Teknisk forskrift 3.3.1 for batterianlæg 15/01357-12
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 Teknisk forskrift 3.3.1 for batterianlæg 19 20 21 22 23 24 0 REV. Høringsdokument DESCRIPTION 15.01.2016 14.02.2017 14.02.2017 14.02.2017 y FBN KDJ KDJ FBN PREPARED CHECKED REVIEWED APPROVED 15/01357-12 © Energinet.dk DATE NAME Teknisk forskrift 3.3.1 25 Revisionsoversigt Revisionsoversigt 26 Afsnit nr. Tekst Alle afsnit Høringsdokument Revision Dato 0 14.02.2017 27 28 29 30 31 Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public 2/98 Teknisk forskrift 3.3.1 32 Indholdsfortegnelse Indholdsfortegnelse 33 34 Revisionsoversigt ...................................................................................... 2 35 Indholdsfortegnelse ................................................................................... 3 36 Oversigt over figurer og tabeller .................................................................. 4 37 Læsevejledning ......................................................................................... 6 38 1. Terminologi, forkortelser og definitioner .............................................. 7 39 2. Formål, anvendelsesområde, forvaltningsmæssige bestemmelser .......... 22 40 3. Tolerance over for frekvens- og spændingsafvigelser ........................... 28 41 4. Elkvalitet ........................................................................................ 34 42 5. Styring og regulering ....................................................................... 44 43 6. Beskyttelse ..................................................................................... 65 44 7. Udveksling af signaler og datakommunikation ..................................... 70 45 8. Verifikation og dokumentation ........................................................... 77 46 9. Elektrisk simuleringsmodel ............................................................... 82 47 48 49 Bilag 1 Dokumentation..................................................................... 84 50 Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public 3/98 Teknisk forskrift 3.3.1 51 52 Oversigt over figurer og tabeller 53 54 55 56 57 Liste over figurer: Figur 1 Definition af fortegn for aktiv og reaktiv effekt samt effektfaktorsetpunkter [ref. 14, 16 og 17]. ................................................. 15 58 Figur 2 Eksempel på installationstilslutning af anlæg. ............................ 18 59 Figur 3 Eksempel på nettilslutning af anlæg. ......................................... 19 60 61 Figur 4 Krav til nominel effekt og nominel strøm ved frekvens- og spændingsvariationer. ............................................................. 30 62 63 Figur 5 Krav til tolerance over for spændingsdyk for batterianlæg kategori C og D...................................................................................... 31 64 65 Figur 6 Krav til levering af reaktiv tillægsstrøm IQ under spændingsdyk for batterianlæg af kategori C og D. ............................................... 32 66 Figur 7 Tolerance for gentagne fejl ...................................................... 33 67 Figur 8 Skitse for en anlægsregulator. .................................................. 45 68 69 Figur 9 Frekvensrespons for et batterianlæg som kun kan optage effekt fra det kollektive elforsyningsnet. .................................................. 47 70 71 Figur 10 Frekvensrespons fra et batterianlæg som kan levere og optage effekt fra det kollektive elforsyningsnet. .................................... 47 72 Figur 11 Frekvensreguleringskurve for et batterianlæg. ............................ 49 73 Figur 12 Skitse af begrænsningsfunktioner for aktiv effekt........................ 51 74 Figur 13 Reguleringsfunktioner for reaktiv effekt for et batterianlæg. ......... 53 75 Figur 14 Effektfaktorregulering (PF) for et batterianlæg............................ 54 76 Figur 15 Spændingsregulering for et batterianlæg. .................................. 55 77 Figur 16 Automatisk effektfaktorregulering for et batterianlæg. ................. 56 78 79 Figur 17 Krav til levering af reaktiv effekt som funktion af P/Sn for batterianlæg i kategori B. ........................................................ 58 80 81 Figur 18 Krav til levering af reaktiv effekt som funktion af spændingen i POC for batterianlæg i kategori B..................................................... 59 82 83 Figur 19 Krav til levering af reaktiv effekt som funktion af P/Sn for batterianlæg i kategori C. ........................................................ 60 84 85 Figur 20 Krav til levering af reaktiv effekt som funktion af spændingen i POC for batterianlæg i kategori C. ................................................... 61 86 87 Figur 21 Krav til levering af reaktiv effekt som funktion af P/Sn for batterianlæg i kategori D. ........................................................ 62 88 89 Figur 22 Krav til levering af reaktiv effekt som funktion af spændingen i POC for batterianlæg i kategori D. ................................................... 63 90 91 Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public 4/98 Teknisk forskrift 3.3.1 92 93 Liste over tabeller: 94 95 Tabel 1 Definition af spændingsniveauer anvendt i denne forskrift ............ 29 96 Tabel 2 Standard FSM bånd ................................................................. 29 97 Tabel 3 Fejltyper og varighed i det kollektive elforsyningssystem ............. 33 98 Tabel 4 Oversigt over krav til elkvalitet for anlægskategorier. .................. 34 99 Tabel 5 Grænseværdier for flicker. ....................................................... 37 100 Tabel 6 Grænseværdier for harmonisk strøm Ih/In (% af In). .................... 39 101 102 Tabel 7 Grænseværdier for samlet harmonisk strømforvrængning (% af In) for alle harmoniske forstyrrelser. .............................................. 39 103 104 Tabel 8 Grænseværdier for samlet harmonisk spændingsforvrængning THDU (% af Un) for alle harmoniske forstyrrelser. ................................ 39 105 Tabel 9 Værdier for eksponenten α. ...................................................... 40 106 Tabel 10 Grænseværdier for emission af interharmoniske strømme. ........... 42 107 Tabel 11 Styrings- og reguleringsfunktioner for et batterianlæg. ................ 44 108 Tabel 12 Standard frekvensresponsindstillingsværdier for DK1. ................. 48 109 Tabel 13 Standard frekvensresponsindstillingsværdier for DK2. ................. 48 110 Tabel 14 Standard frekvensreguleringsindstillingsværdier DK1 .................. 49 111 Tabel 15 Standard frekvensreguleringsindstillingsværdier DK2 .................. 49 112 Tabel 16 Styrings- og reguleringsfunktioner for reaktiv effekt. ................... 57 113 Tabel 17 Krav til batterianlæg kategori A. ............................................... 67 114 Tabel 18 Krav til batterianlæg kategori B. ............................................... 67 115 Tabel 19 Krav til batterianlæg kategori C. ............................................... 68 116 Tabel 20 Krav til batterianlæg kategori D. ............................................... 69 117 Tabel 21 Krav til informationsudveksling med et batterianlæg i kategori A. . 71 118 Tabel 22 Krav til informationsudveksling med et batterianlæg i kategori B. . 72 119 120 Tabel 23 Krav til informationsudveksling med et batterianlæg i kategori C og D. ......................................................................................... 74 121 Tabel 24 Krav til dokumentation for anlægskategorier. ............................. 78 122 123 Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public 5/98 Teknisk forskrift 3.3.1 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 Læsevejledning Læsevejledning Denne forskrift indeholder de tekniske og funktionelle minimumskrav, som batterianlæg inkluderet i definitionen batterianlæg [afsnit 1.2.6] skal overholde ved nettilslutning i Danmark. Forskriften er bygget op således, at afsnit 1 indeholder anvendt terminologi og anvendte definitioner, afsnit 2 beskriver de forvaltningsmæssige bestemmelser og relevante referencer, mens afsnit 3 til og med 7 indeholder de tekniske og funktionelle krav. Afsnit 8 indeholder kravene til dokumentation af de forskellige anlægskategorier og afsnit 9 indeholder kravene til den elektriske simuleringsmodel. De tekniske krav i forskriften er opdelt i flere anlægskategorier, som beskrevet i afsnit 1 og 2.2. Der gøres i forskriften udstrakt brug af terminologi og definitioner. I afsnit 1 er de væsentligste beskrevet. Brugen af terminologi og definitioner i forskriften er i teksten tydeliggjort med kursiv skrift. Forskriften udgives også på engelsk. I tvivlstilfælde er den danske udgave gældende. Forskriften er udgivet af den systemansvarlige virksomhed og kan hentes på www.energinet.dk. Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public 6/98 Teknisk forskrift 3.3.1 152 Terminologi, forkortelser og definitioner 1. Terminologi, forkortelser og definitioner 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 1.1 Forkortelser I dette afsnit er anført de forkortelser, der benyttes i dokumentet. 1.1.1 Ψk Ψk benyttes som forkortelse for kortslutningsvinklen i nettilslutningspunktet. Værdier for flicker beregnes for hvert batterianlæg med Ψk som parameter. 1.1.2 cf Flickerkoefficienten angives med betegnelsen cf. 164 165 166 167 1.1.3 168 169 170 171 1.1.4 172 173 174 1.1.5 175 176 177 1.1.6 178 179 180 181 1.1.7 182 183 184 185 1.1.8 186 187 188 189 1.1.9 d(%) d(%) er betegnelsen for hurtige spændingsændringer i % af Un. Nærmere beskrivelse i afsnit 1.2.21. df/dt df/dt er betegnelsen for frekvensændringen som funktion af tiden. Nærmere beskrivelse i afsnit 1.2.16 Dk1 Betegnelse for Vestdanmark og en del af synkronområdet, Kontinentaleuropa. Dk2 Betegnelse for Østdanmark og en del af synkronområdet, Norden. f< f< er betegnelsen for den driftsmæssige indstilling for underfrekvens i relæbeskyttelsen. Nærmere beskrivelse i afsnit 5. f> f> er betegnelsen for den driftsmæssige indstilling for overfrekvens i relæbeskyttelsen. Nærmere beskrivelse i afsnit 5. fx fx, hvor x kan være 0 til 6, eller min og max, er punkter, der benyttes til frekvensregulering, og som er nærmere beskrevet i afsnit 5.2.2. 190 191 192 1.1.10 fn 193 194 195 1.1.11 fmin 196 197 198 1.1.12 fmax 199 200 201 1.1.13 Glt fn er betegnelsen for den nominelle frekvens fmin er betegnelsen for den minimale frekvens fmax er betegnelsen for den maksimale frekvens Glt er betegnelsen for planlægningsværdien for flickeremissionen fra et anlæg. Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public 7/98 Teknisk forskrift 3.3.1 Terminologi, forkortelser og definitioner 202 203 204 1.1.14 Ik 205 206 207 1.1.15 Ih 208 209 210 211 212 1.1.16 In In er betegnelsen for nominel strøm, som er den maksimale kontinuerte strøm, som et batterianlæg er designet til at levere eller forbruge. Nærmere definition i afsnit 1.2.32. 213 214 215 216 IQ er betegnelsen for den reaktive strøm, der leveres eller absorberes af batterianlægget. 217 218 219 220 Ik er betegnelsen for kortslutningsstrøm. Nærmere definition i afsnit 1.2.27. Ih er betegnelsen for summen af de individuelle harmoniske strømme. 1.1.17 IQ 1.1.18 ku kU er betegnelsen for spændingsændringsfaktoren. Spændingsændringsfaktoren beregnes som funktion af Ψk. 221 222 223 1.1.19 Paktuel 224 225 226 227 228 1.1.20 Pdelta Paktuel er betegnelsen for det aktuelle niveau for aktiv effekt. Pdelta er betegnelsen for rullende reserve. PDelta er den effekt, som den tilgængelige aktive effekt bliver reduceret med for eventuelt at kunne yde frekvensstabilisering (opregulering) ved faldende netfrekvens. 229 230 231 232 1.1.21 Plevere 233 234 235 236 237 1.1.22 Plt 238 239 240 1.1.23 Pmin 241 242 243 244 245 1.1.24 Pnl 246 247 248 249 250 1.1.25 Pno Plevere er betegnelsen for det aktuelle niveauog retning af aktiv effekt som på et givet tidspunkt leveres af et batterianlæg til det kollektive elforsyningsnet. Plt er betegnelsen for langtids-flickeremissionen fra et anlæg. Plt står for "long term" og er evalueret over en periode på to timer. Nærmere definition, se IEC 61000-3-7 [ref. 22]. Pmin er betegnelsen for nedre grænse for aktiv effektregulering. Pnl angiver nominel effekt leveret, som batterianlægget er konstrueret til at kunne levere til det kollektive elforsyningsnet kontinuert, og som fremgår af typegodkendelsen. Nærmere definition i afsnit 1.2.30. Pno angiver den nominelle effekt optaget, som batterianlægget er konstrueret til at kunne optage fra det kollektive elforsyningsnet kontinuert, og som fremgår af typegodkendelsen. Nærmere definition i afsnit 1.2.31. Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public 8/98 Teknisk forskrift 3.3.1 251 252 253 254 255 1.1.26 Poptage 256 257 258 259 260 1.1.27 Pst 261 262 263 264 1.1.28 PCC 265 266 267 268 269 1.1.29 PCI 270 271 272 273 Terminologi, forkortelser og definitioner Poptage er betegnelsen for det aktuelle niveau og retning af aktiv effekt som på et givent tidspunkt optages af et batterianlæg fra det kollektive elforsyningsnet. Pst er betegnelsen for korttids-flickeremissionen fra et anlæg. Pst står for "short term" og er evalueret over en periode på 10 minutter. Nærmere definition, se IEC 61000-3-7 [ref. 22]. Point of Common Coupling. Leveringspunktet (PCC). Nærmere definition i afsnit 1.2.28. Point of Connection in Installation. Installationstilslutningspunktet (PCI) er det sted i installationen, hvor batterianlægget er tilsluttet, og hvor der er tilsluttet forbrug. Nærmere definition i afsnit 1.2.22. 1.1.30 PCOM Point of Communication. Kommunikationstilslutningspunktet (PCOM) er nærmere defineret i afsnit 1.2.24. 274 275 276 1.1.31 PF 277 278 279 280 281 1.1.32 PGC 282 283 284 285 1.1.33 POC 286 287 288 289 1.1.34 P/Pn 290 291 292 293 1.1.35 PWHD 294 295 296 297 1.1.36 Qmax 298 299 300 301 1.1.37 Qmin Power Factor. Effektfaktor (PF). Nærmere definition i afsnit 1.2.10. Point of Generator Connection. Generatortilslutningspunktet (PGC) er det punkt, som leverandøren af et batterianlæg definerer som batterianlæggets terminaler. Nærmere definition i afsnit 1.2.18. Point of Connection. Nettilslutningspunktet (POC) er nærmere defineret i afsnit 1.2.29. P/Pn er det normaliserede forhold for nominel effekt. Pn kan være hhv. Pno eller Pnl. Partial Weighted Harmonic Distortion. Partielt vægtede harmoniske forstyrrelser (PWHD). Nærmere definition i afsnit 1.2.38. Qmax er betegnelsen for den maksimale reaktive effekt, som et batterianlæg kan levere. Qmin er betegnelsen for den minimale reaktive effekt, som et batterianlæg kan optage. Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public 9/98 Teknisk forskrift 3.3.1 302 303 304 305 306 307 308 309 310 311 Terminologi, forkortelser og definitioner 1.1.38 Qnl Qnl er betegnelsen for den nominelle reaktive effektlevering for et batterianlæg, som batterianlægget er konstrueret til at kunne levere kontinuert, og som fremgår af typegodkendelsen. 1.1.39 Qno Qno er betegnelsen for det nominelle reaktive effektoptag for et batterianlæg, som batterianlægget er godkendt til at optage kontinuert i leveringspunktet under normale driftsforhold. 312 313 314 1.1.40 Sk 315 316 317 318 1.1.41 Sn 319 320 321 322 1.1.42 SCR Sk er betegnelsen for kortslutningseffekt. Nærmere definition i afsnit 1.2.25. Sn er betegnelsen for den nominelle tilsyneladende effekt for et batterianlæg. Nærmere definition i afsnit 1.2.33. Short Circuit Ratio. Forkortelsen for kortslutningsforholdet i nettilslutningspunktet. 323 324 325 326 1.1.43 THD 327 328 329 1.1.44 Uc 330 331 332 1.1.45 Uh 333 334 335 336 1.1.46 Umax 337 338 339 340 1.1.47 Umin 341 342 343 344 1.1.48 Un Total Harmonic Distortion. Betegnelsen for den totale harmoniske forstyrrelse. Nærmere definition i afsnit 1.2.48. Uc er betegnelsen for normal driftsspænding. Nærmere definition i afsnit 1.2.35. Uh er betegnelsen for summen af de harmoniske spændinger. Umax er betegnelsen for den maksimale værdi af den nominelle spænding, Un, som et batterianlæg kan blive udsat for. Umin er betegnelsen for den minimale værdi af den nominelle spænding, Un, som et batterianlæg kan blive udsat for. Un er betegnelsen for nominel spænding. Spændingen måles som fase til fase. Nærmere definition i afsnit 1.2.34. 345 346 347 348 1.1.49 UPGC 349 350 351 352 1.1.50 UPOC UPGC er betegnelsen for spændingen målt på batterianlæggets terminaler. Nærmere definition i afsnit 1.2.18. UPOC er betegnelsen for normal driftsspænding i POC. Nærmere definition i afsnit 1.2.29. Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public 10/98 Teknisk forskrift 3.3.1 353 354 355 356 357 1.1.51 Ux 358 359 360 361 362 1.1.52 UTC Terminologi, forkortelser og definitioner Ux, hvor x angiver relæopsætning for underspænding trin 1 (<) eller 2 (<<) samt overspænding trin 1 (>), 2 (>>) eller 3(>>>). Nærmere beskrivelse i afsnit 6. UTC er forkortelsen for Coordinated Universal Time (Universal Time, Coordinated). På dansk bruges også betegnelsen universel tid eller verdenstid. 363 Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public 11/98 Teknisk forskrift 3.3.1 364 365 366 367 368 1.2 Terminologi, forkortelser og definitioner Definitioner I dette afsnit er anført de definitioner, der benyttes i dokumentet. Flere af definitionerne har udgangspunkt i IEC 60050-415:1999 [ref. 18], men er modificeret til formålet. 369 370 371 372 373 1.2.1 374 375 376 377 378 1.2.2 Anlægsejer er den, der juridisk ejer batterianlægget. I visse sammenhænge anvendes termen selskab i stedet for anlægsejer. Anlægsejer kan overdrage det driftsmæssige ansvar til en anlægsoperatør. 379 380 381 382 383 Anlægsinfrastruktur er den elektriske infrastruktur, der forbinder generatortilslutningspunktet (PGC) på de enkelte batterianlæg i et anlæg og nettilslutningspunktet (POC). 384 385 386 387 388 389 390 391 392 393 394 395 396 397 398 399 400 401 402 403 404 405 406 407 408 409 410 411 412 413 Absolut-effektbegrænser Regulering af aktiv effekt til et maksimalt niveau angives med et setpunkt. Setpunktsreguleringens +/- tolerance benævnes absolut-effektbegrænser. Nærmere beskrivelse i afsnit 5.2.3.1. 1.2.3 1.2.4 Anlægsejer Anlægsinfrastruktur Anlægskategorier Anlægskategorier i forhold til den samlede nominelle effekt i nettilslutningspunktet: A1. A2. B. C. D. 1.2.5 Batterianlæg Batterianlæg Batterianlæg Batterianlæg Batterianlæg til og med 11 kW over 11 kW og til og med 50 kW over 50 kW og til og med 1,5 MW over 1,5 MW og til og med 25 MW over 25 MW eller tilsluttet over 100 kV Anlægsoperatør Anlægsoperatør er den virksomhed, der har det driftsmæssige ansvar for batterianlægget via ejerskab eller kontraktmæssige forpligtelser. 1.2.6 Batterianlæg Et batterianlæg er et anlæg der kan lagre og levere elektrisk energi på en eller flere af følgende måder: - optage energi fra det kollektive elforsyningsnet og, på et givet tidspunkt, levere det tilbage i nettilslutningspunktet - optage energi fra det kollektive elforsyningsnet og, på et givet tidspunkt, levere elektrisk energi tilbage internt i installationen, dvs. ikke levere det tilbage i nettilslutningspunktet - optage energi direkte produceret i installationen (VE produktion), dvs. ikke at optage energien fra det kollektive elforsyningsnet, og, på et givet tidspunkt, levere elektrisk energi tilbage internt i installationen, dvs. ikke levere det tilbage i nettilslutningspunktet Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public 12/98 Teknisk forskrift 3.3.1 414 415 416 417 418 419 420 421 422 423 424 425 426 427 428 429 430 431 432 433 434 435 436 437 438 439 440 - optage energi direkte produceret i installationen (VE produktion), dvs. ikke at optage energien fra det kollektive elforsyningsnet, og, på et givet tidspunkt, levere energien i nettilslutningspunktet Definitionen batterianlæg dækker både over permanent og temporært tilsluttede batterianlæg, herunder fx V2G elbillader. De nominelle effekter for et batterianlæg, når det henholdsvis optager energi (Pno) fra, eller leverer energi (Pnl) tilbage til det kollektive elforsyningsnet, eller internt i installationen, kan være forskellige. UPS anlæg (nødstrømsforsyningsanlæg) er ikke inkluderet, da dette anlægs funktion er at opretholde energiforsyning lokalt i en installation, eller en del af en installation, når det kollektive elforsyningsnet er udsat for forstyrrelser eller fejl. 1.2.7 Batterianlægsregulator En batterianlægsregulator er en samling af regulerings- og styringsfunktioner, der gør det muligt at regulere og styre flere enheder som ét batterianlæg i nettilslutningspunktet. Samlingen af regulerings- og styringsfunktioner skal være en del af batterianlægget i kommunikationsmæssig sammenhæng. Det vil sige, at hvis kommunikationen til et batterianlæg afbrydes, skal batterianlægget kunne fortsætte driften som planlagt eller gennemføre en kontrolleret nedlukning. Funktionaliteten er nærmere beskrevet i afsnit 6.2. 441 442 443 444 445 446 447 448 449 450 451 1.2.8 452 453 454 455 456 1.2.9 457 458 459 460 461 462 1.2.10 Effektfaktoren (PF) 463 464 465 Terminologi, forkortelser og definitioner COMTRADE COMTRADE (Common Format for Transient Data) er et standardiseret filformat specificeret i IEEE C37.111-2013 [ref. 33]. Formatet er designet til udveksling af information omkring transiente fænomener i forbindelse med fejl og koblinger i elsystemer. Standarden inkluderer beskrivelse af de krævede filtyper samt kilderne til transiente data så som beskyttelsesrelæer, fejlskrivere og simuleringsprogrammer. I standarden er desuden defineret sample rates, filtre og konvertering af transiente data, som skal udveksles. Delta-effektbegrænser Regulering af aktiv effekt med en setpunktsbestemt afvigelse (delta) imellem mulig og aktuel effekt benævnes delta-effektbegrænser. Nærmere beskrivelse i afsnit 5.2.3.2. Effektfaktoren, cosinus φ, for vekselspændingssystemer angiver forholdet imellem den aktive effekt P og den tilsyneladende effekt S, hvor P = S*cosinus φ. Tilsvarende er den reaktive effekt Q=S*sinus φ. Vinklen imellem strøm og spænding betegnes med φ. 1.2.11 Effektfaktorregulering Effektfaktorregulering er en regulering af den reaktive effekt proportionalt med den producerede aktive effekt. Nærmere beskrivelse i afsnit 5.3.2. Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public 13/98 Teknisk forskrift 3.3.1 Terminologi, forkortelser og definitioner 466 467 468 469 470 471 472 473 474 475 476 477 1.2.12 Elforsyningsvirksomheden 478 479 480 481 482 483 484 1.2.13 Flicker 485 486 487 488 489 490 491 492 493 494 495 496 497 498 499 500 501 1.2.14 Frekvensregulering Elforsyningsvirksomheden er den virksomhed, i hvis net et batterianlæg er tilsluttet elektrisk. Ansvarsforholdene i det kollektive elforsyningsnet er opdelt på flere netvirksomheder og én transmissionsvirksomhed. Netvirksomheden er den virksomhed, der med bevilling driver det kollektive elforsyningsnet på højst 100 kV. Transmissionsvirksomheden er den virksomhed, der med bevilling driver det kollektive elforsyningsnet over 100 kV. Flicker er en visuel opfattelse af flimren i lyset forårsaget af spændingsfluktuationer. Flicker optræder, hvis lysets luminans eller spektralfordeling fluktuerer med tiden. Ved et vist niveau bliver flicker irriterende for øjet. Flicker måles som beskrevet i IEC 61000-4-15 [ref. 9]. Frekvensregulering er regulering af aktiv effekt med henblik på stabilisering af netfrekvensen. Nærmere beskrivelse, se afsnit 5.2.2. Note 1: Følgende relaterede termer anvendes også: FSM, Frequency sensitive mode: FSM er frekvensreguleringstilstand, som er en driftsmæssig indstilling, i hvilken et batterianlæg regulerer den aktive effekt på en sådan måde, at det er med til at stabilisere grundfrekvensen. FSM båndet: Regulerbåndet, hvori der kan udføres frekvensregulering. Frekvensreguleringsfunktionen har til formål at regulere den aktive effekt ved netfrekvenser mellem f1 og f2 som illustreret i Figur 11. 502 503 504 505 506 507 508 509 510 511 512 513 514 515 1.2.15 Frekvensrespons 516 517 1.2.16 Frekvensændringen som funktion af tiden Frekvensrespons er en automatisk nedregulering af aktiv effekt som funktion af netfrekvensen over en bestemt frekvens fR med henblik på stabilisering af netfrekvensen. Nærmere beskrivelse, se afsnit 5.2.1. Note 1: LFSM-O, Limited frequency sensitive mode – overfrequency: Den driftsmæssige indstilling i hvilken et batterianlæg nedregulerer den aktive effekt, såfremt systemfrekvensen overstiger en bestemt værdi. LFSM-U, Limited frequency sensitive mode – underfrequency: Den driftsmæssige indstilling i hvilken et batterianlæg opregulerer den aktive effekt, såfremt systemfrekvensen falder under en bestemt værdi. df/dt er betegnelsen for frekvensændringen som funktion af tiden. Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public 14/98 Teknisk forskrift 3.3.1 518 519 520 521 522 523 524 525 526 527 528 529 530 531 532 533 534 535 536 537 538 539 540 541 542 543 Terminologi, forkortelser og definitioner Note 1: Frekvensændringen, df/dt, beregnes efter nedenstående eller ækvivalent princip. Frekvensmålingen anvendt til beregning af frekvensændringen er baseret på en 80 – 100 ms måleperiode, hvor middelværdien beregnes. Frekvensmålingerne skal foregå løbende så der beregnes en ny værdi for hver 20 ms. df/dt skal beregnes som forskellen mellem den netop udførte frekvensberegning og den frekvensberegning der blev foretaget for 80 – 100 ms siden. Note 2: df/dt-funktionen benyttes ved decentrale produktionsanlæg til detektering af ødriftsituation, hvor ø-drift opstår uden forudgående spændingsdyk. 1.2.17 Generatorkonvention Fortegn for aktiv/reaktiv effekt angiver effektretning set fra generatoren. Forbrug/import af aktiv/reaktiv effekt angives med negativt fortegn, mens produktion/eksport af aktiv/reaktiv effekt angives med positivt fortegn. Fortegnet for effektfaktorens setpunkt anvendes til at styre, om der skal reguleres i 1. eller 4. kvadrant. For effektfaktor-setpunkter er der således tale om en kombination af to informationer i et enkelt signal: Setpunktsværdi og valg af reguleringskvadrant. 544 545 546 Figur 1 Definition af fortegn for aktiv og reaktiv effekt samt effektfaktorsetpunkter [ref. 14, 16 og 17]. 547 Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public 15/98 Teknisk forskrift 3.3.1 Terminologi, forkortelser og definitioner 548 549 550 551 552 553 1.2.18 Generatortilslutningspunkt (PGC) 554 555 556 557 558 1.2.19 Gradient-effektbegrænser 559 560 561 562 563 564 1.2.20 Harmoniske forstyrrelser 565 566 567 568 569 1.2.21 Hurtige spændingsændringer 570 571 572 573 574 1.2.22 Installationstilslutningspunkt (PCI) 575 576 577 578 579 580 581 582 583 584 585 1.2.23 Kollektivt elforsyningsnet 586 587 588 589 590 1.2.24 Kommunikationstilslutningspunkt (PCOM) 591 592 593 594 595 1.2.25 Kortslutningseffekt (Sk) 596 597 598 Generatortilslutningspunktet er det sted i anlægsinfrastrukturen, hvor terminalerne/generatorklemmerne for batterianlægget er placeret. Generatortilslutningspunktet er det sted, som fabrikanten af batterianlægget definerer som batterianlæggets terminaler. Intervalregulering af aktiv effekt med en setpunktsbestemt maksimal stigning/reduktion (gradient) af den aktive effekt benævnes gradienteffektbegrænser. Nærmere beskrivelse, se afsnit 5.2.3.3. Harmoniske forstyrrelser er defineret som elektriske forstyrrelser forårsaget af overharmoniske strømme og spændinger. Harmoniske forstyrrelser benævnes også som overtoner, overharmoniske toner, overharmonisk forvrængning eller blot harmoniske. Nærmere beskrivelse, se afsnit 4.6. Hurtig spændingsændring er defineret som enkeltstående spændingsdyk (RMS) af kort varighed. Hurtige spændingsændringer udtrykkes som en procentdel af normal driftsspænding. Installationstilslutningspunktet (PCI) er det punkt i installationen, hvor batterianlægget i installationen er tilsluttet eller kan tilsluttes, se Figur 2 for den typiske placering. Transmissions- og distributionsnet, som på offentligt regulerede vilkår har til formål at transportere elektricitet for en ubestemt kreds af elleverandører og elforbrugere. Distributionsnettet defineres som det kollektive elforsyningsnet med nominel spænding på højst 100 kV. Transmissionsnettet defineres som det kollektive elforsyningsnet med nominel spænding over 100 kV. Kommunikationstilslutningspunktet (PCOM) er det sted i et anlæg, hvor datakommunikationsegenskaberne, specificeret i afsnit 7, skal stilles til rådighed og verificeres. Kortslutningseffekten (Sk) er størrelsen af den effekt [VA], som den kollektive elforsyning kan levere i nettilslutningspunktet ved en kortslutning af batterianlæggets terminaler. 1.2.26 Kortslutningsforhold (SCR) Kortslutningsforholdet (SCR) er forholdet mellem kortslutningseffekten i nettilslutningspunktet Sk og batterianlæggets nominelle tilsyneladende effekt Sn. Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public 16/98 Teknisk forskrift 3.3.1 Terminologi, forkortelser og definitioner 599 600 601 602 603 604 1.2.27 Kortslutningsstrøm (Ik) 605 606 607 608 609 610 611 612 613 614 1.2.28 Leveringspunkt (PCC) 615 616 617 618 619 620 621 622 623 624 625 626 627 628 629 630 631 Kortslutningsstrømmen (Ik) er størrelsen af den strøm [kA], som batterianlægget kan levere i nettilslutningspunktet ved en kortslutning af batterianlæggets terminaler. Leveringspunktet (PCC) er det punkt i det kollektive elforsyningsnet, hvor forbrugere er eller kan blive tilsluttet. Elektrisk set kan leveringspunkt og nettilslutningspunkt være sammenfaldende. Leveringspunktet (PCC) er altid placeret tættest på det kollektive elforsyningsnet, se Figur 2 og Figur 3. Det er elforsyningsvirksomheden, der anviser leveringspunktet. 1.2.29 Nettilslutningspunkt (POC) Nettilslutningspunktet (POC) er det punkt i det kollektive elforsyningsnet, hvor batterianlægget er tilsluttet eller kan tilsluttes, se Figur 2 og Figur 3 for den typiske placering. Alle krav specificeret i denne forskrift er gældende i nettilslutningspunktet. Reaktiv kompensering ved tomgang kan efter nærmere aftale med elforsyningsvirksomheden placeres et andet sted i det kollektive elforsyningsnet. Det er elforsyningsvirksomheden, der anviser nettilslutningspunktet. I Figur 2 er vist en typisk installationstilslutning af en eller flere batterianlæg med angivelse af, hvor generatortilslutningspunktet (PGC), nettilslutningspunktet (POC), nettilslutningspunktet i installationen (PCI) og leveringspunktet (PCC) typisk er placeret. I den viste situation er leveringspunktet (PCC) sammenfaldende med nettilslutningspunktet (POC). Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public 17/98 Teknisk forskrift 3.3.1 632 633 634 635 636 637 638 639 640 Figur 2 Terminologi, forkortelser og definitioner Eksempel på installationstilslutning af anlæg. I Figur 3 er vist en typisk nettilslutning af flere anlæg med angivelser af, hvor generatortilslutningspunktet (PGC), nettilslutningspunktet (POC), leveringspunktet (PCC) og spændingsreferencepunktet kan være placeret. Spændingsreferencepunktet er enten i nettilslutningspunktet (POC), i leveringspunktet (PCC) eller et punkt imellem. Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public 18/98 Teknisk forskrift 3.3.1 641 642 643 Figur 3 Terminologi, forkortelser og definitioner Eksempel på nettilslutning af anlæg. 644 645 646 647 648 1.2.30 Nominel effektlevering for et batterianlæg (Pnl) 649 650 651 652 653 1.2.31 Nominelt effektoptag for et batterianlæg (Pno) 654 655 656 657 1.2.32 658 659 660 661 662 1.2.33 Nominelværdien for den tilsyneladende effekt (Sn) 663 664 665 666 667 668 1.2.34 Nominel spænding (Un) Nominel effektlevering (Pnl) for et batterianlæg er den største aktive effekt, som batterianlægget er konstrueret til at kunne levere kontinuert, og som fremgår af typegodkendelsen. Nominelt effektoptag (Pno) for et batterianlæg er den største aktive effekt, som batterianlægget er godkendt til at optage kontinuert i leveringspunktet under normale driftsforhold. Nominel strøm (In) Nominel strøm (In) defineres som den maksimale kontinuerte strøm, et batterianlæg er designet til at levere under normale driftsforhold. Nominelværdien for den tilsyneladende effekt Sn er den største effekt, bestående af både den aktive og reaktive komponent, som batterianlægget er konstrueret til at kunne levere kontinuert. Den spænding ved POC, hvorved et net benævnes, og hvortil driftsstørrelser henføres. Nominel spænding betegnes med Un. De internationalt standardiserede spændingsniveauer er angivet i Tabel 1. Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public 19/98 Teknisk forskrift 3.3.1 Terminologi, forkortelser og definitioner 669 670 671 672 673 1.2.35 Normal driftsspænding (Uc) 674 675 676 677 678 1.2.36 Normalt driftsområde 679 680 681 682 683 684 685 686 687 688 689 Normal driftsspænding angiver det spændingsområde, hvor batterianlægget kontinuert skal kunne levere den angivne nominelle effekt, se afsnit 3.1 og afsnit 3.2. Normal driftsspænding fastlægges af elforsyningsvirksomheden Normalt driftsområde angiver det spændings-/frekvensområde, hvor et batterianlæg kontinuert skal kunne opretholde drift i forhold til den angivne nominelle effekt, se afsnit 3.1 og afsnit 3.2. 1.2.37 Opsamlingsnet Opsamlingsnettet er den del af det kollektive elforsyningsnet, der forbinder POC og PCC. 1.2.38 Partial Weighted Harmonic Distortion (PWHD) De partielt vægtede harmoniske forstyrrelser (PWHD) er defineret som forholdet imellem effektivværdien (RMS) af strømmen Ih eller spændingen Uh for den h'te harmoniske af en udvalgt gruppe af højere harmoniske (h: 14.–40. harmoniske) og effektivværdien (RMS) af strømmen I1 fra den fundamentale frekvens. Den generelle formel for PWHD er følgende: h = 40 690 691 692 693 694 695 696 697 698 X PWHD = ∑ h ∗ h h =14 X1 2 nærmere specifikation, se IEC 61000-3-12 [ref. 24], hvor: X repræsenterer enten strøm eller spænding X1 er RMS-værdien af den fundamentale komponent h er den harmoniske orden Xh er RMS-værdien af den harmoniske komponent af orden h. 699 700 701 702 703 1.2.39 Positivliste 704 705 706 707 708 709 710 1.2.40 Produktionsbalanceansvarlig 711 712 713 714 For at effektivisere processen for godkendelse af nettilslutning af batterianlæg i kategori A1 og A2 kan der være etableret en såkaldt positivliste for batterianlæg. En produktionsbalanceansvarlig er økonomisk ansvarlig over for den systemansvarlige virksomhed. Den produktionsbalanceansvarlige varetager balanceansvaret for et givet produktionsapparat over for den systemansvarlige virksomhed. 1.2.41 Q-regulering Q-regulering er en regulering af den reaktive effekt uafhængig af den producerede aktive effekt. Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public 20/98 Teknisk forskrift 3.3.1 715 716 717 718 719 Terminologi, forkortelser og definitioner 1.2.42 Sammenhængende elforsyningssystem De kollektive elforsyningsnet med tilhørende anlæg i et større område, som er indbyrdes forbundet med henblik på fælles drift, benævnes som et sammenhængende elforsyningssystem. 720 721 722 723 1.2.43 Spændingsfluktuation 724 725 726 727 1.2.44 Spændingsreferencepunkt 728 729 730 731 1.2.45 Spændingsregulering 732 733 734 1.2.46 Statik 735 736 737 738 1.2.47 Systemansvarlig virksomhed 739 740 741 742 743 744 745 746 747 748 749 750 751 752 753 754 755 En spændingsfluktuation er en serie af hurtige spændingsændringer eller en periodisk variation af spændingens effektivværdi (RMS). Målepunkt, som anvendes til spændingsregulering. Spændingsreferencepunktet er enten i nettilslutningspunktet, i leveringspunktet eller et punkt imellem. Spændingsregulering er en regulering af den reaktive effekt med den konfigurerede statik afhængig af spændingen i spændingsreferencepunktet. Statik er forløbet af en kurve, som en regulering skal følge. Virksomhed, der har det overordnede ansvar for at opretholde forsyningssikkerhed og en effektiv udnyttelse af et sammenhængende elforsyningssystem. 1.2.48 Total Harmonic Distortion (THD) Den totale harmoniske forstyrrelse er defineret som forholdet imellem effektivværdien (RMS) af strømmen Ih eller spændingen Uh for den h'te (for h: 2–40) harmoniske og effektivværdien (RMS) af strømmen I1 fra den fundamentale frekvens. Den generelle formel for THD er følgende: THDI = h=H Xh ∑ h=2 X 1 2 nærmere specifikation, se IEC 61000-3-16 [ref.21], hvor: X repræsenterer enten strøm eller spænding X1 er RMS-værdien af den fundamentale komponent h er den harmoniske orden Xh er RMS-værdien af den harmoniske komponent af orden h H er generelt 40 eller 50, afhængigt af anvendelsen. 756 Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public 21/98 Teknisk forskrift 3.3.1 757 758 Formål, anvendelsesområde, forvaltningsmæssige bestemmelser 2. Formål, anvendelsesområde, forvaltningsmæssige bestemmelser 759 760 761 762 763 764 765 766 767 768 769 770 771 772 773 774 775 776 777 778 779 780 781 782 783 784 785 2.1 786 787 788 789 790 791 792 793 794 795 796 797 798 799 800 801 802 2.2 803 804 805 806 Formål Formålet med den tekniske forskrift TF 3.3.1 er at fastlægge de tekniske og funktionelle minimumskrav, som et batterianlæg, jf. afsnit 1.2.6, skal overholde i nettilslutningspunktet, når batterianlægget er tilsluttet det kollektive elforsyningsnet. Desuden skal batterianlæg registreres med stamdata således, at data og erfaring omkring påvirkning af det kollektive elforsyningsnet kan indsamles og anvendes til udvikling af batterianlægget og det kollektive elforsyningsnet. Forskriften er udstedt i medfør af § 7, stk. 1, nr. 1, 3 og 4, i bekendtgørelse nr. 891 af 17. august 2011 (systemansvarsbekendtgørelsen). Forskriften er, jf. § 7, stk. 1 i systemansvarsbekendtgørelsen, udarbejdet efter drøftelser med aktører samt netvirksomheder og har været i offentlig høring inden anmeldelse til Energitilsynet. Forskriften har gyldighed inden for rammerne af elforsyningsloven, jf. lovbekendtgørelse nr. 1329 af 25. november 2013 med senere ændringer. Et batterianlæg skal overholde dansk lovgivning, herunder Stærkstrømsbekendtgørelsen [ref. 4], [ref. 5], Fællesregulativet [ref. 3], Maskindirektivet [ref. 6], [ref. 7], samt nettilslutnings- og netbenyttelsesaftalen. For områder, der ikke er dækket af dansk lovgivning, anvendes CENELECnormer (EN), IEC-standarder og CENELEC- eller IEC-tekniske specifikationer. Anvendelsesområde Et batterianlæg, som er tilsluttet det kollektive elforsyningsnet, skal i hele batterianlæggets levetid opfylde bestemmelserne i forskriften. De tekniske krav i forskriften er opdelt i følgende kategorier i forhold til den samlede nominelle effekt i nettilslutningspunktet: A1. A2. B. C. D. Batterianlæg Batterianlæg Batterianlæg Batterianlæg Batterianlæg til og med 11 kW over 11 kW og til og med 50 kW over 50 kW og til og med 1,5 MW over 1,5 MW og til og med 25 MW over 25 MW eller tilsluttet over 100 kV Alle krav i denne forskrift respekterer batterianlæggenes designmæssige rammer, som den aktuelle anlægsteknologi tilbyder, herunder også egenskaberne ved forskellige driftsforhold. 2.2.1 Nye batterianlæg Forskriften gælder for alle batterianlæg, som er tilsluttet det kollektive elforsyningsnet og er idriftsat fra og med godkendelsesdatoen for denne forskrift. Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public 22/98 Teknisk forskrift 3.3.1 807 808 809 810 811 2.2.2 812 813 814 815 816 817 818 819 820 821 822 823 824 825 2.2.3 826 827 828 829 830 831 832 833 834 835 836 837 838 839 840 841 842 843 844 845 846 847 848 849 850 851 852 853 854 855 856 Formål, anvendelsesområde, forvaltningsmæssige bestemmelser Eksisterende batterianlæg Et anlæg som er tilsluttet det kollektive elforsyningsnet før ikrafttrædelsesdatoen for denne forskrift, skal overholde forskriften, der var gældende på idriftsættelsestidspunktet. Ændringer på eksisterende batterianlæg Et eksisterende batterianlæg, hvor der foretages væsentlige funktionelle ændringer, skal overholde de bestemmelser i denne forskrift, som vedrører ændringerne. En væsentlig ændring er udskiftning af en eller flere vitale anlægsdele, der kan ændre batterianlæggets egenskaber. I tvivlstilfælde afgør den systemansvarlige virksomhed, om der er tale om en væsentlig ændring. Dokumentationen, beskrevet i afsnit 8, skal opdateres og fremsendes i en udgave, hvor ændringerne er vist ved benyttelse af bilag 1. 2.3 Afgrænsning Denne tekniske forskrift er en del af det samlede sæt af tekniske forskrifter fra den systemansvarlige virksomhed, Energinet.dk. De tekniske forskrifter indeholder tekniske minimumskrav, der gælder for anlægsejer, anlægsoperatør og elforsyningsvirksomhed vedrørende tilslutning til det kollektive elforsyningsnet. De tekniske forskrifter, herunder systemdriftsforskrifterne, udgør sammen med markedsforskrifterne de krav, som anlægsejer, anlægsoperatør og elforsyningsvirksomhed skal opfylde ved drift af anlæg: - Teknisk forskrift TF 5.8.1 "Måledata til systemdriftsformål" [ref. 10] Teknisk forskrift TF 5.9.1 "Systemtjenester" [ref. 11] Forskrift D1 "Afregningsmåling og afregningsgrundlag" [ref. 12] Forskrift D2 "Tekniske krav til elmåling" [ref. 13] Teknisk forskrift TF 3.3.1 "Teknisk forskrift for nettilslutning af batterier større end 11 kW". I tilfælde af uoverensstemmelse imellem kravene i de enkelte forskrifter er det den systemansvarlige virksomhed, der afgør, hvilke krav der er gældende. Gældende udgaver af ovennævnte dokumenter er tilgængelige på Energinet.dk's hjemmeside www.energinet.dk. De driftsmæssige forhold aftales mellem anlægsejer og elforsyningsvirksomheden. Eventuel levering af systemydelser aftales mellem anlægsejer og den produktionsbalanceansvarlige. Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public 23/98 Teknisk forskrift 3.3.1 Formål, anvendelsesområde, forvaltningsmæssige bestemmelser 857 858 859 860 861 862 863 864 Forskriften indeholder ikke økonomiske aspekter forbundet med anvendelsen af reguleringsegenskaber eller afregningsmåling eller tekniske krav til afregningsmåling. 865 866 867 868 869 870 2.3.1 871 872 873 874 875 876 877 878 879 880 881 882 883 884 885 886 887 888 889 890 891 892 893 894 895 896 897 898 899 900 901 902 903 904 905 906 907 Det er anlægsejers ansvar at sikre batterianlægget mod eventuelle skadepåvirkninger som følge af manglende forsyning fra det kollektive elforsyningsnet i kortere eller længere perioder. Undtagelse fra minimumskrav Følgende funktionalitet er undtaget fra minimumskrav Kravet omkring systemværn er ikke inkluderet som et minimumskrav for opnåelse af nettilslutning. Se nærmere afsnit 5.4 2.4 Hjemmel Forskriften er udstedt med hjemmel i: - Lovbekendtgørelse nr. 1329 af 25. november 2013 om lov om elforsyning § 26, stk. 1. Bekendtgørelse nr. 891 af 17. august 2011 (systemansvarsbekendtgørelsen), § 7, stk. 1, nr. 1, 3 og 4. 2.5 Ikrafttræden Denne forskrift træder i kraft 31. marts 2017. Ønsker om yderligere oplysninger og spørgsmål til denne tekniske forskrift rettes til Energinet.dk. Kontaktoplysninger findes på http://energinet.dk/DA/El/Forskrifter/Tekniske-forskrifter/Sider/Forskrifter-fornettilslutning.aspx. Forskriften er anmeldt til Energitilsynet efter reglerne i elforsyningslovens § 26 og systemansvarsbekendtgørelsens § 7. Af hensyn til batterianlæg, som er endeligt ordret ved bindende skriftlig ordre, inden forskriften er anmeldt til Energitilsynet, men planlagt idriftsat efter denne forskrift træder i kraft, kan der søges en dispensation i henhold til afsnit 2.9, hvor relevant dokumentation vedlægges. 2.6 Klage Klage over forskriften kan indbringes for Energitilsynet, www.energitilsynet.dk. Klager over den systemansvarlige virksomheds forvaltning af bestemmelserne i forskriften kan ligeledes indbringes for Energitilsynet. Klager over den enkelte elforsyningsvirksomheds administration af bestemmelserne i forskriften kan indbringes for den systemansvarlige virksomhed. 2.7 Misligholdelse Det påhviler anlægsejer at sikre, at bestemmelserne i denne forskrift overholdes i hele batterianlæggets levetid. Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public 24/98 Teknisk forskrift 3.3.1 Formål, anvendelsesområde, forvaltningsmæssige bestemmelser 908 909 910 911 912 913 Der skal løbende udføres vedligeholdelse af batterianlægget for at sikre overholdelse af bestemmelserne i denne forskrift. 914 915 916 917 918 919 2.8 920 921 922 923 924 925 926 927 928 929 930 931 932 933 934 935 936 937 938 939 940 941 942 943 944 945 946 947 948 949 950 951 952 953 954 955 956 Omkostninger i forbindelse med at overholde bestemmelserne i denne forskrift påhviler anlægsejer. Sanktioner Hvis et batterianlæg ikke opfylder bestemmelserne som er anført i afsnit 3 og fremefter i denne forskrift, er elforsyningsvirksomheden berettiget til i yderste konsekvens at foranstalte afbrydelse af den elektriske forbindelse til batterianlægget, indtil bestemmelserne er opfyldt. 2.9 Dispensation og uforudsete forhold Den systemansvarlige virksomhed kan give dispensation for specifikke bestemmelser i denne forskrift. For at der kan ydes dispensation: - skal der være tale om særlige forhold, fx af lokal karakter må afvigelsen ikke give anledning til en nævneværdig forringelse af den tekniske kvalitet og balance af det kollektive elforsyningsnet må afvigelsen ikke være uhensigtsmæssig ud fra en samfundsøkonomisk betragtning eller - skal batterianlægget være ordret inden forskriften er anmeldt til Energitilsynet, jf. afsnit 2.5. Dispensation skal ske efter skriftlig ansøgning til elforsyningsvirksomheden med angivelse af, hvilke bestemmelser dispensationen vedrører, samt begrundelse for dispensationen. Elforsyningsvirksomheden har ret til at kommentere ansøgningen, inden den sendes til den systemansvarlige virksomhed. Hvis der opstår forhold, som ikke er forudset i denne tekniske forskrift, skal den systemansvarlige virksomhed konsultere de berørte parter med henblik på at opnå en aftale om, hvad der skal gøres. Hvis der ikke kan opnås en aftale, skal den systemansvarlige virksomhed beslutte, hvad der skal gøres. Beslutningen skal træffes ud fra, hvad der er rimeligt, og der skal - når det er muligt – tages højde for synspunkterne fra de berørte parter. Den systemansvarlige virksomheds afgørelse kan indklages for Energitilsynet, jf. afsnit 2.6. Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public 25/98 Teknisk forskrift 3.3.1 957 958 959 960 961 2.10 962 963 964 965 966 2.10.1 Normative referencer 967 968 969 970 971 972 973 974 975 976 977 978 979 980 981 982 983 984 985 986 987 988 989 990 991 992 993 994 995 996 997 998 999 1000 1001 1002 1003 1004 1005 1006 Formål, anvendelsesområde, forvaltningsmæssige bestemmelser Referencer De nævnte Internationale Standarder (IS), Europæiske Normer (EN), Tekniske Rapporter (TR) samt Tekniske Specifikationer (TS) skal kun anvendes inden for de emner, der er nævnt i forbindelse med referencerne i denne forskrift. 1. DS/EN 50160:2010: Karakteristika for spændingen i offentlige elektricitetsforsyningsnet. DS/EN 50160/Corr.:Dec 2011 DS/EN 50160:2010/A1:2015 2. DS/EN 60038:2011: CENELEC Standardspændinger. 3. Fællesregulativet 2014: "Tilslutning af elektriske installationer og brugsgenstande". 4. Stærkstrømsbekendtgørelsen afsnit 6: "Elektriske installationer", 2003. 5. Stærkstrømsbekendtgørelsen afsnit 2: "Udførelse af elforsyningsanlæg", 2003. 6. DS/EN 60204-1:2006: Stærkstrømsbekendtgørelsen MaskinsikkerhedElektrisk materiel på maskiner. DS/EN 60204-1/Corr.:2010 7. DS/EN 60204-11:2002: Maskinsikkerhed-Elektrisk materiel på maskinerDel 11: Bestemmelser for HV-maskinel for spændinger over 1000 V a.c. eller 1500 V d.c. og som ikke overstiger 36 kV. 8. IEC-60870-5-104:2006: Telecontrol equipment and systems, part 5-104. 9. IEC 61000-4-15:2010: Testing and measurement techniques–Section 15: Flicker metre–Functional and design specifications. 10. Teknisk Forskrift TF 5.8.1: "Måledata til systemdriftsformål" af 28. juni 2011, version 3, dokument nr. 17792-11. 11. Teknisk forskrift TF 5.9.1: "Systemtjenester", 6. juli 2012, version 1.1, dokument nr. 91470-11. 12. Forskrift D1: "Afregningsmåling", marts 2016, version 4.11, dokument nr. 16/04092-1. 13. Forskrift D2: "Tekniske krav til elmåling", maj 2007, version 1, dokument nr. 263352-06. 14. IEC 61850-7-4 Ed2.0:2010: Basic communication structure for substation and feeder equipment - Compatible logical node classes and data classes. 15. DS/EN 61850-8-1:2011: Kommunikationsnetværk og -systemer til elforsyningsautomation – Del 8-1: Specifik mapping af kommunikationssystem (SCSM) – Mapping til MMS (ISO 9506-1 og ISO 9506-2) og til ISO/IEC 8802-3. 16. IEC 61850-90-7 Ed1.0:2013: Object models for power converters in distributed energy resources (DER) systems. 17. IEEE 1459:2010: Standard definitions for the measurement of electrical power quantities under sinusoidal, non-sinusoidal, balanced or unbalanced conditions. 18. IEC 60050-415:1999: International Electrotechnical Vocabulary. 19. DS/EN 61000-3-2:2014: Grænseværdier – Grænseværdier for udsendelse af harmoniske strømme (udstyrets strømforbrug op til og inklusive 16 A per fase). 20. DS/EN 61000-3-3:2008: Grænseværdier – Begrænsning af spændingsfluktuationer og flimmer i den offentlige lavspændingsforsyning, fra udstyr, Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public 26/98 Teknisk forskrift 3.3.1 1007 1008 1009 1010 1011 1012 1013 1014 1015 1016 1017 1018 1019 1020 1021 1022 1023 1024 1025 1026 1027 1028 1029 1030 1031 1032 1033 1034 1035 1036 1037 1038 1039 1040 1041 1042 1043 1044 1045 1046 1047 1048 1049 1050 1051 21. 22. 23. 24. 25. 26. 27. 28. 29. Formål, anvendelsesområde, forvaltningsmæssige bestemmelser der har en mærkestrøm <= 16 A per fase, og som ikke er underlagt regler om betinget tilslutning. IEC/TR 61000-3-6:2008: EMC limits. Limitation of emissions of harmonic currents for equipment connected to medium and high voltage power supply systems. IEC/TR 61000-3-7:2008: EMC-limits. Limitation of voltage fluctuations and flicker for equipment connected to medium and high voltage power supply systems. DS/EN 61000-3-11:2001: Elektromagnetisk kompatibilitet (EMC): Begrænsning af spændingsændringer, spændingsudsving og flimren i offentlige lavspændingsfordelingsanlæg – Udstyr med en mærkestrøm til og med 75 A, som tilsluttes på betingede vilkår. DS/EN 61000-3-12:2012: Limits – Limits for harmonic currents produced by equipment connected to public low-voltage systems with input current > 16 A and ≤ 75 A per phase. IEC/TR 61000-3-13:2008: Electromagnetic compatibility (EMC): Limits – Assessment of emission limits for the connection of unbalanced installations to MV, HV and EHV power systems. IEC/TR 61000-3-14:2011: Electromagnetic compatibility (EMC): Assessment of emission limits for harmonics, interharmonics, voltage fluctuations and unbalance for the connection of disturbing installations to LV power systems. IEC/TR 61000-3-15 Ed. 1.0:2011: Limits – Assessment of low frequency electromagnetic immunity and emission requirements for dispersed generation systems in LV network. DS/CLC/TS 50549-1:2015: Krav til generatorer tilsluttet parallelt med distributionsnet – Del 1: Generatorer større end 16 A pr. fase tilsluttet lavspændingsnet. DS/CLC/TS 50549-2:2015: Krav til generatorer tilsluttet parallelt med distributionsnet - Del 2: Generatorer tilsluttet mellemspændingsnet. 2.10.2 Informative referencer 30. DEFU-rapport RA-557: "Maksimal emission af spændingsforstyrrelser fra vindkraftværker større end 11 kW". 31. DEFU-rekommandation nr. 16: Spændingskvalitet i lavspændingsnet, 4. udgave, august 2011. 32. DEFU-rekommandation nr. 21: Spændingskvalitet i mellemspændingsnet, 3. udgave august 2011. 33. IEEE C37.111-24:2013: Measuring relays and protection equipment – Part 24: Common format for transient data exchange (COMTRADE) for power systems. 34. Vejledning til beregning af elkvalitetsparametre – TF 3.2.2, 27. november 2014. 35. SunSpec Inverter Control specifications: www.sunspec.org 1052 Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public 27/98 Teknisk forskrift 3.3.1 1053 1054 1055 1056 1057 1058 1059 1060 1061 1062 1063 1064 1065 1066 1067 1068 1069 1070 1071 1072 1073 1074 1075 1076 1077 1078 1079 1080 1081 1082 1083 1084 1085 1086 1087 Tolerance over for frekvens- og spændingsafvigelser 3. Tolerance over for frekvens- og spændingsafvigelser Alle krav angivet i efterfølgende afsnit skal betragtes som minimumskrav. Et batterianlæg skal med mindst mulig reduktion af aktiv effekt kunne modstå frekvens- og spændingsafvigelser i nettilslutningspunktet under normale og unormale driftsforhold. Batterianlæg kan udføres for enfaset tilslutning, når hverken Pno eller Pnl overstiger 3,6kW. Batterianlægget skal udføres for trefaset tilslutning, hvis Pno eller Pnl overstiger 3,6 kW. Elforsyningsvirksomheden har af hensyn til planlægning og netudbygning ret til at afvise nettilslutning af anlæg, som ikke er trefasede. 3.1 Fastlæggelse af spændingsniveau De følgende krav gælder for batterianlæg kategori A1, A2, B, C og D. Det er elforsyningsvirksomheden, der fastlægger spændingsniveau for nettilslutningspunktet for batterianlægget inden for de angivne spændingsgrænser i Tabel 1. Den typiske driftsspænding kan være forskellig fra lokalitet til lokalitet, hvorfor elforsyningsvirksomheden skal oplyse den normale driftsspænding Uc, som er gældende for nettilslutningspunktet. Den typiske driftsspænding danner grundlag for fastlæggelse af det normale driftsspændingsområde, Uc±10 %. Elforsyningsvirksomheden skal sikre, at den maksimale spænding, angivet i Tabel 1, aldrig overskrides. Er det normale spændingsområde, Uc±10 %, under den minimale spænding angivet i Tabel 1, skal kravene til produktion ved frekvens- og spændingsvariationer justeres, så man ikke overbelaster batterianlægget. Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public 28/98 Teknisk forskrift 3.3.1 Tolerance over for frekvens- og spændingsafvigelser 1088 Nominel spænding Un [kV] Minimal spænding Umin [kV] Ekstra høj spænding (EH) 400 320 420 220 - 245 150 135 170 Højspænding (HV) 132 119 145 60 54,0 72,5 50 45,0 60,0 33 30,0 36,0 30 27,0 36,0 20 18,0 24,0 15 13,5 17,5 Betegnelser for spændingsniveauer Mellemspænding (MV) Lavspænding (LV) Maksimal spænding Umax [kV] 10 9,00 12,0 0,69 0,62 0,76 0,40 0,36 0,44 1089 1090 1091 1092 1093 1094 1095 1096 1097 1098 1099 1100 1101 1102 1103 1104 1105 1106 1107 1108 1109 1110 1111 1112 1113 1114 Tabel 1 Definition af spændingsniveauer anvendt i denne forskrift Maksimal (Umax) og minimal (Umin) spændingsgrænser er fastlagt med baggrund i standarderne DS/EN50160 (10 minutters middelværdier) [ref. 1] og DS/EN60038 [ref. 2]. Batterianlægget skal kortvarigt kunne tåle overskridelse af de maksimale spændinger inden for de krævede beskyttelsesfunktioner, som specificeret i afsnit 6. 3.2 Normale driftsforhold De følgende krav gælder for batterianlæg kategori A1, A2, B, C og D. Et batterianlæg skal inden for området benævnt normalt driftsområde kunne startes og drives kontinuert inden for de designmæssige specifikationer, kun begrænset af indstillingerne for beskyttelse, som anvist i afsnit 6, og/eller øvrige funktioner, der har indflydelse på batterianlæggets drift. I normalt driftsområde er den typiske driftsspænding Uc±10 %, jf. afsnit 3.2.1, og frekvensområdet er 47,00 til 52,00 Hz. Automatisk indkobling af et batterianlæg må tidligst finde sted tre minutter efter, at spændingen er inden for toleranceområdet for den normale driftsspænding, og netfrekvensen er inden for området angivet af f1 og f2. Standard FSM bånd 1115 Tabel 2 Dk1 Dk2 fx f1 f2 f1 f2 Hz 49,80 50,20 49,50 50,20 Standard FSM bånd 1116 Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public 29/98 Teknisk forskrift 3.3.1 Tolerance over for frekvens- og spændingsafvigelser 1117 1118 1119 Indstilling af frekvensgrænserne fastlægges af den systemansvarlige virksomhed. 1120 1121 1122 1123 3.2.1 Krav til normalt driftsområde De samlede krav til normalt driftsområde af aktiv effekt ved frekvens- og spændingsafvigelser for et batterianlæg i nettilslutningspunktet er vist i Figur 4. 1124 1125 1126 1127 Figur 4 1128 1129 1130 Batterianlægget skal forblive tilkoblet det kollektive elforsyningsnet inden for de krævede indstillinger for beskyttelsesfunktioner, som specificeret i afsnit 6. 1131 1132 1133 1134 1135 1136 1137 1138 1139 1140 1141 1142 1143 1144 1145 1146 1147 1148 1149 3.3 Krav til nominel effekt og nominel strøm ved frekvens- og spændingsvariationer. Unormale driftsforhold De følgende krav gælder for batterianlæg kategori A1, A2, B, C og D. Batterianlægget skal være designet til, uden afbrydelse og driftsstop, at kunne tolerere et momentant (80-100 ms) spændingsfasespring på op til 20° i nettilslutningspunktet. Batterianlægget skal uden udkobling kunne tolerere transiente frekvensgradienter (df/dt) på op til ± 2,5 Hz/s i nettilslutningspunktet. Batterianlægget skal efter et spændingsdyk kunne returnere til normal drift senest 5 s efter, at driftsforholdene i nettilslutningspunktet er tilbage i området normal driftsområde. 3.3.1 Tolerance over for spændingsdyk De følgende krav gælder for batterianlæg kategori C og D. Et batterianlæg skal i nettilslutningspunktet være designet til at kunne tolerere et spændingsdyk uden udkobling, ned til 10 % af spændingen i nettilslutnings- Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public 30/98 Teknisk forskrift 3.3.1 1150 1151 1152 Tolerance over for frekvens- og spændingsafvigelser punktet over en periode på minimum 250 ms, som vist i Figur 5, og skal under fejlforløbet kunne levere en reaktiv tillægsstrøm, som angivet i Figur 6. 1153 1154 1155 1156 1157 1158 1159 1160 1161 1162 1163 1164 1165 1166 1167 1168 1169 1170 1171 1172 1173 1174 1175 1176 1177 1178 1179 1180 1181 Figur 5 Krav til tolerance over for spændingsdyk for batterianlæg kategori C og D. De følgende krav skal overholdes ved symmetriske såvel som usymmetriske fejl. Det vil sige, at kravene er gældende i tilfælde af fejl på tre, to eller en enkelt fase: − − − Område A: Batterianlægget skal forblive nettilsluttet og opretholde normaldrift. Område B: Batterianlægget skal forblive nettilsluttet. Batterianlægget skal yde maksimal spændingsstøtte ved at levere en reaktiv tillægsstrøm af en kontrolleret størrelse, så batterianlægget bidrager til at stabilisere spændingen inden for de designmæssige rammer, som den aktuelle batterianlægsteknologi tilbyder, jf. Figur 5. Område C: Udkobling af batterianlægget er tilladt. Hvis spændingen UPOC – i forbindelse med et fejlforløb – efter 1,5 s er tilbage i område A, så betragtes et efterfølgende spændingsdyk som en ny fejlsituation, jf. afsnit 3.3.2. Hvis flere på hinanden følgende fejlforløb inden for område B gør, at man tidsmæssigt kommer ind i område C, så er det tilladt at udkoble. I forbindelse med fejlforløb i område B skal batterianlægget have en reguleringsfunktion, som kan regulere den positive sekvens af den reaktive strøm, som specificeret i Figur 6. Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public 31/98 Teknisk forskrift 3.3.1 Tolerance over for frekvens- og spændingsafvigelser 1182 1183 1184 1185 1186 Figur 6 1187 1188 1189 1190 1191 1192 Regulering skal følge Figur 6, så den reaktive tillægsstrøm (positiv sekvens) efter maksimalt 100 ms følger karakteristikken med en tolerance på ±20 %. 1193 1194 1195 1196 1197 1198 1199 1200 1201 1202 1203 1204 1205 1206 1207 1208 1209 1210 3.3.2 Krav til levering af reaktiv tillægsstrøm IQ under spændingsdyk for batterianlæg af kategori C og D. I område B har levering af reaktiv strøm første prioritet, mens levering af aktiv effekt har anden prioritet. Gentagne fejl i det kollektive elforsyningsnet Det følgende krav gælder for batterianlæg kategori C og D. Anlægskravet for tolerance over for gentagne spændingsdyk i forbindelse med tilsigtet eller utilsigtet spændingsdyk i det kollektive elforsyningsnet er beskrevet i dette afsnit. Kravene gælder i nettilslutningspunktet, men fejlforløbet ligger et vilkårligt sted i det kollektive elforsyningsnet. Batterianlægget, inkl. eventuelt kompenseringsudstyr, skal forblive indkoblet efter fejl i det kollektive elforsyningsnet, som angivet i 3.3. På baggrund af overholdelse af kravene ved spændingsdyk, angivet i afsnit 3.3.1, skal kravene angivet i Tabel 3 verificeres ved at dokumentere, at batterianlægget er dimensioneret til at tolerere gentagne fejl med de angivne specifikationer. Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public 32/98 Teknisk forskrift 3.3.1 Tolerance over for frekvens- og spændingsafvigelser 1211 Type Varighed af fejl Trefaset kortslutning Kortslutning i 150 ms Tofaset kortslutning med/uden jordberøring Kortslutning i 150 ms efterfulgt af ny kortslutning 0,5 s til 3 s senere, også med en varighed på 150 ms Enfaset kortslutning til jord Enfaset jordfejl i 150 ms efterfulgt af en ny enfaset jordfejl 0,5 s til 3 s senere, også med en varighed på 150 ms 1212 1213 Tabel 3 Fejltyper og varighed i det kollektive elforsyningssystem 1214 1215 UPOC U 90 % 60 % 0,0 % 1216 1217 150 ms x 150 ms 550 ms 800 ms Tid [s] 1218 Figur 7 1219 1220 1221 1222 1223 Fasespænding i fejlramte faser ved enfasede og tofasede spændingsforstyrrelser, som ikke må lede til udkobling. Tidsintervallet, x, i figuren kan variere mellem 300 ms og 800 ms. Tolerance for gentagne fejl 1224 Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public 33/98 Teknisk forskrift 3.3.1 1225 4. Elkvalitet 4.1 Generelt Elkvalitet 1226 1227 1228 1229 1230 1231 1232 1233 1234 1235 1236 Ved vurdering af et batterianlægs påvirkning af elkvaliteten skal de forskellige elkvalitetsparametre i nettilslutningspunktet dokumenteres. Emissionsgrænserne finder anvendelse på alle batterianlæggets driftsforhold beskrevet i denne tekniske forskrift. I nedenstående tabel er angivet en oversigt over, hvilke forstyrrelser der stilles krav til i de enkelte anlægskategorier. Kategori A1 A2 B C D DC-indhold ( 4.2) X X X X X Asymmetri (4.3) X X X X X Flicker (4.4) X X X X X Harmoniske forstyrrelser (4.5) X X X X X Interharmoniske forstyrrelser (4.6) X X X Forstyrrelser 2 – 9 kHz (4.7) X X X Krav 1237 Tallet i parentes i de enkelte rækker angiver afsnittet, hvor kravet er specificeret. 1238 Tabel 4 1239 1240 1241 1242 1243 1244 1245 1246 1247 1248 1249 1250 1251 1252 1253 1254 1255 1256 1257 1258 1259 1260 1261 1262 1263 Oversigt over krav til elkvalitet for anlægskategorier. For hver af de ovennævnte type forstyrrelse specificeres i det følgende: − − − Datagrundlag for beregninger Grænseværdier for emission – krav til anlæg Metoder til verificering af at grænseværdierne er overholdt. Anvendte terminologi og beregningsmetoder for elkvalitet er beskrevet i følgende internationale normer: DS/EN 61000-3-2:2014 [ref. 19], DS/EN 61000-33:2013 [ref. 20], IEC/TR 61000-3-6:2008 [ref. 21], IEC/TR 61000-3-7:2008 [ref. 22], DS/EN 61000-3-11 [ref. 23], DS/EN 61000-3-12 [ref. 24], DS/EN 61000-3-13 [ref. 25], DS/EN 61000-3-14 [ref. 26], og DS/EN 61000-3-15 [ref. 27], samt nationale anbefalinger 34. DEFU-rekommandation nr. 16 [ref. 31] og DEFU-rekommandation nr. 21 [ref. 32]. Elforsyningsvirksomheden har ansvaret for at fastsætte emissionsgrænser i nettilslutningspunktet. Elforsyningsvirksomheden skal aftale en tidsplan for fastlæggelse af emissionsgrænserne med ansøgere om nettilslutning. Anlægsejer skal som udgangspunkt sikre, at batterianlægget er designet, konstrueret og konfigureret på en sådan måde, at de specificerede emissionsgrænser overholdes, uden at der opstår behov for netforstærkninger. Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public 34/98 Teknisk forskrift 3.3.1 1264 1265 1266 1267 1268 1269 1270 1271 1272 1273 1274 1275 1276 1277 1278 1279 1280 1281 1282 1283 1284 1285 1286 1287 1288 1289 1290 1291 1292 1293 1294 1295 1296 1297 1298 1299 1300 1301 1302 1303 1304 1305 1306 1307 1308 1309 1310 1311 1312 1313 1314 Elkvalitet Under visse omstændigheder skal anlægsejer tilkøbe supplerende ydelser af elforsyningsvirksomheden med henblik på overholdelse af de specificerede grænseværdier. Anlægsejer skal verificere, at emissionsgrænserne i nettilslutningspunktet er overholdt. 4.1.1 Datagrundlag Til vurdering af et batterianlægs påvirkning af elkvalitet anvendes data såvel for batterianlægget som for det kollektive elforsyningsnet. Anlægsejer skal levere data, som specificeret iht. afsnit 4 for bestemmelse af emission af flicker og højfrekvente forstyrrelser for batterianlægget. Anlægsejer skal vælge én af følgende metoder til bestemmelse af emission af flicker og højfrekvente forstyrrelser. 1. Anlægsejer anvender resultaterne fra typetesten for hver af de enheder, som batterianlægget er sammensat af. Typetesten skal være udført i henhold til relevante standarder. Anlægsejer beregner den samlede emission som en sum af bidragene fra hver af de enheder, som batterianlægget består af. 2. Anlægsejer udvikler en emissionsmodel for batterianlægget. Anlægsejer skal således fremføre dokumentation for, at emissionsmodellen kan anvendes til bestemmelse af emission af højfrekvente forstyrrelser fra det samlede anlæg. Emissionsmodellen skal indeholde emissionsmodel for de enheder og anlægsinfrastruktur i nettilslutningspunktet for det relevante frekvensområde. Emissionsmodellen skal godkendes af den systemansvarlige virksomhed. Elforsyningsvirksomheden oplyser data for det kollektive elforsyningsnet i nettilslutningspunktet. Til beregninger af spændingsfluktuationer, jf. gældende internationale standarder, kan det kollektive elforsyningsnet beskrives ved den minimale og maksimale kortslutningseffekt Sk, samt den tilsvarende netimpedansvinkel ψk, i nettilslutningspunktet. Elforsyningsvirksomheden skal oplyse den maksimale og minimale Sk for nettilslutningspunktet. 4.1.2 Grænseværdier Det er elforsyningsvirksomhedens ansvar at oplyse grænseværdier for emission af de forskellige typer forstyrrelser fra batterianlægget i nettilslutningspunktet, så grænseværdierne for elkvalitet i det kollektive elforsyningsnet ikke overskrides. Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public 35/98 Teknisk forskrift 3.3.1 Elkvalitet 1315 1316 1317 1318 1319 1320 1321 1322 De grænseværdier, som er specificeret i denne forskrift, er fastsat med udgangspunkt i specifikationerne i IEC/TR 61000-3-6 [ref. 21] IEC/TR 61000-3-7 [ref. 22], DS/EN 61000-3-12 [ref. 24], og DS/EN 61000-3-11 [ref. 23]. 1323 1324 1325 1326 1327 4.1.3 1328 1329 1330 1331 1332 1333 1334 1335 1336 1337 1338 1339 For batterianlæg, der tilsluttes elektrisk set langt fra andre forbrugere, kan grænseværdier efter accept fra elforsyningsvirksomheden dog modificeres til værdier højere end de normale grænser. Det er anlægsejers ansvar ved beregning, simulering eller måling at verificere, at batterianlægget overholder de fastlagte grænser i nettilslutningspunktet. Elforsyningsvirksomheden skal godkende anlægsejers verificering. 4.2 DC-indhold For alle anlægskategorier gælder, at DC-indhold i den leverede AC-strøm i nettilslutningspunktet (POC) for batterianlægget maksimalt må udgøre 0,5 % af den nominelle strøm, jf. IEC/TS 61000-3-15, afsnit 7.5 [ref. 27]. 4.3 Asymmetri For alle anlægskategorier gælder, at asymmetrien imellem faserne ved normal drift eller ved fejl i batterianlægget ikke må blive større end 16 A. Hvis batterianlægget består af flere enfasede enheder, skal der etableres nødvendig kommunikation, så ovennævnte grænse ikke overskrides. 1340 1341 4.4 1342 1343 1344 1345 1346 1347 1348 4.4.1 1349 1350 1351 1352 1353 1354 1355 1356 1357 1358 1359 1360 1361 1362 1363 1364 1365 1366 Verificering Flicker Datagrundlag Flickeremissionen dokumenteres for kontinuert drift. Data fra typetest eller emissionsmodel benyttes til at dokumentere flickerniveauet. Ved beregning af flickerbidraget ved kontinuert drift anvendes data for flickerkoefficienten ci(ψk), som fremgår af typetesten, hvor: Ci, i: batterianlæg nr. i. 4.4.2 Grænseværdier Batterianlæggets samlede flickerbidrag skal overholde kravene i de følgende afsnit i nettilslutningspunktet. 4.4.2.1 Krav til batterianlæg i kategori A1 For batterianlæg i kategori A1 gælder, at anlægget skal opfylde kravene til grænseværdierne for flickeremissionen i nettilslutningspunktet, som er beskrevet i DS/EN 61000-3-3, afsnit 5 [ref 20]. 4.4.2.2 Krav til batterianlæg i kategori A2 For batterianlæg i kategori A2 gælder, at anlægget skal opfylde kravene til grænseværdierne for flickeremissionen i nettilslutningspunktet, som beskrevet i DS/EN 61000-3-11, afsnit 5 [ref. 23]. 4.4.2.3 Krav til batterianlæg i kategori B Hvis den tilsluttede nominelle effekt er mindre end 0,4 % af Sk, kan batterianlægget tilsluttes uden yderligere undersøgelse. Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public 36/98 Teknisk forskrift 3.3.1 1367 1368 1369 Elkvalitet Ellers gælder grænseværdierne i nedenstående tabel for emissionen fra det enkelte batterianlæg. Spændingsniveau Plt Un ≤ 1 kV 0,25/0,30/0,4*) Un > 1 kV 0,20 1370 1371 *) Grænseværdierne gælder, hvis der allerede er tilsluttet hhv. 4/2/1 produktionsanlæg under samme transformerstation. 1372 Tabel 5 1373 1374 1375 1376 1377 1378 4.4.2.4 Krav til batterianlæg i kategori C og D Elforsyningsvirksomheden fastlægger emissionsgrænser for flicker i nettilslutningspunktet, således at det maksimale tilladte flickerniveau Glt og Gst på samme spændingsniveau og under samme transformerstation ikke overskrides. 1379 1380 1381 1382 1383 1384 1385 1386 1387 1388 4.4.3 Grænseværdier for flicker. Verificering Det skal verificeres, at flickeremissionen fra kontinuert drift af batterianlægget er under grænseværdien i nettilslutningspunktet. Flickerkoefficienten bestemmes på basis af den aktuelle ψk for batterianlægget ved simpel interpolation imellem værdierne for ψk, som er givet i typetesten. Flickeremissionen for hver enkelt enhed, som batterianlægget består af, beregnes som: Plt,i = c i (ψ k ) ⋅ 1389 1390 1391 S n ,i Sk Derefter beregnes emissionen fra hele batterianlægget som: 1392 1393 3 Plt = 3 ∑ (P ) lt, i i 1394 1395 1396 1397 1398 1399 1400 1401 1402 1403 1404 1405 1406 1407 1408 1409 Regneeksempler findes i "Vejledning til beregning af elkvalitetsparametre - TF 3.2.2." [ref. 34]. Alternativt anvendes den verificerede emissionsmodel. 4.4.3.1 Batterianlæg kategori A1 og A2 Det verificeres, at flickeremissionen fra kontinuert drift af batterianlægget er under grænseværdien i nettilslutningspunktet. 4.4.3.2 Batterianlæg kategori B, C og D Det verificeres, at flickeremissionen fra kontinuert drift af batterianlægget er under grænseværdien i nettilslutningspunktet. 4.5 Harmoniske forstyrrelser Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public 37/98 Teknisk forskrift 3.3.1 1410 1411 1412 1413 1414 1415 1416 1417 1418 1419 4.5.1 1420 1421 1422 1423 1424 1425 1426 1427 1428 1429 1430 1431 1432 1433 1434 1435 1436 1437 1438 1439 1440 1441 1442 1443 1444 1445 1446 1447 1448 1449 4.5.2 Elkvalitet Datagrundlag Emission af harmoniske forstyrrelser dokumenteres for det samlede batterianlæg. Data fra typetest eller emissionsmodel benyttes til at dokumentere emissionsniveauet. Af typetesten fremgår målte middelværdier for harmoniske bidrag 2.- 40. for 11 niveauer af produceret aktiv effekt fra 0 % til 100 % af den nominelle effekt og med en effektfaktor på 1. De målte middelværdier er angivet i % af den nominelle strøm. Grænseværdier Batterianlægget må ikke emittere harmoniske forstyrrelser, der overskrider grænseværdierne angivet i dette afsnit. For batterianlæg, der tilsluttes elektrisk set langt fra andre forbrugere, kan emissionsgrænserne efter accept fra elforsyningsvirksomheden dog modificeres til værdier højere end de normale emissionsgrænser. Ud over grænseværdier for de individuelle harmoniske forstyrrelser anvendes grænseværdier for THD og PWHD. For batterianlæg i kategori C og D fastlægges grænseværdier for de harmoniske forstyrrelser som spændingsforstyrrelser for at tage højde for lokale variationer i netimpedansen. Der tages ligeledes højde for batterianlæggets størrelse i forhold til kapaciteten i elnettet. 4.5.2.1 Krav til batterianlæg kategori A1 For batterianlæg i kategori A1 gælder, at anlægget skal opfylde kravene til grænseværdierne for harmoniske forstyrrelser i nettilslutningspunktet, som er beskrevet i DS/EN 61000-3-2 [ref. 19] 4.5.2.2 Krav til batterianlæg kategori A2 For batterianlæg i kategori A2 gælder, at anlægget skal opfylde kravene til grænseværdierne for harmoniske forstyrrelser i nettilslutningspunktet, som er beskrevet i DS/EN 61000-3-12 [ref. 24] 4.5.2.3 Krav til batterianlæg kategori B Grænseværdierne for emission af harmoniske strømme for forskellige ordener h fremgår af nedenstående tabel. Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public 38/98 Teknisk forskrift 3.3.1 Elkvalitet 1450 1451 Spændingsniveau Uc ≤ 1 kV Ulige harmonisk orden h (ikke multiplum af 3) SCR Lige harmonisk orden h 5 7 11 13 17≤h≤39 2 4 8≤h≤40 <33 3,6 2,5 1,0 0,7 - - - - ≥33 4,1 2,8 1,1 0,8 - - - - ≥66 5,3 3,5 1,7 1,2 - - - ≥120 7,2 4,6 2,6 1,6 - - - - ≥250 11,7 7,5 4,4 3,0 - - - - ≥350 15,2 9,6 5,9 4,1 - - - - - 4,0 4,0 2,0 2,0 400 ) * h2 0,8 0,2 0,1 Uc > 1 kV 1452 1453 *) Dog ikke mindre end 0,1 %. Note: for SCR ≥33 må interpoleres imellem tabelværdierne. 1454 Tabel 6 1455 1456 1457 Grænseværdierne for emission af samlet harmonisk strømforvrængning fremgår af nedenstående tabel. Grænseværdier for harmonisk strøm Ih/In (% af In). Spændingsniveau Uc ≤ 1 kV Uc > 1 kV 1458 1459 1460 1461 1462 1463 1464 1465 1466 1467 1468 1469 1470 Tabel 7 SCR THDI PWHDI <33 4,5 7,9 ≥33 4,9 8,1 ≥66 6,0 9,0 ≥120 8,3 10,5 ≥250 13,9 14,3 ≥350 18,0 17,3 - - - Grænseværdier for samlet harmonisk strømforvrængning (% af In) for alle harmoniske forstyrrelser. 4.5.2.4 Krav til batterianlæg kategori C og D Elforsyningsvirksomheden fastlægger emissionsgrænser for harmoniske spændinger i nettilslutningspunktet. Emissionsgrænserne skal sikre, at det samlede tilladte støjniveau for de enkelte harmoniske forstyrrelser samt THDU ikke overskrides. Grænseværdierne for emission af samlet harmonisk spændingsforvrængning fremgår af nedenstående tabel. Spændingsniveau THDU Un ≤ 35 kV 6,5 Un > 35 kV 3,0 1471 1472 1473 Tabel 8 Grænseværdier for samlet harmonisk spændingsforvrængning THDU (% af Un) for alle harmoniske forstyrrelser. Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public 39/98 Teknisk forskrift 3.3.1 Elkvalitet 1474 1475 1476 1477 1478 1479 1480 1481 1482 1483 1484 1485 1486 4.5.3 Verificering Det skal verificeres, at emissionen fra batterianlægget er under grænseværdien i nettilslutningspunktet. Derfor anvendes værdien fra det niveau af produceret aktiv effekt, hvor den individuelle harmoniske strøm er størst, til verificering af overensstemmelse med grænseværdierne for harmonisk strøm af de individuelle harmoniske strømme h. De beregnede strømværdier benyttes til at beregne THDI og PWHDI til verificering af overensstemmelse med grænseværdierne for THDI og PWHDI. For strømharmoniske Ih bestemmes THDI og PWHDI som: h = 40 1487 1488 1489 1490 1491 I THDI = ∑ h h=2 I 1 2 h = 40 I PWHDI = ∑ h ∗ h h =14 I1 [ref. 21] og 2 [ref. 24] For spændingsharmoniske Uh bestemmes THDU som: h = 40 2 1492 U THDU = ∑ h h =2 U 1 1493 1494 1495 1496 1497 For batterianlæg bestående af flere enheder kan bidragene fra de enkelte enheder i summeres op i henhold til den generelle summationslov, jf. IEC/TR 610003-6 [ref. 21] og DS/EN 61000-3-11 [ref. 23] iht. følgende formel: Ih = α 1498 ∑ Iα h ,i i 1499 1500 1501 1502 1503 1504 1505 1506 1507 1508 1509 1510 1511 1512 Værdier for eksponenten α er vist i nedenstående tabel. Harmonisk orden α (alfa) h<5 1 5 ≤ h ≤ 10 1,4 h > 10 2 h > 39 3 Tabel 9 Værdier for eksponenten α. Regneeksempler findes i "Vejledning til beregning af elkvalitetsparametre - TF 3.2.2." [ref. 34]. Alternativt anvendes den godkendte emissionsmodel til verificering af, at grænseværdierne er overholdt. 4.5.3.1 Batterianlæg kategori A1, A2 og B Det verificeres, at grænseværdierne overholdes ved alle niveauer af produceret aktiv effekt. Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public 40/98 Teknisk forskrift 3.3.1 1513 1514 1515 1516 1517 1518 1519 1520 1521 Elkvalitet 4.5.3.2 Batterianlæg kategori C og D Det verificeres, at grænseværdierne overholdes ved alle niveauer af produceret aktiv effekt. Summen af de individuelle harmoniske strømme Ih omregnes til harmoniske spændinger ved at gange de individuelle harmoniske strømme med den numeriske værdi af netimpedansen ved de individuelle frekvenser, som opgivet af elforsyningsvirksomheden. 1522 1523 1524 4.6 1525 1526 1527 1528 1529 1530 1531 4.6.1 1532 1533 1534 1535 1536 1537 1538 1539 1540 1541 1542 1543 1544 1545 1546 1547 1548 Interharmoniske forstyrrelser Datagrundlag Af typetesten fremgår målte middelværdier for interharmoniske bidrag fra 75 Hz til 1975 Hz for 11 niveauer af produceret aktiv effekt fra 0 % til 100 % af den nominelle effekt og med en effektfaktor på 1. De målte middelværdier er angivet i % af den nominelle strøm, In. 4.6.2 Grænseværdier Batterianlægget må ikke emittere interharmoniske forstyrrelser, der overskrider grænseværdierne, der er specificeret i dette afsnit. For batterianlæg, der tilsluttes elektrisk set langt fra andre forbrugere, kan emissionsgrænserne efter accept fra elforsyningsvirksomheden dog modificeres til værdier højere end de normale emissionsgrænser. 4.6.2.1 Krav til batterianlæg kategori A1 og A2 For anlægskategori A1 og A2 er der ingen krav til emission af interharmoniske forstyrrelser. 4.6.2.2 Krav til batterianlæg kategori B Grænseværdierne for emission af interharmoniske strømme fremgår af nedenstående tabel, der har udgangspunkt i RA557 [ref. 30] samt skalering efter IEC/TR 61000-3-12 [ref. 24]. Frekvens (Hz) Spændingsniveau SCR 75 Hz 125 Hz <33 0,4 0,6 ≥33 0,5 0,7 ≥66 0,6 0,8 ≥120 0,7 1,1 UC ≤ 1kV Dok. 15/01357-12 >175 Hz 75 f *) 83 f *) 104 f *) 139 f *) Klassificering: Offentlig/Public 41/98 Teknisk forskrift 3.3.1 UC > 1kV Elkvalitet ≥250 1,2 1,8 ≥350 1,5 2,3 - 0,44 0,66 224 *) f 289 f *) 83 f *) 1549 *) Dog ikke mindre end 0,1 %. 1550 Tabel 10 Grænseværdier for emission af interharmoniske strømme. 1551 1552 1553 1554 1555 1556 1557 1558 1559 1560 1561 1562 1563 1564 1565 1566 1567 1568 1569 1570 1571 1572 1573 1574 1575 1576 1577 1578 4.6.2.3 Krav til batterianlæg kategori C og D Elforsyningsvirksomheden fastlægger emissionsgrænser for interharmoniske spændinger fra batterianlægget i nettilslutningspunktet. Emissionsgrænserne skal sikre, at det samlede tilladte støjniveau for de enkelte interharmoniske spændinger ikke overskrides. 4.6.3 Verificering 4.6.3.1 Batterianlæg kategori A1 og A2 Der er ingen krav til verificering af batterianlæg i kategori A1 og A2. 4.6.3.2 Batterianlæg kategori B Det verificeres, at batterianlægget overholder grænseværdierne for emission af interharmoniske strømme på samme måde som for emission af harmoniske strømme, jf. afsnit 4.5.3.1. Dog benyttes eksponenten α=3, såfremt summeringsreglerne anvendes. 4.6.3.3 Batterianlæg kategori C og D Det verificeres, at batterianlægget overholder grænseværdierne for emission af interharmoniske spændinger på samme måde som for emission af harmoniske spændinger, jf. afsnit 4.5.3.2. Dog benyttes eksponenten α=3, såfremt summeringsreglerne anvendes. Alternativt anvendes den godkendte emissionsmodel til verificering af, at grænseværdierne er overholdt. 1579 1580 4.7 1581 1582 1583 1584 1585 1586 4.7.1 1587 1588 1589 1590 1591 4.7.2 Forstyrrelser i frekvensområdet 2-9 kHz Datagrundlag Af typetesten fremgår målte middelværdier for frekvenskomponenter af strømmen i grupper med 200 Hz bredde fra 2 kHz til 9 kHz for 11 niveauer af produceret aktiv effekt fra 0 % til 100 % af den nominelle effekt og en effektfaktor på 1. De målte middelværdier er angivet i % af den nominelle strøm, In. Grænseværdier 4.7.2.1 Krav til batterianlæg kategori A1 og A2 For anlægskategori A1 og A2 er der ingen krav til emission af forstyrrelser over 2 kHz. Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public 42/98 Teknisk forskrift 3.3.1 1592 1593 1594 1595 1596 1597 1598 1599 1600 1601 1602 1603 1604 1605 1606 1607 1608 1609 1610 1611 1612 1613 1614 1615 1616 1617 1618 1619 1620 1621 Elkvalitet 4.7.2.2 Krav til batterianlæg kategori B Emission af strømme med frekvenser over 2 kHz må ikke overskride 0,2 % af den nominelle strøm i nogen af de målte frekvensgrupper. 4.7.2.3 Krav til batterianlæg kategori C og D Elforsyningsvirksomheden fastlægger emissionsgrænser for spændinger fra batterianlægget i nettilslutningspunktet. Emissionsgrænserne skal sikre, at den samlede tilladte forstyrrelse for de enkelte frekvensgrupper ikke overskrides. 4.7.3 Verificering 4.7.3.1 Batterianlæg kategori A1 og A2 Der er ingen krav til verificering af batterianlæg i kategori A1 og A2. 4.7.3.2 Batterianlæg kategori B Det verificeres, at batterianlægget overholder grænseværdierne for emission af strømme over 2 kHz på samme måde som for emission af harmoniske strømme. Dog benyttes eksponenten α=3, såfremt summeringsreglerne anvendes. 4.7.3.3 Batterianlæg kategori C og D Det verificeres, at batterianlægget overholder grænseværdierne for emission af spændinger over 2 kHz på samme måde som for emission af harmoniske spændinger. Dog benyttes eksponenten α=3, såfremt summeringsreglerne anvendes. Alternativt anvendes den godkendte emissionsmodel til verificering af, at grænseværdierne er overholdt. 1622 Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public 43/98 Teknisk forskrift 3.3.1 1623 Styring og regulering 5. Styring og regulering 1624 1625 1626 1627 1628 1629 1630 1631 1632 1633 1634 1635 1636 1637 1638 1639 1640 1641 1642 1643 5.1 Generelle krav De følgende krav gælder for batterianlæg kategori A1, A2, B, C og D. Alle reguleringsfunktioner i efterfølgende afsnit er med reference i nettilslutningspunktet. De aktuelt aktiverede funktioner og parameterindstillinger fastlægges af elforsyningsvirksomheden inden for de rammer, den systemansvarlige virksomhed har fastlagt. Den systemansvarlige virksomhed skal - af hensyn til forsyningssikkerheden – have mulighed for at kunne aktivere eller deaktivere de specificerede reguleringsfunktioner efter nærmere aftale med anlægsejer. Angivelser af fortegn på alle figurer følger generatorkonventionen. I nedenstående tabel er angivet minimumskrav til reguleringsfunktionalitet for et batterianlæg i anlægskategorierne A1, A2, B, C og D, jf. afsnit 1.2.4 Kategori A1 A2 B C D X X X X X - - - X X Absolut-effektbegrænser (5.2.3.1) X X X X X Delta-effektbegrænser (5.2.3.2) - - - X X Gradient-effektbegrænser (5.2.3.3) X X X X X Q-regulering (5.3.1)*) X X X X X X X X X X X X - - - Spændingsregulering (5.3.3) *) - - - X X Systemværn (5.4) - - - (X) (X) Reguleringsfunktion Frekvensrespons (5.2.1) Frekvensregulering (5.2.2) * ) Effektfaktorregulering (5.3.2)* ) Automatisk effektfaktorregulering (5.3.2) * ) 1644 1645 1646 1647 Tallet i parentes i de enkelte rækker angiver afsnittet, hvor funktionen er beskrevet. *) Et anlæg må ikke udføre frekvensregulering, Q-regulering, effektfaktorregulering, automatisk effektfaktorregulering eller spændingsregulering uden særlig aftale med den systemansvarlige virksomhed. 1648 Tabel 11 Styrings- og reguleringsfunktioner for et batterianlæg. 1649 1650 1651 1652 1653 1654 1655 De forskellige reguleringsfunktioner skal sikre den overordnede styring, regulering og overvågning af batterianlæggets drift. De forskellige reguleringsfunktioner kan være implementeret i den enkelte enhed eller være samlet i én batterianlægsregulator eller en kombination deraf, forudsat at der kun er en grænseflade for kommunikation, som vist i Figur 8. Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public 44/98 Teknisk forskrift 3.3.1 1656 1657 1658 1659 Styring og regulering Dette medfører, at hvis et vilkårligt antal batterienheder tilsluttes samme POC, hvor den nominelle effekt i POC er summen af tilsluttede batterienheder, skal de tilsluttede enheder således agere som et samlet batterianlæg. 1660 1661 1662 1663 1664 1665 1666 1667 1668 1669 1670 1671 1672 1673 1674 1675 1676 1677 Figur 8 Skitse for en anlægsregulator. Alle ændringer af setpunkter skal registreres sammen med identifikation af ordreudsteder. Alle ændringer af setpunkter eller ordre om ændring af drift skal være tidsstemplet med en nøjagtighed og en præcision på maksimalt 10 ms og med reference til UTC. 5.2 Reguleringsfunktioner af aktiv effekt og frekvens De følgende krav gælder for batterianlæg kategori A1, A2, B, C og D. Et batterianlæg skal være udstyret med reguleringsfunktioner, som kan regulere den leverede eller optagne aktive effekt i nettilslutningspunktet. Angivelse af setpunkter for aktiv effekt skal kunne foretages med en opløsning på 1 % af Pno eller Pnl eller bedre. Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public 45/98 Teknisk forskrift 3.3.1 1678 1679 1680 1681 1682 1683 1684 1685 1686 1687 1688 1689 1690 1691 1692 1693 1694 1695 1696 1697 1698 1699 1700 1701 1702 1703 1704 1705 1706 1707 1708 1709 1710 1711 1712 1713 1714 1715 1716 1717 1718 1719 1720 1721 1722 1723 1724 Styring og regulering De aktuelle indstillinger af parametre for aktiverede reguleringsfunktioner for aktiv effekt fastlægges af elforsyningsvirksomheden i samarbejde med den systemansvarlige virksomhed inden idriftsættelsen. Ud over de generelle krav angivet i afsnit 5.1 skal reguleringsfunktioner for aktiv effekt overholde kravene i efterfølgende afsnit. 5.2.1 Frekvensrespons (LFSM-U og LFSM-O) Ved frekvensafvigelser i det kollektive elforsyningsnet skal batterianlægget kunne bidrage til frekvensstabiliteten ved automatisk op- eller nedregulering af den aktive effekt ved netfrekvenser under eller over referencefrekvensen f1 og f2. Dette benævnes frekvensrespons og er en autonom funktion. Reguleringen skal påbegyndes senest 2 sekunder efter, at en frekvensændring er konstateret, og være fuldt udreguleret inden for 15 sekunder. Den netvirksomhed, i hvis net batterianlægget er tilsluttet, kan koordinere starten af frekvensresponset i forhold til funktionstiden af ø-drift-detekteringen og derved sikre optimal ø-drift-detekteringsfunktionalitet. Frekvensmålinger skal udføres med en nøjagtighed på 10 mHz eller bedre. Reguleringsfunktionens følsomhed skal være 10 mHz eller mindre. Frekvensresponsfunktionens frekvenspunkter (knækfrekvenser) angivet i Figur 9 skal kunne indstilles til enhver værdi i området 47,00 Hz til 52,00 Hz med en opløsning på maksimalt 10 mHz. Indstillingsværdien for frekvensresponsfunktionens knækfrekvenser fastlægges af den systemansvarlige virksomhed. Statikken for nedreguleringen skal kunne indstilles til enhver værdi i området mellem 2 % og 12 % af Pn og udføres med en nøjagtighed på ±10 % af Pn. Standardværdi for statikken er 4 % af Pn. Statik er i denne sammenhæng ændringen i aktiv effekt som funktion af netfrekvensen. Statikken angives i procent af henholdsvis Pno og Pnl for batterianlægget. Statikken for regulering imellem de forskellige frekvenspunkter er illustreret i Figur 9 og Figur 10 for hhv. batterianlæg som kun kan optage effekt fra nettet, og batterianlæg som kan optage effekt fra og levere effekt til nettet. 5.2.1.1 Effektretning til batterianlæg Paktuel er et fiktivt punkt som illustrerer et driftspunkt mellem Pnl og Pno. Pno er batterianlæggets nominelle effektoptag fra nettet. Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public 46/98 Teknisk forskrift 3.3.1 Styring og regulering 1725 1726 1727 1728 1729 1730 1731 1732 1733 1734 1735 1736 1737 1738 1739 1740 1741 1742 1743 1744 1745 1746 Figur 9 Frekvensrespons for et batterianlæg som kun kan optage effekt fra det kollektive elforsyningsnet. Ved frekvensstigning over f2 (LFSM-O) skal statikken f2 – f3 følges, dvs. effekt i retningen fra nettet øges ved stigende frekvens. Stabiliseres og falder frekvensen efterfølgende, skal effekten bibeholdes indtil frekvensen er faldet til en værdi på statikken f4 – f0. Når frekvensen er f0, skifter batterianlægget driftstilstand til frekvensregulering (hvis denne reguleringsform er aktiveret). Ved frekvensfald under f1 (LFSM-U) skal statikken f1 – f6 følges, dvs. effekt i retningen fra nettet reduceres ved faldende frekvens. Stabiliseres og stiger frekvensen efterfølgende, skal effekten bibeholdes indtil frekvensen er steget til en værdi på statikken f5 – f0. Når frekvensen er f0, skifter batterianlægget driftstilstand, dvs. batterianlægget er ude af frekvensrespons. 5.2.1.2 Effektretning til og fra batterianlæg Paktuel er et fiktivt punkt som illustrerer et driftspunkt mellem Pnl og Pno. Pno er batterianlæggets nominelle effektoptag fra nettet. Pnl er batterianlæggets nominelle effekt leveret til nettet. 1747 1748 1749 1750 Figur 10 Frekvensrespons fra et batterianlæg som kan levere og optage effekt fra det kollektive elforsyningsnet. 1751 Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public 47/98 Teknisk forskrift 3.3.1 1752 1753 1754 1755 1756 1757 1758 1759 1760 1761 1762 1763 1764 1765 Styring og regulering Ved frekvensstigning over f2 (LFSM-O) skal statikken f2 – f3 følges, dvs. optaget af aktiv effekt øges ved stigende frekvens. Stabiliseres og falder frekvensen efterfølgende, skal effekten bibeholdes indtil frekvensen er faldet til en værdi på statikken f4 – f0. Når frekvensen er f0, skifter batterianlægget driftstilstand, dvs. batterianlægget er ude af frekvensrespons. Ved frekvensfald under f1 (LFSM-U) skal statikken f1 – f6 følges, dvs. levering af aktiv effekt øges ved faldende frekvens. Stabiliseres og stiger frekvensen efterfølgende, skal effekten bibeholdes indtil frekvensen er steget til en værdi på statikken f5 – f0. Når frekvensen er f0, skifter batterianlægget driftstilstand, dvs. batterianlægget er ude af frekvensrespons. Krav til standard indstillingsværdier er vist herunder i Tabel 12 og Tabel 13. Standard frekvensresponsindstillingsværdier – DK1 fx fmin fmax f0 f1 f2 f3 f4 f5 f6 Hz 47,00 52,00 50,00 49,80 50,20 52,00 50,05 49,95 47,00 1766 1767 Tabel 12 Standard frekvensresponsindstillingsværdier for DK1. 1768 Standard frekvensresponsindstillingsværdier – DK2 fx fmin fmax f0 f1 f2 f3 f4 f5 f6 Hz 47,00 52,00 50,00 49,50 50,50 52,00 50,05 49,95 47,00 1769 1770 1771 1772 1773 1774 1775 1776 1777 1778 1779 1780 1781 1782 1783 1784 1785 1786 1787 1788 1789 1790 1791 1792 1793 1794 1795 Tabel 13 Standard frekvensresponsindstillingsværdier for DK2. 5.2.1.3 Batterianlæg kategori A1, A2, B, C og D: krav til LFSM-O For batterianlæg i kategori A1, A2, B, C og D kræves et frekvensrespons ved overfrekvens jf. Figur 9 eller Figur 9. 5.2.1.4 Batterianlæg kategori A1, A2, B: krav til LFSM-U For batterianlæg i kategori A1, A2 og B er der ikke krav om frekvensrespons ved underfrekvens, LFSM-U. 5.2.1.5 Batterianlæg kategori C og D: krav til LFSM-U For batterianlæg i kategori C og D kræves, at funktionaliteten frekvensrespons er tilgængelig ved underfrekvens, LFSM-U jf. Figur 9 eller Figur 10. Der er ikke krav om aktivering af funktionaliteten for at opnå nettilslutning. 5.2.2 Frekvensregulering (FSM) Ved frekvensafvigelser i det kollektive elforsyningsnet skal batterianlægget have reguleringsfunktioner, der kan bidrage med frekvensregulering for enten at stabilisere eller restaurere netfrekvensen (50,00 Hz). Frekvensreguleringsfunktionen har til formål at regulere den aktive effekt ved netfrekvenser mellem f1 og f2, som illustreret i Figur 11. Frekvensmålingen skal udføres med en nøjagtighed på ± 10 mHz eller bedre. Nøjagtigheden af den fuldførte regulering, inkl. nøjagtighed på setpunktet, må Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public 48/98 Teknisk forskrift 3.3.1 1796 1797 1798 1799 1800 1801 1802 1803 1804 1805 1806 1807 1808 1809 1810 Styring og regulering maksimalt afvige ±5 % af setpunktsværdien eller ±0,5 % af den nominelle effekt, afhængigt af hvilken der giver den mindste tolerance. Frekvensreguleringsfunktionen skal kunne indstilles således, at et vilkårligt frekvenspunkt indeholdt i Figur 11 mellem frekvenserne fmin og fmax (området 47,00 Hz til 52,00 Hz) skal kunne indstilles med en nøjagtighed på 10 mHz. Statikken for regulering er illustreret i Figur 11. Statik er i denne sammenhæng ændringen i aktiv effekt som funktion af netfrekvensen. Statikken angives i procent af nominel effekt for batterianlægget. I Figur 11 er illustreret, hvor de forskellige parametre og grænser for frekvensreguleringsfunktionen er placeret i sammenhængen. 1811 1812 Figur 11 Frekvensreguleringskurve for et batterianlæg. 1813 1814 1815 Frekvensreguleringsfunktionen skal kunne aktiveres i intervallet fra fmin til fmax. Standard frekvensreguleringsindstillingsværdier – Dk1 1816 fx fmin fmax f0 f1 f2 Hz 47,00 52,00 50,00 49,80 50,20 Tabel 14 Standard frekvensreguleringsindstillingsværdier DK1 1817 Standard frekvensreguleringsindstillingsværdier – Dk2 1818 1819 1820 1821 1822 1823 1824 1825 1826 fx fmin fmax f0 f1 f2 Hz 47,00 52,00 50,00 49,50 50,50 Tabel 15 Standard frekvensreguleringsindstillingsværdier DK2 5.2.2.1 Batterianlæg kategori A1, A2, og B: Batterianlæg i kategori A1, A2 og B har ikke krav omkring reguleringsfunktionen frekvensregulering. 5.2.2.2 Batterianlæg kategori C og D: Batterianlæg i kategori C og D skal have reguleringsfunktionen frekvensregulering med funktionalitet jf. 5.2.2. Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public 49/98 Teknisk forskrift 3.3.1 1827 1828 1829 1830 1831 1832 1833 1834 1835 1836 1837 1838 1839 1840 1841 1842 1843 1844 1845 1846 1847 1848 1849 1850 1851 1852 1853 1854 1855 1856 1857 1858 1859 1860 1861 1862 1863 1864 1865 1866 1867 1868 1869 1870 1871 1872 1873 1874 1875 1876 Styring og regulering Der er ikke krav om aktivering af funktionaliteten for at opnå nettilslutning. Regulering efter et nyt parametersæt for frekvensreguleringen skal være muligt senest 10 sekunder fra modtagelse af ordre om parameterændring. 5.2.3 Begrænsningsfunktioner – regulering af aktiv effekt Et batterianlæg skal være udstyret med reguleringsfunktioner (begrænsningsfunktioner), som er supplerende reguleringsfunktioner for regulering af aktiv effekt som sikrer stabil drift efter et valgt driftspunkt. Eksempler på anvendelse af disse reguleringsfunktioner er: lastregulering efter effektplan, sekundærregulering ud fra centralt beordret regulering (FRR-a, FRRm), og forebyggelse af ustabilitet eller overbelastning i det kollektive elforsyningsnet. Regulering med en ny parameter for begrænserfunktionerne skal påbegyndes inden for 2 sekunder, og skal være fuldført inden for 10 sekunder fra modtagelse af ordre om parameterændring. Angivelse af setpunkter for aktiv effekt skal kunne foretages med en opløsning på mindst 1 % af Pnl og Pno eller bedre. Nøjagtigheden af den fuldførte regulering, inkl. nøjagtighed på setpunktet, må maksimalt afvige ±5 % af setpunktsværdien eller ±0,5 % af den nominelle effekt, afhængigt af hvilken der giver den største tolerance. De krævede begrænsningsfunktioner er specificeret i de efterfølgende afsnit. 5.2.3.1 Absolut-effektbegrænser (Dellast) Absolut-effektbegrænser bruges til at begrænse den aktive effekt, optaget fra eller leveret til et batterianlæg, til en setpunktsbestemt maksimal effektgrænse i nettilslutningspunktet. Absolut-effektbegrænser bruges typisk til at beskytte det kollektive elforsyningsnet mod overbelastning i kritiske situationer, eller til at begrænse batterianlæggets maksimale optagne eller leverede aktive effekt som følge af lovgivning. 5.2.3.1.1 Batterianlæg kategori A1, A2, B, C og D Batterianlæg i kategori A1 A2 B, C og D skal have begrænserfunktionen absolut-effektbegrænser. Begrænserfunktionen skal som minimum indstilles således, at anlægget aldrig overstiger anlæggets nominelle effekt jf. 1.2.30. 5.2.3.2 Delta-effektbegrænser (rullende reserve) Delta-effektbegrænser bruges til at begrænse den aktive effekt fra et batterianlæg til en ønsket lavere konstant værdi i forhold til Pno og Pnl. Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public 50/98 Teknisk forskrift 3.3.1 1877 1878 1879 1880 1881 1882 1883 1884 1885 1886 1887 1888 1889 1890 1891 1892 1893 1894 1895 1896 1897 1898 1899 1900 1901 Styring og regulering Delta-effektbegrænser bruges typisk til at opnå en reguleringsreserve til opreguleringsformål i forbindelse med levering af en systemydelse (frekvensregulering). 5.2.3.2.1 Batterianlæg kategori A1, A2 og B Der er ingen krav om delta-effektbegrænser for batterianlæg i kategori A1, A2 og B. 5.2.3.2.2 Batterianlæg kategori C og D Batterianlæg kategori C og D skal have begrænserfunktionen deltaeffektbegrænser. Der er ikke krav om aktivering af funktionaliteten for at opnå nettilslutning. 5.2.3.3 Gradient-effektbegrænser (Lastgradient - rampefunktion) Gradient-effektbegrænser bruges til at begrænse den maksimale hastighed, som den aktive effekt kan ændres med ved ændringer i effekten eller ved ændringer i setpunkter for et batterianlæg. Gradient-effektbegrænser bruges typisk af systemdriftsmæssige årsager, så ændringerne i aktiv effekt ikke giver stabilitetsmæssige problemer i det kollektive elforsyningsnet. I Figur 12 er vist en forklarende skitse dækkende begrænsningsfunktioner for aktiv effekt. 1902 1903 1904 1905 1906 1907 1908 1909 1910 1911 Figur 12 Skitse af begrænsningsfunktioner for aktiv effekt. 5.2.3.3.1 Batterianlæg kategori A1, A2, B, C og D: Batterianlæg kategori A1, A2, B, C og D skal have begrænserfunktionen gradient-effektbegrænser. Ned- og opregulering af aktiv effekt, gældende både for optaget og leveret effekt, skal for frekvenser i regulerbåndet (FSM) rampe mod nul over minimum 30 sekunder. Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public 51/98 Teknisk forskrift 3.3.1 1912 Styring og regulering Gradienten skal kunne indstilles til en vilkårlig værdi mellem 10 og 300 kW/s. 1913 1914 1915 1916 1917 1918 1919 1920 1921 1922 1923 1924 1925 1926 1927 1928 1929 1930 1931 1932 1933 1934 1935 5.3 Reguleringsfunktioner for reaktiv effekt og spænding Et batterianlæg skal være udstyret med reguleringsfunktioner for reaktiv effekt og spænding, som hhv. kan regulere den reaktive effekt i nettilslutningspunktet, og regulere spændingen i spændingsreferencepunktet, via aktiveringsordrer der indeholder setpunkter for de specificerede parametre. Reguleringsfunktionerne Q-regulering, effektfaktor og spændingsregulering udelukker gensidigt hinanden, så det kun er en af de tre funktioner, der kan aktiveres ad gangen. De aktuelle indstillinger af parametre for reguleringsfunktioner for reaktiv effekt og spænding fastlægges af elforsyningsvirksomheden i samarbejde med den systemansvarlige virksomhed inden idriftsættelsen. Ud over de generelle krav angivet i afsnit 5.1 skal reguleringsfunktioner for reaktiv effekt og spænding overholde kravene i de følgende afsnit. 5.3.1 Q-regulering Q-regulering er en reguleringsfunktion, der regulerer den reaktive effekt uafhængigt af netspændingen og den aktive effekt i nettilslutningspunktet. Denne reguleringsfunktion er skitseret på Figur 13 som en vandret linje. Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public 52/98 Teknisk forskrift 3.3.1 Styring og regulering 1936 1937 1938 1939 1940 1941 1942 1943 1944 1945 1946 1947 1948 1949 1950 1951 1952 1953 1954 1955 Figur 13 Reguleringsfunktioner for reaktiv effekt for et batterianlæg. Regulering til et nyt setpunkt for Q skal påbegyndes inden for 2 sekunder og skal være fuldført inden for 10 sekunder fra modtagelse af ordre om setpunktsændring. For reguleringsfunktionen gælder, at nøjagtigheden for en fuldført eller en kontinuerlig regulering, inkl. nøjagtighed på setpunktet, maksimalt må afvige 1 % af Qn over en periode på 1 minut. Angivelse af setpunkter for reaktiv effekt skal kunne foretages med en opløsning på mindst 1 % af Qnl og Qno eller bedre. 5.3.2 Effektfaktorregulering Effektfaktorregulering er en reguleringsfunktion, der regulerer den reaktive effekt proportionalt (bestemt af statikken) med den aktive effekt i nettilslutningspunktet, som er vist med en linje med en konstant hældning i Figur 14. Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public 53/98 Teknisk forskrift 3.3.1 Styring og regulering 1956 1957 1958 1959 1960 1961 1962 1963 1964 1965 1966 1967 1968 1969 1970 1971 1972 1973 1974 1975 1976 Figur 14 Effektfaktorregulering (PF) for et batterianlæg. Batterianlægget skal kunne modtage et setpunkt for effektfaktoren med en nøjagtighed på 0,01. Regulering til et nyt setpunkt for effektfaktor skal påbegyndes inden for 2 sekunder og skal være fuldført inden for 10 sekunder fra modtagelse af ordre om setpunktsændring. For reguleringsfunktionen gælder, at nøjagtigheden for en fuldført eller en kontinuerlig regulering, inkl. nøjagtighed på setpunktet, maksimalt må afvige 1 % af setpunktet af effektfaktoren over en periode på 1 minut. 5.3.3 Spændingsregulering Spændingsregulering er en reguleringsfunktion, der regulerer spændingen i spændingsreferencepunktet. Spændingsreguleringen skal have et indstillingsområde inden for minimal til maksimal spænding, som angivet i Tabel 1, med en nøjagtighed på 0,5 % af nominel spænding eller bedre. Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public 54/98 Teknisk forskrift 3.3.1 1977 1978 1979 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 Styring og regulering Regulering til et nyt setpunkt for spændingen skal påbegyndes inden for 2 sekunder og skal være fuldført inden for 10 sekunder fra modtagelse af ordre om setpunktsændring. For reguleringsfunktionen gælder, at nøjagtigheden for den fuldførte regulering, inkl. nøjagtighed på setpunktet, maksimalt må afvige 0,5 % af UC over en periode på 1 minut. Det enkelte batterianlæg skal regulere inden for batterianlæggets dynamikområde og spændingsgrænse med den konfigurerede statik. En skitse over konceptet i en spændingsregulering er vist på Figur 15. Referencepunkt for spændingsregulering er spændingsreferencepunktet. Når spændingsreguleringen har nået batterianlæggets dynamiske designgrænser, skal reguleringsfunktionen afvente eventuel overordnet regulering fra viklingskobler eller andre spændingsreguleringsfunktioner. Den overordnede koordinering af spændingen varetages af elforsyningsvirksomheden i samarbejde med den systemansvarlige virksomhed. Reaktiv effekt Q [VAr] Qmax 0,95 lagging PF Statik ved Pn Spænding [V] Arbejdspunkt Qmin 0,95 leading PF ved Pn Uc min Uc max 1996 1997 1998 Figur 15 Spændingsregulering for et batterianlæg. Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public 55/98 Teknisk forskrift 3.3.1 Styring og regulering 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 5.3.4 Automatisk effektfaktorregulering Automatisk effektfaktorregulering er en funktion, der automatisk aktiverer/deaktiverer effektfaktorreguleringen ved veldefinerede spændingsniveauer i spændingsreferencepunktet. Princippet i den automatiske effektfaktorregulering er illustreret i Figur 16. 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 Figur 16 Automatisk effektfaktorregulering for et batterianlæg. Standardindstillingen for den automatiske effektfaktorregulering (PF) er givet ved følgende tre støttepunkter med lineær interpolation imellem dem: 1: P/Pn = 0,0, PF = 1,00 2: P/Pn = 0,5, PF = 1,00 3: P/Pn = 1,0, PF = 0,90 Aktiveringsniveau for funktionen er normalt 105 % af nominel spænding, og deaktiveringsniveauet er normalt 100 % af nominel spænding. Aktiverings-/deaktiveringsniveau skal være regulerbare via setpunkter. Funktionen skal som udgangspunkt være deaktiveret og kun aktiveres efter aftale med elforsyningsvirksomheden. 5.3.5 Krav til regulering af reaktiv effekt Et batterianlæg skal som minimum have de specificerede reaktive effektreguleringsfunktioner som fremgår af Tabel 16. Batterianlægget skal være designet således, at arbejdspunktet til enhver tid kan beordres til at kunne befinde sig inden for det skraverede område vist i de relevante figurer for de forskellige anlægskategorier. Nedenstående tabel viser minimumskrav til funktionalitet for regulering af reaktiv effekt i de forskellige anlægskategorier. Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public 56/98 Teknisk forskrift 3.3.1 Styring og regulering 2035 2036 Kategori A1 A2 B C D Q-regulering (5.3.1)*) X x X X X Effektfaktorregulering (5.3.2)*) X x X X X - - - X X - - - Reguleringsfunktion Spændingsregulering (5.3.3) * ) Automatisk effektfaktorregulering (5.3.4) *) X x 2037 2038 2039 Tallet i parentes i de enkelte rækker angiver afsnittet, hvor funktionen er beskrevet. *) Et anlæg skal som standard konfigureres med Q-regulering og med et setpunkt på 0 VAr. Anden reaktiv regulering aftales med elforsyningsvirksomheden. 2040 Tabel 16 Styrings- og reguleringsfunktioner for reaktiv effekt. 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 2048 2049 2050 2051 2052 2053 2054 2055 2056 2057 2058 2059 2060 2061 2062 5.3.5.1 Batterianlæg kategori A1 og A2 Ud over de generelle krav i afsnit 5.1 og krav til normale driftsforhold i afsnit 3.3 skal batterianlæg i denne kategori som minimum ligge i effektfaktorintervallet 0,90 til 1,00 ved drift større end 20 % af nominel effekt og, med mindre andet er aftalt, som standard følge en effektfaktor på 1,00. 5.3.5.2 Batterianlæg kategori B Ud over de generelle krav i afsnit 5.1 og krav til normale driftsforhold i afsnit 3.3 skal batterianlægget, med mindre andet er aftalt, som standard følge en effektfaktor på 1,00. Ud over de generelle krav i afsnit 5.1og krav til normale driftsforhold i afsnit 3.3 skal batterianlæggets arbejdspunkt til enhver tid kunne beordres til at kunne befinde sig inden for det skraverede område vist i Figur 17. Der er ingen krav til præcision og nøjagtighed for effektfaktoren, når den tilsyneladende effekt er under 20 % af nominel effekt. Når batterianlægget er udkoblet, eller ikke leverer eller optager aktiv effekt, kræves ikke nogen kompensering for den reaktive effekt fra anlægsinfrastrukturen. Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public 57/98 Teknisk forskrift 3.3.1 Styring og regulering 2063 2064 2065 2066 Figur 17 Krav til levering af reaktiv effekt som funktion af P/Sn for batterianlæg i kategori B. 2067 Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public 58/98 Teknisk forskrift 3.3.1 2068 2069 2070 2071 2072 2073 Styring og regulering Det accepteres, at evnen til at levere reaktiv kompensering i det ternede område kan afhænge af teknologien for batterianlægget. Den reaktive effekt skal kunne leveres i spændingsområdet angivet i nedenstående figur. UPOC Umax UC +10% UC +5% UC UC -5% UC -10% Umin 2074 2075 2076 2077 2078 2079 2080 2081 2082 2083 2084 2085 2086 2087 2088 2089 2090 2091 2092 2093 2094 0.90 - 0.410 - 0.330 - 0.228 0.00 0.228 0.330 0.410 0.925 0.950 0.975 1.000 0.975 0.950 0.925 0.90 Q/Pn PF Figur 18 Krav til levering af reaktiv effekt som funktion af spændingen i POC for batterianlæg i kategori B. 5.3.5.3 Batterianlæg kategori C Ud over de generelle krav i afsnit 5.1 og krav til normal driftsforhold i afsnit 3.3 skal batterianlægget have reguleringsfunktioner som specificeret i Tabel 16. Batterianlægget skal være designet således, at arbejdspunktet til enhver tid kan beordres til at kunne befinde sig inden for det skraverede område vist i Figur 19. Reguleringsform og indstillinger aftales med elforsyningsvirksomheden. Det påhviler anlægsejer at kompensere for opsamlingsnettets reaktive effekt i situationer, hvor batterianlægget er udkoblet eller ikke optager eller leverer aktiv effekt. Kompensering kan eventuelt foretages i elsystemet efter nærmere aftale med elforsyningsvirksomheden. Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public 59/98 Teknisk forskrift 3.3.1 Styring og regulering 2095 2096 2097 2098 Figur 19 Krav til levering af reaktiv effekt som funktion af P/Sn for batterianlæg i kategori C. 2099 Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public 60/98 Teknisk forskrift 3.3.1 2100 2101 2102 Styring og regulering Den reaktive effekt skal kunne leveres i spændingsområdet angivet i nedenstående figur. UPOC Umax UC +10% UC +5% UC UC -5% UC -10% Umin 2103 2104 2105 2106 2107 2108 2109 2110 2111 2112 2113 2114 2115 2116 2117 2118 2119 2120 2121 2122 2123 0.90 - 0.410 - 0.330 - 0.228 0.00 0.228 0.330 0.410 0.925 0.950 0.975 1.000 0.975 0.950 0.925 0.90 Q/Pn PF Figur 20 Krav til levering af reaktiv effekt som funktion af spændingen i POC for batterianlæg i kategori C. 5.3.5.4 Batterianlæg kategori D Ud over de generelle krav i afsnit 5.1 og krav til normale driftsforhold i afsnit 3.2 skal batterianlægget have reguleringsfunktioner som specificeret i Tabel 16. Batterianlægget skal være designet således, at arbejdspunktet skal kunne befinde sig i et hvilket som helst punkt inden for det skraverede område vist i Figur 21. Reguleringsform og indstillinger aftales med elforsyningsvirksomheden. Det påhviler anlægsejer at kompensere for opsamlingsnettets reaktive effekt i situationer, hvor batterianlægget er udkoblet eller ikke optager eller leverer aktiv effekt. Kompensering kan eventuelt foretages i elsystemet efter nærmere aftale med elforsyningsvirksomheden. Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public 61/98 Teknisk forskrift 3.3.1 Styring og regulering 2124 2125 2126 2127 Figur 21 Krav til levering af reaktiv effekt som funktion af P/Sn for batterianlæg i kategori D. 2128 Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public 62/98 Teknisk forskrift 3.3.1 2129 2130 2131 Styring og regulering Den reaktive effekt skal kunne leveres i spændingsområdet angivet i nedenstående figur. 2132 2133 2134 Figur 22 Krav til levering af reaktiv effekt som funktion af spændingen i POC for batterianlæg i kategori D. 2135 2136 2137 2138 2139 2140 2141 2142 2143 2144 2145 2146 2147 2148 2149 2150 5.4 2151 2152 2153 5.4.1 2154 2155 2156 5.4.2 Systemværn Systemværn er ikke et minimumskrav for opnåelse af nettilslutning i det kollektive elforsyningsnet, men et krav, som batterianlægget kan blive pålagt af den systemansvarlige virksomhed, afhængigt af tilslutningspunktets placering i det kollektive elforsyningsnet og/eller størrelsen af batterianlægget. Systemværn er en hjælpefunktion i forbindelses med opretholdelse af systemog forsyningssikkerhed og er derfor ikke en normaldriftsreguleringsfunktion. Systemværn er en anlægsfunktionalitet, der på baggrund af en ordre modtaget fra den systemansvarlige virksomhed, eller et autonomt signal fra et eller flere relæer installeret i det kollektive elforsyningsnet, meget hurtigt skal kunne initiere regulering af den aktive effekt leveret fra et batterianlæg til et eller flere foruddefinerede setpunkter. Anlæg kategori A1, A2 og B: Der stilles ingen krav til systemværn for batterianlæg i kategori A1, A2 og B. Anlæg kategori C og D: Et batterianlæg i kategori C og D skal være udstyret med et systemværn, der kan regulere den aktive effekt leveret fra batterianlægget til et eller flere forud- Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public 63/98 Teknisk forskrift 3.3.1 2157 2158 2159 2160 2161 2162 2163 2164 2165 2166 2167 2168 2169 2170 2171 2172 2173 2174 2175 2176 2177 2178 2179 2180 2181 2182 2183 2184 2185 2186 2187 2188 2189 2190 2191 2192 2193 2194 2195 2196 2197 2198 2199 2200 2201 2202 2203 2204 2205 Styring og regulering definerede setpunkter. Setpunkterne fastlægges af elforsyningsvirksomheden ved idriftsættelsen. Batterianlægget skal have mulighed for minimum fem forskellige konfigurerbare reguleringstrin. Som standardværdier anbefales følgende reguleringstrin: 1. 2. 3. 4. 5. Til 70 % af nominel effekt Til 50 % af nominel effekt Til 40 % af nominel effekt Til 10 % af nominel effekt Til 0 % af nominel effekt, dvs. batterianlægget er stoppet, men ikke afkoblet fra nettet. For reguleringsfunktionen gælder, at nøjagtigheden for en fuldført eller en kontinuerlig regulering, inkl. nøjagtighed på setpunktet, maksimalt må afvige 1 % af setpunktet af effektfaktoren over en periode på 1 minut. 5.5 Prioritering af reguleringsfunktioner De enkelte reguleringsfunktioner i et batterianlæg skal have en indbyrdes prioritering. Reguleringsfunktion med prioritet 1 har præference foran prioritet 2, osv. Prioriteringen er følgende: 1. 2. 3. 4. Beskyttelsesfunktioner, jf. afsnit 6 Frekvensrespons, jf. afsnit 5.2.1 Frekvensregulering, jf. afsnit 5.2.2 Begrænsningsfunktioner, jf. afsnit 5.2.3. Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public 64/98 Teknisk forskrift 3.3.1 Beskyttelse 2206 2207 6. Beskyttelse 2208 2209 2210 2211 2212 2213 2214 2215 2216 2217 2218 2219 2220 2221 2222 2223 2224 2225 2226 2227 2228 2229 2230 2231 2232 2233 2234 2235 2236 2237 2238 2239 2240 2241 2242 2243 2244 2245 2246 2247 2248 2249 2250 2251 2252 2253 2254 2255 2256 6.1 Generelt Beskyttelse af et batterianlæg skal dels beskytte batterianlægget og dels være med til at sikre stabilitet i det kollektive elforsyningsnet. Det er anlægsejers ansvar, at batterianlægget dimensioneres og udstyres med de nødvendige beskyttelsesfunktioner, så batterianlægget: - sikres mod skader som følge af fejl og hændelser i det kollektive elforsyningsnet beskyttes mod udkoblinger i ikke-kritiske situationer for batterianlægget sikrer det kollektive elforsyningsnet i videst muligt omfang mod uønskede påvirkninger fra batterianlægget Elforsyningsvirksomheden eller den systemansvarlige virksomhed kan kræve indstillingsværdierne for beskyttelsesfunktioner ændret efter idriftsættelsen, hvis det vurderes at have betydning for driften af det kollektive elforsyningsnet. Ændringen må dog ikke føre til, at batterianlægget udsættes for påvirkninger fra det kollektive elforsyningsnet, der ligger uden for de designmæssige krav angivet i afsnit 3. Efter en udkobling af et batterianlæg på grund af en fejl i det kollektive elforsyningsnet må batterianlægget tidligst indkoble automatisk tre minutter efter, at spænding og frekvens igen er inden for de normale driftsforhold angivet i afsnit 3.2. Et batterianlæg, der forud for en fejl i det kollektive elforsyningsnet var udkoblet af et eksternt signal, må ikke indkobles, før det eksterne signal er fjernet, og spænding og frekvens igen er inden for de normale driftsforhold angivet i afsnit 3.2. Det påhviler elforsyningsvirksomheden, på anfordring fra anlægsejer, at oplyse den største og mindste kortslutningsstrøm, der kan forventes i nettilslutningspunktet, samt andre oplysninger for det kollektive elforsyningsnet, som er nødvendige for at fastlægge batterianlæggets beskyttelsesfunktioner. Ud over relæbeskyttelser skal der etableres beskyttelse specielt rettet mod interne fejl i batterianlægget eller installationen, herunder kortslutninger etc. Denne beskyttelse må ikke udkoble batterianlægget ved kortslutninger eller omlægninger i nettet. Beskyttelsen skal ved indre fejl i batterianlægget være selektiv med netbeskyttelsen; det vil sige, at f.eks. kortslutninger i batterianlægget skal være udkoblet inden for 100 ms. 6.2 Central beskyttelse For batterianlæg i kategori B, C og D kan kræves en fælles central netbeskyttelsesenhed i nettilslutningspunktet i installationen (PCI) for den batterienhed, Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public 65/98 Teknisk forskrift 3.3.1 2257 2258 2259 2260 2261 2262 2263 2264 2265 2266 2267 2268 2269 2270 2271 2272 2273 2274 2275 2276 2277 2278 2279 2280 2281 2282 2283 2284 2285 2286 2287 2288 2289 2290 2291 2292 2293 2294 Beskyttelse hvis vekselretterens indstillinger ikke kan dokumenteres eller ikke overholder kravene i afsnit 6. Netvirksomheden afgør, om der skal forefindes en central netbeskyttelse foran den batterienhed og dens konfigurerede indstillinger. 6.3 Krav til beskyttelsesindstillinger Batterianlæggets beskyttelsesfunktioner og tilhørende indstillinger skal være som angivet i de følgende underafsnit. Kun efter tilladelse fra elforsyningsvirksomheden må der anvendes indstillinger, der afviger fra de krævede indstillingsværdier, i tilfælde af fx problemer med lokale overspændinger. Alle indstillinger er angivet som RMS-værdier. Batterianlægget skal udkobles, hvis et målesignal afviger mere fra dets nominelle værdi end indstillingen. Den oplyste funktionstid er den måletid, hvor udløsebetingelsen konstant skal være opfyldt, før beskyttelsesfunktionen må afgive udløsesignal. Anvendelsen af vektorspringsrelæer som beskyttelsesfunktion mod ødrift/netudfald er ikke tilladt. Batterianlæggets nominelle spænding forudsættes fastlagt på lavspændingssiden af anlægstransformeren. Ved treviklingstransformere er det den nominelle spænding for den lavspændingsvikling, som batterianlægget er tilkoblet. Måles spændingen på højspændingssiden, skal indstillingsværdien bestemmes ved at omregne den nominelle spænding på lavspændingssiden til anlægstransformerens højspændingsside. Spænding og frekvens skal måles på alle tre faser som yderspænding. Hvis målepunktet er placeret på lavspændingssiden af anlægstransformeren, kan spændingen alternativt måles imellem de tre faser og nul. Frekvens skal måles samtidigt på alle tre faser. Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public 66/98 Teknisk forskrift 3.3.1 Beskyttelse 2295 2296 2297 2298 2299 6.3.1 Batterianlæg kategori A1 og A2 Beskyttelsesfunktioner med tilhørende driftsmæssige indstillinger og funktionstid skal være som angivet i nedenstående tabel. Beskyttelsesfunktion Symbol Indstilling Anbefalet Funktionstid værdi Overspænding (trin 2) U>> 1,15 ⋅ Un V 200 ms 200 ms Overspænding (trin 1) U> 1,10 ⋅ Un V 60 s 60 s Underspænding (trin 1) U< 0,85 ⋅ Un V 10…60 s 50 s Underspænding (trin2)***) U<< 0,80 ⋅ Un V 50...1500 ms 100 ms Overfrekvens f> 52,0 Hz 200 ms 200 ms Underfrekvens f< 47,0 Hz 200 ms 200 ms df/dt ±2,5 Hz/s 200 ms 80 ms Frekvensændring***) 2300 ***) En af de specificerede funktioner skal være implementeret. 2301 Tabel 17 Krav til batterianlæg kategori A. 2302 2303 2304 2305 2306 6.3.2 Batterianlæg kategori B Beskyttelsesfunktioner med tilhørende driftsmæssige indstillinger og funktionstid skal være som angivet i nedenstående tabel. Beskyttelsesfunktion Symbol Indstilling Anbefalet Funktionstid værdi Overspænding (trin 2) U>> 1,15 ⋅ Un V 200 ms 200 ms Overspænding (trin 1) U> 1,10 ⋅ Un V 60 s 60 s Underspænding (trin 1) U< 0,90 ⋅ Un V 10…60 s 10 s Underspænding (trin2)***) U<< 0,80 ⋅ Un V 50...1500 ms 100 ms Overfrekvens f> 52 Hz 200 ms 200 ms Underfrekvens f< 47 Hz 200 ms 200 ms df/dt ±2,5 Hz/s 200 ms 80 ms Frekvensændring***) 2307 2308 ***) En af de specificerede funktioner skal være implementeret. 2309 Tabel 18 Krav til batterianlæg kategori B. 2310 Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public 67/98 Teknisk forskrift 3.3.1 Beskyttelse 2311 2312 2313 2314 2315 6.3.3 Batterianlæg kategori C Beskyttelsesfunktioner med tilhørende driftsmæssige indstillinger og funktionstid skal være som angivet i nedenstående tabel. Beskyttelsesfunktion 2317 2318 2319 2320 2321 2322 2323 2324 2325 2326 2327 2328 2329 2330 2331 2332 2333 2334 2335 Indstilling Anbefalet Funktionstid værdi Overspænding (trin 3) U>>> 1,20 ⋅ Un V 0…100 ms 50 ms Overspænding (trin 2) U>> 1,15 ⋅ Un V 100…200 ms 200 ms Overspænding (trin 1) U> 1,10 ⋅ Un V 60 s 60 s Underspænding (trin 1) U< 0,90 ⋅ Un V 10…60 s 10 s Underspænding (trin2) U<< 0,80 ⋅ Un V 50...1500 ms 1500 ms Overfrekvens f> 52 Hz 200 ms 200 ms Underfrekvens f< 47 Hz 200 ms 200 ms df/dt ±2,5 Hz/s 200 ms 80 ms Frekvensændring 2316 Symbol Tabel 19 Krav til batterianlæg kategori C. For batterianlæg i kategori C er anlægsoperatøren ansvarlig for, at der bliver gennemført stabilitets- og selektivitetsundersøgelser i samarbejde med den systemansvarlige virksomhed og den elforsyningsvirksomhed, i hvis net batterianlægget er tilsluttet, med henblik på fastlæggelse af anlægsenhedens beskyttelse. Det skal med undersøgelsen sikres, at batterianlægget lever op til kravene specificeret i afsnit 6, og at beskyttelsen ikke forhindrer batterianlægget i at leve op til de øvrige krav i denne forskrift. De fastlagte relæindstillinger, som har betydning for driften af det kollektive elforsyningsnet, skal godkendes af den systemansvarlige virksomhed og den elforsyningsvirksomhed, i hvis net batterianlægget er tilsluttet. 6.3.4 Batterianlæg kategori D Beskyttelsesfunktioner med tilhørende driftsmæssige indstillinger og funktionstid skal være som angivet i nedenstående tabel. Beskyttelsesfunktion Symbol Indstilling Anbefalet Funktionstid værdi Overspænding (trin 3) U>>> 1,20 ⋅ Un V 0…100 ms 50 ms Overspænding (trin 2) U>> 1,15 ⋅ Un V 100…200 ms 200 ms Overspænding (trin 1) U> 1,10 ⋅ Un V 60 s 60 s Underspænding (trin 1) U< 0,90 ⋅ Un V 10…60 s 10 s Underspænding (trin2) U<< 0,80 ⋅ Un V 50...1500 ms 1500 ms Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public 68/98 Teknisk forskrift 3.3.1 Beskyttelse Overfrekvens f> 52 Hz 200 ms 200 ms Underfrekvens f< 47 Hz 200 Ms 200 ms df/dt ±2,5 Hz/s 200 ms 80 ms Frekvensændring 2336 2337 2338 2339 2340 2341 2342 2343 2344 2345 2346 2347 2348 2349 2350 2351 2352 2353 Tabel 20 Krav til batterianlæg kategori D. For batterianlæg i kategori D er anlægsoperatøren ansvarlig for, at der bliver gennemført stabilitets- og selektivitetsundersøgelser i samarbejde med den systemansvarlige virksomhed og den elforsyningsvirksomhed, i hvis net batterianlægget er tilsluttet, med henblik på fastlæggelse af anlægsenhedens beskyttelse. Det skal med undersøgelsen sikres, at batterianlægget lever op til kravene specificeret i afsnit 6, og at beskyttelsen ikke forhindrer batterianlægget i at leve op til de øvrige krav i denne forskrift. De fastlagte relæindstillinger, som har betydning for driften af det kollektive elforsyningsnet, skal godkendes af den systemansvarlige virksomhed og den elforsyningsvirksomhed, i hvis net batterianlægget er tilsluttet. 2354 Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public 69/98 Teknisk forskrift 3.3.1 2355 Udveksling af signaler og datakommunikation 7. Udveksling af signaler og datakommunikation 2356 2357 2358 2359 2360 2361 2362 7.1 Krav til datakommunikation Af hensyn til driften af det kollektive elforsyningsnet skal batterianlægget i batterianlæggets kommunikationsgrænseflade være forberedt til signaludveksling imellem anlægsoperatøren og elforsyningsvirksomheden i overensstemmelse med denne forskrift. 2363 2364 2365 2366 2367 2368 2369 2370 2371 2372 2373 7.1.1 2374 2375 2376 2377 2378 2379 2380 2381 2382 2383 2384 7.1.2 2385 2386 2387 2388 2389 2390 2391 2392 2393 2394 2395 2396 2397 2398 2399 2400 2401 2402 2403 7.2 Batterianlæg kategori A1 og A2 Et batterianlæg i kategori A skal være forberedt til at modtage eksterne signaler for "Stop" af produktion og "Frigivet til start". Batterianlægget må starte produktion igen, når betingelserne for normale driftsforhold, angivet i afsnit 3.3, er opfyldt, og "Frigivet til start" er modtaget. Signalerne skal være tilgængelige via en klemrække eller på PCOMgrænsefladen via kommandoer i henhold til specifikationerne angivet i afsnit 7.3. Batterianlæg kategori B, C og D Et batterianlæg i disse kategorier skal kunne udveksle de informationer på PCOM-grænsefladen, som er specificeret i afsnit 7.4 og 7.6. Signalerne skal være tilgængelige på PCOM-grænsefladen via kommandoer i henhold til specifikationerne angivet i afsnit 7.3. Korrekte målinger og datakommunikation skal kunne opretholdes under alle forhold, herunder situationer med driftsstop på et batterianlæg og situationer med spændingsløst net. Krav til målinger Kravene specificeret i dette underafsnit er gældende for batterianlæg kategori A1, A2, B, C og D. Specifikke krav til installeret måleudstyr og målenøjagtighed, der skal være til rådighed, for at et batterianlæg kan blive tilsluttet det kollektive elforsyningsnet, er nærmere specificeret i følgende forskrifter: 1. Forskrift D1 "Afregningsmåling" [ref. 12] 2. Forskrift D2 "Tekniske krav til elmåling" [ref. 13] 3. Teknisk forskrift TF 5.8.1 "Måledata til systemdriftsformål" [ref. 10]. Opfyldelse af ovennævnte forskrifter skal af måleransvarlig kontrolleres som en del af de kontrolpunkter og test, der er grundlag for en endelig godkendelse af nettilslutningen. De gældende forskrifter er tilgængelige i nyeste version på den systemansvarlige virksomheds hjemmeside www.energinet.dk. Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public 70/98 Teknisk forskrift 3.3.1 2404 2405 2406 2407 2408 2409 2410 2411 2412 2413 2414 2415 2416 2417 2418 2419 2420 2421 2422 2423 2424 2425 2426 2427 2428 2429 2430 2431 2432 2433 2434 2435 2436 2437 2438 2439 2440 2441 7.3 Udveksling af signaler og datakommunikation Datakommunikation Informationen for et batterianlæg skal om muligt benævnes, modelleres og grupperes, som specificeret i IEC/TR 61850-90-7 [ref. 16] og/eller som beskrevet i SUNSPEC Alliance's vekselretter kontrolprofil. Vekselrettere, der er certificeret iht. kravene fra SUNSPEC Alliance, anses for at opfylde dette krav. Se nærmere detaljer på www.sunspec.org [ref. 35]. For et batterianlæg skal informationsudvekslingen som minimum være implementeret med en protokolstak, som specificeret i IEC 61850-8-1, [ref. 15] med en mapning til IEC-60870-5-104 [ref. 8]. Protokolstakken skal udføres, så batterianlægget som minimum kan kommunikere med to overordnede enheder (mastere) i master-slave konfiguration. Datakommunikation med batterianlægget skal være til rådighed for elforsyningsvirksomheden, som angivet på Figur 2 eller Figur 3 i kommunikationsgrænsefladen for batterianlægget benævnt PCOM. Informationer, målesignaler og aktiveringsmuligheder, som specificeret i dette afsnit, skal etableres og være til rådighed for de respektive aktører, som specificeret for de enkelte størrelser af anlæg i nedenstående afsnit. Aktivering af de enkelte funktioner i batterianlæggene og konfiguration af de specifikke parametre skal opfylde kravene angivet i Teknisk forskrift 5.8.1 [ref. 10]. For alle batterianlæg, uanset kategorien, kræves mulighed for online kommunikation. De specifikke krav til omfang af informationer og signaler er specificeret i nedenstående afsnit for de enkelte anlægskategorier. 7.4 Batterianlæg kategori A1 og A2 For batterianlæg i kategori A1 og A2 kræves ikke mulighed for online kommunikation. Batterianlæg i denne kategori skal som minimum kunne udveksle følgende signaler: Signal # Signalbetegnelse Setpunkt Stopsignal Setpunkt Holdesignal – "Frigivet til start" 2442 2443 Tabel 21 Krav til informationsudveksling med et batterianlæg i kategori A. 2444 2445 2446 2447 2448 2449 2450 7.5 Batterianlæg kategori B For batterianlæg i kategori B kræves mulighed for online kommunikation. Batterianlæg i denne kategori skal som minimum kunne udveksle følgende signaler i henhold til specifikationerne angivet i dette afsnit: Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public 71/98 Teknisk forskrift 3.3.1 Udveksling af signaler og datakommunikation Signal # Signalbetegnelse Status Nettilslutningsafbryder i POC Måling Aktiv effekt kW – leveret i POC Setpunkt Aktiv effekt kW – setpunkt for aktiv effekt Måling Reaktiv effekt– import/export i POC Status Frekvensrespons – startfrekvens for frekvensrespons – f2 Setpunkt Stopsignal Setpunkt Holdesignal – "Frigivet til start" 2451 2452 Tabel 22 Krav til informationsudveksling med et batterianlæg i kategori B. 2453 2454 2455 2456 2457 2458 2459 2460 2461 2462 2463 2464 2465 2466 2467 2468 2469 2470 2471 2472 7.6 Batterianlæg kategori C og D For batterianlæg i kategori C og D kræves online kommunikation. Batterianlæg i kategori C og D skal som minimum kunne udveksle følgende signaler i henhold til specifikationerne angivet i dette afsnit: Korrekte målinger og datakommunikation skal kunne opretholdes under alle forhold, herunder situationer med driftsstop på anlægget og situationer med spændingsløst net. En lokal backupforsyning skal som minimum sikre en logning af relevante målinger og data samt sikre en kontrolleret nedlukning af anlæggets kontrol- og overvågningssystem. Behov for logning i forbindelse med nedlukning er på minutniveau. Alle målinger og data, der er relevante for registrering og analyse, skal logges med en tidsstempling og en nøjagtighed, som sikrer, at disse kan korreleres med hinanden og med tilsvarende registreringer i det kollektive elforsyningsnet. Tidsstempling skal have reference til UTC med en opløsning på 10 ms og en nøjagtighed på ±1 ms eller bedre. Signaltype Signalbetegnelse Status Nettilslutningsafbryder i POC Måling Aktiv effekt leveret i POC Måling Reaktiv effekt – import/eksport i POC Måling (beregning) Effektfaktor – beregnet i POC Måling Spænding i spændingsreferencepunktet Setpunkt Aktiv effektregulering – Frekvensrespons – LFSM-O – aktiver/deaktiver Status Aktiv effektregulering – Frekvensrespons – LFSM-O – aktiveret/ikke aktiveret Setpunkt Aktiv effektregulering – Frekvensrespons – LFSM-O – indstillingsværdi – f2 Status Aktiv effektregulering – Frekvensrespons – LFSM-O – værdi – f2 Setpunkt Aktiv effektregulering – Frekvensrespons – LFSM-O – indstillingsværdi – statik f2 – f3 Status Aktiv effektregulering – Frekvensrespons – LFSM-O – værdi – statik f2 – f3 Setpunkt Aktiv effektregulering – Frekvensrespons – LFSM-U – aktiver/deaktiver Status Aktiv effektregulering – Frekvensrespons – LFSM-U – aktiveret/ikke aktiveret Setpunkt Aktiv effektregulering – Frekvensrespons – LFSM-U – indstillingsværdi – f1 Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public 72/98 Teknisk forskrift 3.3.1 Udveksling af signaler og datakommunikation Status Aktiv effektregulering – Frekvensrespons – LFSM-U – værdi – f1 Setpunkt Aktiv effektregulering – Frekvensrespons – LFSM-U – indstillingsværdi – statik f1 – f6 Status Aktiv effektregulering – Frekvensrespons – LFSM-U – værdi – statik f1 – f6 Setpunkt Aktiv effektregulering – Frekvensregulering – aktiver/deaktiver Status Aktiv effektregulering – Frekvensregulering – aktiveret/ikke aktiveret Setpunkt Aktiv effektregulering – Frekvensregulering – indstillingsværdi – f0 Status Aktiv effektregulering – Frekvensregulering – værdi – f0 Setpunkt Aktiv effektregulering – Frekvensregulering – indstillingsværdi – f1 Status Aktiv effektregulering – Frekvensregulering – værdi – f1 Setpunkt Aktiv effektregulering – Frekvensregulering – indstillingsværdi – f3 Status Aktiv effektregulering – Frekvensregulering – værdi – f3 Setpunkt Aktiv effektregulering – Frekvensregulering – indstillingsværdi – f4 Status Aktiv effektregulering – Frekvensregulering – værdi – f4 Setpunkt Aktiv effektregulering – Frekvensregulering – indstillingsværdi – f5 Status Aktiv effektregulering – Frekvensregulering – værdi – f5 Setpunkt Aktiv effektregulering – Frekvensregulering – indstillingsværdi – f6 Status Aktiv effektregulering – Frekvensregulering – værdi – f6 Setpunkt Aktiv effektregulering Aktiv effektregulering veret Aktiv effektregulering i POC Aktiv effektregulering i POC Status Setpunkt Status – Lastregulator (Absolut effektbegrænser) – aktiver/deaktiver – Lastregulator (Absolut effektbegrænser) – aktiveret/ikke akti– Lastregulator (Absolut effektbegrænser) – ønsket aktiv effekt – Lastregulator (Absolut effektbegrænser) – ønsket aktiv effekt Setpunkt Aktiv effektregulering – Gradient-effektbegrænser – aktiver/deaktiver Status Aktiv effektregulering – Gradient-effektbegrænser – aktiveret/ikke aktiveret Setpunkt Aktiv effektregulering - Gradienteffektbegrænser – gradient for op-/nedregulering Status Aktiv effektregulering – Gradient-effektbegrænser – gradient for op-/nedregulering Setpunkt Aktiv effektregulering – Systemværn – aktiver/deaktiver Status Aktiv effektregulering – Systemværn – aktiveret/ikke aktiveret Setpunkt Aktiv effektregulering – Systemværn – setpunkt Setpunkt Reaktiv effektregulering – Q-regulering – aktiver/deaktiver Status Status Reaktiv effektregulering – Q-regulering – aktiveret/ikke aktiveret Reaktiv effektregulering – Q-regulering – indstillingsværdi – ønsket reaktiv effekt i POC Reaktiv effektregulering – Q-regulering – værdi – ønsket reaktiv effekt i POC Setpunkt Reaktiv effektregulering – Effektfaktorregulering – aktiver/deaktiver Status Status Reaktiv effektregulering – Effektfaktorregulering – aktiveret/ikke aktiveret Reaktiv effektregulering – Effektfaktorregulering – indstillingsværdi – ønsket effektfaktor i POC Reaktiv effektregulering – Effektfaktorregulering – værdi – ønsket effektfaktor i POC Setpunkt Reaktiv effektregulering – Spændingsregulering – aktiver/deaktiver Setpunkt Setpunkt Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public 73/98 Teknisk forskrift 3.3.1 Status Status Setpunkt Status Udveksling af signaler og datakommunikation Reaktiv effektregulering – Spændingsregulering Reaktiv effektregulering – Spændingsregulering ring Reaktiv effektregulering – Spændingsregulering i spændingsreferencepunktet Reaktiv effektregulering – Spændingsregulering dingsreferencepunktet Setpunkt Stopsignal Setpunkt Frigivet til start – aktiveret/ikke aktiveret – værdi - statik for spændingsregule– indstillingsværdi – ønsket spænding – værdi – ønsket spænding i spæn- 2473 2474 2475 2476 2477 2478 2479 Tabel 23 Krav til informationsudveksling med et batterianlæg i kategori C og D. En mere uddybende beskrivelse af signalerne findes i "Vejledning til signalliste TF 3.2.2", der findes i elektronisk form på www.energinet.dk. Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public 74/98 Teknisk forskrift 3.3.1 2480 2481 2482 2483 2484 2485 2486 2487 2488 2489 2490 2491 2492 2493 2494 2495 2496 2497 2498 2499 2500 2501 2502 2503 2504 2505 2506 2507 2508 2509 2510 2511 2512 2513 2514 2515 2516 2517 2518 2519 2520 2521 2522 2523 2524 2525 2526 2527 2528 2529 2530 2531 7.7 Udveksling af signaler og datakommunikation Registrering af fejlhændelser Kravene om registrering af hændelsesforløb ved fejl i det kollektive elforsyningsnet er herunder specificeret for batterianlæg i kategori A1, A2, B, C og D. Registreringen skal realiseres via et elektronisk udstyr, der kan opsættes til, som minimum, at logge relevante hændelser for nedennævnte signaler i nettilslutningspunktet ved fejl i det kollektive elforsyningsnet. Anlægsejer installerer i nettilslutningspunktet et logningsudstyr, der som minimum registrerer: - Spænding for hver fase for batterianlægget Strøm for hver fase for batterianlægget Aktiv effekt for batterianlægget (kan være beregnede størrelser) Reaktiv effekt for batterianlægget (kan være beregnede størrelser) Frekvens for batterianlægget (kan være beregnede størrelser). Logning skal udføres som sammenhængende tidsserier af måleværdier fra 10 sekunder før hændelse til 60 sekunder efter hændelsestidspunktet. Minimum samplefrekvens for alle fejllogninger skal være 1 kHz. De specifikke opsætninger af hændelsesbaseret logning aftales med den systemansvarlige virksomhed ved opstart af batterianlægget. Alle målinger og data (måledata), der skal opsamles iht. Teknisk forskrift 5.8.1, skal logges med en tidsstempling og en præcision og nøjagtighed, som sikrer, at disse kan korreleres med hinanden og med tilsvarende registreringer i det kollektive elforsyningsnet. Tidsstempling af hændelser og data skal have reference til UTC med en nøjagtighed på 10 ms eller bedre. Logninger skal arkiveres i minimum tre måneder fra fejlsituationen, dog maksimalt op til 100 hændelser. Elforsyningsvirksomheden skal på forlangende have adgang til loggede og relevante registrerede informationer i COMTRADE-format [ref. 33]. 7.7.1 Batterianlæg i kategori A1, A2 og B Der er ingen krav om registrering af hændelsesforløb ved fejl i det kollektive elforsyningsnet for batterianlæg i kategori A1, A2 og B. 7.7.2 Batterianlæg i kategori C og D Kravene om registrering af hændelsesforløb ved fejl i det kollektive elforsyningsnet er gældende for batterianlæg i kategori C og D. 7.8 Rekvirering af måledata og dokumentation Kravene gælder for batterianlæg i kategori D. Elforsyningsvirksomheden og den systemansvarlige virksomhed skal til enhver tid kunne rekvirere relevante oplysninger om et batterianlæg. Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public 75/98 Teknisk forskrift 3.3.1 2532 2533 2534 2535 2536 2537 Udveksling af signaler og datakommunikation Den systemansvarlige virksomhed skal i op til tre måneder tilbage i tid kunne rekvirere de indsamlede måledata og fejlskriverdata for batterianlægget. Det skal ske efter målinger og/eller beregninger, som er specificeret af elforsyningsvirksomheden eller den systemansvarlige virksomhed. 2538 Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public 76/98 Teknisk forskrift 3.3.1 Verifikation og dokumentation 2539 8. Verifikation og dokumentation 2540 2541 2542 2543 2544 2545 2546 2547 2548 2549 2550 2551 2552 2553 2554 2555 2556 2557 2558 2559 2560 2561 2562 2563 2564 2565 2566 2567 2568 2569 2570 2571 2572 2573 2574 2575 2576 2577 2578 2579 2580 2581 2582 2583 2584 2585 2586 2587 2588 2589 2590 Det er anlægsejerens ansvar, at batterianlægget overholder den tekniske forskrift, og at dokumentere at kravene overholdes. Elforsyningsvirksomheden og den systemansvarlige virksomhed kan til enhver tid kræve verifikation og dokumentation for, at et batterianlæg opfylder bestemmelserne i denne forskrift. Den krævede dokumentation af batterianlæg er specificeret i de følgende afsnit, som er opdelt efter den samlede nominelle effekt i nettilslutningspunktet. Dokumentationspakke skal fremsendes til elforsyningsvirksomheden. Den generelle proces omkring nettilslutning, godkendelse og udstedelse af en endelig driftstilladelse for et batterianlæg er følgende: Batterianlæg i kategori A1, A2 og B: 1. Elforsyningsvirksomheden anviser anlægsejer et POC, og tilladelse til installation samt midlertidig driftstilladelse udstedes. 2. Dokumentationen indsendes i elektronisk form til elforsyningsvirksomheden. 3. Elforsyningsvirksomheden gennemgår og godkender dokumentationen og afklarer eventuelle mangler. 4. Når dokumentationen er godkendt, kan den endelige driftstilladelse udstedes. Batterianlæg i kategori C og D: 1. Elforsyningsvirksomheden anviser anlægsejer et POC, og tilladelse til installation samt midlertidig driftstilladelse udstedes. I forbindelse med anvisning af POC informerer elforsyningsvirksomheden den systemansvarlige virksomhed om den forventede nettilslutning 2. Dokumentationen indsendes i elektronisk form til elforsyningsvirksomheden. 3. Elforsyningsvirksomheden gennemgår dokumentationen og afklarer eventuelle mangler. 4. Elforsyningsvirksomheden sender dokumentationen i elektronisk form til den systemansvarlige virksomhed. 5. Den systemansvarlige virksomhed gennemgår og godkender dokumentationen for batterianlægget. 6. Den systemansvarlige virksomhed udsteder en skriftlig godkendelse af dokumentationspakken for batterianlægget. Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public 77/98 Teknisk forskrift 3.3.1 2591 2592 2593 2594 2595 2596 2597 2598 2599 2600 Verifikation og dokumentation 7. Når dokumentationen er godkendt, kan den endelige driftstilladelse udstedes. For batterianlæg skal der leveres dokumentation i henhold til specifikationerne i 8. 8.1 Krav til dokumentation Krav til omfang af dokumentation for de forskellige anlægskategorier er angivet i nedenstående tabel. Kategori A1 A2 B C D X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X - X X - X X - X X - X X - X X Dokumentation Leverandørerklæring Beskyttelsesfunktioner Enstregsskema Elkvalitet Spændingsdyk PQ-diagram Signalliste Dynamisk simuleringsmodel Verifikationsrapport 2601 X: Dokumentation skal leveres som beskrevet i dette afsnit. 2602 Tabel 24 Krav til dokumentation for anlægskategorier. 2603 2604 2605 2606 2607 2608 8.1.1 2609 2610 2611 2612 2613 8.1.2 2614 2615 2616 2617 2618 2619 8.1.3 Leverandørerklæring I en leverandørerklæring skriver leverandøren under på, at det specifikke anlæg overholder alle krav specificeret i TF 3.2.2. Batterianlæggets hovedkomponenter skal anføres i erklæringen. Beskyttelsesfunktioner Med dokumentation af beskyttelsesfunktioner menes en liste over de aktuelle relæopsætninger på verifikationstidspunktet. Disse værdier skal anføres i dokumentationen. Enstregsskema Med et enstregsskema menes en tegning, der viser de i batterianlægget anvendte hovedkomponenter samt deres indbyrdes elektriske forbindelser. Placering af beskyttelsesfunktioner og målepunkter skal som minimum fremgå af skemaet. Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public 78/98 Teknisk forskrift 3.3.1 2620 2621 2622 2623 2624 8.1.4 2625 2626 2627 2628 2629 2630 2631 8.1.5 2632 2633 2634 2635 2636 2637 2638 Spændingsdyk Med spændingsdyk menes batterianlæggets evne til at forblive tilkoblet elsystemet under et spændingsdyk. Batterianlæggets evne til at forblive tilkoblet elnettet skal dokumenteres med den leverede elektriske simuleringsmodel. Alternativt leverer man data fra typetest, som efterviser at kravene er overholdt. Simuleringer med modellen skal vise, at kravene i afsnit 3.3.1 er overholdt. 8.1.6 PQ-diagram Med begrebet PQ-diagram menes en figur, som illustrerer batterianlæggets egenskaber og evne til at levere reaktiv effekt som funktion af batterianlæggets evne til at levere aktiv effekt. Målinger skal vise, at kravene i afsnit 5.3 er overholdt. Alternativt leverer man data fra typetest, som efterviser at kravene er overholdt. 8.1.7 2645 2646 2647 2648 2649 8.1.8 2655 2656 2657 2658 2659 2660 2661 2662 2663 2664 2665 2666 2667 2668 2669 2670 Elkvalitet Med elkvalitet menes en samling af parametre, som karakteriserer kvaliteten af den leverede elektricitet. I verifikationsrapporten skal dokumenteres, hvordan kravene i afsnit 4 er overholdt. 2639 2640 2641 2642 2643 2644 2650 2651 2652 2653 2654 Verifikation og dokumentation Signalliste Signallisten er en liste over de signaler/informationer, der skal udveksles imellem de aktører, der styrer og overvåger et anlæg. Dokumentation for, at signalerne specificeret i afsnit 7.3 findes på PCOM-grænsefladen, skal leveres som en del af verifikationsrapporten. Dynamisk simuleringsmodel Med en dynamisk simuleringsmodel menes en modellering af batterianlæggets elektriske egenskaber og begrænsninger. Den elektriske simuleringsmodel skal overholde kravene specificeret i afsnit 9. 8.1.9 Verifikationsrapport Med en verifikationsrapport menes en rapport over gennemførte test, som efterviser, at de krævede funktioner er implementeret, og at funktionen fungerer som forventet med de opsatte parametre. 8.1.10 Batterianlæg kategori A1 og A2 Batterianlægget kan være opført på positivlisten. Kravene til dokumentation for batterianlæg i kategori A1 og A2 er inddelt i de følgende underafsnit. 8.1.10.1 Dokumentation for batterianlæg, der er optaget på positivlisten Er batterianlægget eller anlægskomponenterne optaget på positivlisten, skal nedenstående dokumentation sendes til elforsyningsvirksomheden til godkendelse: - Fra bilag B1.1 Bilag i udfyldt stand: B1.1.1. , B1.1.2. , B1.1.5.1. B1.1.5.2. B1.1.5.4. B1.1.5.6. B1.1.5.8. B1.1.5.9. B1.1.5.11. B1.1.5.14. B1.1.6.1. B1.1.7.1. Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public 79/98 Teknisk forskrift 3.3.1 Verifikation og dokumentation 2671 2672 2673 2674 2675 2676 2677 2678 2679 2680 2681 2682 2683 2684 2685 2686 2687 2688 2689 2690 Dokumentation for batterianlæg, der ikke er optaget på positivlisten Er batterianlægget eller de anvendte anlægskomponenter ikke optaget på positivlisten, skal følgende dokumentation senest tre måneder før idriftsættelsestidspunkt sendes til elforsyningsvirksomheden til godkendelse: 2691 2692 2693 2694 2695 8.1.11 Batterianlæg kategori B 2696 2697 2698 2699 2700 2701 2702 2703 2704 2705 2706 2707 2708 2709 2710 2711 2712 8.1.12 Batterianlæg kategori C 2713 2714 2715 2716 2717 2718 2719 2720 2721 8.1.10.2 - Bilag 1 (B1.1) i udfyldt stand, suppleret med følgende dokumenter: 1. CE-overensstemmelseserklæring 2. Teknisk dokumentation som dokumenterer, at svar afgivet i bilag 1 (B1.1) er korrekte. 8.1.10.3 Optagelse af anlæg og anlægskomponenter på positivlisten: Ønskes anlægget eller anlægskomponenterne optaget på positivlisten, skal dokumentationen krævet under afsnit 8.1.10.2 sendes til positivlister@danskenergi.dk. Processen for at blive optaget på positivlisten er beskrevet på Dansk Energis hjemmeside: www.danskenergi.dk/positivlister Dokumentationen udfyldes med foreløbige data dækkende batterianlægget og sendes til elforsyningsvirksomheden senest tre måneder før idriftsættelsestidspunkt. Den krævede dokumentation fremgår af Tabel 24. Dokumentationen udfyldes med foreløbige data dækkende batterianlægget og sendes til elforsyningsvirksomheden senest: - tolv måneder før idriftsættelsestidspunkt ved nominel effekt ≥ 10 MW tre måneder før idriftsættelsestidspunkt ved nominel effekt < 10 MW Anlægsejer skal fra projekteringsfasen til verifikationsfasen løbende orientere den systemansvarlige virksomhed, hvis de foreløbige anlægsdata ikke længere kan antages at repræsentere det endeligt idriftsatte batterianlæg. Senest tre måneder efter idriftsættelsestidspunkt skal dokumentationen udfyldes med de specifikke data for hele anlægget og sendes til elforsyningsvirksomheden. Den krævede dokumentation omfatter følgende: - Den krævede dokumentation fremgår af Tabel 24 8.1.13 Batterianlæg kategori D Dokumentationen udfyldes med foreløbige data dækkende batterianlægget og sendes til elforsyningsvirksomheden senest tolv måneder før idriftsættelsestidspunkt. Anlægsejer skal fra projekteringsfasen til verifikationsfasen løbende orientere den systemansvarlige virksomhed, hvis de foreløbige anlægsdata ikke længere kan antages at repræsentere det endeligt idriftsatte batterianlæg. Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public 80/98 Teknisk forskrift 3.3.1 2722 2723 2724 2725 2726 Verifikation og dokumentation Senest tre måneder efter idriftsættelsestidspunkt skal dokumentationen udfyldes med de specifikke data for hele batterianlægget og sendes til elforsyningsvirksomheden. Den krævede dokumentation omfatter følgende: - Den krævede dokumentation fremgår af Tabel 24 2727 Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public 81/98 Teknisk forskrift 3.3.1 Elektrisk simuleringsmodel 2728 9. Elektrisk simuleringsmodel 2729 2730 2731 2732 2733 2734 2735 2736 2737 2738 2739 2740 2741 2742 2743 2744 2745 2746 2747 2748 2749 2750 Til analyseformål af det kollektive elforsyningsnet har den systemansvarlige virksomhed behov for løbende at vedligeholde og udbygge simuleringsmodellerne i henhold til nettilslutning af nye anlæg. 2751 2752 2753 2754 2755 2756 2757 2758 2759 2760 2761 2762 2763 2764 2765 2766 2767 2768 2769 2770 2771 2772 2773 2774 2775 2776 2777 2778 2779 Simuleringsmodellerne benyttes til analyser af transmissions- og distributionsnettets statiske og dynamiske forhold, herunder stabilitet. Anlægsejer skal fra projekteringsfase til verifikationsfase løbende holde den systemansvarlige virksomhed opdateret, hvis de foreløbige data ikke længere kan antages at repræsentere det endeligt idriftsatte anlæg. Anlægsejer skal levere de specificerede simuleringsmodeller til den systemansvarlige virksomhed. Den systemansvarlige virksomhed er, jf. elforsyningslovens § 84 a, underlagt fortrolighedsforpligtelser i relation til kommercielt følsomme oplysninger. Simuleringsmodeller kan eventuelt fremsendes direkte fra fabrikanten af batterianlægget til den systemansvarlige virksomhed. Anlægsejer er ansvarlig for, at en sådan datafremsendelse finder sted til rette tid og i rette omfang. 9.1 Krav til simuleringsmodeller Simuleringsmodellen for det samlede batterianlæg skal beskrive anlæggets stationære og dynamiske elektriske egenskaber set fra det kollektive elforsyningsnet. Den elektriske simuleringsmodel skal: - understøttes af modelbeskrivelser, der som minimum indeholder Laplacedomæne overføringsfunktioner, funktionsbeskrivelser af de overordnede moduler i modellen og detaljerede beskrivelser af de enkelte modelkomponenter og tilhørende modelparametre, herunder opsætning og initialisering af simuleringsmodellen samt eventuelle begrænsninger for anvendelsen af denne. - indeholde samtlige reguleringsfunktioner, som krævet i afsnit 5, modeller for spændingsregulator, etc. - indeholde samtlige beskyttelsesfunktioner som kan aktiveres ved alle relevante hændelser og fejl i det kollektive elforsyningsnet, som krævet i afsnit 6. - kunne benyttes til simulering af effektivværdier (RMS) i det synkrone system (positiv sekvens). - kunne benyttes til simulering af effektivværdier (RMS) i de enkelte faser under usymmetriske hændelser og fejl i det kollektive elforsyningsnet. - som minimum kunne benyttes i frekvensområdet fra 47,00 Hz til 52,00 Hz og i spændingsområdet fra 0,0 pu til 1,4 pu. Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public 82/98 Teknisk forskrift 3.3.1 2780 2781 2782 2783 2784 2785 2786 2787 2788 2789 2790 2791 2792 2793 2794 2795 2796 2797 2798 2799 2800 2801 2802 2803 2804 2805 2806 2807 2808 2809 2810 2811 2812 2813 2814 2815 2816 2817 2818 2819 2820 2821 2822 2823 2824 2825 2826 2827 2828 2829 2830 Elektrisk simuleringsmodel - kunne beskrive det dynamiske svar fra et anlæg i mindst 30 sekunder efter hændelser og fejl i det kollektive elforsyningsnet. - være numerisk stabil og kunne udnytte numeriske ligningsløsere med variabelt tidsskridt. - må ikke anvende tidsskridt mindre end 1 ms. 9.2 Verificering af simuleringsmodel Simuleringsmodellen for det samlede anlæg omfattende samtlige reguleringsformer skal verificeres af anlægsejer, som krævet i afsnit 5. Anlægsejer er ansvarlig for al udførelse af test til verificering, herunder måleudstyr, dataloggere og personel. Den praktiske udførelse af test til verificering skal senest tre måneder inden endelig idriftsættelse af anlægget fastlægges i samarbejde med den systemansvarlige virksomhed, efter oplæg fra anlægsejer. Anlægsejer skal dokumentere målingerne til verificering af simuleringsmodellen for det samlede anlæg i en rapport, som indeholder detaljerede beskrivelser af hver enkelt test. Måleresultater sammenholdes med de tilsvarende simulerede resultater og dokumenteres i en verifikationsrapport. Tidsseriemålingerne anvendt til verificering af simuleringsmodellen skal vedlægges verificeringsrapporten i IEEE COMTRADE-format. Den anvendte tidsopløsning på de anvendte målesignaler skal være 1 ms eller bedre. 9.2.1.1 Anlæg kategori A1, A2 og B: Der kræves ingen simuleringsmodel for batterianlæg i kategori A1, A2 og B. 9.2.1.2 Anlæg kategori C og D: En dynamisk simuleringsmodel for det samlede batterianlæg af kategori C og D skal indleveres til den systemansvarlige virksomhed. Batterianlæg i kategori C med en nominel effekt under 10 MW er undtaget. Anlægsejer skal senest tre måneder efter idriftsættelse fremsende en simuleringsmodel for de anvendte batterianlæg, inkl. en eventuel anlægsregulator. Simuleringsmodellen for anlægsregulatoren og simuleringsmodellen for det enkelte batterianlæg skal have et indhold og et detaljeringsniveau, så de uden videre kan integreres og efterfølgende fremstår som en komplet, fuldt funktionsdygtig simuleringsmodel, som krævet i afsnit 9.1. Simuleringsmodellen skal verificeres, som specificeret i afsnit 9.2. På forlangende skal anlægsejer levere data for anlægsinfrastrukturen. Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public 83/98 Teknisk forskrift 3.3.1 Dokumentation 2831 2832 2833 2834 2835 2836 2837 2838 2839 2840 2841 2842 2843 2844 2845 2846 2847 2848 2849 2850 2851 2852 2853 2854 2855 2856 Bilag 1 Dokumentation Bilag 1 specificerer kravene til dokumentation for de fem anlægskategorier, jf. afsnit 1.2.4: A1. A2. B. C. D. Batterianlæg Batterianlæg Batterianlæg Batterianlæg Batterianlæg til og med 11 kW over 11 kW og til og med 50 kW over 50 kW og til og med 1,5 MW over 1,5 MW og til og med 25 MW over 25 MW eller tilsluttet over 100 kV Dokumentationen, jf. specifikationerne i afsnit 8, sendes elektronisk til elforsyningsvirksomheden. Den tekniske dokumentation skal indeholde konfigurationsparametre og opsætningsdata, som er gældende for batterianlægget på idriftsættelsestidspunktet. Alle delafsnit i bilaget skal udfyldes for det pågældende anlæg. Hvis der sker ændring af oplysninger efter idriftsættelsestidspunktet, skal der sendes opdateret dokumentation i henhold til kravene i afsnit 2.2. Skabelon for Bilag 1 til de forskellige anlægskategorier er tilgængelig på Energinets hjemmeside www.energinet.dk Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public 84/98 Teknisk forskrift 3.3.1 Dokumentation 2857 2858 B1.1. Bilag 1 for batterianlæg 2859 2860 2861 Dokumentationen udfyldes med data for batterianlægget på idriftssættelsestidspunktet, og sendes til elforsyningsvirksomheden. 2862 B1.1.1. Identifikation 2863 (Gælder for batterianlæg i kategori A1, A2, B, C og D.) Anlæg Beskrivelse af anlægget: GSRN-nummer Anlægsejer navn og adresse Anlægsejer telefonnr. Anlægsejer e-mail Inverter – fabrikat: Inverter – model: Inverter – nominel effekt: Lagermedie – fabrikat: Lagermedie – model nr.: Lagermedie – energilagerkapacitet: [kW/h] Energilager – runtime ved nominel inverter effekt i POC: [kW/h] 2864 2865 Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public 85/98 Teknisk forskrift 3.3.1 Dokumentation 2866 B1.1.2. Tolerance over for frekvens- og spændingsafvigelser 2867 (Gælder for batterianlæg i kategori A1, A2, B, C og D.) Batterianlæg er udført for enfaset tilslutning, når hverken Pno eller Pnl overstiger 3,6 kW. Batterianlægget er udført for trefaset tilslutning, hvis Pno eller Pnl overstiger 3,6kW. Elforsyningsvirksomheden har fastlagt spændingsniveau for nettilslutningspunktet inden for de angivne grænser som specificeret i tabel 1, afsnit 3.1. I normaldriftsområdet er den typiske driftsspænding Uc±10 %, jf. afsnit 3.2.1, og frekvensområdet er 47,00 til 52,00 Hz. Batterianlægget kan startes og drives kontinuert i dette område, begrænset af beskyttelsesindstillingerne. Anlægget kan tolerere et momentant (80-100 ms) spændingsfasespring på op til 20° i nettilslutningspunktet. Anlægget kan tolerere transiente frekvensgradienter på op til ± 2,5 Hz/s i nettilslutningspunktet. Anlægget kan efter et spændingsdyk kunne returnere til normal drift senest 5 s efter at driftsforholdene er tilbage i normaldriftsområdet. Ja Nej Ja Nej Ja Nej Ja Nej Ja Nej Ja Nej Ja Nej 2868 2869 2870 B1.1.3. Tolerancer over for spændingsdyk (Gælder for batterianlæg i kategori C og D.) Forbliver batterianlægget tilkoblet det kollektive elforsyningsnet under spændingsdyk, som specificeret i afsnit 3.3.1, Figur 5? Leverer batterianlægget reaktiv tillægsstrøm under spændingsdyk som specificeret i afsnit 3.3.1, Figur 6? Forbliver batterianlægget tilkoblet det kollektive elforsyningsnet under gentagne fejl, som specificeret i afsnit 3.3.2? Er der vedlagt en simulering med dokumentation for, at kravene til LVFRT (Low Voltage Fault Ride Through) er overholdt? Ja Nej Ja Nej Ja Nej Ja Nej Hvis Nej, hvordan er kravet så dokumenteret? 2871 Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public 86/98 Teknisk forskrift 3.3.1 Dokumentation 2872 2873 2874 2875 2876 B1.1.4. Elkvalitet Kategori \ Krav A1 A2 B C D DC-indhold (4.2) X X X X X Asymmetri (4.3) X X X X X Flicker (4.4) X X X X X Harmoniske forstyrrelser (4.5) X X X X X Interharmoniske forstyrrelser (4.6) X X X Forstyrrelser 2 – 9 kHz (4.7) X X X Oversigt over krav til elkvalitet for anlægskategorier 2877 B1.1.4.1. Spændingskvalitet 2878 2879 2880 For hvert enkelt elkvalitetsparameter skal angives, hvordan resultatet er opnået, enten ved typetesten for hver af de enheder som batterianlægget er sammensat af, eller ved en udviklet emissionsmodel for anlægget. Ja Er værdierne beregnet/simuleret? Nej Ja Er værdierne målt? Nej Er der vedlagt en rapport med dokumentation for, at beregningerne eller målingerne overholder emissionskravene? Ja Nej Hvis Nej, hvordan er beregningerne eller målingerne så dokumenteret? Har elforsyningsvirksomheden fastsat emissionsgrænser i nettilslutningspunktet? (Gælder for batterianlæg i kategori C og D for alle elkvalitetsparametre.) Ja Nej Kravene til batterianlæg af type A1 og A2 er anført i optagelseskriterierne for at blive opført på positivlisten – for alle elkvalitetsparametre. Kravene til batterianlæg af type B findes i forskriften. 2881 2882 2883 B1.1.4.2. DC-indhold Ja Overstiger DC-indholdet ved normal drift 0,5 % af den nominelle strøm? Nej 2884 2885 Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public 87/98 Teknisk forskrift 3.3.1 Dokumentation 2886 2887 B1.1.4.3. Asymmetri Ja Overstiger asymmetri ved normal drift og ved fejl 16 A? Nej Hvis batterianlægget består af enfasede elproducerende enheder, er det da sikret, at ovennævnte grænse ikke overskrides? Ja Nej 2888 2889 2890 B1.1.4.4. Flicker Er flickerbidraget for batterianlægget under grænseværdien? (Kravene for batterianlæg af type B findes i Tabel 5 i forskriften.) Ja Nej 2891 2892 2893 B1.1.4.5. Harmoniske forstyrrelser Er alle de harmoniske forstyrrelser for batterianlægget under grænseværdierne? (Kravene for batterianlæg af type B findes i Tabel 6 og 7 i forskriften.) (Kravene for batterianlæg af type C og D findes i Tabel 8 i forskriften.) Ja Nej 2894 2895 2896 B1.1.4.6. Interharmoniske forstyrrelser Er alle de interharmoniske forstyrrelser for batterianlægget under grænseværdierne? (Kravene for batterianlæg af type B findes i Tabel 10 i forskriften.) Ja Nej 2897 2898 2899 B1.1.4.7. Forstyrrelser i frekvensområdet 2-9 kHz Er kravet for emission af forstyrrelser med frekvenser i intervallet 2-9 kHz overholdt? Ja Nej (Krav for batterianlæg af type B: emission af strømme med frekvenser over 2 kHz må ikke overskride 0,2 % af den nominelle strøm i nogen af de målte frekvensgrupper.) 2900 2901 Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public 88/98 Teknisk forskrift 3.3.1 2902 Dokumentation B1.1.5. Styring og regulering Reguleringsfunktion Frekvensrespons (5.2.1) 2903 2904 2905 2906 2907 2908 2909 2910 2911 2912 2913 2914 2915 2916 2917 2918 2919 2920 2921 2922 A1 A2 B C D X X X X X X Frekvensregulering (5.2.2) *) - - - X Absolut-effektbegrænser (5.2.3.1) X X X X X Delta-effektbegrænser (5.2.3.2) - - - X X Gradient-effektbegrænser (5.2.3.3) X X X X X Q-regulering (5.3.1)*) X X X X X Effektfaktorregulering (5.3.2)*) X X X X X Automatisk effektfaktorregulering (5.3.4) *) X X - - - Spændingsregulering (5.3.3) *) - - - X X Systemværn (5.4) - - - (X) (X) Styrings- og reguleringsfunktioner for et batteri. Alle reguleringsfunktioner i efterfølgende afsnit er med reference i nettilslutningspunktet. Den systemansvarlige virksomhed skal - af hensyn til forsyningssikkerheden – have mulighed for at kunne aktivere eller deaktivere de specificerede reguleringsfunktioner efter nærmere aftale med anlægsejer. Reguleringsfunktioner skal være for enkelte enheder eller for en anlægsregulator. De aktuelle indstillinger af parametre for reguleringsfunktioner for reaktiv effekt og spænding fastlægges af elforsyningsvirksomheden i samarbejde med den systemansvarlige virksomhed inden idriftsættelsen. B1.1.5.1. Indkobling og synkronisering (Gælder for batterianlæg i kategori A1, A2, B, C og D.) Inden for det normale produktionsområde, kan batterianlægget da startes og producere kontinuerligt, kun begrænset af beskyttelsesindstillingerne? Sker indkobling og synkronisering mere end 3 minutter efter at spænding og frekvens er kommet inden for det normale produktionsområde? Ja Nej Ja Nej 2923 2924 Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public 89/98 Teknisk forskrift 3.3.1 Dokumentation 2925 2926 2927 B1.1.5.2. Regulering af aktiv effekt og frekvens (Gælder for batterianlæg i kategori A1, A2, B, C og D.) Ja Er batterianlægget udstyret med en frekvensresponsfunktion? Reguleringen skal påbegyndes senest 2 sekunder efter, at en frekvensændring er konstateret, og være fuldt udreguleret inden for 15 sekunder. Nej Frekvensresponsfunktionens frekvenspunkter (knækfrekvenser er angivet i Tabel 12 & 13 i forskriften), angivet i Figur 9 & 10 i forskriften, skal kunne indstilles til enhver værdi i området 47,00 Hz til 52,00 Hz med en opløsning på maksimalt 10 mHz. For anlæg i kategori C og D kræves funktionaliteten frekvensrespons for underfrekvens, LFSM-U. Den kræves for alle anlæg ved overfrekvens, LFSM-O. 2928 2929 2930 2931 B1.1.5.3. Frekvensregulering (Gælder for batterianlæg i kategori C og D.) Er batterianlægget udstyret med en frekvensreguleringsfunktion, som specificeret i afsnit 5.2.2? Ja Nej 2932 2933 2934 2935 B1.1.5.4. Absolut-effektbegrænser 2936 (Gælder for batterianlæg i kategori A1, A2, B, C og D.) Ja Er batterianlægget udstyret med absolut-effektbegrænserfunktion? Nej Ja Er funktionen aktiveret? Nej 2937 2938 Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public 90/98 Teknisk forskrift 3.3.1 Dokumentation 2939 2940 2941 B1.1.5.5. Delta-effektbegrænserfunktion (Gælder for batterianlæg i kategori C og D.) Ja Er batterianlægget udstyret med delta-effektbegrænserfunktion? Nej Ja Er funktionen aktiveret? Nej 2942 2943 2944 2945 B1.1.5.6. Gradient-effektbegrænserfunktion (Gælder for batterianlæg i kategori A1, A2, B, C og D.) Ja Er batterianlægget udstyret med gradient-effektbegrænserfunktion? Nej Ja Er funktionen aktiveret? Nej 2946 2947 2948 B1.1.5.7. Regulering af reaktiv effekt Q-regulering Regulering af reaktiv effekt kan ske ved: Effektfaktorregulering Spændingsregulering 2949 2950 2951 2952 B1.1.5.8. Q-regulering (Gælder for batterianlæg i kategori A1, A2, B, C og D.) Er batterianlægget udstyret med en Q-reguleringsfunktion, som specificeret i afsnit 5.3.1? Er reguleringsfunktionen aktiveret med et setpunkt på _____ VAr? (Værdi forskellig fra 0 VAr skal aftales med elforsyningsvirksomheden). Ja Nej Ja Nej 2953 2954 2955 2956 B1.1.5.9. Effektfaktorregulering (Gælder for batterianlæg i kategori A1, A2, B, C og D.) Er batterianlægget udstyret med en effektfaktorreguleringsfunktion, som specificeret i afsnit 5.3.2? Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public Ja Nej 91/98 Teknisk forskrift 3.3.1 Dokumentation 2957 2958 2959 2960 B1.1.5.10. Spændingsregulering (Gælder for batterianlæg i kategori C og D.) Er batterianlægget udstyret med en spændingsreguleringsfunktion, som specificeret i afsnit 5.3.3? Ja Nej 2961 2962 2963 2964 B1.1.5.11. Automatisk effektfaktorregulering (Gælder for batterianlæg i kategori A1 og A2.) Er batterianlægget udstyret med en automatisk effektfaktorreguleringsfunktion, som specificeret i afsnit 5.3.4? Funktionen skal som udgangspunkt være deaktiveret og kun aktiveres efter aftale med elforsyningsvirksomheden. Er funktionen deaktiveret? Ja Nej Ja Nej 2965 2966 2967 B1.1.5.12. Prioritering af reguleringsfunktioner Er prioriteringen af batterianlæggets reguleringsfunktioner indstillet som specificeret i afsnit 5.5? Ja Nej 2968 2969 2970 2971 B1.1.5.13. Systemværn (Gælder for batterianlæg i kategori C og D.) Er batterianlægget udstyret med en systemværnsfunktion, som specificeret i afsnit 5.4? Ja Nej Ja Er funktionen aktiveret? Nej 2972 2973 Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public 92/98 Teknisk forskrift 3.3.1 Dokumentation 2974 2975 B1.1.5.14. Effektfaktorinterval 2976 2977 Reguleringsform og indstillinger aftales med elforsyningsvirksomheden for batterianlæg i kategori C og D. Gælder for batterianlæg i kategori A1 og A2. Ligger batterianlægget i effektfaktorintervallet, som specificeret i afsnit 5.3.5.1? Gælder for batterianlæg i kategori B. Ligger batterianlægget i effektfaktorintervallet, som specificeret i afsnit 5.3.5.2, figur 17? Kan batterianlægget levere reaktiv effekt i spændingsområdet, som specificeret i afsnit 5.3.5.2, figur 18? Gælder for batterianlæg i kategori C. Ligger batterianlægget i effektfaktorintervallet, som specificeret i afsnit 5.3.5.3, figur 19? Kan batterianlægget levere reaktiv effekt i spændingsområdet, som specificeret i afsnit 5.3.5.3, figur 20? Gælder for batterianlæg i kategori D. Ligger batterianlægget i effektfaktorintervallet, som specificeret i afsnit 5.3.5.4, figur 21? Kan batterianlægget levere reaktiv effekt i spændingsområdet, som specificeret i afsnit 5.3.5.4, figur 22? Ja Nej Ja Nej Ja Nej Ja Nej Ja Nej Ja Nej Ja Nej 2978 2979 Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public 93/98 Teknisk forskrift 3.3.1 Dokumentation 2980 2981 B1.1.6. Beskyttelse mod fejl i elsystemet 2982 2983 2984 2985 2986 2987 2988 2989 2990 2991 2992 Alle indstillinger er angivet som RMS-værdier, og der må kun efter tilladelse fra elforsyningsvirksomheden anvendes indstillinger, der afviger herfra. 2993 B1.1.6.1. Beskyttelsesfunktioner Spænding og frekvens skal måles på alle tre faser som yderspænding. Hvis målepunktet er placeret på lavspændingssiden af anlægstransformeren, kan spændingen alternativt måles imellem de tre faser og nul. Frekvens skal måles samtidigt på alle tre faser. Gælder for batterianlæg i kategori A1 og A2. Er beskyttelsesfunktionerne med tilhørende driftsmæssige indstillinger og funktionstid for batterianlægget som specificeret i afsnit 6.3.1, tabel 17? Gælder for batterianlæg i kategori B. Er beskyttelsesfunktionerne med tilhørende driftsmæssige indstillinger og funktionstid for batterianlægget som specificeret i afsnit 6.3.2, tabel 18? Gælder for batterianlæg i kategori C. Er beskyttelsesfunktionerne med tilhørende driftsmæssige indstillinger og funktionstid for batterianlægget som specificeret i afsnit 6.3.3, tabel 19? Gælder for batterianlæg i kategori D. Er beskyttelsesfunktionerne med tilhørende driftsmæssige indstillinger og funktionstid for batterianlægget som specificeret i afsnit 6.3.4, tabel 20? Ja Nej Ja Nej Ja Nej Ja Nej 2994 2995 Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public 94/98 Teknisk forskrift 3.3.1 Dokumentation 2996 2997 B1.1.7. Udveksling af signaler og datakommunikation 2998 2999 3000 3001 3002 3003 For alle batterianlæg, uanset kategorien, kræves mulighed for online kommunikation. 3004 B1.1.7.1. Signalbetegnelse Aktivering af de enkelte funktioner i anlæggene og konfiguration af de specifikke parametre skal opfylde kravene angivet i Teknisk forskrift 5.8.1 [ref. 10]. Gælder for batterianlæg i kategori A1 og A2. Er kravet til informationsudveksling med batterianlægget, som specificeret i afsnit 7.4, Tabel 21, opfyldt? Gælder for batterianlæg i kategori B. Er kravet til informationsudveksling med batterianlægget, som specificeret i afsnit 7.5, Tabel 22, opfyldt? Gælder for batterianlæg i kategori C. Er kravet til informationsudveksling med batterianlægget, som specificeret i afsnit 7.6, Tabel 23, opfyldt? Gælder for batterianlæg i kategori D. Er kravet til informationsudveksling med batterianlægget, som specificeret i afsnit 7.6, Tabel 23, opfyldt? Ja Nej Ja Nej Ja Nej Ja Nej 3005 3006 Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public 95/98 Teknisk forskrift 3.3.1 Dokumentation 3007 3008 3009 3010 3011 3012 3013 B1.1.7.2. Registrering af fejlhændelser og rekvirering af måledata og dokumentation (Gælder for batterianlæg i kategori D.) De specifikke opsætninger af hændelsesbaseret logning aftales med den systemansvarlige virksomhed ved opstart af batterianlægget. Er der i nettilslutningspunktet et logningsudstyr som registrerer spænding for hver fase for batterianlægget? Er der i nettilslutningspunktet et logningsudstyr som registrerer strøm for hver fase for batterianlægget? Er der i nettilslutningspunktet et logningsudstyr som registrerer aktiv effekt for batterianlægget (kan være beregnede størrelser) Er der i nettilslutningspunktet et logningsudstyr som registrerer reaktiv effekt for batterianlægget (kan være beregnede størrelser) Er der i nettilslutningspunktet et logningsudstyr som registrerer frekvens for batterianlægget (kan være beregnede størrelser) Kan den systemansvarlige virksomhed i op til tre måneder tilbage i tid rekvirere de indsamlede måledata og fejlskriverdata for batterianlægget. Ja Nej Ja Nej Ja Nej Ja Nej Ja Nej Ja Nej 3014 3015 3016 B1.1.8. Verifikation og dokumentation 3017 3018 3019 3020 Det er anlægsejerens ansvar, at batterianlægget overholder den tekniske forskrift, og at dokumentere, at kravene overholdes. Dokumentationspakke skal fremsendes til elforsyningsvirksomheden. Dokumentation 3021 3022 3023 A1 A2 B C D Leverandørerklæring X X X X X Beskyttelsesfunktioner X X X X X Enstregsskema X X X X X Elkvalitet X X X X X Spændingsdyk - - X X PQ-diagram - - X X Signalliste - - X X Dynamisk simuleringsmodel - - X X Verifikationsrapport - - X X Krav til dokumentation for anlægskategorier Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public 96/98 Teknisk forskrift 3.3.1 3024 3025 Dokumentation B1.1.8.1. Leverandørerklæring (Gælder for batterianlæg i kategori A1, A2, B, C og D.) Ja Er en leverandørerklæring for batterianlægget vedlagt dokumentationen? Nej 3026 3027 3028 3029 B1.1.8.2. Beskyttelsesfunktioner (Gælder for batterianlæg i kategori A1, A2, B, C og D.) Er dokumentation for beskyttelsesfunktioner for batterianlægget vedlagt? Med dette menes en liste over værdier for de aktuelle relæopsætninger på verifikationstidspunktet. Ja Nej 3030 3031 3032 3033 B1.1.8.3. Enstregsskema (Gælder for batterianlæg i kategori A1, A2, B, C og D.) Ja Er enstregsskema for batterianlægget vedlagt dokumentationen? Hvis Nej, hvornår leveres det endelige enstregsskema? Nej 3034 3035 3036 3037 B1.1.8.4. PQ-diagram (Gælder for batterianlæg i kategori C og D.) Ja Er det endelige PQ-diagram fremsendt til elforsyningsvirksomheden? Hvis Nej, hvornår leveres det endelige PQ-diagram? Nej 3038 3039 3040 3041 B1.1.8.5. Signalliste (Gælder for batterianlæg i kategori C og D.) Ja Er den endelige signalliste fremsendt til elforsyningsvirksomheden? Hvis Nej, hvornår leveres den endelige signalliste? Nej 3042 3043 Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public 97/98 Teknisk forskrift 3.3.1 Dokumentation 3044 3045 3046 B1.1.8.6. Simuleringsmodel (Gælder for batterianlæg i kategori C og D.) Er den elektriske simuleringsmodel for batterianlægget fremsendt til elforsyningsvirksomheden? Ja Nej Hvis Nej, hvornår leveres den endelige simuleringsmodel? 3047 3048 3049 3050 B1.1.8.7. Verifikationsrapport (Gælder for batterianlæg i kategori C og D.) Ja Er verifikationsrapport fremsendt til elforsyningsvirksomheden? Hvis Nej, hvornår leveres verifikationsrapporten? Nej 3051 3052 3053 B1.1.9. Underskrift Dato for idriftsættelse Firma Idriftsættelsesansvarlig Underskrift 3054 3055 Dok. 15/01357-12 Klassificering: Offentlig/Public 98/98
© Copyright 2024