Pågående utvikling av FCR Aktørmøte Nydalen, 26. september 2017
Agenda 1. Bakgrunn Systembehov - problembilde, hva trenger vi å løse? Utvikling fra 60s til FCP 2. Nye, nordiske krav til FCR-N/D Tekniske krav, systembehov Krav til prekvalifisering Lunsj kl. 12.00 3. Regulering i separatdrift 4. Veien videre 5. Aktørers tanker/diskusjon og spørsmål
MÅL Når vi går fra møterommet i dag, ønsker vi 1. at dere har en god forståelse av omfanget rundt den pågående utviklingsprosessen rundt FCR 2. at dere har en forståelse for driverne bak utviklingen 3. at dere har en forståelse for bakgrunn til nye krav, systembehovet 4. at vi har fått god input fra dere om vesentlige elementer vi må ha med oss i det videre arbeidet Målet er ikke å beskrive/motivere samtlige detaljer i de nye kravene! Men, grunnet punkt 2 og 3 må vi likevel inn i noen detaljer...
NB! Krav/vilkår FCR Vedtak om statikk 1. Vi kommer gjennom hele presentasjonen prate om "nye krav" og "nye vilkår" for FCR. - Det er viktig å poengtere at det ikke er bestemt om når og hvordan disse kravene og vilkårene skal bli gjeldende. - Vi er fortsatt i utviklingsprosessen! - Ser dette som informasjon underveis - Detaljer i det vi presenterer kommer til å endre seg- men det vi viser til indikerer retningen på en god måte! 2. Men, endringer rundt vedtak om grunnleveranse medfører noen faktiske, konkrete endringer innen kort tid. Der det er mye likt det som vi har i dagens krav, så noteres dette med FIKS
Bakgrunn og drivere
Problembilde rundt FCR, hva trenger vi å løse? #1 Frekvenskvalitet/ stabilitet #2 'Markedskvalitet' #3 Kontroll effektflyt normaldrift #4 Robusthet sep.drift
#1 Frekvenskvalitet/stabilitet Mer fornybar (vind/sol), 2-5 TWh per år 2013 Oskarshamn 2-640 MW Ringhals 2-870 MW Olkiluoto 3 +1600 MW NordLink +/-1400 MW Ringhals 1-880 MW Oskarshamn 1-470 MW NSN +/-1400 MW 2016 2017 2018 2019 2020 2021 Endring i forbruk
#1 Frekvenskvalitet/stabilitet 1. Endrede egenskaper til ubalansene - Mer fornybar produksjon (vind/sol/vann) - Flere utlandsforbindelser - Frekvensberoende i forbruk - Endret kjøremønster til eksisterende produksjon 2. Roterende massen ("inertia") i systemet endrer seg - Større variasjon 3. Endret FCR-leveranse - Norge: 6 12 % statikk Kraftutveksling Norge, vinteruke (MW) 2016 2020 Egenskapene til 'normaldrift', og 'driftsforstyrrelser' endrer seg. Evnet til å håndtere ubalansene 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 Dagens FCR marked sterkt påvirket av vedtak grunnleveranse. 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
Nordisk utvikling rundt frekvenskvalitet og FCR raskt tilbakeblikk
Finn anlegget! Secondary Reserve RAR Project FRR-A Implement. Project 60 sec. oscillations 2008 2010 2011-2012 2015-2016 2017 2020
Testet 8 anlegg - 8 forskjellige FCR responser. Raske-langsomme-stabile-ustabile Trengs harmoniserte krav?
Finn anlegget! Hvordan kravstille FCRrespons? Secondary Reserve RAR Project FRR-A Implement. Project 60 sec. oscillations FCP Project FCR Implementation Action! 2008 2010 2011-2012 2015-2016 2017 2020
Tekniske kravsystembehov
FCR-N
Grunnstammen til krav i. Performance (ytelse) = evnet til å dempe amplitude på ubalanser ii. Robust stabilitet = stab.marginer i 'worst case' Nordisk system Mål: forbedre frekvenskvalitet og sikre stabilitet. Område FCR-N: 49.9 50.1 Hz.
Dagens krav 2-3 minutter til "completely activated". Hva betyr det?
Nye krav på 1-2-3..4-5 1. Grunnstammen er delvis det samme som vi har i FIKS i dag- stabilitet i grunnen vi dagens FIKS krav FIKS 2. Men, større fokus på 'performance', i.e. redusere størrelse på ubalanser ( frekvenskvalitet) 3. FCR-N/D skal primært regulere i samkjøring- ikke i separatdrift. I.e. 'systemet' vi regulerer mot er annerledes sammenlignet med dagens FIKS-krav. 4. Vi utgår fra systembehovet så langt som mulig. 5. Måling og rapportering.
Bode diagram FIKS For å definere gode krav til FCR så trengs dynamiske studier for å vurdere deres egenskaper for forskjellige ubalanser og nett. Egenskapene til et system som vi studerer, presenteres mest effektivt ved bruk av "Bode-diagram". For gitt in-signal så kan vi analysere utsignalet, amplitude og fase.
For dynamiske studier e disturbance D(s) - F(s) FCR unit d output G(s) f system
i. Performance (ytelse) Målt/ estimert Tolkning: Ukjent Kjent +/- 0.1 Hz Systemets totale reguleringsevne (FCR + inertia + forbruk) må være sterkere sammenlignet forbruksvariasjoner, i forhold til den frekvenskvalitet vi ønsker.
G. Systemet Frekvensresponsen blir beroende av egenskapene til det 'det nordiske systemet'. Hva innebærer det? 1. Roterende masse ('inertia') spiller rolle (120 190 GWs) 2. Demping (forbrukets iboende evne til å øke/minske beroende på frekvens) (0,5%/Hz)
P. Ubalanser Hva er det for ubalanser FCR-N skal håndtere? Ofte prater vi om statikk, men dette sier jo kun hvor mye stasjonær effekt vi får ut ved gitt frekvensavvik. Hva med dynamikken, hvor raskt endrer seg forbruket?
F. Frekvensrespons FIKS NYTT trinn for å muliggjøre test "lokalt"
Grafisk representasjon. Pilene = FCR-vektor, resultat av sin in sin ut. Sirkler = gitt.
ii. Stabilitet Fundamentale aspekter som påvirker stabiliteten i systemet 1. Inertia (roterende masse) 2. Demping (selvregulering i forbruk) FIKS Ønsker mer eller mindre samme stabilitetsmarginer som dagens FIKS, 25. Forskjellen er at inertia og demping er annerledes i samkjøring sammenlignet en separatdrift.
Stabilitet- hva sier teorien? - F(s) Control unit disturbance d G(s) system output y G 0 (jω)= F(jω)G(jω) Nyquist diagram
Stabilitet- hva sier praktikken? Resultat av virkelige tester! Trenger vi stabilitetskrav?
Utfordringer Hva er utfordrende med å klare kravene? 1. Mekanisk slark (dødbånd) 2. Vannveitidskonstant (T w )
Pelton Desto høyre slark, desto mindre sjanse å klare krav. LH Francis HH Francis Kaplan Droop\BL 0 0,001 0,002 0,003 0,004 0,005 0,006 0,007 0,008 0,009 0,01 0,011 0,012 2 % 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 0 0 0 4 % 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 0 0 6 % 1 1 1 1 1 1 1 1 0 0 0 0 0 8 % 1 1 1 1 1 1 1 0 0 0 0 0 0 10 % 1 1 1 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 12 % 1 1 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Installed capacity 7803 7803 11934 16065 22032 27999 31008 34017 37026 40035 41208 42381 Volume with BL >=. 45900 38097 38097 33966 29835 23868 17901 14892 11883 8874 5865 4692 Desto høyre statikk, desto mindre sjanse å klare krav.
FCR-D
Grunnstammen til krav i. Performance (ytelse) ii. Robust stabilitet = evnet til å dempe amplitude på ubalanser = stab.marginer i 'worst case' Nordisk system Mål: sikre at vi håndterer dimensjonerende utfall ('N-1 hendelser'). Område FCR-D: 49.5-49.9 Hz (50.5-51.0 Hz)
Dagens krav Kjøper vi 1450 MW FCR-D, så skal vi med andre ord ha 1450 MW etter 30s!
Typisk driftsforstyrrelse- utfall av produksjon 5-8 s 30 s
i. Performance (ytelse) [Hz] 51.0 50.5 50.1 49.9 49.5 Krav 1. Min/maks "momentan" frekvens innom tillatte grenser (49-51 Hz) 2. Stasjonær frekvens (49.5/50.5 Hz) 49.0 Her må vi ha aktivert 1450 MW @5s! og litt ekstra effekt for å akselerere systemet 3. Stabilitet Dimensjonerende hendelse: - 1450 MW + 1400 MW
Inertia spiller en rolle Krav - 1450 MW @ 120 GWs
i. Performance (ytelse) e disturbance 1. Hvordan sikrer vi var enkelt "FCRleverandør" bidrar til å holde f > 49.0 Hz? D(s) - F(s) FCR unit d output G(s) f system Var enkelt anlegg bidrar med hva den klarer av @5s I.e. kan den ikke levere "full effekt" (1450 MW for systemet), så blir dess kapasitet nedskalert. Vi får med så mange anlegg som mulig. "Pay for performance", i.e. desto mer du leverer ved 5s, desto mer kapasitet får du solgt.
ii. Stabilitet I grunn samme stabilitetskrav som for FCR-N. I tillegg følgende utfordring vi må adressere: FCR-D @ 5s << FCR-D @30s => kan gi systemet stabilitetsutfordringer. Dette inkluderes i det detaljerte kravet for stabilitet.
Rask summering- tekniske krav
I grunn er det samme krav som per i dag, men det blir litt større fokus på ytelse. Flere ting skiller seg fra dagens "tekniske praksis" Utfordring å kun endre statikk dersom man ønsker å selge ulike volumer FCR-N [Hymatek presentasjon PTK2017] I.e. sannsynligvis to forskjellige parametersett dersom et anlegg ønsker å levere både FCR- N og D, da egenskapene for FCR-N og D skiller seg åt. Høy vannveitidskonstant (T w ) og slark (mekanisk dødbånd) avgjørende for om man oppfyller kravene eller ikke. Krav til å kunne fjernstyre frekvensrespons PÅ/AV (dødbånd)
Prekvalifisering
Prekvalifisering Krav til prekvalifisering for å delta i markedet Prekvalifisering for ulike produkter: FCR-N FCR-D oppregulering FCR-D nedregulering
Test oppsett Synkronisert til nettet Settpunkt uendret Kontrollsignalet erstattes av et (eksternt) syntetisk signal
Tester for å verifisere samsvar med kravene til FCR-N FCR-N steg respons test FCR-N sinus test
FCR-N steg respons test Et mindre steg for å fjerne effekten av slark To store steg for å bestemme kapasiteten Regn ut FCR-N normaliseringsfaktor Regn ut FCR-N kapasitet
FCR-N normaliseringsfaktor Gjennomsnittlig respons aktiv effekt: Total slark: Normaliseringsfaktor: (h skaleringsfaktor, hentes fra tabell)
FCR-N kapasitet Total slark: FCR-N kapasitet:
Settpunkt mellom min og maks
Tilgjengelig FCR-N kapasitet
FCR-N sinus test Påfør frekvens med sinusformede signal Frekvens amplitude: 100 mhz Forskjellige tidsperioder: 10 sek 300 sek Regn ut normalisert FCR-vektor (Excel-ark) Verifiser at enheten samsvarer med krav til dynamisk ytelse og stabilitet (Excel-ark)
Tester for å verifisere samsvar med kravene til FCR-D FCR-D opp steg respons test FCR-D opp ramping respons test FCR-D ned steg respons test FCR-D ned ramping respons test FCR-D sinus test
FCR-D oppregulering Regn ut FCR-D opp kapasitet
FCR-D nedregulering Regn ut FCR-D ned kapasitet
FCR-D kapasitet FCR-D kapasitet:
Tilgjengelig FCR-D kapasitet
FCR-D sinus test Regn ut normaliseringsfaktor Påfør frekvens med sinusformede signal Frekvens amplitude: 100 mhz Forskjellige tidsperioder: 10 sek 50 sek Regn ut normalisert FCR-vektor og verifiser at enheten samsvarer med krav til stabilitet (Excel-ark)
Regulering i separatdrift
Regulering i separatdrift Dagens krav til frekvensregulering i Norge baseres på stabilitet i eget nett. Tilpasning av regulatorrespons for å oppfylle "nordisk" FCR-N/D Trengs en sikring for at god nok regulering skjer i separatdrift, dersom dette skulle inntreffe
Hva vi trenger i. Krav til deteksjon av separatdrift og stabil regulering ('FCR- I') ii. Krav til dødbåndsfunksjon (fleksibel FCR) FCR-I i grunn samme "konfigurasjon" som vi har i FIKS per i dag. Kan kobles sammen med RfG krav til FSM/LFSM.
Dødbånd Krav til dødbånd (FCR PÅ/AV) blir en del av vilkår for "ny" FCR-N/D. For andre anlegg som ikke er relevante for FCR-marked sannsynligvis en del av generelt funksjonskrav. Drift med dødbånd må ikke hindre anlegget for å regulere dersom en separatdrift skulle oppstå. Se neste side!
Deteksjon og regulering Dersom store frekvensavvik eller høy frekvensderivata [df/dt] => Mest sannsynlig separatdrift. Regulering skal trå i kraft. Dette er funksjonalitet som i mange fall finnes i regulatorer per i dag! Mindre justeringer kan kreves (Eksemplet viser et anlegg som ikke deltar i FCR-N/D marked og dermed kjører med dødbånd). FCR-I = parametrisering iht. til dagens FIKS-krav.
Løsning for et anlegg som deltar i FCR-N/D marked. Det operarer ikke med dødbånd, men det må ha en "FCR-I" regulering som er stabil i eget nett.
Krav til sanntidsdata
Parametere som skal overføres
Veien videre
Utfordringer på veien videre 1. Vi må videreutvikle kravene til FCR-N/D i. Mer lett forståelige krav ii. Mer lett håndterlige krav: mange anlegg sliter med å klare kravene, komplisert testprosedyre 2. Behov for fysiske endringer i anlegg og kontrollsystem i. FCR-N/D ii. Separatdriftsregulering og fleksibel FCR (PÅ/AV) iii. Måling og rapportering Berører turbinregulatoren og interface prod.anlegg - TSO. Hvordan gå videre fra analyse til implementering?
'Road map' Utviklingen beskrives i en 'road map'.
Kriterier for deltakelse i 'Trinn 1' For å gi fritak fra vedtak om maks 12 % statikk kreves følgende: Dødbånd eller statikk skal kunne fjernstyres, eventuelt mulighet for manuell deaktivering av dødbånd innen 24 timer ved behov gitt av Statnett (f.eks. ved varslet uvær) Symmetrisk dødbånd på 500 mhz (både FCR-N og FCR-D leveransen deaktiveres av dødbåndet) Statnett vil kompensere for jobben med manuell deaktivering av dødbånd (arbeidstimer) Produsent skal overføre '0 % statikk' som måleverdi ved bruk av dødbånd + rapportere riktige systemdata Aggregat som ikke er kritiske for støtte i separatdrift Aktører oppfordres til å kontakte Statnett for spesifisering av anlegg før formell søknad sendes inn
Rammer for 'Trinn 1' For Trinn 1 gjelder følgende 1. Ikke en definert søknadsperiode Søknad sendes inn når produsent oppfyller de tekniske kriteriene og ønsker fritak. Søknadsstart planlagt til starten av oktober 2017 2. Søknaden er gyldig et år om gangen Dersom produsent ikke får melding fra Statnett, videreføres fritaket 3. Ikke avgrenset geografisk 4. Ved behov blir FCR-D marked aktivert 5. Dersom behovet oppstår, kan Statnett kreve at dødbåndet fjernes og statikken stilles på maks 12 %
Trinn 2 Inkluderer N-1 anlegg i fritaket Må ha FCR-I funksjonalitet i turbinregulatoren Krav til identifisering av separatdrift og stabil regulering dersom separatdrift oppstår (ved varslet uvær og planlagte utkoblinger) Før vi kan gå til trinn 2 må det: Utvikles en metodikk for å håndtere områder der separatdrift åpenbart ikke kan håndteres (stor import eller eksport til området) Utvikles en kompensasjonsordning for å sikre reguleringsevne i disse områdene
Trinn 3 Inkluderer N-0 anlegg i fritaket Må ha FCR-I funksjonalitet i turbinregulatoren Krav til identifisering av separatdrift og stabil regulering dersom separatdrift oppstår Alltid behov for å sikre reguleringsevne i disse områdene Prinsipper for hvordan sikre reguleringsevne Små områder med få eller kun en aktør
Marked eller kompensasjon? Vilkår eller krav? Per i dag sikrer vi separatdrifter via grunnleveransen og betaling for denne. Overgang til en mer "sofistikert" måte å sikre regulering i utsatte områder, medfører mulighet å få en markedsmessig tilnærming? Mest sannsynligvis ikke snakk om markedsløsninger Få aktører i små separatområder. Mest sannsynlig fortsatt et spørsmål om kompensasjon Vilkår eller krav i. Krav til FCR-I blir sannsynlig del av vilkår for å delta med "ny" FCR-N/D dersom du ligger i et kritisk separatdriftsområde. ii. I øvrige case (dersom du ikke er interessert i markedet -> teknisk krav, skal kunne drift med dødbånd + stabil regulering)
Endring i markedsvilkår, vedtak og markedsoppkjøp Endring i markedsvilkår Krav til prekvalifisering for å delta i FCR-marked Overgangsperiode? Endring vedtak statikk Beslutning om å fjerne/endre krav til grunnleveranse? Innkjøp FCR-D Overvåke tilgjengelig FCR-D i systemet Aktivere marked for FCR-D ved behov
Aktørinvolvering
Diskusjon og spørsmål
Hva skjer nå? 1 Kort sikt: videreutvikling av krav FCR-N/D, Q417-Q318 2 Etablering av et nordisk/nasjonalt "implementeringsprosjekt" 3 Vi kommer med ny invitasjon til enten deltakelse i referansegruppe eller for informasjonsmøte.