RfG-koden SVENSKA ~ KRAFTNÄT. Fastställd svensk kravbild enligt Kommissionens förordning. Energimarknadsinspektionen Box ESKILSTUNA

Transkript

1 SVENSKA ~ KRAFTNÄT Avdelningschef marknads- och systemutveckling Energimarknadsinspektionen Box ESKILSTUNA /751 TJÄNSTESKRIVELSE RfG-koden Fastställd svensk kravbild enligt Kommissionens förordning (EU) 2016/631 Affärsverket Svenska Kraftnät Niclas Damsgaard O I \ SvK1002, v1.0, BOX SUNDBYBERG STUREGATAN 1 SUNDBYBERG TEL REGISTRATOR@SVK.SE

2 Förord Detta dokument utgör det av Svenska kraftnät fastställda kraven på produktionsanläggningar enligt artikel 7 i Kommissionens förordning (EU) 2016/631. Detta dokument är uppbyggt på sådant sätt att paragrafer angivna i kursiv stil utgör Svenska kraftnäts fastställda formuleringar av nationell kravbild. Varje kursiverad paragraf åtföljs av förklarande text med motiv och bakgrund till det ställda kravet. I följande löptext kommer Kommissionens förordning (EU) 2016/631 av den 14 april 2016 att refereras till såsom RfG-koden.

3

4 Innehåll 1 Inledande bestämmelse Definitioner Tillämpning Allmänna krav för kraftproduktionsmoduler Allmänna krav för kraftproduktionsmodul typ A, B, C och D Allmänna krav för kraftproduktionsmodul typ A, B och C Allmänna krav för kraftproduktionsmodul typ B och C Allmänna krav för kraftproduktionsmodul typ B, C och D Allmänna krav för kraftproduktionsmodul typ C och D Allmänna krav för kraftproduktionsmodul typ D Krav för synkrona kraftproduktionsmoduler Krav för synkrona kraftproduktionsmoduler av typ B, C och D Krav för synkrona kraftproduktionsmoduler av typ C och D Krav för synkrona kraftproduktionsmoduler av typ D Krav för kraftparksmoduler Krav för kraftparksmoduler av typ B, C och D Krav för kraftparksmoduler av typ C och D Krav för havsbaserade kraftparksmoduler av typ A, B, C och D... 32

5

6 1 Inledande bestämmelse 1 I denna författning ställs krav för nätanslutning av generatorer i enlighet med Kommissionens förordning (EU) 2016/631 av den 14 april Denna författning och 2016/631 bildar tillsammans krav för nätanslutning av generatorer. Denna inledande bestämmelse reglerar denna författnings legala status i förhållande till Kommissionens förordningar. För att erhålla en komplett kravbild på generellt tillämpliga krav i Sverige måste RfG-koden studeras tillsammans med de paragrafer som är fastställd i detta dokument. För att erhålla en komplett kravbild över samtliga krav som gäller i anslutningspunkten, måste även de platsspecifika kraven inhämtas från berörd systemansvarig. 2 Definitioner 1 I denna författning gäller definitioner enligt artikel 2 i 2016/631. Denna paragraf klargör vilka definitioner som ska tillämpas vid tolkning av denna författning. 3 Tillämpning 1 Denna författning omfattar produktionsanläggningar enligt artikel 4 i 2016/631. Det finns gällande föreskrifter för befintliga produktionsanläggningar i Sverige, SvKFS 2005:2. RfG-koden ger möjlighet att applicera kodens kravbild även på befintliga anläggningar. Ovanstående paragraf fastställer att den svenska tillämpningen kommer ske enligt RfG-kodens grundprincip, dvs tillämpas vid nyetablering eller ombyggnation av redan befintliga kraftproduktionsmoduler. 2 En kraftproduktionsmodul som har anslutningspunkt med lägre spänning än 110 kv är av typ A om maximal kontinuerlig effekt är 0,8 kw eller mer, men mindre än 1,5 MW typ B om maximal kontinuerlig effekt är 1,5 MW eller mer, men mindre än 10 MW 5

7 typ C om maximal kontinuerlig effekt är 10 MW eller mer, men mindre än 30 MW typ D om maximal kontinuerlig effekt är 30 MW eller mer. RfG-koden anger att kraftproduktionsmoduler ska delas in i fyra storlekstyper benämnda A-D. De ovan angivna effektvärdena sammanfaller med de maximala effekter som enligt RfG-koden får gälla i synkronområde Norden. RfG-kodens kravbild ökar för varje storlekstyp. Det har i Sverige inte gått att finna några skäl att öka kravbilden för mindre kraftproduktionsmoduler utöver RfG-kodens grundkrav. Erfarenhet från kravbilden på befintliga kraftproduktionsmoduler enligt SvKFS 2005:2, styrker att de maximala tröskelvärdena för synkronområde Norden som anges i RfG-koden, utgör skälig svensk kravbild. Ett nordiskt samarbete mellan systemansvariga för överföringssystemen, gällande dessa tröskelvärden, har genomförts. 3 En kraftproduktionsmodul som har anslutningspunkt på 110 kv eller högre är av typ D. En förtydligande paragraf i enlighet med RfG-koden och som kompletterar kravbilden i 2. 4 För nät med spänningsnivå understigande 400 kv ska den berörde systemansvarige, för varje anslutningspunkt, specificera referensvärdet för relativtal 1 (100 % spänning). Endast referensvärdet (pu-värdet) för nät med 400 kv nominell spänning är definierad i RfG-koden. För att kunna uppfylla RfG-kodens kravbilder måste systemansvariga för alla andra nätspänningar ange referensvärdet för 100 % spänning i anslutningspunkten. Observera att för systemansvariga där större spänningsvariationer finns mellan olika delar av det anslutande nätet, kan flera olika referensvärden behöva specificeras trots att nätet har en och samma nominella spänning. 4 Allmänna krav för kraftproduktionsmoduler 4.1 Allmänna krav för kraftproduktionsmodul typ A, B, C och D 1 Den kortaste tidsperiod som en kraftproduktionsmodul typ A-D måste kunna fungera med olika frekvenser som avviker från nominellt värde, utan att kopplas bort från nätet är 6

8 30 minuter inom frekvensområde 47,5 48,5 Hz 30 minuter inom frekvensområde 48,5 49,0 Hz obegränsad inom frekvensområde 49,0 51,0 Hz 30 minuter inom frekvensområde 51,0 51,5 Hz För synkronområde Norden ska tidsperiod för drift inom frekvensintervallet 48,5 49,0 Hz preciseras, dock med en tid ej understigande 30 minuter. Kravbilden för befintliga kraftproduktionsmoduler enligt SvKFS 2005:2 är 30 minuter. Erfarenheter från rådande föreskriftskrav medför att det inte framkommit något behov av att kravställa längre drifttid än den enligt RfG-koden kortast möjliga tiden, 30 minuter. 2 Kraftproduktionsmodul av typ A-D ska förbli ansluten till nätet och fungera vid frekvensändringshastigheter upp till 2,0 Hz/s. När det gäller denna tålighet ska värdet på frekvensändringshastigheten vara uppmätt i anslutningspunkten och beräknas över en tidsperiod på 500 ms. Det är av stor vikt att kraftproduktionsmoduler förblir kopplade till nätet även under transienta förlopp med snabba frekvensändringshastigheter. Bortkoppling av flera kraftproduktionsmoduler i ett sådant skede kan förvärra situationen avsevärt. Det är väl känt att frekvensändringshastigheter är svåra att detektera korrekt. En ändring i spänningens fasläge i anslutningspunkten, t.ex. i samband med att en systemansvarig manöverar en brytare, detekteras oftast som en frekvensändring. Mätvärden på flera Hz/s kan erhållas vid sådana kopplingar i anslutande nät. Den valda kravbilden är i enlighet med den kravbild som är fastslagen i Kommissionens förordning (EU) 2016/1447 om HVDC. 3 Kraftproduktionsmodul av typ A-D ska tillhandahålla reduktion av aktiv effekt som frekvenssvar vid begränsat frekvenskänslighetsläge - överfrekvens (LFSM-O), vid en frekvenströskel på 50,5 Hz. Automatisk bortkoppling av kraftproduktionsmodulen får ej användas såsom alternativ till reduktion av aktiv effekt vid överfrekvens. RfG-koden anger att en frekvenströskel ska anges för aktivering av begränsat frekvenskänslighetsläge för överfrekvens (LFSM-O). Den i paragrafen ovan angivna frekvenströskeln är den högsta frekvenströskel som RfG-koden tillåter. I en nordisk överenskommelse mellan systemansvariga för överföringssystemen har denna frekvenströskels värde fastslagits samt att funktionen kontinuerligt ska var aktiverad så att ingrepp kan ske momentant. För synkronområde Norden är det av vikt att samtliga systemansvariga för överföringssystemet hanterar denna kravbild i samförstånd. 7

9 I dagsläget är primärregleringen en marknadslösning i form av FCR-D (för stora störningar) och FCR-N (obalanser i normaldrift). Primärregleringen ska arbeta inom frekvensintervallet 49,5 50,5 Hz. Därmed väljs tröskelvärdet för LFSM-O till det högsta tillåtna värdet enligt RfG-koden. 4 Kraftproduktionsmodul av typ A-D ska kunna tillhandahålla reduktion av aktiv effekt som frekvenssvar vid begränsat frekvenskänslighetsläge - överfrekvens (LFSM-O), med en statikfaktor inom intervallet 2 12 %. Det har inte framkommit skäl att reducera statikfaktorns intervall. Ovanstående paragraf fastställer att alla kraftproduktionsmoduler ska ha förmåga att arbeta inom hela det intervall som RfG-koden anger. Kraftproduktionsmoduler har möjlighet att ändra dess aktiva effekt genom styrning. Denna paragraf anger att dess aktiva effekt (produktion) ska minskas linjärt mot frekvensökningen. Statiken anger hur stor minskningen ska vara. Ett högre statikvärde innebär mindre ändring av effekten jämfört med ett lägre värde på statiken. Statiken anger hur många procent frekvensen måste ändras för att få 100% utreglering relaterat till ett referensvärde. Tröskelvärde och intervall då reglering sker behöver beaktas. 5 Kraftproduktionsmoduler ska för statikfaktorn enligt 4, inneha primärt inställningsvärde 8 %. Även om samtliga kraftproduktionsmoduler ska ha möjlighet till drift vid statikfaktorer från 2 till och med 12, så kravställer ovanstående paragraf en grundinställning för vilken statikfaktor som ska användas om inte annat överenskommits med den systemansvarige för överföringssystemet. De nordiska systemansvariga för överföringssystemen har överenskommit om att grundinställningsvärden ska tillämpas. Med utgångspunkt att alla kraftproduktionsmoduler i det nordiska systemet har angiven statik så har ett lämpligt krav beräknats. Utifrån möjliga HVDC exportoch importsituationer med låg förbrukning i det nordiska systemet beräknas ett statikvärde som håller frekvensen inom frekvensintervallen där bortkoppling inte ska ske. Detta har dock beräknat utifrån ett statiskt perspektiv. RfG-koden behandlar inte dynamiska krav för LFSM-U och LFSM-O. Det transienta förloppet kommer att vara den primära risken för kollaps i systemet. 6 Kraftproduktionsmodul av typ A-D ska när lägsta nivå med reglerförmåga uppnås vid begränsat frekvenskänslighetsläge - överfrekvens (LFSM-O), fortsätta fungera på denna nivå. Kraftproduktionsmodulens funktionalitet vid uppnådd lägsta effektnivå med reglerförmåga ska enligt RfG-koden preciseras. RfG-koden ger möjlighet till två olika val. Ovanstående paragraf är i enlighet med RfG-koden och det enda rimliga 8

10 valet då det är av vikt att kraftproduktionsmodulen fortsatt är ansluten för att bidra med viktiga systemegenskaper. Det andra alternativet, som har förkastats, innebär att kraftproduktionsmodulen ska minska den aktiva uteffekten till nivåer som ligger under den lägsta nivån med bibehållen reglerförmåga. 7 För kraftparksmoduler av typ A-D ska referensvärdet för frekvenssvar i form av aktiv effekt vid begränsat frekvenskänslighetsläge - överfrekvens (LFSM-O), utgöras av den maximala kontinuerliga effekten. För att beräkna förmåga till frekvenssvar vid LFSM-O-drift ska referensvärdet för aktiv effekt bestämmas. Det är önskvärt att kraftparksmoduler behåller sin reglerförmåga oavsett produktionsnivå, när utrymme finns. Detta uppnås genom att referensvärdet för aktiv effekt väljs till den maximala kontinuerliga effekten. Genom detta uppnås även att referensvärdet för aktiv effekt kommer fastställas på samma sätt för alla kraftproduktionsmoduler. 8 Kraftproduktionsmodul av typ A-D får maximalt minska aktiva uteffekten till följd av sjunkande frekvens under 49,0 Hz med 3 % för varje 1 Hz. RfG-koden anger att ett värde för maximal tillåten minskning av aktiv uteffekt som funktion av sjunkande frekvens ska anges. I gällande föreskrifter SvKFS 2005:2 är gränsfrekvensen den samma, 49,0 Hz, men andelen aktiv uteffekt som får minskas är differentierad mellan olika produktionsslag. Ovanstående kravbild motsvarar den kravbild som gäller för befintlig vattenkraft, gasturbiner och vindkraftgrupper. Däremot är det en skärpning av kravet för värmekraftkraftblock. Minskad aktiv uteffekt vid sjunkande nätfrekvens är ur ett systemperspektiv ett oönskat beteende. För att upprätthålla elkraftsystemets robusthet vid sjunkande nätfrekvens är det viktigt att vattenkraftens prestanda utnyttjas, dvs reduktionen av utmatad aktiv effekt inte tillåts vara större än vad som erhålls vid normal teknisk utformning av vattenkraftanläggningar. Det är således ur ett systemperspektiv nödvändigt att skärpa kraven för värmekraftblock istället för att sänka kraven för vattenkraft, gasturbiner och vindkraftgrupper. 4.2 Allmänna krav för kraftproduktionsmodul typ A, B och C 9 Kraftproduktionsmodul av typ A-C får automatiskt anslutas till nätet när nätfrekvensen i anslutningspunkten är inom intervallet 47,5 50,1 Hz. Nätfrekvensen i anslutningspunkten ska ha befunnit sig inom detta frekvensintervall under minst tre sammanhängande minuter innan anslutning får ske. Enligt RfG-koden ska villkoren för automatisk nätanslutning av kraftproduktionsmoduler specificeras. Ovanstående paragraf anger de frekvensvillkor när anslutande nät kan anses vara i ett drifttillstånd där ytterligare effektinmatning är möjlig och till och med önskvärt. Det är viktigt att kraftproduktionsmoduler ej ansluter 9

11 och ökar den totala effektinmatningen till elkraftsystemet i situationer med överfrekvens. Den lägre frekvensgränsen har valts till 47,5 Hz i enlighet med 1 i detta kapitel. 47,5 Hz är den lägsta frekvensgränsen som en kraftproduktionsmodul ska fungera utan att kopplas bort från nätet. Den övre frekvensgränsen har valts till 50,1 Hz som är den övre frekvensgränsen för normaldrift inom Norden. En tidsfördröjning på tre minuter har valts för att minimera risken för överfrekvenser efter automatiska anslutningar av kraftproduktionsmoduler vid frekvenser nära 50,1 Hz. 10 För kraftproduktionsmodul av typ A-C gäller, vid automatisk anslutning till nätet, följande krav för ökningen av aktiv uteffekt beroende på nätfrekvensen i anslutningspunkten. < 49,9 Hz Ingen begränsning vad gäller ökningstakt av aktiv uteffekt 49,9 50,1 Hz Ökning med maximalt 10 procent av nominell aktiv uteffekt per minut > 50,1 Hz Ökning av uteffekten ej tillåten Enligt RfG-koden ska villkoren för automatisk anslutning till nätet av kraftproduktionsmoduler specificeras. Ovanstående paragraf anger de maximalt tillåtna gradienterna när det gäller ökning av aktiv uteffekt efter en automatisk anslutning. Det är viktigt att effektinmatningen, i samband med automatisk anslutning, följer dessa specifikationer. Vid en frekvens under 49,9 Hz finns inget behov att begränsa ökningstakten av effektinmatningen efter en automatisk anslutning till nätet. En snabb produktionsökning vid en låg frekvens är istället önskvärt för att återställa frekvensen inom det normala frekvensintervallet 49,9 50,1 Hz. Syftet med begränsningen på 10 % av nominell aktiv uteffekt per minut, inom det normala frekvensintervallet, är att minimera risken för överfrekvenser på grund av automatiska anslutningar till nätet. 4.3 Allmänna krav för kraftproduktionsmodul typ B och C 11 Synkron kraftproduktionsmodul av typ B-C ska förbli ansluten till nätet med fortsatt stabil funktion efter ett fel i anslutningspunkten enligt figur 3 i 2016/631 med följande spänningsparametrar (se även bilaga 1) U ret = 0,25 t clear = 0,20 sekunder 10

12 U clear = 0,90 U rec1 = 0,90 U rec2 = 0,90 t rec1 = 0,20 sekunder t rec2 = 0,50 sekunder t rec3 = 0,50 sekunder Grafiskt kan ovanstående kravbild redovisas på följande sätt: Ett viktigt observandum är att dagens föreskrifter SvKFS 2005:2 definierar spänning-tidsprofilen i den maskade stamnätspunkt som befinner sig närmast den produktionsanläggning vars förmåga till feltålighet ska undersökas. I RfG-koden är spänning-tidsprofilen däremot definierad i kraftproduktionsmodulens anslutningspunkt. Eftersom olika grundförutsättningar gäller kan inte spänningtidsprofiler i SvKFS 2005:2 jämföras rakt av med RfG-kodens tillåtna profiler för kraftproduktionsmoduler av typ B och C. Värdet 0,25 på spänningsparametern U ret (bibehållen spänningsnivå under fel) ligger i den övre delen av RfG-kodens tillåtna intervall 0,05-0,3. Det är samma värde som används för motsvarande spänningsparameter i dagens föreskrifter SvKFS 2005:2. Erfarenheter från dagens föreskrift har inte kunnat visa på behovet av en mer stringent kravbild, vilket RfG-koden ger utrymme för. En höjning av U ret till maximalt tillåtna 0,3 har i de flesta fall en marginell påverkan på kravbilden. Värdet på spänningsparametern U clear (0,9) motsvarar RfG-kodens grundkrav. En skärpning av denna kravbild har inte befunnits vara motiverad. Samma värde används i den spänning-tidsprofil som gäller i dagens svenska föreskrifter. 11

13 Värdet på spänningsparametern U rec1 måste enligt RfG-koden sättas till U clear. Här finns således ingen frihet att välja. Värdet på spänningsparametern U rec2 (0,9) motsvarar RfG-kodens grundkrav. Den möjlighet till marginell skärpning av kravbilden som RfG-koden medger i form av en sänkning till 0,85 har inte bedömts vara befogad. Värdet på tidsparametern t clear (0,20 sek), det vill säga den tid som ett fel ska antas kvarligga i en överensstämmelsesimulering, innebär en minskning med 20 % jämfört med kravbilden i dagens svenska föreskrifter. Den minskade feltiden är nödvändig för att balansera den skärpning av kravbilden för synkrona kraftproduktionsmoduler typ B och C som en flytt av spänning-tidsprofilen från närmaste maskad stamnätspunkt till anslutningspunkten innebär. I kravbilden för tidsparametern t clear, utnyttjas den möjlighet som RfG-koden ger systemansvarig för överföringssystem att ange ett värde i intervallet 0,14-0,25 sekunder. Ett högre värde på t clear än RfG-kodens grundkrav 0,14-0,15 sekunder är nödvändigt för uppnå säker drift och tillräcklig förmåga till feltålighet i det svenska kraftsystemets synkrona produktionsflotta vid andra driftförhållanden än de ur ett feltålighetsperspektiv fördelaktiga ramförutsättningar som beskrivs i De grundantaganden om arbetspunkt och nätförhållanden före och efter fel som anger ska gälla vid en kontroll av en synkron kraftproduktionsmoduls förmåga till feltålighet motsvarar lätt övermagnetisering och en intakt nätbild med maximal kortslutningskapacitet i anslutningspunkten före och efter fel. Såväl hög grundmagnetisering som hög kortslutningskapacitet inverkar positivt på en synkron kraftproduktionsmoduls förmåga till feltålighet. För att kunna hantera andra i praktiken förekommande drifttillstånd, där arbetspunkten istället kan innebära lätt undermagnetiserad drift mot ett anslutande nät med minimal kortslutningskapacitet, så är en förlängning av tidsparametern t clear från grundkravets 0,14-0,15 sekunder till 0,2 sekunder motiverad. Ett alternativ för att garantera feltålighetsförmågan under alla tänkbara driftförhållanden hade varit att föreskriva ett mer ofördelaktigt krav på arbetspunkten innan fel och förutsättningar i yttre nät innan och efter fel. Alternativet har dock förkastats eftersom det visat sig vara svårt att definiera ett enda, entydigt systemtillstånd som berörda systemansvariga kan utgå ifrån när de tar fram en simuleringsmodell för en feltålighetskontroll. Att använda tidsparametern t clear som en säkerhetsbuffert för variabilitet i nätstyrka och magnetiseringsgrad har bedömts vara fördelaktigt, eftersom antalet simuleringsfall då kan begränsas till endast ett. Detta effektiviserar och förenklar i sin tur kontroll och uppföljning av kravuppfyllelsen. I det svenska elsystemet finns redan idag exempel på synkrona kraftproduktionsmoduler där en förändring av arbetspunkten från P=P max, cosφ = 0,99 övermagne- 12

14 tiserad till P=P max, cosφ = 0,99 undermagnetiserad reducerar den så kallade gränsbryttiden med mellan ms. Ett tidstillägg på 50 ms i förhållande till grundkravets 150 ms bedöms därför vara ett balanserat val. Värdet på tidsparametern t rec1 måste enligt RfG-koden låsas till värdet på t clear. Följden av detta är att t rec1 =t clear=0,2. Eftersom spänningsparametrarna U rec1 och U rec2 är satta enligt RfG-kodens grundkrav, så påverkar inte tidsparametrarna t rec2 och t rec3 spänning-tidsprofilens utseende. 12 Kraftparksmodul av typ B-C ska förbli ansluten till nätet med fortsatt stabil funktion efter ett fel i anslutningspunkten enligt figur 3 i 2016/631 med följande spänningsparametrar (se även bilaga 2) U ret = 0,15 U clear = 0,15 U rec1 = 0,15 U rec2 = 0,85 t clear = 0,20 sekunder t rec1 = 0,20 sekunder t rec2 = 0,20 sekunder t rec3 = 2,0 sekunder Tio sekunder efter felets inträffande ska spänningen i anslutningspunkten antas återgå till 90 %. Grafiskt kan ovanstående kravbild redovisas på följande sätt Värdet 0,15 på spänningsparametern U ret (bibehållen spänningsnivå under fel) är i enlighet med RfG-kodens grundkrav. Det har inte funnits några skäl till att utnyttja möjligheten att skärpa detta krav genom att ange ett lägre värde på U ret. 13

15 Om spänningsparametern U ret väljs till 0,15, så dikterar RfG-koden att spänningsparametern U clear ska väljas till samma värde. Även spänningsparametern U rec1 är därmed låst till 0,15. En inkonsekvens i RfG-koden gör det nödvändigt att justera slutlig spänningsnivå upp till en nivå om minst 90 %. Enligt RfG-koden är en spänningsnivå om 85 % ingen kravställd kontinuerlig nivå. Därför måste spänning-tidsprofilen för feltålighetsförmåga anpassas så att det framgår inom vilken tid slutlig kontinuerlig spänningsnivå erhålls. Värdet på tidsparametern t clear för kraftparksmoduler typ B och C är valt till 0,20 sekunder med samma övergripande motivering som för synkrona kraftproduktionsmoduler typ B och C. Se därför kommentar till 4 kap 11. Det har inte funnits några avgörande motiv till att ha olika kravbilder för de två typerna av kraftproduktionsmoduler gällande den tid som felet ska antas kvarligga i en överensstämmelsesimulering. Värdet på tidsparametrarna t rec1 och t rec2 är fixerade till t clear enligt RfG-kodens ramverk. Följden av detta är att t rec1 =t rec2=0,2. Värdet på tidsparametern t rec3 (2,0 sekunder) ligger i den nedre delen av det intervall som RfG-koden tillåter (1,5-3,0 sekunder). Det har inte funnits några motiv till att välja en ännu flackare spänningsåterhämtningsprofil, det vill säga skärpt kravbild, genom att välja ett högre värde på t rec3. 13 Vid beräkning av förmåga till feltålighet ska arbetspunkten för kraftproduktionsmodul typ B-C, innan fel i anslutningspunkten, motsvara maximal aktiv uteffekt och något övermagnetiserad så att det reaktiva utbytet i anslutningspunkten är noll. Spänningen i anslutningspunkten ska vara 100 %. Denna paragraf anger vilket antagande som ska göras avseende kraftproduktionsmodulens arbetspunkt och spänning i anslutningspunkten före fel. Den valda arbetspunkten bedöms vara lättfattlig, förhållandevis typisk och är snarlik den arbetspunkt som används vid kontroll av feltålighet enligt dagens svenska föreskrifter SvKFS 2005:2. Att den aktiva effektutmatningen ska antas vara maximal aktiv uteffekt bedöms vara en rimlig grundförutsättning, med tanke på att det är denna nivå som normalt är avtalad i form av ett inmatningsabonnemang hos berörd systemansvarig. Övermagnetiserad drift innebär en fördelaktig driftläggning ur ett feltålighetshänseende. Den variabilitet som i praktiken kan råda i fråga om reaktivt utbyte med anslutande nät hanteras i form av ett påslag på tidsparametern t clear jämfört med RfG-kodens grundkrav, se kommentar till 4 kap

16 14 Vid beräkning av förmåga till feltålighet för kraftproduktionsmodul typ B-C ska helt intakt och fullt drifttagen nätstruktur antas råda både innan och efter fel i anslutningspunkten. Nätet ska innan fel vara belastat till en nivå som motsvarar drifttimmen den andra onsdagen i februari klockan föregående år. Denna paragraf anger ett referenstillstånd för beräkning av kortslutningskapacitet i anslutningspunkten före och efter fel. Intakt nätstruktur, det vill säga ett kopplingsläge där alla nätkomponenter som normalt ska vara i drift också är det, är ett entydigt och lättförståeligt tillstånd för berörda systemansvariga. Detta speglar det önskade normalläget under höglastsäsongen, som är en period dit planerat underhåll av nätanläggningar normalt ej förläggs. Dygnsförbrukningen är högre på en veckodag jämfört med en helgdag. Toppförbrukningen nås normalt i handelstimmen mellan klockan 17 och 18. Med andra ord är stora delar av elproduktionsapparaten i drift, vilket innebär ett nättillstånd med maximal kortslutningskapacitet i det nationella elsystemet. För kraftproduktionsmoduler typ B och C finns möjlighet för berörda systemansvariga att vända sig till berörd systemansvarig för överföringssystem om det råder osäkerhet kring vilken kortslutningskapacitet som förelåg i gränssnittet mot stamnätet i den drifttimme som beskrivs i 14. RfG-koden ger också berörd systemansvarig möjligheten att utgå från allmänna värden på kortslutningskapacitet härledda från typfall. Dessa härledningar måste dock utgå från principen att intakt nätbild (maxkopplat nät) ska förutsättas. Intakt normalkopplad nätbild innebär en fördelaktig driftläggning ur ett feltålighetshänseende. Den variabilitet som kan råda i fråga om kortslutningskapacitet i anslutande nät under kraftproduktionsmodulens tekniska livslängd hanteras i form av ett påslag på tidsparametern t clear jämfört med RfG-kodens grundkrav, se kommentar till 4 kap Om inte kraftproduktionsmodulen är ansluten vid den aktuella drifttimmen enligt 4 kap 14, eller nätstruktur eller kraftproduktionsmodulens arbetspunkt i övrigt inte motsvarar förutsättningarna enligt 4 kap 13-14, ska nätstruktur och arbetspunkt anpassas så att produktionsmodulens arbetspunkt och nätanslutning blir i enlighet med 4 kap 13. Denna paragraf kompletterar 14 och är nödvändig för att hantera feltålighetskontroller av nyetablerade anläggningar. En nyetablerad kraftproduktionsmodul som levererar maximal aktiv effekt förändrar effektflödena lokalt i elsystemet. Det paragrafen säger är att den aktiva effektinmatning som den nyetablerade kraftproduktionsmodulen tillför ska kompenseras genom motsvarande minskning i andra produktionsanläggningar i den simuleringsmodell som ska användas för överensstämmelsesimuleringar. Om drifttagningen av den nyetablerade kraftprodukt- 15

17 ionsmodulen är villkorad mot nya nätanläggningar som en t.ex. ny station eller ledning, så ska simuleringsmodellen också kompletteras med dessa. I överensstämmelsesimuleringar av kraftproduktionsmoduler av typ B och C räcker det normalt med att berörd systemansvarig tillhandahåller kortslutningskapacitet i anslutningspunkten. Eventuell inverkan av förändrade flödesmönster och tillkommande nätanläggningar som krävs för att ansluta den nya synkrona kraftproduktionsmodulen ska då beaktas vid beräkning av anslutningspunktens kortslutningskapacitet. 16 Det felfall som ska analyseras ska motsvara ett trefasigt fel i anslutningspunkten med en felbortkopplingstid om 200 ms. Denna paragraf tydliggör hur det praktiska förfarandet vid överensstämmelsesimuleringar ska gå till. I överensstämmelsesimuleringar anpassas felmotståndet så att relativspänningen i anslutningspunkten vid symmetriskt fel tangerar det i 4 kap 12 fastställda värdet på spänningsparametern U ret (0,15). 17 Kravbilden i gäller oavsett om felet är symmetriskt eller ej. Transient stabilitet och feltålighet är normalt svårare att uppnå vid ett symmetriskt fel än vid ett asymmetriskt fel. Det har därför inte funnits några klara motiv till att komplicera kravbilden genom att använda exempelvis olika spänning-tidsprofiler för symmetriska respektive asymmetriska felhändelser. 4.4 Allmänna krav för kraftproduktionsmodul typ B, C och D 18 Kraftproduktionsmodul av typ B-D ska kunna upprätthålla utmatning av aktiv effekt inom spänningsintervallet % spänning i anslutningspunkten. För att erhålla en harmoniserad kravbild mellan befintliga och tillkommande kraftproduktionsmodulerna, i syfte att erhålla ett nationellt robust elförsörjningssystem, måste tillkommande kraftproduktionsmoduler uppfylla samma krav på robusthet mot spänningsvariationer som befintliga anläggningar uppfyller. 19 För en kraftproduktionsmodul av typ B-D ska konstruktion och däri ingående apparaters tekniska data vara dokumenterade. Då Svenska kraftnät så begär ska verket tillställas dokumentation om de tekniska data som är relevanta för i dessa föreskrifter reglerade funktioner. Dokumentationen ska överlämnas till Svenska kraftnät utan kostnad för verket. Vid förändring av tekniska data ska Svenska kraftnät informeras om detta. 16

18 Svenska kraftnät är systemansvarig myndighet. För att ha möjlighet att uppfylla detta ansvar måste Svenska kraftnät få tillgång till tekniska data för kraftproduktionsmoduler av typ B, C och D ifall verket så begär. Detta krav gäller redan för befintliga anläggningar och är således en harmonisering mellan befintliga och tillkommande kraftproduktionsmoduler. 4.5 Allmänna krav för kraftproduktionsmodul typ C och D 20 För en kraftproduktionsmodul av typ C-D ska det vara möjligt att ändra börvärdet för aktiv effekt genom en utifrån kommande signal. Från det att signalen skickas ska effektändring påbörjas inom tio sekunder. Kraftproduktionsmodulen ska kunna reglera uteffekten från maximal uteffekt ned till 50 % uteffekt inom 60 sekunder. Ny stabil effektnivå ska erhållas inom toleransen 2 % från skickat börvärde. Enligt RfG-koden ska reglerbarhet och reglerområde för dessa kraftproduktionsmoduler preciseras. Ovanstående prestanda bedöms vara en rimlig avvägning mellan elsystemets behov av reglerbarhet för säker elförsörjning och kraftproduktionsmodulernas regleregenskaper. Krav på denna funktionalitet återfinns i SvKFS 2005:2 gällande för vindkraftgrupper. Kravbilden i denna paragraf är klart mildare än kravbilden i SvKFS 2005:2. Erfarenheter från SvKFS 2005:2 visar att det finns starkt behov av att lindra kravbilden i takt med att vindkraftverk blir större med allt tyngre roterande massor. Krav på möjligheten att ändra börvärdet för aktiv effekt genom en utifrån kommande signal syftar till att möjliggöra automatisk styrning av kraftproduktionsmodulernas uteffekt, t.ex. genom aktivering av systemvärn. Toleransnivån på 2 % av skickat börvärde är satt utifrån en rimlighetsbedömning för tillräckligt hög noggrannhet vid en effektändring. 21 Kraftproduktionsmodul av typ C-D ska tillhandahålla ökning av aktiv effekt som frekvenssvar vid begränsat frekvenskänslighetsläge - underfrekvens (LFSM- U), vid en frekvenströskel på 49,5 Hz. RfG-koden anger att en frekvenströskel ska anges för aktivering av begränsat frekvenskänslighetsläge underfrekvens (LFSM-U). Den i paragrafen ovan angivna frekvenströskeln är den lägsta frekvenströskel som RfG-koden tillåter. I en nordisk överenskommelse mellan systemansvariga för överföringssystemen har fastslagits denna frekvenströskels värde samt att funktionen kontinuerligt ska vara aktiverad. För synkronområde Norden är det av vikt att samtliga systemansvariga för överföringssystemet hanterar denna kravbild i samförstånd. 17

19 22 Kraftproduktionsmodul av typ C-D ska tillhandahålla ökning av aktiv effekt som frekvenssvar vid begränsat frekvenskänslighetsläge - underfrekvens (LFSM- U), med en statikfaktor inom intervallet 2-12 %. Kraftproduktionsmoduler ska för statikfaktorn enligt denna paragraf inneha primärt inställningsvärde enligt 5. Även om samtliga kraftproduktionsmoduler ska ha möjlighet till drift vid statikfaktorer från 2 till och med 12, så förordar ovanstående paragraf en grundinställning för vilken statikfaktor som ska användas om inte annat överenskommits. De nordiska systemansvariga för överföringssystemen har överenskommit om att grundinställningsvärden ska tillämpas. Kraftproduktionsmoduler har möjlighet att öka dess aktiva effekt genom styrning. Detta anger att dess aktiva effekt (produktion) ska ökas linjärt mot frekvensminskningen. Statiken anger hur stor ökningen ska vara. Ett högre statikvärde innebär mindre ändring av effekten jämfört med ett lägre värde på statiken. Statiken avger hur många procent frekvensen måste ändras för att få 100 % utreglering relaterat till ett referensvärde. Tröskelvärde och intervall då reglering sker behöver beaktas. 23 För kraftparksmoduler av typ C-D ska referensvärdet för frekvenssvar i form av aktiv effekt vid begränsat frekvenskänslighetsläge - underfrekvens (LFSM-U), utgöras av den maximala kontinuerliga effekten. För att beräkna förmåga till frekvenssvar vid LFSM-U-drift ska referensvärdet för aktiv effekt bestämmas. Genom att låsa referensvärdet till ett fast värde erhålls fasta statikvärden vilket bedöms vara en fördel. Därmed behandlas LFSM-O och LFSM-U på samma sätt i detta avseende och referensvärdet beräknas på samma sätt för alla kraftproduktionsmoduler. Det är önskvärt att kraftproduktionsmoduler behåller sin reglerförmåga oavsett produktionsnivå. Detta uppnås genom att referensvärdet för aktiv effekt väljs till den maximala kontinuerliga effekten. 24 Kraftproduktionsmoduler av typ C-D ska kunna aktivera drift i frekvenskänslighetsläge (FSM). FSM ska ej vara aktiverat om inte den berörda systemansvarige för överföringssystemet beordrar annat. Frekvenskänslighetsläge (FSM) är ett läge som inte används i det nordiska kraftsystemet normalt. Istället finns två andra marknadsbaserade produkter som reagerar på frekvensändringar. FCR-N är ett läge där produktionsmodulen reagerar på frekvensförändringar inom det normala frekvensbandet och FCR-D är ett läge där produktionsmodulen reagerar på frekvensförändringar mellan 49,9-49,5 Hz. 25 Kraftproduktionsmoduler av typ C-D ska för drift i frekvenskänslighetsläge (FSM) arbeta med en statikfaktor inom intervallet 2-12 %. 18

20 Det har inte framkommit skäl att reducera statikfaktorns intervall. Ovanstående paragraf fastställer att hela intervallet ska kunna användas för drift i frekvenskänslighetsläge (FSM). Kraftproduktionsmoduler har möjlighet att ändra dess aktiva effekt genom styrning. Detta anger att dess aktiva effekt (produktion) ska förändras linjärt mot frekvensförändringen. Vid ökande frekvens ska effekten minskas och vid minskande frekvens ska effekten öka. Statiken anger hur stor förändringen ska vara. Ett högre statikvärde innebär mindre ändring av effekten jämfört med ett lägre värde på statiken. Statiken avger hur många procent frekvensen måste ändras för att få 100 % utreglering relaterat till ett referensvärde. 26 Kraftproduktionsmoduler av typ C-D ska för drift i frekvenskänslighetsläge (FSM) arbeta med en okänslighet för frekvenssvar om maximalt 10 mhz. Okänslighet för frekvenssvar syftar till reglersystemets inneboende egenskap som anges som den lägsta nivån för ändring av frekvens eller insignal som leder till en förändring av uteffekt eller utsignal. Dessa egenskaper innefattar exempelvis mekaniska glapp och mätnoggrannhet. För att säkerställa stabiliteten i ett kraftsystem är det viktigt att kraftproduktionsmoduler svarar på små frekvensavvikelser. Således kravställs en okänslighet för frekvenssvar om maximalt 10 mhz. 27 Kraftproduktionsmoduler av typ C-D ska kunna aktivera ett dödband mellan mhz för drift i frekvenskänslighetsläge (FSM). Detta konstruerade dödband för frekvenssvar ska sättas till 0 mhz om inte den berörda systemansvarige för överföringssystemet beordrar annat. Det är bra att det finns en valbarhet för att aktivera ett dödband för drift i FSM eftersom det kan ge viktiga dynamiska stabilitetsegenskaper. Samtidigt är det inte en önskvärd grundinställning för FSM. 28 Kraftproduktionsmoduler av typ C-D ska för drift i frekvenskänslighetsläge (FSM) arbeta med ett intervall för aktiv effekt i förhållande till maximal kontinuerlig effekt om 5-10 %. För drift i FSM ska kraftproduktionsmodulerna arbeta med aktiv effekt i förhållande till maximal kontinuerlig effekt om 5 10 % för att i de situationer då FSM är aktiverat bidra till ett stabilt och robust kraftsystem. 29 Kraftproduktionsmoduler av typ C-D ska vid drift i frekvenskänslighetsläge (FSM) kunna tillhandahålla fullt aktivt frekvenssvar under minst 15 minuter. Detta krav på 15 minuters uthållighet vid drift i FSM stämmer väl överens med dagens nordiska krav för aktiveringstiden för manuella reserver. 19

21 30 För kraftproduktionsmoduler av typ C-D utan tröghet vid drift i frekvenskänslighetsläge (FSM) ska den inledande fördröjningen vid frekvenssvar vara mindre än 2 sekunder. Detta krav utgör ett förtydligande av kravbild som återfinns i RfG-koden. 31 Kraftproduktionsmoduler av typ C-D som omfattas av kravet på husturbindrift ska kunna upprätthålla husturbindriften i 12 timmar. Den berörda systemansvarige kan meddela annan tidsgräns. Den systemansvarige ska enligt RfG-koden precisera kravställd drifttid vid husturbindrift. Krav på drifttid vid husturbin för befintliga kraftproduktionsmoduler regleras i befintliga föreskrifter. Ovanstående paragraf anger att om den systemansvarige inte har någon uttalad kravbild så gäller ovanstående paragrafs kravbild, som sammanfaller med idag gällande kravbild. 32 Om inte den systemansvarige meddelar annat ska kraftproduktionsmoduler av typ C-D, och av följande teknik, vid effektreglering klara följande reglerhastigheter Anläggningstyp Reglerhastighet Reglerområde Effektområde [% / minut] [% av nominell effekt] [% effekt] Vattenkraft Kolkondens Oljekondens Kraftvärmeverk Kärnkraftverk (tryck) Kärnkraftverk (kok) Gasturbin jettyp Gasturbin industrityp Kraftparksmodul Med reglerområde avses ett effektintervall inom specificerat effektområde. 20

22 Den systemansvarige ska enligt RfG-koden precisera reglerhastigheter för effektreglering. Ovanstående kravbild är den kravbild som enligt SvKFS 2005:2 gäller för befintliga anläggningstyper med tillägg för kraftparksmoduler. Om den systemansvarige inte meddelar egen kravbild så bidrar ovanstående kravbild till en harmonisering mellan befintlig och tillkommande produktion avseende reglerhastigheter för aktiv effekt. 33 Om inte den systemansvarige meddelar annat ska kraftproduktionsmoduler av typ C-D, och av följande teknik, inom frekvensområde Hz, klara följande stegändring av produktionen Anläggningstyp Effektsteg [%] Inom tid [sekund] Effektområde [% effekt] Vattenkraft med Kaplanturbin Vattenkraft med Franscisturbin Kol- och Oljekondens , Kraftvärme 2, Gasturbin Kraftparksmodul I likhet med föregående paragraf så utgör paragrafens kravbild en harmonisering med den gällande kravbilden för befintliga kraftproduktionsmoduler. Dock kan den systemansvarige meddela annan kravbild än den som återges i paragrafen. 4.6 Allmänna krav för kraftproduktionsmodul typ D 34 För en kraftproduktionsmodul av typ D med anslutningspunkt över 300 kv ska tidsperiod för drift inom intervallet % spänning i anslutningspunkten vara minst 60 sekunder. 21

23 Enligt RfG-koden ska drifttiden vid denna spänningsnivå preciseras, dock till högst 60 minuter. För anslutningspunkter över 300 kv ska spänningen i anslutningspunkten normalt ej överstiga 105% (t.ex. 420 kv för 400 kv systemet). Kravbild för drifttid begränsas därför till 60 sekunder för att möjliggöra kortvariga och oundvikliga spänningsvariationer inom området % spänning. 35 Synkron kraftproduktionsmodul av typ D ska förbli ansluten till nätet med fortsatt stabil funktion efter ett fel i anslutningspunkten enligt figur 3 i 2016/631 med följande spänningsparametrar (se även bilaga 3) U ret = 0,0 U clear = 0,25 U rec1 = 0,545 U rec2 = 0,90 t clear = 0,20 sekunder t rec1 = 0,45 sekunder t rec2 = 0,45 sekunder t rec3 = 0,75 sekunder Grafiskt kan kravbilden åskådliggöras enligt följande Dagens svenska föreskrifter SvKFS 2005:2 definierar spänning-tidsprofilen i den maskade stamnätspunkt som befinner sig närmast den produktionsanläggning vars förmåga till feltålighet ska undersökas. I RfG-koden är spänning-tidsprofilen däremot definierad i kraftproduktionsmodulens anslutningspunkt. För en del kraftproduktionsmoduler av typ D, är närmaste maskad stamnätspunkt samma punkt som anslutningspunkten. För andra kraftproduktionsmoduler av typ D är närmaste maskad stamnätspunkt och anslutningspunkt olika punkter. 22

24 I det senare fallet innebär implementeringen av RfG-koden att den spänningtidsprofil som ska kunna hanteras flyttas elektriskt närmare kraftproduktionsmodulen. En kravbild där en given spänning-tidsprofil flyttas från stamnätet till anslutningspunkten innebär oftast, men inte alltid, en skärpning av kravbilden. Värdet på spänningsparametern U ret (0) är i enlighet med RfG-kodens krav. Det går inte att välja något annat värde för denna parameter. Värdet på spänningsparametern U clear (0,25) är i enlighet med RfG-kodens krav. Det går inte att välja något annat värde för denna parameter. Värdet på spänningsparametern U rec1 (0,545) ligger i mitten det tillåtna intervallet 0,5-0,7. Parametern är anpassad för att spänningsåterhämtningen ska ske linjärt från relativspänningsnivån 0,25 till relativspänningsnivån 0,9 utgående från tiden t clear till och med tiden t rec3. Värdet på spänningsparametern U rec2 (0,9) är i enlighet med RfG-kodens grundkrav. En skärpning av kravbilden genom att sänka denna nivå till tillåtna 0,85 har inte bedömts vara motiverad. Här används samma värde som i den spänningtidsprofil som gäller i dagens svenska föreskrifter. Värdet på tidsparametern t clear (0,20 sek), det vill säga den tid ett fel ska antas kvarligga i en överensstämmelsesimulering, innebär en minskning med 20 % jämfört med kravbilden i dagens svenska föreskrifter. Minskningen är nödvändig för att balansera den skärpning av kravbilden för vissa synkrona kraftproduktionsmoduler av typ D som en flytt av spänning-tidsprofilen från närmaste maskad stamnätspunkt till anslutningspunkten innebär. I kravbilden för tidsparametern t clear, utnyttjas den möjlighet som RfG-koden ger systemansvarig för överföringssystem att ange ett värde i intervallet 0,14-0,25 sekunder. Ett högre värde på t clear än RfG-kodens grundkrav 0,14-0,15 sekunder är nödvändigt för uppnå säker drift och tillräcklig förmåga till feltålighet i det svenska kraftsystemets synkrona produktionsflotta vid andra driftförhållanden än de ur ett feltålighetsperspektiv fördelaktiga ramförutsättningar som beskrivs i 4 kap Det högre värdet på t clear än RfG-kodens grundkrav ger också de marginaler som krävs för att berörd systemansvarig ska kunna säkerställa att kraftproduktionsmodulens feltålighetsförmåga kan upprätthållas under hela sin tekniska livstid, i takt med att systemet runt om förändras. I övrigt gäller samma motivbild för värdet på t clear som i 4 kap 11. Värdena på tidsparametrarna t rec1 och t rec2 är anpassade för att spänningsåterhämtningsprofilen ska öka linjärt mellan relativspänningsnivån 0,25 och relativspänningsnivån 0,9, utgående från t clear till och med t rec3. 23

25 Värdet på tidsparametern t rec3 är 0,75 sekunder, vilket motsvarar hälften av vad RfG-koden tillåter (1,5 sekunder). Det har inte funnits några särskilda motiv till att välja ett högre värde på t rec3 för att erhålla en mer stringent kravbild. Med ovanstående val av tids- och spänningsparametrar åstadkoms en spänningtidsprofil som är mycket likartad den kurva som förekommer i dagens svenska föreskrifter SvKFS 2005:2. Bortsett från att profilerna är definierade i olika nätpunkter relativt produktionsanläggningen, så är den viktigaste skillnaden att felbortkopplingstiden t clear har reducerats i den nya kravbilden. 36 Kraftparksmodul av typ D ska förbli ansluten till nätet med fortsatt stabil funktion efter ett fel i anslutningspunkten enligt figur 3 i 2016/631 med följande spänningsparametrar (se även bilaga 4) U ret = 0,0 U clear = 0,0 U rec1 = 0,0 U rec2 = 0,85 t clear = 0,20 sekunder t rec1 = 0,20 sekunder t rec2 = 0,20 sekunder t rec3 = 2,0 sekunder Tio sekunder efter felets inträffande ska spänningen i anslutningspunkten antas återgå till 90 %. Grafiskt kan kravbilden åskådliggöras enligt följande Värdet på spänningsparametern U ret (0) är i enlighet med RfG-kodens krav. Det går inte att välja något annat värde för denna parameter. 24

26 Värdet på spänningsparametern U clear (0) är i enlighet med RfG-kodens krav. Det går inte att välja något annat värde för denna parameter. Värdet på spänningsparametern U rec1 (0) är i enlighet med RfG-kodens krav. Det går inte att välja något annat värde för denna parameter. Värdet på spänningsparametern U rec2 (0,85) är i enlighet med RfG-kodens krav. Det går inte att välja något annat värde för denna parameter. En inkonsekvens i RfG-koden gör det nödvändigt att justera slutlig spänningsnivå upp till en nivå om minst 90 %. Enligt RfG-koden är en spänningsnivå om 85 % ingen kravställd kontinuerlig nivå. Därför måste spänning-tidsprofilen för feltålighetsförmåga anpassas så att det framgår inom vilken tid slutlig kontinuerlig spänningsnivå erhålls. Värdet på tidsparametern t clear för kraftparksmoduler av typ D väljs till 0,20 sekunder med samma övergripande motivering som för synkrona kraftproduktionsmoduler typ B, C och D, se 4 kap 11 och 35. Det har inte funnits några särskilda motiv till att ha en annan kravbild för kraftparksmoduler än för synkrona kraftproduktionsmoduler beträffande den tid som felet ska antas kvarligga i en överensstämmelsesimulering. Värdet på tidsparametrarna t rec1 och t rec2 måste fixeras till t clear enligt RfG-kodens ramverk. Värdet på tidsparametern t rec3 (2,0 sekunder) är valt i den nedre delen av det intervall som RfG-koden tillåter (1,5-3,0 sekunder). Den nationella behovsbilden är inte sådan att det går att motivera en mer stringent kravbild genom att välja ett högre värde på t rec3. 37 Vid beräkning av förmåga till feltålighet ska arbetspunkten för kraftproduktionsmodul typ D, innan fel i anslutningspunkten, motsvara maximal aktiv uteffekt och något övermagnetiserad så att det reaktiva utbytet i anslutningspunkten är noll. Spänningen i anslutningspunkten ska vara 100 %. Definitionen av tillståndet i form av arbetspunkt före fel är samma för kraftproduktionsmoduler av typ D som för kraftproduktionsmoduler av typerna B och C. Det har inte funnits några särskilda skäl till att välja olika förutsättningar för typ B-C respektive typ D. Se därför vidare kommentarer till 4 kap Vid beräkning av förmåga till feltålighet för kraftproduktionsmodul typ D ska helt intakt och fullt drifttagen nätnätstruktur antas råda både innan och efter fel i anslutningspunkten. Nätet ska innan fel vara belastat till en nivå som motsvarar drifttimmen den andra onsdagen i februari klockan föregående år. 25

27 Definitionen av nättillståndet som ligger till grund för beräkning av kortslutningskapacitet före fel är samma för kraftproduktionsmoduler av typ D som för kraftproduktionsmoduler av typerna B och C. Det har inte funnits några avgörande motiv till att välja olika förutsättningar för typerna B, C och D. Se därför kommentarer till 4 kap 14. För feltålighetskontroller av stora systempåverkande synkrona kraftproduktionsmoduler och kraftparksmoduler så är beskrivningen i 38 vägledande för hur berörd systemansvarig för överföringssystem eller berörd systemansvarig ska upprätta en simuleringsmodell för överensstämmelsesimuleringar. Detta eftersom det kan vara nödvändigt att använda en mer omfattande simuleringsmodell än en enkel nätekvivalent för att fastställa feltålighetsförmågan hos kraftproduktionsmoduler med stor systempåverkan. 39 Om inte kraftproduktionsmodulen är ansluten vid den aktuella drifttimmen enligt 4 kap 38, eller nätstruktur eller kraftproduktionsmodulens arbetspunkt i övrigt inte motsvarar förutsättningarna enligt 4 kap 37-38, ska nätstruktur och arbetspunkt anpassas så att produktionsmodulens arbetspunkt och nätanslutning blir i enlighet med 4 kap 37. Denna formulering är identisk med 4 kap 15. Se därför kommentar i anslutning till denna paragraf. 40 Det felfall som ska analyseras ska motsvara ett trefasigt fel i anslutningspunkten med en felbortkopplingstid om 200 ms. Denna paragraf tydliggör hur det praktiska förfarandet vid överensstämmelsesimuleringar ska gå till. I överensstämmelsesimuleringar ansätts en stum trefasig kortslutning i kraftproduktionsmodulens anslutningspunkt för att relativspänningen i denna punkt ska bli noll mellan tiden noll och t clear. 41 Kravbilden i gäller oavsett om felet är symmetriskt eller ej. Det har inte funnits några klara motiv till att välja olika kravbilder beträffande asymmetriska fel för kraftproduktionsmoduler av typerna B-C och kraftproduktionsmoduler av typ D. Se därför kommentar i anslutning till 4 kap Krav för synkrona kraftproduktionsmoduler 26

28 5.1 Krav för synkrona kraftproduktionsmoduler av typ B, C och D 1 Synkrona kraftproduktionsmoduler av typ B-D ska ha automatisk spänningsregulator som minst kan reglera spänning inom intervallet % av den synkrona kraftproduktionsmodulens interna spänning. För att erhålla en harmoniserad kravbild mellan befintliga och tillkommande kraftproduktionsmodulerna, i syfte att erhålla ett nationellt robust elförsörjningssystem, måste tillkommande kraftproduktionsmoduler uppfylla samma krav på robusthet mot spänningsvariationer som befintliga anläggningar uppfyller. Ovanstående kravbild gäller för befintliga kraftproduktionsmoduler enligt SvKFS 2005:2. 2 Synkrona kraftproduktionsmoduler av typ B-D ska ha ett magnetiseringssystem som minst klarar 105 % kontinuerlig magnetiseringseffekt vid märklast. För att erhålla en harmoniserad kravbild mellan befintliga och tillkommande kraftproduktionsmodulerna, i syfte att erhålla ett nationellt robust elförsörjningssystem, måste tillkommande kraftproduktionsmoduler uppfylla samma krav på robusthet mot spänningsvariationer som befintliga anläggningar uppfyller. Ovanstående kravbild gäller för befintliga kraftproduktionsmoduler enligt SvKFS 2005:2. 3 För synkrona kraftproduktionsmoduler av typ B-D ska svarstiden för tomgående kraftproduktionsmodul ej överstiga tider angivna i nedanstående tabell vid stegändring % insignal till spänningsregulatorn. Märkeffekt S n i MVA Svarstid i sekunder 50 1, ,0-(S n-50)*0, ,80 Svarstid är den tid som åtgår för generatorspänningen för tomgående, icke nätansluten kraftproduktionsmodul att uppnå 90 % av resulterande ändring i generatorspänningen efter en stegändring från 95 till 105 % av spänningsregulatorns insignal. För att erhålla en harmoniserad kravbild mellan befintliga och tillkommande kraftproduktionsmodulerna, i syfte att erhålla ett nationellt robust elförsörjningssystem, måste tillkommande kraftproduktionsmoduler uppfylla samma krav på robusthet mot spänningsvariationer som befintliga anläggningar uppfyller. Ovanstående kravbild gäller för befintliga kraftproduktionsmoduler enligt SvKFS 2005:2 dock 27