Informasjonsmøte. Gjennomgang av forordninger for tilknytning av produksjon, forbruk og HVDC Nydalen,

Transkript

1 Informasjonsmøte Gjennomgang av forordninger for tilknytning av produksjon, forbruk og HVDC Nydalen,

2 Nye EU regler endringer i Norge Eldirektiv 3 (2009) - Felles regler for EUs indre elmarked Forordning 714/ 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)

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 Velkommen Kristin Lucie Munthe Gjennomgang av RfG Hans Olav Ween/ Jon N. Ødegård Gjennomgang av HVDC Stian Boye Skaatan Pause Gjennomgang av DCC Stian Boye Skaatan Veien videre Astrid Ånestad - NVE 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,

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: Inntektsramme: Nettap: Netteiere: Kunder: Regionalnett Antall km ledning: Inntektsramme: Nettap: Netteiere: Kunder: Distribusjonsnett Antall km ledning: Inntektsramme: Nettap: Netteiere: Kunder: km 3,5 mrd NOK 2,2 TWh 20 stk. 1 stk. 80 stk km 3,5 mrd NOK 1,9 TWh 60 stk. 220 stk km 12 mrd NOK 4,7 TWh 130 stk. 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, 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 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) General provisions 1-12 Requirements Operational Notification Procedure for Connection Compliance Derogations Transitional Arrangements for Emerging Technologies Final Provisions 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 Tyngdepunkt på teknikk Tyngdepunkt på prosesser og juridiske spørsmål 68 sider

20 Statnetts anbefaling - veivalg

21 1 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

22 2 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 Videre forankret i Prop. 35 L ( ) 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

23 3 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

24 4 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

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 modernisering av 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 Statnetts anbefaling 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 5 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

29 Produksjonsanlegg som berøres Økende krav NB! Regulerer også anlegg som ikke er konsesjonspliktige

30 6 Anvendelse på produksjonsenheter, pumpekraftverk, kombinerte kraftog 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 kraftvarmeverk og industrianlegg) Statnett har ingen tilleggsanbefalinger

31 7 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)

32 Statnetts anbefaling 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 8 Flere systemansvarlige Kun en TSO og en systemansvarlig i Norge I Prop. 35 L ( ) 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

34 9 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

35 10 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

36 11 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

37 12 Taushetsplikt Skal sikre konfidensiell informasjon og regulerer en taushetsplikt for alle involverte parter underlagt forordningen Bestemmelsen er endelig gitt Statnett har ingen øvrige anbefalinger

38 "Regelverkshirarkiet" i NC-RfG 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 Jon Nerbø Ødegård KAPITTEL II TEKNISKE KRAV

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 ~ Kontrollanlegg Spennigns -reg. Turb.-reg

43 Krav RfG ~ Evner Kontrollanlegg Spennigns -reg. Turb.-reg

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 "Grunnleveranse" LFSM-O/-U begrenset frekvensregulering 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 Funksjoner "hyllevare" For utreguleringstid prioriteres stabilitet Øydriftsegenskaper defineres tydeligere og gjøres behovsvurderte

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 Samkjøring Separatdrift, delta/bygge opp Separatdrift, håndtere overgang Effekt Type C (P < 30 MW) Effektrespons; 5%/9-13 sekunder uten regulatormetning ved 5% lastsprang Effektrespons; 5%/9-13 sekunder uten regulatormetning ved 5% lastsprang Effektrespons; * 5%/5-7 sekunder uten regulatormetning ved 5% lastsprang Type D (P > 30 MW) 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 90% regulering ila 500 sekunder ved frekvenssprang (12%statikk, 0,3 Hz sprang) +3 db CL-margin 1,1-1,3% frekvenstrans./% last Frekvens; Hz Stabilitetsmarginer; fasemargin > 25 grader forsterkningsmargin > 3 db 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; Hz Stabilitetsmarginer; fasemargin > 25 grader forsterkningsmargin > 3 db 90% regulering ila 200 sekunder ved frekvenssprang (12%statikk, 0,3 Hz sprang) 0 db CL-margin 0,6-0,7 % frekvenstrans./% last Frekvens; Hz Ledeapparat må klare 5%/sek inkl. linearisering Teknologiavhengige dimensjonerings-hensyn for overgang Stabilitetsmarginer; fasemargin > 25 grader forsterkningsmargin > 3 db

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 Spenning reaktiv effekt Reaktiv effekt Spenningsstøtte Krav til reaktiv effekt for type B-D

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 - 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 Spenning Reaktiv effekt Spenning ASO Aktuell system operatør - bestemmer diagrammene Sak-for-sak V/p.u 1,100 Ytre grenser Ekstra dimensjon FIKS cos U= 1 pu RfG U=0,9-1,1 pu 1,050 1,000 0,950 0,900 Indre grenser Maks. spenningsområde Eksempel på U-Q/P max - profil definert av ASO Maks. Q/P max område 0,850 Q/P max Forbruk (Undermagnetisert) Produksjon (Overmagnetisert)

70 Spenning Reaktiv effekt Spenning Bransje - hjørnene er utfordrende Rødt Statnett normal drift langs blå linje I utforming av U-Q/Pmaxdiagrammer finne enkle regler

71 Spenningsregulering Synkron Regulering omfatter; Feltspenning Reguleringsmodus Spenning Reaktiv effekt Cos phi Dempetilsats Lastkompensering Begrensere

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 Spenningsregulering Asynkron Forslag tilsvarer FIKS

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 U [p. u. ] 1 0,8 Holde synkronisme Krav 0,6 0,4 0,2 Tillatt frakobling 0 t [s] 0 0,5 1 1,5 2

78 Fault Ride Through - kurver Type B og C og type U < 110 kv Synkron: 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 Kraftparkmoduler: Spenning Tid U ret 0,15 T clear 0,15 U clear 0,15 T rec1 0,15 U rec1 0,15 T rec2 0,15 U rec2 0,85 T rec3 1,00

79 Fault Ride Through - kurver Type U 110 kv Synkron: Spenning Tid U ret 0 T clear 0,15 U clear 0,25 T rec1 0,15 U rec1 0,5 T rec2 0,45 U rec2 0,9 T rec3 1,00 Kraftparkmoduler: Spenning Tid 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 29-37 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 D anlegg, som innrapporteres på samme måte

88 38-39 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

89 40-43 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

90 44-57 Prøving og simulering av kravetterlevelse

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 MVArog/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 MVArog/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 58-59 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

97 60-65 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 Statnett har ingen øvrige anbefalinger

98 66-70 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

99 71-72 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 Statnett har ingen øvrige anbefalinger

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 HVDCsystemer og DC-tilknyttede kraftparkmoduler Skal i hovedsak gjelde for nye tilknytninger

108 AC tilknytningspunkt HVDC grensesnitt AC nett DC nett HVDC omformer Transmisjonsnettsentral Offshore DC-tilknyttet PPM Fjern ende HVDC-omformer HVDC-system

109 Oversikt over NC-HVDC General provisions 1-10 Subject matter Definitions Scope Application to existing HVDC systems and DC-connected power park modules Requirements for HVDC connections Active power control and frequency support Reactive power control and voltage support Fault Ride Through capability Control Requirements for DCconnected power park modules and remote-end HVDC converter stations DC-connected power park modules Remote-end HVDC converter stations Information exchange and coordination Information exchange and coordination Operational notification procedure Connection of new HVDC systems Connection of new DCconnected power park modules Cost benefit analysis Compliance Compliance monitoring Compliance testing Compliance simulations Non-binding guidance and monitoring of implementation Derogations Derogations Final Provisions Entry into force Regulatory aspects Protection devices and settings Power system restoration 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

110 Hva finnes av krav i dag? Er likestilt med produksjonsanlegg i FIKS

111 Referansegruppens arbeid Avholdt 5 møter i gruppen i perioden 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 Terje Sten Tveit Jan Brewitz Elisabeth Nøkleby Abildgaard Kamran Sharifabadi Lars Ihler Astrid Ånestad Eirik Eggum Selskap Agder Energi/Energi Norge Statkraft/Baltic cable Statnett SF Statoil ASA NEK NVE (observatør) 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 hjemmesider for 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 Synkronområde Driftsspenning Spenningsområde Tidsintervall for stabil drift Norden 110 kv og < 300 kv 300 kv og 420 kv 0,9 pu 1,05 pu Ubegrenset 1,05 pu 1,10 pu 60 minutter 0,9 pu 1,05 pu Ubegrenset 1,05 pu 1,10 pu 60 minutter 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.

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 Evnen til å levere reaktiv effekt og modus for regulering av reaktiv effekt Statnetts anbefaling i de gitte paragrafene er lik som for produksjonsanlegg (gjennom RfG), og er gjennomgått tidligere.

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: Synkronområde Driftsspenning Spenningsområde Tidsintervall for stabil drift 0,85 pu 0,90 pu 60 minutter 110 kv og < 300 kv 0,90 pu 1,10 pu Ubegrenset Norden 1,10 pu 1,15 pu 60 minutter 0,85 pu 0,90 pu 60 minutter 300 kv og 420 kv 0,90 pu 1,10 pu Ubegrenset 1,10 pu 1,15 pu 60 minutter

119 Spenningsområder og evne til å levere reaktiv effekt Reaktiv effekt og spenningskrav gjeldende for fjern ende HVDC-omformerstasjon Fjern ende HVDC-omformerstasjoner skal følge kravene gitt av paragrafene 11 til 39 i NC-HVDC. Med unntak av spenningsområder, som er anbefalt til: Synkronområde Driftsspenning Spenningsområde Tidsintervall for stabil drift 0,85 pu 0,90 pu 60 minutter 110 kv og < 300 kv 0,90 pu 1,10 pu Ubegrenset Norden 1,10 pu 1,15 pu 60 minutter 0,85 pu 0,90 pu 60 minutter 300 kv og 420 kv 0,90 pu 1,10 pu Ubegrenset 1,10 pu 1,15 pu 60 minutter

120 Fault ride through-egenskaper (FRT) Statnett skal i forbindelse med krav til FRT definer FRT-kurven som skal være gjeldende for HVDCsystemer. Kravene skal ta hensyn til kravene gitt av paragraf 18, og det som defineres for kraftparkmoduler iht. RfG. Kravene til FRT for kraftparkmoduler (type D anlegg tilknyttet > 110 kv og større enn 30 MW) gitt av RfG, vil da være samme anbefaling til FRT-kurve for HVDC-systemer. Opp til 0,9 pu etter 10 s

121 Svartstartegenskaper For HVDC-systemer vil det være naturlig å følge den anbefalingen som er gitt i RfG arbeidet.

122 Oppsummering av innspill fra bransjen Generelle kommentarer til arbeidet Være varsom med å foreslå "kjekt å ha krav" Flere av kravene kan være diskriminerende mot LCC-teknologi, og det er stilt spørsmål hvorvidt det er ønskelig å favorisere VSC-teknologi Påpekt viktigheten av at prosjektspesifikke krav avklares på et tidlig tidspunkt i prosjektene. Samt at det bør være krav om samfunnsøkonomisk lønnsomhet når det skal stilles prosjektspesifikke krav. Dette for å sikre likebehandling og at eksterne aktører ikke stilles strengere krav enn Statnetts egne anlegg

123 Oppsummering av innspill fra bransjen Generelle kommentarer til arbeidet Gruppen har påpekt at mulige rollekonflikter i og med at Statnett som relevant TSO også er HVDC kabeleier. Rollene som benyttes i forordningen eksempelvis; 'relevant systemoperator', 'relevant TSO', relevant DSO, gridowner etc. ikke er entydige i forhold til norske roller og ansvarsfordeling/forhold slik det er i dag. Det norske begrepet systemansvarlig og bruken av dette passer ikke inn i en engelsk oversettelse Referansegruppen har i flere sammenhenger påpekt behovet for at Norges unike potensial som systemleverandør av ballansetjenester muliggjøres gjennom denne forordningen. Det må ikke settes restriksjoner med hensyn til effekt rampehastighet etc. som vanskeliggjør muligheten til å utnytte nasjonens unike posisjon pga. regulerbar vannkraft

124 Oppsummering av innspill fra bransjen Kommentarer til forskjellige deltema Frekvensområde Etter gruppens syn er kravene til frekvensområde strengere enn dagens krav gitt av FIKS, uten at endringen virker å speile den faktiske endringen i kraftsystemet. Å øke intervallet for hva den kontinuerlig frekvensen kan være, er svært uheldig. Dette utelukker i praksis LCC-teknologi og vil være fordyrende for VSC. Gruppen har på bakgrunn av dette bedt Statnett gjøre en vurdering om det bør søkes tilpasning til forordningen. Dersom FIKS kravene er fornuftig, bør det kunne argumenteres for å legge dette til grunn for NC-HVDC kravene, selv om dette innebærer en EØS tilpasning Styring av aktiv effekt og rampehastighet Ramping kan være en løsning ikke bare et problem, slik Statnett beskriver dette. Omformere kan benyttes for å stabilisere/levere systemtjenester Det norske systemet har unike muligheter til å levere effektballanseprodukter og systemtjenester til andre land via HVDC-forbindelser. Det må ikke settes unødvendige begrensninger i forordningen som vanskeliggjør en slik leveranse som kan være av nasjonal interesse

125 Oppsummering av innspill fra bransjen Kommentarer til forskjellige deltema Hurtig feilstrømsbidrag symmetriske feil Etter gruppens oppfatning er kravene slik de er gitt i Statnetts anbefaling for rigide. Gruppen mener også at kravene er teknologiavhengig, og det er en utfordring at man må ha en fasekompensator eller STATCOM for å tilfredsstille kravene (gjelder i hovedsak for LCC) Etter gruppens vurdering bør egenskaper for hurtig feilstrømsbidrag vurderes i de ulike tilknyttede nettsystemene og de rådende forhold, det er ikke en "one-size fits all" Et forslag fra gruppen er at dette kan forespørres som en betalt tjeneste fra TSO (på samme måte som for svartstart), for så å avtale selve funksjonaliteten. Dette vil blant annet sikre at kravet er gjennomtenkt og at man ikke påfører systemet ytterligere problemer/skade Videre står det i Statnetts anbefaling at funksjonaliteten skal ha innstillbare parametere slik at man kan gjøre tilpasninger. Dette er ikke et heldig krav. Det å justere parametere for oppførselen i ett feilforløp vil påvirke oppførselen i andre feilforløp. Det vil si at en endring i parametere vil kreve komplett testing av ny oppførsel Gruppen er videre tydelig på at kravene med hensyn til innstillbare parametere i praksis kan medføre betydelig kostnader i prosjektgjennomføring (innstilling justering, usikkerhet, indirekte effekter etc.) og vanskelig kan gjennomføres i praksis slik Statnett har formulert dette og fraråder dette kravet slik det er formulert nå

126 Oppsummering av innspill fra bransjen Kommentarer til forskjellige deltema Evnen til å levere reaktiv effekt Forordningen og kravene gitt av 20 om utveksling av reaktiv effekt og U-P/Pmax profilen er vanskelig å forstå, og virker å være strengt Hjemmelen virker også å være for vid, og det kan være uheldig at det stilles for strenge krav Forslag fra gruppen om at det fastsettes et grunnkrav som det er mulig å forholde seg til. Og at dette settes til cos φ 0,95 kapasitivt og cos φ 0,95 induktivt målt i forhold til nominell ytelse (som dagens krav)

127 Oppsummering av innspill fra bransjen Kommentarer til forskjellige deltema FRT Kravene er greie for VSC-teknologi, men diskriminerer LCC-teknologi Svartstartegenskaper Det bør presiseres at svartstart ikke er et krav, men en tjeneste som kan tilbys og avtales mellom eier og aktuell systemoperatør Simuleringsmodeller Gruppens deltakere meddeler at det er utfordringer med at leverandørene ikke vil at simuleringsmodellene videresendes til tredjepart

128 Pause

129 Gjennomgangen av NC-DCC Statnetts anbefaling til NVE Stian Boye Skaatan, Statnett

130 Hensikt og innhold i NC-DCC Skal fremme smarte nettløsninger som bidrar til økt integrasjon av fornybar kraftproduksjon og forsyningssikkerhet Krav til nye forbrukere som skal tilknyttes nettet, med fokus på industrikunder og distribusjonssystemoperatører (DSO) Krav til leverandører av forbrukerfleksibilitet

131 Virkeområde Omfattende dokument på 54 sider og 59 paragrafer Regulerer teknisk funksjonalitet i tilknytningspunktet mot transmisjonsnettet, samt funksjonalitet i forbindelse med forbrukerfleksibilitet Stiller ikke krav til forbruk tilknyttet regionalog distribusjonsnett Skal i hovedsak gjelde for nye tilknytninger NC-DCC regulerer ikke krav til nettanlegg

132 Oversikt over Demand Connection Code (NC-DCC) General provisions 1-11 Requirements Demand side respons (DSR) Compliance Cost benefit analysis and derogations Non-binding guidance and monitoring of implementation Final Provisions Subject matter General frequency requirements General requirements for DSR Roles and responsibilities Cost benefit analysis (CBA) Non-binding guidance on implementation Entry into force Definitions General voltage requirements Operational notification procedure for DSR Compliance testing Derogations Monitoring Scope Short-circuit requirements Compliance simulations Application to existing demand and distribution Reactive power requirements Compliance monitoring Tyngdepunkt på prosesser og juridiske spørsmål Regulatory aspects Protection and control Demand disconnection Operational notification procedure for connection Tyngdepunkt på teknikk Frekvenskrav Spenningskrav Reaktiv effekt Vern, kontroll og informasjonsutveksling Forbruksfrakobling Forbrukerfleksibilitet

133 Hva finnes av krav i dag? Ingen detaljerte krav fra Statnett NC-DCC innebærer et helt nytt regelverk Dagens FIKS har i liten grad krav til tilknytning av forbruk/industri

134 Referansegruppens arbeid Avholdt 5 møter i gruppen i perioden Arbeidet har vært omfattende og tidkrevende Preget av en positiv dialog og konstruktive innspill I hovedsak ingen uenigheter mellom Statnett og referansegruppen

135 Referansegruppen for NC-DCC Navn Ellen Strøm Juliussen Sigurd Kvistad Bjørn Aune Lars Ihler Arvid Bekjorden Morten B. Nielsen Kjell Sand Eilert Bjerkan Geir-Helge Hansen Anders Sivertsgård Astrid Ånestad Håvard Hansen Selskap Skagerrak Nett Hafslund Nett Helgelandskraft Nett NEK DistriktsEnergi Norsk Hydro Smartgrid senteret Enfo Consulting Total E&P Norge Energi Norge NVE (observatør) NVE (observatør)

136 Tekniske funksjonskrav

137 Paragraf 12 - Generelle frekvenskrav Statnetts anbefaling Forskriften legger også opp til at det kan stilles krav utover de frekvensintervaller som er definert i tabell 1 (ref. paragraf 12 annet ledd). Statnett ser ingen umiddelbare behov for å definere frekvensintervaller utover det som er gitt av tabell 1, og mener paragraf 12 annet ledd åpner for at TSO kan stille utvidet krav i hver enkelt tilknytning dersom det er ønskelig og teknisk mulig

138 Paragraf 12 - Koordinering mot RfG Statnetts anbefaling I arbeidet med RfG har Statnett fått gjennomført en analyse om krav til separatdriftsegenskaper, og da særlig hvilke krav til frekvenser som produksjonsanlegg skal holde inne ved. Kort oppsummert vil disse kravene gå langt ut over de krav som stilles til frekvensområde i RfG ved separatdrift Etter diskusjoner med bransjen har Statnett konkludert med at det kan stilles forskjellige krav til frekvensområde for produksjon og forbruk I enkelttilfeller kan det være aktuelt å benytte seg av paragraf 12 annet ledd. Dette da det generelt er ønskelig at forbruk og distribusjonsnett holder inne så lenge det er teknisk mulig og utover de frekvensområder som er gitt av forordningen Statnett mener videre at dersom det installeres frekvensvern eller lignende utstyr som sørger for at anlegget tripper ved 51,5 Hz skal dette meldes fra om til Statnett (iht. paragraf 18 tredje ledd)

139 Paragraf 13 - Generelle spenningskrav Generelle spenningskrav for forbruksenheter, distribusjonsanlegg og distribusjonsnett (med utstyr) som er tilknyttet transmisjonsnettet Automatisk frakobling ved spesifiserte spenningsnivå Referanseverdi for spenning på hvert spenningsnivå

140 Paragraf 13 - Generelle spenningskrav Synkronområde Spenningsintervall Tidsintervall/varighet 0.90 pu 1.05 pu Ubegrenset Norden 1.05 pu 1.10 pu 60 min Tabell 2: Tabellen viser minimum tidsintervall som forbruk tilknyttet transmisjonsnettet, distribusjonsanlegg tilknyttet transmisjonsnettet og distribusjonsnett tilknyttet transmisjonsnettet skal kunne driftes og forbli tilkoblet til nettet ved spenninger som avviker fra referanseverdien 1 pu i tilknytningspunktet. Gjelder tilknytning til transmisjonsnett med referansespenning fra og med 110 kv til 300 kv. Synkronområde Spenningsintervall Tidsintervall/varighet 0.90 pu 1.05 pu Ubegrenset Norden 1.05 pu 1.10 pu 20 min Tabell 3: Tabellen viser minimum tidsintervall som forbruk tilknyttet transmisjonsnettet, distribusjonsanlegg tilknyttet transmisjonsnettet og distribusjonsnett tilknyttet transmisjonsnettet skal kunne driftes og forbli tilkoblet til nettet ved spenninger som avviker fra referanseverdien 1 pu i tilknytningspunktet. Gjelder tilknytning til transmisjonsnett med referansespenning fra og med 300 kv til og med 420 kv.

141 Paragraf 13 - Generelle spenningskrav Figuren under illustrerer hvordan definisjonene kan forstås: Forståelsen kan påvirkes hvis energimyndighetene kommer med nye føringer for definisjon på tilknytningspunkt mellom distribusjons- og transmisjonsnett

142 Paragraf 13 - Generelle spenningskrav connection point means the interface at which the power generating module, demand facility, distribution system or HVDC system is connected to a transmission system, offshore network, distribution system, including closed distribution systems, or HVDC system, as identified in the connection agreement; Det står ikke beskrevet hvor tilknytningspunktet spesifikt er plassert i forhold til transformator, brytere, etc. Plassering av tilknytningspunkt vil altså være avhengig av nasjonale beslutninger om definisjonen av transmisjonsnett og distribusjonsnett. Transformatorer behandles i annet ledd i endring i energiloven, og viderefører i all hovedsak dagens ordning: Transmisjonsnettet omfatter også anlegg for omforming av elektrisk energi, når omformeranlegget er direkte tilknyttet anlegg for overføring som nevnt i første ledd og transformerer til spenning på minst 33 kv.

143 Paragraf 13 - Generelle spenningskrav Statnetts anbefaling Uavhengig av plassering av tilknytningspunktet mener Statnett at bestemmelsene i første og annet ledd (med henvisning til vedlegg 2) bør leses som krav som gjelder i selve tilknytningspunktet, og at de er gjeldende for forbruksenheter, distribusjonsanlegg og distribusjonsnett knyttet til transmisjonsnett på spenningsnivåene som er nevnt i tabellteksten Krav til utstyr vil være avhengig av spenningsnivået i selve tilknytningspunktet og vil dermed være avhenge av endelig definisjon av tilknytningspunkt

144 Paragraf 15 - Reaktiv effektutveksling Innhold Paragraf 15 fastsetter grensene for utveksling av reaktiv effekt mellom TSO og forbruk/distribusjonsnett Kravene beskrevet i 15 er en forordning for tilknytning, og det er derfor ingen direkte link til utnyttelsen av denne kapasiteten. Dette er derimot behandlet i kapittel 2 i SO GL, som kort fortalt sier at TSOen skal avtale med forbruk og distribusjonsnett tilknyttet transmisjonsnettet om reaktivt settpunkt, effektfaktor og spenningssettpunkt for spenningskontroll i tilknytningspunktet mellom TSO og DSO GL SO sier også at TSOen skal ha rett til å bruke alle tilgjengelige transmisjonstilknyttet reaktiv effektreserver innenfor sitt kontrollområde til å effektivt styre den reaktive effekten og opprettholde spenningen innenfor 0,9 1,05 pu. referert referansespenningen

145 Paragraf 15 - Reaktiv effektutveksling Statnetts anbefaling Prosentandelen for utveksling av reaktiv effekt skal spesifiseres av TSO og skal ikke være større enn 48 %. Statnett mener denne verdien i regelverket bør settes til 48 % Statnett begrunner dette med at konsesjonærer selv er ansvarlig for spenningsnivå og regulering i egne stasjoner og nett, i henhold til FoL, fos, Statnetts praktisering av systemansvaret, FIKS, samt nettselskapenes egne vurderinger av reaktiv effektutvekling Resterende innhold i paragrafen er faste krav, og ikke tatt med i denne gjennomgangen Kort fortalt omhandler dette krav som regulerer forhold rundt analyser som skal utføres, samt at DSO aktivt kontrollerer utvekslingene av reaktiv effekt i tilknytningspunktet dersom det er til det beste for hele systemet

146 Paragraf 16 til 18 - Vern, kontrollanlegg og informasjonsutveksling Innhold Sikre at forbruk og distribusjonsnett tilknyttet transmisjonsnettet har riktig utstyr og innstillinger for å beskytte transmisjonsnettet hva gjelder vern, kontrollanlegg og informasjonsutveksling Statnetts anbefaling En rekke faste krav som regulerer forhold rundt vern, kontroll og informasjonsutveksling. Etter vår vurdering ingen nye elementer ut over det vi allerede har gjennom forskrift om systemansvaret (fos) og Statnetts praktisering av dette Statnett mener allikevel at IKT kommunikasjon er en del av informasjonsutvekslingen, og at dette utgjør en viktig "komponent" som muliggjør effektiv utnyttelse av det samlede kraftsystemet på tvers av spenningsnivå. Statnett anser det derfor som deres oppgave å videreutvikle de krav som skal stilles for at IKT-løsninger mellom TSO og forbruk/dso kommuniserer effektivt. Statnett anser dette som en oppfølgingsoppgave

147 Paragraf 19 - Krav til underfrekvensvern Statnetts anbefaling: Forskriften gir TSO hjemmel til å kunne kreve installasjon av utstyr for frekvensstyrt belastningsfrakobling. Kravene er i så måte faste, og det er ingen valg som skal gjøres (kun om TSO vil benytte seg av muligheten) Etter Statnetts vurdering betyr dette at vi kan beholde dagens ordning, der TSO fastsetter hvilke områder, avganger eller store sluttbrukere som skal legges ut ved lav frekvens

148 Paragraf 19 - Krav til underspenningsvern Statnetts anbefaling: Forskriften stiller krav til at TSO i samarbeid med aktuelt nettselskap kan kreve at det installeres utstyr for utkobling av last ved lave spenninger gjennom bruk av underspenningsvern, samt funksjonskrav for dette vernet Kravene er faste, og det er ingen valg som skal gjøres (kun om TSO i samarbeid med aktuelt nettselskap vil benytte seg av muligheten)

149 Paragraf 19 - Frakobling og gjeninnkobling Resterende innhold i paragrafen er faste krav, og ikke tatt med i denne gjennomgangen Kort fortalt gir paragrafen TSO rett til å kreve at transformatorer i forbruksanlegg har mulighet for å blokkere signaler til trinnkobleren, enten automatisk eller manuelt samt funksjonaliteten til den automatiske blokkeringen En funksjon for blokkering av trinnkobler kan være nyttig under større driftsforstyrrelse

150 Paragraf 27 til 34 - Forbrukerfleksibilitet Innhold Formålet med bestemmelsen er å legge til rette for utviklingen av forbrukerfleksibilitet, ved å legge føringer på hvilke tekniske krav som må følges ved tilbud av forbrukerfleksibilitet Statnetts anbefaling Har gjennomført en gjennomgang av teksten og definert de tekniske kriteriene som må/bør spesifiseres i forbindelse med etableringen av krav til forbrukerfleksibilitet Utvikling av markedsløsninger og implementering av andre relevante regelverk er ikke tatt med i Statnetts anbefaling og gjøres i egne prosjekter. Disse prosjektene pågår innenfor FoU-aktiviteter og den generelle markeds- og driftsutviklingen. Et prinsipp Statnett har lagt til grunn i arbeidet med DCC er at tilbydere i våre markeder skal likebehandles og vi ønsker at våre produkter og krav skal utformes "teknologinøytralt"

151 Paragraf 27 til 34 - Forbrukerfleksibilitet Statnetts anbefaling fort. Mange av kravene som må/bør defineres er avhengig av at relevant systemoperatør er med å definerer en rekke krav til informasjonsutveksling og dokumentasjonen. Statnett har derfor i denne omgang ingen direkte anbefalinger på dette området, men ønsker å søke et felles arbeide med relevante systemoperatører i etterkant av oversendelsen til NVE for å spesifisere kravene videre For de øvrige kravene som går på tekniske funksjonskrav for forbrukerfleksibilitet vil Statnetts anbefaling være at kravene til forbruksfleksibilitet bør være de samme som for produksjon - dette defineres i RfG arbeidet

152 Paragraf 20 - Spenningskvalitet Spenningskvalitet er noe som skal koordineres med tilstøtende TSOer, og det er på nordisk nivå satt ned en gruppe Gruppens konklusjon er at de nordiske landene i dag har forskjellige krav og grenser for spenningskvalitet, og gruppen kan ikke se at det betyr at vi må ha like krav i alle land. Gruppen mener imidlertid at landene bør ha en form for felles forståelse for hva slags krav til spenningskvalitet hvert nordisk land har, og at alle land skal revidere sine krav dersom det anses som om nødvendig Statnett mener i midlertid at Norge i europeisk sammenheng er et land med en tydelig og moden regulering av spenningskvalitet Det er NVE som har ansvar for både regelverksutvikling og tilsyn med dagens norske krav til spenningskvalitet, og vi ser det ikke som naturlig å overføre dette til TSO (Statnett)

153 Oppsummering av innspill fra bransjen Totalt sett kan vi si at tilbakemeldingene fra referansegruppen i hovedsak har støttet og supplert Statnetts synspunkter og forslag Forslaget som oversendes NVE er uten vesentlige uenigheter mellom Statnett og bransjen Statnett har i sin gjennomgang av forordningen ikke funnet behov for eventuelle EØS-tilpasninger ved implementering i Norsk lov

154 Veien videre fra Statnett sin side Forordningen legger opp til at det mange oppgaver som skal spesifiseres og anbefales av TSO eller Statnett som ASO. Statnett vil derfor få en rekke oppfølgingsoppgaver i etterkant av implementeringen av forordningene Dette gjelder blant annet: rutiner ved idriftsettelse prosedyre og krav til kravetterlevelse tydeliggjøring av simuleringsmodeller spesifikasjoner for vernutrustning og kontrollanlegg utarbeide standarder for informasjonsutveksling krav til frekvensregulering krav til rampehastighet krav til reaktiv effekt og spenningsregulering ivareta forhold som ikke er ivaretatt av forordningen oppfølging av prosjektspesifikke krav i tilknytning til transmisjonsnettet krav til forbrukerfleksibilitet

155 Tilknytningskodene veien videre Astrid Ånestad Regulering av nettjenester Foto: Thomas Widerberg

156 Statnetts oppdrag I 2015 ba NVE Statnett utarbeide et forslag til praktisk gjennomføring av tilknytningskodene i Norge: Oversikt over hvor nettkodene vil føre til endringer i dagens praksis Foreslå norsk praksis/krav der det i kodene åpnes for spesifisering av nasjonale krav, og Statnett finner det nødvendig Kartlegge hvilke aktører i Norge som pålegges ulike ansvarsoppgaver og plikter som følge av tilknytningskodene Samarbeide tett med bransjen gjennom referansegrupper Fokus på faglige vurderinger NVE har nå mottatt gjennomgangen av alle tre tilknytningskodene fra Statnett, og anset oppdraget som fullført fra Statnetts side

157 Videre arbeid frem til kodene blir implementert i Norge NVE vil be Statnett om det følgende: Utarbeidelse av en oppdatert nasjonal veileder for funksjonskrav i kraftsystemet Skal kunne videreføres som veileder til tilknytningskodene når/om de blir gjeldende i Norge Vil kunne være et vedlegg til Systemansvarliges retningslinjer* Ansvar og roller vil følge gjeldende regulering iht. fos 14 / fos 14a* * Foreslått endringer i forskrift om systemansvar

158 NVEs arbeid med å forberede implementering Jobber med grunnlag for forskriftendring av fos 14 Beslutninger om ev. annen ansvarfordeling Håndtering av eksisterende anlegg Fastsette unntakskriterier Anskaffelse av svartstart Endelige forslag for roller og ansvar vil trolig komme gjennom ordinær forskriftshøring av fos 14 Ytterligere beslutninger (godkjenning av generelle krav, unntakskriterier, ny teknologi) vil følge høringsprosessene i tilknytningskodene og forvaltningsloven

159 Bransjemøte Dersom bransjeorganisasjonen ser behovet, vil NVE kalle inn til et avsluttende bransjemøte i slutten av februar

160 Avslutning og diskusjon