Aktørmøde. Fremtidens krav for nettilslutning af produktionsanlæg og forbrugsenheder

Transkript

1 Aktørmøde Fremtidens krav for nettilslutning af produktionsanlæg og forbrugsenheder Knud Johansen, Energinet.dk Flemming Brinck Nielsen, Energinet.dk Jacob Michael Jørgensen, Energinet.dk Torben Skødt, Energinet.dk Aktørmøde 1

2 Dagens program 10:00 Velkomst og praktiske oplysninger 10:15 Generel introduktion til tekniske Network Codes og Guidelines v. Knud Johansen 10:30 Præsentation af NC RfG v. Flemming Brinch Nielsen 11:15 Kaffepause 11:30 Præsentation af NC DCC v. Jacob Michael Jørgensen 12:15 Kort intro til NC HVDC v. Knud Johansen 12:30 Frokost 13:15 Spørgsmål/dialog omkring RfG, DCC, HVDC 14:30 Afrunding og tak for i dag Aktørmøde 2

3 Aktørmøde Network Code introduktion Knud Johansen, Energinet.dk , Dok nr. 14/ Network Code aktørmøde - Knud Johansen 3

4 Agenda - Hvordan er arbejdsprocessen? - Hvorfor skal vi nu have fælles Network Codes i EU? - Hvad er den overordnede struktur Network Codes? - Hvordan er relationerne imellem Network Codes? - Hvornår kan de forskellige NC er forventes - Hvor kan jeg finde flere detaljer om Network Codes? , Dok nr. 14/ Network Code aktørmøde - Knud Johansen 4

5 Hvordan er arbejdsprocessen i Energinet.dk? Samarbejde er den eneste vej mod en grøn fremtid I Energinet.dk tror vi på, at samarbejde er nøglen til morgendagens energiløsninger. Derfor indbyder vi løbende samarbejdspartnere til dialog. Mere info: OS/Samarbejde/Sider/default.aspx , Dok nr. 14/ Network Code aktørmøde - Knud Johansen 5

6 Hvordan er arbejdsprocessen i ACER / ENTSO-E / EU? Tidsplan for godkendelse og ikrafttræden Framework Guideline (ACER) Network Codes (ENTSO-E) Evaluering (ACER) Komitologi (EU-kommissionen) Forordning Forventet tidsplan for NC RfG 29. april 2015 Sidste diskussioner om tekst Maj/juni 2015 Medlemslande stemmer Scrutiny phase: Juni- Juli 2015 Ikrafttræden: Forventet omkring aug , Dok nr. 14/ Network Code aktørmøde - Knud Johansen

7 Hvordan er arbejdsprocessen i ACER / ENTSO-E / EU? Hvad betyder det for aktørerne? Når forordningen træder i kraft, er krav direkte gældende for de aktører som kravene er rettet mod , Dok nr. 14/ Network Code aktørmøde - Knud Johansen

8 Hvorfor fælles Network Codes i EU? Energisystemet er under forandring Europa er midt i en historisk omstilling af energisystemet - Danmark er en af frontløberne I 2020 skal vindkraft udgøre 50% af elforbruget - i 2014 udgjorde den 39% I 2050 skal Danmark være 100% fossilfri Sustain ability Security of supply Competitive ness , Dok nr. 14/ Network Code aktørmøde - Knud Johansen 8

9 Hvorfor fælles Network Codes i EU? Elsystemet , Dok nr. 14/ Network Code aktørmøde - Knud Johansen 9

10 Hvad er strukturen i Network Codes? NC RfG General provisions Requirements Operational Notification Procedure for Connection Compliance Derogations Emerging technolgies (prototypes) Final Provisions Definitions Scope General requirements Synchronous Generating Units New generating units Existing generating units Compliance monitoring Compliance testing Request Decisions Entry into force and application of the Network Code Power Park modules Compliance simulations Offshore Power Park modules , Dok nr. 14/ Network Code aktørmøde - Knud Johansen 10

11 Hvad er strukturen i Network Codes? NC DCC 1. General Provisions - Glossary - Subject matter - Scope - Non-discrimination and Transparency - Confidentiality - Relationship to National Law provisions 2. Requirements Voltage/frequency ranges Short circuit current Reactive power usage/provision/compensation IEC equipment standards/ Other Equipment Standards Protection and control Information Exchange Replacement/upgrading Disconnection/island mode Demand response requirements Power quality Simulation models 3. Operational notification Procedure General Requirements Stages EON/ION/FON/LON 4. Compliance General Requirements Responsibilities Common Provisions User specific provisions 5. Derogations General Requirements Request Decision Exisinig users Register 6. Final Provisions 1. General provisions 2. Requirements 3. Operational Notification Procedure 4. Compliance 5. Derogations 6. Final Provisions , Dok nr. 14/ Network Code aktørmøde - Knud Johansen 11

12 Hvad er strukturen i Network Codes? NC HVDC CHAPTER 1 GENERAL PROVISIONS Article 1 Subject-matter and scope, Article 2 Definitions, Article 3 Regulatory aspects, Article 4 Recovery of costs, Article 5 Confidentiality obligations CHAPTER 2 GENERAL REQUIREMENTS FOR HVDC CONNECTIONS SECTION 1 REQUIREMENTS FOR ACTIVE POWER CONTROL AND FREQUENCY SUPPORT Article 6 Frequency ranges, Article 7 Rate-of-change-of-Frequency withstand capability, Article 8 Active power controllability; control range and ramping rate, Article 9 Synthetic inertia, Article 10 Frequency Sensitive Mode (FSM), Article 11 Limited Frequency Sensitive Mode Overfrequency (LFSM-O), Article 12 Limited Frequency Sensitive Mode Underfrequency (LFSM-U), Article 13 Frequency control SECTION 2 REQUIREMENTS FOR REACTIVE POWER CONTROL AND VOLTAGE SUPPORT Article 14 Voltage ranges, Article 15 Short circuit contribution during faults requirements, Article 16 Reactive power capability, Article 17 Reactive power exchanged with the Network, Article 18 Reactive power control mode, Article 19 Priority to active or reactive power contribution, Article 20 Power quality SECTION 3 REQUIREMENTS FOR FAULT RIDE THROUGH Article 21 Fault ride through capability, Article 22 Post fault active power recovery, Article 23 Autoreclosure, SECTION 4 REQUIREMENTS FOR CONTROL Article 24 Converter energisation and synchronisation, Article 25 Interaction between HVDC System(s) and other Connections, Article 26 Power oscillation damping capability, Article 27 Sub-synchronous torsional interaction damping capability, Article 28 Network characteristics, Article 29 HVDC System robustness, SECTION 5 REQUIREMENTS FOR PROTECTION DEVICES AND SETTINGS Article 30 Reconnection, Article 31 Electrical protection schemes and settings, Article 32 Priority ranking of protection and control, Article 33 Changes to protection and control schemes and settings, SECTION 6 REQUIREMENTS FOR POWER SYSTEM RESTORATION Article 34 Black start, Article 35 Isolated network operation, Article 36 Modernisation, development and replacement CHAPTER 3 REQUIREMENTS FOR DC-CONNECTED POWER PARK MODULES AND HVDC SUBSTATIONS CONNECTING DC-CONNECTED POWER PARK MODULES Article 37 Frequency stability requirements, Article 38 Reactive Power and Voltage requirements, Article 39 Control Requirements, Article 40 Network characteristics, Article 41 Protection requirements, Article 42 Power Quality, Article 43 General System, Management Requirements applicable to DC connected PPMs CHAPTER 4 INFORMATION EXCHANGE AND COORDINATION SECTION 1 MONITORING Article 44 Operation, Article 45 Parameter setting, Article 46 Fault recording and Monitoring, Article 47 Fault analysis and disturbances, Article 48 Simulation models, CHAPTER 5 OPERATIONAL NOTIFICATION PROCEDURE FOR CONNECTION Article 49 General provisions, Article 50 Energisation Operational Notification (EON) for HVDC Systems, Article 51 Interim Operational Notification (ION) for HVDC Systems, Article 52 Final Operational Notification (FON) for HVDC Systems, Article 53 Limited Operational, Notification (LON) for HVDC Systems, Article 54 General provisions, Article 55 Energisation Operational Notification (EON) for DC-connected Power Park Modules, Article 56 Interim Operational Notification (ION) for DC-connected Power Park Modules Article 57 Final Operational Notification (FON) for DC-connected Power Park Modules, Article 58 Limited Operational Notification (LON) for DC-connected Power Park Modules, Article 59 General provisions, Article 60 General provisions, CHAPTER 6 COMPLIANCE CHAPTER 7 DEROGATIONS Article 61 General Provisions, Article 62 Request for Derogation, Article 63 Decision on Derogation, Article 64 Compliance of Existing HVDC Systems and Existing DC-connected Power Park Modules, Article 65 Register of derogations to the Network Code CHAPTER 8 FINAL PROVISIONS Article 66 Amendment of contracts and general terms and conditions, Article 67 Entry into force 1. General provisions Requirements 5. Operational Notification Procedure for Connection 6. Compliance 7. Derogations 8. Final Provisions , Dok nr. 14/ Network Code aktørmøde - Knud Johansen 12

13 Hvordan er relationerne imellem Network Codes? Connection Codes Market Codes Operational Codes , Dok nr. 14/ Network Code aktørmøde - Knud Johansen 13

14 Hvornår forventes hvilken NC? , Dok nr. 14/ Network Code aktørmøde - Knud Johansen 14

15 Hvad har vi kommenteret i RfG & DCC? Via Energistyrelsen har Energinet.dk kommenteret den seneste udgave af NC RfG en som blev forelagt på møde i EU Cross Boarder Committee Primært er kommenteret definitioner og uklare punkter med forslag til forbedringer og med angivelse af retfærdiggørelse for ændringerne - Forslag til reorganisering af tekst i visse afsnit for at skabe klarhed over kravene Via vores deltagelse i ENTSO-E Connection Code Team har vi afgivet interne kommentarer til NC DCC - Primært er kommenteret afsnit med meget uklar definitioner og krav med forslag til forbedringer som i visse tilfælde også er anført for NC RfG - En klassifikation for anlægs størrelser som i NC RfG overvejes , Dok nr. 14/ Network Code aktørmøde - Knud Johansen 15

16 Hvor finder jeg mere om Network Codes? , Dok nr. 14/ Network Code aktørmøde - Knud Johansen 16

17 , Dok nr. 14/ Network Code aktørmøde - Knud Johansen 17

18 NC RfG Network Code on requirements for grid connection of generators Flemming Brinch Nielsen, FBN 18

19 Indholdsfortegnelse TITLE I, GENERAL PROVISIONS; Article 1-9 TITLE II, REQUIREMENTS; Article TITLE III, OPERATIONAL NOTIFICATION PROCEDURE FOR CONNECTION; Article TITLE IV, COMPLIANCE; Article TITLE V, DEROGATIONS; Article TITLE VI, TRANSITIONAL ARRANGEMENTS FOR EMERGING TECHNOLOGIES; Article TITLE VII, FINAL PROVISIONS; Article FBN 19

20 TITLE I, GENERAL PROVISIONS; Article 1-9 Article 1: Subject matter Krav for net-tilslutning af generatorer i det sammenkoblede europæiske elsystem Skaber fair konkurrence i det interne el-marked, sikre system sikkerhed, integrerer vedvarende energi, facilitere europæisk el-handel Article 2: Definitions General provision Requirements Operational Notification Procedure for Connection Compliance Article 3: Right to refuse grid connection for new power generating modules NC RfG er gældende for nye anlæg som anses for at være væsentlige i henholdt til artikel 5 DSO og TSO kan afvise en net-tilslutning af anlæg der ikke leve op til NC RfG TSO og DSO skal informere om afvisningen til NRA Derogations Emerging technolgies Final Provisions FBN 20

21 TITLE I, GENERAL PROVISIONS; Article 1-9 Article 4: Application to existing power generating modules Som udgangspunkt gælder NC RfG kun for nye anlæg Ved ændringer på eksisterende anlæg (ny net-tilslutningsaftalen), skal TSO i samarbejde med NRA bestemme, hvilke dele af NC RfG anlægget skal opfylde Mulighed for at gøre NC RfG gældende over for eksisterende anlæg Hvert tredje år kan kravene til eksisterende anlæg revurdere i forhold til NC RfG. Interessenter skal adviseres inden undersøgelse igangsættes General provision Requirements Operational Notification Procedure for Connection Compliance Article 5: Determination of significance Definition af væsentlige anlæg. (spændingsniveau/kapacitet), Tabel 1 Article 6: Application to synchronous power generating modules, pumpstorage power generating modules, combined heat and power facilities, and industrial sites Offshore synkron generator anlæg skal overholde onshore krav til synkron anlæg Derogations Emerging technolgies Final Provisions FBN 21

22 Definition af væsentlige anlæg. Tabel 1 Synchronous areas Limit for maximum capacity threshold from which a power generating module is of type B Limit for maximum capacity threshold from which a power generating module is of type C Limit for maximum capacity threshold from which a power generating module is of type D Continental Europe 1 MW 50 MW 75 MW Great Britain 1 MW 50 MW 75 MW Nordic 1.5 MW 10 MW 30 MW Ireland 0.1 MW 5 MW 10 MW Baltic 0.5 MW 10 MW 15 MW Dk deltager i 2 synkronområder, CE og Nordic FBN 22

23 Definition af væsentlige anlæg. Dk forslag til tabel 1 Synchronous areas Continental Europe Type A: Type B: Type C: Type D: 0.8 kw P n < 1MW 1MW P n < 50MW 50 MW P n < 75 MW 75 MW P n v 100 kv U c Great Britain 0.8 kw P n < 1MW 1MW P n < 50MW 50 MW P n < 75 MW 75 MW P n v 100 kv U c Nordic 0.8 kw P n < 1.5MW 1.5MW P n < 10MW 10 MW P n < 30 MW 30 MW P n v 100 kv U c Ireland 0.8 kw P n < 0.1MW 0.1 kw P n < 5 MW 5 MW P n < 10 MW 10 MW P n v 100 kv U c Baltic 0.8 kw P n < 0.5MW 0.5 kw P n < 10 MW 10 MW P n < 15 MW 15 MW P n v 100 kv U c Anvendte definitioner for vind og termiske generatorer: A: Kraftværksenheder over 11 kw og til og med 50 kw B: Kraftværksenheder over 50 kw og til og med 1,5 MW C: Kraftværksenheder over 1,5 MW og til og med 25 MW D: Kraftværksenheder over 25 MW eller tilsluttet transmissionsnettet FBN 23

24 TITLE I, GENERAL PROVISIONS; Article 1-9 Article 7: Regulatory aspects NRA der skal godkende nationale ændringer i NC RfG krav Article 8: Recovery of costs NRA skal godkende omkostninger genereret af NC RfG Omkostninger inddrives over tariffer og andre mekanismer Article 9: Confidentiality obligations Forretningsoplysninger skal behandles konfidentiel General provision Requirements Operational Notification Procedure for Connection Compliance Derogations Emerging technolgies Final Provisions FBN 24

25 TITLE II, REQUIREMENTS; Article Article 10: General requirements for type A power generating modules forblive på nettet ved frekvensændringer (lille ændring) levere stabilt output uafhængig af ændringer i frekvens LFSM-O respons fjernstyret systemværn funktionalitet Article 11: General requirements for type B power generating modules opfylde samme krav som kategori A fjernstyrering af output power (frekvensstabilitet) FRT egenskaber, før/efter fejl konditioner i POC (Robustness) yde mest muligt spændingssupport inden for design grænser udveksling online information mellem anlæg og netværksoperatør General provision Requirements Operational Notification Procedure for Connection Compliance Derogations Emerging technolgies Final Provisions FBN 25

26 NC RfG Tabel 2. minimum tid/frekvens Synchronous area Continental Europe Nordic Great Britain Ireland Baltic Frequency range 47.5 Hz 48.5 Hz Time period for operation To be defined by each TSO in accordance with Article 7(1), but not less than 30 minutes To be defined by each TSO with due regard to the provisions of Article 7(1), but not less than the 48.5 Hz 49.0 Hz period for 47.5 Hz 48.5 Hz 49.0 Hz 51.0 Hz Unlimited 51.0 Hz 51.5 Hz 30 minutes 47.5 Hz 48.5 Hz 49.0 Hz 50.5 Hz 30 minutes To be defined by each TSO in accordance with Article 7(1), but not less than 30 minutes 48.5 Hz 49.0 Hz 49.0 Hz 51.0 Hz Unlimited 51.0 Hz 51.5 Hz 30 minutes 47.0 Hz 47.5 Hz 20 seconds 47.5 Hz 48.5 Hz 90 minutes To be defined by each TSO in accordance with Article 7(1), but not less than 90 minutes 48.5 Hz 49.0 Hz 49.0 Hz 51.0 Hz Unlimited 51.0 Hz 51.5 Hz 90 minutes 51.5 Hz 52.0 Hz 15 minutes 47.5 Hz 48.5 Hz 90 minutes 48.5 Hz 49.0 Hz To be defined by each TSO in accordance with Article7(1), but not less than 90 minutes 49.0 Hz 51.0 Hz Unlimited 51.0 Hz 51.5 Hz 90 minutes To be defined by each TSO in accordance with Article 7(1), but not less than 30 minutes 47.5 Hz 48.5 Hz To be defined by each TSO in accordance with Article 7(1), but not less than the period for Hz 49.0 Hz Hz 48.5 Hz 49.0 Hz 51.0 Hz Unlimited 51.0 Hz 51.5 Hz To be defined by each TSO in accordance with Article 7(1), but not less than 30 minutes FBN 26

27 TITLE II, REQUIREMENTS; Article Article 12: General requirements for type C power generating modules Kategori C anlæg skal opfylde samme krav som type A og B anlæg samt; skal kunne modtage set-punkter for effekt produktion. LFSM-U respons. Samme krav som ved LFSM-O aktiv effekt respons i FSM, frequency sensitive mode FRC funktionalitet, specificeret af TSO. online monitorering af FSM. automatisk udkobling ved forskellige spændingsniveauer. anlægsstabilitet; stabilt inden for sit PQ-diagram, kunne modstå automatiske omkoblinger i nettet re-synkronisering, mm ved genetablering af systemet system overvågning, automatisk udkoble anlægget ved tab af system kontrol, overvåge nettet i forbindelse med fejl, måle systemsvingninger elektrisk simuleringsmodel. Dynamisk og statisk model, General provision Requirements Operational Notification Procedure for Connection Compliance Derogations Emerging technolgies Final Provisions FBN 27

28 FRT krav, synkron generatorer type B og C FBN 28

29 TITLE II, REQUIREMENTS; Article Article 13: General requirements for type D power generating modules Type D anlæg skal opfylde samme krav som A, B og C anlæg Anlægget skal blive på nettet inden for spændingsgrænserne defineret i tabel 6.1 og 6.2 FRT egenskaber, før/efter fejl konditioner i POC, symmetrisk/asymmetrisk udstyret med et synkroniseringssystem General provision Requirements Operational Notification Procedure for Connection Compliance Derogations Emerging technolgies Final Provisions FBN 29

30 FRT krav, synkron generatorer type D FBN 30

31 TITLE II, REQUIREMENTS; Article CHAPTER II REQUIREMENTS FOR SYNCHRONOUS POWER GENERATING MODULES Article 14: Requirements for type B synchronous power generating modules Supplerende krav til synkronanlæg type B; krav til spændingsstabilitet. automatisk regulering af reaktiv effekt så anlægget kan arbejde i hele generatorens spændingsområde General provision Requirements Operational Notification Procedure for Connection Compliance Article 15: Requirements for type C synchronous power generating modules Supplerende krav til synkronanlæg type C; Skal overholde følgende; reaktiv kompensering frem til POC (anlægsejer) Netværksoperatør og TSO definere arbejdsområdet for U-Q/Pmax karakteristikken Derogations Emerging technolgies Final Provisions FBN 31

32 TITLE II, REQUIREMENTS; Article Article 16: Requirements for type D synchronous power generating modules Supplerende krav til synkronanlæg type D Krav til spændingsstabilitet. automatisk spændings regulering (AVR) samt specifikation og performance af magnetiseringssystemet, stator strømbegrænser. PSS-funktion. TSO definerer opsætningen. Anlægsejer og TSO skal aftale krav til spændingsvinkel stabilitet under fejl General provision Requirements Operational Notification Procedure for Connection Compliance Derogations Emerging technolgies Final Provisions FBN 32

33 Requirements applicable to all Power Generating Modules Requirements applicable to all Power generating Modules Type Type A Type B Type C Type D Frequency ranges Frequency stability X X X X LFSM-O Frequency stability X X X X ROCOF Frequency stability X X X X Constant output at target active power Frequency stability X X X X Maximum active power reduction at underfrequency Frequency stability X X X X automatic connection Frequency stability X X X X Remote on/off Frequency stability X X Active power reduction Frequency stability X Active power controllability and control range Frequency stability X X Disconnection of load due to underfrequency Frequency stability X X Frequency restoration control Frequency stability X X Frequency sensitive mode Frequency stability X X LFSM-U Frequency stability X X Monitoring of frequency response Frequency stability X X FRT capability Robustness of generating unit X X X Control schemes and settings General System management X X X Information exchange General System management X X X Priority ranking of protection and control General System management X X X Transformer neutral point treatment General System management X X Changes to/modernization or replacement of equipment of generating units General System management X X Electric protection schemes and settings General System management X X X Installation of devices for system operation and/or recording General System management X X Instrumentation for fault and dynamic behavior recording General System management X X Loss of stability General System management X X Rate of change of active power General System management X X Simulations models General System management X X Synchronization General System management X Auto reclosures Robustness of generating unit X X Steady-state stability Robustness of generating unit X X Reconnection after an incidental disconnection due to network disturbance System restoration X X X Black start capability System restoration O O Capability to take part in isolated network operation System restoration X X Quick re-synchronization System restoration X X High/low voltage disconnection Voltage stability X Voltage ranges Voltage stability X FBN 33

34 TITLE II, REQUIREMENTS; Article CHAPTER III REQUIREMENTS FOR POWER PARK MODULES Article 17: Requirements for type B power park modules Skal opfylde krav for synkronanlæg type A og B Netværksoperatør kan specificere PQ-karakteristik i forhold til reaktiv effekt kapacitet Netværksoperatør i samarbejde med TSO har ret til at kræve, at enheden kan levere en hurtig fejlstrøm i COP ved symmetriske fejl Netværksoperatør i samarbejde med TSO har ret til at definere krav til respons på asymmetriske fejl FRT egenskaber. General provision Requirements Operational Notification Procedure for Connection Compliance Derogations Emerging technolgies Final Provisions FBN 34

35 TITLE II, REQUIREMENTS; Article Article 18: Requirements for type C power park modules Type C PPM skal overholde kravene for synkronanlæg type A og B Krav til frekvensstabilitet: levere syntetisk inerti ved meget hurtige frekvensændringer (TSO) Tillægskrav til spændingsstabilitet: skal kompensere reaktiv effekt produktion/infrastrukturen i POC skal kunne kan arbejde i hele generatorens spændingsområde defineret ved en U-Q/P karakteristik General provision Requirements Operational Notification Procedure for Connection Compliance Derogations Article 19: Requirements for type D power park modules Type D Power-Park moduller skal overholde kravene for Power park moduler type A B og C Emerging technolgies Final Provisions FBN 35

36 TITLE II, REQUIREMENTS; Article CHAPTER IV REQUIREMENTS FOR OFFSHORE POWER PARK MODULES Article 20: General provisions AC tilsluttede offshore PPM skal have et offshore POC, for at blive betegnet som et offshore anlæg. DC tilsluttede offshore PPM skal ikke opfylde kravene i denne kode. POC for offshore PPM defineres af netværksoperatøren Netværkskonfigurationer for offshore power-parks, enkel/multi tilslutningspunkt Article 21: Frequency stability requirements applicable to AC-connected offshore power park modules opfylde samme krav til frekvens stabilitet som onshore anlæg General provision Requirements Operational Notification Procedure for Connection Compliance Derogations Emerging technolgies Final Provisions FBN 36

37 TITLE II, REQUIREMENTS; Article Article 22: Voltage stability requirements applicable to AC-connected offshore power park modules forblive tilkoblet til nettet indenfor grænserne (POC) defineret i tabel 10 samme krav til spændingsstabilitet som type B, C og D onshore anlæg samme krav til reaktiv effekt regulering som type C og D onshore anlæg Article 23: Robustness requirements applicable to AC-connected offshore power park modules samme krav til robusthed som type B, C og D onshore PPM Article 24: System restoration requirements applicable to AC-connected offshore power park modules samme krav efter blackout som type B, C og D onshore PPM Article 25: General system management requirements applicable to ACconnected offshore power park modules samme krav til system management efter blackout som type B, C og D onshore PPM General provision Requirements Operational Notification Procedure for Connection Compliance Derogations Emerging technolgies Final Provisions FBN 37

38 Additional requirements Requirements applicable to Synchronous Power Generator Modules Type A B C D Post fault active power recovery Robustness of generating X X X unit Voltage control system, simple Voltage stability X X Reactive power capability, simple Voltage stability X Reactive power capability at maximum active power Voltage stability X X Reactive power capability below maximum active Voltage stability X X power Voltage control system, Voltage stability X Requirements applicable to Power park Modules Type A B C D Synthetic inertia capability Frekvens stabilitet X X Post fault active power recovery Robustness of generating X X X unit Reactive current injection Voltage stability X X X Reactive power capability, simple Voltage stability X Priority to active or reactive power contribution Voltage stability X X Reactive power capability at maximum active power Voltage stability X X Reactive power capability below maximum active Voltage stability X X power Reactive power control modes Voltage stability X X Power oscillations damping control Voltage stability X X FBN 38

39 TITLE III, OPERATIONAL NOTIFICATION PROCEDURE FOR CONNECTION; Article Article 26: General provisions Anlægsejer skal bevise, at hans anlæg efterlever kravene i forordningen General provision Requirements Article 27: Operational notification of type A power generating modules Anlægsejer skal fremsende et installationsdokument til netværks operatør. Netværksoperatør skal tillade, at tredje part fremsender installationsdokumentet på vejende af anlægsejer Minimumskrav til indhold i installationsdokumentet; tilslutningssted, datoen for tilslutningen, maksimal kapacitet i kw, primær energikilde, klassificeringen af anlægget som en ny teknologi, henvisning til produktcertifikater, kontaktoplysninger på anlægs ejer, installatøren og deres signaturer Anlægsejer skal informere netværksoperatør ved permanet nedlukning af et anlæg Information vedrørende idriftsættelse eller nedlukning af et anlæg skal kunne oplyses elektronisk Operational Notification Procedure for Connection Compliance Derogations Emerging technolgies Final Provisions FBN 39

40 TITLE III, OPERATIONAL NOTIFICATION PROCEDURE FOR CONNECTION; Article General provision Article 28: Operational notification of type B, C and D power generating modules Der må anvendes type certifikater til godkendelsesproceduren for type B, C og D anlæg Article 29: Procedure for type B and C power generating modules Anlægsejer skal bevise, at krav overholdes. Et PGMD (power generating module document), laves for hver enhed i et anlæg Netværksoperatør definere, hvilke informationer PGMD skal indeholde. Netværksoperatøren skal udstede en FON til anlægsejer når PGMD er godkendt Anlægsejer skal informere netværksoperatør i forbindelse med permanet nedlukning af et anlæg Information vedrørende idriftsættelse eller nedlukning af anlæg skal kunne oplyses elektronisk Requirements Operational Notification Procedure for Connection Compliance Derogations Emerging technolgies Final Provisions FBN 40

41 TITLE III, OPERATIONAL NOTIFICATION PROCEDURE FOR CONNECTION; Article Article 30: Procedure for type D power generating modules Tilslutningsproceduren for type D anlæg skal bestå af en; EON (koblingsaftale) ION (midlertidig nettilslutningstilladelse) FON (nettilslutningstilladelse)(idriftsættelse) (LON begrænset benyttelsestilladelse) Article 31: Energisation operational notification for type D power generating modules EON giver anlægsejer ret til at spændingssætte hans anlæg via POC Article 32: Interim operational notification for type D power generating modules ION giver anlægsejer lov til foreløbig, at idriftsætte sit anlæg og producere effekt i en begrænset tid General provision Requirements Operational Notification Procedure for Connection Compliance Derogations Emerging technolgies Final Provisions FBN 41

42 TITLE III, OPERATIONAL NOTIFICATION PROCEDURE FOR CONNECTION; Article Article 33: Final operational notification for type D power generating modules Anlægsejer har ret til at operere sit anlæg, når han er givet en FON Netværksoperatør skal udskrive en FON, når anlægsejer har rettet evt. fejl og mangler fundet under ION Netværksoperatør kan udstede en dispensation ved mangler identificeret i forbindelse med FON. Netværksoperatør, har han ret til at tilbageholde driftsgodkendelse ind til uoverensstemmelserne er afklaret mellem parterne. Article 34: Limited operational notification for type D power generating modules opstår fejl efter FON er udstedt, skal fejlen oplyses hurtigst mulig. Kan fejlen ikke korrigeres inden 3mdr, skal anlægsejer ansøge om LON hurtigst muligt. FON suspenderes i LON perioden. LON må max være på 12 mdr. Anlægsejer mister FON hvis LON udløber og problemet ikke er løst General provision Requirements Operational Notification Procedure for Connection Compliance Derogations Emerging technolgies Final Provisions FBN 42

43 TITLE III, OPERATIONAL NOTIFICATION PROCEDURE FOR CONNECTION; Article CHAPTER II COST BENEFIT ANALYSIS Article 35: Identification of costs and benefits of application of rules to existing power generating modules For eksisterende anlæg, som vurderes relevante af TSO og NRA, skal der udarbejdes en CBA hvori der fremgår hvilke fordele/ulemper der opnås ved at opgradere anlæg så det opfylder alle eller nogle af kravene i NC RfG Krav til indhold af CBA; Økonomi, de samfundsøkonomiske elementer og forsyningssikkerhed, påvirkning af handelskapacitet, mål for vedvarende energi, øvrige relevante elementer Såfremt NRA godkender indstillingen skal ændring af anlægget ske inden for en 3årige periode General provision Requirements Operational Notification Procedure for Connection Compliance Derogations Emerging technolgies Final Provisions FBN 43

44 TITLE IV, COMPLIANCE; Article CHAPTER I COMPLIANCE MONITORING Article 36: Responsibility of the power generating facility owner Anlægsejer skal sikre at kravene i NC RfG opfyldes igennem anlæggets levetid Før ændringer på anlægget påbegyndes skal anlægsejer have accept fra netværks operatør Ved hændelser eller fejl på anlægget som har indflydelse på overholdelse af kravene skal anlægsejer hurtigst mulig informerer netværksoperatøren Article 37: Tasks of the relevant network operator Netværksoperatør har ret til, at undersøge om et anlæg lever op til NC RfG i hele anlæggets levetid Netværks operatør kan kræve, at anlægsejer skal udfører en ny test/simulering af hans anlæg FBN 44

45 TITLE IV, COMPLIANCE; Article Article 38: Common provisions for compliance testing Test af individuelle enheder i et anlæg er, for at sikre at anlægget opfylder kravene i NC RfG Netværksoperatør skal give anlægsejer mulighed for alternativ tests såfremt disse er effektive og tilstrækkelige til at bevise at anlægget lever op til NC RfG. Anlægsejer er ansvarlig for udførelse af verifikationstestene. Netværks operatør skal assistere, og ikke ubegrundet forsinke testene Netværksoperatør har ret til at deltage i tests og registrerer anlæggets egenskaber, enten på stedet eller eksternt. Anlægsejer skal sikre sig at det rette udstyr og fagfolk er til stede under hele testen FBN 45

46 TITLE IV, COMPLIANCE; Article Article 39: Common provisions on compliance simulation Simulering af performance af individuelle generatorer i et anlæg skal demonstrere at kravene i NC RfG er overholdt. Uanset minimumskravene i NC RfG, skal; Netværksoperatør kan kræve at anlægsejer udfører yderligere simuleringer For at demonstrere overholdelse af kravene i NC FfG, skal anlægsejer udarbejde en rapport med resultaterne af simulering af de individuelle enheder. anlægsejer udlevere de anvendte simuleringsmodeller Netværksoperatør skal udlevere de relevante parametre omkring nettet for at anlægsejer kan udfører simuleringerne FBN 46

47 TITLE IV, COMPLIANCE; Article CHAPTER II COMPLIANCE TESTING FOR SYNCHRONOUS POWER GENERATING MODULES Article 40: Compliance tests for type B synchronous power generating modules skal eftervise LFSM-O respons og beskrevne scenarier Article 41: Compliance tests for type C synchronous power generating modules Udover type B anlægstest skal type C anlæg demonstrere overholdelse af; LFSM-U respons FSM respons frekvens genoprettelse Black start funktionalitet (hvis krævet) Trip af egen belastning Reaktiv effekt egenskaber FBN 47

48 TITLE IV, COMPLIANCE; Article Article 42: Compliance tests for type D synchronous power generating modules Type D anlæg skal foretages test som type B og C anlæg CHAPTER III COMPLIANCE TESTING FOR POWER PARK MODULES Article 43: Compliance tests for type B power park modules Type B PPM skal eftervise LFSM-O og beskrevne scenarier FBN 48

49 TITLE IV, COMPLIANCE; Article Article 44: Compliance tests for type C power park modules Type C anlæg skal foretage test/simuleringer som type B anlæg, samt teste; kontrol af aktiv effekt, LFSM-U respons test, FSM respons test, frekvens genoprettelse test, Reaktiv effekt egenskaber, Spændingskontrol test (spændings regulering), Fast reaktiv kontrol test (Q regulering), PF regulering Article 45: Compliance tests for type D power park modules Type D anlæg skal foretage test som for type B og C FBN 49

50 TITLE IV, COMPLIANCE; Article CHAPTER IV COMPLIANCE TESTING FOR OFFSHORE POWER PARK MODULES Article 46: Compliance tests for offshore power park modules Testene beskrevet i artikel 43(2) og 44(2) (3) (4) (5) (7) (8) (9), skal udføres for offshore PPM CHAPTER V COMPLIANCE SIMULATIONS FOR SYNCHRONOUS POWER GENERATING MODULES Article 47: Compliance simulations for type B synchronous power generating modules LFSM-O respons simulering. FRT simulering genetablering af aktiv effekt efter fejl FBN 50

51 TITLE IV, COMPLIANCE; Article Article 48: Compliance simulations for type C synchronous power generating modules Overholde krav for type B anlæg, LFSM-U respons FSM respons Ø-drift reaktive egenskaber Article 49: Compliance simulations for type D synchronous power generating modules Type D anlæg skal opfylde samme krav til simulering som B og C anlæg på nær type B FRT. PSS funktionalitet FRT funktionalitet FBN 51

52 TITLE IV, COMPLIANCE; Article CHAPTER VI COMPLIANCE SIMULATIONS FOR POWER PARK MODULES Article 50: Compliance simulations for type B power park modules LFSM-O respons Injektion af reaktiv strøm under spændingsdyk FRT egenskaber Genetablering af aktiv effekt efter fejl Article 51: Compliance simulations for type C power park modules LFSM-U respons FSM respons Ø- drift Syntetisk inerti Reaktiv effekt egenskaber PSS funktionalitet FBN 52

53 TITLE IV, COMPLIANCE; Article Article 52: Compliance simulations for type D power park modules Type D PPM skal opfylde samme krav til simulering som B og C anlæg FRT egenskaber for generatoranlæg (moduler) i en power park iht. A13(3)(a) CHAPTER VII COMPLIANCE SIMULATIONS FOR OFFSHORE POWER PARK MODULES Article 53: Compliance simulations applicable to offshore power park modules Samme krav til simulering af offshore PPM som for type B og C onshore anlæg FBN 53

54 TITLE IV, COMPLIANCE; Article CHAPTER VIII NON-BINDING GUIDANCE AND MONITORING OF IMPLEMENTATION Article 54: Non-binding guidance on implementation ENTSO-E skal inden for 6 mdr. efter ikrafttrædelse af NC RfG, publicere hjælpedokumenter. Dette skal efterfølgende udføres hvert 2 år ENTSO-E skal konsultere interessenter ved udarbejdelsen af hjælpedokumentet Dokumentet skal beskrive de tekniske problemstillinger, forhold og indbyrdes afhængigheder der kan forekomme nationalt ved opfyldelse af NC RfG Article 55: Monitoring ENTSO-E skal overvåge implementeringen af NC RFG Identificere evt. problemstillinger ved implementeringen på nationalt niveau Evt. revurdere kravene i NC RfG ACER/ENTSO-E skal efter 3 mdr. udarbejde info i forhold til (EC) No 714/ FBN 54

55 TITLE V, DEROGATIONS; Article Article 56: Power to grant derogations NRA kan give dispensation for et eller flere krav i NC RfG Article 57: General provisions NRA skal specificere, hvilken dispensationer de godkender, og efterfølgende oplyse disse til EU kommissionen Kommissionen kan kræve, at NRA ændre kriterierne, hvis den mener, at de ikke er i overensstemmelse med denne forordning eller dens mål NRA kan beslutte at anlæg ikke skal opfylde specifikke krav, fra den dag ansøgningen om dispensation er ansøgt General provision Requirements Operational Notification Procedure for Connection Compliance Derogations Emerging technolgies Final Provisions FBN 55

56 TITLE V, DEROGATIONS; Article General provision Article 58: Request for derogation by a power generating facility owner Anlægsejer har ret til at ansøge om dispensation Anlægsejer skal søge om dispensation igennem den relevante netværks operatør. Krav til indhold i ansøgning; ejer og kontakt person beskrivelse af anlæg som skal dispenseres beskrivelse af dispensation og detaljeret begrundelse bevis på at dispensationen ikke vil have negativ indflydelse på handel og marked Hvis NRA giver dispensation, skal varigheden specificeres NRA skal underrette interessenter om beslutningen NRA har ret til at annullere dispensationen, hvis grundlaget for dispensationen ændres Requirements Operational Notification Procedure for Connection Compliance Derogations Emerging technolgies Final Provisions FBN 56

57 TITLE V, DEROGATIONS; Article Article 59: Request for derogation by a relevant network operator or relevant TSO Netværksoperatør og TSO har ret til at ansøge om dispensation for krav i NC RfG Ansøgningen om dispensation skal sendes til NRA. Krav til indhold af ansøgning; DSO/TSO og kontakt person beskrivelse af anlæg som skal dispenseres inklusiv installeret effekt og antal af moduler beskrivelse af dispensation og detaljeret begrundelse bevis på at dispensationen ikke vil have indflydelse på handel og mark NRA kan definere yderligere krav til ansøgningen om dispensation NRA kan annullere dispensationen, hvis grundlaget for dispensationen ændres General provision Requirements Operational Notification Procedure for Connection Compliance Derogations Emerging technolgies Final Provisions FBN 57

58 TITLE V, DEROGATIONS; Article Article 60: Register of derogations from the requirements of this Regulation NRA skal arkivere alle ansøgninger om dispensationer. Disse skal oplyses hver 6. mdr. til ACER og ENTSO-E. Krav til indhold af de arkiverede dispensationsansøgninger kravet (i NC RfG) hvor dispensation er givet eller afslået indhold at dispensation konsekvens af dispensation baggrund for at give eller afvise dispensation Article 61: Monitoring of derogations from requirements of this Regulation ACER skal overvåge dispensationsprocessen i samarbejde med NRA ACER kan foreslå NRA en tilbagekaldelse af en givet dispensation FBN 58

59 TITLE VI, TRANSITIONAL ARRANGEMENT FOR EMERGIN TECHNOLOGIES; Article Article 62: Emerging technologies Emergin technology anlæg skal kun overholde kravene i artikel 27 Definition af Emergin technology det er type A er kommercielt levedygtig teknologi Installeret effekt af teknologien ikke overstiger defineret niveau Article 63: Establishment of thresholds for classification as emerging technologies Samlet max produktions kapacitet for Emergin technologies i et synkron område, må ikke overstige 0,1% af det årlige maximale forbrug beregnet fra året før NC RfG er trådt i kraft General provision Requirements Operational Notification Procedure for Connection Compliance Derogations Emerging technolgies Final Provisions FBN 59

60 TITLE VI, TRANSITIONAL ARRANGEMENT FOR EMERGIN TECHNOLOGIES; Article Article 64: Application for classification as an emerging technology Article 65: Assessment and approval of requests for classification as an emerging technology NRA skal offentliggøre listen over emerging technology anlæg. (12mdr dop) Article 66: Revocation of classification as an emerging technology Producenter af emerging technology anlæggene skal indgive en opdateret liste hver måned over salget af emerging technology anlæg. NRA skal offentliggøre en liste over den samlede produktion kapacitet fra emerging technology anlæggene. Overskrides kapacitetsgrænsen angivet i artikel 63, kan NRA (ACER) tilbagetrække emerging technology klassifikationen. General provision Requirements Operational Notification Procedure for Connection Compliance Derogations Emerging technolgies Final Provisions FBN 60

61 TITLE V, FINAL PROVISIONS; Article TITLE VII FINAL PROVISIONS Article 67: Amendment of contracts and general terms and conditions Alle relevante paragraffer i kontrakter og generelle tilslutningsbetingelser skal ændres så de efterlever kravene i NC RfG NRA skal sikre, at de nationale regler afspejler kravene i forordningen NC RfG Article 68: Entry into force Forordningen træder i kraft 20 dage efter publicering fra EU. Kravene i forordningen skal efterleves senest 2 år efter publicering. Forordningen er bindende i sin helhed og direkte gældende for alle medlemsstater. General provision Requirements Operational Notification Procedure for Connection Compliance Derogations Emerging technolgies Final Provisions FBN 61

62 Summary TITLE I, GENERAL PROVISIONS; Article 1-9 For generatorer, nye anlæg, kan revurdere krav hvert 3. år, omkostninger over tariffer TITLE II, REQUIREMENTS; Article Minimal frekvens ændring, FRT krav, online information, syntetisk inerti PPM TITLE III, OPERATIONAL NOTIFICATION PROCEDURE FOR CONNECTION; Article Tillad tredjepart, ONP EON/ION/FON/LON, PGMD, CBA for eksisterende anlæg TITLE IV, COMPLIANCE; Article Overholde krav i hele anlæggets levetid, ændringer skal pre-godkendes, FRT simulering, syntetisk inerti TITLE V, DEROGATIONS; Article Guidelines fra NETSO-E/NRA, evaluere i forhold til (EC) No 714/2009, Dispensation fra NRA (anlægsejer, DSO, TSO), Dispensationer deles med EU, register med ansøgninger, Dispensationer overvåges af ACER TITLE VI, TRANSITIONAL ARRANGEMENTS FOR EMERGING TECHNOLOGIES; Article Klassificering af emergin technology og max produktions andel, tilbagetrækning af klassificering TITLE VII, FINAL PROVISIONS; Article Kontrakter, tilslutningsbetingelser og nationale regler skal afspejle krav i NC RfG Gælder for alle medlemsstater, 2 år til implementering FBN 62

63 Aktørmøde NC DCC introduktion Jacob Michael Jørgensen, Energinet.dk , Dok nr. 14/ Network Code aktørmøde Jacob Michael Jørgensen 63

64 Agenda Indledning Struktur i NC DCC Requirements Operational Notification Procedure Compliance Opsummering og afrunding

65 Indledning Security of supply Hvad stiller NC DCC krav til? Hvornår træder NC DCC i kraft? Sustainab ility Competiti veness Fungere NC DCC med tilbagevirkende kraft? Hvorfor ønsker man at indfører krav til forbrugsenheder og distributionsnet? 65

66 Struktur i NC DCC Strukturen generelt TITLE II, Requirements; Article General frequency requirements - General voltage requirements - Short-circuit requirements - Reactive power requirements - Protection requirements - Control requirements - Information exchange - Demand disconnection for system defence and demand reconnection - General provisions for demand side response - Power quality - Simulation models TITTLE III, Operational Notification Procedure; Article Procedures for demand units with demand side response within a demand facility connected at or below 1000V - Procedures for demand units with demand side response within a demand facility connected above 1000V - Procedures for transmission connected distribution system connections and transmission connected demand facilities TiTLE I, General Provisions TITLE II, Requirements TITLE III, Operational Notification Procedure TITLE IV, Compliance TITLE V, Derogations TITLE VI, Final Provisions 66

67 Struktur i NC DCC TITTLE IV, Compliance; Article Responsibility of the demand facility owner and the distribution system operator - Tasks of the relevant system operator - Compliance testing for transmission connected distribution systems - Compliance testing for transmission connected demand facilities and closed distribution systems - Compliance simulations for transmission connected distribution systems - Compliance simulations for demand facilities TiTLE I, General Provisions TITLE II, Requirements TITLE III, Operational Notification Procedure TITLE IV, Compliance TITLE V, Derogations TITLE VI, Final Provisions 67

68 TITLE II, Requirements; Article General frequency requirements TiTLE I, General Provisions TITLE II, Requirements TITLE III, Operational Notification Procedure TITLE IV, Compliance TITLE V, Derogations TITLE VI, Final Provisions 68

69 TITLE II, Requirements; Article General voltage requirements TiTLE I, General Provisions Samlet karakteristik for frekvens og spænding TITLE II, Requirements TITLE III, Operational Notification Procedure TITLE IV, Compliance TITLE V, Derogations TITLE VI, Final Provisions 69

70 TITLE II, Requirements; Article Short-circuit requirements TiTLE I, General Provisions TITLE II, Requirements Reactive power requirements - 0,9-1 PF for forbrugsanlæg uden produktion - 0,9-0,9 PF for forbrugsanlæg med produktion - 0,9-0,9 PF for distributionsnet TITLE III, Operational Notification Procedure TITLE IV, Compliance TITLE V, Derogations TITLE VI, Final Provisions 70

71 TITLE II, Requirements; Article Protection requirements Protection scheme devices may cover the following elements: - external and internal short circuit protection; - over- and under-voltage at the connection point; - over- and under-frequency; - demand circuit protection; - back-up schemes against protection and switchgear malfunction. Control requirements The agreement shall cover the following elements: - isolated (network) operation; - damping of oscillations; - disturbances to the network; - automatic switching to emergency supply and come-back to normal topology; Prioritering af beskyttelses- og kontrolfunktioner TiTLE I, General Provisions TITLE II, Requirements TITLE III, Operational Notification Procedure TITLE IV, Compliance TITLE V, Derogations TITLE VI, Final Provisions 71

72 TITLE II, Requirements; Article Information exchange TiTLE I, General Provisions TITLE II, Requirements TITLE III, Operational Notification Procedure TITLE IV, Compliance TITLE V, Derogations TITLE VI, Final Provisions 72

73 TITLE II, Requirements; Article Demand disconnection for system defence and demand reconnection The low frequency demand disconnection scheme shall have the following functional capabilities: - disconnection of demand in stages for a range of operational frequencies; - frequency range: at least between Hz, adjustable in steps of 0.05 Hz; - operating time: no more than 150 ms after triggering the frequency setpoint; Indkobling efter et aflastningsscenarie TiTLE I, General Provisions TITLE II, Requirements TITLE III, Operational Notification Procedure TITLE IV, Compliance TITLE V, Derogations TITLE VI, Final Provisions 73

74 TITLE II, Requirements; Article Type General provisions for demand side response Active Power Control Reactive Power Control Transmission Constraint Management Very Fast Active Power Control System Frequency Control How does demand respond? Remotely controlled Remotely controlled Remotely controlled Autonomou s operation Autonomou s operation General Approach Voluntary service offered by the consumer and market-based a process is prescribed in the code by which appliances could be made DSR ready Voluntary service offered by the consumer and marketbased Voluntary service offered by the consumer and marketbased Voluntary serviceoffered by the consumer and marketbased Process is described in the code by which temperature controlled devices could be fitted to provide this service, with no noticeable consumer impact. Remuneration TiTLE I, General Provisions TITLE II, Requirements TITLE III, Operational Notification Procedure TITLE IV, Compliance TITLE V, Derogations TITLE VI, Final Provisions 74

75 TITLE II, Requirements; Article Power quality TiTLE I, General Provisions TITLE II, Requirements Simulation models TITLE III, Operational Notification Procedure TITLE IV, Compliance TITLE V, Derogations TITLE VI, Final Provisions 75

76 TITTLE III, Operational Notification Procedure; Article Procedures for demand units with demand side response within a demand facility connected at or below 1000V TiTLE I, General Provisions - Installation document Procedures for demand units with demand side response within a demand facility connected above 1000V - DSRUD (Demand Side Respons Unit Document) TITLE II, Requirements TITLE III, Operational Notification Procedure Procedures for transmission connected distribution system connections and transmission connected demand facilities Typecertifkat - EON (Energisation Operational Notification) - ION (Interim Operational Notification) - FON (Final Operational Notification) - LON (Limited Operation Notification) TITLE IV, Compliance TITLE V, Derogations TITLE VI, Final Provisions 76

77 TITTLE IV, Compliance; Article Responsibility of the demand facility owner and the distribution system operator TiTLE I, General Provisions TITLE II, Requirements Tasks of the relevant system operator TITLE III, Operational Notification Procedure TITLE IV, Compliance TITLE V, Derogations TITLE VI, Final Provisions 77