Referansgruppe - RfG. Møte 3/17 Nydalen,

Transkript

1 Referansgruppe - RfG Møte 3/17 Nydalen,

2 Agenda dag 1 Velkommen og innledning v/hans Olav Godkjenning av referatet fra forrige møte 2/ Utestående saker fra forrige møte gjennomgang av aksjonsliste Krav til reaktiv dimensjonering Gjennomgang av kravene i forordningsteksten Behov og dimensjoneringsutfordringer knyttet til reaktiv effekt Kostnader knyttet til leveranse av reaktiv effekt Lunsj Dødnettstart og separatdrift Gjennomgang av konsulentrapport v/norconsult Statnetts vurderinger Dødnettstart v/martha Marie Separatdrift v/jon Aktørinnlegg Dødnettstart og separatdrift v/ Statkraft, Agder, Eidsiva, NTE Utestående utfordringer / diskusjon / oppsummering

3 Agenda dag 2 Statnetts forslag til FRT krav Oppfølging fra forrige møte v/jon Dagens teknologi og reguleringsutrustning - hvilke RfG krav er realistiske å innfri? Gjennomgang og diskusjon med Hymatek og Voith Lunsj Gjennomgang og diskusjonen med leverandørene fortsetter Oppsummering, prioriterte områder til neste møte Fremdrift i arbeidet Statnetts leveranse utsettelse av leveranser

4 Utestående saker - aksjonsliste

5 # Aksjon Hvem Når 1. Utarbeide samledokument som sendes ut til gruppen og suppleres Hans Olav etterhvert som de ulike pakkene avsluttes. 2. Statnett sjekker RfG-teksten og forarbeidene for å avklare nærmere om det er feilen i selve tilknytningspunktet eller om det er spenningtid-profilen som oppstår i tilknytningspunktet gitt av feil i transmisjonsnettet. Er FRT kravene kun knyttet til feil i transmisjonsnettet? Jon Små maskiner med roterende magnetisering bør kunne ha en tilpasset kravutforming for takspenningsfaktor. Statnett jobber videre med dette. Jon Avsluttet 4. Statnett sjekker nærmere opp hva de øvrige nordiske land gjør mht. FRT krav i situasjoner med forsinket feilklareringstid (> 250 ms) og i hvilken grad dette var vurdert av ENTSO-E da kravene ble fastsatt. Jon

6 # Aksjonspunkter Hvem Når 5. Produsentene ble oppfordret til å komme med beregningseksempler på hva FRT kravene vil medføre i økte kostnader. 6. Nettselskapene (Statnett, Skagerak og Agder, og de nettselskap som ikke var på møtet) ble oppfordret til å komme opp med overslagstall for hva som faktisk må gjøres og hvilke kostnader som kan påregnes ved overgang til vernkommunikasjon. Produsentene Nettselskapene Sende over studier og analyser SFE har gjennomført av utfordringer knyttet til FRT og vern i lokalnettet i forbindelse med lokal produksjon Andre Indrearne

7 # Videreførte aksjonspunkter fra tidligere møter Hvem Når 10. Kartlegge problematikk med felles generatortransformator, og relevans til Jon RfG. 11. Undersøke takspenningsfaktorkravet og behov. Sees i forbrindelse med FRT. Jon Statnett ønsker skriftlige tilbakemeldinger i referansegruppemøtene eller umiddelbart etterpå hvis kravene som er foreslått ikke fremstår som fornuftige og/eller hvis de vil ha store kostnadsmessige konsekvenser for aktører som ikke er hensyntatt av Statnett Alle Fortløpende 7. Gi forslag til kompletteringer av liste over hva som menes med "vesentlige" endringer i eksisterende produksjons anlegg. Listen blir utgangspunkt for senere diskusjon om hvilket regelverk som skal gjelde for disse endringer (videreført fra møte 2). Alle løpende

8 # Videreførte aksjonspunkter fra tidligere møter Hvem Når 8. Finne ut og beskrive praksis for nye tilknytningsavtaler, som ofte inngås langt før idriftsettelsen og se på hvordan dette kan tilpasses til det nye regelverket (videreført fra møte 3). REN (andre) og Statnett (Anne Sofie) ASAP 9. Tydeliggjøre hvordan de ulike frekvensreguleringsmodusene skal samhandle og hva som vil bli erstattet med markedsløsninger. 10. Se på behovet for å harmonisere kravene til frekvensstabilitet med europeisk standardisering (f.eks. EN som gjelder mikroproduksjonsenheter). 11. Tidligere kommentar/spørsmål til Statnetts anbefaling til 13-2 og 15-2b: "Statnett ønsker at systemansvarlig får hjemmel å regelmessig vedta aktuelle frekvensnivåer for opp- og nedregulering samt statikkinnstillinger for type C og D produksjonsenheter." Er det nødvendig med en slik hjemmel dersom markedsløsningene utvikles og benyttes fullt ut? Jon Jon ASAP ASAP

9 # Videreførte aksjonspunkter fra tidligere møter Hvem Når 12. Mangler oppdatering i eroom (se nederst side 2 i referatet). Dobbelsjekk om dokument er oppdatert og at dette gjelder type C Jon ASAP 13. Oppdatere FRT-dokumentet for kraftparkmoduler og legge dette på eroom. Jon

10 Reaktiv effekt Referansegruppemøte NC-RfG Radisson Blu Nydalen,

11 Før gjennomgangen "Statnetts anbefaling" er: "Den tekniske funksjonaliteten som trengs for effektiv drift og god forsyningssikkerhet" NVE vurderer om kravene skal ivaretas ved forskriftsendring/-tillegg eller veiledning

12 Viktige forhold i Norge Norge har et svakt og distribuert nett som skaper større behov for reaktive reserver Lav kortslutningsytelse Mange tilfeller av separatdrift God regulering av reaktiv effekt gir god spenning i tilknytningspunktet og i systemet ved feilforløp God spenning gir større overføringskapasitet I Norge bør kravene til reaktiv effekt være lik for Type C og D anlegg

13 Fra forrige møte Reaktiv produksjon En "raffinering" av kravene til reaktivt bidrag Regionale tilpasninger = Avtaler? Relevant for tekniske avklaringer: Analyse av reaktiv utnyttelse i dagens system Analyse av reaktivt behov i dagen system ved både driftsforstyrrelser og normaldrift Regionale behov

14 Konklusjoner fra analyser og diskusjoner Regulering av reaktiv effekt/spenning fra produksjonsenheter er nødvendig Regulering av reaktiv effekt i RN og DN påvirker overliggende nett Overføringsgrenser, systemstabilitet og spenningsforhold ved feil i nettet Dagens generatorer regulerer ikke som forutsatt responderer ikke etter intensjonen Mindre reserver til disposisjon for systemet enn forutsatt Viktigere å sikre riktig respons enn store volumer At det har gått bra til nå kan skyldes overdimensjoneringer eller at de kritiske feilene ikke har inntruffet Behovet er krevende å kvantifisere/dokumentere Fornuftig å utnytte kapasiteten som allerede er i nettet Kraftverkene er viktige for å oppnå dette Betinger at de reagerer etter hensikten

15 Dagens krav - ytelse Systemansvarlig fastsetter grenser for utveksling av reaktiv effekt i RN og SN Synkrongeneratorer 1 MVA skal, referert generatorklemme, ved fullast legges ut med effektfaktor cosφ 0,86 kapasitivt (overmagnetisert) cosφ 0,95 induktivt (undermagnetisert) Asynkrongeneratorer skal i utgangspunktet minst kompenseres for sitt reaktive tomgangsforbruk vurderes ut fra spenningen på stedet

16 Dagens krav - funksjon Dersom ikke spesielle forhold krever det, forutsettes reaktiv effektutveksling mellom generatorens maks.- og min.- grenser MVAr- eller cosφ-regulering skal ikke benyttes uten at dette er avtalt og godkjent av systemansvarlig Ved bruk av MVAr- eller cosφ-regulering skal denne kun etterregulere settpunkt langsomt Små kraftverk i lokale nett kan ha MVAr- eller cosφ-regulering

17 Dagens krav - innstilling Spenningsregulatorer skal være av PID-type og ha mulighet for innstilling av statikk for aktiv og reaktiv effekt Begrensere for magnetiseringsstrøm og -spenning for synkrongenerator skal ikke stilles så lavt at reaktiv ytelse reduseres i forhold til generatorens kapabilitetsdiagram, og bl.a. hindrer dempetilsatsen i å fungere optimalt Minimumskrav er utregulering av en 5 % sprangrespons i løpet av en definert tid inntil spenningen har nådd 90 % av endelig (stasjonær) verdi

18 Dagens krav reaktiv respons Utreguleringstiden for synkronmaskiner med statisk magnetisering skal være 0,5 s Utreguleringstiden for andre magnetiseringssystemer (feltmaskin) skal være 1,0 s

19 Kravene i RfG til reaktiv effekt

20 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, 21.3.d, 22, 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

21 B, C, D Paragraf 17 annet ledd bokstav a og b Regulerer rettigheten til å sette krav til anleggets evne til å levere reaktiv effekt Aktuell systemoperatør kan spesifisere evnen til å levere/trekke reaktiv effekt RfG Magnetiseringsutstyr som kan levere konstant justerbar spenning FIKS er mer detaljert enn RfG Begrensere Utreguleringstid for sprang Spenningsregulering vs. MVAr/cos φ Med mer

22 C, D Paragraf 18 annet ledd bokstav a Regulerer rettigheten til å sette ytterligere krav til anleggets evne til å levere reaktiv effekt Aktuell systemoperatør kan spesifisere ytterligere krav for å kompensere for magnetiseringsbehov mellom generatorklemmer og tilknytningspunktet Generatortransformator Kabel/linje

23 C, D Paragraf 18 annet ledd bokstav b Aktuell systemoperatør, koordinert med systemansvarlig, spesifiserer U- Q/P max profilen for produksjonsanlegget som skal tilknyttes Profilen kan ha en hvilken som helst form Skal ta hensyn til leveransekostnader av reaktiv effekt Skal ikke overstige "Indre grenser" Ligge innenfor et Q/Pmax område på 0,95 og U område på 0,150 p.u Ligge innenfor "Ytre grenser"

24 - 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 U Q/Pmax profil vannkraft Norden V/p.u 1,100 Ytre grenser 1,050 Indre grenser 1,000 Maks. spenningsområde 0,950 Maks. Q/P max område 0,900 0,850 Q/P max Forbruk (Undermagnetisert) Produksjon (Overmagnetisert)

25 Q P max område ref. FIKS Q? S n = Pmax 1 + ( Q P n ) 2 S n = P n cosφ P max = Pn Q P max = 1 cosφ 2 1 cos φ = 0,86 kapasitiv gir: cos φ = 0,95 induktiv gir: Q P max = 0,59 Q P max = -0,33 Q P max område = 0,92 < RfG krav på 0,95

26 - 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 U Q/Pmax profil vannkraft Norden V/p.u 1,100 Ytre grenser 1,050 1,000 0,950 Maks. spenningsområde U-Q/P max - profil definert av RSO Maks. Q/P max område 0,900 Indre grenser FIKS 0,850 Q/P max Forbruk (Undermagnetisert) Produksjon (Overmagnetisert)

27 C, D Paragraf 18 annet ledd bokstav c Reaktiv dimensjonering ved aktiv effektproduksjon under merkeeffekt (P< P max ), skal produksjonsenheten kunne operere ved ethvert mulig driftspunkt i generatorens P-Qkapabilitetsdiagram, minst ned til det laveste stabile driftspunktet Kravene er endelig gitt og Statnett har ingen øvrige tillegg til bestemmelsen

28 D Paragraf 19 annet ledd bokstav a og b Regulerer type D anlegg Allerede behandlet i referansegruppen?

29 B, C, D Paragraf 20 annet ledd bokstav a Type B Vindkraftpark RSO kan sette krav til vindparkens evne til å levere/trekke reaktiv effekt RfG gjelder anlegg > 1,5 MW FIKS regulerer krav for anlegg 1 MVA

30 C, D Paragraf 21 tredje ledd bokstav a Type C vindkraftparker Tilleggskrav til spenningsstabilitet Sikre reaktive reserver for spenningsregulering og stabil drift ved feil Aktuell systemoperatør kan etterspørre utvidet reaktiv ytelse Kompensere for reaktivt forbruk i generatortransformator og linjer/-kabler frem til tilknytningspunktet

31 C, D Paragraf 21 tredje ledd bokstav b Setter krav til reaktiv effektkapasitet ved Pmax Aktuell systemoperatør, koordinert med systemansvarlig, skal spesifisere en U- Q/P max profil for produksjonsanlegget som skal tilknyttes Profilen kan ha en hvilken som helst form, men størrelsen avgrenses av den "Indre grensen" Den fastsatte profilen skal ligge innenfor den ytre grensen Skal ta hensyn til leveransekostnader av reaktiv effekt Ligge innenfor et Q/Pmax område på 0,95 og U område på 0,150 p.u

32 - 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 U Q/Pmax profil vindkraftparker Norden V/p.u 1,100 Ytre grenser 1,050 Indre grenser 1,000 Maks. spenningsområde - 0,150 0,950 Maks. Q/P max område 0,95 0,900 0,850 Q/P max Forbruk (Undermagnetisert) Produksjon (Overmagnetisert)

33 Q P max område ref. FIKS Q? S n = Pmax 1 + ( Q P n ) 2 S n = P n cosφ P max = Pn Q P max = 1 cosφ 2 1 cos φ = 0,95 kapasitiv - gir Q P max = 0,33 cos φ = 0,95 induktiv - gir Q P max = -0,33 Q P max område = 0,66 < RfG krav på 0,95

34 - 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 U Q/Pmax profil vindkraftparker Norden V/p.u 1,100 Ytre grenser 1,050 Indre grenser 1,000 Maks. spenningsområde - 0,150 0,950 Maks. Q/P max område 0,95 0,900 FIKS 0,850 Q/P max Forbruk (Undermagnetisert) Produksjon (Overmagnetisert)

35 C, D Paragraf 21 tredje ledd bokstav c Tilleggskrav for reaktiv kapasitet knyttet til spenningsstabilitet ved produksjon mindre enn P max Aktuell systemoperatør, koordinert med systemansvarlig, skal spesifisere evnen til å levere reaktiv effekt gjennom en P- Q/P max profil for produksjonsanlegget Profilen kan ha en hvilken som helst form, men størrelsen avgrenses av den "Indre grensen" Indre P- Q/P max profilen skal ligge innenfor intervallet angitt av "ytre grense" og inkludere leveranse av reaktiv effekt ved P=0.

36 - 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 P Q/Pmax profil vindkraftparker Norden P/p.u 1,000 Ytre grenser 0,900 0,800 0,700 0,600 0,500 0,400 P-Q/P max profil definert av RSO Q/P max område 0,300 0,200 Undermagnetisert drift Overmagnetisert drift 0,100 0,000 Indre grenser Q/P max Forbruk (Undermagnetisert) Produksjon (Overmagnetisert)

37 C, D Paragraf 21 tredje ledd bokstav d Regulerer tilleggskrav for spenningsstabilitet i vindkraftparker Vindkraftparken skal kunne levere reaktiv effekt automatisk enten gjennom spenningsreguleringsmodus, reaktiv effekt modus eller Cosφ modus Krav til statikk for spenning og reaktiv ytelse Det er RSO, koordinert med systemansvarlig, som fastsetter hvilke reaktiv effekt reguleringsmodus og parameterinnstilling som skal benyttes Herunder hjemmel til å sette krav til annen utrustning og fjernstyring

38 Behov for egenskaper for oppstart fra spenningsløst nett og separatdrift hos produksjonsenheter Presentasjon for Statnetts referansegruppe 20 april 2017

39 Bakgrunn EU Commission Regulation 2016/631 Establishing a network code on requirements for grid connection of generators (RfG) Behov for å revurdere/tilpasse tekniske funksjonskrav i FIKS 2012 og muligens beredskapsforskriften Norge kan be om unntak/avvik fra RfG i forbindelse med innlemmelse i EØS-avtalen Statnett har fått i oppdrag fra NVE å «levere innstilling til hvordan de tekniske kravene skal spesifiseres». systemdriften skal sikres ved bruk av markedsløsninger særnorske krav skal unngås krav baseres på «høyest effektivitet til lavest mulig kost» samfunnsøkonomisk rasjonelle løsninger RFG - KRAV TIL PRODUKSJONSENHETER 39

40 Formål med oppdraget Norconsult har bidratt med faglig bistand til Statnett på følgende områder: Egenskaper for oppstart fra spenningsløst nett Deloppgave 1 produksjonsenheter tilknyttet sentralnettet Deloppgave 2 produksjonsenheter tilknyttet regional- eller distribusjonsnett Separatdriftsegenskaper Deloppgave 3 behov for separatdriftsegenskaper RFG - KRAV TIL PRODUKSJONSENHETER 40

41 Gjennomføring Avholdt flere møter med Statnett underveis i oppdraget Avklaringer rundt alternativer/strategier Involverte fra Norconsult: Per Morten Heggli / oppdragsleder Lars Fosser / deloppgave 1 Leif Inge Davik / deloppgave 2 Terje Ellefsrød / deloppgave 3 Ella Beate Brodtkorb / deloppgave 3 Ingrid Berg Almås / ROS-analyser RFG - KRAV TIL PRODUKSJONSENHETER 41

42 Deloppgave 1 Behov for egenskaper for oppstart fra spenningsløst nett - Sentralnettet RFG - KRAV TIL PRODUKSJONSENHETER 42

43 Deloppgave 1 - Sentralnettet Målsetting: Velbegrunnet forslag til antall, størrelse og geografisk fordeling for produksjonsenheter som er tilknyttet sentralnettet og som bør ha egenskaper for oppstart fra spenningsløst nett. Vurdere ulike alternativ for gjenoppbygging: Nullalternativ: Dagens situasjon Skissere forslag til alternativ Inklusive bruk av forbindelser til utlandet Forutsette at spenningssetting fra regional- og distribusjonsnett ikke kan bidra Søke robuste løsninger (ta høyde for revisjon/vedlikehold) Kostnadsoverslag RFG - KRAV TIL PRODUKSJONSENHETER 43

44 "Black start" er omtalt i RfG Article 2 "Definitions" - pkt. 45 capability to recover from total shutdown without external supply Article 15 "General requirements for type C power-generating modules" - pkt. 5 capability is not mandatory relevant TSO may make request certain technical requirements on black start capability Article 45 "Compliance tests for type C Synchronous power-generating modules" - pkt. 1 og 5 compliance tests RFG - KRAV TIL PRODUKSJONSENHETER 44

45 Fordeling av last og produksjon Kilde: statnett.no NO1 + NO2 + NO5 utgjør mer enn: 70 % av maksimal last på systemet 70 % av installert effekt på systemet NO1 underskuddsområde NO2 + NO5 overskuddsområde Den naturgitte fordelingen av produksjonen i vannkraftsystemet, gir gode muligheter for oppstart fra spenningsløst nett og separatdrift i store deler av systemet. N01 mest avhengig av at sentralnettet er i drift, og lokal produksjon vil i liten grad kunne dekke behovet i separatdrift. RFG - KRAV TIL PRODUKSJONSENHETER 45

46 Sentralnettet (kilde: Liten grad av masking i nord medfører risiko for separatdrift. Mer masket sør for Dovre, men store områder langs kysten og i fjellet utsatt for vind, snø og ising. Risiko for separatdrift også i sør. Security-angrep kan ramme hele nettet. RFG - KRAV TIL PRODUKSJONSENHETER 46

47 Fremtidige driftsforhold Planlagt utbygging av sentralnettet medfører et mer masket og mer ensartet 420 kv system og dermed økt pålitelighet. Mer fornybar produksjon og flere sterke forbindelser til utlandet (batteri for Europa) vil kunne medføre større variasjoner i magasinverkenes produksjon. Effektkjøring kan gi store, regionale ubalanser og høyere interne overføringer og raske endringer i effektflyten på systemet. Perioder med stor andel, lite regulerbar produksjon Driften av nettet kan derfor bli mer krevende der overføringsgrenser utnyttes oftere og marginene med tanke på spenningsstabilitet og transient stabilitet er mindre. Utnyttelsen av systemet kan slik gi lavere pålitelighet enn det som er tilfellet i dag. Behov for å sikre oppstart fra spenningsløst nett også i framtiden. RFG - KRAV TIL PRODUKSJONSENHETER 47

48 Ulike alternativer for gjenoppbygging av sentralnettet Dagen situasjon Gjenoppbygging ved å benytte forbindelser til utlandet Gjenoppbygging fra produksjonsenheter tilknyttet sentralnettet RFG - KRAV TIL PRODUKSJONSENHETER 48

49 Dagens situasjon Dagens praksis etter utfall som medfører at områder blir isolert og mister strømforsyningen, er å starte gjenoppbyggingen fra det «sterkeste», nærliggende punktet som har spenning. Gir rask gjenoppbygging så lenge det spenningsløse området er avgrenset, og gir rom for relativt store sprang i tilkobling av last. Det foreligger i dag ingen definerte scenarier/rutiner vedrørende oppstart fra et helt spenningsløst sentralnett eller oppstart innenfra et større område i sentralnettet som ikke kan spenningssettes fra omkringliggende nett. RFG - KRAV TIL PRODUKSJONSENHETER 49

50 Gjenoppbygging ved å benytte forbindelser til utlandet Én strategi kan være å benytte forbindelsene til utlandet for oppstart fra spenningsløst nett. Filosofien må da være, først å kople inn forbindelsene til utlandet, få tilknyttet aktuelle kraftverk, og så raskt som mulig få gitt de store lastsentrene strømmen tilbake. Per i dag er det 10 forbindelser mot utlandet fra kabel mot Danmark i sør og via Kirkenes mot Russland i nord. RFG - KRAV TIL PRODUKSJONSENHETER 50

51 Gjenoppbygging fra kraftverk tilknyttet sentralnettet De fleste av kraftverkene som er direkte tilknyttet sentralnettet, har nødvendige egenskaper til oppstart fra spenningsløst nett. I tillegg opplyser Statnett at alle koplingsstasjoner i sentralnettet, har nødvendig bryterutrustning til å kunne synkroniseres med nabostasjonen (fases inn). Ved gjenoppbygging fra kraftverk tilknyttet sentralnettet, vil et antall store, sentrale kraftverk kunne benyttes til å spenningssette nettet og gi de store lastsentrene strømmen tilbake. Sonevis gjenoppbygging, hvor områder synkroniseres etter hvert. RFG - KRAV TIL PRODUKSJONSENHETER 51

52 ROS-analyse Kvalitativ analyse med utgangspunkt i en hendelse som medfører spenningsløst sentralnett Vurderinger rundt årsak, sannsynlighet og konsekvens Security-angrep forventes dekket av Statnetts egne analyser, vurderinger og beredskap Tiltak vurdert i henhold til ALARP (as low as reasonably practicable) RFG - KRAV TIL PRODUKSJONSENHETER 52

53 ROS-analyse Risikoreduserende tiltak I hovedsak konsekvensreduserende tiltak Sannsynlighetsreduserende tiltak er vanskelig, fordi det er lav sannsynlighet fra før. Konsekvensreduksjon vil her tilsi tidsreduserende, evt. også reduksjons av direkte skadeomfang. Dagens situasjon Ikke garanti for at svart start-egenskaper er ivaretatt. Mangler en strategi/prosedyre ved større hendelser. Dette kan medføre usikkerhet i ukjente situasjoner og kan være vanskelig å forsvare mht. krav om gjenoppretting «uten ugrunnet opphold». Gjenoppbygging via andre land Avhengig av at naboland ikke er påvirket av hendelsen i Norge. Krever at naboland kan tilby, og har tilgjengelig, nødvendig forsyning. Gjenoppbygging via utvalgte kraftverk tilknyttet sentralnettet Krever jevnlig testing for å sikre ønsket pålitelighet. Uavhengig av årsak til utfall skal dette kunne fungere. RFG - KRAV TIL PRODUKSJONSENHETER 53

54 ROS-analyse Konklusjon Risiko er per i dag lav, men konsekvensene er høye. Årsaken til at risiko er lav er at sannsynligheten for store utfall er meget lav. Konsekvensen er såpass høy at risiko vurderes på grensen til å være middels. En tydelig strategi som det trenes på og som er pålitelig, vil kunne gi den raskeste gjenoppbyggingen av nettet. Dersom et mindre område er rammet og forsyning fra tilstøtende nett med spenning er tilgjengelig, vil gjenoppretting via forbindelser til slike nett være naturlig. Det bør foreligge planer som tar høyde for at gjenoppretting må skje innenfra det området som er rammet. Gjenoppretting via utvalgte kraftverk tilknyttet sentralnettet anbefales. Sikrer at oppstart fra spenningsløst nett med stor sannsynlighet vil fungere, og at alle parter er kjent med prosedyrer/rutiner for oppstart. Kostnader ved å kreve vedlikehold og testing av svart start-egenskaper vurderes å kunne forsvares ved sammenligning mot kostnader ved langvarige utfall. RFG - KRAV TIL PRODUKSJONSENHETER 54

55 Oppsummering og konklusjon Dagens situasjon med gjenoppbygging fra et sterkt punkt virker hensiktsmessig ved hendelser som berører en mindre del av sentralnettet. Om alle forbindelser fra sentralnettet til andre land kunne benyttes ved svart start av sentralnettet, kunne kanskje en rimelig rask og effektiv gjenoppbygging finne sted. Gjenoppbygging via forbindelser til utlandet har likevel visse ulemper: Betenkelig å la sikkerheten i en så viktig del av infrastrukturen være avhengig av naboland. Sikkerhetsmessig uholdbart å være avhengig av at forbindelsene til utlandet er teknisk tilgjengelige, når de trengs som mest. Anbefalingen er derfor å sikre at et gitt antall produksjonsenheter tilknyttet sentralnettet har nødvendige egenskaper og utstyr for å kunne starte opp sentralnettet etter et sammenbrudd. RFG - KRAV TIL PRODUKSJONSENHETER 55

56 Oppstart fra spenningsløst nett i sentralnettet Anbefalinger Områder som har blitt spenningsløse, vil sannsynligvis i de fleste tilfeller kunne startes opp fra omkringliggende nett (inkludert naboland). For å sikre at sentralnettet kan startes opp fra spenningsløs tilstand, og også sikre at større områder kan startes opp innenfra ved ekstreme hendelser, anbefales å: Sikre at et gitt antall produksjonsenheter tilknyttet sentralnettet har nødvendige egenskaper og utstyr for oppstart fra spenningsløst nett Sikre en rimelig geografisk spredning av de valgte enhetene Velge enheter som er plassert i viktige knutepunkt Fortrinnsvis velge store enheter Velge anlegg med nær tilknytting til kritisk last/lastpunkter Rapporten (kapittel 3.5.2) skisserer forslag til oppstart fra et minimum av 14 konkrete kraftverk Utarbeide planer og prosedyrer for gjenoppretting Gjennomføre nødvendig testing for å sikre at oppstart faktisk vil lykkes RFG - KRAV TIL PRODUKSJONSENHETER 56

57 Deloppgave 2 Behov for egenskaper for oppstart fra spenningsløst nett - Regional- og dsitribusjonsnett RFG - KRAV TIL PRODUKSJONSENHETER 57

58 Deloppgave 2 Oppstart fra spenningsløst nett i regional- og distribusjonsnett Målsetting: Utarbeide forslag til: Identifikasjon av områder med behov for oppstart fra spenningsløst nett (og underforstått separatdrift) Valg av antall og størrelse for produksjonsenheter som bør ha slike egenskaper innenfor disse områdene Analysen understøttet av gjennomgang av tre regionalnett der avbruddskostnad med og uten de nødvendige egenskapene er vurdert. RFG - KRAV TIL PRODUKSJONSENHETER 58

59 Identifisering av områder Det er stor variasjon i: utformingen av regional- og distribusjonsnettene, tilgang på lokal produksjon, og kobling mot overliggende nett. En gjennomgang av tre regionalnett på Vestlandet med svak kobling mot overliggende nett, viser at egenskaper for oppstart fra spenningsløst nett og separatdrift (ikke overraskende) kan være svært gunstig sett fra et samfunnsøkonomisk perspektiv. I områder med svak kobling mot andre områder eller overliggende nett, og med høy risiko for langvarige avbrudd, bør lokal produksjon kunne startes opp og kjøres i øydrift. Kraftverk i områder med N-0 forsyning bør om mulig ha egenskaper for oppstart fra spenningsløst nett og separatdrift. RFG - KRAV TIL PRODUKSJONSENHETER 59

60 Identifisering av N-0 områder NVEs regneark I forbindelse med KSU-arbeidet, skal regional utredningsansvarlig fylle ut og sende inn et regneark med oversikt over alle punkt som ikke har forsyning hvor nettet tilfredsstiller N-1 kriteriet. NVEs regneark En verdi på 8760 timer i kolonne 3 angir et utvekslingspunkt med ensidig forsyning (sonen kan bli isolert med kun én komponentfeil) En verdi på 0 MW i kolonne 6 angir at området ikke har omkoblingsmuligheter (sonen vil bli spenningsløs ved feilen) En verdi over 0 MW i kolonne 5 angir at det finnes kraftverk i den isolerte sonen RFG - KRAV TIL PRODUKSJONSENHETER 60

61 Identifisering av egnede enheter Statnetts oversikt «Funksjonalitet i kraftverk» Statnett (2013): «Funksjonalitet og innstillinger i kraftsystemet 2013.xls» Kolonne 7 angir om generator har separatdriftegenskap Kolonne 8 angir om aggregatet har svartstartegenskap RFG - KRAV TIL PRODUKSJONSENHETER 61

62 Er det nok å dekke opp N-0 områder? Også utvekslingspunkt med høyere pålitelighet kan ha svakheter der én hendelse kan føre til at et område blir isolert: F.eks. i tilfeller der to parallelle linjer kan bli utsatt for et ras. Lokale forhold kan derfor gi behov for andre, strengere krav enn et generelt minimumskrav som dekker N-0 områder. RFG - KRAV TIL PRODUKSJONSENHETER 62

63 Eksisterende krav til alle kraftverk over en viss størrelse Oppstart fra spenningsløst nett er direkteregulert i Beredskapsforskriften og gjelder kraftstasjoner over 100 MVA. De fleste kraftverk i regional- og distribusjonsnettene er mindre enn 100 MVA. Av historiske årsaker har de fleste kraftverk ned til 10 MVA egenskaper for svartstart. Separatdriftegenskaper inngår som et veiledende krav i FIKS 2012 for aggregat 10 MVA. Det er et dimensjonerende krav i FIKS 2012 at produksjonsenheter skal være stabile på eget nett i fullast. Siden praksisen fører til at alle aggregat over en viss størrelse skal ha de aktuelle egenskapene, uavhengig av om det er samfunns-økonomisk lønnsomt eller ikke, fremstår dette som en dyr løsning. RFG - KRAV TIL PRODUKSJONSENHETER 63

64 Mulig fremtidig praksis: Kun enkelte kraftverk skal ha de ønskede egenskaper Størrelse Antall Robusthet Objektive kriterier RFG - KRAV TIL PRODUKSJONSENHETER 64

65 Kriterier for utvelgelse av kraftverk i områder med N-0 forsyning Der det er mulig, bør det velges minst to produksjonsenheter, fortrinnsvis i to uavhengige anlegg Et kraftverk eller produksjonsenhet kan være ute av drift pga. vedlikehold i flere uker De største enhetene i området bør velges Store kraftverk har mer roterende masse og er mer stabil Vannkraftanlegg med magasin foretrekkes fremfor andre produksjonsenheter Magasinkraftverk gir god regulering og sikrer produksjon ved langvarige utfall Elvekraftverk har lite tilsig om vinteren og generelt små magasin Geografiske spredning To kraftverk med ønskede egenskaper skal ha en slik beliggenhet at ikke samme feil medfører at de isoleres fra området som vil ha nytte av disse egenskapene En minste størrelse på aktuelle enheter bør legges til grunn Kravene i RfG (10 MW) vurderes å være relevante Robusthet Fortrinnsvis tilfredsstille FRT (Fault-Ride-Through) RFG - KRAV TIL PRODUKSJONSENHETER 65

66 Videre anbefalinger: Bindende avtale med kraftverkseiere er viktig for sikre: Tilgjengelighet ved vedlikehold (koordinering) Regelmessig testing av egenskaper for svartstart og separatdrift I regional- og distribusjonsnett, bør tiltak både i nettet og i lokale kraftverk vurderes på lik linje med tanke på å sikre forsyningen i utsatte områder. RFG - KRAV TIL PRODUKSJONSENHETER 66

67 Deloppgave 3 Behov for egenskaper for separatdrift RFG - KRAV TIL PRODUKSJONSENHETER 67

68 Deloppgave 3 Separatdrift Målsetting: Velbegrunnet forslag til om/når det bør stilles strengere krav til separatdrift enn angitt i RfG. RFG - KRAV TIL PRODUKSJONSENHETER 68

69 Deloppgave 3 - separatdrift Separatdrift i Norge erfaringer Typisk separatdrift i nett dominert av vannkraft Alternative krav til separatdriftegenskaper 1. RfG 2. FIKS Stabil på eget nett ved maksimal lokal last 4. Stabil på eget nett ved 50 % last Frekvensområder Iht RfG Iht FIKS Iht utstyrs tålegrense Overgang til separatdrift Separatdriftegenskaper Reguleringsegenskaper hos vannkraftverk RFG - KRAV TIL PRODUKSJONSENHETER 69

70 Separatdrift i Norge - erfaringer Loggført antall separatdrift-hendelser i Norge i 2016 tom uke 42: Separatdrifter Planlagte separatdrifter Separatdrift grunnet feilhendelser Antall hendelser 11 8 Hendelser med KILE 1 4 Karakteristiske trekk for fem utvalgte hendelser: Hendelse Ubalanse Frekvensendring Frekvens maks min Kommentar 1 (- 60 % ) - 10 Hz/s 48 Hz BFK og KILE % +2,8 Hz/s 55 Hz Ikke avbrudd 3-12 % Manglende data 47,5 Hz KILE % Manglende data 47 Hz KILE % Manglende data 57 Hz KILE Ubalanse ved produksjonsoverskudd = + eksport før separasjon / total tilkoblet produksjonskapasitet i området før separasjon Ubalanse ved produksjonsunderskudd = - import før separasjon / total last i området før separasjon RFG - KRAV TIL PRODUKSJONSENHETER 70

71 Separatdrifter i Norge - erfaringer Separatdrift Når nettområder ikke er koblet til resten av systemet Oftest i områder med svak kobling mot omkringliggende nett Planlagt pga. vedlikehold Oppstå pga. feil på forbindelser Separatdrift - utfordringer Balansering av last kontroll av frekvens Sårbar for utfall av produksjonsenhet Overgang til separatdrift ubalanse forbruk/produksjon ved oppsplitting RFG - KRAV TIL PRODUKSJONSENHETER 71

72 Separatdrift i Norge - erfaringer Overgang til separatdrift Ubalansen varierer fra 60 % til + 70 % for rapporterte hendelser Hendelse med produksjonsoverskudd på 40 % har unngått avbrudd Registrerte (eller antatte) frekvenser: 47 Hz til 57 Hz Ved stort produksjonsunderskudd BelastningsFraKobling Produksjonen varierer potensiell ubalanse varierer Separatdrift etter overgang: Ved 2 av separatdriftene har forbrukere meldt om avvikende frekvens RFG - KRAV TIL PRODUKSJONSENHETER 72

73 Separatdrift i Norge - frekvensavvik Forventet frekvensforløp ved xx % produksjonsoverskudd: RFG - KRAV TIL PRODUKSJONSENHETER 73

74 Separatdrift i Norge - frekvensavvik Virkelig frekvensforløp ved isolertnett overgang og 17% produksjonsunderskudd (av merkeytelse), anlegg med meget gode reguleringsegenskaper; -9dB i lukket sløyfe: Sundsfjord G Hz, mvs, %forstyring, MW, Effekt MW Servoposisjon mm Frekvens Hz Hz sek RFG - KRAV TIL PRODUKSJONSENHETER 74

75 Separatdrift i Norge - frekvensavvik Virkelig frekvensforløp ved isolertnett overgang og 1% produksjonsunderskudd (av merkeytelse), anlegg med middels til dårlige reguleringsegenskaper (+3dB lukket sløyfe) RFG - KRAV TIL PRODUKSJONSENHETER 75

76 Separatdrift i Norge - frekvensavvik Virkelig frekvensforløp ved isolertnett overgang og produksjonsunderskudd (av merkeytelse), anlegg med forholdsvis dårlig (+3dB til meget god (-9dB) lukket sløyfe respons RFG - KRAV TIL PRODUKSJONSENHETER 76

77 Frekvensområder jdflks *) Forutsetter spenning 1 pu RFG - KRAV TIL PRODUKSJONSENHETER 77

78 Overgang til separatdrift FIKS2012 Krav om at aggregat «skal klare» overgang fra 100% til 20% er ikke klart knyttet sammen med frekvensgrenser 55Hz / 10 sek og 57Hz øyeblikksverdi Francisturbiner med direktestyrt sikkerhetsventil og Peltonturbiner vil ofte kunne oppfylle kriteriet. Gjennomsnittlig (alle enheter) kan omkring 50% lastavslag trolig oppfylle frekvensgrensene. Deflektoren gir meget effektiv minkning av overturtall. Fare for underfrekvens foreligger men det kan løses med moderne regulatorer For system som mater industrianlegg med stor kostnad for kort forsyningsavbrudd og en viss fare for ikke- planlagt separatdrift vil sikkerhetsventil ofte gi gode egenskaper En viss grad av mistenksomhet mot sikkerhetsventiler er forankret i industrien på grunn av noen generasjoner (50 år gamle) med designsvakhet RFG - KRAV TIL PRODUKSJONSENHETER 78

79 Reguleringsegenskaper hos vannkraftverk Reguleringsegenskapene bestemmes av fundamentale faktorer som vannets anløpstid Tw, Generatorens anløpstid Ta og refleksjonstiden for elastiske bølger Tr samt av en del parametre som ikke er forankret i hoveddesign til anlegget som for eksempel regulatorens responstider og ulike lineæritetsavvik for turbinene Alle vannkraftverk kan prinsipielt regulere et isolert nett Begrepet «regulere stabilt» er imidlertid tradisjonelt forankret til en minimums transient forsterkning omkring Kp>1.5 og Integraltid <20 sek da dette var begrensninger i mekaniske innretninger. Fasevridning er hovedproblemet for vannkraftregulering. Høye frekvenskomponenter er forbundet med større fasevridning. Når fasen er vridd 180 grader kan ikke lenger regulering gjøres. Da må åpen sløyfe forsterkning være <0dB RFG - KRAV TIL PRODUKSJONSENHETER 79

80 Alternative krav til separatdriftegenskaper Premisset for vurderingen er at anlegg i Norge som helhet og over tid utformes med andre krav enn i dag. Det er framtid konsekvens av titalls år med en endret filosofi som legges til grunn. RfG behandler krav til respons ved frekvensendring i nettet under Artikkel 15 (aggregat type C, >10MW) FIKS 2012 stiller krav til stabilitet som etter vårt syn ikke helt gjenspeiler kriteriet store deler av det norske systemet er dimensjonert etter fram til Utforming av vannkraftverk over hele verden følger prinsipper som er benyttet i Norge men med viktige nyanseforskjeller for kriterier Verktøy Norconsult benytter for analyse av separatdrift er mange ganger kontrollert mot virkelig separatdrift med god overensstemmelse. Vi antar samme situasjon gjelder andre verktøy. RFG - KRAV TIL PRODUKSJONSENHETER 80

81 Alternative krav til separatdriftegenskaper (RfG)-1 RfG behandler krav til respons ved frekvensendring i nettet under Article 13(Type A), 14 (Type B), 15 (Type C) og 16 (Type D) Article 15 Tabell 4 angir maksimum produksjonsendring 10% av merkeeffekt samt krav til frekvensmålenøyaktighet og frekvensdødbåndsinnstilling Article 15.2d angir at «teknologibetingede forhold» kan betinge avvik fra parametre i Tabell 5 RFG - KRAV TIL PRODUKSJONSENHETER 81

82 Alternative krav til separatdriftegenskaper (RfG)-2 RFG - KRAV TIL PRODUKSJONSENHETER 82

83 Alternative krav til separatdriftegenskaper (RfG)-3 RFG - KRAV TIL PRODUKSJONSENHETER 83

84 Alternative krav til separatdriftegenskaper - Kostnader Kostnad for stabilitet i separatdrift er til en viss grad relatert til generatoren (svingmasse) og til en viss grad bygningsmessige kostnader (vannveg tverrsnitt, svingeanordning) Generatorer med relativt høyt turtall som det er mange av i Norge har forholdsvis liten margin for økt Ta over «minimum» da kritisk turtall og lagerbelastning kan bli problematisk Det er derfor uvanlig i Norge at generatorer utformes med større enn «naturlig» svingmasse. Kostnad for å gjøre små aggregat stabile innen samme kriterier som for store (0dB lukket sløyfe) er ofte relativt større enn for store aggregat da Ta minsker mens Tw og Tr endres i mindre grad avhengig av aggregatstørrelse Senere tids erfaring med å drive tunneller helt opp til 1:5 helning forbedrer potensialene for stabilitet til forholdsvis moderat kostand Om fullprofiltunneller i framtiden blir konkurransedyktige for bratte tunneller vil det i prinsippet øke kostnad for stabilitet. Det er dette alternativet vi har vurdert, som er «worst case hvor bygging av stabile kraftverk er kostbart» RFG - KRAV TIL PRODUKSJONSENHETER 84

85 Alternative krav til separatdriftegenskaper - Oppsummering For at svart start av et isolertnett skal være mulig må - når lasten er kommet opp - stabil regulering av enheter som er tilkoblet sikres. Nytteverdi for svart start egenskaper alene er derfor ikke en relevant problemstilling. Isolertdriftegenskap uten svartstart har potensielt stor verdi da alle KILE kostnader kan unngås ved overgang dersom aggregatene er stabile og effektsprang ligger innenfor kriteriene. Produksjonsenheter uten regulator kan delta i isolert drift men frekvensutsving som følge av lastendringer vil måtte beregnes ut fra merkeytelse og egenskaper på tilkoblede aggregat som har regulator med stabile parametre. Det er økonomisk å drive vannturbiner omkring 70-90% last. Svært lav isolertlast vil kunne medføre overgangsproblem med overfrekvens. Generelle kriterier om stabilitet ved dellast (50%) medfører svært usikre faktiske egenskaper. Mange ulike driftsituasjoner kan opptre. Bortfall av stabilitetskritereier for 10MW og mindre har vist seg problematisk i pressede situasjoner Kostnad for Stabilitet/reguleringsv ne Kostnad for Svart Start Nytte Stabilitet (Overgang) Nytte Svart Start Nytte/kost stabilitet / reguleringsevne Nytte/Kost Svart Start Samnanger Odda Årdal RFG - KRAV TIL PRODUKSJONSENHETER 85

86 Alternative krav til separatdriftegenskaper - Oppsummering Det foreligger et visst press altså at opptreden er nære eller over grensen til hva som gir forstyrrelse - når det gjelder egenskaper i norske kraftverk når det gjelder overgang til isolert nett drift og evne til å ta opp last når enheter faller ut i en isolertnett situasjon Krav om overgang til isolert nett som er blitt formulert av Statnett i FIKS 2012 er i liten grad etterfulgt av industrien Reguleringsevnen (også kalt stabiliteten) i norske anlegg er på grunn av gjennomsnittlig moderat svingmasse (ekvivalent til Ta) ikke oppsiktsvekkende god. Det er derfor viktig at egenskaper som finnes utnyttes optimalt ved korrekte innstillinger. Basert på kost nytteverdien mener vi videreføring - og praktisering av krav som er benyttet i norske utbyggingsprosjekt er riktig. Noe lemping på egenskapene (+3dB) for aggregat under 30MW kan tolereres Forbedret regelverk og kontroll på frekvensvern funksjon for små og store produksjonsanlegg kan forbedre overgangsegenskaper RFG - KRAV TIL PRODUKSJONSENHETER 86

87

88 Svartstart RfG referansegruppemøte Radisson Blu Nydalen, 20. april 2017

89 C, D Paragraf 15 femte ledd a) Ny praksis gitt av RfG Produksjonsanlegg skal kunne levere et tilbud på svartstart egenskaper på forespørsel fra TSO Innføring av generelle nasjonale krav er fortsatt tillatt, men er ikke obligatorisk RfG åpner opp for å videreføre dagens praksis, men gir også muligheten til at TSO får et større ansvar for å utpeke kraftverk og inngå bilaterale avtaler

90 C, D Paragraf 15 femte ledd a) 5) Type C power-generating modules shall fulfil the following requirements relating to system restoration: a) with regard to black start capability: i) black start capability is not mandatory without prejudice to the Member State's rights to introduce obligatory rules in order to ensure system security; ii) power-generating facility owners shall, at the request of the relevant TSO, provide a quotation for providing black start capability. The relevant TSO may make such a request if it considers system security to be at risk due to a lack of black start capability in its control area; iii) a power-generating module with black start capability shall be capable of starting from shutdown without any external electrical energy supply within a time frame specified by the relevant system operator in coordination with the relevant TSO; iv) a power-generating module with black start capability shall be able to synchronise within the frequency limits laid down in point (a) of Article 13(1) and, where applicable, voltage limits specified by the relevant system operator or in Article 16(2); v) a power-generating module with black start capability shall be capable of automatically regulating dips in voltage caused by connection of demand; vi) a power-generating module with black start capability shall: be capable of regulating load connections in block load, be capable of operating in LFSM-O and LFSM-U, as specified in point (c) of paragraph 2 and Article 13(2), control frequency in case of overfrequency and underfrequency within the whole active power output range between minimum regulating level and maximum capacity as well as at houseload level, be capable of parallel operation of a few power-generating modules within one island, and control voltage automatically during the system restoration phase;

91 C, D Dagens krav (Generelle) direkteregulert krav Beredskapsforskriften: Kraftstasjoner med samlet installert generatorytelse på minst 100 MVA skal ha minst ett aggregat normalt kunne starte fra spenningsløst nett FIKS 2012: Aggregat som har betydning for gjenoppbygging av nettet eller annen kritisk funksjon skal kunne settes i drift fra dødt nett. Egenskaper skal da avtales særskilt Systemansvarlig har begrenset myndighet og oversikt Mangel på følge oppfølging/verifisering av funksjonalitet

92 C, D Metoder gjenoppretting av sentral/regionalnett Dagens praksis: Systemansvarlig starter gjenoppretting ut i fra antatt sterkeste punkt Fremtidig praksis: Mer formaliserte prosedyrer: Systemansvarlig tar utgangspunkt i etablert gjenopprettingsplan med bunn-topp strategi Network Code Emergency and Restoration

93 Network Code Emergency and Restoration Article 23 Design of the restoration plan 1. By [12 months after the entry into force of this Regulation], each TSO shall design a restoration plan in consultation with relevant DSOs, SGUs, national regulatory authorities or entities referred to in Article 4(3), neighbouring TSOs and the other TSOs in that synchronous area In particular, the restoration plan shall include the following elements: (a) a list of the measures to be implemented by the TSO on its installations; (b) a list of the measures to be implemented by DSOs and of the DSOs responsible for implementing those measures on their installations; (c) a list of the SGUs responsible for implementing on their installations the measures that result from mandatory requirements set out in Regulations (EU) 2016/631, (EU) 2016/1388 and (EU) 2016/1447 or from national legislation and a list of the measures to be implemented by those SGUs; (d) the list of high priority significant grid users and the terms and conditions for their disconnection and re-energisation; (e) a list of substations which are essential for its restoration plan procedures; (f) the number of power sources in the TSO's control area necessary to re-energize its system with bottom-up re-energisation strategy having black start capability, quick re-synchronisation capability (through houseload operation) and island operation capability; and (g) the implementation deadlines for each listed measure.

94 C, D Statnetts vurderinger Fremtidig behov for egenskaper for svartstart: Økt overføringskapasitet, økt utvekslingskapasitet og mer fornybar kraftproduksjon vil medføre større og raskere flytendringer Vellykket overgang til separatdrift blir mer krevende Samfunnet blir i økende grad avhengig av strøm, langvarige avbrudd kritisk for store deler av samfunnet Nye krav ved nødssituasjoner og gjenoppretting (ER) Økt behov for å sikre at svartstartfunksjonalitet er som forutsatt Økte krav til prosedyrer og rapportering Nytt europeisk regelverk indikerer en endret rolle- og ansvarsfordeling knyttet til sikring, oppfølging og kompensering for funksjonalitet

95 C, D Statnetts anbefaling Implementere bestemmelsen som angitt i RfG Bestemmelsen gir mulighet til å sikre systemkritisk funksjonalitet Statnett er positiv til å ha muligheten for å inngå avtaler med kritiske kraftverk Generelle krav der det er hensiktsmessig Egenskaper for svartstart må i økt grad bli verifisert og fulgt opp for å sikre at funksjonalitet er som forutsatt Det er behov for å endre dagens regelverk (bf/fos) for å sikre en tydelig rolle og ansvarsfordeling

96 C, D Diskusjonspunkter Sikring av egenskaper for svartstart i fremtiden Hvem skal ha ansvaret for å vurdere behovet for svartstartfunksjonalitet på ulike nettnivå? Hvem skal ha ansvaret for etterlevelse av krav? I hvilken grad følges dagens krav opp?

97 C, D Diskusjonspunkter Anskaffelse: Hvilke kriterier bør gjelde for å vurdere behov for svartstart? Sentralnett vs. regionalnett Hvordan bør aktuelle kraftverk velges, gitt tilfeller hvor flere kraftverk kan være aktuelle som leverandør?

98 C, D Diskusjonspunkter Kostnader og nytteverdi Hva er verdien av hurtig gjenoppbygging? For nettselskapene For produsentene I hvilken grad er evne til svartstart nyttig sammenlignet med evne til overgang til separatdrift? Hvilke kostnader er forbundet med egenskaper for svartstart? Installasjon Drift Vedlikehold Testing I hvilken grad varierer kostnadene knyttet til valg av løsning?

99 C, D Diskusjonspunkter Kompensering Hvordan bør leverandøren evt. kompenseres? Hvordan sikrer man at kompensasjonen gjenspeiler faktiske kostnader? Hvordan gi insentiver til å implementere kostnadseffektive løsninger? Hva er egenverdien av å kunne starte raskt opp? Hvem bør evt. utbetale kompenseringen?

100 Separatdrift Statnetts vurdering - hva, hvordan, hvor Nydalen,

101 Hva definerer SN som en separatdrift? Oppsplitting av nettet som gjør at en eller et fåtall produksjonsenheter forsyner et lastområde asynkront fra det øvrige synkronområdet

102 Hva definerer RfG som en separatdrift? island operation means the independent operation of a whole network or part of a network that is isolated after being disconnected from the interconnected system, having at least one power-generating module or HVDC system supplying power to this network and controlling the frequency and voltage; SNs definisjon er ikke en "anerkjent driftsform" i Europa

103 Separatdriftsegenskaper Overgangsegenskaper Stabilitetsegenskaper

104 Stabilitetsegenskaper RfG, island opertion "shall be able to operate in FSM during island operation" RfG, compliance - "undamped oscillations do not occur after the step change response;" RfG, steady state stability "shall retain steadystate stability when operating at any operating point of the P-Q-capability diagram" Stabil på eget nett ved maksimal produksjon

105 Francis/Pelton/Kaplan Vannvei/svingesjakt/trykkammer Turbinregulator/forsterkning/ tidskonstant Treghet/svinghjul Amplitude-/fasemargin/åpen- og lukket sløyfe Termisk/vann/vind/sol Stabil på eget nett ved maksimal last

106 Utgangspunkt FIKS Francis/Pelton/Kaplan Vannvei/svingesjakt/trykkammer Turbinregulator/forsterkning/ tidskonstant Treghet/svinghjul Amplitude-/fasemargin/åpen- og lukket sløyfe Termisk/vann/vind/sol ~ Kontrollanlegg Spennigns -reg. Turb.-reg

107 Utgangspunkt RfG ~ Tjenester Kontrollanlegg Stabil på eget nett ved maksimal last Spennigns -reg. Turb.-reg

108 Statnetts vurdering - stabilitetsegenskaper Det er entydig definert at produksjonsanlegg skal være stabile for alle driftspunkter i P-Q diagrammet paragraf 15.4 Utfordringer; "Stabilt på eget nett ved maksimal last" er ikke entydig definert, hva er kriteriene for stabilitet? Ref. Norconsult hva er de faktiske kriteriene som er brukt i 40 år? Skal de inkluderes i RfG? I veiledning?

109 Overgangsegenskaper RfG, frequency sensitivity mode "The power-generating module has to provide active power output ΔΡ up to the point ΔΡ1 in accordance with the times t1 and t2 with the values of ΔΡ1, t1and t2 being specified by the relevant TSO according to Table 5" RfG, island operation - "In the event of a power surplus, powergenerating modules shall be capable of reducing the active power output from a previous operating point to any new operating point within the P-Q-capability diagram. In that regard, the power-generating module shall be capable of reducing active power output as much as inherently technically feasible, but to at least 55 % of its maximum capacity;" Ingen sammenheng

110 Separatdriftsegenskaper RfG Overgangsegenskaper Stabilitetsegenskaper Behov for tydeliggjøring/utvidelse

111 Overgangsegenskaper Reguleringshastighet + ubalanse transient frekvensavvik Tyngde Regulatorparametre Lukkehastighet Begrenset tåleevne trykkstigning Metning ΔP Frekvensgrenser Generator Transformator Motor(drifter)

112 Frekvensgrenser

113 Reguleringshastighet til 20% Francis: 4 sek f > 57 Hz 6-8 sek enda høyere Pelton: Ca 1 sek 60 Hz Problem med deflektor åpnetid underfrekvens

114 Reguleringshastighet Lastpåslag N-1 kriteriet 0 db uten metning (20 sek åpnetid) For f > 45 Hz må lastpåslaget være < 15% "Kostnader for turbindesign i tråd med slike krav er ubetydelige om bevissthet er tilstede på et tidlig tidspunkt."

115 Statnetts vurdering - overgangsegenskaper RfG er ikke tilpasset den norske strategien for å håndtere separatdrift. Utfordringer Definere hensiktsmessige frekvensområder Definere lastavslagkriteriet - 100% til x % Definere lastpåslagkriteriet - y %

116 Frekvensområde "Det forutsettes at det for alle de vurderte alternativene for frekvensområder benyttes standard utstyr. Det vil si at det ikke vil være forskjell i investerings- og driftskostnader for de ulike alternativene." - Norconsult "the relevant system operator, in coordination with the relevant TSO, and the powergenerating facility owner may agree on wider frequency ranges, longer minimum times for operation or specific requirements for combined frequency and voltage deviations to ensure the best use of the technical capabilities of a power-generating module, if it is required to preserve or to restore system security;" RfG, 13.1.a.ii "the power-generating facility owner shall not unreasonably withhold consent to apply wider frequency ranges or longer minimum times for operation, taking account of their economic and technical feasibility." RfG, 13.1.a.iii

117 Lastavslag og -påslag Rapporten har tydeliggjort hva resulterende overgangsegenskaper er for produksjonsenheter dimensjonert etter etablerte kriterier for reguleringstabilitet. Tilfredsstillende?

118 Lastavslag og -påslag Eventuelt stille strengere overgangskrav, og følgelig påføre en kostnad for bedrede reguleringsegenskaper Kost < nytte

119 Andre hensyn Situasjonsavhengige kost-nytte-vurderinger "Verdien er på den annen side bare stor i områder med kraftintensiv industri." Norconsult, ref. overgang fra 100 til x % last., side 101 Vil klassifisering av kritisk last legge føringer for hvilken ubalanse som kategoriserer en overgang til separatdrift? Svartstart Kost-nytte for overgangsegenskaper må sees i sammenheng med evne til oppbygning

120 Andre hensyn BfK og PfK Koordinert frakobling FCP-prosjektet "Nordiske krav til FCR-N og D sikrer stabilitet og frekvenskvalitet i samkjøringsdrift, for normaldrift og forstyrret drift. Norge som har en kompleks nettstruktur, må i tillegg stille krav til regulering i separatdrift. Den frekvensrespons som for et aggregat garanterer stabilitet i en spesifikk separatdrift defineres som FCR-I. Forskjellen mellom FCR-N, -D og -I ligger i grenser (nivå, derivata) for aktivering og regulatorparametere (K p, T i, statikk, etc.)"

121 Økte krav Betegnelse Definert av Krav FSM RfG Reguleringsstabilt på eget nett for alle driftspunkter ved dimensjonering og parametrering for å levere effektrespons iht d FCR-I FCP Reguleringsstabilt på eget nett for alle driftspunkter ved dimensjonering og parametrering for å levere effektrespons iht d Automatisk deteksjon av øydrift FCR-N FCP Leveranse av effektrespons iht. til ny SOA (System Operation Agreement). Betinger aggeresive reguleringsparametre endret dynamisk karakterisitkk prekvalifiseringskrav FCR-D FCP Leveranse av effektrespons iht. til ny SOA (System Operation Agreement). Betinger aggeresive reguleringsparametre endret dynamisk karakterisitkk prekvalifiseringskrav Separatdrift RfG Reguleringsstabilt for alle driftspunkter ved dimensjonering og parametrering for å håndtere lastavslag fra 100 til x % og lastpåslag på y % Krav Marked Krav

122 Oppsummering Rapporten gir grunnlag for å stille hensiktsmessige krav som samsvarer med realistiske egenskaper Tydeliggjøring av realistiske egenskaper gir bedre forutsetning for å planlegge driften

123 Videre arbeid Definere relevante overgangsegenskaper Lastpåslag Lastavslag Frekvensgrensene Konkludere om dette krever en endring/utvidelse av RfG Forankre endret praksis

124 Sånn helt til slutt Har vi realistiske forventninger til uavbrutt forsyning? Når må man forvente, og bør forvente, at produksjon faller fra? Bruker vi ressurser, tid og penger, på å tillegge funksjonalitet til produksjonsenheter man egentlig ønsker å koble vekk ved ulike driftshendelser? Liv, helse og installert utstyr

125 Dødnettstart og separatdrift i Nord-Trøndelag Johan G. Hernes NTE 126

126 Status pr. i dag De fleste kraftverk som mater inn i regionalnettet har egenskaper for separatdrift Noen unntak for gamle elvekraftverk, bl.a. rørturbiner og gamle elvekraftverk (francis) som ikke er modernisert De fleste kraftverk som mater inn i regionalnettet er utstyrt med dieselaggregat, og kan derfor starte fra dødt nett Noen få unntak også her Disse egenskapene til kraftverkene sammen med god geografisk spredning i nettet, har vist seg å være svært nyttig i feilsituasjoner og i revisjonssammenheng Egenskaper for separatdrift og start fra dødt nett er ikke savnet for kraftverk som mater inn i distribusjonsnettet NTE 127

127 FRT vol 2.0 Oppfølging av diskusjon fra referansegruppemøte Oslo,

128 Diskusjon oppsummert Type D tilknyttet nett uten momentan feilklarering; Statnett 400 ms 15% restspenning, RfG har ikke tatt høyde for feilklareringstider man forventer i det norske nettet Bransje Svært utfordrende, strengere enn RfG, skepsis til om det norske nettet skiller seg i så stor grad

129 D, U n > 110 kv, forsinket Resultat av videre arbeid U [p.u.] 1 0,8 0,6 RfG min RfG max Spenning Tid U ret 0 T clear 0,15 U clear 0,25 T rec1 (0,3267) U rec1 (0,5) T rec2 (0,3267) U rec2 0,9 T rec3 1,00 0,4 0, ,5 1 1,5 2 t [s]

130 D, U n > 110 kv, forsinket Kost-nytte - produksjonsenheter Tungt Dyrt Upraktisk/umulig Minker virkningsgraden Utfordrer andre egenskaper Med mer Statkraft; Dobling av svingmasse på 100 MVA; 80 mill +++ Agder; Vernsamband; mill investering Driftskostnader; pr. år

131 D, U n > 110 kv, forsinket Paragraf 16 tredje ledd Uansett hvor på linjene feilen skjer, er det kortslutning i nettet i 400 ms G1 G3 L1 Stasjon 1 Stasjon 2 L2 G2 G4 L3 Stasjon 3 Stasjon 4 L4

132 D, U n > 110 kv, forsinket Paragraf 16 tredje ledd Feil i de gule områdene gir normal feilklarering etter 400 ms, ellers 100 ms. 20% 80%

133 D, U n > 110 kv, forsinket Robustheten Få andresonefeil Robusthet ms 100 ms 400 ms

134 D, U n > 110 kv, forsinket Paragraf 16 tredje ledd "Det legges opp til at nye krav til Fault Ride Through-egenskaper dimensjoneres for førstesonefeil. Det må deretter legges opp til en praksis hvor vernsamband øker robustheten der dette er nødvendig." - internnotat Statnett NB; ikke endelig forankret internt i Statnett

135 D, U n > 110 kv, forsinket Konsekvens av å droppe 400 ms, men introdusere vernsamband Fordeler Reduserer totalkostnadene Bedre kontroll på produksjonsenheter med betydning for systembalansen eller lokal forsyning Nyansert forventning til robusthet Enklere kravetterlevelse Usikkerheten i estimatet 15% restspenning er ikke lenger relevant Samsvarer med eksisterende egenskaper (FRT-egenskapene før kravet kom) Ulemper Reduserer robustheten Reduserer svingmassen i systemet Etablere samarbeid og betalingsløsninger for vernsamband?

136 D, U n > 110 kv, forsinket Kostnad og eierskap runde rundt bordet 1. Hvem kan bestemme nødvendigheten av vernsamband? 2. Hvilke kriterier skal ligge til grunn? 3. Hvem betaler?

137 B,C Relevant feil 14.3.i "each TSO shall specify a voltage-against-time-profile in line with Figure 3 at the connection point for fault conditions, which describes the conditions in which the power-generating module is capable of staying connected to the network and continuing to operate stably after the power system has been disturbed by secured faults on the transmission system;"

138 B,C Relevant feil

139 D Relevant feil 14.3.i "power-generating modules shall be capable of staying connected to the network and continuing to operate stably after the power system has been disturbed by secured faults. That capability shall be in accordance with a voltage-against-time profile at the connection point for fault conditions specified by the relevant TSO." NB: Forskjellige krav til type D tilknyttet over og under 110 kv NB2: 132 kv-nett kan være både transmisjonsnett og distribusjonsnett (iht nye termer

140 D Relevant feil secured faults Alle feil? Transmisjonsnettsfeil? Annen tilnærming? Spenningsnivå Definert som transmisjonsnett Relevant feil U > 110 kv Ja Tilknytningspunkt Nei??? U < 110 kv Nei???

141 D Relevant feil secured faults Alle feil Spenningsnivå for Type D Definert som transmisjonsnett? Relevant feil U > 110 kv Ja Tilknytningspunkt Nei Tilknytningspunkt U < 110 kv Nei Tilknytningspunkt FRT-kurven for type D under 110 kv tilsvarer den for type B og C - transmisjonsnettfeil