MØDEREFERAT - OPSTARTSMØDE ARBEJDSGRUPPER DATAUDVEKSLING/KOMMUNIKATION MØDEREFERAT REFERAT (KDJ) Tid: 28. november 2017 kl Energinet, Erritsø

Transkript

1 1/8 Energinet Tonne Kjærsvej 65 DK-7000 Fredericia REFERAT CVR-nr MØDEREFERAT - OPSTARTSMØDE ARBEJDSGRUPPER DATAUDVEKSLING/KOMMUNIKATION Dato: 29. november 2017 Forfatter: AIE/MDA Tid: 28. november 2017 kl Sted: Energinet, Erritsø MØDEREFERAT 1. Velkomst ved David Hartz (DHA) 2. Definitioner ved Carsten Strunge (CAS) Carsten Strunge (CAS) tog over og præsenterede nogle vigtige definitioner for mødet: SGU'er - significant grid users disse har betydning for stabiliteten. En SGU kan bestå af aggregerede små anlæg. Det defineres ikke i reglerne om enkelte anlæg eller aggregator skal opfylde dataudvekslingskrav, og dette skal defineres. Aggregator dette er egentlig en slags samlebetegnelse for FBA og PBA, produktionsanlæg type D, C, B og A, forbrug tilsluttet transmissionsnettet (Tx) og fleksibelt forbrug tilsluttet distributionsnettet (Dx) 3. Dataudveksling/kommunikation ved Knud Johansen (KDJ) Knud Johansen (KDJ) introducerede herefter dataudvekslings- /kommunikationsområdet. KDJ forklarede, at man først introducerede markedsreglerne og derefter reglerne for systemdrift. Dette giver lidt juridiske udfordringer, fordi driften nu skal tilpasses markedsreglerne. Dok. 17/ Offentlig/Public

2 2/8 KDJ forklarede, at EU-netreglerne (EU network codes) indeholder forholdsvis udtømmende krav, mens guidelines indeholder krav til de metodebeskrivelser, der skal udarbejdes i henhold til EU-forordningen. For nettilslutningsreglerne er der udarbejdet flere IGD'er (implementation guidance documents), som indeholder vejledninger til gennemførelse af EU-forordningerne og forklarer lidt dybere de tekniske problemstillinger, betingelser og sammenhænge, som skal tages i betragtning. Der er følgende dataudvekslings-/kommunikationskrav i tilslutningsreglerne: NC RFG (REQUIREMENTS FOR GENERATORS) Denne forordning stiller i artiklerne 13(6), 14(2)(a), 15(2)(g)(i) samt 15(6)(b) krav til dataudveksling-/kommunikation for produktionsanlæg type A, B, C og D (se også præambel 21). For anlæg af type A og B skal det være muligt at regulere den producerede aktive effekt med et input-signal inden for 5 sekunder. For anlæg af type C og D skal tovejskommunikation og udveksling af systemdrift- og systemrelevant information/data med TSO'en og DSO i realtime være muligt. NC DCC (DEMAND CONNECTION CODE) Denne forordning stiller i artikel 18 krav til informationsudveksling med forbrugsanlæg herunder distributionssystemer tilsluttet transmissionsnettet (se også præambel 10 og 11). Artikel 38 specificerer kravene til test af informationsudveksling med distributionssystemer.. NC HVDC (HIGH-VOLTAGE DIRECT CURRENT) Denne forordning stiller i afsnit IV, artikel 51 til 53 krav til informationsudveksling og kommunikation med højspændings-/hvdc-forbindelser. DC-/jævnstrømsforbundne power park-moduler (PPMs) skal i henhold til NC HVDC overholde alle krav i NC RfG art , hvilket indebærer opfyldelse af kravene til informationsudveksling og datakommunikation. SO GL (SYSTEM OPERATIONS GUIDELINE) Denne guideline fastsætter krav til informationsudveksling i afsnit 2. Opdelingen på datatyper er Strukturel data: f.eks. stamdata som bl.a. anlægs- og brændselstype Planlægningsdata: f.eks. køreplaner (også fastsat krav i CACM) Realtidsdata: f.eks. afbryderposition, aktiv- og reaktive effekt Som svar på en deltagers forespørgsel kunne køreplaner reelt set godt leveres for distributionsområder, men dette gør vi ikke i dag, da Energitilsynet i deres godkendelse af GLDPM-metodebeskrivelsen (dateret 10. januar 2017, se art. 52) fastsatte, at "det fremgår af metoden, at dobbelt-rapportering skal und-

3 3/8 gås, og at ansvaret for rapportering af data forbliver hos Energinet.dk i stedet for at blive lagt ud til DSO erne, jf. metodegodkendelsens punkt " Til orientering er der også fastsat krav til dataudveksling TSO'er imellem, hvilket vi allerede gør. Vi leverer i det nordiske område data til f.eks. Norge, Sverige og Tyskland grundet vores AC of DC-forbindelser hertil, og fordi der er overlap på observability-områder. Vi leverer bl.a. en simuleringsmodel for Danmark (individual grid model) i tre tidshorisonter (day ahead, intraday, planned). Artikel 40 i SO GL fastsætter roller, ansvar osv. Der opstod i forbindelse med rolleafklaringen en drøftelse omkring stamdataregisterets flytning til Energistyrelsen: hvad bliver indhold, ejerforhold, etc. Fremover. Energinet vil vende tilbage på dette i løbet af arbejdet i arbejdsgrupperne. NC ER (EMERGENCY & RESTORATION) EU-netreglen kræver, at vi i systemtilstandene nøddrift, black-out og systemgenopretning/-genetablering stadig skal kunne udveksle information med de anlæg, som leverer ydelser i henhold til systemforsvars- og genoprettelsesplaner. DSO'er, som er involveret, og SGU'er, som leverer nævnte ydelser, skal have 24-timers backup på kommunikation (talekommunikationssystemer, datakommunikationssystemer samt driftskritiske værktøjer) (se nærmere i NC ER præambel (13) samt artikel 40-42). Vi har ifølge artikel 55 i alt 5 år til at gennemføre og teste NC ER-kravene. En deltager fra Dansk Energi foreslog at at en oversigt over, hvilke anlæg NC ER direkte gælder for, og en oversigt over, hvilke anlæg NC ER gælder for, når de leverer diverse systemydelser ville være formålstjenlig. Vi bruger FBA'er og PBA'er i forbindelse med genetablering/genopretning, så derfor er kommunikationen med disse vigtig. De ved, hvilke anlæg der har hvilke forpligtelser. Deltagerne spurgte ind til, om der findes en mekanisme, der sikrer troværdigheden ved at sørge for, at markedet ikke kommer til at styre for meget i situationer, hvor der bør være fokus på genetablering af forsyning. Energinet har ansvaret for at revidere denne proces og aktørernes deltagelse hvert år, og præciserede, at aktørerne jo er af afgørende betydning i genetableringssituationen, hvor både samarbejdet samt informationsudveksling er vigtigt. Enkelte aggregatorer er allerede nævnt i produktionstelegrafen, som har dækket dette område hidtil. En SGU kan bestå af aggregerede små anlæg. Reglerne definerer ikke, om de enkelte anlæg eller aggregatorerne skal opfylde dataudvekslingskravene, og dette skal defineres. Datasikkerheden skal også sikres, hvis vi skal have kommunikationslinjer med mange anlæg.

4 4/8 I forbindelse med nøddrift kan markedet sættes ud af kraft, men ifølge NC ER er Energinet er forpligtet til at holde markedet kørende så længe som muligt. Lukker vi markeder, skal vi aflevere en rapport om grunden hertil. Men i nøddrift kan det være nødvendig at sætte markedet ud af kraft, og vi opererer med direkte ordrer. Vi er også forpligtede til at hjælpe nabolande /-TSO'er. CACM GL Denne stiller krav til NEMOers (markedsplatformudbydere) kommunikationssystemer og værktøjer. CACM artikel 16 indeholder kravene til metodebeskrivelsen (GLDPM). GLDPM indeholder kravene til indholdet i køreplaner (herunder bl.a. brændselstype). Krav udover GLDPM til indhold i køreplaner specificeres i henhold til SO GL af TSO. I dag er kravene til køreplaner specificeret i markedsforskrift C3. Denne forskrift vil blive opdateret med de ekstra krav, som CACM GL og på sigt SO GL kræver. Generelt vil de nye forordninger ikke ændre meget for samarbejdet i Danmark omkring elsystemet, der stille nogle ekstra krav til Energinet om rapportering, hvorfor vi derfor er nødt til at kende til nogle ekstra informationer. Energinet planlægger og opretholder balancen ud fra køreplanindmeldinger og driftsmålinger, og her vil vi forventeligt få forbedret målingskvalitet. Ellers kører markedet balancen i systemet stort se urørt indtil den sidste time, hvor Energinet så laver den endelige balancere. Prognoserne/forecast kigger en time fremad, så det vil vi ikke ændre på; vi fortsætter med forecasting og prognoser baseret på historik og driftsmålinger, hvor fejlmargin pt. kun er på 1,5-2%. En ændring er, at frekvensblokkene formindskes fremover for med mindre reserver at kunne indregulere balancen i elsystemet. Vi er åbne for en dialog om, hvordan vi håndterer en kommende overgangsfase. Efter sidste GLDPM-høring ser det nu ud til, at alt forbrug på over 10 MW skal levere køreplaner på lige fod med produktionsanlæg. Alle anlæg tilsluttet transmissionsnettet indmelder køreplaner i dag i henhold til C3- markedsforskriften. En deltager påpegede dog, at dette kun var tilfældet, hvis de leverer regulérkraftydelser. Ellers er der ikke krav om køreplaner. CAS spurgte ind til niveauet af ikke-regulérbart forbrug. Alt regulérbart forbrug skal indmeldes i henhold til reglerne i dag. En aktør forklarede, at udfordringen ligger i at få lavet køreplaner til forbrug. Netselskaberne meddelte, at de ikke indmelder planer på fleksible forbrugsenheder. Men de balanceansvarlige indmelder disse planer. KORRR

5 5/8 (KEY ORGANISATIONAL REQUIREMENTS, ROLES AND RESPONSIBILITIES) KORRR er baseret på SO GL, artikel 40(6). KORRR er et fælles dokument fra TSO'erne i Europa omkring roller og ansvar i forbindelse med implementering af udveksling af strukturel information, markeds- og køreplaner, samt udetidsplaner og realtidsinformation. Energitilsynet (SET) har som regulator seks måneder til at gennemgå, acceptere og evt. korrigere oplægget i KORRR, som efter accept fra SET vil være gældende i Danmark fra september Noget af bevæggrunden bag KORRR er den fremtidige sammensætning af anlægsmassen. Vi har ca små produktionsanlæg i dag, og dette stiger til ca over de næste 20 år. Vi har derfor fremover et øget behov for informationer direkte fra anlæggene, fordi målekæden ofte forsinker og forvansker informationen. I henhold til KORRR skal vi i Danmark blive enige om, hvordan det fremover skal foregå. Dansk Energi nævnte, at de fleste deltagere nok ikke havde læst KORRR, og at DE/DSO'er på tværs af Europa er i gang med at forberede et fælles indspark til ENTSO-E. Her er det vigtigt at bemærke, at KORRR indeholder mange aspekter for at favne de meget store forskelligheder i de europæiske systemer. KORRR har været i offentlig høring fra 1/11 1/12/2017 og forventes fremsendt til alle TSO'er i marts 2018, og derpå har Energitilsynet som regulator seks måneder til at acceptere/korrigere forslaget i henhold til KORRR, som vil være gældende i Danmark fra september Dokumentet skal være udgivet senest den 17. september 2018 og træder i kraft i marts 2019 for nye anlæg. Vær opmærksomme på, at KORRR mangler to høringsrunder og derfor kan ændre form og indhold til en vis grad. 4. Opdeling af arbejdsgrupper Energinet foreslår en arbejdsgruppeopdeling i de tre udmeldte områder: 1. Produktions- og forbrugsanlæg 2. Stationsanlæg 3. Kommunikationsprotokoller og krav til sikring af dataudvekslingen så vi kan bygge videre på det hidtidige arbejde fra arbejdsgrupperne for de tekniske forskrifter 5.8.1, og TF omfatter alle informationstyper (strukturel data, planlægningsdata og realtidsdata). Desuden forudsætter TF i dag, at vi har et stamdataregister, så det skal fremover specificeres, at det er en forudsætning. Fremover skal netselskaber som i dag levere data om deres net, og dette spe-

6 6/8 cificeres i TF 5.8.2, hvor leveringsmåde osv. og strukturel data indføjes. TF omfatter, hvad der skal udveksles på grænsefladen mellem netselskab og TSO. Ændringer i data på strukturelt niveau kan påvirke realtidsdata og planlægningsdata. Grupperne skal finde et passende niveau, så vi får de nødvendige og tilstrækkelige data. Gennemsigtigheden gavner alle aktører. Vi overvejer at udarbejde en TF 5.8.4, som indpasser de anlæg, der ikke er dækket som f.eks. batterianlæg. Energinet overvejer desuden, om der skal udarbejdes en TF for markedsaktører, som samler kommunikationsrelaterede krav fra markedsforskrifterne. 5. Standarder v. CAS Typen af anlæg og typen af eventuelle ydelser, anlægget leverer, bestemmer, hvilken dataudveksling der kræves. Grænserne anvendt stammer fra TF og TF TF omhandler, HVORDAN data sendes. HVILKE data, der sendes, behandles andetsteds, primært i TF og TF Anlæg af en beskeden størrelse har i dag måske 3-4 kommunikationsbokse. Fokus for os er at simplificere og beskrive meget tydeligt, hvilken protokol vi vil arbejde med fremover. Med en frist i marts 2019 anbefaler Dansk Energi at starte med at implementere dette på større enheder først og så langsomt implementere ned i anlægstyperne via en overgangsperiode. Energinet er enig her. De internationale standarder har også en lang levetid og planlagte, gennemtænkte ændringer. Selv om det virker tiltalende at vælge en simpel løsning, kan det simple stille datasikkerheden i fare og dermed forsyningssikkerheden. Løsningen skal opfylde Energistyrelsens ønsker og Energinets krav. Vi skal f.eks. væk fra at udveksle planer via usikre s og over på Secure-løsninger. Fremover vil vi bruge de internationale IEC-standarder for at ensrette kvaliteten og gøre data brugbar. Det er forståeligt, at aktørerne ikke ønsker at ændre processer, der fungerer for dem, men der er taget en beslutning om, at alle fremover skal overholde de internationale standarder. DCC'en kræver levering af realtidsdata fra stationer til TSO. Alt efter de krav vi stiller, skal aggregator eller DSO muligvis levere aggregerede realtidsdata for helt små anlæg til TSO. Netselskaberne kan i dag lave aftaler med anlæg, som tilsluttes på favorable vilkår, mod at netselskabet må styre, hvornår de kobles ud. Men den data går ikke til aggregator/den markedsansvarlige, som derfor kan have svært ved at byde ind med reelle data. Desuden er realtidsdata (køreplaner og måledata) kritisk, men der tages ikke højde for det tidskritiske element i dag. Dette skal

7 7/8 indføjes. TF giver rum til at specificere standarder og skal være krystalklar, også for markedaktører, hvor fx C3 i nuværende form ikke er god nok. For at arbejde ud fra et korrekt grundlag anbefaler flere deltagere, at arbejdet med kommunikationsprotokoller og krav til sikring af dataudvekslingen (TF ) afventer færdiggørelse af arbejdet i de to andre spor. Det blev igen specificeret, at indhold i køreplaner hører til i C3, mens HVORDAN data flyttes rent teknisk skal stå i TF Der findes en markedsmæssig arbejdsgruppe for køreplaner, der tager sig af de øvrige problematikker Stamdataregisteret blev igen omdrejningspunkt for drøftelserne. Der er mange forskellige krav/ønsker nationalt og internationalt, nogle modstridende. Nationalt ønsker man, at aktører kun skal sende strukturelle data ét sted hen. Måske er løsningen at tage dette oprindelige markedsorienterede system og dele det i to. Energinet skal bruge data, som kan vise, hvad der findes eller bruges i et givet område, så vi kan lave forecasting. En opdeling af stamdataregisteret er dog kun et forslag, så indtil videre afventer vi drøftelser med Energistyrelsen. Det skal også afklares, hvordan, hvor og i hvilken udstrækning strukturelle data for net skal registreres. Forordningen fastsætter kun, at significant/relevant grid elements skal levere visse data. 6. Diverse Energitilsynet har endnu ikke defineret, i hvilken form kravene skal leveres. Så vi laver kravdokument og forklaringsdokument som det også er planen med de andre forordninger, vi arbejder på at gennemføre. Vi kan have brug for udskiftning af ressourcer i arbejdsgrupper undervejs. Men præcis hvornår og hvordan dette skal ske, ved vi endnu ikke. Deltagerne opfordrede derfor kraftigt til en nærmere planlægning af arbejdsgruppernes rammer og emner til behandling. Dette vil lette deltagernes ressourcefordeling og planlægning. Der bør udarbejdes en mere detaljeret plan over arbejdsgruppernes fokusområder og krav, der skal fastlægges, ud fra dagens snak og rundsender denne. Planen bør også indeholde oplysninger om områder/grupper med indflydelser på de tre TF'ers indhold/krav. 7. Emner noteret på tavlen til arbejdsgrupperne Flytning af data fra A til B - Informationsudbredelse

8 8/8 - Stamdataregisteret (indhold, krav til data/kvalitet) skal aftaler fra transform-projektet bibeholdes eller udgå? - Energinet-specifikationer: hvordan inkluderes disse? - Skal alle data behandles (strukturel, planlægnings- og realtidsdata)? Hvilken protokol benyttes hvor? - Hvordan sikres data fra kilde til datalager? Generelle punkter til afklaring: - Network Code Emergency and Restoration (NC ER) (anlægsmæssigt gyldighedsområde) - Fasedrejningstrafoer i Guideline System Operation (SO GL) (evt. højere prioritering på listen over netelementer) - Udetidsplaner for netområder (status for type B) - Aggregering af data (hvem, hvornår etc.)