡 0 𝑇_{𝑐𝑙𝑒𝑎𝑟} 0,15

𝑈_{𝑐𝑙𝑒𝑎𝑟} 0 𝑇_{𝑟𝑒𝑐1} 0,15

𝑈_{𝑟𝑒𝑐1} 0 𝑇_{𝑟𝑒𝑐2} 0,15 𝑈_{𝑟𝑒𝑐2} 0,85 𝑇_{𝑟𝑒𝑐3} 1,5

(80)

FRT – viktige momenter

• Eksisterende FIKS "400 ms"-kravet frafaller

• Tilbakespill fra bransjen

• Konsekvens: ingen robusthet mot 2.-sonefeil (distansevern)

• Potensiell løsning: Vernsamband

• Statnetts vurdering er at robustheten ikke svekkes

(81)

Feilstrømbidrag

• Ved nettfeil – hurtig bidrag av aktiv eller reaktiv strøm

• Statnetts forslag; Reaktiv strøm, 90%

respons innen 60 ms, stasjonært innen 150 ms

• Forbehold om endring;

•

Lite erfaring hos Statnett, i bransjen og hos vindturbinprodusenter

•

Viktigs med prioritet på reaktiv effekt - spenningsstøtte

(82)

Svartstart

• Type C og D

• Oppstartsegenskaperhastighet RSO

• Avtalebasert løsning

• Anbefaling – Utarbeiding av

mekanismer for å unngå markedsmakt (få tilbydere)

(83)

Rask resynkronisering

• Av viktighet:

Vernfilosofi og frakobling – Systemansvarlig utarbeide en veileder/strategi

• Nettfeil skal ikke gi startblokkering

(84)

SYSTEMKOORDINERING

(85)

Omfatter;

• Vern

• Innstillinger i regulatorer

• Feilskriverutstyr

• Jordingssystemer

• Synkronisering

• Simuleringsmodeller

(86)

Oppsummert

• Helhetlig gjennomgang av eksisterende og kommende krav mht;

• Erfaringer fra Statnett

• Erfaringer fra bransjen

• Erfaringer fra leverandører

• Markedsutvikling

• Kost-nytte

• Ulike teknologier

• Endringer i krav

• Frekvens

• FRT

• Svartstart

• (Reaktiv)

• Mye er bestemt og en del tillegges prosesser rundt den enkelte tilknytning

(87)

Driftstillatelsesprosedyrer for tilknytning

• Fastlegger prosedyren for godkjenning av idriftsettelse av nye

produksjonsenheter. Skal sikre at aktuell systemoperatør er kjent med enhetene før de idriftsettes, at de tekniske funksjonskrav har blitt avtalt (når relevant), og at funksjonskravene overholdes

• Bestemmelsene er i stor grad endelig definert i forordningen

• Statnett anbefaler justeringer/forbedringer ved implementering i norsk rett

• krav om informasjon til aktuell systemoperatør og reguleringsmyndigheten ved nedleggelse av produksjonsenheter bør gjelde for alle typer anlegg

• Muligheten til å elektronisk melde fra om idriftsettelse og nedleggelse bør gjelde alle typer anlegg

• Eier/konsesjonær bør levere prøverapporter til aktuell systemoperatør etter idriftsettelse av type B, C og Danlegg, som innrapporteres på samme måte

§29-37

(88)

Kost-/nytteanalyser

• Sikre at systemansvarlig stiller krav som er samfunnsmessig rasjonelle

• Klargjør kravene til kost-/nytteanalyser for at krav i henhold til forordningen skal kunne stilles til eksisterende

produksjonsenheter og for å innvilge unntak

• Bestemmelsene er fullstendig definert i forordningen

• Aktuell systemoperatør er ikke pålagt å utforme en kost-

/nytteanalyse i tråd med prinsippene i forordningen når de søker om unntak

•

Oppfattes ikke å være i tråd med forordningens intensjoner og uklarheten bør spilles inn til ACER/ENTSO-E for videre behandling og avklaring

§38-39

(89)

Overvåkning og kravetterlevelse

• Sikre at fastlagte krav etterleves og at kraftanleggene har nødvendig funksjonalitet

• Bestemmelsene er i hovedsak entydig definert i forordningen

• Statnett anbefaler at det presiseres nærmere at oppfølgingen gjøres på en standardisert måte og med intervaller, som ikke blir for

arbeidskrevende

• Eksempelvis evalueringer hvert 10 år, eller hyppigere, dersom det foreligger berettiget grunn til å tro at anlegget ikke lenger har de fastlagte funksjonalitetsegenskapene

• Forordningen åpner for at aktuell systemoperatør kan kreve ytterligere verifiserende simuleringer og prøver når det er nødvendig

• Denne muligheten er viktig og nyttig

• Eventuelle utvidelser bør gjøres på en koordinert og begrunnet måte, slik at aktørene ikke utsettes for en unødvendig ulik praktisering av regelverket, eller at urimelige krav til verifisering stilles overfor aktørene

§40-43

(90)

Prøving og simulering av kravetterlevelse

§44-57

(91)

§§44-46 prøver av synkrone enheter

• Bestemmelsene om verifiserende prøver for synkrone enheter skal vise at fastsatte krav etterleves

• Bestemmelsene er i hovedsak entydig definert, men åpner for at aktuell systemoperatør kan kreve ytterligere verifiserende prøver når det er nødvendig

• Verifiserende prøver er viktig for å sikre riktig funksjonalitet, og nødvendig for å lage korrekte simuleringsmodeller

• Statnett mener at det er nødvendig med følgende prøver utover de som er beskrevet i kapittel 2 av forordningen:

• Prøve av modus for spenningsregulering (minimum), samt modus for MVAr- og/eller cos bør også stilles til synkrone produksjonsenheter av type C og D

• Prøve av demping av effektpendlinger

• Prøve av separatdriftsegenskaper

• Prøvene bør sees i sammenheng med dagens krav til prøving

(92)

§§47-49 Prøver av PPM

• Bestemmelsene om verifiserende prøver for

kraftparkmoduler skal vise at fastsatte krav etterleves

• I tillegg til de regulerte krav til verifiserende prøver

anbefaler Statnett at kraftparkmodulens tekniske evne til å driftes ved en belastning ved eller lavere enn

settpunktet gitt av aktuell systemoperatør eller systemansvarlig verifiseres

(93)

§50 Prøver av havbaserte PPM

• Bestemmelsene om verifiserende prøver for

havbaserte kraftparkmoduler skal vise at fastsatte krav etterleves

• Statnett har ingen tilleggsanbefalinger på denne bestemmelsen

(94)

§§ 51-53 simulering av synkrone enheter

• Bestemmelsene om verifiserende simuleringer for synkrone enheter skal vise at fastsatte krav etterleves

• Aktuell systemoperatør kan kreve simuleringer utover de krav som stilles direkte i forordningen når det er nødvendig

• Statnett mener at følgende er nødvendig

• Simuleringer av modus for spenningsregulering (minimum), samt modus for MVAr- og/eller cos φ-regulering (dersom det er aktuelt at disse moduser skal aktiveres)

• Simulering av at funksjonalitet for demping av effektpendlinger ivaretas. Simulering (analyse) skal bekrefte stabilitet på eget/isolert nett (rent ohmsk) i full last for

produksjonsenheter der det stilles krav om slike separatdriftsegenskaper

(95)

§§54 – 57 simulering av PPM

• Forordningen åpner for at aktuell systemoperatør kan kreve simuleringer av kraftparkmodulers funksjonalitet utover de krav som stilles direkte i forordningen når det er nødvendig

• Statnett mener at følgende er nødvendig

• Simuleringer av modus for spenningsregulering (minimum), samt modus for MVAr- og/eller cos φ-regulering (dersom det er aktuelt at disse moduser skal aktiveres).

• Simulering av at funksjonalitet for demping av effektpendlinger ivaretas. Simulering (analyse) skal bekrefte stabilitet på eget/isolert nett (rent ohmsk) i full last for

produksjonsenheter der det stilles krav om slike separatdriftsegenskaper.

(96)

Veiledning og overvåkning av implementering

• Formålet ved bestemmelsen er å videreutvikle og harmonisere etterlevelsen av forordningens krav på tvers av landegrensene

• Regulerer informasjonsutvekslingen mellom ENTSO-E og

ACER, systemansvarliges informasjonsplikt overfor ENTSO-E og DSOenes informasjonsplikt overfor systemansvarlig

• Reguleringene i §§ 58 og 59 er endelige

• God veiledning og informasjonsutveksling mellom berørte parter er avgjørende for en god oppfølging, koordinering og utvikling av regelverket. Statnett har ingen øvrige anbefalinger

§58-59

(97)

Unntak

• Reguleringsmyndigheten, eller den som delegeres myndighet, kan innvilge en eller flere produksjonsenheter unntak fra ett eller flere krav i forordningen

• Bestemmelsene er entydig definert

§60-65

(98)

Overgangsløsninger for teknologi under utvikling

• Bestemmelsene åpner for tilknytning av et begrenset antall (begrenset volum) forholdvis nyutviklede

produksjonsenheter av type A som ikke kan overholde forordningens bestemmelser

• Bestemmelsene er fullstendig definert

• Statnett har ingen vesentlige merknader til bestemmelsene

§66-70

(99)

Avsluttende bestemmelser

• Bestemmelsene skal sørge for at alle kontrakter forordningen regulerer tilpasses forordningens krav

• Implementeringen av regelverket skjer i henhold til fastsatte frister

• Bestemmelsene er endelige

§71-72

(100)

Innspill fra referansegruppen

• Innspillene er delt i to

• Energi Norges representanter

• De øvrige deltakere i gruppen

• Energi Norges representanter har sendt inn en samlet tilbakemelding, som både støtter og imøtegår Statnetts anbefalinger

• De resterende representanter støtter Statnetts

anbefalinger eller har ikke meldt inn særskilte innspill

(101)

Energi Norges representanter

• "Relevant system operator" bør oversettes med "relevant systemoperatør"

• Unntaksmyndigheten bør ligge hos regulator og ikke delegeres til systemansvarlig

• Ansvaret og selve utførelsen av en felles veiledning for

operasjonaliseringen av regelverket, bør skje i regi av NVE, ikke systemansvarlig

• Dagens bestemmelser i fos, som er i strid med NC-RfG eller andre

bestemmelser hjemlet i grensehandelsforordningen, kan ikke videreføres

• Oppfatter at Statnett argumenterer for en avvikende regulering, som stiller ytterligere krav til norske produksjonsanlegg ut over det som følger av forordningens system dvs. at enhver endring i eksisterende anlegg innebærer at anlegget underlegges NC- RfG

• Norske myndigheter har ikke anledning til å vedta avvikende regelverk fra NC-RfG knyttet til eksisterende anlegg

(102)

Energi Norges representanter

• Alle unntak må underlegges en kost-/nytteanalyse før krav i NC-RfG helt eller delvis kan gjøres gjeldende

• Det må gjennomføres kost-/nytteanalyser ved enhver anvendelse av NC- RfG krav på eksisterende produksjonsanlegg

• Kritiske til at FCR-D skal aktiveres selv når man ikke har tilslag i markedet

• Nødvendig med behovsvurdering (kost-/nytteanalyser) i hvert enkelt tilfelle ved krav til separatdriftsegenskaper for overgang til separatdrift for nye type C og D-anlegg

• Lokale nettselskaper er best egnet til å vurdere behovet for evne til svartstart i underliggende nett

• Viktig å koordinere forordningens krav til svartstart med dagens regulering i beredskapsforskriften

(103)

Oppsummering

• Dagens krav og godkjenningsprosess av produksjonsanlegg gjelder inntil annet er bestemt

• Fos§14 og FIKS med tilleggsveiledning

• Det kommer nytt regelverk for produksjonsanlegg 2019→?

• Absolutte krav som dekker produksjonsanlegg helt ned til 800 W

• Tekniske-/funksjonskrav og krav til etterlevelse av regelverket

• Regelverket baseres på avtaleregulering mellom tiltakshaver og netteier

• Innebærer endringer i dagens rolle- og ansvarsforhold

• Det ligger et stort arbeid i senere operasjonalisering av regelverket

• Detaljering og harmonisering av krav og betingelser – veiledning/retningslinjer

• Rutiner og opplegg for oppfølging av kravetterlevelse og godkjenning

• Samarbeid og koordinering mellom systemansvarlig, operatører og aktører

• Tilpasning i forhold til annet regelverk (fos, Beredskapsforskriften, FeF, etc.)

• Behov for avklaring av hvordan funksjonalitet skal ivaretas i eksisterende anlegg

(104)

Takk for oppmerksomheten!

Spørsmål?

(105)

Gjennomgangen av NC-HVDC

Statnetts anbefaling til NVE

Stian Boye Skaatan, Statnett

(106)

Hensikt og innhold i NC-HVDC

• Skal bidra til integrasjon av fornybar produksjon

• Skal sørge for håndtering av økende grensekryssende kraftflyt

• Krav til HVDC forbindelser

• Krav til DC-tilknyttede produksjonsparker (f.eks. vindparker)

• Skal ikke favorittseire en teknologi (LCC/VSC)

• Skal ikke være en begrensning for videre utvikling av multi-terminalt eller masket HVDC nett

(107)

Virkeområde

• Omfattende dokument på 65 sider og 86 paragrafer

• Regulerer teknisk

funksjonalitet for HVDC- systemer og DC-tilknyttede kraftparkmoduler

• Skal i hovedsak gjelde for nye tilknytninger

(108)

AC nett DC nett

HVDC omformer

Transmisjonsnettsentral Offshore DC-tilknyttet PPM

HVDC grensesnitt

AC tilknytningspunkt

Fjern ende HVDC-omformer

HVDC-system

(109)

Oversikt over NC-HVDC

Tyngdepunkt på teknikk

• Frekvensområder og styring av aktiv effekt.

• Spenningsområder og evne til å levere reaktiv effekt.

• Fault ride through-egenskaper (FRT)

• Svartstartegenskaper.

• Vern, kontroll og informasjonsutveksling.

Tyngdepunkt på prosesser og juridiske spørsmål

General provisions

§§ 1-10

Subject matter

Definitions

Scope

Application to existing HVDC systems and DC-connected

power park modules

Regulatory aspects

Requirements for HVDC connections

§§ 11-37

Active power control and

frequency support

Reactive power control

and voltage support

Fault Ride Through capability

Control

Protection devices and

settings

Power system restoration

Requirements for DC- connected power park modules and

remote-end HVDC converter

stations

§§ 38-50

DC-connected power park

modules

Remote-end HVDC converter

stations

Information exchange and

coordination

§§ 51-54

Information exchange and

coordination

Operational notification procedure

§§ 55-66

Connection of new HVDC

systems

Connection of new DC- connected power park modules

Cost benefit analysis

Compliance

§§ 67-76

Compliance monitoring

Compliance testing

Compliance simulations

Non-binding guidance and monitoring of implementation

Derogations

§§ 77-83

Derogations

Final Provisions

§§ 84-85

Entry into force

(110)

Hva finnes av krav i dag?

• Er likestilt med produksjonsanlegg i FIKS

(111)

Referansegruppens arbeid

• Avholdt 5 møter i gruppen i perioden 2015 – 2017

• Arbeidet har vært omfattende og tidkrevende

• Preget av en positiv dialog og konstruktive innspill

• Ikke enighet på alle punkter

(112)

Referansegruppen for NC-HVDC

Navn Selskap

Terje Sten Tveit Agder Energi/Energi Norge

Jan Brewitz Statkraft/Baltic cable

Elisabeth Nøkleby Abildgaard Statnett SF Kamran Sharifabadi Statoil ASA

Lars Ihler NEK

Astrid Ånestad NVE (observatør)

Eirik Eggum NVE (observatør)

(113)

Tekniske krav i NC-HVDC

(114)

Prosjektspesifikke krav

• Statnett har definert 39 paragrafer og ledd til å være prosjektspesifikke. Og det vises til Statnetts anbefaling som ligger på våre hjemmesiderfor fullstendig oversikt over disse.

• De prosjektspesifikke kravene gjelder i hovedsak

• Frekvenskrav

• Spenningskrav

• FRT

• Krav til kontroll

• Svartstartegenskaper

• Det er en rekke paralleller til RfG i de prosjektspesifikke kravene.

(115)

Frekvensområder og styring av aktiv effekt

Frekvensområder – eneste som er anbefalt til NVE

(116)

Spenningsområder og evne til å levere reaktiv effekt

Spenningsområder – HVDC-systemer

Annet ledd åpner for at det kan stilles utvidede krav til spenningsområde og tidsintervaller, dersom dette avtales mellom eier av HVDC-systemet og relevant systemoperatør. Statnett har ingen videre anbefaling til bestemmelsen, annet enn at dette kan være nødvendig i enkelttilfeller, og at dette i så måte vil være et prosjektspesifikt krav.

Synkronområde Driftsspenning Spenningsområde Tidsintervall for stabil drift

Norden

≥ 110 kV og < 300 kV

0,9 pu– 1,05 pu Ubegrenset 1,05 pu– 1,10 pu 60 minutter

≥ 300 kV og ≤ 420 kV

0,9 pu– 1,05 pu Ubegrenset 1,05 pu– 1,10 pu 60 minutter

(117)

Spenningsområder og evne til å levere reaktiv effekt

Hurtig feilstrømsbidrag – symmetriske feil

• Like krav som i RfG og for kraftparkmoduler, og er gjennomgått tidligere

• Statnetts anbefaling i de gitte paragrafene er lik som for produksjonsanlegg (gjennom RfG), og er gjennomgått tidligere.

Evnen til å levere reaktiv effekt og modus for regulering av reaktiv effekt

(118)

Spenningsområder og evne til å levere reaktiv effekt

Reaktiv effekt og spenningskrav gjeldende for DC-tilknyttede kraftparkmoduler

• DC-tilknyttede kraftparkmoduler skal følge kravene gitt av RfG til offshore kraftparkmoduler i paragrafene 13 til 22. Med unntak av spenningsområder, som er anbefalt til:

Synkronomr