Wind Power in Power Systems: 3 An Introduction

Transkriptio

1 Wind Power in Power Systems: 3 An Introduction Historia ja nykytila Sähköistymisen tuomat edut huomattiin ympäri maailmaa 1880-luvulla Thomas Alva Edisonin näyttäessä tietä. Voimakas yllyke sähköjärjestelmien käytölle oli ajatus siitä, että niiden käyttöönotto oli askel kohti modernia yhteiskuntaa. Tekninen kehitys johti käytettyjen jännitetasojen nousuun, vaihtosähkön käyttöön ja laitosten yksikkökokojen kasvuun: taloudellinen yksikkökoko lämpövoimalaitokselle oli 1930-luvulla 60 MW, 50-luvulla 180 MW ja 80-luvulla 1000 MW. Ensimmäinen sähköntuotantoon kehitetyn tuuliturbiinin esitteli Dane Poul la Cour vuonna 1891, jolloin tuulivoimalla ei kuitenkaan ollut juurikaan jalansijaa sähköjärjestelmien kehityksessä. Nykyisin kiinnostus tuulivoimaan on lisääntynyt merkittävästi esimerkiksi sen energiantuotannon päästöjä alentavan vaikutuksen takia. Tuulivoiman voimakas yleistyminen (yli 30 % kokonaisenergian tuotannosta) nykyisen kaltaisissa sähköverkoissa, jotka ovat suunniteltu suuria tahtigeneraattoreita ajatellen, aiheuttaa tarvetta uusille ratkaisuille verkkojen suunnittelu- ja käyttöperiaatteille. Tuulivoiman nykyverkkoihin integrointiin liittyviä kysymyksiä Tuulivoima ja sen aiheuttamat uudet tarpeet verkkojen käytössä ja suunnittelussa liittyvät tuulen luonteeseen, jolla tarkoitetaan tuulen nopeuden ja siten tehontuotannon voimakasta vaihtelua sekä toisaalta esimerkiksi suhteellisen uusiin generaattorityyppeihin. Tuulivoiman integroituminen osaksi sähköverkkoja ei saa vaarantaa verkkojen pääasiallista tarkoitusta, joka on sähkönjakelu. Integroitumisen haasteina voidaan pitää seuraavia kahta asiaa: jännitetason pito hyväksyttävissä rajoissa kaikilla verkon asiakkailla sekä verkon tehotasapainon hallinta. Tuulivoimantuotannon luonteenpiirteitä Tuulen teho Ilmamassojen väliset lämpötilaerot saavat aikaan tuulen. Tuuli itsessään voi olla globaali, alueellinen tai paikallinen ilmiö. Tuulen nopeus vaihtelee jatkuvasti ajanhetken ja korkeuden funktiona ja siihen vaikuttavat myös esimerkiksi maanpinnan muodot. Näistä syistä johtuen tuuli on turbulenttista sillä korkeudella, jolla tuuliturbiinit sitä hyödyntävät. Tuulen nopeuden vaihtelu saattaa vaikuttaa tuulivoimalla tuotetun sähkönlaatuun. Vaikutukset ovat voimakkaasti riippuvaisia käytetystä tuuliturbiinin teknologiasta. Esimerkiksi muuttuvanopeuksiset tuuliturbiinit kykenevät varastoimaan tuulen puuskan aiheuttamat tehonmuutokset niiden pyöriviin massoihin ulostulotehon pysyessä tasaisena. Päivittäiset ja pidempikestoiset tuulennopeuden vaihtelut aiheuttavat lisäksi tarpeita säätää sähköverkon tehotasapainoa. Tuulen teho läpi pinnan A (esimerkiksi roottorin pinta) voidaan laskea seuraavalla kaavalla: Power in wind 1 AV 3 [ ] 2 W missä, on ilman tiheys [kg/m 3 ] ja V on tuulen nopeus [m/s]

2 Lisäksi ilman tiheys on ilmanpaineen ja lämpötilan funktio, jotka puolestaan ovat merenpinnasta mitatun korkeuden funktioita. Edellä mainitulla kaavalla voidaan laskea tuulen kokonaisteho aikayksikössä. Tuulivoimalassa tuulen teho muutetaan mekaaniseksi roottorin liike-energiaksi. Tämä aiheuttaa ilmamassan nopeuden pienenemistä lähellä roottoria. Jos liikkuvan ilmamassan sisältämästä liike-energiasta saataisiin kaikki energia talteen, pysähtyisi ilmamassa roottorin leikkauspinnalle. Tämä puolestaan aiheuttaisi ilmamassan kasautumista. Teoreettinen maksimi tuulesta saatavalle teholle saadaan seuraavalla kaavalla: P Bets 1 3 C 3 P Bets AV 2 1 AV [ W ] Tehontuotanto Tuotetun teho määrä vaihtelee tuulennopeuden kuutiossa, joten 10 % tuulennopeuden muutos aiheuttaa 30 % muutokset tuotettuun tehoon. Alla oleva kuva 1 kuvaa kuvaan erään yksikön tehon tuotannon muuttumista tuulen nopeuden funktiona. Kuva kw lapakulmasäädöllä toteutetun tuulivoimalan tehokäyrä. Tuulivoimalan tehon tuotanto alkaa, kun tuulen nopeus ylittää voimalan käynnistymisnopeuden (eng. cut-in wind speed). Nimellisteho saavutetaan yleensä noin m/s tuulennopeudella. Nämä nopeudet riippuvat luonnollisesti tuulivoimalan ominaisuuksista. Nimellistehon saavuttamisen jälkeen tuulennopeuden kasvaessa, tehontuotanto pyritään pitämään nimellisessä säätämällä voimalan ominaisuuksia muuttaa tuulen energiaa mekaaniseksi liike-energiaksi. Säätö tehdään esimerkiksi lapakulmasäädöllä (eng. bitch-control) tai sakkaussäädöllä (eng. stall-controll). Tuulennopeuden kasvaessa yli voimalan sammutusnopeuden (egn. cut-ou wind speed) tuulivoimala joudutaan ajamaan alas. Tyypillisesti tämä nopeus on luokkaa m/s. Lapakulmasäädössä voimalan roottorin lapojen kulmaa suhteessa tuuleen muutetaan niin, että osa tuulen energiasta hukataan. Sakkaussäädössä roottorin lavat ovat aerodynaamiselta muotoilultaan sellaiset, että tuulennopeuden kasvaessa osa tuulen energiasta hukataan automaattisesti. Huomattavaa on se, että tuulipuiston tehokäyrä ei vastaa kaikkien tuulivoimayksiköiden yhteenlaskettua käyrää. Tähän vaikuttaa esimerkiksi se, että eri yksiköt kohtaavat erilaiset

3 tuuliolosuhteet johtuen sekä eri sijoituspaikoista että vierekkäisten yksiköiden aiheuttamista tuulennopeuden muutoksista. Hystereesi, cut-out efekti ja voimaloiden yhdistämisen vaikutukset Kun tuulennopeus kasvaa yli sammutusnopeuden tehontuotanto lakkaa ja toisaalta, kun tuulennopeus taas laskee alle sammutusnopeuden, voimala siirtyy taas tuottamaan tehoa. Tässä välissä on kuitenkin huomattava viive, joka riippuu käytetystä teknologiasta. Tuuliturbiinin uudelleen käynnistäminen vaatii yleensä tuulennopeuden pienenemistä 3-4 m/s. Tätä kuvaa kuvan 1 silmukka piirrettynä osaltaan katkoviivoitettuna. Tästä käytettään myös nimeä hystereesisilmukka. Tuulen nopeuden ylittäessä sammutusnopeuden laajalla alueella, voi asennetusta tuulivoimasta poistua merkittävä määrä suhteellisen nopeasti, esimerkiksi alle tunnissa. Tällä voi olla negatiivisia vaikutuksia sähköverkkojen toimintaan. Yksittäisten tuulivoimalayksiköiden ja yksittäisten tuulipuistojen yhdistämisellä suuremmiksi kokonaisuuksiksi on positiivisia vaikutuksia sähköverkkojen toimintaan ja sähkön laatuun. Kuva 2 esittää asian perusperiaatetta tehontasoittumisesta, kun yksikkömäärä kasvaa. Kuva 2. Tuulivoimaloiden yhdistämisen vaikutuksia tuotettuun tehoon nähden. Positiivinen vaikutus voimaloiden yhdistämisessä perustuu kahteen näkökulmaan: - suurempi määrä yksiköitä yhdessä tuulipuistossa - tuulipuistojen maantieteellinen jakautuminen laajalle alueelle Yksiköiden suuri määrä tuulipuistossa pienentää tuulen puuskien (nopeiden vaihteluiden) vaikutuksia, koska puuska ei vaikuta yhtä aikaa kaikkiin yksiköihin. Ideaalitilanteessa tuulipuiston ulostulotehon vaihtelu prosenteissa pienenee kaavan n -1/2 mukaisesti, jossa n on yksiköiden määrä. Puolestaan tuulipuistojen jakaantuminen maantieteellisesti pienentää merkittävästi päivittäisten tuuliolosuhteiden sekä muuttuvien säätilojen vaikutuksia.

4 Peruskysymyksiä liittyen tuulivoimaan integrointiin Tässä kappaleessa olevia asioita esitetään perustuen kuvaan 3. Kuvassa P G on teho joka otetaan verkosta, P D tehon kulutus, P L verkon häviöt johto-osien impedansseissa Z 1 -Z 3 ja P W on tuulivoimalla tuotettu teho. Näiden tietojen perusteella seuraava yhtälö on aina voimassa: P G P D P L P W Kuva 3. Tuulivoimaloiden yhdistämisen vaikutuksia tuotettuun tehoon nähden. Sähköverkon tehtävä on syöttää sähkö kuluttajille järkevään hintaan. Kuluttajan näkökulmasta voidaan määrittää kolme perusvaatimusta liittyen sähköverkkoihin ja sähkönjakeluun (eng. consumer requirement, CR): CR1: kuluttajan liittymispisteen jännitetason pitää olla hyväksytyissä rajoissa CR2: tehoa pitää olla tarjolla kuluttajan sitä tarvitessa CR3: tarjolla olevan tehon tulee olla järkevän hintaista Toisaalta tuulivoiman tuottajilla on myös vaatimuksia verkoille, jotta he voivat toimittaa tuottamansa energian verkkoon. Vaatimukset (eng. Wind power requirement, WP): WP1: voimalan liittymispisteen jännitetason pitää olla pysyä sopivissa rajoissa WP2: tuotettu teho pitää pystyä syöttämään verkkoon joka tilanteessa WP3: verkon luotettavuus voimalan liittymispisteessä Tuulivoiman verkkoon integroinnin ongelmat tai haasteet liittyvät edellä esitettyihin CR ja WP kohtiin ja niiden taloudellisesti tehokkaaseen toteuttamiseen varsinkin tilanteessa, jossa tuulivoimaa on runsaasti. CR1 ja WP1 Liittyen kuvaan 3, kuluttajan liittymispisteen jännite U 3 on riippuvaista impedanssista Z 1 ja Z 3 sekä tehosta P D, kun jännite U 0 on vakio ja verkossa ei ole tuulivoimalaa. Jos tuulivoimala lisätään verkkoon, jännite U 1 muuttuu tehon P W muutoksen seurauksena. Tämä puolestaan vaikuttaa myös kuluttajan liittymispisteen jännitteeseen U 3. Jännitteen U 3 muutokset ovat riippuvaisia pääasiassa kuitenkin impedanssista Z 1. Jos Z 1 on pieni, ovat jännitemuutokset kuluttajan liittymispisteessä pienempiä suhteessa P W muutoksiin kuin jos Z 1 on suuri. Kuluttajan liittymispisteen jännitemuutoksiin voidaan vaikuttaa pienentävästi pienentämällä impedansseja Z 1 ja Z 3, tai käyttämällä jännitteensäätömuuntajaa lähellä kulutusta tai ohjaamalla jännitettä U 1 esimerkiksi loistehon säädöllä. Lisäksi tuulivoimalan tapauksessa kuluttajan liittymispisteen jännitettä voidaan säätää ohjaamalla voimalan liittymispisteen jännitettä ohjaamalla itse tuulivoimalaa.

5 Puolestaan tuulivoimalan liittymispisteen näkökulmasta edellä esitetyt toimenpiteet pätevät myös lukuun ottamatta säätömuuntajan käyttöä lähellä kuluttajaa. Analogia tähän on, että tuulivoimalan jännitteeseen voidaan vaikuttaa käyttämällä säätömuuntajaa lähellä itse voimalaitosta. CR2 ja WP2 Tilanteissa, joissa tuulivoimalaa ei ole, kuluttajan tarvitseman tehon saatavuus perustuu perinteisten laitosten kykyyn tuottaa tehoa P G. Kulutetun tehon kasvu aiheuttaa väliaikaisesti systeemin taajuuden muuttumisen. Muutoksen voimakkuus riippuu verkon pyörivistä massoista sekä sähköntuotantoon liittyvien laitteiden säätöjärjestelmistä. Taajuuden muutos tai tehotasapaino pyritään palauttamaan verkossa olevilla tuotantolaitteiden ensiö- ja toisiosäätölaitteilla, joiden viiveet vaihtelevat sekuntiluokasta useisiin kymmeniin minuutteihin. Tehotasapainon saavuttamisen vaatimuksia ovat: - verkossa tulee olla tarpeeksi tehotasapainon säätöön tarkoitettua ensiö- ja toisiosäätökapasiteettia (nopeasti ja viiveellä reagoivaa kapasiteettia) - tehonsäätöön tarkoitetuilla voimalaitoksilla tulee aina olla riittävä tehoreservi pystyäkseen säätämään tehontuotantoaan vaaditulle tasolle Tuulivoiman integroituminen lisää sähköverkkoihin uuden tilamuutoksia (jännite, taajuus) aiheuttavan lähteen. Lisäksi tuulivoiman tehon P W pieneneminen aiheuttaa vastaavan tilanteen perinteisille tuotantolaitteille kuin kuluttajan tehontarpeen kasvu. Jos tuulivoima yleistyy merkittävästi, tehontasapainon saavuttamisen vaatimuksia voi olla tarpeen muuttaa suuremmiksi. Tuulivoiman yleistymisen seurauksena tilanteet, joissa tehonsäätöä tarvitaan tulevat kasvamaan. Euroopasta saadut kokemukset osoittavat kuitenkin, että ensiösäätötarve ei välttämättä kasva jos tuulipuistot hajautetaan maantieteellisesti. Toisiosäätötarpeeseen tuulivoiman lisääntyminen vaikuttaa kuitenkin merkittävästi. Tämä on tapauskohtaista riippuen yksittäisten järjestelmien ominaisuuksista kuten kuormitusten käyttäytymisestä, perinteisten voimalaitosten säädön joustavuudesta sekä tuulivoiman määrästä ja maantieteellisestä jakautumisesta. Puolestaan kustannukset liittyen kasvaviin vaatimuksiin tehonsäädön suhteen riippuvat perinteisten voimalaitosten tyypeistä, eri sähköverkkojen välisistä yhteyksistä sekä tietenkin itse vaatimuksista. Tuulivoiman näkökulmasta tehonsaatavuus ongelmaa ei ole mutta verkon käytettävyys voi muodostua ongelmaksi. Yleisesti tuulivoimantuottajat haluavat tuottaa tehoa niin paljon kuin se vallitsevassa tilanteessa on mahdollista. Tämä voi aiheuttaa sähkösiirrossa pullonkauloja ja stabiilisuusongelmia riippuen sähköverkon rakenteesta ja tuulivoiman määrästä. CR3 ja WP3 Sähköverkkojen suunnittelussa otetaan huomioon tietyn luotettavuustason edut suhteessa tason saavuttamisen kustannuksiin. Täydellisen luotettavaa verkkoa ei edut-kustannukset - suhteen mukaan ole järkevää rakentaa. Taloudellisesti järkevässä sähköverkon rakentamisessa on huomioitava kaksi tekijää. Ensiksi verkossa pitää olla riittävä tehontuotantokapasiteetti, kuvassa 3 P G, jotta tarvittava maksimiteho P D +P L voidaan tyydyttää riittävällä todennäköisyydellä. Välttämättä kaikissa tilanteissa tai esimerkiksi kaikkina vuoden tunteina tämän ei tarvitse olla mahdollista juurikin kustannussyistä. Esimerkiksi voi olla taloudellisesti järkevämpää maksaa asiakkaalle kuormanohjausmahdollisuudesta kuin rakentaa uusi voimala pientä vuotuista käyttöaikaa

6 varten. Sähköverkkojen mitoituksessa käytetään yleisesti n-1 kriteeriä. Tämä tarkoittaa sitä, että suurimman tehontuottajan poistuminen verkosta ei saa vaarantaa yhdenkään kuluttajan sähkönsaantia. Tällöin muilla yksiköillä tulee olla riittävästi tehoreserviä, jotta verkosta irrotettu yksikkö saadaan korvattua. Toinen tärkeä tekijä on se, että verkkojen tehonsiirtokapasiteetin tuottajilta kuluttajille tulee olla riittävä. Kapasiteettiin vaikuttaa myös verkon ja käytettyjen komponenttien luotettavuus. Luotettavuus ei millään komponentilla tai verkolla on täydellinen. Tästä johtuen verkossa pitää olla riittävästi varakapasiteettia (varayhteyksiä, varavoimaa) tehonsiirtoa varten. Riittävän varakapasiteetin määrittämisessä tarkastellaan taas kerran saavutettuja etuja suhteessa niiden edellyttämien toimien aiheuttamiin kustannuksiin. Tuulivoiman yleistyminen muuttaa tehtyjä kompromisseja luotettavuuden ja kustannusten suhteen. Tuulivoimatehon kasvu sähköverkossa pienentää tehontuotannon huippukulutuksen aikaisen vajauksen todennäköisyyttä ja näin ollen parantaa sähköverkon luotettavuutta. Toisaalta tämä mahdollistaa myös se, että muilla tuotantomuodoilla tuotettavan tehon tai asennetun tehon määrää voidaan pienentää ilman luotettavuuden heikkenemistä. Sähköverkon luotettavuusaisoissa pitää myös huomioida tuulivoiman vaikutukset verkon tehontason muutoksiin. Tämä voi vaatia muutoksia verkon säätöön, jotta sopiva luotettavuustaso voidaan säilyttää. Tuulipuistoa ja sähköverkkoa yhdistämän johto-osan (Z 2 ) luotettavuus vaikuttaa tuulivoiman saatavuuteen. Tuulipuistot sijaitsevat yleensä suhteellisen kaukana, jolloin kyseenomaisien johto-osien rakentamiskustannukset ovat suuret. Tällöin varayhteyksien rakentaminen ei ole välttämättä kannattavaa. Jännitteenlaatuvaatimukset aiheuttavat myös kustannuksia. Tuulivoimalla tuotetun tehon P W vaihtelut aiheuttavat verkon jännitetason vaihteluita. Tämä voi vaatia tuulivoimalalta kykyä jännitteensäätöön tai verkkoon asennettavat säätölaitteet voivat tulla tarpeellisiksi. Tärkeimmät tilanteet jännitetasojen tarkasteluun ovat tilanteet, joissa tuulivoimanteho PW on maksimi ja kuormien teho P D minimi sekä päinvastainen tilanne. Lisäksi näiden tilanteiden todennäköisyydet pitää arvioida, jonka perusteella säätölaitteiden tarve arvioidaan. Taloudellisesti ei ole järkevää kyetä vastaan jännitesäädön vaatimuksiin kaikista epätodennäköisimmissä tilanteissa.