Sähkövoimatekniikka TAMPEREEN TEKNILLINEN YLIOPISTO. Tuulivoimateknologia sähkönjakeluverkoissa. Hannu Laaksonen ja Sami Repo.

Transkriptio

1 Sähkövoimatekniikka TAMPEREEN TEKNILLINEN YLIOPISTO Raportti Tuulivoimateknologia sähkönjakeluverkoissa Hannu Laaksonen ja Sami Repo Tampere 2003

2 Hannu Laaksonen ja Sami Repo Tuulivoimateknologia sähkönjakeluverkoissa Tampere: Tampereen teknillinen yliopisto, 2003, 88 s. Raportti / Tampereen teknillinen yliopisto, Sähkövoimatekniikka; ISBN ISSN X UDK

3 Alkusanat i ALKUSANAT Tutkimus on toteutettu osana laajempaa West Wind hanketta, jossa pyritään edistämään tuulivoiman sijoittamista Länsi-Suomen alueelle. Kyseisessä hankkeessa kartoitetaan mm. tuulivoimalle soveltuvia sijoituspaikkoja tuuliolosuhteiden, maankäytön, sähköverkon ja tiestön suhteen. Tämä tutkimus liittyy tuulivoiman tekniseen vaikutukseen sähköverkossa. Erityistarkastelun kohteeksi valittiin Högsåran saarelle sijoitettavan 3 MW:n tuulipuiston sähkötekninen tarkastelu Fortum Sähkönsiirto Oy:n keskijänniteverkossa. Tutkimuksen tarkoitus oli selvittää nykyisin käytössä olevien verkkotietojärjestelmien, erityisesti ABB Open++ Opera suunnittelu- ja verkostolaskentamenetelmien, soveltuvuus tuulivoiman aiheuttamien verkostovaikutusten tarkastelemiseen. Tämä raportti on kirjallisuuskartoitus nykyisten sähköjakeluverkkoihin liitettyjen tuulivoimalakonseptien teknisistä ominaisuuksista lähinnä jakeluverkkovaikutusten näkökulmasta tarkasteltuna. Tutkimuksen muut osiot raportoidaan erillisissä raporteissa: Hajautetun tuotannon huomioiminen sähkönjakeluverkon suunnittelussa, Keskijänniteverkon siirtokyky jännitteennousun perusteella Högsåran tuulivoimalan tapaustutkimus ja Tuulivoimaan perustuvan hajautetun sähköntuotannon vaikutus jakeluverkon suojaukseen. Tutkimus on toteutettu Fortum Sähkönsiirto Oy:n tilaustutkimuksena. Erityiset kiitokset projektin organisoinnista Joni Brunnsbergille ja sähköteknisistä neuvoista Osmo Huhtalalle ja Mikael Mickelssonille. Tampereella Hannu Laaksonen Sami Repo

4 ii Tiivistelmä TIIVISTELMÄ Tämä raportti on kirjallisuuskartoitus nykyisten sähköjakeluverkkoihin liitettyjen tuulivoimalakonseptien teknisistä ominaisuuksista lähinnä jakeluverkkovaikutusten näkökulmasta tarkasteltuna. Parhaimmat tuuliolosuhteet sijaitsevat yleensä haja-asutusalueilla rannikolla tai vuoristossa, joiden jakeluverkko on suhteellisen heikko ja asettaa näin ollen mahdollisesti rajoituksia tuulivoiman jakeluverkkoon liittämiselle. Tuuliturbiinin roottorin pyörimisnopeuden mukaan laitokset voidaan jakaa 1) vakionopeuksisiin (yksi- ja kaksinopeuksiset) ja 2) muuttuvanopeuksisiin (myös osittain muuttuvanopeuksiset). Niiden teknisillä ominaisuuksilla on suuri merkitys turbiinin dynaamiseen käyttäytymiseen ja tuulivoimalan tuottaman sähkön laatuun. Vakionopeuksinen tuulivoimala aiheuttaa normaalisti jännitekuopan verkkoon kytkettäessä ja normaalitoiminnassa se saattaa aiheuttaa välkyntää tornin varjosta ja tuulennopeuden gradientista johtuen. Vakionopeuksisten tuulivoimaloiden tapauksessa (erityisesti useista voimaloista koostuvissa tuulipuistoissa) mahdollinen välkyntätasojen ylittyminen voi joissain tapauksissa siis rajoittaa kytkettävän tuulivoiman määrää. Myös toistuvat pysäytykset ja käynnistykset saattavat aiheuttaa välkyntää (normaalisti pehmokäynnistimien verkkoon syöttämät yliaallot eivät aiheuta ongelmaa). Muuttuvanopeuksisilla tuulivoimaloilla ei sen sijaan esiinny tornin varjosta ja tuulennopeuden gradientista johtuvaa tehovaihtelua/välkyntää. Muuttuvanopeuksisten tuulivoimaloiden taajuudenmuuttajat saattavat kuitenkin aiheuttaa yliaaltovirtoja verkkoon. Heikoissa jakeluverkoissa, tuulivoimantuotannosta johtuvien ylijännitteiden sallituissa rajoissa pitämiseen, ilman verkonvahvistamista, on tapauksesta riippuen vaihtoehtoisia mahdollisuuksia. Näitä ovat mm. taajuudenmuuttajalla varustetun muuttuvanopeuksisen tuulivoimalan tehokertoimen säätö ja tulevaisuudessa yhä lisääntyvässä määrin myös energian varastointi. Energian varastointivaihtoehdoista lähitulevaisuudessa todennäköisimpiä ovat pumppuvoimala- ja akustoratkaisut.

5 Abstract iii ABSTRACT This report is a literature survey which considers several technical aspects of different distribution network connected windpower concepts mainly from distribution network effects point of view. Based on the rotation speed of the windturbine rotor can windpower plants be divided to fixed-speed (one- or two-speed) and variable-speed (also partly variable-speed) windmills. The technical differences of these windmills have a major impact on the dynamic behaviour and power quality of the windturbine. Normally fixed-speed windturbine produces a voltage dip during start-up and in steady-state operation it may produce flicker due to tower shadow and wind gradient. Especially in case of windfarms maximum allowable flicker limit may be exceeded and in those cases penetration of windpower to the network will be limited. Also frequent stopping and starting of windturbines may cause flicker. Whereas the variable-speed windturbines don t have so much fluctuation in output power and flicker due to tower shadow and wind gradient doesn t exist. However frequency converters of variable-speed windturbines may produce harmonic currents to the distribution network. In weak networks overvoltage problem with windturbines can be managed in different ways without restructuring network. One possibility is power factor control with frequency converter and in future also energy storages will become more common. In near future the most probable energy storage technologies are pumped-storage plant and battery solutions.

6 iv Sisällysluettelo SISÄLLYSLUETTELO Alkusanat...i Tiivistelmä...ii Abstract...iii 1. Tuulivoimantuotanto suomessa ja euroopassa Tuulivoimantuotannon kehitys Suomessa Suomalaisen tuulivoimateknologian vienti Tuulivoimakapasiteetin kasvu Euroopassa vuonna Tuulivoimantuotannon taloudellisuus Tuulivoimalaitosten sijoituspaikka ja mahdollisia verkkovaikutuksia Suosituksia sallituista tuulivoimalan aiheuttamista jakelujännitteen muutoksista Yliaallot Tuulivoimalaitokset Rakenne Vakionopeuksinen tai muuttuvanopeuksinen Vakionopeuksinen Muuttuvanopeuksinen Vakio- tai muuttuvanopeuksiset tuulivoimalakonseptit Tuuliturbiinin roottori Sakkaussäätö Lapakulmasäätö Aktiivinen sakkaussäätö Lapojen lukumäärä Vaihteisto Generaattori Generaattoriratkaisuja ja niiden ominaisuuksia Epätahtigeneraattori Tahtigeneraattori Suurjännitegeneraattori Tuulivoimaloiden taajuudenmuuttajaratkaisut Suojaus- ja ohjausjärjestelmät Tuuliturbiinin suojaus...48

7 Sisällysluettelo v Ohjaus- ja säätöjärjestelmä Generaattorilaitteiston suojaus Pienvoimalan perussuojaus Pienvoimalan lisäsuojaus Energian varastointiyksiköt Pumppuvoimala Yhdistetty varastointi (akustot) Tuulipuistot Loistehon kompensointiyksiköt Tehonsäätö ja varastointiyksiköt HVDC Uusia teknisiä vaatimuksia suurille tuulipuistoille Dynaaminen stabiilisuus vikatilanteissa Tehonsäätövaatimus Laitosvalmistajia Suomeen rakennettujen tuulivoimalaitosten valmistajat Tanska Saksa Suomi Laitosvalmistajien uudet tuulivoimalat Suomen tuulivoimalaitosten tekniikkaa Yhteenveto Vakionopeuksinen tai muuttuvanopeuksinen Vakionopeuksinen (yksi- tai kaksinopeuksinen) Muuttuvanopeuksinen...75 Lähdeluettelo...78 Liite 1. Sijoituspaikan tuulisuuden selvittämisestä...81 Liite 2. Tuulivoimatekniikan perusteita...84

8

9 Tuulivoimantuotanto Suomessa ja Euroopassa 1 1. TUULIVOIMANTUOTANTO SUOMESSA JA EUROOPAS- SA 1.1 Tuulivoimantuotannon kehitys Suomessa Suomen ensimmäinen verkkoon kytketty tuulivoimalaitos pystytettiin vuonna 1986 Inkoon Kopparnäsiin Imatran Voima Oy:n toimesta ja sitä seuranneena vuonna 1987 KTM ja Ilmatieteen laitos käynnistivät selvityksen Tuulienergiatutkimus suurvoimatuotantoa varten. Tuuliolosuhteiden kartoitus ja muu tuulivoiman hyödyntämiseen tähtäävä tutkimus laajentui ja systematisoitui vuonna 1988, kun Kauppa- ja teollisuusministeriön uusia energiatekniikoita tutkinut NEMO-ohjelma käynnistettiin. Vuoden 1991 alussa Kemijoki Oy pystytti 65 kw arktisen koetuulivoimalan Enontekiön Hettaan ja saman vuoden lopulla rakennettiin maamme ensimmäinen tuulivoimapuisto (4 x 200 kw) Korsnäsiin lähelle Vaasaa. Vuonna 1993 rakennettiin toistakymmentä kw tuulivoimalaitosta, pääosin Perämeren rannikolle. Vuosina rakennettiin kw laitoksia Perämeren lisäksi myös Ahvenanmaalle ja Lappiin, ja vuonna 1998 rakennettujen laitosten yksikkökoko vaihteli jo 500 ja 750 kw:n välillä. Vuonna 1999 Suomessa rakennettiin noin 20 MW lisää tuulivoimaa seuraaville paikkakunnille: Lumijoelle 660 kw offshore-laitos, Poriin 8 x 1 MW tuulipuisto, Kotkaan 2 x 1 MW, Uuteenkaupunkiin 2 x 1,3 MW, Oulunsaloon yksi 1,3 MW laitos, Kuivaniemeen 3 x 750 kw, Närpiöön yksi 750 kw laitos, Ahvenanmaalle 2 x 600 kw ja Olostunturille 3 x 600 kw. Kesällä 2001 Winwind Oy toimitti Oulun Energialle ensimmäisen suomalaisvoimin toteutetun 1 MW tuulivoimalaitoksen Oulun Vihreäsaareen. [1] Tuulivoimarakentamiseen liittyy maisemallisia, alueidenkäytöllisiä sekä luonnon- ja ympäristönsuojelullisia näkökohtia. Tuulivoimaloiden rakentaminen edellyttää teknisten ja taloudellisten mahdollisuuksien, ympäristöarvojen sekä alueidenkäytön yhteensovittamista. Suomessa tuulivoiman hitaan rakentamisen osasyynä on ollut epätietoisuus ympäristölainsäädännöstä ja sen soveltamisesta. Keväällä 2001ympäristöministeriö asettikin työryhmän selvittämään tuulivoimarakentamisen edellytyksiä ympäristölainsäädännön kannalta. Työryhmän kesäkuussa 2002 jättämässä mietinnössä annetaan suosituksia mm. lupa- ja kaavoitusmenettelyn toteuttamisesta tuulivoimarakentamisen yhteydessä. Kauppa- ja teollisuusministeriö (KTM) on asettanut tavoitteeksi lisätä tuulisähkön tuotantokapasiteetti 500 MW:iin vuoteen 2010 mennessä, kun vuoden 2002 lopussa rannikoilla ja Lapissa toimivien verkkoon kytkettyjen tuulivoimalaitosten yhteiskapasiteetti oli 41 MW:a (eli noin 0.1 % Suomen kokonaissähkönkulutuksesta). Jotta tämä tavoite toteutuisi, tulisi valtion tukijärjestelmä muuttaa sellaiseksi, että se mahdollistaa tuulivoimalainvestoinnit nykyistä riskittömämmin. Tähän liittyen KTM:n työryhmä julkaisikin toukokuussa 2002 selvityksensä Uusiutuvilla energianlähteillä tuotetun sähkön edistämiskeinot Suomessa. [2]

10 2 Tuulivoimantuotanto Suomessa ja Euroopassa Kuvassa 1.1 on esitetty tuulivoimantuotannon kehittyminen Suomessa vuoden 2001 marraskuuhun asti ja kuvassa 1.2 näiden tuulivoimaloiden sijoituspaikat. Tällä hetkellä Suomessa on käynnissä useita tuulivoimaloiden rakentamishankkeita. Seuraavassa osa näistä hankkeista [2]: - Vapo Oy, Kuivaniemi, 1 x 2 MW, pystytetään vuoden 2002 aikana. - ABB/Rautaruukki, Raahe, 5 7 voimalaa, joiden yhteinen teho on n 8 12 MW. - ABB, Hanko, MW:n tuulipuisto, Simo, n. 20 MW:n tuulipuisto. - PVO Innopower, Kokkola, 2 x n. 1 MW, rakentaminen alkaa vuonna Tulevia projekteja lisäksi Kristiinankaupungissa ja Oulunsalossa. - Ålands Vindenergi Andelslag, Nyhamn, 7 x 1.8 MW (Enercon). Menossa ympäristövaikutusten arviointi, joka valmistuu elokuussa Sumituuli Oy, Tornio, Menossa tuulimittaukset, jos tulokset osoittautuvat hyviksi, 1 x 1 MW laitos. - Hyötytuuli Oy, Meri-Pori, 1 x 2 MW (Bonus), voimala valmistuu heinäkuussa Kuva 1.1 Tuulivoimakapasiteetin ja -tuotannon kehittyminen Suomessa [3] Kuva 1.2 Suomeen vuoden 2001 loppuun mennessä sijoitettujen tuulivoimalaitosten sijainti [3]

11 Tuulivoimantuotanto Suomessa ja Euroopassa Suomalaisen tuulivoimateknologian vienti Suomalaisen tuulivoimateknologian markkinat ovat hyvin vientipainotteiset. Viennin arvo oli viime vuonna lähes 200 milj. euroa, joka vastaa noin 2000 työpaikkaa alan yrityksissä. Suomalaisyritykset toimittavat mm. kokonaisia tuulivoimaloita (WinWind), generaattoreita (ABB) ja inverttereitä, vaihteita (Metso) ja muita voimansiirron komponentteja, torneja ja niiden materiaaleja, lapojen jäänestojä r- jestelmiä, sekä suunnittelun, rakentamisen, käytön ja kunnossapidon palveluita. [2] 1.3 Tuulivoimakapasiteetin kasvu Euroopassa vuonna 2002 Vuoden 2002 aikana kasvoi Eurooppaan asennetun tuulivoimakapasiteetin suuruus MW:iin. Vuoden 2002 kuluessa tuulivoimakapasiteetin määrä kasvoi Euroopassa 5871 MW:a. Saksassa tuulivoimakapasiteetti lisääntyi eniten eli 3247 MW:a. Vuoden 2002 lopussa Saksan tuulivoimakapasiteetti oli yhteensä MW, mikä on yli puolet koko Euroopan tuulivoimakapasiteetista. Tuulivoimantuotanto kattaa täten Saksan nykyisestä kokonaissähkön kulutuksesta 4.7 % (tosin Saksan osavaltioissa, Schleswig-Holsteinissa ja Ala-Saksissa osuus nousee %:iin). Saksan hallituksen tavoitteena on vuoteen 2025 mennessä kasvattaa tuulivoimantuotannon osuus vähintään 25 prosenttiin kokonaissähkön kulutuksesta. Suurin osa tuulivoimasta ( MW:a) tuotettaisiin Pohjanmerelle ja Itämerelle rakennettavissa merituulipuistoissa. Toiseksi eniten, yli 1493 MW:a tuulivoimakapasiteettia rakennettiin vuoden 2002 aikana Espanjaan. Sen seurauksena Espanjassa oli Euroopan toiseksi eniten (4830 MW:a) asennettua tuulivoimakapasiteettia. Tanskassa taas oli vuoden 2002 lopulla asennettuna 2880 MW:a (eli 20 % Tanskan kokonaissähkön kulutuksesta) tuulivoimakapasiteettia, mikä oli Euroopan kolmanneksi eniten. Tuulivoimakapasiteetin vuosittainen lisäys Euroopassa (sekä nykyinen kapasiteetti maittain) voidaan taulukosta 1.1 ja kuvasta 1.3. [2,4] Taulukko 1.1 Tuulivoimakapasiteetti Euroopan maissa vuosien lopussa [4] Maa Tuulivoimakapasiteetti vuoden 2000 lopussa (MW) Tuulivoimakapasiteetti vuoden 2001 lopussa (MW) Tuulivoimakapasiteetti 2002 syksyllä (MW) Saksa Espanja Tanska Italia Hollanti Iso-Britannia Ruotsi Kreikka Portugali Ranska Irlanti Itävalta Norja Belgia Suomi Puola Turkki Luxemburg Tsekki Sveitsi Romania Yhteensä vuoden

12 4 Tuulivoimantuotanto Suomessa ja Euroopassa Kuva 1.3 Tuulivoimakapasiteetti Euroopassa vuoden 2002 lopussa [4] 1.4 Tuulivoimantuotannon taloudellisuus Tuulivoimantuotanto on investointivaltainen sähköntuotantomuoto. Tuulivoiman käyttö- ja kunnossapitokustannukset ovat vain 2 %:n luokkaa projektin kokonaisinvestointikustannuksista. Käytännössä tämä tarkoittaa sitä, että sähkön tuotantokustannuksista vuotuiset pääomakustannukset (lainojen takaisinmaksu) muodostavat noin % ja muihin kiinteisiin kustannuksiin noin %. Tuotantokustannukset riippuvat myös laitoksen teknisestä käytettävyydestä (nykyiset tuulivoimalat ovat pitkälle automatisoituja ja kauko-ohjattuja ja niiden käytettävyys on yli 95 %) ja sen vuosittain tuottamasta sähkömäärästä. Vuosittaista sähköntuotantoa tarkastellaan yleensä huipunkäyttöajalla (= vuosituotanto/nimellisteho). Huipunkäyttöaika riippuu sijoituskohteen tuulioloista ja käytettävästä laitostyypistä. Tuulivoiman tuotantokustannukset lasketaan yleensä kohdistamalla investointikustannukset koko la i- toksen 20 vuoden käyttöiälle (laitosten taloudelliseksi käyttöiäksi on arvioitu vuotta) käyttäen annuiteettimenetelmää ja 5 %:n korkokantaa. Taulukkoon 1.2 on koottu suuntaa-antavia investointikustannusarvioita eri kokoluokan tuulivoimaloille ottamalla huomioon myös maaperätyypin vaikutukset. [1,39]

13 Tuulivoimantuotanto Suomessa ja Euroopassa 5 Taulukko 1.2 Tuulivoimalan investointikustannuksia [1] Tuulivoimalaitoksen hinta pystytettynä (600 kw) /kw Tuulivoimalaitoksen hinta pystytettynä (1 MW) /kw Tuulivoimalaitoksen hinta pystytettynä (1,5 MW) /kw Perustus kalliolle (600 kw) /kw Perustus pehmeään maahan (600 kw) /kw Perustus kalliolle (1 MW) /kw Perustus pehmeään maahan (1 MW) /kw Perustus kalliolle (1,5 MW) /kw Perustus pehmeään maahan (1,5 MW) /kw 20 kw verkon rakentaminen (ilmajohto) /km 20 kw verkon rakentaminen (merikaapeli) /km Muuntajat ym. sähkötekniset työt /kw Tuulivoiman investointikustannukset / kw pienenevät yksikkökoon kasvaessa. Tuulivoimalan tyypillisiä teknisiä ominaisuuksia on nähtävissä taulukossa 1.3 Taulukko 1.3 Tuulivoimalan tekniset ominaisuudet [39] Nimellisteho (kw) Huipunkäyttöaika (h) Tekninen käytettävyys (%) Käyttöikä (vuotta) 20 Tuulivoiman, kuten muidenkin energiamuotojen, tuotantokustannukset ( /kwh) voidaan laskea kaa- I valla h = ( Ci + Com ), missä C i on pääomakustannusten annuiteettitekijä (5 % korolla ja 20 vuoden e käyttöiällä C i = 0,08), C om on vuotuiset käyttö- ja ylläpitokustannukset suhteessa investointikustannuksiin (luokkaa 0,02), I on kokonaisinvestointikustannukset ( ), ja e on arvioitu vuosituotanto (kwh/a). Tuotantokustannuksissa päästään Suomessa rannikoilla ja saaristossa parhailla sijoituspaikoilla alle 4 c/kwh (ilman verohelpotuksia ja investointitukia), tulevaisuudessa on suurimmissa voimaloissa mahdollista päästä lähelle 3 c/kwh. Offshore-tuulivoimantuotannon kustannustaso on vielä hieman korkeampi (5 6 c/kwh), mutta kustannusten lasku on todennäköistä, koska merirakentaminen on Euroopassa vasta alussa. Yhteenveto tuulivoiman kustannuksista on esitetty taulukossa 1.4. [39] Taulukko 1.4 Tuulivoiman kustannukset (1 MW:n voimalalle) [39] Investointi ( /kw) Käyttö- ja kunnossapito (c/kwh) Tuotantokustannus (c/kwh) * 4 5 * Arviossa käytetty huipunkäyttöaikaa 2500 h ja käyttöikää 20 vuotta Tuuliolosuhteista riippuen, tuulivoimala maksaa sen rakentamiseen käytetyn energian takaisin kuukaudessa ja suuri osa materiaaleihin sidotusta energiasta saadaan takaisin materiaalien uudelleenkäytössä.[39]

14 6 Tuulivoimalaitosten sijoituspaikka ja mahdollisia verkkovaikutuksia 2. TUULIVOIMALAITOSTEN SIJOITUSPAIKKA JA MAH- DOLLISIA VERKKOVAIKUTUKSIA Tuulivoimala tuottaa vuodessa energiaa noin kwh/m2,a (keskituulennopeus 6 8 m/s) roottoripinta-alaa kohti. Tuulivoimalat käynnistyvät yleensä noin 3 m/s tuulennopeudella ja saavuttavat nimellistehonsa m/s nopeudella. Tuulennopeuden ylittäessä 25 m/s pysäytetään useimmat la i- tokset automaattisesti. [5] 3 P = 1 2c ρv A (2.1). Vaaka-akselisen tuulivoimalan antama teho p saadaan yhtälöstä 2.1 [6], josta nähdään että teho on suoraan verrannollinen tuuliturbiinin roottorin suuruuteen. Tämän vuoksi suuritehoisempia laitoksia kehitettäessä ovat myös roottorien mitat kasvaneet jatkuvasti. Yhtälöstä 2.1 nähdään myös että tuulivoimalan tuottama teho on verrannollinen tuulennopeuden kuutioon (v 3 ) ja tästä syystä tuulivoimalaitoksen sijaintipaikan keskimääräisillä tuuliolosuhteilla on erittäin suuri merkitys. Tuulennopeuden ajalliset vaihtelut ulottuvat erittäin nopeista (muutaman sekunnin sisällä tapahtuvista) aina vuorokausi- ja vuodenaikavaihteluihin asti. Eri vuosien välillä saattaa keskituulennopeus vaihdella, jopa %. Suomessa vuodenaikavaihtelut ovat sikäli suotuisia, että kylmempinä talvikuukausina keskituulennopeudet ovat suurimmillaan. Tuulivoimalan tuotantoa arvioitaessa on siis oleellista selvittää tuulennopeuksien tilastollinen jakauma ja ajalliset vaihtelut kyseisessä kohteessa. Tuulivoimantuotannon vuosivaihteluita on esitetty kuvassa 2.2. [1,7] Lisää sijoituspaikan tuulisuuden selvittämisestä liitteessä 1 ja tuulivoimatekniikan perusteista liitteessä 2. Kuva 2.1 Tuulivoimalan tuotantoteho kasvaa tuuliturbiinin roottorin pyyhkäisypinta-alan kasvaessa. [8] Tuuliturbiinin roottorin koon suhde generaattorin kokoon vaikuttaa energiantuotantoon merkittävästi. Suurella tuuliturbiinin roottorilla varustettu, generaattoriteholtaan pieni laitos soveltuu heikkotuulisiin

15 Tuulivoimalaitosten sijoituspaikka ja mahdollisia verkkovaikutuksia 7 kohteisiin, koska se hyödyntää paremmin alhaiset tuulennopeudet. Vastaavasti erittäin tuulisissa kohteissa kannattaa käyttää pientä tuuliturbiinin roottoria ja suuritehoista generaattoria. [1] Kuva 2.2 Suomen verkkoonkytketyn tuulivoiman tuotannon jakautuminen eri kuukausille Suomessa vuosina [1] Kuvasta 2.3 käy ilmi Suomen tuuliolosuhteet ja taulukosta 2.1 huomataan (kuten myös kuvasta 1.2) että lähes kaikki Suomen tuulivoimalaitokset on sijoitettu tuuliolosuhteiltaan otollisimmille alueille, rannikolle ja tuntureille. Laitoksen nimellisteho on usein hieman harhaanjohtava, koska esim. sakkausrajoituksisella laitoksella nimellisteho on usein määritetty selvästi laitoksen huipputehoa pienemmäksi (nimellisteholtaan 600 kw laitoksen huipputeho voi olla jopa lähes 700 kw, esimerkiksi kovilla pakkasilla sakkausolosuhteiden muututtua). Nimellisesti samantehoiset laitokset saattavat antaa samassa kohteessa hyvin erilaisia huipunkäyttöaikoja, mikä on hyvä pitää mielessä erityyppisten laitosten suorituskykyä vertailtaessa. Heikommin tuottava, mutta halpa laitos saattaa olla jossain sijoituspaikassa edullisempi valinta kuin paremmin tuottava kallis laitos. Suomessa päästään rannikko- ja saaristoalueilla h/a huipunkäyttöaikoihin. [1] Myös tornin korkeus vaikuttaa laitoksen tuottamaan energiaan ja sen hintaan. Korkeammalla maanpinnasta keskituulennopeus on suurempi ja näin saavutetaan suurempi energiantuotanto. Korkeampi torni on kuitenkin kalliimpi ja vaatii tukevamman perustuksen. Sijoituskohteelle ominainen tuulennopeuden korkeusprofiili, joka riippuu muun muassa maaston peitteisyydestä ja ympäröivän maaston pinnanmuodoista, määrää tornin optimaalisen korkeuden. Näitä tekijöitä on syytä tutkia laitosten vertailuvaiheessa. Tuulen nopeutta lähellä maan pintaa ns. pintakerroksessa (alle m) hidastaa kasvillisuuden, rakennusten ym. aiheuttama kitkavaikutus. Tuulennopeus kasvaa näin ollen ylöspäin mentäessä, ja kasvu on sitä voimakkaampaa mitä peitteisempää maasto on. On myös hyvä muistaa, että keskieurooppalaisiin olosuhteisiin kehitetyt laskentamallit yleensä aliarvioivat voimakkaasti metsän vaikutusta tuulennopeuden korkeusprofiiliin, eikä niitä ainakaan toistaiseksi voida käyttää turbulenssin arvioimiseen. [1]

16 8 Tuulivoimalaitosten sijoituspaikka ja mahdollisia verkkovaikutuksia Kuva 2.3 Suomen tuuliolosuhteet [4] Taulukko 2.1 Tuulivoimaloiden maantieteellinen sijainti Suomessa [9] Sijainti (Tuulivoimaloiden kpl määrä) Asennettu kapasiteetti (MW) Rannikko (51) 33 Epätasainen (rough) sisämaa-alue (3) 1 Matala vuoristoalue 5 Tuulivoimalan verkkoonkytkentä riippuu tuulivoimalaitoksen kokonaistehosta. Alle 5 MW:n kokonaistehoilla tuulivoimala kytketään yleensä yksikkökohtaisen muuntajan tai useamman yksikön yhteisen muuntajan kautta olemassaolevaan keskijännitejohtoon. Yli 5 MW:n kokonaistehoilla voidaan harkita myös tuulivoimalaitosten kytkemistä oman liityntäjohdon kautta 110/20 kv:n sähköasemalle ja yli 10 MW:n voimaloiden kohdalla voidaan pohtia myös tehon syöttämistä oman 110 kv:n syöttöjohdon ja muuntoaseman kautta 110 kv:n verkkoon. [1] Parhaimmat tuuliolosuhteet sijaitsevat yleensä haja-asutusalueilla rannikolla tai vuoristossa, joiden jakeluverkko on suhteellisen heikko ja asettaa näin ollen mahdollisesti rajoituksia tuulivoiman jakeluverkkoon liittämiselle. Verkon heikkous johtuu merkittävästä impedanssista jäykän verkon ja tarkastelukohteen välillä. Tuulivoimalan yksikkökustannukset nousevat merkittävästi, jos voimalan liityntäkustannuksiin sisällytetään merkittäviä verkonvahvistusinvestointeja. Pitkät etäisyydet ja rajoitettu siirtokapasiteetti jakeluverkossa voivat johtaa termiseen ylikuormittumiseen ja jännitteen stabiilisuusongelmiin kriittisten toimintaolosuhteiden aikana (esim. suuren tuotantotehon osuminen samanaikaisesti johtolähdön alhaisen kuormituksen kanssa, saattaa aiheuttaa liiallista jännitteennousua).

17 Tuulivoimalaitosten sijoituspaikka ja mahdollisia verkkovaikutuksia 9 Yleisesti ottaen tuulivoimalan verkkovaikutukset saattavat olla jännitetason muutoksia, nopeita jännitevaihteluita, kytkentöjen aiheuttamia jännitepiikkejä ja -kuoppia sekä muutoksia yksittäisten yliaaltojen määrässä tai kokonaissärössä. Esimerkiksi hetkittäinen tuulennopeuden vaihtelu voi johtaa tuulivoimalan tuotantotehon merkittävään vaihteluun (jopa 20 %:sta 100 %:iin useita kertoja 10 minuutin aikana), erityisesti silloin kun tuuli on puuskittaista kytkentä- ja nimellisnopeuden välillä, mikä taasen aiheuttaa järjestelmän jännitteen vaihtelua. Koska puuskista johtuvat nopeat tehonvaihtelut eivät kasva lineaarisesti laitosten lukumäärän mukaan vaan niiden on arvioitu kasvavan verrannollisesti laitoslukumäärän neliöjuureen, niin samaan verkon pisteeseen voidaan liittää jopa nelinkertainen määrä yksikköteholtaan puolet pienempiä laitoksia. [1,10] Yleensä tuulivoimala nostaa verkon jännitettä ja johtolähdön loppupään kuluttajat saattavat hyötyä siitä. Hyvin suunnitellulla tuotannolla voidaan siis saada parannusta jakeluverkon jännitteenalenemiin ja tarvittavia verkon vahvistuksia voidaan mahdollisesti (tapauksesta riippuen) siirtää kauemmas tulevaisuuteen. Arvioitaessa tuulivoiman mahdollisia teknisiä ja taloudellisia vaikutuksia on kuitenkin aina hyvä muistaa sen vaikea ennustettavuus ja riippuvuus tuulennopeudesta. [10] Heikoissa jakeluverkoissa alhaisen kuormitustilanteen ja suuren tuulivoimantuotannon samanaikaisuudesta johtuvien ylijännitteiden sallituissa rajoissa pitämiseen ilman verkonvahvistamista on vaihtoehtoisia mahdollisuuksia (tapauksesta riippuen). Näitä ovat muun muassa tuulivoimalan tehokertoimen säätö (mahdollista voimalatyypistä riippuen) ja tuulivoimalan liityntäpisteenjännitteen erilaiset säätöstrategiat, jakorajojen muuttaminen, erilaiset johtolähtöjen rengaskytkennät, sähköaseman kiskojännitteen asetteluarvon muuttaminen ja päämuuntajan käämikytkimen erilaiset säätöstrategiat, jakelumuuntamoiden väliottokytkinten asetteluiden muuttaminen, oikean suuruisen ja sijainniltaan optimaalisen loistehon kompensoinnin (esim. joko kondensaattoreilla tai reaktoreilla) käyttö keskijänniteverkon johtolähdöllä sekä energian varastointi. Tapauskohtaisesti olisi myös arvioitava mikä on tällaisten ylijännitetilanteiden toteutumisen todennäköisyys. Erään tutkimuksen [11] mukaan tuulivoimaloiden heikkoon jakeluverkkoon liityntäkustannuksia voidaan vähentää, jos ylijännitteet vältetään pysäyttämällä tuuliturbiinit lyhyeksi aikaa ylijännitteen ilmetessä, eikä verkkoa vahvisteta. Tutkimuksessa [11] suoritettiin tehonjaon todennäköisyyslaskelmia (kuormien ja tuulennopeuden epävarmuuden esittämiseen) jakeluverkon ylijännitteisten tuntien kokonaismäärän arvioimiseksi vuotta kohden. Menetelmä laski ali- ja ylijännitteen todennäköisyyden jokaiselle tunnille koko vuoden ajan, jotta voitaisiin päätellä kumpi kahdesta vaihtoehdosta on parempi (tuulivoimaloiden pysäytys on oletettu ohjattavan tuuliturbiineihin asennetuilla jännitereleillä). Tuuliturbiinien pysäyttämistä jännitereleillä verkonvahvistamisen vaihtoehtona, pitäisi kuitenkin käyttää vasta huolellisen harkinnan jälkeen, koska oikea tuuliturbiinin jännitereleen asetus täytyy löytää, ja koska menetetyn tuulivoimantuotannon arvoa täytyy verrata verkon vahvistuskustannuksiin. Samalla myös tulevaisuuden useampien tuulivoimaloiden asennusten mahdollisuutta ja niiden asentamisen seurauksia täytyy pohtia. [11] Tuulivoimantuotanto jakeluverkossa voi, tehokertoimesta, verkon kuormituksesta ja impedanssista riippuen, joko kasvattaa tai vähentää verkoston häviöitä. Häviöt kasvavat, jos pätötehoa joudutaan siirtämään pitkiä matkoja ja jos samalla loistehoa otetaan verkosta. Mikäli voimala ottaa paljon loistehoa verkosta, se lisää verkon häviöitä ja saattaa aiheuttaa verkkoyhtiölle lisälaskun, kun tämä vuorostaan ottaa kanta- tai alueverkosta enemmän loistehoa. Verkon häviöiden ja jännitetason kannalta on myös tärkeää, miten tuotanto ja kulutus hetkellisesti korreloivat. Mitä useammin ne ovat

18 10 Tuulivoimalaitosten sijoituspaikka ja mahdollisia verkkovaikutuksia samansuuruisia, sen parempi se on häviöiden ja jännitetason kannalta. Sen sijaan suojauksen toimintaa niiden samansuuruisuus voi vaikeuttaa (erityisesti saareikkeistumisen havaitsemisen osalta). On myös hyvä muistaa, että jakeluverkkoon liitetyt tuulivoimalat kasvattavat verkon vikavirtatasoja ja muuttavat vikavirran kulkureittejä. Tämän vuoksi on aina tarkistettava myös, että komponenttien oikosulkukestoisuus tai katkaisijoiden katkaisukyky eivät ylity. Myös suojauksen koordinointi ja vianpaikannus monimutkaistuvat jakeluverkkoon liitettävien tuulivoimaloiden myötä. [10] Jakelujärjestelmään liitettävällä hajautetulla energiantuotantoyksiköllä on myös oma vaikutuksensa jakelujärjestelmän luotettavuuteen. Tutkimustulokset [12] osoittavat, että tuulivoimalalla on erilainen vaikutus jakelujärjestelmän luotettavuuteen kuin tavanomaisella generaattorilla, johtuen tuulennopeuden satunnaisuudesta ja epälineaarisesta yhteydestä tuulivoimalan tuotantotehon ja tuulennopeuden välillä. Analyysit osoittavat, että jakelujärjestelmän luotettavuuden näkökulmasta vaaditaan useita tuulivoimalayksiköitä korvaamaan samansuuruinen tavanomainen tuotantoyksikkö [12]. Tuulivoimalatyypin valinta muuttuvanopeuksisen ja vakionopeuksisen välillä kannattaakin siis tehdä tarkasti asioita tapauskohtaisesti harkiten. Sähkön laadun kannalta nykyiset (tehovaihteluita vähentävät ja hyötysuhteeltaan yms. ominaisuuksiltaan edulliset mm. tehokertoimen säädön mahdollistavalla taajuudenmuuttajalla varustetut) muuttuvanopeuksiset tuulivoimalat ovat parempia ja vähentävät osaltaan edellä mainittujen toimien tarvetta. Muuttuvanopeuksisten tuulivoimaloiden (erityisesti pakkoohjatuilla IGBT-tehopuolijohdekytkimillä varustettujen (kytkeytyminen johtavaan ja johtamattomaan tilaan tapahtuu hilaohjauksen mukaisesti) valinnalla saadaan esimerkiksi juuri tuulivoimaloiden aiheuttamat välkyntätasot niin alhaisiksi, ettei mahdollinen välkyntätasojen ylittyminen rajoita kytkettävän tuulivoiman määrää, kuten vakionopeuksisten tuulivoimaloiden tapauksessa (erityisesti useista voimaloista koostuvissa tuulipuistoissa) voi tietyissä olosuhteissa käydä. Mainittakoon, että tyristoritehokytkimillä varustetuilla (kytkeytyminen johtavaan tilaan hilaohjauksella ja kytkeytyminen johtamattomaan tilaan syöttöpiirin tai kuorman ohjaamana), suuntaajilla on melko huono tehokerroin (sitä ei voi myöskään asetella) ja ne myös tuottavat IGBT-tehokytkimillä varustettuja suuntaajia enemmän (erityisesti matalataajuisia) yliaaltoja verkkoon. Tämän vuoksi ne vaativat myös suuremmat/kalliimmat suodattimet.

19 Tuulivoimalaitosten sijoituspaikka ja mahdollisia verkkovaikutuksia Suosituksia sallituista tuulivoimalan aiheuttamista jakelujännitteen muutoksista Standardi SFS-EN määrittelee jakelujännitteen ominaisuudet pien- ja keskijänniteverkon normaaleissa käyttöolosuhteissa. Ko. standardia ei Senerin julkaisun [10] mukaan tule kuitenkaan soveltaa pien-(/tuuli-)voimaloiden tapauksessa, koska nykyaikaisten laitteistojen täytyy pystyä saavuttamaan parempi laatutaso. Julkaisun [10] mukaan tärkeimmät huomioitavat sähkönlaatutekijät ovat: 1) Jännitevaihtelut eivät saa olla liian suuria kytkettäessä tai erotettaessa pienvoimala verkosta, 2) Jännitetason on pysyttävä standardin rajoissa ja 3) Nopeita jännitteen muutoksia ei saa esiintyä liikaa (välkyntä). Senerin julkaisun [10] mukaan liitettäessä tuulivoimala jakeluverkon säteittäisjohtoon, jolla on muita kuluttajia, jännitetason on pysyttävä standardien rajoissa. Liittymispisteessä tapahtuva sähköntuotannon aiheuttama jännitetason suhteellinen muutos verrattuna jännitetasoon, joka liittymispisteessä vallitsi ennen tuotannon lisäämistä voidaan likimäärin laskea yhtälöllä U PR + QX (2.2) 2 U U missä? U on jännitevaihtelu, U on verkon pääjännite liittymispisteessä, R on johdon resistanssi, X on johdon reaktanssi, P on tuulivoimalan pätöteho ja Q on tuulivoimalan loisteho. Yhtälössä ei kuitenkaan oteta huomioon jännitettä vastaan kohtisuorassa olevaa jännitehäviökomponenttia, joka on sitä merkittävämpi mitä suurempi tuotantoteho ja mitä heikompi verkko. Yhtälöstä (2.2) nähdään, että jännite nousee enemmän, kun sekä pätö- että loistehoa syötetään vasten verkon impedanssia. Tuulivoimalalla, jolla voi ohjata tuotannon tehokerrointa, voidaan halutessa säädellä jännitteen muutosta [10]. Tanskan ja Ruotsin suositusten mukaan jännitevaihtelu ei saa yleensä ylittää 2.5 %:ia johtolä h- döllä, ja silloin kun vain tuulivoimaa on kytketty johtolähdölle ei jännitevaihtelu saa ylittää 5 %:ia. [13]. Senerin julkaisun [10] mukaan jännitteen noustessa johdolla yli sähköasematason, tai jos sähköasemalla käytetään kuormitukseen perustuvaa jännitteensäätöä, täytyy tilanteeseen kiinnittää erityistä huomiota. Kuormitusvirtaan perustuvassa säädössä jännitettä lasketaan kuormituksen pienentyessä. Koska tuotanto pienentää päämuuntajan kuormitusta, päämuuntaja sokaistuu eikä näin ollen nosta jännitetasoa verkossa olevan todellisen kuormituksen mukaisesti. Tämä vaikuttaa kaikkiin ko. päämuuntajan syöttämien johtolähtöjen kuluttajiin. Tuulivoimalan kanssa samalla johtolähdöllä olevat kuormat eivät laskusta kuitenkaan yleensä kärsi, koska tuotanto nostaa kyseisen johtolähdön jännitetasoa [10]. Tuulivoimalan verkkoonkytkemisestä/käynnistyksestä aiheutuvan jännitemuutoksen suuruus voidaan S n laskea yhtälöllä 2.3. U = i suhde Uv (2.3), missä i suhde on tuulivoimalan kytkentävirransuhde S k nimellisvirtaan, S k on verkon oikosulkuteho ensimmäisessä muun kuluttajan kanssa olevassa yhteisessä verkon pisteessä, S n on tuulivoimalan nimellisteho ja U v on verkon vaihejännite [10]. Senerin [10] suosituksen mukaan kannattaa pienvoimalan verkkoonkytkemiselle sallia enintään 4 %:n suuruinen jännitemuutos (sama suositus myös Ruotsissa [13]). Verkkoonkytkeminen voidaan tällöin siis normaalisti sallia, jos liittymispisteen oikosulkuteho S k 25 i S (2.4). [10] suhde n

20 12 Tuulivoimalaitosten sijoituspaikka ja mahdollisia verkkovaikutuksia Tuulivoimalaitokset saattavat aiheuttaa nopeita jännitemuutoksia (tornin varjo ja tuulennopeuden muuttuminen korkeuden funktiona, lisäksi alhaisilla tuulennopeuksilla tuulivoimalat voivat käynnistyä ja pysähtyä useita kertoja esim. kahden tunnin aikana) ja sitä kautta välkyntää jakeluverkossa. Nopeiden jännitemuutosten vaikutusten mittaamiseen on olemassa oma välkyntämittari. Siinä välkynnän ärsyttävyyttä arvostellaan lyhytaikaisella häiritsevyysindeksillä (P st ) ja tästä johdetulla pitkäaikaisella häiritsevyysindeksillä (P lt ). Standardissa jakelujännitteen välkynnälle on esitetty, että viikon mittausjaksolla 95 % P lt -arvoista on oltava alle 1. Koska välkyntäilmiötä ei ole vielä kovinkaan yleisesti käytössä on Senerin julkaisussa [10] kuva (jakelujännitteen suositeltu suurin suhteellinen muutos muutostaajuuden funktiona), jonka avulla voidaan tehdä sääntöjä jakeluverkkoon liitettyjä pienvoimaloita varten. [10] Yliaallot Yliaaltoja jakeluverkkoon aiheutuu mm. hakkuriteholähteistä, tasasuuntaajista, taajuudenmuuttajista ja tyristorikäytöistä. Yliaallot aiheuttavat häviöiden kasvua verkossa, muuntajien ylikuormittumista, laitteiden kuormitettavuuden alenemista, mittareiden virhenäyttämiä, suojareleiden virhetoimintoja ja nollajohtimen ylikuormittumista. Yliaallot ilmenevät jännitemuodon säröytymisenä. Täten myös tuulivoimalat, joissa tehoelektroniikkaa (taajuusmuuttajat, suuntaajat, pehmokäynnistimet) käytetään paljon, kasvattavat jännitteen särötasoa. Standardin EN antamat raja -arvot viikon tarkastelujaksolle yksittäisten harmonisten yliaaltojännitteiden 10 minuutin tehollisarvon ja harmonisen kokonaissärön osalta ovat liian löysät tuulivoimalle soveltamiseen. Yliaalloille (erityisesti yliaaltovirroille) on siis asetettava standardia tiukemmat raja -arvot. [10] Tuulivoimalan aiheuttavat sallitut yliaaltojen määrät on annettu myös virtoina, koska verkon jännitteen säröytyminen riippuu kussakin verkon osassa kulkevista yliaaltovirroista. Senerin suosituksen [10] mukaan sallittu kokonaissärö 5 % olisi hyvä suunnittelun pohjaksi. Yliaallon järjestysluku (h) Parittomat yliaaltovirrat I h, prosenttia I R :sta Parilliset yliaaltovirrat I h, prosenttia I R :sta h < % 1.0 % 11 = h < % 0.5 % 17 = h < % 0.4 % 23 = h < % 0.2 % 35 = h < % 0.1 % Taulukko 2.1 Tuulivoimalalle sallittavat yksittäiset yliaaltovirrat I h prosentteina liittymän referenssivirrasta I R (sulakepohjaisessa liittymässä pääsulakkeen nimellisvirta I N ja tehopohjaisessa liittymässä liittymissopimuksen mukainen virta). Kokonaissärö saa olla enintään 5 %. [10]

21 Tuulivoimalaitokset TUULIVOIMALAITOKSET 3.1 Rakenne Nykyisin tuulivoimalat ovat useimmiten kolmilapaisia ja niitä käännetään tuulensuuntaan suuntamoottoreiden avulla. Tehon säätö tapahtuu joko lapakulmaa säätämällä tai kiinteälapakulmaisella sakkaussäädöllä tai näiden yhdistelmällä. Koneisto voi pyöriä yhdellä, kahdella tai vaihtelevalla kierrosnopeudella. Tuuliturbiinille on tunnusomaista suuri momentti ja alhainen (pyörimisnopeus on n r/min ) perinteisiin sähkökoneisiin verrattuna. Tarvittaessa nopeus nostetaan vaihteiston avulla generaattorille (joko tahti- tai epätahtigeneraattori) sopivaksi eli n kertaiseksi ( r/min). Tuulivoimakäyttö poikkeaa tavanomaisista sähkökonekäytöistä myös pitkällä vuoden käyttöiällään. Tosin tuulivoimalat mitoitetaan siten, että toiminta tapahtuu suurimman osan ajasta osakuormilla. [5] Kuva 3.1 Periaatekuva tuulivoimalaitoksen pääkomponenteista [1] Vaaka-akselisen kolmilapaisen tuulivoimalaitoksen pääkomponentit on esitetty kuvassa 3.1. Tuulivoimalaitoksen ( kw) tornin korkeus on yleensä m ja tuuliturbiinin roottorin halkaisija m. Torni on eurooppalaisissa laitoksissa yleensä putkirakenteinen terästorni (esim. USA:ssa käytetään myös ristikkorakenteisia), ja se on kiinnitetty betoniseen perustukseen. Konehuoneessa sijaitsevat vaihteisto, generaattori sekä säätö- ja ohjausjärjestelmät. (Konehuoneen koko ja muoto saattavat olla huollon kannalta huomionarvoisia etenkin talvisia sääoloja silmälläpitäen.

22 14 Tuulivoimalaitokset Korkealla konehuoneella varustetun laitoksen huolto voidaan suorittaa ilman, että konehuoneen kattoa tarvitsee avata. Tällöin ei konehuoneeseen myöskään pääse likaa, pölyä, kosteutta, lunta, hyönteisiä jne.) Vaihteisto muuntaa roottorin matalan kierrosluvun generaattorille sopivaksi ( rpm). Generaattori on yleisimmin 4- tai 6-napainen epätahtigeneraattori, jolloin sen pyörimisnopeus siis määräytyy sähköverkon taajuudesta. Erilliset moottorit kääntävät konehuonetta tuulen suuntaan suunta-anturin ja säätölaitteen avulla (yaw mechanism). Konehuoneen runko ja kuori valmistetaan yleensä teräksestä tai lasikuidusta. Roottorin lavat valmistetaan tällä hetkellä yleisimmin komposiittimateriaaleista, joissa käytetään lasikuitua ja joskus myös hiilikuitua tai puuta yhdessä epoksin tai polyesterin kanssa. Lavat toimivat myös laitoksen tehonsäätö- ja pysäytysmekanismina. Tehoa säädetään joko sakkaukseen tai lapakulman säätöön perustuen. Laitoksen pysäytys tapahtuu kärkijarrujen avulla (sakkaussäätöiset laitokset) tai kääntämällä koko lapa pois tuulesta (aktiivisella sakkauksella varustetut ja lapakulmasäätöiset laitokset). Lisäksi laitoksissa on toinen erillinen pysäytysmekanismi, levyjarru, joko hitaalla tai nopealla akselilla tai molemmilla (yleensä nopealla akselilla). Laitokset voidaan jakaa eri tyyppeihin sen mukaan, miten niiden tuottamaa tehoa rajoitetaan suurilla tuulennopeuksilla. Päätyypit ovat sakkaukseen perustuva ja lapakulman säätöön perustuva tehonrajoitus. Niin sanottu aktiivinen sakkaussäätö pyrkii yhdistelemään kummankin päätyypin hyviä puolia. Tuuliturbiinin roottorin pyörimisnopeuden mukaan laitokset puolestaan voidaan jakaa vakio-, kaksi- ja muuttuvanopeuksisiin. Voimansiirtomekanismin mukaan laitokset voidaan edelleen jakaa vaihteellisiin ja vaihteettomiin. Näillä ominaisuuksilla on suuri merkitys turbiinin dynaamiseen käyttäytymiseen ja tuulivoimalan tuottaman sähkön laatuun. [1] 3.2 Vakionopeuksinen tai muuttuvanopeuksinen Kaupallisista laitoksista valtaenemmistö on vakio- tai kaksinopeuksisia, mutta tulevaisuudessa muuttuvanopeuksisten markkinaosuus varmasti kasvaa. Tällä hetkellä eriasteisesti muuttuvanopeuksisia laitoksia onkin saatavilla jo useilta toimittajalta. [14] Vakionopeuksinen Vakionopeuksisessa (fixed speed) laitoksessa tuuliturbiinin roottori pyörii vakionopeudella tuulennopeudesta riippumatta ja generaattori on kytketty suoraan verkkoon. Tuuliturbiinin roottorin pyörimisnopeus määräytyy verkon taajuudesta, epätahtigeneraattorin napaluvusta ja vaihteiston välityssuhteesta. Vakionopeutta ylläpidetään tuulen muuttuessa generaattorin magnetoinnilla ja lapojen eri tehonsäätömenetelmillä. [1,15] Vakionopeuksisilla laitoksilla nimellistuulennopeutta alhaisemmilla tuulennopeuksilla tehonsäätö toteutetaan vähentämällä epätahtigeneraattorin magnetointia ja tuulennopeuden kasvaessa generaattorin magnetointia kasvatetaan, jolloin generaattori jarruttaa roottoria suuremmalla voimalla, ja ulos saatava teho kasvaa. Tuulennopeuden lisääntyessä huomattavasti yli nimellisnopeuden, jolloin magnetointia muuttamalla ei voida säilyttää roottorin vakionopeutta, tuulen roottorin lapoihin kohdistamaa voimaa täytyy alkaa rajoittamaan (sakkaussäätö, lapakulmasäätö tai aktiivinen sakkaussäätö). Koska vakionopeuksisen laitoksen roottori toimii maksimihyötysuhteella vain tietyllä tuulennopeudella, jää keskimääräinen hyötysuhde pienemmäksi kuin muuttuvanopeuksisella laitoksella. [1,15]

23 Tuulivoimalaitokset 15 Kuva 3.2 Periaatekuva vakionopeuksisesta tuulivoimalasta Vakionopeuksisten tuulivoimaloiden suurimpana ongelmana ovat tuulivoimalaitoksen tehonsäätömenetelmästä riippumatta, tornin varjon (tower shadow) ja tuulennopeuden gradientin (korkeammalla suurempi tuulennopeus) aiheuttamat tehon nopeat vaihtelut, mitkä heijastuvat myös verkkoon (välkyntä, flicker). Jos turbiinin roottorissa on kolme lapaa, tornin aiheuttama tehonlasku tapahtuu kolme kertaa jokaista roottorin pyörähtämää kokonaista ympyrää kohti. Joissakin tapauksissa käynnistyksestä johtuva välkyntä voi myös olla rajoittava usean tuulivoimalan / tuulipuiston verkkoon kytkemiselle tiettyyn verkon pisteeseen. Tästä voidaan kuitenkin päästä yli varmistamalla, että vain osa tuulivoimaloista käynnistyy samalla 10 minuutin ja 2 tunnin aikavälillä tai käyttämällä osittain / täysin muuttuvanopeuksisia tuulivoimaloita. Usean tuulivoimalan tapauksessa myös niiden tahdistuminen tietyissä olosuhteissa saattaa aiheuttaa tehovaihteluita (välkyntää) samanaikaisesti ja välkynnän häiritsevyysindeksi saattaa ylittyä [16]. Kuva 3.3 Esimerkki vakionopeuksisen tuulivoimalan (Vestas 225 kw) tehokäyrästä, josta nähdään tornin varjon ja tuulennopeuden gradientin aiheuttamat nopeat tehovaihtelut. [17] Ongelma on myös generaattorin säätelemätön loistehon kulutus (jota se tarvitsee magneettikentän ylläpitoa varten), jonka kompensoimiseksi käytetään näissä tuulivoimaloissa kompensointikondensaattoreita. Epätahtigeneraattorin ottamaa käynnistysvirtaa rajoitetaan pehmokäynnistimillä.[1,15] Kaksinopeuksinen Osaan vakionopeuksisten tuulivoimaloiden generaattoreita on tehty, sähköntuotannon lisäämiseksi, kaksoiskäämitys, sijoittamalla käämit staattoriuraan päällekkäin. Tällöin saadaan aikaan kaksi eri napalukua ja täten generaattoria voidaan pyörittää kahdella eri nopeudella tuulennopeudesta riippuen. Kaksinopeuksinen epätahtigeneraattori on kalliimpi kuin yksillä käämityksillä varustettu generaattori ja sen mahdollinen valinta tulee tehdä silloin, kun asennuspaikan keskimääräisten tuulennopeuksien jakauma osoittaa sen olevan tavallista epätahtigeneraattoria kannattavampi vaihtoehto. Tuulivoimalassa voi olla myös kaksi erillistä generaattoria (pienempi ja suurempi) kaksinopeuksisuuden aikaansaamiseksi. Kaksinopeuksiset tuulivoimalat pyörivät hitaasti 7 8 m/s tuulennopeuteen asti, minkä jälkeen pieni (yleensä kuusinapainen) generaattori kytketään pois päältä, ja roottori kiihdyttää nopeutta kunnes saavutetaan suuremman (yleensä nelinapaisen) generaattorin

24 16 Tuulivoimalaitokset määräämä pyörimisnopeus (joka on siis 50 % suurempi). Näin saadaan pienillä tuulennopeuksilla käyntiääni pidettyä hiljaisena ja lisäksi saavutetaan parempi hyötysuhde energian tuotannossa. [1,15] Muuttuvanopeuksinen Muuttuvanopeuksisten laitosten pyörimisnopeuden määrää koneisto itse. Kärkinopeussuhteen (pyörimisnopeuden ja tuulennopeuden suhde) säilyessä jatkuvasti lähellä optimia, toimii roottori lähellä maksimihyötysuhdetta tuulennopeudesta riippumatta. Käytännössä kaikkein nopeimpien tuulennopeuden vaihteluiden seuraaminen ei ole mahdollista. Lisäksi tuuliturbiinin roottorin pyörimisnopeuden ei anneta (tuulennopeuden kasvaessa) enää kasvaa, kun nimellisteho on saavutettu. Muuttuvanopeuksisten laitosten tuottamaa sähköä ei voida suoraan syöttää verkkoon. Tuotettu vaihtuvataajuuksinen vaihtovirta ensin tasasuunnataan ja sen jälkeen vaihtosuunnataan taajuudenmuuttajalla verkkotaajuiseksi vaihtovirraksi. Käytettävä generaattori voi olla joko tahti- tai epätahtigeneraattori. Muutamat tuulivoimalaitosvalmistajat käyttävät tahti-/kestomagneettigeneraattoreita, joiden moninapaisuuden ansiosta vaihteistoa ei tarvita tai vaihteisto on huomattavasti pienempi ja vähemmän huoltoa vaativa (esim. yksivaihteisia hybridi ratkaisuja). [1,15] Kuva 3.4 Periaatekuva muuttuvanopeuksisesta tuulivoimalasta. Generaattorin epäsuorasta verkkoonkytkennästä taajuudenmuuttajan välityksellä on mm. se etu, että tornin varjon ja tuulennopeuden gradientin aiheuttamat tehonvaihtelut eivät muuttuvanopeuksisissa tuulivoimaloissa heijastu verkkoon välkyntänä ja saatava ulostuloteho on näin ollen huomattavasti tasaisempaa kuin vakionopeuksisilla tuulivoimaloilla. [1,15] Kuva 3.5 Esimerkki mitatusta muuttuvanopeuksisen tuulivoimalan tehokäyrästä (katkoviiva) ja vakionopeuksisen tuulivoimalan tehokäyrästä (yhtenäinen viiva). [18] Pienemmällä nopeuden vaihtelualueella tuulivoimalaitoksen roottori voi pyöriä myös eri nopeuksilla käytettäessä epätahtigeneraattoria (liukurengasgeneraattoria), jonka roottoriresistanssia säätämällä voidaan muuttaa generaattorin jättämää 1 10 %, jolloin myös tuulivoimalaitoksen roottorin pyörimisnopeus voi vaihdella saman verran. Pyörimisnopeuden vaihtelualueen pienuudesta huolimatta saadaan tälläkin tavalla hyötyä, kun tuulennopeuden muutosten ja tornin aiheuttamat tehonvaihtelut

25 Tuulivoimalaitokset 17 pienevät, kun tuulen puuskien energia varastoidaan generaattorin roottorin mekaaniseksi pyörimisenergiaksi (osittain myös magneettiseksi energiaksi), joka hiljaisemmalla tuulella vapautetaan. Yksi huono puoli tässä menetelmässä on kuitenkin säätelemätön loistehon kulutus. [1,15] Kaksoissyöttö -kytkentä (doubly-fed) sallii generaattorin pyörimisnopeuden vaihtelun tuulen tehon mukaan. Kaksoissyöttö -käyttöinen tuulivoimala on varustettu liukurengasgeneraattorilla, jonka roottori on kytketty taajuusmuuttajan kautta verkkoon ja staattori on kytketty suoraan verkkoon. Noin % tuotetusta tehosta syötetään verkkoon taajuusmuuttajan kautta. Alle synkroninopeudella toimittaessa osa tehosta virtaa taajuusmuuttajan kautta verkosta roottorikäämitykseen, sieltä edelleen staattorikäämitykseen ja verkkoon. Yli synkroninopeudella osa tehosta virtaa taajuusmuuttajan kautta verkkoon. Osan suuruuden määrää jättämän suuruus, jolloin siis maksimissaan noin 25 % tehosta virtaa taajuusmuuttajan kautta. Tällöin myös taajuusmuuttajan päävirtapiirin kytkimet voidaan mitoittaa 25 % voimalan nimellistehosta ja säästää näin kustannuksissa. IGBT -kytkimin varustettu taajuusmuuttaja myös tuottaa magnetointiin tarvittavan loistehon. Myös tässä kytkennässä taajuudenmuuttaja tasoittaa tehovaihteluita tehokkaasti. [38] Kuva 3.6 Periaatekuva ns. kaksoissyöttö -kytkennästä Muuttuvanopeuksisen tuulivoimalan hyviä puolia - Ulostulotehon tasaisuus (ei aiheuta välkyntää, parempi sähkön laatu) -?Laitoksen tehokertoimen/tuottaman loistehon (mahdollinen) säädettävyys -?Parempi hyötysuhde verrattuna vakionopeuksiseen laitokseen -?Hitaasta pyörimisnopeudesta johtuen hiljaisempi käyntiääni alhaisilla tuulennopeuksilla -?Optimaalinen tuotanto sijoituspaikasta riippumatta -?Lavoista voidaan tehdä kapeampia ja kevyempiä ja myös torni saadaan kevyemmäksi - Vaihteisto voidaan (moninapaisilla tahtigeneraattoreilla toteutetuissa tuulivoimaloissa) jättää pois Muuttuvanopeuksisen tuulivoimalan huonoja puolia -?Monimutkainen rakenne => suurempi vikautumisherkkyys ja myös korkeat huoltokustannukset -?Kalliimpi ratkaisu (mk/kw) vielä toistaiseksi kuin vakionopeuksinen -?Kiihtyvyysvoimien aiheuttamat pyörimissuuntaiset rasitukset voivat mahdollisesti lyhentää lapojen elinikää Kaksinopeuksiset laitokset tarjoavat myöskin monia muuttuvanopeuksisen etuja ilman säätösysteemin monimutkaisuuden ja tehoelektroniikan tuomia ongelmia (vikautumisherkkyys, yliaallot), ja konsepti onkin vielä tällä hetkellä markkinoiden yleisin. [1]

26 18 Tuulivoimalaitokset 3.3 Vakio- tai muuttuvanopeuksiset tuulivoimalakonseptit 1. Vakionopeuksinen suoraan verkkoon kytketty tuulivoimala a) Perinteinen ratkaisu, jossa sakkaussäätöisessä tuulivoimalaitoksessa on käytetty epätahtigeneraattoria (oikosulkugeneraattoria), kompensointikondensaattoreita (loistehon kompensoimiseksi) ja pehmokäynnistin (käynnistysvirran rajoittamiseksi). b) Kaksinopeuksinen (kaksoiskäämitys tai kaksi epätahtigeneraattoria) tuulivoimala c) Tahtigeneraattorilla varustettu tuulivoimala. Harvinainen, käytetty pienissä, pääasiassa verkosta aina erossa olevissa, tuulivoimaloissa. Siinä tahtigeneraattorin magnetointi on toteutettu ulkoisesti käyttämällä tasasuuntaajaa (magnetointi voidaan toteuttaa myös sisäisesti). Ratkaisun harvinaisuuteen vaikuttavat mm. magnetointipiirin tarve, liukurenkaiden tarve ja monimutkaisemman suojaus- /turvallisuusstrategian tarve. Kuva 3.7 1a&b)-kuvassa on vakionopeuksinen (yksi- tai kaksinopeuksinen) suoraan verkkoon kytketty epätahtigeneraattorilla varustettu tuulivoimala ja 1c)-kuvassa on tahtigeneraattorilla varustettu tuulivoimala 2. Muuttuvanopeuksiset tai osittain muuttuvanopeuksiset tuulivoimalat a) Taajuudenmuuttajan välityksellä verkkoon kytketty tahtigeneraattorilla (ratkaisu on vähän käytetty tuulivoimaloissa) tai epätahtigeneraattorilla varustettu tuulivoimala b) Vestaksen 1990-luvun puolivälissä kehittämä Optislip-ratkaisu, jossa epätahtigeneraattorina käytetty liukurengasgeneraattoria. Käyttämällä ulkoista säädettävää roottoriresistanssia voidaan myös roottorin kokonaisresistanssia muuttaa ja täten jättämää vaihdella 1 10 %. c) Kaksoissyöttö -kytkentä, jossa taajuudenmuuttaja säätää suoraan roottorikäämitysten virtaa. Kaksoissyöttö -kytkennässä noin % tuotetusta tehosta syötetään verkkoon taajuudenmuuttajan kautta. d) Vaihteeton taajuudenmuuttajan välityksellä verkkoon kytketty tahtigeneraattorilla (kestomagneettitai liukurengasgeneraattorilla) varustettu tuulivoimala