Referansgruppe - RfG Møte 4/17 Statnett SF Nydalen allé 33, 24.5.2017
Agenda Velkommen og innledning v/hans Olav Godkjenning av referatet fra forrige møte 3/17, 20. 21.4.2017 Utestående saker fra forrige møte gjennomgang av aksjonsliste Status temaer fra forrige møte v/statnett dødnettstart, separatdrift, reaktiv effektdimensjonering, FRT Vesentlige endringer gyldighet for eksisterende produksjon v/hans Olav Statnetts arbeid med Nordisk frekvensstabilitet v/alexander Jansson Omfang, løsning, status - konsekvenser for RfG arbeidet Lunsj Frekvensregulering og stabilitet RfG v/ Jon Grenseverdier for typeinndeling (A, B, C og D) v/hans Olav Neste møter
Utestående saker - aksjonsliste
# Aksjon Hvem Når 1. Utarbeide samledokument som sendes ut til gruppen og suppleres Hans Olav 15.4.2017 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 15.4.2017 3. 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 15.4.2017
# 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. 7. Sende over studier og analyser SFE har gjennomført av utfordringer knyttet til FRT og vern i lokalnettet i forbindelse med lokal produksjon. 8. Behovet for å regulere svartstart tjenester via RfG vurderes nærmere og Statnett må jobbe videre med problemstillingen. Produsentene 15.4.2017 Nettselskapene 20.4.2017 Andre Indrearne Martha Marie Hans Olav 14.4.2017 24.5.2017 9. Statnett ønsker aktørenes tilbakemelding på kostnader for egenskapen til svartstart (installasjons-, drifts-, vedlikeholdskostnader og kostnader ved testing, dvs. hva koster årlig funksjonstesting). Produsentene 24.5.2017
# Aksjonspunkter Hvem Når 10. Hvilke konsekvenser for totalsystemet har det dersom også 'krav' om vernkommunikasjon fjernes? 11. Avklaring av Statnetts endelige holdning til forslag om justert FRT krav (dvs. ikke krav om 400 ms og U rest = 15%) Alle 24.5.2017 Jon 24.5.2017 12. Få innspill fra nettselskapene hvordan problemstillingen med vernkommunikasjon håndteres. Hvem bestemmer, hvilke kriterier bør gjelde. 13. Agenda for felles nordisk TSO møte om tilknytningskoder legges ut på eroom. 14. Avklare eventuelle endringer i grenseverdiene for typeinndeling 15. 16 17. av produksjonsenheter (type A, B, C og D) Jon Hans Olav Stian 24.5.2017 ASAP Hans Olav 24.5.2017
# Videreførte aksjonspunkter fra tidligere møter Hvem Når 10. Kartlegge problematikk med felles generatortransformator, og relevans til Jon 21.04.17 RfG. 11. Undersøke takspenningsfaktorkravet og behov. Sees i forbrindelse med FRT. Jon 01.02.17 12. 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
# 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 50438 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 Jon ASAP ASAP ASAP
# 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 15.4.2017
Status temaer fra forrige møte
Dødnettstart Svartstart
Krav til aktørene - BfK 4-3.Drift i ekstraordinære situasjoner og gjenoppretting av funksjon Alle KBO-enheter skal i ekstraordinære situasjoner drive de anlegg og den del av energiforsyningen enheten har ansvaret for, herunder driftskontrollfunksjoner, og gjenopprette nødvendige funksjoner i og etter ekstraordinære situasjoner.
Krav fra BfK Klasse 2 omfatter: Kraftstasjon med samlet installert generatorytelse på minst 100 MVA og kraftstasjoner på minst 100 MVA plassert i dagen Klasse 3 omfatter: Kraftstasjon i fjell med samlet installert generatorytelse på minst 250 MVA
Vedlegg 2 til 5-5: Særlige krav til sikring for anlegg klassifisert i klasse 2 2.1.1 c. Gjenoppretting av eventuelle funksjonstap skal skje uten ugrunnet opphold 2.3.10 Minst ett aggregat skal normalt kunne starte på spenningsløst nett (svart nett).
Vedlegg 3 til 5-6: Særlige krav til sikring for anlegg klassifisert i klasse 3 3.3.6 Stasjonen skal være utstyrt med en stasjonær selvdrevet anordning for stasjonsstrøm (nødstrømsaggregat, hjelpegenerator eller lignende) med tilstrekkelig kapasitet og kvalitet, automatisk oppstart ved strømbrudd og minst tre døgns selvstendig driftstid. Et mobilt nødstrømsaggregat må raskt kunne kobles til dersom den stasjonære anordning skulle svikte 3.3.9 Minst ett aggregat skal normalt kunne starte på spenningsløst nett (svart nett) og kunne drives separat (øydrift)
Veileder BfK KBO-enhetene skal sørge for at energiforsyningen har korte gjenopprettingstider også i ekstraordinære situasjoner Anleggets funksjonalitet skal gjenopprettes uten ugrunnet opphold eller så raskt som fysisk mulig Alle kraftstasjoner i klasse 2 og 3 i ulike driftsområder skal kunne starte på svart nett for å kunne bygge opp sentral- og regionalnettet etter større utfall. Alle kraftstasjoner i klasse 3 i en ekstraordinær situasjon være stabile nok til å kunne drives separat og dermed holde nettet stabilt, i første omgang i et avgrenset område, men også ved langvarige avbrudd. Ut fra en lokal vurdering kan det også være aktuelt å ha ovennevnte beredskap også ved andre kraftverk. Kravet om at kraftstasjoner skal kunne starte på svart nett ( black start - funksjonalitet) medfører blant annet krav til nødstrøm, bemanning, kompetanse og kontrollutrustning, det vil si beredskapskrav som uansett skal oppfylles ved slike stasjoner. Det kreves ikke større ombygging av generatorer som ikke er egnet for dette, eller kostbar tilleggsutrustning ved termiske kraftverk.
Forskrift om systemansvaret - FoS 12.Anstrengte driftssituasjoner og driftsforstyrrelser Konsesjonær skal utarbeide og skriftlig rapportere til systemansvarlig plan for effektiv gjenoppretting av normal drift av egne anlegg, ved driftsforstyrrelser i regional- og sentralnettet og tilknyttede produksjonsenheter. Systemansvarlig skal ved vedtak godkjenne planen eller pålegge endringer Systemansvarlig skal utarbeide og til enhver tid ha tilgjengelig en oversikt over produksjonsenheter som har teknisk evne til å utøve frekvensregulering i et område som midlertidig er uten fysisk tilknytning til tilgrensende overføringsnett, og produksjonsenheters evne til oppstart uten ekstern forsyning Systemansvarlig skal sørge for systemer og rutiner som sikrer en effektiv rapportering i henhold til første ledd.
Statnetts veileder til FoS Systemansvarlig plikter å gjøre reell vurdering av de planer som meldes inn før systemansvarlig fatter vedtak Krav til konsesjonærenes planer Produksjon i området som kan (evt. ikke kan) startes fra mørk stasjon Avlasting av dødt nett for å klargjøre for spenningssetting/opplasting Det er forskriftsfestet at systemansvarlig skal utarbeide og til enhver tid ha tilgjengelig oversikt over produksjonsenheter som har teknisk evne til å utøve frekvensregulering i øydrift, og produksjonsenheters evne til oppstart uten ekstern forsyning. Systemansvarlig har i 2013 hentet inn en oppdatert oversikt fra alle produsenter med aggregat over 10 MVA.
Regulering i RfG Kravene til svartstart funksjonalitet er frivillige og baseres på forespørsel fra TSO til aktuelle leverandør er av svartstarttjenester Behov og ansvar i underliggende nett eller DSO roller vedrørende svartstart reguleres ikke Åpner for at nasjonal lovgivning og regulering kan benyttes for å sikre funksjonalitet
Regulering i GL-ER Regulerer ansvar for gjenoppbyggingsplaner og bruk av svartstart funksjonalitet, herunder; Systemansvarliges oppfølgingsansvar for krise-, utfalls/mørkeleggings- og gjennoppinggingstilstander Koordinering av systemdriften på tvers av landene i EU i krise-, utfalls/mørkeleggings- og gjennoppingingstilstander; Simulering og testing for å sikre en sikker, effektiv og rask gjenoppbygging av det sammenkoblede transmisjonsnettet og gjenopprettelse av normaldriftstilstand etter en krise- eller mørkeleggingstilstand; Verktøy og virkemidler nødvendig for å garantere en sikker, effektiv og rask gjenoppbygging av det sammenkoblede transmsisjonssystemet til normaldrift etter en krise eller mørkeleggingstilstand.
Regulering i GL-ER Gjelder for TSOer, DSOer, SGUer, "defence service providers", "restoration service providers", ++ Eksisterende og nye produksjonsanlegg klassifisert som type C and D Eksisterende og nye produksjonsanlegg klassifisert som type B der disse er utpekt gjennom nasjonalt regelverk
Nasjonal regulering Allerede på plass (BfK) Dekker krav til funksjonalitet og krav til gjennoppbygging i hele systemet Mangelfullt tilsyn og kontroll av funksjonalitet Overdimensjonert krav og ikke optimalisert? 29.608 MVA har installert egenskaper for svartstart, dvs. 90,1 % av totalt registrert installert ytelse 32.829 MVA, ref. 2013 Dagens regulering kan tilpasses om nødvendig i egen prosess
Avklaringsbehov Nærmere vurdering av behov og hensiktsmessig reguleringsform RfG eller eksisterende nasjonalt regelverk Avklaring av gjensidige avhengigheter mellom regelverk, NC-RfG, GL-ER (GL-SO) og BfK Behov for nærmere avklaring med NVE vedr. BfK
Reaktiv dimensjonering
Statnetts anbefalinger - 17.2.a/b Det settes ikke eksplisitte krav i forskriften til reaktiv dimensjonering utover mulighetsrommet gitt av RfG kravene Det skal stilles konkrete krav i de ulike tilknytningspunktene For type B (C og D) er kravene endelig definert Kravetterlevelse dokumenteres gjennom simuleringer og i konsesjonærens rapportering ved idriftsettelse Dekkes av aktuelle paragrafer om simuleringer og prøver Relevante støttedokumenter utarbeides tilsvarende "Veileder til krav i FIKS om prøver og dokumentasjon av prøver"
Statnetts anbefalinger - 18.2.a Statnett anbefaler at det ikke fastsettes noen konkrete profiler i selve forskriften, men at dette utarbeides for de ulike tilknytningspunkt av aktuell systemoperatør i tett dialog med systemansvarlig Bør være definerte krav til magnetiseringsutstyrets funksjonalitet for produksjonsenheter av type C for å sikre robustheten i det norske kraftsystemet Produksjonsenheter av type C benytter de samme kravene som for type D anlegg. Reaktiv effekt utover fastsatt minimumskrav skal begrunnes i nettanalyser, som rettferdiggjør behovet med konkrete tekniske forhold. En slik analyse bør som minimum inneholde respons på spenningssprang og langsomme spenningsvariasjoner ved både tung- og lettlast. RENs veileder, "3006 - Råd om Nettanalyse" anbefales Systemansvarlig bør delegeres et overordnet ansvar for å gi overordnede føringer for fastsettelse av U-Q/P max profiler sikre en helhetlig og koordinert tilnærming til dette arbeidet
Status FRT Fra forrige gang 150 ms 0% restspenning Siden forrige gang Intern forankring av nye krav, inkl. økt bruk av vernsamband Utstrekning Dublering av vern Bryterfeil Nordisk diskusjon Hva gjenstår?
Siden forrige gang Sk,min-beregning For FRTetterlevelse For vernsambandutstrekning Hvor er feilen? Sideinnmating?
Praksis i Sverige (og Finland) 200 ms 0% restspenning Sk,min,før = Sk,min,etter Intakt nett Andre onsdag i februar året før Bryterfeil (180-200 ms) DCB-brytere
Praksis i Sverige 200 ms 150 ms normal 50 ms buffer for mindre "optimale" forhold
Praksis i Sverige Normal? Bryterfeil?
Praksis i Sverige Grense FIKS - momentan Grense FIKS bryterfeil
Sammenligning Ingen/utydelige krav til feilklareringstid av nettfeil t_normal t_bryterfeil Større i Norge (150 ms forsinkelse), enn i Sverige (50-100 ms forsinkelse) DCB-brytere Større enkeltenheter, større konsekvens ved bryterfeil
Foreløpig konklusjon Ved 150ms/0% har man allerede i Norge bufferen på 50 ms Sverige får dimensjonering for bryterfeil "på kjøpet" I Norge er enkeltenheter mindre, dimensjonerer ikke for N-2 Linjefeil + brytersvikt/vernsvikt/påfølgende feil
FRT - Status Sammenstille all informasjon 5-6 avdelinger i SN, referansegruppen, 4 nordiske TSOer og leverandører Men vi vil ha mer Innhente sysnpunkter fra flere nettselskaper
Vesentlige endringer gyldighet for eksisterende produksjon
Eksisterende anlegg Meste parten av viktig funksjonalitet ligger i eksisterende produksjon Dagens regelverk krever at konsesjonær vedlikeholder og moderniserer anleggene slik at funksjonaliteten opprettholdes (ref. energilovsforskriften 3-5, bokstav a) 2. og 4. ledd) Krav om godkjenning av anlegg før idriftsettelse (ref. fos 14)
Utfordringer med fos og RfG Fos knyttes i hovedsak til produksjonsanlegg i regional- og sentralnettet alle endringer skal vurderes/godkjennes Fos knyttet til produksjonsanlegg i distribusjonsnettet betinget at anlegget skal ha en vesentlig betydning for annet nett RfG eksisterende anlegg (type C og D) må ha endringer som krever vesentlig endringer i tilknytningskontrakten Alternativt kan regulatormyndigheten bestemme at det skal gjelde for ehele eller deler av eksisterende produksjon Hva innebærer en vesentlig endring/betydning?
Uheldig med ulik regulering for ellers like anlegg RfG bør gjenspeile krav til anlegg som er fornuftige uavhengige av om det er eksisterende anlegg eller nye tilknytninger Hvordan bør da RfG implementeres?
Håndtering av eksisterende anlegg? Samme regler som RfG? Regulering gjennom dagens regelverk? RfG dekker kun nytilknytninger fos håndterer eksisterende anlegg Revisjon av fos, slik at det gjelder alle anlegg og benytter de samme krav som RfG?
Statnetts forslag Innføre en rapporteringsplikt for alle endringer som kan påvirke funksjonalitet Reguleres i RfG eller i fos Utarbeides en veileder som beskriver prosess for rapportering for å sikre en harmonisert innrapportering Etableres et sentralt register over alle eksisterende anlegg og endringer (Fosweb?) Meldinger sendes av aktuell konsesjonær til sentralt register og til aktuell systemoperatør (ASO) for behandling. ASO har meldeplikt til systemansvarlig. ASO i samarbeid med systemansvarlig vurderer hvorvidt hele eller deler av anlegget bør underlegges kravene gitt av RfG ASO/systemansvarlig melder inn anlegget til NVE for beslutning/vedtak
Vurderingskriterier Endringer som utløser krav om ny konsesjon for anlegget Endringer som medfører at anleggets systemfunksjonalitet reduseres reaktiv effektreserver, spenning- og frekvensregulering FRT egenskaper stabilitets- og øydriftsegenskaper Svartstartevne Delkomponenter som endres og underlegges RfG kravene, følger kravene for kun disse delkomponentene Videreføring av eksisterende funksjonalitet, dvs. "en-en" utskiftinger med sammen funksjonalitet, medfører ikke at anlegget underlegges RfG
Utvikling FCR Mål, status og vei videre, norsk/nordisk arbeide Erik Alexander Jansson Nydalen, 24.05.2017
Målsetning med presentasjon Beskrive bakgrunn og status i det utviklingsarbeid kring 'FCR' som pågår. Presentere på overgripende nivå forslag til nye krav til 'FCR'. *) FCR- Frequency Containment Reserves = FNR/FDR = primærreserver
Agenda 1. Bakgrunn - Prosjektet 'Nordisk frekvensstabilitet' - Dagens situasjon- marked vs. krav - Problembilde- hva trenger vi å løse? 2. Status FCR utvikling Norge/Norden - Nordisk arbeide FCR-N/D - Norsk arbeide, 'FCR-I' 3. Prosess videre
'Nordisk frekvensstabilitet i 2021' Nordisk frekvensstabilitet i 2021 Revision of the Nordic Frequency containment process ('FCP prosjektet') Inertia Revurdering av krav til grunnleveranse Nordisk felles
Marked eller krav? Dagens krav og markeder: 1. Krav i FIKS2012 + vedtak om maks statikk sikrer regulering i anlegg over 10 MVA. Sikrer regulering i potensielle separatdrifter. 2. Marked for sikring av FCR-N og FCR-D Sikrer regulering av ubalanser i 'samkjøring'. Grunnet vedtak i punkt 1 så brukes sjelden marked for FCR-D.
Problembilde, hva trenger vi å løse? #1 #2 Frekvenskvalitet 'Markedskvalitet' #3 Kontroll effektflyt normaldrift #4 Robusthet sep.drift
#1 Frekvenskvalitet 1. Endrede egenskaper til ubalansene - Mer fornybar produksjon (vind/sol/vann) - Flere utlandsforbindelser - Endret kjøremønster til eksisterende produksjon - Frekvensberoende i forbruk Seller 2. Roterende massen ("inertia") i systemet endrer seg - Flere utlandsforbindelser - Mer småskala kraftproduksjon - Mindre kjernekraft Buyer Kraftutveksling Norge, vinteruke (MW) 2016 2020 I.e. egenskapene til 'normaldrift' endrer seg. Utvikling krav/vilkår FCR-N/D for å sikre god nok frekvenskvalitet.
#2 Markedskvalitet Økt fokus på markedsmessige løsninger - mindre vedtak og flere markedsmessige løsninger 2 Markedsmessig innkjøp av systemtjenester 1 Energimarkedet 3 Krav og vedtak
#3 Kontroll effektflyt Viktig å vurdere mengde og geografisk plassering av frekvensreservene flaskehalsutfordring som resultat av stor grunnleveranse i NO1,2,5 6% 36% Trenger bedre kontroll på frekvensreguleringen. 5% 23% fleksibilitet FCR viktig ("på/av") 50% 25% 2%
#4 Robusthet separatdrift Vedtak tillater maksimalt 12 % statikk. I enkelte områder behov for statikk < 12 % for akseptabelt frekvensavvik ved overgang til separatdrift. Sikring av aktiv effekt viktig (MW/Hz), statikken sier ikke alt.
Wrap up for problemstilling #1 4: Kan vi gjøre ting annerledes sammenlignet krav til maks 12 % statikk, og nå en løsning på utfordring #1 4?
FCR- utvikling Norge/Norden FCR Norge Fokus: Separatdrift Norden Fokus: Frekvenskvalitet i normaldrift/forstyrret drift FCR-I FCR-N/D Marked/kompensasjon Marked
Status nordisk arbeide- FCP Mål: Utarbeidelse av ny felles teknisk spesifikasjon for deltakelse med FCR-N/D i marked. Inkluderer tekniske krav og krav til prekvalifisering. Aktuell fase Q1 2015 Q1 2017. Oppstart neste fase: Q4 2017. Dedikert workshop ila september 2017. Gjennomgang av detaljer i nye krav og prosess videre.
Krav til regulering Krav til deaktivering (bruk av dødbånd)
Nye krav- konkret 1. Krav til i. Ytelse og stabilitet, verifisert via tester ii. Sanntidsmåling og datalogging 2. I all sin enkelhet i. Kreves justering av regulatorparameterer ii. Vanskelig å oppfylle krav dersom - Lang vannveitidskonstant (T w ) - Mye mekanisk 'dødbånd' (slark)
What's new? Mye av de samme som vi har i FIKS2012, men fokus på test, og dokumentasjon! Measurement recorder Reserve resource Governor / Controller Simulated input frequency Output power Grid Grid frequency A T Δf Generated sine signal Generated 2-step step signal
Neste fase av prosjektet Neste fase = 'Nordic FCR Implementation project' 1. Finjustering av krav FCR-N/D 2. Utvidet testfase, 'prioritized implementation' Inkluderer test av separatdriftsregulering* 3. Definering av implementasjonsplan for overgang til ny FCR-N/D Spørsmål: Mekanisme for overgang til nye krav? Parallell marked? Samme marked, forskjellig aktiveringspris?
FCP vs RfG Nye krav FCR-N/D: opprinnelse i Entso-E SO GL Art.154 Ikke noen identifiserte konsekvenser for RfG arbeide.
Utfordring Litt forenklet: for å oppfylle krav til FCR-N/D, kreves en viss konfigurasjon av turbinregulatoren. Slik konfigurasjon kan potensielt medføre ikke stabil regulering i en separatdrift
FCR-I Aktører som ønsker å tilby reserver i marked for FCR-N/D må kunne sikre stabil regulering i separatdrift Forslag utarbeidet for 'FCR-I' (I = Isolert) Norske sær-egne krav, ikke nordisk harmonisert Utarbeidet mellom Statnett og dedikert arbeidsgruppe Koordinert mot krav i RfG.
Nye krav, konkret 1. Krav til i. Deaktivering av dødbånd/overgang til stabile parameterset ii. iii. (FCR-I) ( f eller f/ t ) Stabilitet og parametrering Sanntidsmåling (e.g. driftmodus) 2. I all sin enkelhet i. Kreves justering av regulatorparameterer
Fra Marked eller krav for frekvensreserver? Til: 1. FCR-N/D Sikring av effekt via marked (nytt eller 'modifisert') Nasjonale markeder fremtidig Nordisk felles marked? 2. Sikring av stabil regulering (FCR-I), i relevante separatområder Sikring av effekt for regulering i store/små separatdriftsområder Marked eller kompensasjon?
Prosess videre ENDELIG MÅL 2017-2018 2018-2019 2019 FCR-N/D/I implementert Videreutvikling nordiske krav FCR-N/D Testing (prioritert implementering) - Revidering tekniske krav N/D/I? Norsk/Nordisk implementasjonsplan 2025 Mekanisme for sikring av regulering i sep.områder Vedtak om 12% statikk endret Regulatorgodkjenning Trinnvis utvikling (fra vedtak til "marked")
Spørsmål/kommentarer? Takker for oppmerksomhet!
Frekvensregulering og stabilitet RfG v/ Jon
Mål Identifisere grensen mellom marked og direkteregulerte krav Synliggjøre avhengigheten mellom marked og krav Identifisere gjenstående konklusjoner
Funksjon Aktiv effektregulering Separatdrift Samkjøring Marked vs. krav Krav Kravetterlevelse - simulering Designhensyn
Separatdriftsegenskaper
Innspill på siste ref.gr.møte - NC FIKS 2012 stiller krav til stabilitet som ikke gjenspeiler kriteriet store deler av det norske systemet var dimensjonert for fram til 2012 Krav om overgang til isolert nett, FIKS 2012, er i liten grad etterfulgt av bransjen Viktig at egenskaper som finnes utnyttes optimalt ved korrekte innstillinger Basert på kost-/ nytteverdien vil en videreføring og praktisering av dagens krav benyttet i norske utbyggingsprosjekt være riktig Forbedret regelverk og kontroll på frekvensvern funksjon for små og store produksjonsanlegg kan forbedre overgangsegenskaper
Forløpige konklusjoner Sannsynligheten for separatdrift er stor i Norge Statnett anbefaler å utvide frekvensområde og minimum varighet for drift av ulike typer kraftverk i 13 første ledd RfG reguleringen er ikke tilstrekkelig for å håndtere separatdrift i Norge Egenskaper for å håndtere lastendringer er avgjørende for en vellykket overgang til separatdrift 15.5.b er ikke dekkende Referansegruppen støtter behovet for å sikre bedre regulering av separatområdedrift enn hva RfG legger opp til
Figur 1. Dagens krav i FIKS 2012 til i hvilke frekvensområder og med hvilke varigheter nye produksjonsenheter 10 MVA skal kunne operere uten utfall er sammenlignet med tilsvarende krav i RfG (som normalt gjelder om ikke annet avtales). Fargekodene indikere krav til varighet innenfor angitt frekvensområde.
Valgets kval Alt. 1; Stille/opprettholde strenge krav, begrunnet i systemets behov Alt. 2; Virkelighetstilpassede krav iht. separatdriftsegenskaper som produksjonsenheter tradisjonelt er dimensjonert etter men - hva er tradisjonelle separatdriftsegenskaper?
Separatdriftsegenskaper Egenskap Stabilitet Reguleringsfølsomhet Overgang, avslag Overgang, påslag Hydraulikk Tradisjonell design (kortversjon) Åpen-sløyfe-kriterier Forsterkningsmargin, 3 db Fasemargin, 30 grader Lukket sløyfe, 0 db margin Ikke direkte, men forventet; Pelton; 100 til 20% Francis; 100 til?% Kaplan;? Ikke direkte, men forventet; Pelton;? Francis;? Kaplan;? Betinger hurtig nok endring for å tilrettelegge for overstående krav FIKS (kortversjon) Åpen-sløyfe-kriterier Forsterkningsmargin, 3 db Fasemargin, 30 grader 0,3/0,6 % transient frekvensutslag pr. prosent lastendring 100-20% Ingen direkte krav. Krav til tidskonstant på ledeapparat
Fra NC presentasjon Spørsmål fra SN (om pelton); "Dersom man har reguleringsegenskaper iht. lukket sløyfekriteriet, ligger merkostnaden for overgangsegenskapene kun på hydraulikk?" NC; "Korrekt"
Men? Hvor kommer 0 db-kriteriet fra? Er det et dimensjoneringskriterie for annet enn separatdriftsegenskaper (global demping)? Foreløpig konklusjon - nei
Dermed Merkostnaden for separatdriftsegenskaper (etter norsk forstand) er oppfyllelse av 0 db kriteriet (vannvei og generatortyngde) OG dimensjonering av hydraulikk. Fordi.. "nullalternativet" er RfG og RfG er utformet for å sikre totalsystemet eller deler av totalsystemet (island mode)
Gjenstående nivå? FIKS Norconsult/tradisjonelle RfG
Gjenstående Overgang fra 100 til x % Overgang fra y til z % (for eksempel 85 til 95 %) Frekvensområde
Samkjøring
Frekvensregulering i henhold til NC Network Codes Frekvensmarkeder skal løse normal drift - FCP Frekvensregulering i henhold til RfG skal være en fall back-solution ved markedskollaps Separatdrift IT-kollaps Mangel på bud Balansekjøring (revisjoner + N-1)??
Funksjon Aktiv effektregulering Separatdrift Samkjøring Marked vs. krav RfG RfG FSM LFSM-O & -U FSM Krav Kravetterlevelse - simulering Designhensyn
Hvilke egenskaper sikrer RfG? Reguleringsfunksjonalitet og ytelse 15.2.d FSM 15.2.c LFSM-U 13.2 LFSM-O Stabilitet for de overnevnte "Separatdriftsegenskaper"
Tradisjonelle krav vs. RfG - eksempel 0 db lukket sløyfe 5% på 8 sekunder
Tradisjonelle krav vs. RfG - eksempel Innenfor rammene av RfG å velge: ΔP/Pmax = 5% t2 = 8 sek Ville kanskje klart 100 20%-kravet NB: t1 kan ikke være opp mot 2 sek
Gjenstående nivå? FIKS Norconsult/tradisjonelle RfG
Marked vs krav
Egne krav og prekvalifisering Innkjøp av volumer aktivert pr. frekvensavvik FCR-N Aktivert uniformt mellom 49,9 og 50,1 Hz FCR-D Aktivert uniformt mellom 49,9 og 49,5 Hz ( og 50,1 og 50,5 Hz ) Ingen vedtak om statikkinnstilling Introduksjon av dødbånd Raskere respons ved tuning av regulatorparametre (andre stabilitetskrav) Differensiering av produksjonsenheter aktuelle for separatdrift og ikke Fall back-solution for separatdrifter (FCR-I) Frekvensregulering i henhold til RfG skal være en fall backsolution ved markedskollaps
Krav Marked Funksjon Aktiv effektregulering Separatdrift Samkjøring Marked vs. krav RfG RfG FCP FSM LFSM-O & -U FSM FCR-I FCR-N & -D Krav Kravetterlevelse - simulering Designhensyn
Krav Marked Funksjon Aktiv effektregulering Separatdrift Samkjøring Marked vs. krav RfG RfG FCP FSM LFSM-O & -U FSM FCR-I FCR-N & -D Krav Overgang; 100 til x%, 80 til y% 45 < f < 60 Hz Stabilt ΔP=x%, innen t sek Lukket sløyfe APF-diagram Kravetterlevelse - simulering Tidsforløp Åpen sløyfe APFdiagram Tidsforløp ΔP, forstyrrelse inn/ut Designhensyn Hydraulikk Vannvei Reguleringsparametre Regulatorparametre
Observasjoner ΔP: RfG, samkjøring Absolutt minstevolum RfG, sepdrift Absolutt minstevolum FCP Prekvalifisert volum - frivillig Kravtype: RfG tidsrespons FCP amplitude-fase-frekvensrespons I tillegg; Hvor kommer lukket sløyfekriteriet inn i bildet? Brukt som designkriterium i tradisjonell vannkraftdesign (ref. H.Brekke) med bakgrunn i hva? Er åpen sløyfekriteriet entydig, eller må lukket sløyfe inkluderes? Allievis konstant, Thoma-kriteriet?
Tilbake til RfG hva skal defineres? Verdi (minimumsverdi) Verdi Intervall Intervall
Tilbake til RfG hva skal defineres? Verdi (minimumsverdi) Endelig definert Verdi Verdi
Gjenstående tolkning Metning Skal kravet sikre; Kraftig nok hydraulikk Reguleringsegenskaper (lukket sløyfe) Begge?
RfGs bestefar Tilsvarer SOA-kravene i dag Som FCP vil bort fra Men vi skal ha det i RfG
Fordel med RfG kravet ENKLERE!!
Gjenstående FSM "Verdiene" Fall back-solution Hva skal ΔP-dekke? Et minimumsnivå for frekvensregulering/-reserver Nordisk Prisområde Lokalt Hvor raskt skal dette aktiveres t2? Ved hvilken statikk? (forsterkning) Sees i sammenheng med lukket sløyfe? FIKS-sepdrift Norconsult/tradisjonelle RfG
Gjenstående FSM "Verdiene" "Dimensjonerende" ΔP? Nordisk 3-4% Sør-Norge 6-7%. "Tøffe" sepdriftkrav 15% t2 reguleringshastighet?
Ferdig FSM "Intervallene" Intervallene Innstillingsmulighetene for dødbånd og statikk skal være tilgjengelig Styrbarhet 14.5 Endelig definert paragraf
Grenseverdier for typeinndeling (Type A, B, C og D) v/hans Olav
Statnett foreslår ikke endringer i grenseverdiene
Nordisk koordinering v/ Stian Boye Skaatan Sted, dato
Nordic Coordination of Connection Code Implementation (NCCI) Gruppe satt ned på høsten 2016 med frist for leveranse av arbeid Q2 2017. ToR definerte omfang av hva som skulle diskuteres. 3 koordineringsmøter gjennomført.
Hva er diskutert? RfG Grenseverdier LFSM-O og LFSM-U DCC Leveringskvalitet Frekvenskrav i forbindelse med forbrukerfleksibilitet Iht. ToR HVDC Kontroll av aktiv effekt I tillegg er det diskutert en del rundt FSM og FRT etter ønske fra gruppens deltakere
Videre arbeid I utgangspunktet ferdig Men.. DCC leveringskvalitet (art. 20) Nytt møte i juni om koordinering av leveringskvalitet
Veien videre for dere? Legger ut utkast av gruppens konklusjoner på eroom Innspill på dette mottas med takk, og senest innen 2. juni
Neste møter videre fremdrift
Prioriterte områder for neste møte 20.-21.6.2017 Referat fra forrige møte Utestående saker / aksjonsliste Frekvensregulering og stabilitet "Vesentlige endringer" Kraftparkanlegg Øvrige bestemmelser
Nye møtedatoer? Ref.gr. Møte 5/17 Dato: September? Kl. : 09:00 15:00 Sted: Statnetts lokaler Ref.gr. Møte 6/17 Dato: November? Kl. : 09:00 15:00 Sted: Statnetts lokaler