Merelle rakennettujen tuulivoimapuistojen sähkönsiirtojärjestelmät Johdanto Kiinnostus offshore-tyyppisten tuulivoimapuistojen rakentamiseen on ollut suuri Euroopassa viime vuosina. Syinä tähän ovat mm. parempi käyttökerroin ja se, että sopivia paikkoja tuulivoimakapasiteetin kasvattamiseksi rannikolla ei välttämättä löydy. Tuuliturbiinien sopivuudesta ympäristöön on aina kiistelty. Tämä ongelma ratkeaisi rakentamalla turbiinit kauas rannikosta, jolloin visuaalinen haitta olisi olematon. Rakennuskustannukset offshore puistoille ovat maalle rakennettua tuulivoimaa kalliimmat joskin Euroopasta (Itämerestä) löytyy useita paikkoja, joissa vesi ei syvene kovinkaan nopeasti rannikolta avomerelle siirryttäessä. Tähän mennessä käytännön kokemukset offshore projekteista ovat jokseenkin rajoittuneita puistojen vähyyden vuoksi. Turbiinien perustuksien tekeminen merelle on huomattavasti maaperustusta kalliimpaa. Tästä syystä yksiköt ovatkin suurikokoisia (> 1.5 MW) ja myös optimoitu suuremmille tuulen nopeuksille. Vielä nykypäivänä useimmat offshore puistot ovat demonstraatioprojekteja, jotka ovat sijoitettu suhteellisen lähelle rannikkoa. Taulukossa 22.1 on esitetty Euroopan offshore voimaloiden yhteenveto vuodelta 2003. Lisää offshore voimaloita on kuitenkin jo suunnitteilla erityisesti Tanskassa, Saksassa, Alankomaissa, Ranskassa, Iso-Britanniassa ja Ruotsissa. Tulevaisuuden voimalaitoksissa turbiinien kapasiteetit ovat suurempia (> 3 MW), turbiinien kokonaismäärät suurempia ja erityisesti etäisyydet rannikolle suurempia. Uusien puistojen projekteissa kapasiteetti vaihtelee välillä 250 1000 MW. Tämä vaatii uusia konsepteja sähkön siirrolle sekä offshore puolella että myös rannikolla offshore tuotannon integroimiseksi osaksi siirtoverkkoa. Tässä luvussa keskitytään suurten, lähinnä > 100 MW, puistojen sähkönsiirtoon puiston ja mantereen välillä. Turbiinien sähköjärjestelmistä yleisesti Offshore puiston sisäinen siirtojärjestelmä ja sen integrointi osaksi rannikolla olevaa siirtoverkkoa asettaa tiettyjä haasteita. Rannikolla standardiratkaisuna käytetään AC verkkoa puiston sisällä johon jokaisen turbiini tuottama teho syötetään. Suurimmat puiston sisällä yleisesti käytettävät jännitteet ovat tyypillisesti luokkaa 33 36 kv, johtuen siitä, että tälle jännitetasolle on vielä saatavissa edullisia standardisähkölaitteistoja. Offshore puistot ovat tyypillisesti kapasiteetiltaan suurempia ja turbiinien keskinäiset välimatkat suurempia. Usein myös etäisyydet rannikolle tai seuraavaan offshore muuntajaan ovat suurempia. Nämä sei- 1
kat puoltavat korkeamman AC jännitetason käyttöä puiston sisäisten tehohäviöiden minimoimiseksi. Suuremman AC jännitetason käyttö puolestaan kasvattaa tarvittavien muuntajien kokoa, joka offshore käytöissä ei välttämättä ole mahdollista. Suurikokoisen muuntajan integrointi turbiinin konehuoneeseen tai tornin sisälle ei välttämättä ole mahdollista. Nykyään myöskään offshore voimalaitoksen sähkönsiirto ei noudata häviöitä minimoivaa rakennetta (jännitetasoa), koska myös muuntoasemien rakentaminen merelle vaatii vankkoja perustuksia ja niiden luotettavuudesta on edelleen maailmalla hyvin vähän kokemuksia. 2
Tulevaisuudessa merelle rakennettavien tuulipuistojen tehokapasiteetit saattavat hyvinkin olla suurempia kuin 250 MW, jolloin merelle on rakennettava ala-asema, jossa jännitetaso nostetaan siirtoon sopivaksi, jossa jännite nostetaan sähkön siirtoon sopivalle tasolle käyttämällä muuntajaa tai HVDC laitteistoja. Suurilla offshore puistoilla voi olla erilaisia konfiguraatioita, joista kahta tyyppiä on havainnollistettu kuvassa 22.1. Vaihtoehdossa A käytetään useita ala-asemia, joista siirto tapahtuu keskitetysti yhden ala-aseman kautta rannikolle. Vaihtoehdossa B käytetään kahta ala-asemaa, joista siirto tapahtuu omilla yhteyksillä rannikolle. Vaihtoehto B on sähkön jakeluvarmuuden suhteen parempi ratkaisu, koska koko puisto ei putoa verkosta esim. kaapeli- tai asemalla tapahtuvan vaurion takia. Taloudellisessa mielessä kahden syöttöjohdon rakentaminen ei välttämättä ole kannattavaa. Kaapelivauriot ovat nykypäivänä mahdollisia etenkin vilkkaasti liikennöidyillä laivareiteillä. Kaapelia on käytännössä hyvin vaikea suojata kaikilta vaurioskenaarioilta, sillä esimerkiksi suurien laivojen ankkurit voivat kyntää meren pohjaa jopa 13m syvyydeltä. Kaapelin upottaminen näin syvälle meren pohjaan ei ole enää taloudellisesti kannattavaa. Puiston sisäisiä varayhteyksiä tulisi rakentaa myös vikatilanteita silmällä pitäen, jolloin mahdollisimman pieni määrä turbiineita joudutaan irrottamaan verkosta. Siirtojärjestelmät puiston ja rannikon välillä 3 Nykypäivänä kaikki rakennettujen offshore voimaloiden sähkönsiirto on toteutettu AC siirrolla. Tämä on ollut taloudellisesti kannattavin ratkaisu tehojen ollessa vielä pieniä ja siirtomatkojen rannikolle lyhyitä. Tulevaisuudessa tehokapasiteetin ja siirtomatkojen kasvaessa HVDC vaihtoehdot muodostuvat taloudellisessakin mielessä erittäin kiinnostaviksi. Kuva 22.2 esittää periaatteellisen offshore voimalaitoksen sähkönsiirtojärjestelmän.
HVAC siirto HVAC järjestelmä koostuu puiston sisäisestä AC keruu järjestelmästä, mahdollisesta offshore muuntoasemasta sisältäen loistehon kompensointilaitteiston, siirtojohdosta (XLPE) ja mahdollisesta rannikolla sijaitsevasta loistehon kompensointilaitteistosta. Tällaisen järjestelmän periaatekuva on esitetty kuvassa 22.3. Horns Rev:n tuulipuistossa (Tanska) siirto rannikolle on toteutettu käyttämällä edellä kuvattua HVAC laitteistoa. Koska etäisyys puistosta rannikolle on vain 21 km, ei merellä sijaitsevalle muuntoasemalle ole rakennettu ollenkaan kompensointilaitteistoa. Kuormakommutoituihin suuntaajiin perustuva HVDC siirto Perinteisellä kuormakommutoidulla (LCC) HVDC tekniikalla toteutettuja sähkönsiirtojärjestelmiä on maailmalla rakennettu useita ja niistä on kertynyt paljon käyttökokemusta. Kuitenkaan merelle rakennettuja LCC HVDC laitteistoja ei maailmalla toistaiseksi ole. Tyristoreilla toteutetun LCC HVDC järjestelmän rakenne on esitetty kuvassa 22.4. Järjestelmä koostuu AC keruu järjestelmästä, merelle rakennetusta ala-asemasta, jossa on kaksi kolmivaiheista 4
muuntajaa tähti- ja kolmio toisioin, harmonisten virtakomponenttien imupiirejä, sekä STAT- COM tai dieselgeneraattorijärjestelmä, jolla tuotetaan puiston tarvitsema loisteho sekä DC kaapelit. Rannikolla sijaitsevalla asemalla on vastaavat tyristorisillat sekä tarvittavat harmonisten komponenttien imupiirit. Tämä teknologia vaatii huomattavan suuren tilan sekä merelle rakennettavalle ala-asemalle että rannikolle rakennettavalle asemalle. Lisäksi puiston AC verkon jännitteen tulee olla melko vahva, jotta LCC HVDC ratkaisua voidaan ylipäänsä käyttää myös kevyissä tuulioloissa. Tämä voidaan hoitaa diesel generaattorilla tai STATCOM laitteistolla. Järjestelmän kokonaishyötysuhde on välillä 97-98 %. Kustannussyistä järjestelmä alkaa olla kilpailukykyinen 500 MW tehoilla ja yli 100 km siirtomatkoilla. Pakkokommutoituihin suuntaajiin perustuva HVDC siirto 5 Pakkokommutoituihin suuntaajiin perustuva HVDC käyttö (VSC HVDC), jota ABB myy nimellä HVDC Light ja Siemens nimellä HVDC Plus, on IGBT komponenttien kehittymisen myötä tullut varteenotettavaksi DC siirtoratkaisuksi. Suuntaajapohjaisella ratkaisulla ei kuitenkaan päästä LCC HVDC järjestelmiä vastaaviin tehoihin, mutta nykyisten offshore puistojen mittakaavassa (< 500 MW) tämä teknologia saattaisi olla hyvinkin toimiva. VSC HVDC järjestelmä vastaa toteutukseltaan pitkälti LCC HVDC järjestelmää. Järjestelmästä voidaan kuitenkin poistaa matalille taajuuksille mitoitetut passiiviset imupiirit ja loistehon tuottamiseen tarkoitettu STATCOM tai diesel generaattori, koska VSC HVDC linkin suuntaajien tehokerrointa voidaan säätää lähes mielivaltaisesti. Kuva 22.5 esittää kaksi eri vaihtoehtoista periaatekuvaa 600 KVA:n ja 500 kva:n järjestelmistä.
VSC HVDC käytön suuntaajien IGBT komponenttien kytkentätaajuus on n. 2kHz. Tästä syystä yksittäisessä suuntaajassa syntyy häviöitä n. 2 %. Korkeasta kytkentätaajuudesta johtuen kuitenkin matalataajuisia harmonisia komponentteja ei juurikaan synny ja suodatustarve vähenee. Tällä hetkellä yksittäisen suuntaajan maksimiteho on n. 300 350 MW ja ±150 kv kaapelin maksimiteho n. 600 MW. Tulevaisuudessa yksittäisen suuntaajan maksimiteho tulee kasvamaan 500 MW tasolle, jolloin VSC HVDC voi toimia suurtenkin offshore puistojen siirtojärjestelmänä. Tietoa järjestelmän kokonaishyötysuhteesta ei kirjallisuudessa ole, mutta sen arvellaan olevan kuormitustilanteesta riippuen välillä 90 95 %. Eri siirtomenetelmien vertailu Kaapelityypit Tällä hetkellä AC kaapelien maksimitehot ovat n. 200 MW luokkaa yhtä kolmivaiheista kaapelia kohden 150 175 kv jännitetasolla, jos kaapelin molemmissa päissä käytetään kompensointia ja siirtomatka on n. 200 km. Lyhyemmille etäisyyksille jännitetaso voidaan nostaa 245 kv, mikä kasvattaa kapasiteetin n. 350 MW maksimisiirtoetäisyytenä n. 100 km. Bipolaarisilla kaapeleilla VSC HVDC järjestelmissä yhden kaapelin maksimiteho on luokkaa 600 6
MW ja tämä teho on etäisyydestä riippumaton. Tulevaisuudessa VSC HVDC suuntaajien tehojen odotetaan kasvavan 500 MW, jolloin yksi suuntaaja voi hyödyntää koko kaapelin kapasiteetin. Taulukko 22.2 esittää 100 km siirtomatkaan tarvittavien AC ja DC siirtomenetelmien tarvittavat kaapelien lukumäärät eri teholuokissa. Taulukosta 22.2 nähdään, että 1200 MW offshore puisto vaatisi kuusi AC kaapelia tai vaihtoehtoisesti vain kaksi 450 kv monopolaarista kaapelia LCC HVDC ratkaisulla. VSC HVDC ratkaisulla kaapeleita tarvitaan yksikön tehosta riippuen 3-4 kappaletta. Kaapelien kokonaismäärä vaikuttaa suurelta osin puiston kokonaisinvestointien määrään. On kuitenkin myös huomattava, että useampaa kaapelia käytettäessä kaapelien rikkoutumisesta johtuvat häiriöt minimoituvat. Häviöt HVAC siirrossa häviöt riippuvat pitkälti kaapelin pituudesta. HVDC siirrossa kaapelin pituudella on hyvin vähäinen merkitys kokonaishäviöihin. HVDC hyötysuhde on lyhyillä matkoilla AC siirtoa huonompi johtuen suuntaajien häviöistä. Kuitenkin etäisyyden kasvaessa AC siirron häviöt tulevat DC siirron häviöitä suuremmaksi, jota kuva 22.6 myös havainnollistaa. 7
Kuvan 22.6 kriittinen etäisyys X riippuu käytettävästä HVDC teknologiasta ts. HVDC suuntaajien häviöistä, jotka VSC toteutuksessa ovat LCC:tä suuremmat. Jos tarkastellaan 200 MW offshore puistoa, on tämä kriittinen etäisyys n. 100km. Offshore aseman koko Yleisesti ottaen AC järjestelmän koko merellä on vain noin kolmasosa vastaavasta HVDC laitteiston koosta, mikä johtuu suuntaajien suuresta tilantarpeesta. HVDC ratkaisuista VSC rakenne tarvitsee pienemmän tilan, mutta toisaalta tällä hetkellä yhden yksikön kokonaisteho on rajoittunut 300 MW paikkeille. Jos siirretään suurempia tehoja, on VSC suuntaajayksiköitä kytkettävä useampia, jolloin tilantarve taasen kasvaa. Yhteenveto eri siirtojärjestelmistä on esitetty kuvassa 22.3 ja suuntaa antava siirtojärjestelmän teknologinen soveltuvuustaulukko kuvassa 22.7. 8
Muita ratkaisuja Matalamman AC taajuuden käyttö Joidenkin maiden raideliikenteessä käytetään matalampaa syöttötaajuutta (16,6 Hz, 20 Hz, 25 Hz). Matalampaa taajuutta käyttämällä on AC siirtomatkoja mahdollista pidentää. Jos käytetään HVDC siirtoa, vain puiston sisäinen verkko toimii matalammalla taajuudella, jonka jälkeen se viedään HVDC asemalle siirtoa varten. AC siirtoa käytettäessä voidaan jännitetaso nostaa siirtoa varten ja muuttaa matalataajuinen AC korkeammalle taajuudelle rannikolla. Joka tapauksessa järjestelmässä vaaditaan AC-DC-AC muunnos viimeistään rannikolla. Järjestelmän lohkokaavio on esitetty kuvassa 22.8. Matalaa taajuutta käyttämällä muuntajien koko tosin kasvaa, mikä ei offshore käytössä ole toivottavaa. Tällä hetkellä yksikään kaupallinen toimija ei ole suunnittelemassa tällaisen järjestelmän käyttöönottoa. 9
DC ratkaisu perustuen AC turbiineihin Jos käytetään turbiineja, jotka ovat varustettu täyden tehon suuntaajakäytöillä, on teoriassa mahdollista jättää vaihtosuuntaus tekemättä ja siirtää teho puiston sisällä DC verkossa jännitettä nostavalle DC-DC suuntaajalle ja siirtää käyttäen tätä suurempaa DC-jännitetasoa rannikolle. Tätä järjestelmää on havainnollistettu kuvassa 22.9. Ratkaisu tosin vaatii täyden tehon suuntaajakäytön, joka ei välttämättä ole kustannustehokkain offshore turbiinin toteutustekniikka. Järjestelmä on tutkimuksen alla joillakin turbiinivalmistajilla. DC ratkaisu perustuen DC generaattoreihin Kuvan 22.9 kaltainen järjestelmä voidaan toteuttaa myös käyttämällä DC generaattoreita tai vaihtoehtoisesti kytkemällä DC generaattoreilla varustetut turbiinit sarjaan riittävän DC jännitetason saavuttamiseksi, jolloin jännitettä nostava DC-DC suuntaaja voidaan eliminoida. DC generaattorit vievät vastaavia AC generaattoreita suuremman tilan ja ovat kalliimpia. Järjestelmää on havainnollistettu kuvassa 22.10. 10
Yhteenveto Offshore puiston sisäisen sähköverkon toteuttamiseksi ja siirron toteuttamiseksi mantereelle on useita vaihtoehtoja. Teknisesti ja taloudellisesti parhaan vaihtoehdon löytäminen riippuu etäisyydestä ja puiston tehosta. Tällä hetkellä on rakenteilla (2009) ABB:n toimesta maailman ensimmäinen offshore puiston kytkemiseksi rakennettava HVDC Light järjestelmä (VSC HVDC), jolla siirretään Saksassa 125 km mantereelta sijaitsevan 400 MW Borkum 2 offshore puiston tuotanto rannikolle. Tässä valossa VSC HVDC ratkaisut tulevat varmasti yleistymään tulevaisuudessa. 11