Tuulivoiman vaikutus järjestelmän dynamiikkaan Johdanto Useimmissa maissa suuriin verkkoihin kytkettyä tuulivoimaan on hyvin vähän suhteessa järjestelmän vaatimaan tehoon. Tuulivoiman määrä lisääntyy kuitenkin koko ajan, jolloin se tulee korvaamaan yhä suurempaa osaa perinteisten tahtigeneraattoreiden tuotannosta. Tällä on luonnollisesti myös vaikutusta koko järjestelmän käyttäytymiseen. Järjestelmän dynaaminen käyttäytyminen määräytyy pääasiassa generaattorien kautta, ja tähän mennessä melkein kaikessa verkkoon tuotetussa tehossa on käytetty perinteisiä suoraan verkkoon kytkettyjä tahtigeneraattoreita. Tällaisten järjestelmien käyttäytyminen erilaisissa tilanteissa onkin hyvin tiedossa, koska niitä on käytetty jo vuosikymmeniä. Kyseistä generaattorityyppiä on sovellettu aikoinaan myös tuulivoimakäytössä, mutta nykyisin tilanne on toinen. Käytössä on mm. häkkikäämigeneraattoreita ja tehoelektroniikkaratkaisuja, ja niiden verkkovaikutukset, ja täten myös dynaaminen käyttäytyminen eroavat perinteisestä tahtigeneraattorista. Lisäksi eri tuuliturbiinityyppien verkkovaikutukset vaihtelevat, joten erityyppisten turbiinien dynamiikkaa täytyy tarkastella erikseen. Sähkövoimajärjestelmän dynamiikka Sähkövoimajärjestelmän dynamiikassa tarkastellaan sitä, kuinka järjestelmä vastaa herätteisiin (häiriö, muutos), jotka muuttavat järjestelmän toimintapistettä. Herätteitä voivat olla esimerkiksi taajuuden muuttuminen generaattorin sammuessa tai kuormaa kytkettäessä tai irrotettaessa, tai jännitteen putoaminen vikatilanteessa. Heräte liipaisee vasteen järjestelmälle, jolloin järjestelmän jännitteet ja virrat alkavat muuttua. Järjestelmä on stabiili, jos uusi toimintapiste saavutetaan muutostilanteen jälkeen ja kaikki generaattorit ja kuormat pysyvät kytkettyinä. Jos uudessa toimintapisteessä generaattoreita tai kuormia kytkeytyy pois, järjestelmä on epästabiili. Riippuen herätteestä, stabiili järjestelmä voi muutostilanteen jälkeen säilyttää nykykyisen toimintapisteensä tai toimintapiste voi muuttua. Epästabiilissakaan tilanteessa ei välttämättä päädytä täydelliseen katkostilanteeseen, vaan suojauslaitteet erottavat epästabiilin tilan aiheuttajan, ja järjestelmä siirtyy toimintapisteeseen, jossa se voi toimia stabiilisti. Järjestelmän dynamiikkaa voidaan tarkastella aikatason simuloinneilla tai taajuustason analyysillä. Aikatasossa simuloidaan järjestelmää, kun sille tehdään heräte, ja sen vasteesta voidaan päätellä mm. onko järjestelmä kyseisessä tilanteessa stabiili. Taajuustason analysointi perustuu järjestelmän linearisoituun malliin, jossa järjestelmän vaste perustuu tilamuuttujien muutoksiin. 1
Yleisimmät tuuliturbiinityypit Pääosa nykyisin asennettavista tuuliturbiineista käyttää yhtä kolmesta yleisimmästä turbiinityypistä. Ensimmäinen tyyppi on ns. Tanskalainen konsepti, eli tyyppi A. Tässä käytetään (epätahti-) häkkikäämigeneraattoria muuttamaan mekaaninen energia sähköenergiaksi. Turbiinin roottori ja generaattori pyörivät eri nopeudella, joten tarvitaan myös vaihdelaatikko. Järjestelmää kutsutaan vakio- tai kiinteänopeuksiseksi. Toinen yleinen tyyppi, tyyppi C, käyttää kaksoiskäämittyä generaattoria, ja tarvitsee myös vaihdelaatikon. Staattori on kytketty suoraan verkkoon ja roottorin käämitykset on kytketty tehomuuntimen kautta verkkoon. Tehomuuntimella voidaan kompensoida mekaanisen taajuuden ja sähkötehon taajuuden eroa. Muuttuvanopeuksinen toiminta tulee mahdolliseksi. Kolmas yleinen tyyppi on tyyppi D. Tämä tyyppi ei tarvitse vaihdelaatikkoa, vaan se hyödyntää useampinapaisia tahtigeneraattoreita, ja teho syötetään tehomuuntimen kautta verkkoon. Tämä tyyppi on myös muuttuvanopeuksinen. Tuulivoiman dynamiikka aikatasossa Tuuliturbiinityyppien dynaaminen käyttäytyminen Kiinteänopeuksiset tuuliturbiinit (tyyppi A). Tämä tyyppi käyttää suoraan verkkoon kytkettyjä häkkikäämittyjä generaattoreita. Järjestelmän käyttäytymistä tarkastellaan pätötehon, loistehon sekä generaattorin jännitteen ja pyörimisnopeuden välisillä suhteilla. Kuvassa 1 esittelee järjestelmän ekvivalenttipiirin. Kuva 1. Häkkikäämigeneraattorin ekvivalenttipiiri. Kyseiset generaattorit voivat mennä epästabiiliksi jänniteenalenemistilanteissa, joka voi johtaa edelleen tilanteeseen, jossa loistehon kulutus kasvaa, ja lopulta turbiinin jännite voi romahtaa kokonaan. 2
Kun generaattorin jännite laskee esimerkiksi via takia, vain pieni määrä sähkötehoa syötetään verkkoon. Tuuli jatkaa kuitenkin mekaanisen tehon syöttämistä roottoriin, jolloin syötetyn mekaanisen tehon ja sähkötehon välinen epätasapaino saa generaattorin kiihtymään. Kun vikatilanne korjautuu, generaattori ottaa verkosta suuren määrän loistehoa korkean pyörimisnopeutensa takia, jolloin generaattorin jännite palautuu ennalleen suhteellisen hitaasti. Jos roottori kiihtyy ennen kuin generaattorin jännite on palautunut, loistehon kulutus kasvaa ja tämä pienentää jännitettä entisestään, lopulta tuuliturbiinin jännite romahtaa ja koko voimala voidaan joutua irrottamaan verkosta. Edellä mainittua jännite-epästabiilisuutta voidaan ehkäistä kiinteänopeuksisissa tuuliturbiineissa mm. seuraavilla tavoilla: 1. Kiinteänopeuksiset tuuliturbiinit, joissa on tavallisesti sakkaussäätö, voidaan varustaa lapakulmaohjauksella, joka kasvattaa lapakulmaa, jos havaitaan, että roottori kiihtyy haitallisesti. Tämä vähentää mekaanista tehoa ja rajoittaa roottorin nopeutta ja loistehon kulutusta. 2. Tuuliturbiinit voidaan varustaa säädeltävillä loistehon lähteillä, nopeuttamaan jännitteen palautumista. 3. Generaattorin mekaanisten tai sähköisten parametrien muuttaminen. Häkkikäämityn generaattorin vaste verkon taajuuden muutoksiin on samanlainen kuin tahtigenerattoreilla. Staattorin kentän taajuus jaettuna napapariluvulla on sama kuin verkon taajuus. Jos tämä taajuus muuttuu, myös roottorin taajuus muuttuu. Pyörivään massaan varastoitunut energia, joka aiheutuu roottorin nopeudenmuutoksesta, joko syötetään järjestelmään tai otetaan järjestelmästä. Muuttuvanopeuksiset tuuliturbiinit. Muuttuvanopeuksisten tuuliturbiinien dynaaminen käyttäytyminen eroaa merkittävästi kiinteänopeuksisista. Muuttuvanopeuksiset käyttävät tehomuunninta erottamaan mekaanisen pyörimistaajuuden ja verkon taajuuden. Tämä on voimassa niin normaalissa toimintatilassa, kuin häiriöiden aikana ja niiden jälkeenkin. Jännitteen alenemien aikana tehomuuntimen puolijohteiden läpi kulkeva virta kasvaa hyvin nopeasti, muunnin monitoroi kuitenkin jännitteitä, virtoja ja verkon taajuutta koko ajan, jolloin vikatilanteeseen ehditään reagoida nopeasti. Turbiini voidaan esimerkiksi kytkeä pois verkosta. Verkosta pois kytkeminen ei kuitenkaan ole haluttua varsinkaan, jos tuulivoima vastaa suureen osaan alueen kuormituksesta. Tällöin tuuliturbiineja ei tulisi irrottaa verkosta pienten jännitekuoppien aikana. Verkkoyhtiöt, joiden alueella on paljon tuulivoimaa, ovatkin alkaneet vaatia, että tuulivoiman on pysyttävä verkossa vian aikana. Tämä 3
voidaan saavuttaa esimerkiksi ohjaamalla tehomuunninta siten, että jännitealeneman aikana virta rajoitetaan nimelliseen arvoonsa. Kun vikatilanne on ohi, muuttuvanopeuksisten tuuliturbiinien täytyy palata normaaliin toimintatilaansa. Suoraan verkkoon kytkettyihin generaattoireihin verrattuna muuttuvanopeuksisilla on enemmän vapausasteita palautua normaaliin toimintatilaansa. On mahdollista mm. generoida ylimääräistä loistehoa nopeuttamaan jännitteen palautusta normaaliin tilaansa. Mekaanisen roottorin taajuuden ja verkon taajuuden erotuksella on myös oma vaikutuksensa. Verkon taajuuden muutokset eivät nimittäin näy muutuvanopeuksisen tuuliturbiinin mekaanisessa taajuudessa. Tehomuunninta ohjaamalla voidaan pikemminkin kompensoida verkon taajuutta muuttamalla roottorin taajuutta. Tuulipuistojen dynaaminen käyttäytyminen Tuuliturbiineista kootaan yhä useammin tuulipuistoja. Syy tähän on hyvien tuuliolosuhteiden tehokas hyödyntäminen sekä myös tuulivoimaloiden esteettisen vaikutuksen rajoittaminen tietylle alueelle. Tuulipuistoja pyritäänkin sijoittamaan usein merelle, jossa on hyvät tuuliolosuhteet, eikä visuaalisuus ja melu ole merkityksellisiä. Toteuttamiskelpoisia tuulipuistokokoonpanoja on monia. Kaikilla on tiettyjä samoja piirteitä, kuten ulostulotehon heilunta, huonohko ohjattavuus ja tuotetun tehon ennustettavuus. Tuulipuiston jännite- ja taajuushäiriöiden vasteet riippuvat kuitenkin vahvasti tuulipuiston kokoonpanosta. Siksi erilaisten tuulipuistokokoonpanojen dynamiikkaa tulee käsitellä erikseen. Jos infrastruktuurin sekä tuulipuiston verkkoliitännässä käytetään AC-linkkejä, tuulipuiston vaste häiriöihin riippuu tuuliturbiineista, koska liitännät ovat passiivisia elementtejä. Jos sen sijaan käytetään DC-linkkiä yhdistämään tuulipuisto verkkoon, tuuliturbiinit ovat sähköisesti erotettuja analysoitavasta järjestelmästä. Tällöin vaste riippuu DC-linkin toteutustavasta, ei niinkään käytetyistä tuuliturbiinityypeistä. DC-liityntä voi olla virta- tai jännitelähdetyyppinen. Perinteinen tyristoreihin perustuva HVDC on virtalähdetyyppinen. Jos HVDC:n tapauksessa vikatilanteessa jännite laskee, mutta pystyy nousemaan tarpeeksi lähelle nimellistä arvoaan, järjestelmä pystyy toimimaan alemmalla jännitetasolla, jolloin myös energiaa siirretään vähemmän. Jos jännite pysyy vikatilanteessa liian matalana ja kommutointi ei onnistu, invertteri ohitetaan oikosulkemalla sen sisäänmeno ja blokkaamalla sen ulostulo. Kun jännite palautuu, invertteri kytketään takaisin. Takaisinkytkeminen voi kestää sadasta millisekuntista useisiin sekunteihin. Tilanteessa tulee tiedostaa että HVDClinkin yhdistäminen takaisin aiheuttaa transientti-ilmiöitä tuulipuistoon ja koko järjestelmään. 4
Jännitelähdetyyppisessä DC-linkissä käytetään IGBT- ja MOSFET-kytkimiä. Teknologiaa kutsutaan nimellä HVDC Light tai HVDC Plus riippuen valmistajasta. Tässä tapauksessa tehomuunnin asettelee rajat loistehon säätämiseen. Muuntimen virta on mahdollista rajoittaa vikatilanteissa nimelliseen arvoonsa, jotta ei tarvittaisi verkosta irrottautumisia. Simulointituloksia Simuloinnit suoritettiin käyttäen PSS/E ohjelmaa sekä testijärjestelmää (New England), joka on esiteltynä kuvassa 2. Se koostuu 39 kiskosta ja 10 generaattorista, johon lisättiin simuloinneissa tuuliturbiinien mallit. Simuloinneissa käytettiin testijärjestelmään jonkin oikean sähkövoimajärjestelmän sijasta, koska oikeat järjestelmät eivät ole hyvin dokumentoituja ja osa tiedoista on salaisia. Oikeat järjestelmät ovat usein myös erittäin isoja, jolloin simuloinneista tulisi pitkiä ja raskaita. Kuva 2. Simuloinneissa käytetty testiverkko Jännitteen aleneman aiheuttama vaste: Tarkastellaan mekanismeja, jotka johtavat jännitteen ja roottorin nopeuden epästabiiliuteen. Kuvan 2 kiskossa 32 oleva tahtigeneraattori on korvattu kiinteänopeuksisten tuuliturbiinien tuulipuistolla, ja ajanhetkellä 150 ms tapahtuu vikatilanne kiskossa 11. Kuvassa 3a i-ii on roottorin nopeus ja kiskon 32 jännite. Havaitaan, että jännite ei palaudu vikaa edeltäneeseen arvoon vaan alkaa värähdellä, mikä johtuu tuuliturbiinin suhteellisen pehmeästä akselista, joka aiheuttaa suuren kulmavirheen akselin päiden välillä. Sitten kuvan 2 kiskossa 32 oleva tahtigeneraattori korvataan muuttuvanopeuksisten tuuliturbiinien tuulipuistolla. Kuva 3b i-ii esittää simulointituloksia kun sama vikatilanne aiheutetaan muuttuvanopeuksisten tapauksessa. Huomataan, että jännite käyttäytyy paljon 5
paremmin kuin kiinteänopeuksisessa tapauksessa, varsinkin kun jännitteen säätö on käytössä (pisteviiva). Myös roottorinopeus käyttäytyy sujuvammin. Kuva 3. Jännitealeneman vaikutus (a) kiinteänopeuksisen ja (b) muuttuvanopeuksisen tuuliturbiininin (i) roottorinopeuteen ja (ii) jännitteeseen. Myös generaattorin poiskytkeminen verkosta voi aiheuttaa epästabiiliutta. Kuva 4 esittää roottorin nopeutta ja jännitettä kiskossa 32 tilanteessa, jossa kiskon 31 generaattori irtoaa verkosta. Huomataan, kiinteänopeuksisen toiminta (Kuva 4a) muuttuu epästabiiliksi, mutta muuttuvanopeuksinen (Kuva 4b) jatkaa irtoamatta verkosta. Kuva 4. Kiskon 31 generaattorin irtoamisen vaikutus (a) kiinteänopeuksisen ja (b) muuttuvanopeuksisen tuuliturbiininin (i) roottorinopeuteen ja (ii) jännitteeseen. 6
Taajuuden muuttumisen aiheuttama vaste: Kuvan 2 järjestelmän kiskojen 32, 36, 37 generaattorit korvataan tuulipuistoilla. Kuva 5 esittää tilannetta, jossa kiskon 30 tahtigeneraattori irtoaa verkosta. Huomataan, että sekä kiinteä- että muuttuvanopeuksisessa tapauksessa (piste- ja katkoviivat) taajuus romahtaa selvästi enemmän verrattuna pelkkien tahtigeneraattorien tapaukseen (kiinteä viiva). Kuva 5. Taajuuden muuttuminen yhden tahtigeneraattorin irrotessa verkosta. Kiinteä viiva: ei tuulivoimaloita. Pisteviiva: kiinteänopeuksiset. Katkoviiva: muuttuvanopeuksiset. Roottorinopeuden värähtely tahtigeneraattorissa: Tarkastellaan eri tilanteissa miten tahtigeneraattorin roottorin nopeus värähtelee vikatilanteen sattuessa verkossa, jossa on tuulivoimaa. Kuva 6 esittää roottorin nopeuksia kiskojen 30, 31, 35 ja 38 generaattoreissa, kun kiskossa 1 tapahtuu vikatilanne ajanhetkellä 150 ms. Huomataan, että tilanteissa ilman tuuliturbiineja (kiinteä viiva), kiinteänopeuksisten tuuliturbiinien (pisteviiva) sekä muuttuvanopeuksisten tuuliturbiinien (katkoviiva) tapauksissa ei ole suuria eroja, ja kaikki järjestelmät pysyvät stabiileina. 7
Kuva 6. Vikatilanteesta johtuvat roottorinopeuden värähtelyt generaattoreissa, jotka ovat kiskoissa (a) 30, (b) 31, (c) 35 ja (d) 38, kun tuulivoiman osuus on 28,5 %. Kiinteä viiva: ei tuulivoimaloita. Pisteviiva: kiinteänopeuksinen. Katkoviiva: muuttuvanopeuksinen. Tuulivoiman dynamiikka taajuustasossa Taajuustason analyysi (ominaisarvot) Kun analysoidaan stabiiliutta piensignaalien kannalta, järjestelmän dynaamisen käyttäytymisen määräävät epälineaariset yhtälöt pitää linearisoida. Linearisoidut yhtälöt voidaan koota matriisimuotoon, ja yhden matriisin, ns. tilamatriisin ominaisarvot antavat tietoa järjestelmän dynamiikasta. Esitys pätee vain tietyssä tilassa tehdylle tarpeeksi pienelle herätteelle. Tuulivoiman vaikutus järjestelmän stabiiliuteen piensignaalimielessä Tahtigeneraattorien sähköinen momentti riippuu pääosin roottorin ja staattorin vuon välisestä kulmasta. Tämä kulma on näiden kahden vuon integraali, joka taas riippuu mekaanisen ja sähköisen momentin erosta. Tästä johtuen tahtikoneen mekaaninen osa on toisen asteen järjestelmä, johon voi liittyä värähtelyä. Tällöin tarvitaan lisäkomponentteja, esim. käämityksiä värähtelyn vaimentamiseen. Heikot linkit ja suuri määrä tahtikoneita johtavat helposti huonosti vaimennettavaan värähtelyyn. Värähtely voi levitä muuallekin verkkoon, ja mitä matalampi värähtelytaajuus (esim. alle 1 Hz), sitä vaikeampi sitä on vaimentaa käämitysten avulla. Tuuliturbiineissa käytetyt generaattorityypit osallistuvat harvoin järjestelmän värähtelyyn. Häkkikäämigeneraattorin, joita käytetään kiinteänopeuksisissa tuuliturbiineissa, roottorin 8
jättämän ja sähköisen momentin välillä on yhteys, ja tällöin mekaaninen osa on ensimmäistä astetta, eikä ole altis värähtelyilmiölle, kuten perinteinen tahtigeneraattori. Muuttuvanopeuksissa tuuliturbiineissa käytetyt generaattorit on erotettu järjestelmästä tehoelektroniikan avulla. Tehomuuntimella voidaan säätää roottorin nopeutta ja sähkötehoa, sekä vaimentaa roottorin nopeudessa tapahtuvia värähtelyitä. Täten siis tahtigeneraattorin korvaamisen tuuliturbiinilla voidaan päinvastoin olettaa parantavan järjestelmän värähtelyvaimennusta. Yhteenveto Kappale käsitteli tuulivoiman vaikutusta sähkövoimajärjestelmän dynamiikkaan. Kappaleessa todettiin, että vaikka tuuliturbiinit vaikuttavatkin järjestelmän dynamiikkaan ja stabiiliuteen transientti- ja piensignaalimielessä, se ei estä tuulivoiman lisärakentamista. Verkon stabiilius voidaan säilyttää vaikka tuulivoiman osuus verkossa kasvaa, jos tiedostetaan stabiiliuteen liittyvät asiat. 9