Europese Netwerkcodes voor Elektriciteit en hun

Europese Netwerkcodes voor Elektriciteit
en hun invloed op eisen aan gebruikers
en producenten
ir. Ton Geraerds, Strategic Engineer, RWE Generation SE, GCN-TE
(wegens ziekte waargenomen door Marcel Bakkers, Manager Electrical Engineering, GCN-TE)
17 december 2014
Agenda
Waarom Europese “Network Codes”?
De verschillende Network Codes voor Elektriciteit
en de actuele status van ontwikkeling
Network Code on Requirements for grid
connections applicable to all Generators (NC RfG)
en Demand Connection Code (DCC) versus huidige
Nederlandse Codes
Wordt onze Netkwaliteit echt zo slecht of kunnen
we nog iets doen?
RWE Generation
17/12/2014
PAGE 2
Waarom Network Codes?
=> van historische “Sep” eisen (bedrijfsvaardigheidsproeven)
RWE Generation
17/12/2014
PAGE 3
Waarom Network Codes?
=> naar wettelijke eis en daarmee onderdeel van ‘License to Operate’
De Nederlandse Codes Elektriciteit:
https://www.acm.nl/nl/onderwerpen/energie/elektriciteit/codes-elektriciteit/inleiding/
bestaan uit:
•
Netcode Elektriciteit
•
Systeemcode
•
Meetcode Elektriciteit
•
Begrippenlijst Elektriciteit
•
Samenwerkingsregeling Elektriciteit
•
Gebiedsindeling
Zijn onderhevig aan verandering
(Marktontwikkelingen, regelgeving, etc.)
… … … … => Europese Netwerk Codes
Energiewetten
Elektriciteitswet 1998
Codes Elektriciteit
Tarievencode Elektriciteit
Informatiecode Elektriciteit en Gas
RWE Generation
17/12/2014
PAGE 4
Waarom Europese “Network codes”
 De vereiste ontwikkeling van European Network Codes is beschreven in:
 Het derde EU Energie Pakket: Dit is een wettelijk voorschrift om tot een
open interne gas- en elektriciteitsmarkt in Europa te komen. Doelstelling is
om de internationale handel te bevorderen door verdere opening van de
gas- en elektriciteitsmarkten in de EU. Het is in September 2009
aangenomen.
 Regulering (EC) No. 714/2009 vereist de oprichting van o.a. ENTSO-E (2011)
en beschrijft procedures voor ontwerp en invoering van nieuwe Europese
Network Codes.
 De Network Codes dienen gericht te zijn op grens overschrijdende issues,
het creëren van mogelijkheden voor integratie van RES, het zekerstellen
van de beschikbaarheid van elektriciteit, het vergroten van concurrentie en
Europese harmonisatie. De intentie is het vastleggen van minimale eisen.
 De Network Codes, geschreven door ENTSO-E, zijn niet bedoeld om de
noodzakelijke nationale netcodes te vervangen. De verwachting is dat de nieuwe
Europese codes in de nationale netcodes zullen worden geïmplementeerd.
RWE Generation
17/12/2014
PAGE 5
Achtergrond informatie
– EC = Europese Commissie
– ACER = Agency for the Cooperation of Energy Regulators
– NRA = National Regulatory Authority (in Nederland is dat ACM)
– TSO = Transmission System Operator (in Nederland is dat TenneT)
– ENTSO-E = European Network of Transmission System Operators for
Electricity (41 TSO’s uit 34 landen waarvan 28 EU lidstaten*))
– DSO = Distribution System Operator (in Nederland b.v. Enexis, Liander
etc.)
*) Difference: Bosnia and Herzegovina, Iceland, Montenegro, Norway, Serbia , Switzerland
RWE Generation
17/12/2014
PAGE 6
Overzicht van de Europese Network Codes E
Grid
Connection
Related Codes
•
•
•
•
Requirements for Generators
Demand Connection Code
HVDC Connection Code
Connection Procedures
(RfG)
(DCC)
(HVDC)
(CP)
System
Operation
Related Codes
•
•
•
•
•
Operational Security Network
Operational Planning & Scheduling
Load Frequency Control & Reserves
Operational Procedures in an Emergency
Emergency & Restoration
(OS)
(OPS)
(LFCR)
(EP)
(E&R)
Market Related
Codes
• Capacity Allocation & Congestion Management
(CACM)
• Forward Capacity Allocation
(FCA)
• Balancing Network Code
(EB)
Source: ENTSO-E
RWE Generation
17/12/2014
PAGE 7
Actual state of development
Bron: ENTSO-E,
status 28-11-2014
RWE Generation
17/12/2014
PAGE 8
Ontwikkelingsproces (samenvatting) NCs
Request to draft a FWGL
EC
Development of
Framework
Guidelines
(FWGL)
On a topic identified in art.8 (6) of Regulation EC 714/2009
Development of the FWGL (6 month period)
ACER
In consultation with ENTSO-E, stakeholders and Expert Group
Request for ENTSO-E to draft a network code
EC
Development of
network code
According to FWGL submitted by ACER
Period in which ENTSO-E can develop a network code (12 month period)
ENTSO-E
In consultation with stakeholders according to FWGL
Assessment of network code
Assessment,
agreement &
entry into force
ACER
Comitology process (where appropriate)
EC
… through
Recommendation of network code to the European Commission
In consultation with all stakeholders resulting in a legally binding
network code
a collaborative process
RWE Generation
17/12/2014
PAGE 9
Network Code for Requirements for grid connection
Applicable to all Generators (NC RfG)
Deze Code beschrijft een grote hoeveelheid aan technische eisen, waaraan
“Generators” (lees elektriciteit opwekkende eenheden) moeten voldoen om aan het
net aangesloten te worden. In deze code wordt Europa op grond van verschillen in
de netten opgedeeld in de volgende vijf synchrone gebieden met verschillende
eisen:
 Continental Europe
 Nordic
 Great Britain
 Ireland
 Baltic
In de behandelde voorbeelden beperken we
ons tot de eisen voor Continentaal Europa.
RWE Generation
17/12/2014
PAGE 10
NC RfG, Generator Types
Afhankelijk van het maximale vermogen en de spanning op het
overdrachtspunt worden de “Generators” onderverdeeld in vier
categorieën:
TYPE
A
B
C
D
Maximum capacity (Pm)
0,8kW ≤ Pm < 1MW*
1MW* ≤ Pm < 50MW*
50MW* ≤ Pm < 75MW*
Pm ≥ 75MW*
Voltage
<110kV
<110kV
<110kV
≥ 110kV
De met * gemarkeerde waardes zijn maxima voor grenswaarden, vast te stellen
door elke TSO
Een hogere categorie leidt tot zwaardere en extra eisen in de Code.
RWE Generation
17/12/2014
PAGE 11
Demand Connection Code (DCC)
Deze Code beschrijft voor bestaande en nieuwe verbruikers, distributienetwerken
en distributie-aansluitingen onder andere:
• een grote hoeveelheid aan te vervullen technische eisen (waaronder het op
afstand afschakelbaar zijn, toe te passen beveiligingen, signaaluitwisseling)
• een grote hoeveelheid aan extreem afwijkende netsituaties waartegen de
installaties bestand moet zijn
om aan het net aangesloten te worden/blijven.
Ook in deze code wordt Europa op grond van verschillen in de netten opgedeeld in
de genoemde vijf synchrone gebieden met verschillende eisen.
In de behandelde voorbeelden beperken we ons tot de eisen voor Continentaal Europa.
RWE Generation
17/12/2014
PAGE 12
NC RfG en DCC: Belangrijkste zorgpunten
 * Het van toepassing verklaren van RfG en DCC op bestaande installaties
 * Netfrequentie bereik van 47,5 tot 51,5 Hz, extreme waardes gedurende 30 min.
en meer
 * Netspanning bereik van 85 tot 115 % (zelfs tot 440kV in 380kV netten)
 Signalen en informatie die geëist kunnen worden
 Blindvermogenscapaciteit bij extreem spanningsvenster
 Begrensde reductie in werkzaam vermogen in geval van onderfrequentie
 Fault Ride Through, tot 150ms en eventueel zelfs 250ms Tclear
 Respons in werkzaam vermogen tot 10% van het nominale vermogen binnen
minder dan 30s (de TSO kan 10% extra vermogen binnen 1 seconde eisen)
 Inzet van bestaande reserve componenten
* Nadere toelichting in volgende sheets
RWE Generation
17/12/2014
PAGE 13
RfG: Retro active application
De meest actuele versie (Informal Service-Level Draft 20140114) meldt:
 The RfG will in general not be retro active for existing generating
facilities.
 In exceptional circumstances and where there is a clear justification, the
TSO can extend provisions of this network code to existing generating
facilities. This should be based on a detailed cost benefit analysis, taking
into account the overall socio-economic impact and the impact on
generators. The NRA shall approve such a change.
 The TSO may request to apply provisions of this Network Code to
Existing Power Generating Modules every three years.
RWE Generation
17/12/2014
PAGE 14
DCC: Retro active application
De meest actuele versie van de DCC meldt:
This Network Code defines a common set of requirements for Demand
Facilities, Distribution Networks and Distribution Network Connections,
both existing and new, which are significant according to the provisions of
this Network Code.
RWE Generation
17/12/2014
PAGE 15
Netfrequentie bereik en tijdsduur
Synchronous
Area
Continental
Europe
Frequency Range
Time period for operation
47,5 Hz – 48,5 Hz
To be defined by each TSO while respecting the
provisions of Article 4(3), but not less than 30
minutes
48,5 Hz – 49,0 Hz
To be defined by each TSO while respecting the
provisions of Article 4(3), but not less than the
period for 47,5 Hz – 48,5 Hz
49,0 Hz – 51,0 Hz
Unlimited
51,0 Hz – 51,5 Hz
30 minutes
 Frequentie bereiken en tijdsduur zijn niet in overeenstemming met
NC OS (400% en meer reserve).
 Het aantal keren dat extreme afwijkingen mogen optreden (twee
keer per dag of één keer per 10 jaar?) is niet begrensd.
 Onderfrequentie gedurende 30 minuten en meer kan binnen één
synchroon net resulteren in het gelijktijdig optreden van
desastreuze schade aan meerdere turbines van hetzelfde ontwerp.
Door beperkte beschikbaarheid van reservedelen (b.v. schoepen)
zal reparatie minstens twee jaar vergen.
RWE Generation
17/12/2014
PAGE 16
Netspanning bereik en tijdsduur
Synchronous Area
Continental Europe
Grids from 110kV
up to <300kV
Continental Europe
Grids from 300kV
up to 400kV
Voltage Range
0,85 pu – 0,90 pu
0,90 pu – 1,118 pu
1,118 pu – 1,15 pu
0,85 pu – 0,90 pu
0,90 pu – 1,05 pu
1,05 pu – 1,10 pu
Time period for operation
60 minutes
Unlimited
To be decided by each TSO
while respecting the provisions of
Article 4(3) but not more than 60
minutes
60 minutes
Unlimited
60 minutes
 De vereiste bereiken, in combinatie met de definitie (in 380
and 400kV grids, 1 pu = 400kV) laat onacceptabele
spanningen toe. Hoogspanningsapparatuur (110kV en
380kV) conform IEC standaard (b.v. IEC 60038) overleeft deze
spanningen niet (maximum toegestaan 123kV voor 110kV en
maximum 420kV for 400kV apparatuur).
 Fysische beperkingen in geval van het gelijktijdig optreden
van grote afwijkingen in spanning en frequentie zijn niet in
ogenschouw genomen.
RWE Generation
17/12/2014
PAGE 17
Noodstroomvoorzieningen in o.a. industrie en
ziekenhuizen
> Aanwezige apparatuur en processen zijn veelal niet geschikt voor de in
DCC toegelaten spannings- en frequentie afwijkingen.
> IEC 60601-1, de Europese norm voor medische apparatuur laat voor
50Hz apparatuur slechts frequentie-afwijkingen tot +/- 1Hz en
spanningsafwijkingen tot +/- 10% toe.
> Aanwezige noodstroomvoorzieningen starten veelal uitsluitend op basis
van onderspanning. Netfrequentie wordt niet bewaakt!
> Wat zal er op de intensive care gebeuren met couveuses,
infuuspompen, beademingsapparatuur etc. indien de toegelaten
frequentie-afwijkingen (47,5 – 51,5Hz) optreden?
> Wat zal er in de procesindustrie gebeuren bij dergelijke spanning- en
frequentie-afwijkingen?
RWE Generation
17/12/2014
PAGE 18
DCC en RfG versus huidige Systeemcode NL
RWE Generation
17/12/2014
PAGE 19
DCC en RfG versus huidige Systeemcode NL
RWE Generation
17/12/2014
PAGE 20
DCC en RfG versus huidige Systeemcode NL
RWE Generation
17/12/2014
PAGE 21
DCC en RfG versus huidige Systeemcode NL
RWE Generation
17/12/2014
PAGE 22
DCC en RfG versus huidige Systeemcode NL
RWE Generation
17/12/2014
PAGE 23
DCC en RfG versus huidige Systeemcode NL
RWE Generation
17/12/2014
PAGE 24
Wordt onze netkwaliteit echt zo slecht of
kunnen we nog iets doen?
> Het schrijven van de Network Codes is vreemd genoeg uitbesteed aan
één stakeholder, namelijk de in ENTSO-E verenigde TSO’s.
> ENTSO-E verwacht problemen door integratie van RES
> De formele “public consultation” stelde weinig voor
> Adviezen op verzoek van EC door KEMA zijn vooralsnog genegeerd
> Vele Europese DSO’s hebben commentaren afgegeven, Nederlandse
DSO’s hebben zich niet laten horen
> In de komende fase van Comitology kunnen we lidstaten aanmoedigen en
overtuigen om amendementen in te dienen
> Tenslotte rest ons de rechtsgang naar het Europese Hof in Luxemburg
RWE Generation
17/12/2014
PAGE 25
Dank u voor uw aandacht!
RWE Generation
17/12/2014
PAGE 26
Back-up informatie met voorbeelden
RWE Generation
17/12/2014
PAGE 27
Required reactive power capability
Figure 7 – U-Q/Pmax-profile of a Synchronous Power Generating
Module. The diagram represents boundaries of a U-Q/Pmaxprofile by the Voltage at the Connection Point, expressed by the
ratio of its actual value and its nominal value in per unit, against
the ratio of the Reactive Power (Q) and the Maximum Capacity
(Pmax). The position, size and shape of the inner envelope are
indicative.
Synchronous Area
Maximum range of
Q/Pmax
Continental Europe
0.95
Maximum range of
steady-state Voltage
level in PU
0.225
Indien de TSO het
maximaal toegestane
bereik eist, moeten alle
step-up transformatoren
worden vervangen door
trafo’s met een On-Line
Tap Changer met circa 28
taps. Dit zal leiden tot
grote kosten (investering)
en beperking van de
beschikbaarheid*. Bedenk
ook dat blindvermogen
een “ancillary service” is;
het is dus niet zeker dat
de vereiste capaciteit ooit
gebruikt (en betaald) zal
worden.
* Cigré report ELT 088 1 stelt: 41% of transformer faults are related to OLTC
RWE Generation
17/12/2014
PAGE 28
Inzet van bestaande reserve delen
Article 10 stelt: “In case of modernisation or replacement of equipment
in existing Power Generating Modules the new equipment shall comply
with the respective requirements which are relevant to the planned work.
While respecting the provisions of Article 4 (3),the use of existing spare
components that do not comply with the requirements has to be agreed
with the Relevant Network Operator in coordination with the Relevant
TSO in each case.”
 Dus zelfs als voorradige reservedelen identiek zijn aan de
te vervangen delen, kan de DSO of TSO de inzet van deze
reservedelen verbieden indien deze niet aan de nieuwe
RfG voldoen. Denk b.v. aan: generator- of turbine-rotor,
step up transformator etc.
RWE Generation
17/12/2014
PAGE 29
Reduction of active power at low frequency
 The TSO is free to define a lower limit for the active power within the
grey area.
 In case of gas turbines, the compressor must be oversized
 All auxiliary equipment (fans, pumps, mills etc.) must be oversized
 Effects will be lower efficiency and more emissions.
RWE Generation
17/12/2014
PAGE 31
Fault ride through
U/p.u.
1.0
Urec2
Urec1
Uclear
Uret
0
tclear
trec1
trec2
Voltage parameters [pu]
Uret:
0.05 – 0.3
Uclear:
Urec1:
Urec2:
0.7 – 0.9
Uclear
0.85 – 0.9 and ≥ Uclear
trec3
t/sec
Time parameters [seconds]
tclear:
0.14 – 0.15 (or 0.25 if
system protection
and secure operation
requires)
trec1:
tclear
trec2:
trec1 – 0.7
trec3:
trec2 – 1.5
Low budget (opex /
capex) grid protection
may lead to 250ms and
more clearance time.
This is impossible for
lots of power stations
because of:
• Extreme torques on
shafts and couplings
• Critical Fault
Clearance Time
RWE Generation
17/12/2014
PAGE 32
Active power frequency response
P
Pmax
P1
Pmax
This article allows the TSO to
require 10% additional active
power within 1 second. How
should a thermal power
station fulfill this?
t1
t s
t2
Parameters
Ranges or values
Active Power Frequency response range IΔPlI / Pmax
1.5 – 10 %
Maximum admissible initial delay
technologies with Inertia t1
unless justified otherwise for generation
2 seconds
Maximum admissible initial delay
technologies without Inertia
unless justified otherwise for generation
Maximum admissible choice of full activation time t2, unless longer activation times
are admitted by the Relevant TSO due to system stability reasons
as specified by the Relevant TSO
while respecting the provisions of
Article 4(3)
30 seconds
RWE Generation
17/12/2014
PAGE 33
Requirements for frequency
NC RfG
Limits NC OS/LFCR
Actual requirements in Dutch Grid Code
For generators with grid connection ≥ 110kV
0.9Pn during 10 sec
Remain connected during 5 minutes
Voltage at connection point (pu)
Pn during 15 minutes
Remain connected during 5 more
minutes
Remain
connected
during
5 minutes
Pn for continuous operation
RWE Generation
17-12/2014
PAGE 34
RfG and DCC versus IEC 60601-1
IEC 60601-1,
Requirements for
medical equipment.
What to expect in
intensive care
(hospitals),
Respirators,
incubators, infusion
pumps etc?
RWE Generation
17/12/2014
PAGE 35

Download Report