Tuulivoima Gotlannin saarella Ruotsissa Johdanto Tässä kappaleessa tarkastellaan ongelmia ja ratkaisuja, joita ruotsalainen Gotlands Energi AB (GEAB) on kohdannut tuulivoiman verkkoon integroinnissa. Tarkastelun pääpainopiste on pakkokommutoiduilla suuntaajilla (VSC) toteutetussa HVDC ratkaisussa, jonka avulla tyypin A turbiinien aiheuttamia ongelmia pyritään ratkaisemaan. Historiallinen tausta Gotlannin saari sijaitsee Itämeressä n. 90 km ruotsin itärannikosta (kuva 13.1). Tämänhetkinen verkkoyhtiö GEAB vastasi aluksi (1904 1920) saaren asutuskeskuksien katujen valaistuksesta. Tätä varten yhtiö kehitti pienen tuotantolaitoksen ja mittaustekniikan kehityttyä alkoi myös myydä energiaa muille asiakkaille. Tämä kehitys on johtanut siihen, että GEAB on nykypäivänä ainut saarella toimiva verkkoyhtiö, joka vastaa asiakkaidensa sähkön laadusta. Sähköjärjestelmien kehittyminen alkoi saaren pohjoisosista Sliten kylästä. Pohjoisosissa toimiva kalkkikivilouhos oli ensimmäinen ja suurin energiankuluttaja. Myös nykypäivänä pohjoisosan sementtiteollisuus on suurin kuluttaja 30 % osuudella kokonaiskulutuksesta. 1 1900-luvun alkupuolella tuotanto toimi hiileen ja öljyyn perustuvalla tuotannolla, joiden ansiosta saaren pohjoisosiin rakennettiin ilmajohtoja pienten tuotantoyksiköiden kytkemiseksi Slitessä. Seuraava suurempi askel otettiin vuonna 1954 kun saaren ja mantereen väliin
valmistui kuormakommutoiduilla suuntaajilla (LCC) toteutettu HVDC-linkki. 1970-luvulla sähköenergiaa ruvettiin käyttämään voimakkaasti myös lämmitykseen, jolloin energiankulutus saaren etäisemmissäkin osissa alkoi lisääntyä merkittävästi. Gotlannin sähköverkko Nykyään Gotlannin verkko koostuu n. 300 km 70 kv johtoa, 100 km 30 kv johtoa sekä 2000 km 10 kv johtoa. Asiakkaita verkossa on n. 36000. Kuvassa 13.2 on esitetty yksinkertaistettu viivapiirros saaren 70 kv verkosta. Saareen maksimiteho on n. 160 MW ja minimiteho n.40 MW kokonaissähkönkulutuksen ollessa n. 900 GWh vuodessa. Pääosa energiasta tuodaan mantereelta merikaapeliyhteyden kautta (HVDC). Tätä yhteyttä käytetään myös saaren taajuuden säätämisessä. Verkon stabii- 2
lisuuden takaamiseksi saarella on myös tahtigeneraattoreita, sekä varavoimana kaasuturbiineja. Hyvät tuuliolosuhteen saaren eteläosissa ovat johtaneet tuulivoiman vahvaan kasvuun. Vuoteen 2003 mennessä saarella oli jo 90 MW asennettua tuulivoimakapasiteettia, jotka tuottiva n. 200GWh energiaa (22 % kokonaisenergiasta). Tuulivoima koostuu lähes kokonaan tyypin A turbiineista, joiden tuottama teho aiheuttaa haasteita verkkoyhtiölle sekä välkynnän, että pienen paikallisen kulutuksen muodossa. Tilanteessa, jossa tuulivoimalla tuotettu teho on suuri suhteessa kulutukseen, esim. tuulisina öinä, tehoa ajetaan mantereelle HVDC-linkin kautta. Nykyään tätä tapahtuu vain 40 tuntia vuodessa, mutta tuulivoiman kapasiteetti on kasvussa ja sen ennustetaan olevan pian 150 MW, jolloin tämä tilanne on voimassa n. 500 tuntia vuodessa, joka vastaa n. 2GWh energiaa. Verkko on alun perin suunniteltu palvelemaan paikallista kulutusta ja paikallista suuren mittakaavan tuotantoa ei ole odotettu. Saaren eteläosan tuotannon ja kulutuksen välinen epätasapaino tekee verkon hallinnasta vaikeaa. Ratkaisuna saarelle asennettiin v. 1999 yksi maailman ensimmäisistä pakkokommutoiduista HVDC laiteistoista. Pakkokommutoitu HVDC ratkaisu (VSCHVDC) Jos saaren eteläosan tuotanto olisi siirretty pohjoisen kulutuskeskukseen (Visby) AC siirtojohtoa pitkin olisi ratkaisuna ollut ilmajohto ja lisäksi loistehon kompensointiin soveltuvaa laitteistoa. Kokonaiskustannuksiltaan edullisempaan vaihtoehtoon tällä 70 km matkalla osoittautui HVDC laitteisto pakkokommutoiduilla suuntaajilla toteutettuna, joiden avulla myös loistehon kompensointi ja verkon aktiivinen tukeminen on mahdollista. HVDC linkin kaapeli aurattiin 50 km matkalta vanhan AC johtimen viereen, joka edelleen helpotti rakennusluvan saamista. HVDC VSCHVDC laitteisto asennettiin v. 1999 ABB:n toimesta. Linkki koostuu kahdesta asemasta, joiden välillä on kaksinkertainen ±80 kv DC kaapeli. Suuntaajat on kytketty suotimen välityksellä 75 kv AC verkkoon. Suuntaajien edessä olevat muuntajat on varustettu käämikytkimillä, joiden avulla suuntaajien jännitettä voidaan pienentää pienen kuormitustilanteen vallitessa. Tämä erikoispiirre rakennettiin HVDC asennukseen, koska tuulivoima toimii harvoin nimellistehollaan ja näin kokonaisenergiahäviöitä voidaan pienentää. Pienen kuormitustilanteen hyötysuhteella on suuri vaikutus installaation kokonaiskannattavuuteen. 3 Suuntaajasiltoja ohjataan PWM moduloinnilla, mikä mahdollistaa toiminnan lähes mielivaltaisilla tehokertoimilla. Lisäksi pätö- ja loisteho-ohjeita voidaan muuttaa hyvin nopeasti (ms luokkaa), mikä mahdollistaa esim. pyöriviä tahtikoneita huomattavasti suuremman dynamiikan loistehon kompensoinnin osalta. Suuntaajat siirtävät tuulivoiman tuottamaa pätötehoa sekä niillä voidaan tarkasti seurata tuotetun tehon vaihteluita. Mahdollisuuksia on käytännössä jopa tasoittaa pieniä jännitekuoppia, joka osaltaan tukee verkon taajuuden säätöä.
Suuntaajilla voidaan myös tuottaa loistehoa niihin kytketyn verkon tarpeisiin. Kuva 13.3 esittää yhden suuntaajan pätö- ja loistehokapasiteetin. Suuntaajan loisteho-ominaisuuksia käytetään niihin kytkettyjen verkkojen jännitesäätöön. Normaalitilanteessa HVDC linkin suuntaajat toimivat mahdollisimman alhaisella DC jännitetasolla minimoiden kevyen kuormituksen häviöitä, mutta vikatilanteessa suuntaajat voivat siirtyä hyvin nopeasti tukemaan verkon jännitettä. Uuden toimintapisteen vasteaika on n. 50ms, joka tarkoittaa sitä, että laitteistolla voidaan tehokkaasti poistaa välkyntää ja muita häiriöitä n. 3 Hz taajuuteen asti. HVDC laitteiston suojaus on toteutettu epänormaalin toiminnan (esim. oikosulun) tapauksessa estämällä IGBT komponenttien ohjaussignaalit ja lisäksi avaamalla suuntaajan syötön katkaisija. Näin laite ei vian sattuessa vahingoita itseään eikä häiritse muita suuntaajan syöttöön kytkettyjä laitteita. Verkkovaikutukset Jotta tuulivoiman suhteellista osuutta tuotannossa voidaan jatkossa kasvattaa, vaatii Gotlannin sähköverkko tarkempaa tutkimusta ja simulointeja. Välkyntä GEAB:n kokemusten mukaan tyypin A tuuliturbiineilla on erilaisia tapoja aiheuttaa välkyntää. Hidas välkyntä aiheutuu tuulen lähinnä tuulen puuskista. Turbiinien käynnistäminen ja kompensointikondensaattorien kytkeminen aiheuttaa nopeaa välkyntää. Suurin osa turbiinien tuottamasta välkynnästä johtuu kuitenkin ns. 3P efektistä, jossa lavan ohittaessa tur- 4
biinin tornin (tornivarjoefekti) aiheutuu turbiinin tuottamaan tehoon ja jännitteeseen hetkellinen muutos. Tämä muutos on tyypillisesti taajuudella 1 2 Hz. Kaikki tyypin A turbiinien aiheuttamat välkynnät osuvat alueelle 1 8 Hz, jolle myös ihmissilmä on kaikkein herkin. Simulointien perusteella HVDC laitteistolla voidaan kompensoida suurin osa 1 3 Hz taajuisesta välkynnästä. Tämä mahdollistaa osaltaan turbiinien (tyyppi A) kapasiteetin lisäämisen. Muutostilanteet Tutkimukset ovat myös osoittaneet, että tyypin A turbiinien toiminta on avainasemassa vikatilanteessa. Vikatilanteessa transientin jälkeinen virta kasvaa voimakkaasti epätahtigeneraattoreiden lukumäärän ollessa suuri. Jos vian kesto on alle 200 ms, epätahtigeneraattorit ottavat verkosta paljon loistehoa, mikä saattaa heikentää verkon jännitettä entisestään ja täten pienentää vikavirran suuruutta. Tämä tekee suojauksen selektiivisyyden toiminnan epävarmaksi. Erilaisten transienttitilanteiden simuloinnit ja mittaukset ovat osoittaneet, että käyttämällä tavallisia tahtigeneraattoreita ei kyetä riittävän nopeaan jännitteen säätöön ja edellä kuvattua ilmiötä ei voida välttää. Vikatilanteen toimintaan voidaan kuitenkin myötävaikuttaa asennetun VSCHVDC linkin avulla. Kuva 13.4 esittää simuloidut vikavirrat kolmivaiheiselle oikosululle lähellä eteläistä Näs:n asemaa, sekä HVDC laitteiston ollessa toiminnassa että ilman HVDC laitteistoa. Jännitteen laskiessa HVDC laitteisto tuottaa vapaan kapasiteettinsa verran loistehoa, joka edesauttaa vikavirran syöttöä mukaan kytketyn tuulivoiman tapauksessa. HVDC laitteistolla voidaan vikatilanteessa tukea verkon jännitettä ja vikavirran syöttöä. 5
Käytännön mittauksia GEAB:lla on tavoitteena turvata sähkön laatu myös suuren tuulivoiman laajentumisenkin tapauksessa. Tätä varten GEAB on suorittanut useita simulointeja erilaisista vikaskenaarioista, joissa vikatilanteita tarkastellaan sekä ilman tuulivoimaa että tuulivoimatuotannon kanssa. Tärkein simuloiduista vikatilanteista on nimeltään Garda, jota oli mahdollista testata myös käytännössä. Vikaskenaariossa testattiin kolmivaiheista oikosulkua 10 kv katkaisijalla, joka koostui lyhykäisyydessään katkaisijan sulkemisesta ja tämän jälkeen katkaisijan vikavirtalaukaisusta. Vian kestoksi mitattiin ainoastaan 50 ms, joka oli riittävän pitkä näyttämään eri verkon laitteistojen vasteita vikatilanteessa. Tämän vikaskenaarion mittaustuloksia ja simulointituloksia on vertailtu kuvassa 13.5. Kuvassa on esitetty jännitekuoppien syvyys eri sähköasemilla kolmivaiheisen oikosulun aikana. Käytännön mittauksessa HVDC laitteiston jännitesäätöä oli muutettu hitaammaksi simulointeihin nähden stabiilimman ja turvallisemman toiminnan takaamiseksi. Kuvasta 13.5 nähdään, että HVDC järjestelmää käyttämällä voidaan huomattavasti pienentää jännitekuoppien syvyyttä vikatilanteissa. Tuloksista nähdään, että simuloidut ja mitatut arvot korreloivat melko hyvin, jonka perusteella simuloitu jännitekuopan syvyys ilman HVDC järjestelmää voidaan olettaa melko todenmukaiseksi. Tulevaisuudennäkymät Tällä hetkellä (2005) tuuliturbiineiden rakennuslupahakemuksia on prosessissa yli 300 MW lisäkapasiteetin edestä. GEAB:n mukaan maksimikapasiteetti, joka vielä voidaan lisätä verkkoon, on n. 250 MW. Tämänkin kapasiteetin liittämiseen tarvitaan jo uusia teknologisia ratkaisuja relesuojauksen ja jännitesäädön toteuttamiseksi. 6
Yhteenveto Kirjan luku 13 käsitteli ongelmia, joita verkkoyhtiö GEAB on kokenut Gotlannin saarella tuulivoiman lisääntymisestä johtuen. Näihin ongelmiin kuuluivat lähinnä: Jännitestabiilius vikatilanteessa ja loistehon tarve, joka on ratkaistu pääosin VSCHVDC laitteistolla. Suojauksen selektiivisyyden takaaminen vikatilanteissa: Tähän asiaan voidaan myös myötävaikuttaa VSCHVDC laitteistolla. Tulevaisuudessa tuuliturbiineille tullaan vaatimaan lisää teknisiä vaatimuksia (fault ride through), jotta turbiinien lisääntyessä verkon suojaustoiminnot ja sähkön laatuvaatimukset voidaan täyttää. Verkkoyhtiön kannalta on tärkeää, että tulevaisuudessa turbiineille voidaan asettaa verkkoyhtiön toimesta erityisvaatimuksia sähkön jakeluvarmuuden ja laadun varmistamiseksi. 7