Agenda - informasjonsmøte

Transkript

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 Sted, dato

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 Norges vassdrags- og energidirektorat

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) Norges vassdrags- og energidirektorat

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 Norges vassdrags- og energidirektorat

12 Ønsket resultat Forslag fra Statnett Grunnlag for implementering av tilknytningskodene Oversikt over eventuelle avvikende synspunkter Generelt økt kunnskap om innholdet i tilknytningskodene Norges vassdrags- og energidirektorat

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 Norges vassdrags- og energidirektorat

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 RfG Requirements for generators Q1/15 Q4/15 Q4/16 Q4/17 NVE Q4/18 Utforming av regelverk DCC Demand connecion code HVDC High Voltage Direct Current Connections Q2/15 Q2/15 Q1/16 Q1/16 Q1/17 NVE Q1/17 Q1/18 Q1/19 Utarbeide forslag til implementering (Statnett) Godkjenning og implementering (forskriftsarbeid) (NVE) Leverandørtilpasninger Komitologi starter Implementasjonsfrist Q1/18 NVE Q1/19

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 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 Requirements Operational Notification Procedure for Connection Compliance Derogations Transitional Arrangements for Emerging Technologies Final Provisions 67 Definitions General Requirements New Generating Units Compliance monitoring Request Conditions for Classification Entry into Force and Application of the Network Code Scope Synchronous Power Generating Modules Existing Generating Units Compliance testing Decisions Approval Power Park Modules Compliance simulations Offshore Power Park Modules 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 Økte krav

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 P P ref Grenseverdi? f 1 f n f s2 % 100 f f n 1 Pref P f f n Statikkinnstilling? Synchronous Power Generating Modules: P ref is the Maximum Capacity Power Park Modules: P ref 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)

29 Funksjonalitet for oppregulering ved lav frekvens Statikkinnstilling? Grenseverdi?

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. Grensen for hvilket minimalt reaktivt effektbidrag som skal kunne påkreves skal fastsettes ved nasjonal implementering.

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. Gjenoppretting av spenning Feil inntreffer Feil i 0.15s

35 FRT-kravet per i dag, forts. Krav i FIKS til produksjonsanlegg med nominell driftsspenning 132 kv og < 220 kv i tilknytningspunktet. Feilklarering innen 0.4 s

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 produksjonsanlegg 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 s uansett nominell driftsspenning i tilknytningspunktet

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) Verdier som er positive ut fra stabilitetssynpunkt er angitt i parentes.

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 Informasjonsutveksling i sanntid eller periodisk med tidsstempling Informasjonsutveksling i sanntid for overvåkning av bidrag til primærregulering X X X X X X X Hvordan skal styringssignaler og informasjonsflyt gå?

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 Requirements Operational notification procedure for connection Compliance Derogations Final Provisions Scope Definitions General frequency requirements General voltage requirements Connection of new demand facilities and new distribution system connections Compliance monitoring Compliance testing Derogations Entry into Force and Application of the Network Code Application to existing demand and distribution Short-circuit requirements Cost benefit analysis Compliance simulations Reactive power requirements Non-binding guidance and monitoring of implementation Protection and control Demand disconnection Demad Side Response (DSR)

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 49,0 51,0 Kontinuerlig 51,0 51,5 30 min Bestemmes av den enkelte TSO, men ikke mindre enn 30 min

51 Spenningskrav Alle anlegg skal dimensjoneres for å holde inne ved gitte spenningsområder og tidsperioder Nordisk synkronområde 0,90 pu 1,05 pu Kontinuerlig 1,05 pu 1,10 pu 60 min Gjelder for alle anlegg tilkoblet spenninger over 110 kv

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 Why NC 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.

58 Applications of HVDC and DC connected PPMs Power Park Module(s) AC collected and DC connected to the main electricity system HVDC connections between synchronous areas or between control areas including back to back HVDC connections embedded within one control area HVDC connections between AC collected PPMs and the main electricity system Connection Point(s)

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 Freq. control, synthetic inertia, etc. Reactive Power and Voltage Volt. control, reactive power*, etc. Fault Ride Through Control Dampening functions (PSS, SSTI), interaction studies req. by TSO* Protection Devices and Settings 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. 4 INFORMATION EXCHANGE AND COORDINATION Hz nominal frequency? Owner PPM = Owner HVDC? DC connected = also AC connected in future? 5 OPERATIONAL NOTIFICATION PROCEDURE FOR CONNECTEION OF NEW HVDC SYSTEMS 6-8 COMPLIANCE, DEROGATIONS, FINAL PROVISION *) 3rd party interest...

61 Frequency ranges Frequency range 47.0 Hz 47.5 Hz 60 seconds Time period for operation 47.5 Hz 48.5 Hz 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 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 Hz 51.0 Hz Unlimited 51.0 Hz 51.5 Hz 51.5 Hz 52.0 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 To be established by each relevant TSO, but longer than for DCconnected 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 HVDC connections may become DC connected to another synchronous electricity system Power Park Module(s) AC collected and DC connected to the main electricity system Other 3 rd party Power Park Module(s) AC collected HVDC connections between AC collected PPMs and the main electricity system AC connection in parallel with HVDC connection to AC collected PPMs Connection Point(s)

66 BorWin Alpha 400 MW offshore converter station (5000 ton)

67 Avslutning og diskusjon