Wind Power in Power Systems

Transkriptio

1 Jatko-opintoseminaari kirjasta: Referaatti kirjan kappaleesta 11: 11. Tuulivoima Saksan sähköjärjestelmässä: Nykyinen tilanne ja tulevaisuuden haasteet sähköverkon luotettavuuden kannalta (Wind Power in the German Power System: Current Status and Future Challenges of Maintaining Quality of Supply) Pasi Vuorenpää Op.num.: Tampereen teknillinen yliopisto

2 Referaatti kappaleesta 11: 11. Tuulivoima Saksan sähköjärjestelmässä: Nykyinen tilanne ja tulevaisuuden haasteet sähköverkon luotettavuuden kannalta (Wind Power in the German Power System: Current Status and Future Challenges of Maintaining Quality of Supply) Kirjoittajat: Matthias Luther, Uwe Radtke ja Wilhelm R. Winter Johdanto Poliittinen tuki ja vuonna 2000 voimaan tullut uudistuvia energialähteitä koskeva laki (EEG) ovat johtaneet tuulivoimalla tuotetun energian määrän mittavaan kasvuun. Nykyinen tilanne sekä tulevat merituulivoimapuistohankkeet asettavat uusia haasteita verkkooperaattoreille. Siitä huolimatta uudistuvien energialähteiden, kuten tuulivoiman, integrointi osaksi sähköjärjestelmää ei välttämättä tarvitse johtaa sähköverkon luotettavuuden heikkenemiseen. Tämä kappale on yhteenveto tuulivoiman integroimisesta osaksi Saksan sähköjärjestelmää. Pääasiallinen huomio on E.ON Netz-alueen verkossa, johon vuoteen 2003 alkuun mennessä oli asennettu 5500 MW tuulivoimakapasiteettia. Kappaleessa käsitellään erityisesti tulevaa kehitystyötä, vaatimuksia ja sähköjärjestelmän tehokasta käyttöä laajamittaisen tuulivoiman tapauksessa sekä käydään läpi tuloksia dynaamisista tarkasteluista ja niiden perusteella määriteltyjä vaatimuksia tuuliturbiineille. Kokonaisuutena kappale on tehty läheisessä yhteistyössä tuulivoimaloiden valmistajien kanssa Nykyinen tuulivoiman tuotanto Saksassa Tuulivoimakapasiteetin kasvu Saksassa on ollut nopeaa ja vuoden 2003 loppuun mennessä asennettua kapasiteetti oli noin MW:ta, joka koostui tuuliturbiinista. Taulukossa 11.1 on kuvattu tuulivoimakapasiteetin vuosittaista kasvua Saksassa. Taulukko 11.1 Saksan tuulivoimakapasiteetin kehitys Tulevaisuudessa Saksan sähkönkulutuksen ei ennusteta kuitenkaan enää kasvavan merkittävästi, joka yhdessä potentiaalisten tuulivoimaloiden asennuspaikkojen vähentyessä tulee rajoittamaan tuulivoimakapasiteetin kasvumahdollisuuksia. Kuvassa 11.1 on esitetty ennuste tuulivoimaloiden tuottaman energian määrästä vuoteen 2030 asti. 2

3 Kuva 11.1 Ennuste tuulivoimatuotannon kehityksestä vuoteen 2030 asti Siitä voidaan havaita, että tulevaisuudessa tuulivoimakapasiteettia Saksassa tullaan kasvattamaan lähinnä merituulipuistojen avulla. On kuitenkin epäselvää, mitkä suunnitelluista projekteista tullaan lopulta toteuttamaan ja minkälainen merkitys vanhojen rannikolla sijaitsevien voimaloiden päivittämisellä on tuulivoimakapasiteetin kasvuun. Tämä epävarmuus huomioiden pitkän tähtäimen verkon suunnittelua voidaan pitää erityisen haastavana tehtävänä. Kuvissa 11.2 ja 11.3 on esitetty tällä hetkellä suunnitteilla olevia merituulipuistohankkeita. Kuva 11.2 Katsaus suunnitelluista merituulivoimapuistoista Pohjois- ja Baltian merelle Kuva 11.3 Suunnitellut merituulivoimapuistot Pohjois- ja Baltianmerelle 3

4 Kokonaisuutena voidaan todeta, että rannikolle ja merelle suunnitellun tuulivoimakapasiteetin määrä edellyttää järjestelmäoperaattorilta toimenpiteitä sähkön jakelun luotettavuuden ylläpitämiseksi. Saksan kokemukset toimivat osaltaan tukena Manner- Euroopan kantaverkkoyhtiöiden yhteistyöjärjestön kehitystyölle Tuulivoimatuotanto E.ON Netz-alueella Saksan sähköjärjestelmää hallinnoidaan tällä hetkellä 4 järjestelmäoperaattorin toimesta. Kuvassa 11.4 on esitetty näiden neljän alueen rajat ja niiden osuus kokonaistuulivoimakapasiteetista. Kuva 11.4 Asennetun tuulivoimakapasiteetin jakautuminen Saksassa huhtikuussa 2003 E.ON Netz alueen osuus Saksan kokonaistuulivoimakapasiteetista on lähes puolet ja suurin osa kapasiteetista on kytketty Pohjois- ja Baltianmeren rannikoilla sijaitsevaan keskijänniteverkkoon. Tulevaisuudessa kuitenkin yksittäisten tuulivoimapuistojen kasvaessa tarve niiden liittämiseksi korkeampiin jännitetasoihin korostuu. Kuvassa 11.5 on esitetty tyypillinen E.ON Netz alueen tuotetun tuulienergian ja järjestelmän kuormituksen ero maksimikuormitusta vastaavan viikon ajalta. Kuva 11.5 Järjestelmän kuormitus ja tuulivoiman tuotanto maksimikulutusta vastaavan viikon aikana E.ON Netz -alueella Sähköjärjestelmän pohjoisosissa siirtojärjestelmän kapasiteetti ylittyy matalan kuormituksen ja korkean tuulivoimatuotannon aikana, joka aiheuttaa pullonkauloja järjestelmässä. 4

5 11.4. Sähköjärjestelmän säätötarpeet Meteorologisten ennusteiden ajallisen rajallisuuden takia tuulivoimantuotanto voidaan ajatella stokastiseksi tuotantomuodoksi. Yksi tärkeimmistä epävarmuustekijöistä tuotantoennusteiden kannalta on tiettyjen sääilmiöiden tarkan ajankohdan määrittäminen. Kun tuulen voimakkuus on suurta E.ON Netz alueella, kokonaistuulivoimatuotannon on mitattu olevan noin 4800 MW 500 MW:n vaihteluvälillä 15 minuutin aikana. On aikoja, jolloin kyseinen tuotannon määrän vaihtelu ylittää käytettävissä olevan säätöreservikapasiteetin ja tällöin osa säätökapasiteetista joudutaan tuomaan muilta alueilta. Tällöin alueiden välisten siirtoyhteyksien käytettävissä oleva siirtokapasiteetti on otettava huomioon. Suunniteltu tuulivoimatuotannon kasvu tulee entisestään lisäämään säätöreservikapasiteetin tarvetta, jota on pyritty havainnollistamaan kuvassa Kuva 11.6 Ennustettu tuulivoimakapasiteetin lisääntyminen ja sen aiheuttama säätöreservikapasiteetin tarve Yleisesti ottaen säätöreservien on katettava ennustetun tuulivoimatuotannon ja toteutuneen tuulivoimatuotannon välinen erotus. Siten tuulivoimakapasiteetin lisääntyminen tulee vaatimaan yhä kehittyneempää tuotantokapasiteetin käytön suunnittelua, jotta voidaan varmistaa sähköjärjestelmän turvallisuus, sähkönjakelun laatu ja liittymisvaatimusten rajoittamattomuus. Järjestelmäoperaattorin onkin jatkossa siirryttävä päiväkohtaisesta pullonkaulojen ennustamisesta jatkuva-aikaiseen tuotantotarpeen ennustamiseen, jotta tuulivoiman stokastinen luonne voidaan huomioida mahdollisimman hyvin järjestelmän toiminnassa Tarpeet järjestelmäsuunnittelulle ja siirtoyhteyksille Ottaen huomioon edellä mainitut tuulivoimakapasiteetin kasvuennusteet voidaan todeta, että uusiutuvien energialähteiden tuottaman energian ensisijaisuutta energian lähteenä ei voida jatkossa enää taata teknisten rajoitusten, kuten järjestelmän suunnittelukriteerien, takia. Synkronisesti toimivan järjestelmän turvallisen ja luotettavan käytön kannalta termistä ylikuormittumista, jännitestabiilisuutta sekä taajuuden stabiilisuutta voidaan pitää tärkeimpinä suunnittelua ohjaavina kriteereinä. Keskipitkällä ja pitkällä aikavälillä pullonkaulojen poistaminen edellyttää siirtoverkkojen uudistamista. On kuitenkin olemassa vaara, että sähköjärjestelmän päivittäminen ei pysy nopean tuulivoimakapasiteetin kasvun vauhdissa. Käytettävissä olevan tuulivoimatuotannon hetkellinen rajoittaminen aikoina, jolloin tuulivoimatuotanto ylittää merkittävästi paikallisen kulutuksen, voidaan katsoa antavan lisäaikaa sähköjärjestelmää koskevien kehitysprojektien, jotka mahdollistaisivat tuulivoimakapasiteetin täysimittaisen käytön, toteuttamiseksi. 5

6 Välttämättömien sähköjärjestelmän kehitysprojektien toteuttaminen on jo lähtenyt liikkeelle, vaikkakin niiden tarve tulee vielä entisestään laajenemaan merituulipuistojen nopean kehittymisen takia. Kuvassa 11.7 on esitetty mahdollisesti tarvittavan sähköjärjestelmän vahvistamisen laajuutta E.ON Netz alueella. Kuva 11.7 Tuulivoimakapasiteetin kasvu ja sähköjärjestelmän vahvistaminen Suunnitellut merituulipuistot edellyttävät uusien siirtoyhteyksien rakentamista, jotta tuotettu energia voidaan siirtää lähemmäksi suuria kulutuskeskittymiä. Samalla tavoin rannikon sähköjärjestelmä edellyttää vahvistamista. Vaikka nykyaikaiset synkronisesti toimivat sähköjärjestelmät ovat laajentuneet jopa tuhansia kilometrejä pitkiksi järjestelmiksi, niiden on aina huolehdittava koko järjestelmän stabiilisuudesta myös erilaisten vikatilanteiden aikana. Esimerkiksi alueiden väliset sähkömekaaniset tehonheilahtelut voivat häiritä koko järjestelmän toimintaa. Myös sähkön tuotannon, siirron ja kulutuksen eriyttäminen sekä laaja tuulivoimatuotannon kasvu ovat yhä vaikeammin hallittavissa yhteen liitettyjen synkronisten järjestelmien laajentuessa. Tämän vuoksi järjestelmäoperaattori voi joutua tulevaisuudessa käyttämään järjestelmää yhä lähempänä sen stabiilisuusrajojaan. Yksityiskohtaisten tarkastelujen avulla esimerkiksi UCTE-järjestelmän luotettavuus kuten jännitestabiilisuus, taajuussabiilisuus sekä piensignaalistabiilisuus pyritään varmistamaan ottaen mahdollisuuksien mukaan huomioon tulevaisuudessa toteutettavat järjestelmän toimintaan vaikuttavat muutokset. Esimerkiksi UCTE-järjestelmässä alueiden välisiä tehonheilahteluita esiintyy yleensä taajuusvälillä Hz ja useimmiten niiden vaimennus on riittävää. Samalla täytyy kuitenkin huolehtia, etteivät nämä alueiden väliset tehonheilahtelut toimi herätteenä esimerkiksi tuuliturbiinien akselien alisynkroniselle värähtelylle tai generaattoreiden tehonheilahteluille. Laajamittaisella tuulivoimatuotannolla on laajoja vaikutuksia sähköjärjestelmän stabiilisuuteen, taajuuteen ja alueiden välisten heilahteluiden vaimentamiseen. Ilman oikeita toimenpiteitä tuulivoimatuotannon lisääminen voi johtaa merkittäviin sähköjärjestelmän rajoituksiin, jotta kriittisiltä toimintahäiriöiltä, häiriöiden ketjuuntumiselta ja stabiilisuuden menettämiseltä vältyttäisiin. E.ON Netz oli ensimmäinen järjestelmäoperaattori, joka määritteli erityisvaatimukset tuuliturbiinin dynaamiselle käyttäytymiselle vuonna 2003, jotta mahdollisilta stabiilisuushäiriöiltä vältyttäisiin. Stabiilisuuden takaamiseksi tuuliturbiineilta edellytetään muun muassa seuraavia ominaisuuksia: 6

7 alitaajuussuojaus tulisi asettaa 47.5 Hz:iin, jotta turbiini voisi tukea järjestelmää suurten häiriöiden aikana yksityiskohtaisiin tarkasteluihin perustuvat pätö- ja loistehon säätömahdollisuuksiin liittyvät määräykset loistehon kompensointi mm. FACTS-laitteiden avulla, jotta loistehon tasapaino voitaisiin taata säätö- ja suojaustoimintojen aukoton integrointi dynaamiset vaatimukset turbiineille vikatilanteissa. Näiden vaatimusten lisäksi jatkossa naapurialueiden sekä muiden järjestelmien tulisi olla mukana vaadittavien määräysten määrittelyssä, koska nopea tuulivoimatuotannon laajeneminen vaikuttaa koko synkronisesti toimivan sähköjärjestelmän ominaisuuksiin Tuulivoimaturbiinien dynaamiset toimintavaatimukset Tuulivoimatuotannon ennustettu kasvu Saksassa ja Euroopassa edellyttää toimenpiteitä järjestelmäoperaattoreilta sekä tuulivoimaturbiinien valmistajilta, jotta sähköjärjestelmän luotettavuus voidaan varmistaa myös tulevaisuudessa. Energian tuotannon luonne on muuttunut tuulivoimatuotannon korvatessa perinteisiä suuria tuotantoyksiköitä. Kun perinteisen suuren tuotantoyksikön käynnistäminen äkillisen vikatilanteen jälkeen voi kestää useamman tunnin ajan, tuuliturbiini voi jatkaa energian tuotantoaan jopa muutaman sekunnin päästä häiriötilanteen jälkeen. Toisaalta, tuuliturbiinit eivät osallistu sähköjärjestelmän säätötoimintoihin, kuten pyörivän reservin muodostamiseen, taajuuden säätöön, jännitteen säätöön ja loistehontuotantoon perinteisten tuotantoyksiköiden tavoin. Perinteinen tuotantoyksikkö voi esimerkiksi tuottaa vikavirtaa useita sekunteja ja siten ylläpitää järjestelmän jännitettä ja samalla mahdollistaa suojaustoimintojen havahtumisen. Järjestelmässä, jossa tuulivoimatuotanto on jakaantunut suurelle alueelle ja jossa perinteisen tuotannon määrää on pienennetty, jännitteen alenemat ja taajuuden vaihtelut tulevat kasvamaan. Tämä voi myös johtaa jännitestabiilisuuden menettämiseen tai selektiivisen suojauksen toimimattomuuteen. Tämän vuoksi tuuliturbiineille onkin määriteltävä omat erityisvaatimuksensa, jotta sähköjärjestelmän säätö- ja suojaustoimintojen oikea toiminta voitaisiin taata kaikissa tilanteissa Tutkimuskohteet ja rajoitteet Tuulivoimaloiden asentaminen erityisesti Pohjois-Saksassa on kasvanut voimakkaasti. Ensimmäiset yksittäiset tuuliturbiinit, jotka perustuivat lähinnä lapakulmaohjaukseen ilman tehoelektroniikan tuomia lisäominaisuuksia, kytkettiin tyypillisesti jakeluverkkotasolle. Tällöin tuuliturbiini kytkettiin irti verkosta, jos jännite laski alle 80 % nimellisestä ja jonkin ajan kuluttua, kun jännite oli taas palautunut, turbiini kytkettiin jälleen verkkoon. Nykyään suurin osa tuulipuistoista asennetaan siirtoverkkoon ja tällöin tuuliturbiinien irtikytkeytyminen vian aikana ennalta määräämättömäksi ajaksi voi aiheuttaa vakavia seurauksia koko järjestelmälle. Siirtoverkkotasolle asennetun tuulivoimatuotannon vaikutukset ovat olleet suurimpia E.ON Netz alueella. Laajojen tarkastelujen perusteella on voitu todeta, että jo vuonna 2002 oli olemassa riski, että yhteensä 3000 MW tuulivoimatuotantoa olisi voinut kytkeytyä irti vakavan järjestelmävian seurauksena Pohjois-Saksan siirtoverkossa. Vastaavaan tehomäärän 7

8 irtikytkeytymisellä on todettu olevan vakavia seurauksia koko UCTE-järjestelmän stabiilisuuden kannalta. Tämän seurauksena E.ON Netz määrittelikin vuonna 2003 erityismääräyksiä tuuliturbiinien dynaamista käyttäytymistä koskien. Määräykset muun muassa määrittelevät ajasta riippuvat jännitetasot, joiden yläpuolella tuuliturbiini ei saa kytkeytyä irti verkosta. (kuva 11.8) Kuva 11.8 Vaatimuksia tuulipuistoille E.ON Netz alueella vuodesta 2003 lähtien Pätötehotasapainon lisäksi myös jännitetaso ja loistehotasapaino on otettava huomioon sähköjärjestelmän ylläpidossa. Tämän vuoksi edellytettiin laajempia tarkasteluja tuuliturbiinien dynaamisesta käyttäytymisestä vikatilanteiden aikana ja erityisesti keskityttiin seuraaviin kysymyksiin: (kuva 11.9) sallittu pätötehotuotannon palautumisen nopeus vian jälkeen loistehon kulutuksen rajoitukset vian aikana vaadittava tuulipuistojen varajännitekäyttö sallittu rinnakkaisten johtojen kuormitusrajat ensisijaisen säädön näkökulmasta taajuuden säätö taajuusrajojen kasvaessa. Kuva 11.9 Tuuliturbiinien optimaalinen toiminta pätö- ja loistehon säädön kannalta Alustavien tarkastelujen perusteella ainakin erityisvaatimukset koskien pätötehotuotannon palautumisnopeutta, varajännitekäyttöä ja loistehotasapainoa ovat välttämättömiä, jotta sähköjärjestelmän laajamittaisilta keskeytyksiltä vältyttäisiin. 8

9 Tarkastelujen päätavoitteena oli tarkastella erityisesti tuulipuistojen optimaalista toimintaa vakavien vikatilanteiden aikana. Tarkastelujen johdosta määritetyt lisävaatimukset tuuliturbiineille varmistivat osaltaan, että vakavan siirtoverkkotason vian johdosta irtikytkeytyvä tuulivoimakapasiteetti tulevaisuudessa ei ylittäisi 3000 MW:a. Nämä määrittelyt lisättiin Grid Code :een, joka on ollut voimassa elokuusta 2003 lähtien ja määrittelyjen tavoitteena oli, että ne olisivat tuuliturbiinityypistä riippumattomia. Dynaamisissa tarkasteluissa käytetty verkkomalli sisälsi lähes koko UCTE-järjestelmän siirtoverkkomallin sekä suuren määrän verkkoon kytkettyjä generaattoreita ja tuuliturbiineita tarkastelujen mahdollisimman todenmukaisen tuloksen varmistamiseksi Simulointituloksia Jännitteen laatu Koko järjestelmää koskevien tarkastelujen perusteella voidaan todeta, että tuulipuistot vaikuttavat jännitteen laatuun sekä taajuus- ja jännitestabiilisuuteen käytettävästä teknologiasta riippuvalla tavalla. Esimerkiksi lapakulmaohjauksella toimivan tuuliturbiinin epätahtigeneraattorin loistehon kulutus on huomattavaa vian aikana ja sen jälkeen. Nykypäivän tehoelektroniikkaan perustuvat tuuliturbiinitoteutukset vaikuttavat huomattavasti vähemmän järjestelmän loistehotasapainoon. Esimerkiksi merkittävän vian aikana turbiinin suojaustoimet voivat aiheuttaa suuntaajan irtikytkeytymisen. Kuvassa on esitetty tuuliturbiinin toimintaa vian aiheuttaman suojaustoiminnon seurauksena. Kuvan perusteella voidaan todeta, että täysimittaisen suuntaajakäytön tapauksessa (tyyppi D) tuuliturbiinin vaikutus järjestelmän loistehotasapainoon on vähäinen. Käytännössä tuuliturbiini voi syöttää vain nimellisen virtansa suuruista vikavirtaa. Kuten on todettu, tuulivoimakapasiteetin kasvaessa sähköjärjestelmässä tuuliturbiinien on pysyttävä verkossa myös vikojen aikana ja palattava mahdollisimman nopeasti ennen vikaa vallitsevaan toimintatilaansa vian poistuttua. Kuitenkin tuuliturbiinit, joiden toiminta ei täyttänyt asetettuja dynaamisia vaatimuksia kuluttivat merkittävästi loistehoa vian aikana. Modernit tuuliturbiinit voivat niiden kapasiteetista riippuen osallistua jännite- ja taajuuden säätöön tavanomaisten tuotantoyksiköiden tavoin. Jotta jännitteen laatu voitaisiin säilyttää entisellään, on todettu, että voi olla eduksi vaihtaa tuuliturbiinin vakiotehokulmaohjaus varajännitekäyttöön, jos vian aiheuttama jännitteen lasku on yli 10 %. Näin vältytään napajännitteen äkilliseltä laskulta vian poistuttua ja samalla voidaan parantaa järjestelmän jännitteen laatua. (kuva ja kuva 11.12) Jotta 110 kv:n jännitetason jännitteen laatu voitaisiin pitää entisellään, pitää mahdolliset tuuliturbiinin aiheuttamat jälkivaikutukset järjestelmään jännitteeseen estää mahdollisuuksien mukaan. Tämän vuoksi tuuliturbiinien olisi palattava mahdollisimman nopeasti ennen vikaa vallitsevaan tilaansa. 9

10 Kuva Kolmivaiheisen vian vaikutus tuuliturbiinin toimintaan a) tyyppi A, b) tyyppi C, c) tyyppi D Kuva Jännitteen lasku kolmivaiheisessa viassa E.ON Netz-alueen pohjoisosissa 10

11 Kuva Jännitteen palautuminen 110 kv:n jännitetasolla siirtoverkon kolmivaiheisen vian jälkeen Taajuuden stabiilisuus Vaikka perinteisten tuotantoyksiköiden toiminta häiriintyy lähinnä vain liitäntäkiskossa tapahtuvissa vioissa, tuuliturbiinit voivat kytkeytyä irti verkosta huomattavasti herkemmin. Koska suuri määrä tuuliturbiineja on kytketty suhteellisen lähelle toisiaan, vika järjestelmässä voi johtaa jopa 2800 MW:n suuruisen osin vanhentuneen tuuliturbiinikapasiteetin kytkeytymiseen irti verkosta. Simulointitulosten perusteella voidaan todeta, että vastaavan suuruisen tuotantokapasiteetin irtikytkeytyminen johtaa noin 160 mhz:n pysyvän tilan taajuusvirheeseen. (kuva 11.13) Kuva Taajuuden vaihtelu UCTE-järjestelmässä 2800 MW:n tuulivoimakapasiteetin irtikytkeytymisessä Nykyiset tuuliturbiinien dynaamiset vaatimukset sekä vanhojen tuuliturbiinien päivittäminen vastaamaan nykypäivän vaatimuksia vähentävät osaltaan pysyvän tilan taajuusvirhettä. Kuitenkin jatkossa asennettavan tuulivoimakapasiteetin, ja erityisesti tuulipuistojen, yhteydessä on huolehdittava tarkoin, että tuuliturbiinit eivät kytkeydy irti verkosta edes suhteellisen lähellä tapahtuvan vian seurauksena. Tammikuusta 2003 lähtien tuuliturbiineilta, jotka pysyvät verkossa vian aikana, edellytetään pätötehon tuotannon palautumista vikaa edeltäneeseen tasoon 10 s kuluessa vian poistumisesta. Tutkimusten mukaan näin järjestelmän taajuuden heilahtelu pysyy UCTEjärjestelmän vaatimusten sisällä. Kuvassa on havainnollistettu uusien vaatimusten mukaisten tuuliturbiinien vaikutusta E.ON Netz-alueella syntyvään taajuuden vaihteluun. 11

12 Kuva Hetkellinen ja jatkuvan tilan taajuuden muutos nykyisten tuuliturbiineille vaadittujen ominaisuuksien kanssa ja ilman niitä Tarkasteltavat vikatilanteet voidaan yleisesti jakaa kahteen: lähellä generaattoria tapahtuvat kolmivaiheiset viat ja kauempana generaattorista tapahtuvat kolmivaiheiset viat. Erityisesti lähellä generaattoria tapahtuvat viat voivat aiheuttaa suuria rasituksia tuuliturbiinin mekaanisille ja sähköisille komponenteille, jotka taas riippuvat käytetystä tuuliturbiinityypistä. Tämän vuoksi voidaan nähdä edulliseksi, että määriteltäisiin tietyt tilanteet, joissa tuuliturbiini voisi lyhytaikaisesti kytkeytyä irti verkosta, jolloin tuuliturbiineille kohdistuvia rasituksia voitaisiin pienentää. Tähän liittyen tuuliturbiinit jaettiin kahteen ryhmään: tuuliturbiineille, joiden liitäntäpisteen jännite tippuu alle 45 %:n nimellisarvostaan, edellytetään, että niiden pätötehon tuotanto palautuu 20 sekunnissa ja tuuliturbiineille, joiden liitäntäpisteen jännite jää yli 45 %:n nimellisestä pätötehon tuotannon on palauduttava 5 sekunnissa. Kuvassa on esitetty kyseisten vaatimusten vaikutusta järjestelmän taajuuden vaihteluun. Kuva Järjestelmän taajuuden vaihtelu, kun tuuliturbiinit jaetaan kahteen ryhmään liitäntäpisteen jännitteen mukaan Sellaisten tuuliturbiinien tapauksessa, jotka eivät pysty toteuttamaan edellä esitettyjä vaatimuksia, paras ratkaisu voi olla niiden lyhytaikainen irtikytkeytyminen verkosta. Tämä edellyttää kuitenkin tuuliturbiinin nopeaa synkronointia järjestelmään ja pätötehon tuotannon palautumista. Useimmissa tapauksissa pätötehon palautuminen vikaa edeltävälle tasolle ja sitä kautta järjestelmän taajuusstabiilisuus ovat tärkeysjärjestyksessä ensimmäisenä vian poistuessa järjestelmästä. Jos jännite kuitenkin nousee hyvin hitaasti vian jälkeen, nousevat jännitestabiilisuus ja paikallinen jännitteen laatu ykkösprioriteetiksi. Simulointitarkasteluissa on otettava huomioon myös siirtojärjestelmän ja ennen kaikkea alueita yhdistävien siirtojohtojen ylikuormitusrajat, joiden ylittyminen voi rajoittaa reservikapasiteetin käyttöä. Vaikka tarkasteluissa nämä ylikuormitusrajat eivät ylittyneetkään, lisätarkasteluja vaaditaan kokonaiskuvan saamiseksi tuulivoiman vaikutuksesta siirtoyhteyksien kuormitukseen. Jos kaikki asennetut tuuliturbiinit täyttäisivät edellä kuvatut vaatimukset, järjestelmän toiminta ja stabiilisuus tehostuisivat huomattavasti tämän hetken tilanteeseen nähden, vaikka 12

13 uusien siirtoyhteyksien rakentamista, reservikapasiteetin uudelleensuunnittelua ja tuulivoimaloiden sijoittelun suunnittelua voidaan nähdä välttämättömänä kaikkien vaatimusten täyttämiseksi. Tuulivoimalat, joiden säädettävyys on huono, voivat täyttää edellä kuvatut vaatimukset esimerkiksi dynaamisten kompensaattoreiden kanssa tai muodostamalla tuulipuiston yhdessä nykyaikaista säätötekniikkaa sisältävien tuuliturbiinien kanssa. Noudattamalla edellä kuvattuja vaatimuksia vian aikana irtikytkeytyvän tuulivoimakapasiteetin määrää voidaan pienentää huomattavasti ja siten järjestelmän vaatimukset jännitteen laadulle ja jännite- ja taajuusstabiilisuudelle täyttyisivät myös tulevaisuudessa Tuuliturbiinien dynaamiset vaatimukset Dynaamiset häiriöiden aikaiseen toimintaan liittyvät vaatimukset tuuliturbiineille E.ON Netz-alueella perustuvat dynaamisiin järjestelmätarkasteluihin. Niiden perusteella laajojen tuulivoimalakokonaisuuksien liittäminen Euroopan järjestelmään edellyttää seuraavien vaatimusten täyttämistä: Yleisenä ohjeena kolmivaiheinen vika lähellä tuuliturbiinia ei saa johtaa turbiinin irtikytkeytymiseen kuvan 11.7 yhtenäisen viivan yläpuolella. Tällöin pätötehon tuotannon on palauduttava 5 sekunnin kuluessa vian poistumisesta. Tummennetulla alueella sallitaan 20 sekunnin pätötehon palautumisaika. Kauempana tapahtuvat viat eivät saa aiheuttaa tuuliturbiinin irtikytkeytymistä. Tuotantoyksiköiden tulisi myös toimia järjestelmän jännitteen tukena, jos liitäntäpisteen jännite laskee yli 10 %. Kuva Ohjeet tuuliturbiinin toiminnasta ajan ja jännitteen suhteen Tilanteissa, joissa tuuliturbiinin irtikytkentä hetkellisesti on välttämätöntä esimerkiksi sen loistehon kulutuksen kasvaessa merkittävästi, se sallitaan kuvan katkoviivalla merkityllä alueella. 13

14 Kuva Varajännitekäyttöön siirtyminen järjestelmän vian seurauksena Johtopäätökset Poliittinen tuki uusiutuvien energiamuotojen käytölle on johtanut tuulivoimatuotannon merkittävään kasvuun Saksassa ja erityisesti E.ON Netz-alueella. Tuulivoimalla tuotetun energian siirtäminen muualle järjestelmään synnyttää teknisiä rajoitteita ja siten pullonkauloja alueiden välille. Lyhyellä tähtäimellä tehotasapaino voidaan ylläpitää paikallisen säätökapasiteetin avulla, mutta tulevaisuudessa siirtoyhteyksien vahvistaminen on välttämätöntä sähköjärjestelmän luotettavuuden varmistamiseksi. Tuulivoimakapasiteetin kasvu lisää säätöreservien tarvetta, jotta ennustetun ja toteutuneen tuulivoimatuotannon erotus voitaisiin kattaa ja se taas aiheuttaa kustannuksia järjestelmän haltijalle. Tulevaisuudessa tuulivoimaloiden on integroiduttava yhä kiinteämmäksi osaksi sähköjärjestelmän säätömekanismeja ja niiden on täytettävä vaatimukset, jotka edellytetään yhteen liitettyjen alueiden stabiilisuuden säilyttämiseksi. Päästäkseen tähän tavoitteeseen E.ON Netz on määritellyt erityiset tuulivoimaloita koskevat vaatimukset yhdessä tuuliturbiinien valmistajien ja muiden järjestelmäoperaattoreiden kanssa. Siitä huolimatta jatkotarkastelut ovat välttämättömiä sähköjärjestelmän ja tuuliturbiinien kehittyessä jatkuvasti ja tämä voikin johtaa tuuliturbiinien liitäntävaatimusten asteittaiseen kiristämiseen ja tuuliturbiinien järjestelmälle antaman tuen kasvattamiseen erityisesti sähköjärjestelmään liitettävien merituulipuistojen tapauksessa. 14