6. Sähkön laadun mittaukset

Transkriptio

1 Wind Power in Power Systems -kurssi Janne Strandén 6.1. Johdanto 6. Sähkön laadun mittaukset Sähkön laadulla (power quality) tarkoitetaan tuuliturbiinin yhteydessä puhuttaessa turbiinin suorituskykyä tuottaa sähköä. Se kuvastaa verkkoon aiheutettuja häiriöitä ja vaikutusta sähkön ja jännitteen laatuun. Suurimmat tuuliturbiinin vaikutukset ovat jännitteen muutokset (change) ja vaihtelu (fluctuation) sekä yliaallot (harmonics). Muita ovat loisteho, välkyntä, tehopiikit ja käynnistysvirrat (in-rush current). Verkkoon aiheutetuilla häiriöillä on monia syitä. Yhtäältä niitä aiheuttaa ilmastolliset ja maantieteelliset olosuhteet. Toisaalta aiheuttajia voi olla myös turbiinin omat sähköiset, mekaaniset ja aerodynaamiset ominaisuudet. Tuuliturbiinit ja niiden sähkön laatu hyväksytään riittäväksi erilaisten annettujen suuntaviivojen perusteella. Näin ollen verkonhaltijoiden arvioimisprosessi tuuliturbiinien ja -puistojen liittämisestä verkkoon helpottuu Sähkön laadun mittaamisen vaatimukset Suuntaviivat Seuraavat suuntaviivat säätävät säännöt ja edellytykset tuuliturbiininen sähkön laadun mittaamiselle: IEC : Wind Turbine Generator Systems, Part 21: Measurement and Assessment of Power Quality Characteristics of Grid Connected Wind Turbines MEASNET guideline: Power Quality Measurement Procedure of Wind Turbines The German Födergesellschaft Windenegie (FGW) guideline: Technical guidelines for wind turbines, part 3: determination of the electrical characteristics (saksankielinen) IEC on yksi tärkeimmistä suuntaviivoista. Se määrittelee mitkä sähkön laadun tunnusluvut on mitattava ja mitä mittausmenetelmää tulee käyttää. Mittaava taho julkaisee mittausten perusteella datalehtisen, jossa kaikki asiaankuuluvat tuuliturbiinin tunnusluvut normalisoidussa sekä sijainnista ja verkosta riippumattomassa muodossa. Näin ollen ei tarvitse mitata kuin yhden samanlaisen turbiinin ominaisuudet (yleensä prototyyppi) ja näitä tietoja voidaan käyttää yleisesti lähes aina paikasta riippumatta. Datalehtisen tiedot antavat pohjan verkonhaltijan arvioinnille liittää tuuliturbiini tai -puisto verkkoonsa. Päätöksentekoon vaaditaan kuitenkin myös tietoa liityntäpaikan ympäristön olosuhteista ja verkon ominaisuuksista. Mikäli tähän arviointiin ei ole saatavilla mitään paikallisia suuntaviivoja, myös IEC :ssä annetaan verkonhaltijalle suosituksia siihen, kuinka arviointiprosessi tulisi toteuttaa. MEASNET on tuulivoimajärjestöjen mittausverkosto, jonka tavoitteena on harmonisoida mittausmenetelmät ja suositukset saavuttaakseen mittaustulosten vertailukelpoisuus ja niiden yhteinen hyväksyntä jäsenjärjestöiltään. Säännölliset monilaboratoriokokeet (round robin tests) takaavat jäsenille korkealaatuiset testitulokset. MEASNET:n suuntaviivat vastaavat IEC:n vaatimuksia. FGW:n teknisiä suuntaviivoja on käytetty tuuliturbiinien sähkön laadun mittaamiseen Saksassa jo 90-luvun alusta alkaen, ja siitä asti niiden on todistettu olevan käyttökelpoinen työkalu saavuttaa objektiiviset kriteerit tuuliturbiinin liittämiseksi verkkoon. Ohjeistuksia on päivitetty ja paranneltu jatkuvasti ja se sisältää uusia tutkimustuloksia ja turbiinikonsepteja. Periaatteessa mittausmenetelmät ovat samankaltaisia kuin IEC:ssä, mutta mittaustulokset eivät kuitenkaan ole vertailukelpoisia keskenään. Datalehtinen (Extract of the Test Report) sisältää yhteenvedon FGW:n teknisten suuntaviivojen mukaan tehdyistä mittauksista. Tätä datalehtinen sisältää kaikki tarvittavat

2 ominaisuudet turbiinista, ja sitä käytetään Saksassa yhdessä VDEW suuntaviivojen (sisältää vaatimukset ja rajat tarkasteluille) kanssa turbiinin verkkoon liittämisen arvioinnissa Tekniset tiedot Mainittujen suuntaviivojen avulla suoritetaan mittaukset yliaalloille, välkynnälle ja transienteille (normaali- ja kytkentätilassa erikseen), tehokertoimelle, loistehon kulutukselle ja tehopiikeille. Vaikka mittaus- ja arviointimenetelmät eri suuntaviivoissa ovat samankaltaisia, tulokset saattavat poiketa toisistaan tuntuvasti (IEC ja MEASNET vs. FGW). Tämä johtuu osittain eripituisista aikaväleistä, joista keskiarvot eri suureille mitataan, mutta osittain myös eroista arviointimenetelmissä. Taulukossa 6.1 on yleiskatsaus suuntaviivoissa annetuista vaatimuksista mittauksille. Tehopiikit Tehopiikki on tuuliturbiinin tuottama maksimipätöteho tietyllä aikavälillä, jolta lasketaan keskiarvo, sen toimiessa keskeytymättömästi (ei käynnistyksiä ja pysäytyksiä). Tehopiikit määritetään kolmelta eri aikaväliltä: hetkellinen sekä yksi ja 10 minuuttia. IEC:ssä 10 minuutin tehopiikki perustuu valmistajan antamaan tietoon, muutoin ne saadaan mittaamalla. Loisteho ja tehokerroin Loistehoa mitataan 10 minuutin (IEC) tai yhden minuutin keskiarvona (FGW). Mittaus suoritetaan turbiinin koko nimellispätötehoalueen yli (0-100%) 10 %:n välein. FGW:ssä loistehon sijasta mitataan tehokerroin. Yliaallot (Harmonics) Suuntaviivojen mukaan yliaaltoja ei tarvitse mitata vakionopeuksisista tuuliturbiineista, joissa epätahtigeneraattori on suoraan kytketty verkkoon. Mittaukset täytyy suorittaa vain vaihtuvanopeuksisille turbiineille, koska niiden taajuusmuuttajissa tiedetään syntyvän yliaaltoja. Kolmessa mainituissa suuntaviivoissa on erilaiset vaatimukset yliaaltojen mittaamiseksi.

3 IEC vaatii mittauksen vain harmonisille virroille (kokonaisluvulla kerrottu) 50:nteen kertalukuun asti. Käytettävät taajuusmuuttajat ovat yleensä pulssinleveysmoduloituja, joiden kellotaajuus on 2-3 khz, joten ne tuottavat pääsääntöisesti epäharmonisia virtoja. Näin ollen IEC:n vaatimat mittaukset eivät anna täydellistä kuvaa turbiinin tuottamista yliaalloista. MEASNET:n ja FGW:n suuntaviivoissa vaaditaan epäharmonisten virtojen mittaus 2 khz:iin asti ja virran särön mittaus välillä 2-9 khz. Näin ollen mittaukset antavat paremman kuvan tuuliturbiinin tuottamista yliaalloista. Vaikka taajuusalueet näiden kahden mittaustapojen välillä ovat samat, tuloksia ei voi verrata keskenään mittaustavasta johtuen (ks. taulukko 6.1). Lyhyempien mittausjaksojen takia FGW:n vaatimat mittaukset antavat realistisempia arvoja, sillä ko. ilmiöt tapahtuvat varsin satunnaisesti, joten MEASNET:n ohjeistama 10 minuutin mittausjakso keskiarvoistaa mittaustuloksia jonkin verran. Yksi suurimmista yliaaltojen mittausta vaikeuttavista tekijöistä on turbiinin itse aiheuttamien yliaaltojen erottaminen sitä ympäröivän verkon yliaalloista. Ongelmalliseksi määrittämisen tekee varsinkin tilanne, jossa turbiinin läheisyydessä on muitakin tuuliturbiineja. Välkyntä Välkyntä -termi tarkoittaa valojen välkkymistä jännitteen vaihtelun takia, mikä voi aiheuttaa säröä tai vaivaa ihmisille tai muille sähkönkuluttajille. Välkyntä on määritelty tarkoittavan jännitteen vaihtelua enimmillään 35 Hz:n taajuudella. Arvioinnin perustana on IEC Arviointi perustuu kuvan 6.1 mukaiseen kuvaajaan, jossa on kuvattuna raja-arvo lyhyen aikavälin välkyntähäiriökertoimelle, P st = 1. Kuvasta havaitaan, milloin välkyntä häiritsee ihmissilmää. Herkin taajuus on 8,8 Hz. Yleisesti ottaen välkyntä on jo verkossa olevan ja mittauksen kohteena olevan välkynnän summa. Halutun välkynnän selvittämiseksi on mitattava ensin kolme hetkellistä vaihejännitettä ja -virtaa, jotka toimivat sisäänmenona kuvitteelliselle verkolle (kuva 6.2), jonka impedanssin vaihekulmaa muutellaan ja koko verkon toimintaa simuloidaan. Jännitteen vaihtelut viedään edelleen algoritmiin (IEC ), ja painotettuna standardeilla tuulennopeusjakaumilla saadaan 99 % -arvot P st - kertoimelle. Näiden arvojen avulla voidaan ratkaista välkyntäkerroin c, jonka avulla voidaan ratkaista pitkän aikavälin välkyntähäiriökerroin P lt, kun tiedetään oikosulkuteho ja nimellisnäennäisteho. Välkyntäkerrointa c voidaan hyödyntää, kun halutaan laskea tuuliturbiinin tai -puiston aiheuttamaa välkyntää tietyssä paikassa.

4 IEC:n ja FGW:n ohjeistamat mittaukset ovat samanlaisia, ainoastaan mittausjaksot ovat erimittaisia (ks. taulukko 6.1). FGW:n mittaukset antavat yleensä hieman suurempia arvoja. Kytkentätilanteet Kytkentätilanteet voivat aiheuttaa jännitteen vaihtelua, siis myös välkyntää, niiden aiheuttamien käynnistysvirtojen vuoksi. Täten annetuissa suuntaviivoissa vaaditaan välkyntämittauksia myös kytkentätilanteissa. Mittausmenetelmä on samankaltainen kuin edellisessä kappaleessa esitellyn normaali tilanteen välkynnän määrittäminen. Näin saadaan määritettyä välkyntäaskelkerroin, joka on perusta kytkentätilanteiden aiheuttaman välkynnän vaikutusten laskemiseksi. IEC:n ja FGW:n vaatimukset ovat tässäkin varsin samanlaisia. IEC:n vaatimat määritykset antavat kuitenkin tarkempia tuloksia. Vaaditut mitattavat kytkentätilanteet on esitetty taulukossa Tulevaisuuden näkökulmia Jossain maissa, kuten Saksa ja Tanska, sähköä tullaan tuottamaan suuri osa tuulivoimalla. Silloin verkonhaltijoiden on syytä huomioida tuuliturbiinien negatiiviset vaikutukset verkossaan. Siten eräät verkonhaltijat ovatkin perustaneet omia suuntaviivoja yleisten ohjeistusten lisäksi. Tähän saakka (2005) yleinen käytäntö on ollut sammuttaa tuulipuistot heti kun verkossa ilmenee vika. Uudet suuntaviivat kuitenkin tuovat muutoksen tähän käytäntöön, sillä niiden mukaan puistojen tulee pysyä kytkettyinä verkkoon verkkovian sattuessa. Näin ne pystyvät tukemaan verkkoa. Puistojen tulee siksi pystyä toimimaan laajalla loistehoalueella, pystyä antamaan loistehoa verkkoon vaadittaessa, pysyä verkossa lyhytkestoisten jännitekuoppien ajan ja pystyä toimimaan laajalla taajuusalueella. Yllä mainittujen vaatimusten täyttymisen varmistamiseksi Saksassa on kehitetty täydentävä ohjeistus. Siihen sisältyy ohjeet kuinka tarkistaa turbiinin tai puiston yhteensopivuus verkonhaltijoiden laatimien suuntaviivojen kanssa. Mittauksia ja tarkastuksia ovat: loistehoalue, tehogradientti verkkohäviöiden jälkeen, toiminta ali- ja ylitaajuuksilla, tehoalenema vertailusignaalin avulla, suojausjärjestelmä koskien taajuus- ja jännitemuutoksia sekä turbiinin käyttäytyminen lyhyissä jännitekuopissa Tuuliturbiinien ja -puistojen sähkön laadun tunnusluvut Tuuliturbiinien ja -puistojen verkkoon aiheuttamien erilaisten häiriöiden syitä on listattu taulukossa 6.2. Keskimääräinen tehotuotanto, turbulenssi-intensiivisyys ja tuuligradientti ovat syitä, jotka määräytyvät ilmastollisista ja maantieteellisistä oloista. Muut syyt voidaan lukea turbiinin itsensä suorituskyvystä johtuviksi. Tämän suorituskyvyn määrittää sekä turbiinin sähköiset komponentit, kuten generaattori ja muuntajat, että roottorin ja voimansiirron aerodynaamiset ja mekaaniset ominaisuudet. Sähkön laatuun vaikuttaa eritoten turbiinityyppi, vakio- vs. vaihtuvanopeuksinen.

5 Tehopiikit Vaituvanopeuksiset tuuliturbiinit voivat säädellä invertterinsä ulostuloa lapakulmasäädöllä, mikä vähentää jännitteen vaihtelua ja tehopiikkejä. Kun vaihtuvanopeuksisen turbiinin tehopiikit pysyvät nimellistehon alueella, vakionopeuksisella ne voivat hetkellisesti nousta 30 % nimellistehonsa yli, vaikka turbiinissa olisikin lapakulmasäätö. Näin siksi, että ko. säätöjärjestelmä ei ole tarpeeksi nopea hetkellisiin tehopiikkeihin. Hitaammissa (yhden ja 10 minuutin) piikeissä se toimii kuitenkin hyvin. Sakkaussäädöllä varustetuissa vakionopeuksisissa turbiineissa hitaammatkin piikit aiheuttavat nimellistehon ylityksen %:lla. Suuri määrä turbiineja tasoittaa tuulipuiston tehopiikkejä, sillä tehopiikit esiintyvät vain harvoin samanaikaisesti monessa eri turbiinissa. IEC sisältää kaavan tämän tasoittumisvaikutuksen määrittämiseksi Loisteho Vakionopeuksisen tuuliturbiinin epätahtikoneen tarvitsemaa loistehoa kompensoidaan osittain kondensaattoreilla. Näin saadaan tehokerroin noin 0,96. Vaihtuvanopeuksisilla turbiineilla tehokerroin on tavallisesti 1,00, mutta niiden tuottamaa loistehoa voidaan säädellä ja täten säädellä myös verkon jännitettä Yliaallot Nykyisten vaihtuvanopeuksisten tuuliturbiinien taajuudenmuuttajilla on etu, että sekä pätö- että loistehoa voidaan säädellä. Ne kuitenkin tuottavat verkkoon virran yliaaltoja. Näin ollen verkkoon tarvitsee lisätä suodattimia. Sekä vakio- että muuttuvan kellotaajuuden PWM taajuudenmuuttajia käytetään. Kuvassa 6.3 on esitetty näiden kahden tuottamat yliaallot. Kuvasta 6.3a näkee, että vakiokellotaajuuden invertteri tuottaa yksittäisiä epäharmonisia kellotaajuuden alueella ja kellotaajuuden kertalukuja. Muuttuvan kellotaajuuden invertteri taas tuottaa harmonisia ja epäharmonisia yliaaltoja laajalle taajuusalueelle huipun ollessa verkon resonanssitaajuuden kohdalla (kuva 6.3b). Virran yliaaltojen mittaaminen on yksi suurimmista haasteista sähkön laadun määrittämisessä. Mittaukset vaativat suurta tarkkuutta jopa suurilla taajuuksilla, sillä mitattavat epäharmoniset saattavat olla 0,1 % nimellisvirrasta aina 9 khz:iin asti (MEASNET ja FGW). Virtamittarin tulee siis olla lineaarinen 9 khz:iin asti. Yliaaltojen mittaukset saattavat antaa turbiinin pienjännitepuolella erilaisia tuloksia kuin keskijännitepuolella, koska tähti-kolmio -kytketty muuntaja tasoittaa yliaaltoja. Kytkennän ansiosta niin sanottu nollavirta poistuu. Näin ollen kj-puolen yliaaltomittaukset antavat matalampia arvoja kuin pj-mittaukset, mutta kj-puolen mittaukset on usein vaikeampi toteuttaa.

6 Välkyntä Tuuliturbiinin pätö- ja/tai loistehon vaihtelut aiheuttavat välkyntää. Pätötehon vaihtelua aiheuttaa mm. tornin tuulivarjo (wake of the tower), roottorin virheellinen suuntaus (yaw error), tuuligradientti, tuulen pyörteet tai ohjausjärjestelmän vaihtelut. Vakionopeuksisessa turbiinissa eniten välkyntää (1 Hz) aiheuttaa tornin tuulivarjo, eli kun lapa kulkee tornin ohi, tehotuotanto laskee hieman. Kuvassa 6.4 esimerkki tuulivarjon aiheuttamasta välkynnästä. Tuulennopeuden vaihtelut ovat matalampi taajuisia, joten ovat vähemmän kriittisiä välkynnän suhteen. Yleensä vakionopeuksisen turbiinin välkyntämaksimi saavutetaan korkeilla tuulennopuksilla. Tasoittavan vaikutuksen vuoksi suuremmilla turbiineilla välkyntää aiheutuu vähemmän suhteessa niiden kokoon. Kovemmalla tuulella vakionopeuksisen turbiinin aiheuttamaa välkyntää enemmän. Kuvassa 6.5 on esimerkki vakionopeuksisen turbiinin välkynnästä. Vaihtuvanopeuksisilla tuuliturbiineilla nopeat tehovaihtelut tasoittuvat eikä tuulivarjokaan vaikuta tehotuotantoon. Niiden aiheuttama välkyntä on yleensä vähäisempää kuin vakionopeuksisilla. Kuvassa 6.6 on esimerkki asiasta. Tuulipuistossa tehovaihtelut tasoittuvat, koska yksittäisten turbiinien tehovaihtelut ovat toisistaan riippumattomia. Puiston aiheuttama välkyntä on geometrinen summa kaikkien yksittäisten turbiinien välkynnästä.

7 Kytkentätilanteet Jännitteen muutokset kytkentätilanteissa johtuvat käynnistysvirroista ja vastaavista tehon muutoksista tuuliturbiinissa. Vakionopeuksisilla turbiineilla käytetään pehmeäkäynnistintä rajoittamaan epätahtigeneraattorin käynnistysvirtaa. Pehmeäkäynnistin rajoittaa käynnistysvirran pienemmäksi kuin kaksinkertainen nimellisvirta. Kuvassa 6.7a on esimerkki vakionopeuksisen

8 turbiinin kytkemisestä verkkoon. Pehmeäkäynnistin toimii 1 tai 2 sekuntia ja rajoittaa käynnistysvirtaa. Tämän aikana epätahtigeneraattori tarvitsee loistehoa magnetoitumiseen. Hetken päästä kompensointikondensaattorit kytketään vähentämään loistehon kulutusta. Nopeat muutoksen kytkentätilanteen aikana aiheuttavat välkyntää ja suuret tehomuutokset jännitteen vaihtelua. Vaihtuvanopeuksisilla tuuliturbiineilla ei käynnistysvirtoja yleensä ilmene, kuten kuvasta 6.7b voidaan hyvin havaita. Näin ollen myös jännitteen vaihtelut ja välkyntä jäävät vähäisiksi. Tuulipuistoissa yleensä vain yksi tai muutama turbiini käynnistyy tai pysähtyy samanaikaisesti. Siksi kytkentätilanteiden aiheuttamia jännitteen vaihteluita tarkasteltaessa riittää yhden tai muutaman turbiinin ottaminen huomioon Verkkoon liittämisen arviointi IEC :ssä on suosituksia tuuliturbiinin ja -puiston verkkoon liittämisen arviointiin koskien sähkön laatua. Laskennan perustana käytetään taulukossa 6.3 esitettyjä kaavoja. Turbiinin ja puiston vaikutusten lisäksi sähkön laatuun vaikuttavat kuinka jäykkä tai heikko ympäröivä verkko on liityntäpisteessä. Jäykkyyden määrittää verkon oikosulkuteho ja impedanssin vaihekulma. Paikallisella tasolla jatkuvan tilan jännitteen muutos on usein yksi rajoittavista tekijöistä verkkoon liittymiselle. Siksi on tehtävä tarkat tehonjakolaskelmat verkolle, jossa liitettävä

9 tuuliturbiini tai -puisto on mukana. Turbiinin kyky säädellä loistehotuotantoaan tulee huomioida, koska tällä säätelyllä voidaan säätää ja stabiloida jännitettä ja täten minimoida jännitteen muutoksia. Yliaallotkin saattavat tuottaa ongelmia verkkoon liittymiselle. Saksassa VDEW suuntaviivat määrittävät tiukat raja-arvot tuotetuille harmonisille (eritoten yli 2 khz) ja epäharmonisille (2 khz:iin saakka) yliaalloille. Myös Tanskassa on tarkat raja-arvot virran epäharmonisille (2,5 khz:iin saakka). Kansainvälisissä suuntaviivoissa on raja-arvot vain harmonisille yliaalloille 50 tai 40:nteen kertalukuun saakka, mutta taajuudenmuuttajissa syntyvät yliaallot ovat usein yli 2 khz. Näin ollen harmonisten raja-arvoja ei ole vaikea saavuttaa. Yksi ongelma kuitenkin on se, että sekä kansainväliset että kansalliset suuntaviivat antavat raja-arvot vain jännitteen yliaalloille, jotka täytyy laskea virran yliaaltojen avulla. Tällöin on oltava tiedossa verkon impedanssit yli 50 Hz:n taajuuksilla, koska verkon resonansseilla on tässä tilanteessa suuri vaikutus. Vain harvoissa, kuten Saksassa ja Tanskassa, suuntaviivoissa on suoraan raja-arvot virran yliaalloille, mikä helpottaa arviointia huomattavasti. Ne ovat usein erittäin tiukkoja. Välkyntä on nykyään vain pieni ongelma verkkoon liittämisessä. 90-luvulla kun useimmat turbiinit olivat vakionopeuksisia, välkyntä saattoi olla rajoittava tekijä, muttei enää nykyään Johtopäätökset Tuuliturbiinien tuottaman sähkön laatua kuvataan niiden sähköisillä tunnusluvuilla. Kansainväliset (IEC ja MEASNET) ja kansalliset suuntaviivat määrittävät sähkön laadun mittaamisen menetelmät. Vaihtuvanopeuksiset tuuliturbiinit tuottavat laadultaan tasaisempaa sähköä kuin vakionopeuksiset ja voivat säädellä pätö- ja loistehotuotantoaan nopeasti. Ne kuitenkin tuottavat harmonisia ja epäharmonisia yliaaltoja verkkoon. Paikallisella tasolla jatkuvan tilan jännitteen muutos on usein yksi rajoittavista tekijöistä verkkoon liittymiselle. Uudet näkökulmat, kuten tuulivoiman hyödyntäminen verkon tukena jännitekuoppatilanteissa ja pätö- ja loistehon säätämisessä, ovat saaneet huomiota ja ne onkin sisällytetty joihinkin kansallisiin suuntaviivoihin.