RfGreferansegruppemøte. Sted, dato

Transkript

1 RfGreferansegruppemøte Sted, dato

2 Dagsorden Velkommen og start på møtet Status og plan for RfG arbeidet Oppfølgingspunkter fra sist Reaktiv dimensjonering Bransjens synspunkter v/trygve Døble (AE) Hvordan utnyttes dagens reaktive reserver erfaringer og vurderinger av dagens spenningsregulering v/sigbjørn Sørbotten (Statnett) Diskusjon. Ca 11 Lunsj Spenningsregulering ambisjonen er å fullføre diskusjon om kravene i RfG Spenningsregulering i dagens regional- og distribusjonsnett v/johan Hernes (NTE) Bakgrunn for krav i RfG og gjennomgang av Statnetts anbefaling Eventuelt og evaluering av møtet

3 Forventet fremdrift

4 Nordisk samarbeid NCCI Nordic Coordination of Connection Code Implementation Medlemmer fra Svenska Kraftnät, Statnett, Energinet.dk og Fingrid. Uenigheter om omfanget av hva som skal/bør koordineres Nordic Analysis Group (NAG) skal bidra med forslag og anbefalinger.

5 Hvor langt har vi kommet RfG Arbeidspakke Roller og ansvar (gjelder alle kodene) Unntak Overgangsordninger for nye teknologier Prosedyre for godkjenning av idriftsettelse Frekvensstabilitet Spenningsstabilitet Kravetterlevelse Separatdrift og oppstart fra spenningsløst nett Robusthet ink. FRT Reaktiv dimensjonering Status Diskutert i referansegruppene Lukket Lukket Lukket Avhengig av nordisk samarbeid. Men i hovedsak ferdigarbeidet Startet gjennomgang og presenteres på Dagens møte Startet gjennomgang Satt ut et eksternt analyseoppdrag Gjort en del analyser Gjort en del analyser Systemdrift Gjenoppretting av kraftsystemet Ikke påbegynt Ikke påbegynt

6 Eksternt analyseoppdrag- tildelt Norconsult Formål med oppdraget: utarbeide et faglig grunnlag som kan belyse hvorvidt det fra et teknisk/økonomisk perspektiv er relevant å innføre andre krav enn de som fremgår av RfG. belyse hvorvidt vi bør anbefale OED å be om norske unntak/avvik i forbindelse med at RfG tas inn som en del av EØS-lovgivningen Leveranse: Utkast Endelig rapport

7 Deloppgave 1 behov for egenskaper for oppstart fra spenningsløst nett hos produksjonsenheter tilknyttet sentralnettet Gi et velbegrunnet forslag til antall produksjonsenheter og størrelse på produksjonsenheter tilknyttet sentralnettet som trenger (bør) ha egenskaper for oppstart fra spenningsløst nett. Forslaget skal også inkludere behovet av geografisk distribusjon av slike enheter.

8 Deloppgave 2 behov for egenskaper for oppstart fra spenningsløst nett hos produksjonsenheter tilknyttet regional- eller distribusjonsnettet Gi et velbegrunnet forslag til i hvilke områder i regional- eller distribusjonsnettet det er nødvendig (relevant) at produksjonsenheter har egenskaper for oppstart fra spenningsløst nett samt omfang av og nødvendig størrelse hos produksjonsenheter som da trenger (bør ha) disse egenskapene.

9 Deloppgave 3 behov for separatdriftsegenskaper Vurdere og gi et velbegrunnet forslag til når (hvis) det bør være strengere krav til separatdriftsegenskaper hos produksjonsenheter enn det som er angitt i RfG. Med strengere krav menes i dette tilfelle krav til produksjonsenhetene om å kunne operere stabilt på eget (isolert) nett uten utfall i andre frekvensområder og med andre varigheter enn de som er angitte i RfG, som da også i praksis betyr at produksjonsenhetene klarer en overgang til separatdrift gitt de forholdsvis små separatdriftsområder som vanligvis er aktuelle i Norge.

10 Møteplan for våren Møte i mars Frekvensstabilitet (må vurderes basert på nordisk fremdrift) Gjennoppretting Reaktiv dimensjonering Kravetterlevelse 2 dagens møte i april Oppstart fra spenningsløst nett - behov Separatdriftegenskaper behov Robusthet inkl FRT Systedriftsorientert Møte i mai Separatdriftegenskaper kompensasjonsløsning Oppstart fra spenningsløst nett kompensasjonsløsning Møte i juni Restanser og gjennomgang av konsistens

11 Ansvar og roller- videre arbeid

12 Aksjonspunkter fra sist møtet

13

14 Hvilke konsekvenser har krav om reaktiv effekt for produsentene? Møte arbeidsgruppe RfG, 14.desember 2016 / Trygve Døble

15 Krav om reaktiv effekt - konsekvenser 1. Prosjektering investering reinvestering 2. Drift 3. Eksempel fra elvekraftverk

16 I prosjektering. Hvilke tekniske hensyn må tas? Merkeytelse på generator (aktiv, reaktiv, spenning) Generatortransformator (spenning og trinning) Driftsdiagram Overføringskapasitet på tilhørende apparatanlegg må oppdimensjoneres Alt har en merkostnad (ca. 10 % for berørte komponenter)

17 I prosjektering Spesielle utfordringer for å imøtekomme kravet? Nyinvestering Hovedsakelig merkostnad for anleggene. Reinvestering Cos phi =0,86 kravet kan være vanskelig å oppfylle. Ofte mangelfull dokumentasjon. Kan være kostnadsdrivende med behov for omfattende kontrollberegninger og vurderinger på eksisterende anlegg. Løpehjulsskifter med potensial for økt aktiv effekt, kan medføre behov for en mer omfattende revisjon av generatoren, og dermed true lønnsomheten av tiltaket. Enkelte gamle er anlegg er imidlertid godt dimensjonert, andre ikke. Avveining: Økt aktiv effekt som har en nytteverdi vs. økt reaktiv effektkapasitet som sjeldent benyttes.

18 I drift? Er det utfordringer i driften? For større generatorer f.eks. kl. 3 kraftstasjoner med tilhørende driftsberedskap og robuste installasjoner, skaper kravene få utfordringer. For mindre anlegg og kombinasjon av større og mindre parallellkoblede anlegg, må det treffes tiltak for å sikre at reaktiv effektfordeling mellom generatorene blir optimal og at det ikke oppstår spennings-jaging og ustabilitet. Sistnevnte utfordringer krever i tillegg at driftspersonellet har nødvendig opplæring og systeminnsikt. Hvor godt utnyttes de reaktive reservene sett fra produsentens side? Generatorene kjøres normalt med liten reaktiv produksjon kun for å kompensere for det reaktive tapet i generatortransformator, pga: - at X/R forholdet i nettet er ofte høyt - det er ofte mulighet for trinning på generatortransformatorene - spenningsforholdene i regionalnettet er normalt gode i normal drift Sett fra produsenten er dette gunstig i forhold til tap i produksjonsanlegget, med lavest mulig strømverdier og tilhørende reduserte temperaturer/hotspot-verdier og aldring på viklinger etc.

19 I drift? Hvor ofte nyttiggjøres de reaktive reservene? Svært sjeldent, ofte kun i spesielle tilfeller f.eks. i N-1 situasjoner i nettet. Hvor viktig er det for produsenten at spenningsreguleringen er effektiv? Det er viktig for produsenten at driftsspenningen holdes nær merkespenning. Spenningsreguleringen er viktig for å sikre en stabil drift på maskinene slik at effektpendlinger minimaliseres og stabiliseres best mulig.

20 Eksempel på utnyttelse av reaktiv kapasitet i elvekraftverk - 1 Har benyttet data fra til

21 Eksempel på utnyttelse av reaktiv kapasitet i elvekraftverk - 2 I driftsområde % siste 3 år: Gjennomsnittsverdi for Cos phi i de aktuelle timene er 0,986

22 Oppsummering Viktig med en konkret vurdering av faktisk behov ved investering og reinvesteringer. For strenge krav ved reinvestering kan medføre at effektøkninger ikke blir gjennomført. RFG 18 b) (ii) forutsetter slike vurderinger: «forutsatt at man tar i betraktning de potensielle kostnadene ved reaktiv effektproduksjon»

23

24 Reaktiv støtte fra generatorer Våre observasjoner sett opp mot våre forutsetninger 14. Des 2016

25 Våre analyser legger FIKS til grunn Vi har ikke kunnskap om faktiske innstillinger på enkeltgeneratorer I vår modellering og analyser legger vi til grunn at oppgitte grenser for reaktiv effekt utnyttes Spesielt viktig forutsetning når vi ser på overføringskapasiteter bestemt av spenningsstabilitet

26 Prinsipiell ønsket virkning V 420 kv Ønsket Vmaks Vref Ønsket Vmin 390 kv Qmax Qmin

27 Generatorenes faktiske virkning

28 Vurdering Vi har mindre reserver enn vi har trodd Mindre tilgjengelig reaktiv effekt påvirker overføringsgrensene Selv om det har gått bra til nå er det kanskje fordi de kritiske feilene ikke har skjedd (ennå) Vi ønsker å utnytte den kapasiteten som er i nettet! Kraftverkene er viktige for å oppnå dette Det betinger at de blir brukt etter hensikten

29 Spenningsregulering i regional- og distribusjonsnett Dagens praksis i NTE Nett AS Pga. kraftsensitiv informasjon i flere skjermbilder, skal presentasjonen behandles etter følgende sikkerhetskrav: Underlagt taushetsplikt etter energiloven 9-3 jf bfe 6-2 Unntatt fra innsyn etter offentleglova 13 Johan G. Hernes Teknisk sjef NTE Nett AS

30 RfG - spenningsregulering - Gjennomgang av paragrafer - Referansegruppemøte Oslo,

31 Utgangspunkt Hva/hvem representerer FIKS? Hva/hvem representerer RfG?

32 Utgangspunkt FIKS ~ Kontrollanlegg Spennigns -reg. Turb.-reg

33 Utgangspunkt RfG ~ Tjenester Kontrollanlegg Spennigns -reg. Turb.-reg

34 Nøkkelord aktiv effekt RK-marked mfrr LFSM-U FCR-D PFK Øydriftsdeteksjon LFC Sekundærreserver Primærreserver Day-ahead FSM FCR-N LFSM-O afrr FCR-I Intra-day Syntetisk inertia

35 Vern Utgangspunkt RfG ~ Tjenester Kontrollanlegg Spennigns -reg. Turb.-reg

36 Funksjonskrav (FIKS) Utstyrsskrav Ytelse/arbeidsområde Generator Spole Trafo Dimensjonerende feilstrøm Nettkapasitet (?) Mekaniske krav Tyngde Oljetrykk Vannvei og trykkammer/svingsjakt Med mer Regulatorer Reguleringsmodus Innstillingsmuligheter Bestykning av felt Kontrollanlegg Vernfunksjoner Kommunikasjon Oppstart fra spenningsløst nett Brukskrav Aktiv effekt Iht. fos 9 Ingen dødbånd Marked Reaktiv effekt Spenningsbånd/statikk Kompensering for trafo og linje Ikke cos phi eller MVAr Kommunikasjon Signaler til sentral(er) Vern Verninnstillinger

37 RfG er utstyrskrav circa

38 RfG reaktiv- og spenningsregulering Spenningsbånd 15.3 og 16.2 Reaktiv ytelse 17.2, 18.2.b, 20.2.a, 21.3.b, 21.3.c, 25.4 og 25.5 Reguleringsmoduser 14.5, 19.2 og 21.3.d Innstillinger i respektive modus , 19.2, 21.3.d Ytelse i reaktiv- og spenningsregulering 21.3.d Spenningsregulator for synkrone produksjonsanlegg 19.2 Reaktiv- og aktiv kompensering for transformator og lange produksjonsradialer 18.2.a og 21.3.a Stabil drift for alle arbeidspunkter 17.2.b Fast Fault Current 20.2.b og 20.2.c Forbigående høye spenninger (High Voltage Ride Through) ingen Forbigående lave spenninger (Fault Ride Through) 14.3.a og 16.3.a Power Oscillation Damping, POD 21.3.f

39 Arbeidsmetode Hvor er RfG paragraf x = FIKS avsnitt y? Hvor er RfG paragraf x FIKS avsnitt? Hvor i RfG hører våre funksjonskrav til?

40 Resultat av gjennomgang Noen behov for presiseringer Ingen direkte "uenigheter" med RfG

41 Før gjennomgangen "Statnetts anbefaling" er: "Den tekniske funksjonaliteten som trengs for effektiv drift og god forsyningssikkerhet" Overlates til NVE å vurdere om kravene skal ivaretas ved forskriftsendring/-tillegg eller veiledere.

42 Viktigste saker For type C det bør tydeligere krav til spenningsbånd, a la 16.2 For type C - det bør tydeligere kravstilles utnyttelse av driftsdiagrammet, a la 19.2.b.ii-iv For synkrone produksjonsenheter det bør inkluderes tydeligere krav til ytelse (utreguleringstid), a la 21.3.d

43 Viktige saker Distribuert nett = svakt nett (lav kortslutningsytelse) God spenningsregulering Kraften kommer ut Krav til spenningsregulering for Type C Type D Alternativ endre grensen mellom type C og D?

44 C Paragraf 15 tredje ledd -Spenningsgrenser og automatisk frakobling RfG Opp til DSO når frakobling skal skje FIKS Større enn 1 MVA: 0,9-1,05 pu kontinuerlig

45 C Paragraf 15 tredje ledd Anbefaling: Type C produksjonsenheter skal ikke frakobles nettet innenfor spenningsgrensene gitt av tabell under. Synkronområde Spenningsområde Tidsintervall for stabil drift 0,90 pu 1,05 pu Ubegrenset Norden 1,05 pu 1,10 pu 60 minutter

46 C Paragraf 15 tredje ledd Det er betydelig mengde produksjon i underliggende nett systemkritisk at produksjon holder inne

47 D Paragraf 16 annet ledd - Spenningsgrenser Regelverk Spenningsområde Tidsintervall for stabil drift 0,90 pu 1,05 pu Ubegrenset RfG 1,05 pu 1,10 pu 60 minutter for U n < 300 kv minutter for U n > 300 kv FIKS 0,90 pu 1,05 pu Ubegrenset

48 D Paragraf 16 annet ledd Anbefaling 60 minutter drift for U n > 300 kv Bakgrunn: Harmonisere over og under 300 kv grensen Harmonisere med Norden Samsvare med anbefalinger for forbruk

49 C Paragraf 16 annet ledd Harmonisere med Norden

50 B,C Paragraf 17 tredje ledd bokstav b - Spenningsregulatoren RfG Magnetsieringsutstyr som kan levere konstant justerbar spenning FIKS Mer detaljert, i tillegg til tekst over Begrensere Utreguleringstid for sprang Spenningsregulering vs. MVAr/cos φ Med mer

51 B,C Paragraf 17 tredje ledd bokstav b For type B entydig definert, ingen presiseringer For type C tillegg: Kravtekst med tilpasninger fra paragraf 21.3.d ytelse Krav fra paragraf 19.2.b magnetiseringsutstyrets funksjoner

52 C Paragraf 17 tredje ledd bokstav b Krav fra paragraf 19.2.b.ii-iv og 21.3.d Magnetiseringsbegrensere Statorstrømbegrenser Ytelser Hensikt: Sikre at reaktive reserver ikke begrenses unødig Sikre at ytelsen er tilstrekkelig god P [pu] Induktiv - undermagnetisert P, Q Kapasitiv - overmagnetisert Q [pu]

53 B,C Paragraf 17 tredje ledd bokstav b Den reaktive støtten fra spenningsreguleringen er kritisk for å "få ut" effekten V R /V S 1.0 Cos phi = 1 Cos phi = P R /P MAX

54 B,C Paragraf 17 tredje ledd bokstav b Mye distribuert produksjon koordinert respons Utnytte kapasitet

55 C, D Paragraf 18 annet ledd bokstav a - Reaktiv kompensering for lange linjer og transformatorer RfG Netteier kan etterspørre ytterligere raktive reserver på linjeeiers regning FIKS cos φ = 0,86

56 C, D Paragraf 18 annet ledd bokstav a Anbefaling: Endelig definert. Det forutsettes at ved slik kompensering finnes funksjonalitet for lastkompensering i spenningsregulatoren iht. paragraf 19.2.a

57 C IEEE

58 D (og deler for C) Paragraf 19 annet ledd - Spesifikasjoner til magnetiseringsutstyret og spenningregulatoren RfG vs. FIKS samsvarer RfG er mer presis

59 D (og deler for C) Paragraf 19 annet ledd Bokstav a RfG parametere og innstillinger skal avtales Entydig definert.

60 D (og deler for C) Paragraf 19 annet ledd Bokstav b RfG to deler Spenningsregulatorens spesifikasjoner og ytelse "skal avtales" Magnetiseringsutstyrets spesifikasjoner og ytelse i. Båndbreddebegrensning ii. Undermagnetiseringsbegrenser iii. Overmagnetiseringsbegrenser iv. Statorstrømbegrenser v. Dempetilsats

61 D iv. b ii. b iii. i. b v.

62 D Voltage control system Excitation control system Automatic voltage regulator

63 D Spenningsreguleringssystemet Magnetiseringssystemet Automatisk spenningsregulator

64 D Bokstav b Automatisk Spenningsregulator RfG Spesifikasjonene og yteevnen skal avtales FIKS - inneholder presiseringer

65 D Bokstav b Automatisk Spenningsregulator fort. Anbefaling ta inn kravtekst fra 21.3.d Gjelder for asynkron, tilpasninger gjøres Begrunnelse Ivaretar viktig funksjonalitet Gir grunnlag for kravetterlevelse (ref. RfG paragraf 45 og 46) 21.3.d gir grunnlag for kravetterlevelse for RfG paragraf 48 og 49 Samsvarer i stor grad med FIKS

66 D Bokstav b Automatisk Spenningsregulator fort. i. Spenningsregulering-, MVAr- og cos φ-regulering Samsvar med FIKS Ingen presiseringer ii. Innstillbar spenningsstatikk Ingen presiseringer Samsvar med FIKS men

67 D Spenningsstatikk 2-7% statikk referert tilknytningspunktet Forutsetter riktig innstillinger i magnetiseringsutstyret

68 D Spenningsstatikk ΔQ (X Q t +X c ) = ΔV max V n 2-7%

69 D Bokstav b Automatisk Spenningsregulator fort. Innstillbar spenningsstatikk ingen presiseringer Samsvar med FIKS men Kravetterlevelsen krever økt bevissthet ved innstilling av spenningsregulatoren OG skaper utfordringer ved felles generatortransformator

70 D Bokstav b Automatisk Spenningsregulator fort. iii. Spenningssettpunkt Ingen presiseringer FIKS har ingen referanse til innstillingsområde iv. Utreguleringstid av spenningssprang Tid til 90% utregulert Type C: 1 sekund Type D: 0,5 sekund Samsvar med FIKS

71 D Bokstav b Automatisk Spenningsregulator fort. Spenningssprang Rotorsvingninger Rask utregulering Bedre førstesvingsstabilitet og muliggjør dempetilsats δ δ t [s] t [s]

72 D Bokstav b Automatisk Spenningsregulator fort. v. MVAr-regulering Ingen presiseringer FIKS samsvarer (reguleres langsomt/i små steg) vi. cos φ-regulering Ingen presiseringer FIKS samsvarer (reguleres langsomt/i små steg) vii. Ansvar for innstilling av spenningsregulerinssytem Ingen presiseringer. Fjernstyring av spenningssettpunkt forutsettes.

73 D Bokstav b Magnetiseringssystem Automatisk Spenningsregulator - indre kontroll V ref V g Hurtighet Magnetiseringssystemet ytre kontroll Mengde og metode Passer på: Termiske begrensninger Rotorstabilitet Systemstabilitet

74 D Driftsdiagrammet Induktiv - undermagnetisert P [pu] I s,maks maks statorstrøm, termisk Kapasitiv - overmagnetisert I f,max maks feltstrøm Stabilitetsgre nse P = 0,86 cos φ = 0,86 I f,min min feltstrøm Q [pu] Q = 0,31 Q = 0,31

75 D Bokstav b punkt i RfG - Forsterkning i regulator Ingen presiseringer. "Output of exitation control.."

76 D Bokstav b punkt ii Undermagnetiseringsbegrenser ikke passere grensen for stabilitet eller for oppvarming av stator det skal ligge en teknisk vurdering bak satte grenser i samarbeid med systemansvarlig Bør gjelde for type C også FIKS " skal ikke begrense generators driftsdiagram.."

77 D Bokstav b punkt iii Overmagnetiseringsbegrenser Skal ligge på grensen til utstyrets dimensjonering Det skal tillates kortvarig overbelastning, takspenningsfaktor 2 i 10 sekunder Bør gjelde for type C også FIKS " skal ikke begrense generators driftsdiagram.."

78 D Bokstav b punkt iv Statorstrømbegrenser Ingen presiseringer Bør gjelde for type C også FIKS " skal ikke begrense generators driftsdiagram.."

79 D Bokstav b punkt v Dempetilsats Ingen presiseringer Forutsettes tilstrekkelig hurtig spenningsregulering. FIKS "Dempetilsats for aggregat 25 MVA"

80 C,D Paragraf 21 tredje ledd bokstav a - Reaktiv kompensering for lange linjer og transformatorer RfG Netteier kan etterspørre ytterligere raktive reserver på linjeeiers regning FIKS cos φ = 0,95 (vind)

81 C,D Paragraf 21 tredje ledd bokstav a Anbefaling: Endelig definert. Forutsettes funksjon for innstilling av spenningsstatikk.

82 C,D Paragraf 21 tredje ledd bokstav d - Yteevne i spenning-,mvar og cos φ-regulering RfG krav til: i. Reguleringsmoduser tilgjengelige ii. Spenningsstatikk innstillbare verdier iii. Spenningssettpunkter innstillbare verdier iv. Spenningsregulering utreguleringstid v. MVAr langsom regulering vi. cos φ langsom regulering vii. Ansvar eier/dso/tso

83 C,D i. Endelig definert. ii. Endelig definert. iii. Endelig definert. iv. Utreguleringstiden for 5% spenningssprang skal være 1 sekund, i henhold til dagens krav. Tid til stasjonær skal være 10 sekunder. v. Endelig definert. vi. Endelig definert. vii. Endelig definert. Paragraf 21 tredje ledd bokstav d

84 C,D Paragraf 21 tredje ledd bokstav f - Dempetilsats for asynkrone produksjonsenheter Endelig definert. Skal kunne etterspørres av TSO.

85 C,D Paragraf 25 første ledd - Spenningsgrenser Regelverk Spenningsområde Tidsintervall for stabil drift 0,90 pu 1,05 pu Ubegrenset RfG 1,05 pu 1,10 pu 60 minutter for U n < 300 kv minutter for U n > 300 kv

86 C,D Paragraf 25 første ledd - Spenningsgrenser Regelverk Spenningsområde Tidsintervall for stabil drift 0,90 pu 1,05 pu Ubegrenset RfG 1,05 pu 1,10 pu 60 minutter for U n < 300 kv minutter for U n > 300 kv

87 D Paragraf 25 første ledd Anbefaling 60 minutter drift for U n > 300 kv Bakgrunn: Harmonisere over og under 300 kv grensen Harmonisere med Norden Samsvare med anbefalinger for forbruk

88 Eventuelt Deltagelse fra leverandør (Voith Siemens) Åpent/felles møte i løpet av våren? Innspill? Evaluering av møte.

89