Zachowanie się farm wiatrowych w warunkach zagrożenia blac…

ZACHOWANIE SIĘ FARM WIATROWYCH W WARUNKACH
ZAGROśENIA BLACKOUTEM
Mariusz Mazur
Bogdan Sobczak
Instytut Energetyki Jednostka Badawczo-Rozwojowa Oddział Gdańsk
streszczenie
W referacie przedstawiono aktualny stan i perspektywy rozwoju energetyki wiatrowej,
podstawowe cechy najczęściej spotykanych rozwiązań, a następnie bardziej szczegółowo
omówiono elementy, które mają zasadnicze znaczenie w sytuacji zagroŜenia awarią
systemową mogą spowodować awarię systemową oraz mają znaczenie przy odbudowie
normalnej pracy systemu. W ostatnim punkcie opisano zachowanie się generacji wiatrowej w
trakcie awarii z dnia 4 listopada 2006r.
Wind Farm in conditions of the blackout risk,
Summary
The actual state and development perspectives of Wind Energy are presented in the article. It
includes basic features of the most common solutions and more extensive description of the
factors which have major impact in case of system blackout, which may cause system
blackout and which are important in restarting nominal operation of the system. The last
chapter describes behaviour of wind generation during system blackout on the 4 of November
2006.
Wprowadzenie
NiepoŜądanym skutkiem liberalizacji rynków energii jest wyraźne spowolnienie rozwoju sieci
przesyłowej, pogłębiane dodatkowo przez ograniczenia środowiskowe i formalno-prawne.
W rezultacie SEE (systemy elektroenergetyczne) coraz częściej pracują w pobliŜu ograniczeń
zdolności przesyłowych, co oznacza zmniejszenie bezpieczeństwa pracy SEE i stanowi jedną
z przyczyn licznych ostatnio awarii systemowych. W Europie największą awarią była awaria
systemu włoskiego w roku 2003, która zakończyła się praktycznie całkowitym blackoutem na
obszarze północnych i środkowych Włoch.
W ostatnich latach, oprócz wymienionych powyŜej czynników, doszedł w niektórych
systemach nowy czynnik mający istotne znaczenia zarówno dla powstania jak i przebiegu
awarii systemowej. Jest nim osiągnięcie przez generację rozproszoną, w szczególności
wiatrową, istotnego udziału w całkowitej generacji systemu. Prawdopodobnie pierwszą
awarią, w której generacja wiatrowa (GW) miała znaczący wpływ na powstanie i przebieg
awarii, a takŜe na odbudowę normalnej pracy systemu, była awaria UCTE w dniu 4 listopada
2006r.
Przewidywany dalszy dynamiczny rozwój GW spowoduje, Ŝe jej znaczenie w kontekście
awarii systemowych będzie wzrastać. Operatorzy systemowi świadomi tego faktu, od kilku lat
wprowadzają wymagania dla farm wiatrowych, mające na celu zwiększenie bezpieczeństwa
systemu z zainstalowaną duŜą GW. Jednak ze względu na specyficzne cechy generacji
wiatrowej, głównie zmienność i ograniczoną przewidywalność, rola GW przy powstaniu
awarii, jej rozwoju, a następnie przy odbudowie stanu normalnego, będzie się coraz większa.
W referacie przedstawiono aktualny stan i perspektywy rozwoju energetyki wiatrowej,
podstawowe cechy najczęściej spotykanych rozwiązań GW, a następnie bardziej szczegółowo
omówiono elementy, które:
mają zasadnicze znaczenie w sytuacji zagroŜenia awarią systemową (wyłączanie przy niskim
napięciu, wyłączanie przy zmniejszonej częstotliwości),
mogą
spowodować awarię systemową (zmienność produkcji
przewidywalności, wyłączanie wiatraków przy zwarciach),
przy
ograniczonej
mają znaczenie przy odbudowie normalnej pracy systemu (automatyka załączania farm
wiatrowych).
W ostatnim punkcie opisano zachowanie się generacji wiatrowej w trakcie awarii z dnia
4 listopada 2006r.
Aktualny stan i perspektywy rozwoju energetyki wiatrowej
Zainstalowana moc. Od kilkunastu lat obserwowany jest szybki rozwój energetyki wiatrowej
(EW). W latach 90-tych rozwój EW dotyczył głownie Danii, Niemiec i Hiszpanii. Obecnie
szybki przyrost zainstalowanej generacji wiatrowej ma miejsce w wielu krajach, wśród
których są kraje UE-15 oraz m.in. Stany Zjednoczone (11,600 MW zainstalowanej mocy),
Indie (3,000 MW), a takŜe Chiny i Kanada. Na koniec roku 2006 w Europie (prawie
wyłącznie w krajach UE-15) zainstalowana była generacja wiatrowa o mocy ponad
48,000 MW. Warto zauwaŜyć, Ŝe Komisja Europejska planowała osiągnięcie mocy
40,000 MW przez EW, na rok 2010 (dokument "White Paper" 1997). Obecnie w Niemczech,
Hiszpanii i Danii, które nadal pozostają liderami energetyki wiatrowej zainstalowane są
moce: 20,600 MW (Niemcy), 11,600 MW (Hiszpania), 3,100 MW(Dania). W roku 2006 duŜe
przyrosty zainstalowanej generacji wiatrowej miały miejsce we Włoszech, Wielkiej Brytanii,
Holandii, Francji i Portugalii. W kaŜdym z tych krajów moc zainstalowanej generacji
wiatrowej zbliŜa się do 2,000 MW, lub nawet przekracza tą wielkość.
Aktualne cele dla UE-15 na rok 2010 i 2020 to, wg europejskiej organizacji EWEA, moce
75,000 MW i 180,000 MW. Oznaczać to będzie odpowiednio 5,5% i 12,1% udziału
w produkcji energii elektrycznej UE-15. Do sieci elektroenergetycznej Niemiec w roku 2010
ma być przyłączone 22,400 MW, w roku 2015 – 36,000 MW a w roku 2020 – 48,000 MW
generacji wiatrowej. Do sąsiadującej z Krajowym Systemem Elektroenergetycznym (KSE)
sieci Vattenfall Europe, w roku 2011 mają być przyłączone farmy wiatrowe o mocy
11,000 MW. Istotne jest, Ŝe duŜy udział w prognozowanym wzroście generacji wiatrowej, ma
mieć generacja off-shore (farmy budowane na morzu).
W Polsce w roku 2006 uruchomiono farmę wiatrową Tymień o mocy 50 MW.
W najbliŜszych tygodniach zostanie uruchomiona farma wiatrowa Kisielice. Tym samym moc
farm wiatrowych przyłączonych do napięcia 110 kV osiągnie wielkość około 150 MW.
Łącznie z wiatrakami przyłączonymi do średniego napięcia będzie to prawie 200 MW. Kilka
innych duŜych farm wiatrowych jest w fazie zaawansowanych projektów. Wydaje się, Ŝe
w roku 2010 realne jest osiągnięcie w KSE poziomu 500 MW zainstalowanej GW.
Technologia. W latach 90-tych przewaŜającą część wiatraków stanowiły wiatraki ze stałą
prędkością obrotową, wyposaŜone w generator indukcyjny o mocy poniŜej 1 MW. Wiatraki te
były przyłączane najczęściej do napięcia średniego, pojedynczo lub jako zespoły wiatraków,
czyli tzw. farmy lub parki wiatrowe. Wiatraki ze stałą prędkością obrotową charakteryzują się
stosunkowo duŜą emisją migotania napięcia, zazwyczaj muszą być wyłączane przy spadkach
napięcia i wymagają zewnętrznej kompensacji mocy biernej ze względu na generator
indukcyjny. Wiatraki te mają optymalną efektywność konwersji energii wiatru na energię
elektryczną, tylko przy jednej określonej prędkości wiatru. Niektóre konstrukcje zaliczane do
wiatraków ze stałą prędkością obrotową mają w rzeczywistości dwie róŜne prędkości
obrotowe: niŜszą stosowaną przy małej prędkości wiatru i wyŜszą stosowaną przy duŜej
prędkości wiatru. Efektywność tych wiatraków nie odbiega zbytnio, od efektywności
wiatraków ze zmienną prędkością wiatru. Ograniczenie mocy, przy silnych wiatrach, w
wiatrakach ze stałą prędkością obrotową, osiąga się dzięki, aerodynamicznemu zjawisku tzw.
przeciągania (ang. stall). Nowoczesne wiatraki z generatorami indukcyjnymi wyposaŜone są
często w opcję aktywnego przeciągania (ang. active stall), osiąganej poprzez odpowiednie
ukształtowanie łopat wirnika i regulację ich kąta natarcia (ang. pitch). Aktywne przeciąganie
umoŜliwia regulację mocy wiatraka z generatorem indukcyjnym o stałej prędkości obrotowej.
Po roku 2000 nastąpił rozwój konstrukcji wiatraków ze zmienną prędkością obrotową
wirnika. Wśród tych konstrukcji najbardziej rozpowszechnione są obecnie wiatraki
z podwójnie zasilanym generatorem indukcyjnym DFIG (ang. Double Fed Induction
Generator). Generatory DFIG posiadają pełny cztero-ćwiartkowy dwukierunkowy
przekształtnik częstotliwości AC-DC-AC w obwodzie wirnika, zasilany z obwodu stojana,
i zwymiarowany na 20%÷30% mocy znamionowej wiatraka. Przekształtnik, zbudowany
najczęściej na tranzystorach IGBT. Pozwala on na zmiany prędkości obrotowej wirnika
generatora (a więc i wirnika turbiny wiatrowej), w dość szerokim zakresie (–40% ÷ +30%)
częstotliwości synchronicznej, a takŜe umoŜliwia niezaleŜne sterowanie mocą czynną i bierną
generatora indukcyjnego.
Następną rozwijaną, ale na razie wyraźnie mniejszą grupą, są wiatraki wykorzystujące
generatory synchroniczne i przekształtnik częstotliwości AC-DC-AC w obwodzie stojana
generatora, zwymiarowany na pełną moc wiatraka. Ewentualne zastosowanie
wolnoobrotowego generatora synchronicznego eliminuje w tej konstrukcji konieczność
przekładni mechanicznej. W wiatrakach tego typu uzyskuje się jeszcze większy zakres
separacji prędkości wirnika od częstotliwości sieci i w związku z tym jeszcze szerszy zakres
prędkości obrotowej wirnika.
W obydwu konstrukcjach ze zmienną prędkością obrotową, duŜa szybkość sterowania
przekształtnikami pozwala zachować separację prędkości wirnika od częstotliwości sieci
równieŜ w elektromechanicznych stanach przejściowych. W rezultacie wirniki tych
wiatraków praktycznie nie uczestniczą w kołysaniach elektromechanicznych systemu
elektroenergetycznego.
Wiatraki ze zmienną prędkością obrotową mają optymalną efektywność konwersji energii
w szerokim zakresie prędkości wiatru. Najbardziej powszechne są konstrukcje mające moc
2÷3 MW. Wiatraki ze zmienną prędkością obrotową charakteryzuje znacznie mniejsza emisja
harmonicznych oraz dość duŜe moŜliwości generacji/konsumpcji mocy biernej, szczególnie
przy pracy z aktualną mocą wiatraka, mniejszą od jego mocy znamionowej. Obecny udział
konstrukcji ze zmienną prędkością w ogólnej produkcji wiatraków wynosi ponad 80%.
Wszystkie typy obecnie produkowanych duŜych wiatraków mają moŜliwość szybkiej redukcji
mocy (w ciągu kilku sekund), poprzez zmianę kąta natarcia (ang. pitch) płatów wirnika.
Nowo instalowane duŜe wiatraki, pogrupowane w farmy (parki) wiatrowe są przyłączane
przede wszystkim do sieci wysokich napięć. W ostatnich latach parki takie zaczęto wyposaŜać
w wyrafinowane systemy monitorowania, sterowania i regulacji, które m.in. umoŜliwiają
uzyskanie następujących właściwości farmy wiatrowej:
zdolności regulacji napięcia (lub mocy biernej ewentualnie współczynnika mocy)
w punkcie przyłączenia farmy,
ograniczania poziomu mocy czynnej farmy i szybkiej jej redukcji,
ograniczania gradientów mocy czynnej farmy przy narastaniu, a takŜe spadku produkcji,
moŜliwości udziału w regulacji częstotliwości w dół,
potencjalnej moŜliwości pełnego udziału w regulacji częstotliwości, przy pracy
wiatraków z mocą mniejszą od moŜliwej w danych warunkach wiatrowych.
Warto zauwaŜyć ciągły wzrost efektywności wiatraków przeznaczonych dla lokalizacji ze
średnią prędkością wiatru. Obecnie z tej samej lokalizacji moŜna uzyskać 180 razy więcej
energii niŜ na początku lat 90-tych. Oznacza to pojawienie się farm wiatrowych równieŜ
w lokalizacjach dotychczas uwaŜanych za nieatrakcyjne dla energetyki wiatrowej.
Zachowanie się generacji wiatrowej przy zagroŜeniu blackoutem
ZagroŜenie obszaru blackoutem moŜna określić jako stan, w którym wartości napięcia i/lub
częstotliwości na obszarze są na tyle niŜsze od wartości znamionowych, Ŝe realne staje się
awaryjne wyłączenie znacznej części generacji i utrata zasilania odbiorców. W sytuacji, gdy
generacja wiatrowa (a generalnie rozproszona) stanowić zaczyna znaczącą część generacji
w systemie, jej zachowanie się (w tym ewentualne awaryjne wyłączenie) jest pod pewnymi
względami równie istotne, jak zachowanie się generacji systemowej.
Ze względu na zróŜnicowanie generacji wiatrowej, na którą składają się:
małe farmy wiatrowe i pojedyncze wiatraki przyłączone do średniego napięcia,
farmy wiatrowe o mocy od 20 MW do nawet 100 MW przyłączone do napięcia 110 kV,
duŜe farmy wiatrowe o mocy ponad 100 MW przyłączone do sieci przesyłowej,
jej zachowanie w obliczu zagroŜenia będzie jakościowo inne.
Dla generacji wiatrowej przyłączonej do średniego napięcia i mniejszych farm wiatrowych
przyłączonych do napięcia 110 kV, moŜna mówić jedynie o zachowaniu pasywnym,
rozumianym jako ewentualne wyłączenie się farmy poniŜej pewnej wartości napięcia i/lub
częstotliwości. Zachowanie to definiują (a przynajmniej powinny definiować) wymagania
operatora sieci dystrybucyjnej na zakresy napięcia i częstotliwości, w których wiatraki nie
mogą być wyłączane. NaleŜy zauwaŜyć, Ŝe w ostatnich kilku latach widoczna jest tendencja
zaostrzania wymagań dla farm wiatrowych i wiatraków przyłączanych do sieci rozdzielczych
(np. operatorzy duńscy wymagają od wiatraków przyłączanych do sieci o napięciu niŜszym
niŜ 100 kV moŜliwości uczestniczenia w regulacji częstotliwości – w obu kierunkach – oraz
pewnej formy regulacji mocy biernej [3]). Z drugiej strony, w systemie duńskim i niemieckim
pracuje bardzo duŜo wiatraków przyłączonych do sieci 10-15 lat temu, które zostaną
wyłączone przy spadku napięć poniŜej 0,9Un i częstotliwości poniŜej 49,5Hz.
Dla duŜych farm wiatrowych przyłączonych do sieci 110 kV i sieci przesyłowej moŜna
mówić o aktywnym zachowaniu się w obliczu zagroŜenia blackoutem, co oznacza:
ze względu na napięcie – regulację napięcia w punkcie przyłączenia i maksymalne
wykorzystanie moŜliwości generacji mocy biernej przez wiatraki farmy wiatrowej,
ze względu na częstotliwość – udział w regulacji częstotliwości i mocy systemu.
Co jest oczywiste, duŜe farmy obowiązują równieŜ wymagania odnośnie zakresów napięcia
i częstotliwości, w których wiatraki nie mogą być wyłączane. W tym przypadku wymagania
określa operator sieci przesyłowej. Od kilku lat praktycznie wszystkie instrukcje operatorskie
(Grid Codes) wymagają od farm wiatrowych własności określanej jako LVRT (Low Voltage
Ride Through), co oznacza nie wyłączanie farmy takŜe przy bliskich zwarciach, w trakcie
których napięcie w punkcie przyłączenia farmy, przez krótki czas, spada do wartości bliskiej
zeru. Niektóre instrukcje wymagają równieŜ, aby wiatraki farmy wiatrowej generowały w
czasie trwania zapadu napięciowego jak największy (co najmniej równy znamionowemu)
prąd zwarciowy. Sytuacja obecna róŜni się zatem radykalnie od tego co obowiązywało
jeszcze kilka lat temu, gdy od wiatraków wymagano wyłączenia się przy spadku napięcia
poniŜej wartości 0,75÷0,85pu i czasie trwania 100 ms.
Zakresy napięcia i częstotliwości
przyłączanych do wysokiego napięcia
dla
farm
wiatrowych
Wymagany zakres napięć dla pracy farm wiatrowych określa się w wymaganiach operatora
osobno dla stanów dynamicznych (zwarcia w sieci) oraz stanów statycznych
i wolnozmiennych.
Dla stanów dynamicznych jest to przedstawiana najczęściej graficznie funkcja poziomu
napięcia U(t) od czasu w punkcie przyłączenia farmy (lub na zaciskach poszczególnych
wiatraków). Pozwala ona określić zachowanie się farmy zarówno przy zwarciach, jak
i w stanach zagroŜenia stabilności napięciowej systemu, charakteryzujących się długotrwałym
utrzymywaniem niskich napięć. Rysunek 1 pokazuje sparametryzowany wykres U(t), który
łącznie z tabelą 1 określa wymagania kilku wybranych operatorów.
Dla stanów statycznych i wolnozmiennych wymagania są określane tekstowo (np. IRiESP)
lub graficznie jako obszar pracy na płaszczyźnie U, f (napięcie, częstotliwość). Na rysunku 2
pokazano wymagania IRiESP w formie graficznej zapoŜyczonej z wymagań operatora
duńskiego [4].
Z zamieszczonych rysunków wynika, Ŝe obecnie wymagania dla farm wiatrowych nie
odbiegają specjalnie od wymagań dla jednostek konwencjonalnych, a w przypadku wymagań
dla zwarć znacznie je przekraczają. Blok konwencjonalny bez specjalnych układów typu fastvalving nie jest w stanie przetrwać trwającego ponad 0,5 s spadku napięcia do 15% Un.
Analizując wymagania napięciowe dla farm wiatrowych naleŜy zwrócić uwagę na to, czy
podane wartości napięcia odnoszą się do punktu przyłączenia farmy czy teŜ do
indywidualnych wiatraków. JeŜeli funkcja napięcia odnosi się do punktu przyłączenia,
a wiatraki generują w trakcie zwarcia prąd zwarciowy, to napięcie na wiatrakach będzie nieco
wyŜsze.
H
F
A
V [%]
W miejscu
przyłączenia
do sieci
G
E
Wyłączenie
dozwolone
B
C
D
czas [s]
Rys.1. Sparametryzowany wykres pokazujący wymagania wybranych operatorów odnośnie
zachowania się farm przy niskich napięciach.
Tablica 1. Wymagania operatorów dla zachowania się farm wiatrowych przy niskich
napięciach. Parametry wykresu z rys.1.
1
Odcinek
BC
BD
AF
Dania
25%
0,1 s
Niemcy (EON)1
0%
Niemcy (EON)2
Irlandia (ESB)
AH
HG
0,75 s 25%
10 s
NA
0,15 s
0,15 s 30%
0,7s
10%
15%
0,625 s
3s
10%
ND
ND
15%
0,625 s
3s
10%
ND
ND
Wielka Brytania 0%
0,14 s
1,2 s
20%
2,5 s
15%
Polska
0,6
3s
20%
5s
ND
15%
FE
Dla jednostek z duŜym prądem zwarciowym. 2 Dla jednostek z małym prądem zwarciowym.
Rys. 2 Wymagania PSE na zakres statycznej pracy farm wiatrowych (max oznacza
maksymalną moc wynikającą z aktualnych warunków wiatrowych).
Udział farm wiatrowych w regulacji mocy i częstotliwości
W sytuacji, gdy częstotliwość SEE odbiega od częstotliwości znamionowej, źródła
wytwórcze powinny mieć moŜliwość regulacji mocy z zadanym statyzmem względem
częstotliwości. Konwencjonalnie pracujące farmy wiatrowe wykorzystujące całą dostępną im
moc wiatru mogą brać udział w regulacji mocy tylko w wypadku, gdy aktualna częstotliwość
sieci jest wyŜsza od znamionowej. Obecnie coraz powszechniej dla duŜych farm wiatrowych
wymaga się, na Ŝądanie operatora, udziału w regulacji częstotliwości równieŜ wówczas, gdy
jest ona mniejsza od częstotliwości znamionowej. WiąŜe się to oczywiście z celowym
utrzymywanie mocy farmy mniejszej od mocy osiągalnej w aktualnych warunkach
wiatrowych. Pierwszą farmą, dla której opracowano zasady regulacji mocy i częstotliwości,
a następnie regulator pozwalający na pełny udział w regulacji częstotliwości, była duńska
farma off-shore Horns Rev o mocy 160 MW [5,6]. Zasady regulacji mocy farmy Horns Rev
pokazuje rysunek 3. Aby farma mogła brać pełny udział w regulacji częstotliwości musi
pracować w trybie pracy z odstępem (określanym równieŜ jako tryb „delta”). Regulacja mocy
i częstotliwości farmy wiatrowej wymaga zastosowania regulatora farmy i regulatorów
indywidualnych turbin. W referacie [5] zaprezentowano modele regulatorów mocy
i częstotliwości dla farm z wiatrakami typu „active stall” i DFIG. W wiatrakach typu „active
stall” z generatorami indukcyjnymi (stała prędkość obrotowa) regulację mocy uzyskuje się
poprzez zmianę kąta natarcia łopat, w wiatrakach z generatorami typu DFIG regulację mocy
uzyskuje się poprzez zmianę prędkości obrotowej wirnika. NiezaleŜnie od typu wiatraków,
w układzie regulacji mocy i częstotliwości farmy jest ciągle wyznaczana (na podstawie
pomiarów prędkości wiatru z wiatraków oraz ich krzywych mocy) aktualnie osiągalna moc
poszczególnych turbin wiatrowych. Sam regulator częstotliwości posiada ogólnie stosowaną
w tego typu regulatorach charakterystykę z regulowaną strefą nieczułości i regulowanym
statyzmem MW/Hz. Wg [5] regulacja mocy i częstotliwości powinna mieć miejsce
w regulatorze farmy, a nie na poszczególnych turbinach. Regulator wyznacza wówczas moc
dla całej farmy, która następnie jest rozdzielana na poszczególne turbiny. W układzie
zaimplementowanym na farmie Horns Rev regulacja częstotliwości jest realizowana przez
regulatory zainstalowane na wiatrakach.
MW
zdolność wytwórcza EW
moc rzeczywista EW
C
A
B
D
czas [min]
Rys. 3 Tryby pracy farmy wiatrowej z moŜliwością regulacji mocy i częstotliwości.
A – ograniczenie mocy; B – ograniczenie przyrostu mocy; C – stabilizacja mocy;
D – zachowanie odstępu.
Rys. 4 Charakterystyka regulatora częstotliwości.
Regulacja napięcia i mocy biernej
Zakres regulacji mocy biernej wiatraków zaleŜy od ich typu. Generalnie największe
moŜliwości mają wiatraki, w których cała moc jest wyprowadzana przez przekształtnik
częstotliwości, a następnie wiatraki z generatorami typu DFIG. Wiatraki ze standardowymi
generatorami indukcyjnymi są zazwyczaj pozbawione moŜliwości regulacji biernej.
Technicznie nie ma jednak przeszkód, aby takŜe ten typ wiatraków dysponował szerokim
zakresem szybkiej regulacji mocy biernej np. poprzez zastosowanie przełączalnej tyrystorami
baterii kondensatorów. W generatorach z przekształtnikami zakres mocy biernej zaleŜy od ich
parametrów znamionowych, a w stanach dynamicznych moŜliwe są znaczne chwilowe
przekroczenia wartości znamionowych. Warto w tym miejscu zauwaŜyć, Ŝe w niektórych
wiatrakach wyprowadzających pełną moc przez przekształtnik (np. Enercon) dostępna jest
opcja generacji/konsumpcji mocy biernej nawet wówczas, gdy wirnik pozostaje w spoczynku.
Przekształtnik od strony sieci pracuje wówczas jako STATCOM, a zakres mocy biernej jest
określony przez jego parametry znamionowe.
Instrukcje operatorskie określają wymagania odnośnie regulacji napięcia i mocy biernej przez
podanie zakresu zmienności współczynnika mocy w miejscu przyłączenia farmy, a niekiedy
równieŜ charakterystyki regulacji U i Q. Regulacja w punkcie przyłączenia farmy musi być
realizowana poprzez centralny regulator farmy, który oblicza wartości zadane mocy biernej
dla poszczególnych wiatraków, uwzględniając ich aktualne moŜliwości wynikające
z obciąŜenia mocą czynną. Charakterystykę regulatora farmy pokazano na rysunku 5.
Regulatory na indywidualnych wiatrakach mogą prowadzić jedynie regulację lokalną (np.
utrzymując jednostkowy współczynnik mocy). Próba regulacji w punkcie przyłączenia farmy
przez regulatory indywidualne prowadziłaby do niestabilności.
Rys. 5 Charakterystyka regulacji napięcia regulatora farmy wiatrowej.
Generacja wiatrowa jako przyczyna awarii systemowej
Oprócz omawianego wcześniej wpływu na przebieg awarii systemowej związanego
z zachowaniem się wiatraków i farm wiatrowych przy znacznie odbiegającym od normy
napięciu i częstotliwości, generacja wiatrowa moŜe sama być główną przyczyną takiej awarii.
MoŜe się tak stać w następujących sytuacjach:
•
zwarcie w systemie przesyłowym w obszarze z duŜą generacją wiatrową,
•
przeciąŜenie linii przesyłowych w warunkach duŜej generacji wiatrowej,
•
błąd prognozy określającej czas przejścia frontu burzowego i siłę wiatru w trakcie
frontu.
Obszary z duŜą generacją wiatrową są zwykle dość odległe od centrów odbioru i generacji
systemu. Zwarcia w sieci przesyłowej na takim obszarze powodują duŜe i rozległe spadki
napięcia, co skutkuje masowym wyłączeniem generacji wiatrowej ze standardowo
nastawianymi zabezpieczeniami wiatraków. Taka sytuacja mała miejsce kilka lat temu
w Niemczech, gdy zwarcie na systemie 380 kV spowodowało stratę około 2000 MW
generacji wiatrowej. Obliczenia wykonane w E.ON Netz pokazały, Ŝe w roku 2001 taka strata
potencjalnie mogła wynieść nawet 3000 MW, co stanowi maksymalny poziom dopuszczalny
w UCTE. Studium wiatrowe DENA dla całych Niemiec, z roku 2005, pokazało, Ŝe ryzyko
utraty niebezpiecznie duŜej generacji wiatrowej po zwarciu na systemie przesyłowym będzie
się utrzymywać nawet po wprowadzeniu wymagań dla nowych farm odnośnie nie wyłączania
ich przy duŜych spadach napięcia. Jest to skutkiem faktu, Ŝe farmy wyposaŜone tylko w opcje
LVRT nie generują prądu zwarciowego, a w związku z tym obszar i spadek napięć ulega
zwiększeniu. W rezultacie w Niemczech wprowadzono dla farm wiatrowych wymaganie
generacji moŜliwie duŜego prądu zwarciowego w trakcie trwania zwarcia.
Ze względu na przeszkody administracyjne i środowiskowe, a takŜe duŜe koszty, rozwój sieci
przesyłowej nie nadąŜa za rozwojem energetyki wiatrowej. Dodatkowym problemem jest
niska efektywność wykorzystania linii słuŜących głównie do wyprowadzania mocy
z obszarów z duŜym nasyceniem farm wiatrowych. Dlatego naturalne staje się w pewnym
momencie przejście na tzw. dynamiczną obciąŜalność linii, która wiąŜe obciąŜalność
z aktualnymi warunkami atmosferycznymi. Operator sieci E.ON Netz wprowadzając
dynamiczną obciąŜalność swoich linii przesyłowych uzyskał, w warunkach duŜej generacji
wiatrowej, zwiększenie ich obciąŜalności do poziomu 150% obciąŜalności statycznej.
Zwiększone przesyły zwiększają w oczywisty sposób prawdopodobieństwo zagroŜenia
wystąpieniem kaskadowych przeciąŜeń i w rezultacie wyłączeń linii.
W przypadku bardzo duŜej i skoncentrowanej generacji wiatrowej pewne ryzyko dla SEE
moŜe stanowić błąd prognozy czasu wystąpienia frontu burzowego i siły wiatru w trakcie
przechodzenia frontu (potencjalne wyłączenia wiatraków). W rezultacie moŜe mieć miejsce
niedostosowanie utrzymywanej w dyspozycji generacji konwencjonalnej do potrzeb
systemowych.
Generacja wiatrowa w awarii z 4 listopada 2006r.
Celowe wyłączenie linii 380 kV nad rzeką Ems (przepłynięcie statku na Morze Północne),
wskutek błędnej nastawy zabezpieczenia nadprądowego innej linii 380 kV, spowodowało
przeciąŜenia linii wyprowadzających moc z obszarów północnych Niemiec i w efekcie ich
kaskadowe wyłączenia. Bezpośrednio przed awarią miały miejsce duŜe przepływy kołowe
mocy z północnych Niemiec do Holandii i Polski spowodowane generacją wiatrową
wynosząca 8,600 MW na obszarze północnych Niemiec. W tym czasie w Europie Zachodniej
(Hiszpania, Portugalia, Francja) generacja wiatrowa wynosiła 6,500 MW.
Wyłączenia linii spowodowały rozbicie UCTE na trzy rozsynchronizowane podsystemy:
zachodni, północno-wschodni i południowo-wschodni. Obszar zachodni był deficytowy
(-8,940 MW) i doświadczył spadku częstotliwości do wartości bliskiej 49 Hz, obszar
północno-wschodni (z powodu duŜej nadwyŜki generacji) doświadczył w początkowym
momencie zwyŜki częstotliwości do wartości 51,4 Hz. W zachodnim podsystemie, z powodu
niskiej częstotliwości, wyłączyło się natychmiast około 60% generacji wiatrowej
(3,900 MW), co stanowiło około 40% całkowitej wyłączonej generacji. Całkowitemu
blackoutowi podsystemu zachodniego zapobiegła automatyka odciąŜająca. Dodatkowo
odbudowę częstotliwości w podsystemie zachodnim zakłócało automatyczne (bez kontroli
operatora) załączanie się do pracy źródeł rozproszonych – głównie farm wiatrowych.
W systemie północno-wschodnim automatyczne wyłączenie około 6,200 MW generacji
wiatrowej (5,400 MW w Niemczech i 800 MW w Austrii) miało zasadnicze znaczenie dla
szybkiego zmniejszenia się częstotliwości z 51,4 Hz do 50,3 Hz. TakŜe tutaj proces powrotu
do częstotliwości 50 Hz był zakłócany przez automatyczne załączania generacji rozproszonej,
głównie wiatrowej.
Raport [1] stwierdza, Ŝe generacja wiatrowa odegrała ewidentnie negatywną rolę
w wystąpieniu i przebiegu awarii 4 listopada 2006 poprzez: (1) wymuszenie bardzo duŜych
przepływów kołowych, które spowodowały, Ŝe przepływy fizyczne znacznie róŜniły się od
planowanych, (2) masowe wyłączenia generacji wiatrowej w obszarze zachodnim, które
zwiększyły zakres automatycznego odciąŜania poprzez wyłączanie odbiorców, (3) zakłócenia
procesu przywracania częstotliwości 50 Hz z powodu automatycznego niekontrolowanego
załączania wcześniej wyłączonych farm wiatrowych.
Podsumowanie
Farmy wiatrowe stanowiące specyficzny rodzaj generacji rozproszonej, pracujące według
wymagań obowiązujących jeszcze kilka temu, w sytuacji duŜego udziału w całkowitej
generacji, zwiększają zagroŜenie wystąpienia awarii systemowej. W trakcie trwania awarii
szybkie wyłączenia generacji wiatrowej zwiększają zasięg i głębokość awarii.
Niekontrolowane automatyczne załączenia wiatraków stanowią przeszkodę w powrocie do
warunków znamionowych.
Powszechnie obowiązujące od kilku lat nowe wymagania dla farm wiatrowych mają na celu
usunięcie lub złagodzenie wymienionych oddziaływań. W krajach, które obecnie mają duŜe
nasycenie generacją wiatrową, przez wiele lat będą odczuwalne skutki niedostatecznych
wymagań dla generacji wiatrowej przyłączanej przed wprowadzeniem obecnie powszechnie
obowiązujących wymagań na rozszerzony zakres napięcia i częstotliwości dla pracy farmy
wiatrowej oraz konieczność jej udziału w regulacji mocy, częstotliwości i napięcia. To samo
dotyczy problemu moŜliwości utraty znacznej generacji wiatrowej przy zwarcia w sieci
przesyłowej.
Problem ten tylko w znikomym stopniu dotyczy jednak Krajowego Systemu
Elektroenergetycznego, zainstalowana bowiem obecnie w Polsce GW, jest pomijalnie mała i
nie moŜe mieć istotnego wpływu w stanach awaryjnych. Niedawno powstałe i budujące się
duŜe farmy wiatrowe, oparte są przewaŜnie o nowoczesne turbiny, mające moŜliwości
aktywnego udziału w stanach zagroŜenia bezpieczeństwa systemu, zgodnie z wymaganiami
określonymi w IRiESP [2]. Wymagania te nie odbiegają od wymagań innych operatorów
SEE.
NiezaleŜnie od zaawansowania technicznego obecnie instalowanej generacji wiatrowej,
problem który ona tworzy, wynika z jej rozwoju w lokalizacjach oddalonych od odbiorów
systemu. Bez rozwoju sieci przesyłowej, będzie to prawdopodobnie długo czynnik
zwiększający zagroŜenie wystąpienia rozległych awarii systemowych, których scenariusz
moŜe być podobny do awarii z 4 listopada 2006r.
Literatura
[1]
“Final Report - System Disturbance on 4 November 2006” www.ucte.org
[2]
IRiESP 1.06.2006 , PSE-Operator, www.pse-operator.pl
[3]
“Wind Turbines Connected to Grids with Voltages below 100 kV”, Elkraft&Eltra,
Dania, 2004
[4]
Wind Turbines Connected to Grids with Voltages over 100 kV”, Elkraft&Eltra, Dania,
2004
[5]
Sorensen P., i inni “Modeling of Wind Farm Controllers” EWEC 2006, Ateny
[6]
Christiansen P., ”The Horns Rev Offshore Project – Wind Farm main Controller”,
Billund, 2004
[7]
Sobczak B., i inni “Wpływ generacji wiatrowej na profil napięcia sieci rozdzielczej
i przesyłowej”, APE-05, Jurata
[8]
Sobczak B. i inni, „Wpływ generacji wiatrowej na obciąŜenia sieci rozdzielczej”, APE05, Jurata
[9]
Madajewski K., Sobczak B., „Operatorstwo generacji wiatrowej”, APE-06, Wisła