Wind Power in Power Systems

Transkriptio

1 Wind Power in Power Systems 29. Aggregated modelling and short-term voltage stability of large wind farms (Kokonaisuuden mallintaminen ja lyhyen aikavälin jännitestabiilisuus suurilla tuulipuistoilla) 29.1 Johdanto Kokonaisuuden mallintaminen suurilla tuulipuistoilla voidaan jakaa kahteen osaan. Ensimmäinen osa keskittyy yksityiskohtaiseen esitykseen tuuliturbiinien sähköntuotannosta, tuulipuiston sisäisestä verkosta ja sen kytkeytymisestä voimajärjestelmään. Monen tuuliturbiinin vaikutusta ja niiden mahdollista keskinäistä käyttäytymistä tutkitaan tässä luvussa. Siirtoverkko voidaan esittää liittymispisteen vastakkaiselta puolelta yksinkertaistetulla sijaiskytkennällä. Siirtoverkon impedanssi riippuu siirtoverkon oikosulkutehosta liityntäpisteessä. Generaattorin sijaiskytkentä perustuu keskitettyyn tehokapasiteettiin and keskitettyyn liikeenergiaan vastaavalla tavalla kuin muut tuotantoyksiköt verkossa on esitetty. Toinen osa koskee suurien tuulipuistojen supistettua mallia, jotka on implementoitu yksityiskohtaiseen voimajärjestelmän malliin, jolla analysoidaan voimajärjestelmän stabiiliutta. Tässä tapauksessa pyritään selvittämään kokonaisen tuulipuiston vaikutus voimajärjestelmään. Tuulipuistot on tässä tapauksessa esitetty yhden generaattorin sijaiskytkennöillä Pääpiirteet Tämän kappaleen alussa keskustellaan kokonaisuuden mallintamisesta, kun analysoidaan jännitestabiiliutta. Luku 29.2 esittelee mallin suurelle (80x2 MW) offshore tuulipuistolle.tuloksia käydään läpi kappaleessa 4 esitetyille tuuliturbiinityypeille. Lopuksi käydään läpi yhden generaattorin sijaiskytkentää tuulipuistolle jännitestabiiliuden simuloinnissa Tarkastelualue Kokonaisuuden mallintamista tarvitaan, kun halutaan vastata yhteen yleiseen kysymykseen: Onko olemassa riski keskinäiseen vuorovaikutukseen tuuliturbiinien välillä, kun kyseessä on suuri tuulipuisto. Esimerkiksi vika verkossa voi aiheuttaa tällaisen vuorovaikutuksen useiden tuuliturbiinien välillä. Tämä voi johtaa itsemagnetointiin ja pahimmillaan useiden yksiköiden irtikytkentään. Tätä pelätään yleensä konverttereilla kytketyiden yksiköiden kohdalla. Kokonaisuuden mallintamista tarvitaan myös loistehon kompensoinnin suunnittelussa. Kokonaisuuden mallintamista voidaan käyttää myös ohjauksen koordinoinnin kehittämiseen ja valintaan tuuliturbiinien välillä Lisävaatimukset Jos vaaditut laskentaresurssit tulevat liian suuriksi, mallintamisessa tulee olemaan rajoituksia. Lyhyen aikavälin jännitestabiiliuden laskenta kestää yleensä muutaman sekunnin. Tästä syystä

2 mallien ja algoritmien tulee olla tehokkaita. Kirjoittaja on käyttänyt simuloinneissaan Power System Simulator for Engineering (PSS/E) työkalua Suuren tuulipuiston malli Kuvassa 29.1 on esitetty tuulipuiston malli, kun kyseessä on offshore tuulipuisto (80x2 MW). Tässä luvussa laaditaan kokonaisvaltainen malli edellä mainitulle tuulipuistolle. Tässä mallissa yksittäinen tuuliturbiini on kuvattu simulaatiomallilla, mikä vastaa sen toimintaa. Tuulivoimalat kytkeytyvät 0,7/30 kv muuntamoiden kautta tuulipuiston sisäiseen verkkoon ja 30/30/132 kv tertiäärikäämityn muuntamon kautta ulkoiseen voimajärjestelmään. Sisäinen verkko on jaettu kahdeksaan osaan, joista jokainen on toteutettu merikaapelilla. Turbiinien etäisyydet toisistaan ovat 500 m ja osien etäisyydet toisistaan 850 m. Yhden tuuliturbiinin eroonkytkentä ei aiheuta muiden turbiinien eroonkytkentöjä. Rannikolle mennään 20 kilometrin mittaisella 132 kv kaapelilla. Kokonaisvaltainen malli mahdollistaa epätasaisesti jakautuneen tuulen vaikutusten simuloinnin. Tällainen tuulen vaihtelu on realistista suurille tuulipuistoille, koska edellä olevat roottorit varjostavat takana olevia ja lisäksi alue on hyvin suuri, mikä aiheuttaa eroja tuulen nopeuksissa. Kuvasta 29.1 nähdään myös tuulen suunta ja tehon tuotannon kuvio.

3 Loistehotilanne Tyypin A ja B tuuliturbiinit on varustettu tyhjäkäyntikompensoiduilla epätahtigeneraattoreilla. Magnetointiaan varten generaattorit tarvitsevat loistehoa. Loistehon määrä riippuu generaattorin parametreista ja toimintapisteestä. Ennen simulointien alkua on määriteltävä kaikkien tuuliturbiinien loistehon tarve. Tyypin C tuuliturbiinit varustettuna DFIG:llä saavat magnetoinnin roottorikonvertterin avulla. Tämä tarkoittaa sitä, että DFIG:tä ei ole tarpeen magnetoida verkosta. Tyypin D tuuliturbiinit varustettuna PMG:llä ovat kestomagneettigeneraattoreita ja vaihtoehtoisesti ne voidaan magnetoida konverttereilla. Tanskassa (Eltra) siirtoverkkoon liittyvien tuulipuistojen täytyy olla sellaisia, että verkosta ei oteta eikä sinne tuoteta loistehoa Vikatilanteet Oikosulkukapasiteetti, S k, siirtoverkossa tuulipuiston liityntäpisteessä on 1800 MVA. Kaikissa simuloinneissa tehtävät viat ovat kolmivaiheisia oikosulkuja ja ne tehdään siirtoverkon solmupisteeseen. Vika kestää 150 ms ja vika korjataan vikapaikkaan yhteydessä olevien johtojen jälleenkytkennöillä. Kun vika on korjaantunut, oikosulkuteho on pienentynyt 1000 MVA:iin. Jälleenkytkennät itsessään eivät aiheuta jännitestabiiliudessa ongelmia, mutta oikosulkuvika voi aiheuttaa ongelmia. Tuulipuisto on suunniteltu tanskalaiseen malliin (Eltra), mikä tarkoittaa, että tuulipuiston on selvittävä oikosulkuviasta ilman tuuliturbiinien irtikytkentöjä Vakionopeuksiset tuuliturbiinit Tässä analyysissä tuulipuistossa on 80 tyypin A2 tuuliturbiinia. Taulukossa 29.1 on esitelty tuuliturbiinien ominaisuuksia. Tuuliturbiineissa käytetään ohjausjärjestelmää aktiiviselle sakkaussäädölle, missä tehoa verrataan asetteluarvoon ja virhettä korjataan lapojen kulmaa muuttamalla. Oikosulkuvian aikana jännitteen putoaminen aiheuttaa pudotuksen myös generaattorin tehossa. Sakkaussäädön ohjausjärjestelmä tulkitsee ulostulotehon puutteena ja optimoiden lapakulman. Vian aikana toimitaan siis kiinteällä lapakulmalla. Jos verkossa ei ole dynaamista loistehon kompensointia, vika verkossa aiheuttaa jänniteepästabilisuuden. Kuvassa 29.2 on esitetty simulointituloksia jännitteen, pätötehon, loistehon ja roottorin nopeudesta, jotka lähtevät kyseisessä tilanteessa värähtelemään.

4 On kuitenkin huomattavaa, että jännite-epästabiilius ei aiheuta välttämättä jännitteen romahdusta. Syynä tähän on tuuliturbiinien suojauksessa käytettyjen releiden toiminta. Releet havaitsevat kontrolloimattoman jännitteen vaihtelun ja kytkevät turbiinit irti verkosta. Tilanteen stabilointiin tarvitaan tosin nopeaa häiriöreserviä. Jos verkkoon on lisätty 100 MVAR:n SVC, jännite saadaan palautettua ennalleen. Kuvassa 29.3 on esitetty tämän tapauksen simulointitulokset.

5 Tuuliturbiinin parametrit Dynaamisen loistehon kompensoinnin tarve riippuu vakionopeuksisten tuuliturbiinien parametreista. Kompensoinnin tarve vähenee huomattavasti, jos: o Staattorin resistanssia, staattorin reaktanssia, magnetointireaktanssia ja roottorin reaktanssia saadaan pienennettyä o Roottorin reaktanssia kasvatetaan o Mekaanista rakennetta vahvistetaan( turbiinin hitautta ja akselin jäykkyyttä) Taulukossa 29.2 on tuloksia siitä, kuinka kompensoinnin tarvetta voidaan pienentää edellä mainittuja keinoja käyttämällä.

6 Stabilointi tehoaskelmalla Tanskan ohjeiden mukaisesti suurten tuulipuistojen on tarvittaessa pystyttävä vähentämään tehoaan 20 prosenttiin nimellisestä kahdessa sekunnissa. Tehoaskelma on toimiva tapa aktiivisella sakkausssäädöllä varustetuissa vakionopeuksisissa tuuliturbiineissa. Tyypin A tuuliturbiineilla turbiinien kiihtyminen johtaa jännite-epästabilisuuteen. Signaali tehoaskelmalle annetaan ulkopuolelta. Viive verkkovian ja ulkoisen signaalin välillä on noin ms eli signaali saapuu vian korjaantumisen jälkeen. Jos signaali tehoaskelmasta saadaan, menee tuuliturbiinin normaali säätö pois päältä ja lapakulmat säädetään siten, että teho on 20 % nimellisestä. Kuvassa 29.4 on esitetty laskentatulokset modernin 2 MW tuuliturbiinin käyttäytymisestä, kun käytetään tehoaskelmaa verkkovian aikana. Teho pudotetaan 20 prosenttiin alle kahdessa sekunnissa ja tämä tehonrajoitus kestää vain muutaman sekunnin. Tässä tapauksessa selvitään ilman kompensointia vian yli. Jos vika on poistettu tekemällä kytkentöjä useisiin siirtojohtoihin, oikosulkukapasiteetti muuttuu. Jännite ei pysty palautumaan ennalleen täysin itsenäisesti. Pyörintänopeus muuttuu hieman vian aikana.

7 29.4 Tuuliturbiinit muuttuvalla roottoriresistanssilla Muuttuva roottoriresistanssi toteutetaan kytkemällä konvertteri roottoripiiriin liukurenkaiden kautta. Konvertterin toiminta tarkoittaa siis sitä, että roottoriin kytketään ylimääräinen vastus. Ominaisuutta on käytetty usein lapakulmasäädöllä varustetuissa turbiineissa välkynnän vähentämiseksi. On kuitenkin näytetty, että muuttuvalla roottoriresistanssilla voidaan parantaa lyhyen aikavälin jännitestabiliutta. Tätä tekniikkaa käyttämällä kompensointikapasiteettiä voidaan pienentää Muuttuvanopeuksiset tuuliturbiinit varustettuna DFIG:llä Tässä luvussa esitetään simulointitulokset, kun on käytetty muuttuvanopeuksisia tuuliturbiineja varustettuna DFIG:llä. Kuvassa 29.5 on esitetty malli konverterista ja sen ohjauksesta. Mallia on käsitelty tarkemmin kirjoittajan julkaisuissa.

8

9 Konvertterin sulkeminen ja uudelleen käynnistys Tuuliturbiinien täytyy toimia ilman keskeytystä, vaikka verkossa tapahtuisikin vika. Tällaisten vikojen aikana jännite putoaa, mikä puolestaan aiheuttaa transientteja koneessa ja verkon puoleisessa konvertterissa. Konvertterin suojaus seuraa virtoja roottoripiirissä ja verkon puoleisessa konvertterissa, DC linkin jännitettä, napajännitettä, verkkotaajuutta jne. Jos asetellut rajat ylitetään, konvertteri suljetaan, mikä voi johtaa tuuliturbiinin irtikytkentään. Luvussa esitellään (kuva 29.6) myös tuuliturbiinin selviytymistä viasta konvertterin nopean uudelleenkäynnistymisen ansiosta. Alkuhetkestä hetkeen T1 verkko toimii normaalisti ja hetkellä T1 tapahtuu verkossa oikosulkuvika. Hetkellä T2 roottorikonvertteri suljetaan roottoripiirin ylivirran (transientti) vuoksi. Tämän jälkeen tuuliturbiini toimii kuten tyypin A1 tuuliturbiini suurentuneella roottoriresistanssilla ja lapakulmasäädöllä pyritään estämään kiihtyminen. Verkon puoleinen konvertteri toimii kuten Statcom, säätäen DC linkin jännitettä ja loistehoa. Hetkellä T3 verkkovika on poistunut ja taajuuden vakiinnuttua aloitetaan roottorikonvertterin synkronointi. Roottorikonvertterin IGBT aloittaa kytkennät ja ulkoinen resistanssi katkaistaan roottorista. Synkronoinnin aikana roottorikonvertteri valmistautuu toimintaan. Hetkellä T4 alkaa roottorikonvertterin synkronointi ja konvertterin sulkeminen estetään käynnistyksen ajaksi. Hetkellä T5 roottorikonvertteri on käynnistetty uudelleen ja pienen ajan jälkeen tuuliturbiini toimii normaalisti. Tämä roottorikonvertterin uudelleenkäynnistyminen suunniteltu siten, että tuuliturbiini selviäisi verkossa tapahtuvasta viasta.

10 Suuren tuulipuiston vaste Yksi suurimmista huolista tuulipuistoissa on riski keskinäiseen vuorovaikutukseen konvertterien ohjausjärjestelmien kesken, kun puistossa on suuri määrä tyypin C tuuliturbiineja. Seuraavissa tilanteissa huoli tästä kasvaa: (a) fast-acting partial-load frequency converters of the DFIG tai (b), kun suuri määrä roottorikonverttereita suljetaan tai ne ovat käynnistymässä. DFIG:n verkon puoleinen konvertteri kontrolloi loistehoa ja jännitettä transienttien aikana. Kuvassa 29.7 on simuloidut käyrät eri toimintapisteissä toimiville tuuliturbiineille. Kuvista ei nähdä, että mitään haitallista keskinäistä vuorovaikutusta esiintyisi. Tarkoituksenmukaisesti säädetyt konvertterit eivät siis aiheuta haitallisia vorovaikutuksia Muuttuvanopeuksiset tuuliturbiinit kestomagnetoiduilla generaattoreilla. Tässä luvussa esitellään simulointituloksia, kun tarkastelussa on 80 muuttuvanopeuksista tuuliturbiinia kestomagnetoiduilla generaattoreilla. Tuuliturbiineissa ei ole vaihdelaatikkoa. Taulukossa 29.3 on dataa tuuliturbiineista.

11 Generaattori koostuu kahdesta osasta, jotka molemmat ovat hieman yli 1 MW, liittyen yhteen roottoriakseliin. Kuvista 29.5(d)-29.5(f) nähdään taajuudensäätäjän ohjausjärjestelmät. Kestomagnetoitua generaattoria ohjataan generaattorikonvertterilla. Viasta selviytyminen on jälleen tarkastelussa. Suojaus voi jälleen tiputtaa tuuliturbiinin pois verkosta, samaan tapaan kuin luvussa kerrottiin. Suuri moottorin virta voi lisäksi demagnetoida kestomagneetit. Kuvassa 29.8 käydään läpi vian aikaisia tapahtumia, kun kyseessä on tyypin D kestomagnetoidut tuuliturbiinit. Oikosulkuvika tapahtuu hetkellä T1. Hetkellä T2 konvertterin suojausjärjestelmä havaitsee vian ja sulkee generaattorikonvertterin. IGBT:t lopettavat kytkemisen ja jäävät auki. Sitten DC linkin kondensaattori varataan diodin kautta. Tämä kestää vain muutaman millisekunnin ja tänä aikana koneen virta laskee nollaan. Koska DC linkin kondensaattori on ladattu, generaattorin reaktanssin läpi kulkeva koneen virta ei voi katketa välittömästi. Verkon puoleinen konvertteri ei syötä tehoa verkkoon, mutta osallistuu loistehon ja jännitteen säätöön, kuten Statcom. Hetkellä T3 vika on poistunut. Hieman myöhemmin T4 generaattorin konvertteri on synkronoitu ja käynnistetty uudelleen. Pienen ajan jälkeen toiminta tasoittuu. Simulointituloksien perusteella ei näytä olevan riskiä sille, että haitallista vuorovaikutusta esiintyisi.

12 29.7 Yhden koneen ekvivalentti Tuuliturbiinin simuloitu käyttäytyminen nimellisessä toimintapisteessä on edustava kollektiiviselle vasteelle, kun kyseessä on suuri tuulipuisto, joka toimii nimellisillä arvoilla. Tässä tapauksessa suuri tuulipuisto voidaan mallintaa jännitestabiilisuustarkasteluissa yhden koneen ekvivalentilla. Oletukset on esitetty seuraavaksi: o Yhden koneen ekvivalentin tehokapasiteetti on summa tuulipuiston tuuliturbiinien tehoista. o Yhden koneen ekvivalentin tehon tuotanto on summa tuulipuiston tuuliturbiinien tuottamista tehoista. o Yhden koneen ekvivalentin loisteho liityntäpisteessä on nolla. o Potentiaalienergian kasautumisen mekanismi akseleissa vian aikana on otettava huomioon tyypin A ja B tuuliturbiineilla. o Tyypin C tuuliturbiineilla edellä mainittua akselin kiertymistä ei tarvitse ottaa huomioon. o Riski keskinäisestä vuorovaikutuksesta eliminoidaan tehokkaalla konvertterien ohjauksen säädöllä tyypin C ja D tuuliturbiinien tapauksessa. o Samanlainen kommentti voidaan antaa tyypin D tuuliturbiineille, paitsi erikoistilanteissa.

13 29.8 Yhteenveto Suurten tuulipuistojen mallit on mahdollista implementoida simulointityökaluihin, kun tarkastellaan lyhyen aikavälin jännitestabiilisuutta. Tähän voidaan käyttää yhden koneen ekvivalenttia. Luvussa on demonstroitu, että keskinäiselle haitalliselle vuorovaikutukselle ei ole riskiä.