Wind Power in Power Systems

Transkriptio

1 Wind Power in Power Systems 5. Power Quality Standards for Wind Turbines (Sähkön laatustandardit tuuliturbiineille) 5.1 Johdanto Tuulivoima sähköverkossa vaikuttaa jännitteen laatuun, minkä vuoksi vaikutukset on määritettävä jo ennen tuulivoiman kytkemistä verkkoon, jotta laatu pysyy hyväksyttävissä rajoissa. Jotta vaikutukset voidaan määrittää, tulee turbiinien sähköiset ominaisuudet tuntea. International Electrotechnical Commission (IEC) alkoi valmistella vuonna 1996 sähkön laatustandardia (IEC ) tuuliturbiineille, mikä onkin käytössä suurimmalla osalla suurista tuuliturbiinien valmistajista. IEC kuvaa menettelytavat, joilla määritetään tuuliturbiinien vaikutukset sähkön laatuun tunnusluvut. Tässä luvussa annetaan pikainen kuvaus tuuliturbiinien sähkön laatuun vaikuttavista tunnusluvuista ja sovelletaan niitä käytäntöön case tyyppisellä tarkastelulla. Tämä kyseinen standardi on ensimmäinen standardi, jonka avulla voidaan tarkastella tuuliturbiinien vaikutusta sähkön laatuun. Ennen tätä oli käytössä vain joitain hyvin yksinkertaisia rajoituksia niiden vaikutuksista. 5.2 Tuuliturbiinien tunnusluvut sähkön laadun määrittelemiseksi Seuraavissa luvuissa käydään pikaisesti sähkön laadun tunnusluvut, jotka otetaan huomioon tuuliturbiineita käsiteltäessä Nimellisarvot Nimellisarvot (P n, Q n, S n, U n ja I n ) Nimellispätöteho P n : Maksimi pätöteho jatkuvalle toiminnalle. Nimellisloisteho Q n : Loisteho turbiinista, kun toimitaan nimellispätöteholla, nimellisjännitteellä ja nimellistaajuudella. Nimellisnäennäisteho S n : Näennäisteho nimellispätöteholla, nimellisjännitteellä ja nimellistaajuudella. Nimellisvirta I n : Virta turbiinista, kun toimitaan nimellispätöteholla, nimellisjännitteellä ja nimellistaajuudella Suurin sallittu teho Suurin sallittu teho P mc annetaan 10 minuutin keskiarvona. Tämä voi ylittää turbiinin suunnittelusta riippuen sen nimellistehon. Yleensä aktiivisella tehon säädöllä varustetussa tuuliturbiinissa P mc = P n. Passiivisella säädöllä P mc on yleensä määritelty 20 % suuremmaksi kuin nimellisteho Suurin mitattu teho Suurin mitattu teho mitataan joko 60 sekunnin keskiarvona P 60 tai 0,2 sekunnin keskiarvona P 0.2 ja näitä arvoja käytetään kahteen tarkoitukseen. Ensiksi näitä arvoja käytetään relesuojauksen määrittelyssä ja toiseksi niillä on merkitystä saarekekäytössä.

2 5.2.4 Loisteho Tuuliturbiinin loisteho määritetään 10 minuutin keskiarvona pätötehon 10 minuutin keskiarvon funktiona. Loisteho määritellään seuraaville pätötehoille: 0,10%,., 90 %, 100% nimellispätötehosta. Lisäksi loisteho määritellään seuraavilla pätötehon arvoilla: P mc, P 60, P Välkyntäkerroin (flicker coefficient) Tehon vaihtelut normaalin toiminnan aikana aiheuttavat jännitteen vaihtelua verkossa. Jännitteen vaihtelut eivät riipu ainoastaan verkon jäykkyydestä ja tehon vaihteluista vaan siihen vaikuttaa myös verkon impedanssin vaihekulma ja tuuliturbiinin tehokerroin. Jännitteen vaihtelut aiheuttavat ärsyttävää valojen valkyntää. Tätä vaikutelmaa kutsutaan välkynnäksi (flicker). Välkyntää voidaan mitata välkyntämittarilla (flickermeter), mikä mittaa jännitteitä ja antaa ulostulona välkynnän vakavuuden. Kuten kuvasta 5.1 nähdään, pienetkin jännitemuutokset voivat olla ärsyttäviä, jos ne tapahtuvat tietyillä taajuuksilla. Välkyntäkerroin on normalisoitu arvo välkynnän maksimiarvosta (99 %:n luottamusväli) tuuliturbiinin normaalitoiminnassa. P st on välkynnän voimakkuus S n on tuuliturbiinin nimellisteho S k on verkon oikosulkuteho Välkyntäkertoimet annetaan (99 %:n luottamusväli) tietyille verkon impedanssin vaihekulmien arvoille (30,50,70,85 ) ja vuotuisille tuulen nopeuden arvoille (6 m/s, 7,5 m/s, 8,5 m/s, 10 m/s)

3 5.2.6 Maksimimäärä tuuliturbiinin kytkentöjä Seuraavat kytkentätapahtumat voivat aiheuttaa merkittäviä jännitemuutoksia: Tuuliturbiinin käynnistäminen tuulen nopeudella, jolloin tuuliturbiini tulisi sammuttaa Tuuliturbiinin käynnistäminen tuulen nimellisnopeudella Pahin kytkentätilanne generaattoreiden kesken (mahdollista vain turbiineilla, joissa on useampi generaattori tai useita käämityksiä) Sallitut kytkentämäärät riippuvat niiden vaikutuksesta verkkojännitteeseen ja myös siitä, kuinka usein niitä tapahtuu. Kytkentämäärät mitataan 10 minuutin jaksolla (N 10 ) ja 2 tunnin jaksolla (N 120 ) Välkyntäaskelkerroin (flicker step factor) Välkyntäaskelkerroin on normalisoitu arvo välkynnän suuruudelle johtuen yhdestä kytkentätapahtumasta. T p on jännitevaihtelun kestoaika kytkennän aikana P st on tuuliturbiinin syöttämän välkynnän suuruus Välkyntäaskelkertoimet on annettu samoille verkon impedanssin vaihekulmille kuin välkyntäkerroinkin ja lisäksi ne on määritelty tietyille kytkentätapahtumille (5.2.6). Muuttuvanopeuksisissa tuuliturbiineissa tämä kerroin on melko pieni Jännitteen vaihtelukerroin Jännitteen vaihtelukerroin on normalisoitu arvo jännitteen vaihtelulle johtuen yhdestä kytkennästä. U min ja U max ovat jännitteen minimi- ja maksimiarvot (RMS) kytkennän aikana Jännitteen vaihtelukertoimet on annettu samoille verkon impedanssin vaihekulmille kuin välkyntäkerroinkin ja lisäksi ne on määritelty tietyille kytkentätapahtumille (5.2.6) Harmoniset virrat Yksittäiset harmoniset virrat I h annetaan 10 minuutin keskiarvoina kaikille harmonisille päättyen harmoniseen järjestysluvultaan 50 sillä ulostuloteholla, mikä antaa suurimmat harmoniset virrat. Myös THD:n maksimiarvo on esittetävä.

4 Yhteenveto sähkön laadun tunnusluvuista eri tuuliturbiineille 5.3 Vaikutukset jännitteen laatuun Tässä luvussa käydään läpi tuuliturbiinien mahdolliset vaikutukset jännitteen laatuun. Esimerkkinä käytetään case tarkastelua, missä 5 tuuliturbiinia (5 x 750 kw) ovat liitettynä 22 kv keskijännitelähtöön Yleisesti Oikeassa verkossa jännitteet eivät ole täysin sinimäisiä vaan tuotannon ja kulutuksen erot aiheuttavat taajuusvaihteluita ja edelleen jännitevaihteluita. Laajalla järjestelmällä vaihtelut ovat pienemmät kuin saarekekäytössä. Verkon jäykkyys vaikuttaa jännitevaihteluiden suuruuteen. EN määrittelee jakelujännitteen ominaisuudet asiakkaan liittymispisteessä (pien- ja keskijänniteasiakas) sekä määrittelee sähkön laadulle raja-arvot. Tässä luvussa käydään läpi vain niitä sähkön laadun ominaisuuksia, joihin tuuliturbiineilla voi olla vaikutusta Esimerkkitapauksen esittely Esimerkkinä tässä luvussa on käytetty kuvan 5.2 mukaista verkkoa. Tuuliturbiinit ovat tavanomaisia vakionopeuksisia ja varustettu sakkaussäädöllä (tyyppi A0). Kaikki tuuliturbiinit on varustettu tehoelektroniikalla, jolla rajoitetaan käynnistysvirtaa. Lisäksi kondensaattoreilla pyritään tehokerroin

5 asettelemaan lähelle yhtä. Tuuliturbiinien sähkön laadun tunnusluvut on esitelty taulukossa 5.2. Vain tässä esimerkissä tarvittavat arvot on esitelty. Liityntäpisteen jännite on 22 kv ja oikosulkuteho kyseisessä pisteessä on noin kymmenkertainen verrattuna tuulivoimaloiden yhteenlaskettuun tehoon. Näin ollen verkko on melko heikko ja tuulivoimalan vaikutukset verkkoon voivat olla merkittäviä. Tuulivoimalat eivät aiheuta häiriöitä jäykässä 132 kv siirtoverkossa. Jatkossa keskitytäänkin vain 22 kv lähdön tarkasteluun.

6 5.3.3 Hitaat jännitemuutokset Tehonjakoanalyysit voidaan hoitaa määrittelemällä hitaat jännitemuutokset (muutokset jännitteissä ilmaistuna 10 minuutin keskiarvoilla). Esimerkkiä on yksinkertaistettu siten, että kaikki tuuliturbiinit toimivat hyvin lähellä tehokerrointa 1. Esimerkissä on tarkasteltu kahta tilannetta, joista saadaan jännitteen kannalta suurimmat ja pienimmät arvot. 1. Maksimikuormitus lähdöllä ja tuulen nopeus nolla 2. Minimikuormitus lähdöllä ja tuulen maksiminopeus, jolla voidaan toimia normaalitilassa Kuvassa 5.3 on esitetty tulokset edellä mainittujen kahden kuormitustilanteen mukaisesti. Minimikuormalla ja tuulennopeuden maksimilla pienjänniteverkon jännitteet vastaavat heti jakelumuuntamon jälkeen olevia jännitteitä ja maksimikuormalla tyynessä kelissä jännitteet vastaavat pienjännitejohdon hännillä vaikuttavia jännitteitä. Standardin EN mukaan: Jokaisen viikon aikana 95 % jakelujännitteen tehollisarvojen 10 minuutin keskiarvoista tulee olla välillä Un ± 10 %. Kaikkien jakelujännitteen tehollisarvojen 10 minuutin keskiarvojen tulee olla välillä Un + 10 / - 15 %. Näin ollen esimerkissä pysytään standardin määräämien rajojen puitteissa. Toisaalta tehokerroin 1 hieman liioittelee jännitteiden arvoja. Jos tehokerroin on 0,98 (ind) putoaa maksimijännite 1,5 % ja mahdollistaa suuremman määrän tuuliturbiineja kytkettäväksi verkkoon. Tehokertoimella 0,98 verkkoon voitaisiin liittää 8 tuuliturbiinia ennen kuin jännitetasot menevät rajojen ulkopuolelle.

7 Hitaisiin jännitevaihteluihin voidaan siis vaikuttaa tehokertoimella, mutta on muistettava, että verkon häviöt kasvavat tehokertoimen pienentyessä. Tämä ei siis ole välttämättä paras tapa säätää jännitettä. Parempia tapoja voisi olla esimerkiksi verkon vahvistaminen tai jänniteriippuva tehonsäätö tuuliturbiineissa Välkyntä Välkyntä ja/tai nopeat jännitemuutokset johtuvat yleensä kulutuksen nopeista vaihteluista tai kytkentätoimenpiteistä verkossa. Standardin EN mukaan: Normaaleissa käyttöolosuhteissa nopea jännitemuutos ei yleensä ylitä arvoa 5 % Un mutta lyhytaikainen muutos, jonka suuruus voi olla jopa 10 % Un voi tapahtua muutamia kertoja päivässä joissain olosuhteissa. Välkynnän häiritsevyysindeksi voidaan antaa seuraavalla tavalla käyttäen joko lyhyen aikavälin (10 minuutin keskiarvo) arvoja välkynnän voimakkuudelle P st tai pitkän aikavälin (2 tunnin keskiarvo) arvoja: Standardin EN mukaan välkynnän häiritsevyysindeksin tulee olla P lt 1 95 % ajasta. Välkynnän häiritsevyys on tosin subjektiivista, joten häiritsevyys riippuu ihmisestä. Jotta välkyntä pysyisi kurissa asiakkaiden liittymispisteissä, kaikille välkyntälähteille annetaan rajat, joissa niiden tulee pysyä. Standardin IEC avulla voidaan yhden tuuliturbiinin tai kokonaisen tuulipuiston aiheuttama välkyntä määrittää. Standardissa on ohjeet sekä kytkentätoimenpiteiden aiheuttaman että normaalitilan välkynnän määrittämiseen Kytkennät Määriteltäessä kytkennöistä aiheutuvaa välkyntää oletetaan, että kaikki tuuliturbiinit luonnehditaan välkyntäaskelkertoimella k f k ) (flicker step factor), mikä on pahimman kytkentätilanteen normalisoitu arvo. Yleensä pahin tilanne on tuuliturbiinin käynnistäminen. Lisäksi määrittelyssä oletetaan, että jokaiselle tuuliturbiinille on annettu maksimikäynnistysten määrä kymmenen minuutin ja kahden tunnin aikana (N 10 ja N 120 ). Välkynnän määrä johtuen pahimmasta mahdollisesta kytkennästä voidaan laskea seuraavien kaavojen avulla. N wt on tuuliturbiinien lukumäärä.

8 Esimerkin verkolle P st =0,71 ja P lt =0,68. Tästä syystä kytkentöjen aiheuttama välkyntä voi aiheuttaa rajoituksia tuulipuistolle. Tilannetta voidaan parantaa käyttämällä pienemmän välkyntäaskelkertoimen omaavaa tuuliturbiinia. Toinen tapa selvitä välkynnän aiheuttamista rajoituksista on huolehtia, että kaikki tuuliturbiinit eivät käynnisty saman 10 minuutin jakson tai 2 tunnin jakson aikana Jatkuva toiminta Määriteltäessä jatkuvan tilan välkyntää oletetaan, että kaikille tuuliturbiineille on annettu välkyntäkerroin c( k, v a ), mikä on normalisoitu arvo suurimmasta odotetusta tuuliturbiinin aiheuttamasta välkynnän määrästä normaalin käytön aikana. Tuulipuiston aiheuttama välkyntä voidaan laskea seuraavan kaavan avulla. P st =P lt koska on todennäköistä, että normaalitilassa olosuhteet eivät muutu pitkälläkään aikavälillä. Lisäksi kaava olettaa, että maksimitehot tuuliturbiinien välillä ovat toisistaan riippumattomia. Jos tuulipuiston tuuliturbiinien tehot on kuitenkin synkronoitu (erikoistapaus), saadaan kaavasta hieman aliarvioituja tuloksia. Edellä esitellyn kaavan mukaan saatiin esimerkille laskettu P st =P lt = 0,49. Tämän luvun esimerkissä pysytään siis juuri ja juuri annetun välkyntärajan alapuolella E Plt = 0,5 (kuva 5.2). Jos samanlaisia tuuliturbiineja lisättäisiin tuulipuistoon, rajat saattaisivat rikkoutua. Suurempaa tuulipuistoa suunniteltaessa tulisi siis valita sellaisia tuuliturbiineja, joilla on pienempi välkyntäkerroin c. Kuvasta 5.4 nähdään, kuinka lähelle toisiaan mitatut ja lasketut arvot osuvat.

9 5.3.5 Jännitekuopat Jännitekuoppa määritellään standardissa EN seuraavasti: Jakelujännitteen äkillinen aleneminen välille % Uc ja jännitteen palautuminen lyhyen ajan kuluttua. Jännitekuopan kesto on tavallisesti 10 millisekunnista 1 minuuttiin. Jännitekuopan suuruus määritellään vertaamalla jännitteen alinta tehollisarvoa sopimuksen mukaiseen jakelujännitteeseen. Jännitemuutoksia, joiden vuoksi jännite ei laske alle 90 % Uc, ei lueta jännitekuopiksi. Tuuliturbiinin käynnistäminen voi aiheuttaa nopean jännitteen putoamisen, jonka jälkeen jännitteen palautuminen kestää muutaman sekunnin. Oletetaan, että jokaiselle tuuliturbiinille on annettu jännitteen vaihtelukerroin k u k ), jolloin voidaan laskea tuuliturbiinin käynnistyksestä aiheutuva jännitekuoppa seuraavasti. Yleensä useita tuuliturbiineja ei käynnistetä samanaikaisesti, joten jännitekuoppien osalta voidaan tarkastella yksittäisiä tuuliturbiineja. Esimerkissä d=3,0 %, joten yleensä määritelmän mukaisia jännitekuoppia ei pääse syntymään. Vain suuren kuorman aikana jännite voi olla alle 90 %. Yhteenvetona voidaan todeta, että jännitekuopat eivät ole suuri ongelma tuulipuistoilla Harmoniset jännitteet Epälineaariset kuormat aiheuttavat häiriöitä jännitteiden aaltomuotoon. Vääristynyt aaltomuoto voidaan esittää eri taajuisten ja suuruisten siniaaltojen summana Fourier-muunnoksen avulla. Harmoniset jännitteet voidaan laskea yksitellen seuraavan kaavan mukaisesti, missä h on harmonisen järjestysluku. Standardin EN mukaan normaaleissa käyttöolosuhteissa, jokaisen viikon aikana 95 % jokaisen yksittäisen harmonisen yliaaltojännitteen 10 minuutin keskimääräisistä tehollisarvoista tulee olla pienempi tai yhtä suuri kuin kuvan 5.5 arvot.

10 Huolimatta edellisistä harmoninen kokonaissärö (total harmonic distortion, THD) tulee olla pienempi tai yhtä suuri kuin 8 %. THD lasketaan seuraavan kaavan mukaisesti ja huomioon otetaan 40 ensimmäistä harmonista yliaaltoa. Tuuliturbiini varustettuna epätahtigeneraattorilla ilman tehoelektroniikkaan ei aiheuta aaltomuotoihin säröä. Tämän vuoksi esimerkin verkossa ei ole yliaaltojen kannalta ongelmaa, vaikkakin pehmeäkäynnistimet saattavat aiheuttaa hetkellisiä häiriöitä verkkoon. Tuulivoimaloiden yhteyteen tarvitaan monesti kondensaattoriparistoja kompensointiin ja nämä voivat vaikuttaa verkon harmoniseen impedanssiin ja siirtää resonanssitaajuutta haitalliseen suuntaan. 5.4 Pohdinta Vasta standardin IEC myötä on alettu määritellä tuuliturbiinien vaikutuksia sähkön laatuun. Tyypillisesti valmistajat antoivat vain nimellisarvot. Tästä syystä käytössä on ollut vain joitain hyvin yksinkertaisia sääntöjä, kuten esimerkiksi se, että tuulivoimala saa aiheuttaa korkeintaan 1 % jännitteen nousun. Näilläkin yksinkertaisilla säännöillä on pystytty toteuttamaan monet tuulivoimalat, joten on aiheellista keskustella tarkempien sääntöjen järkevyydestä. Kun tutkitaan jälleen tämän luvun tuulipuistoa, saadaan jännitteen nousuksi (kaava 5.11) U=6,8 %. P=3750 kw, Q = 0, verkon resistanssi R=8,83 ja reaktanssi X = 9,17. Jos käytetään 1 %:n sääntöä esimerkkiverkkoon saataisiin lisätä vain 550 kw tuulivoimaa.

11 5.5 Yhteenveto Menettelytavat, joilla voidaan määritellä tuuliturbiinin vaikutukset sähkön laatuun, on esitelty standardissa IEC Kappaleessa 5.2 on esitelty tunnusluvut, joita tarvitaan määriteltäessä tuuliturbiinien vaikutuksia sähkön laatuun. Kappaleessa 5.3 on selostettu, kuinka näitä vaikutuksia määritellään. 5 x 750 kw tuulipuistoa käytettiin esimerkkinä tässä luvussa ja todettiin, että se voidaan liittää verkkoon ilman ongelmia. Yksinkertaistetuilla säännöillä tuulipuistoa ei olisi voitu liittää kyseiseen verkkoon. Myös mittaukset todistavat, että yksinkertaistetut säännöt, kuten 1 %:n sääntö, rajoittavat turhaan tuulivoimaloiden kokoa.