energetyka wiatrowa w polsce
advertisement
POLSKIE SIECI ELEKTROENERGETYCZNE SA ELEKTROENERGETYKA Nr 3/2005 (54) ENERGETYKA WIATROWA W POLSCE WALDEMAR BANDZUL Polskie Sieci Elektroenergetyczne SA WPŁYW ELEKTROWNI WIATROWYCH NA NIEZAWODNOŚĆ PRACY SYSTEMU ELEKTROENERGETYCZNEGO W Polsce od kilku lat nie słabnie zainteresowanie energetyką wiatrową. Operatorzy systemów wydali warunki przyłączenia do sieci instalacji wiatrowych o łącznej mocy kilku tysięcy megawatów. Wydanie warunków przyłączenia nie oznacza, że wszystkie planowane inwestycje zostaną zrealizowane. Jest jednak pewne, że przynajmniej część z planowanych elektrowni wiatrowych w krótszym lub dłuższym horyzoncie czasowym zacznie pracować w polskim systemie elektroenergetycznym niosąc ze sobą, obok zalet, również wiele problemów. Konieczne jest zatem zbadanie wpływu elektrowni wiatrowych na niezawodność pracy systemu elektroenergetycznego. Zadanie to nie jest łatwe, gdyż zagadnienia dotyczące niezawodności systemów elektroenergetycznych należą do problemów stochastycznych, złożonych oraz wielokryterialnych i wymagają podejścia probabilistycznego, a do tej pory podstawowym stosowanym kryterium oceny niezawodności jest popularna reguła „n-1”. ZASOBY ENERGII WIATRU W północnej Europie, w tym na terenie północnej Polski, występują korzystne warunki dla rozwoju energetyki wiatrowej. Na rysunku1a przedstawiono mapę Europy Północnej z dominującym kierunkiem i średnioroczną prędkością wiatru na wysokości 10 metrów [4]. A B Prędkość wiatru podano w [m/s] 5 6 6,5 3,5 5,5 5 5 5,5 4,5 7 6,5 3,5 3 Strefa I Strefa II Strefa III Strefa IV Rys. 1. Zasoby energii wiatru w północnej Europie i podział Polski na strefy wiatrowe Na obszarze Polski występują tereny o zróżnicowanych warunkach wiatrowych. Na rysunku 1b przedstawiono mapę z ogólnym podziałem Polski na strefy wiatrowe [12]. Kryterium podziału jest prędkość wiatru. Najlepsze warunki wiatrowe występują na północno-zachodnim obszarze Polski obejmującym cały pas nadmorski, a także na terenach północno-wschodnich w okolicach Pojezierza ELEKTROENERGETYKA 1 ENERGETYKA WIATROWA W POLSCE Suwalskiego (strefa I). Natomiast na większości obszaru Polski istnieją tereny o nieco słabszych, lecz również korzystnych warunkach wiatrowych (strefa II). Strefa III obejmuje obszary o niekorzystnych warunkach wiatrowych, a strefa IV obszar wysokich gór. Najlepsze warunki wiatrowe panują na Morzu Bałtyckim, którego część przybrzeżna posiada duży potencjał energetyczny (rys.1a). Lokalizacja turbozespołów wiatrowych na morzu posiada wiele zalet. Morze charakteryzuje się mniejszą szorstkością od powierzchni lądowej i wiejące tam wiatry posiadają większą stabilność. Prędkość wiatru na morzu jest większa niż prędkość na tej samej wysokości na lądzie, co powoduje większą efektywność wykorzystania wiejących tam wiatrów i mniejsze zużycie konstrukcji oraz umożliwia stosowanie wież o mniejszych wysokościach. Dodatkowo, wiatr przybiera na sile w miarę oddalania się od brzegu, co powoduje, że morza dają więcej przestrzeni dla lokalizacji elektrowni wiatrowych. Na rysunku 2 przedstawiono porównanie stopnia wykorzystania mocy zainstalowanej dwóch duńskich elektrowni wiatrowych, morskiej (Horns Rev) i lądowej (Jylland-Fyn) [5]. Na podstawie charakterystyk nietrudno jest zauważyć, że elektrownie morskie pozwalają na bardziej efektywne wykorzystanie zasobów wiatru. 100 E lektrownia mors ka – zima P /Pn [% ] 80 E lektrownia lądowa – zima 60 E lektrownia mors ka – lato E lektrownia lądowa – lato 40 20 8760 0 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 t [h] Rys. 2. Porównanie efektywności morskiej i lądowej elektrowni wiatrowej Moc generowana przez turbozespoły wiatrowe zależy bezpośrednio od prędkości wiatru, więc jego parametry mają zasadniczy wpływ na proces zamiany energii kinetycznej wiatru na energię elektryczną. Najbardziej istotną cechą wiatru jako źródła energii jest jego duża zmienność, przestrzenna i czasowa. A B Zmienność roczna wiatru zmienność wiatru Zmienność dobowa wiatru zapotrzebowanie mocy zmienność wiatru 150% 150% 120% 120% 90% 90% 60% 60% 30% 30% 0% 0% Grudzień Listopad Październik Wrzesień Sierpień Lipiec Czerwiec Maj Kwiecień Marzec Luty Styczeń 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 zapotrzebowanie mocy 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Godzina Rys. 3. Przykładowe zmienności czasowe wiatru na tle zapotrzebowania mocy w KSE Jeśli chodzi o zmienność czasową, to zasadniczo można wyróżnić zmienność: wieloletnią, roczną, dobową, krótkoterminową i synoptyczną. Zmienność wieloletnią stanowią zmiany parametrów wiatru na przestrzeni wielu lat, które wynikają ze zmian klimatycznych występujących na kuli ziemskiej i są przewidywalne. Zmienność roczna to zmiany występujące na przestrzeni poszczególnych miesięcy roku, które są najczęściej powtarzalne i przewidywalne dzięki obserwacjom meteorologicznym. W Polsce najlepsze warunki wiatrowe panują w miesiącach jesienno-zimowych, 2 ELEKTROENERGETYKA ENERGETYKA WIATROWA W POLSCE czyli w okresach największego zapotrzebowania na moc (rys. 3a). Zmienność dobową stanowią zmiany wynikające z codziennego cyklu pogodowego polegającego na przemieszczaniu się mas powietrza spowodowanego zmiennym procesem nagrzewania w ciągu dnia i ochładzania w ciągu nocy. W Polsce lepsze warunki wiatrowe panują w ciągu dnia, natomiast nieco gorsze w nocy, przy czym zmienność dobowa wiatru jest dość dobrze skorelowana z dobowymi zmianami zapotrzebowania mocy (rys. 3b). Zmienność krótkoterminowa to zmiany sekundowe lub minutowe spowodowane frontami atmosferycznymi, podmuchami i turbulencjami wiatru. Zmienność synoptyczna jest związana z przesuwaniem się ośrodków wyżowych i niżowych [3, 12]. Zmienność parametrów wiatru w przestrzeni stanowią przede wszystkim różnice występujące pomiędzy warunkami wiatrowymi w różnych punktach geograficznych, szorstkość terenu zależna od jego topografii oraz odmienne warunki panujące na różnych wysokościach nad poziomem gruntu. TURBOZESPOŁY WIATROWE Moc czynną wyjściową turbozespołu wiatrowego można określić wg zależności: gdzie: Cp – sprawność aerodynamiczna wirnika turbozespołu wiatrowego, θ – kąt ustawienia łopat wirnika turbozespołu wiatrowego, λ – wyróżnik szybkobieżności zależny od prędkości wirnika i prędkości wiatru, ρ – gęstość powietrza, Aw – powierzchnia omiatania wirnika turbozespołu wiatrowego, V – prędkość wiatru, η – sprawność generatora (oraz ewentualnie transformatora, przekształtnika, przekładni). Sprawność aerodynamiczna wirnika Cp jest funkcją wyróżnika szybkobieżności λ i kąta ustawienia łopat θ. Na rysunku 4 przedstawiono różne charakterystyki sprawności aerodynamicznej wirnika w zależności od kształtu wirnika i liczby łopat. Sprawność aerodynamiczna największe wartości osiąga w przypadku turbozespołów, których wirnik posiada dwie lub trzy łopaty [1]. Cp 0,5 e d KONSTRUKCJA WIRNIKA 0,4 b b a c c 0,3 d e a 0,2 0,1 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 λ Rys. 4. Sprawność aerodynamiczna wirnika w funkcji wyróżnika szybkobieżności dla różnych wirników turbozespołów wiatrowych Na moc turbozespołu wiatrowego, oprócz parametrów wiatru, duży wpływ mają parametry konstrukcyjne, czyli np. kąt ustawienia łopat, powierzchnia omiatania wirnika, wysokość wieży. W przypadku ostatnich dwóch parametrów można zaobserwować stałą tendencję wzrostową, związaną z coraz większymi mocami turbozespołów (rys. 5). ELEKTROENERGETYKA 3 ENERGETYKA WIATROWA W POLSCE 240 220 Wysokość [m] 200 180 160 140 120 100 80 60 40 20 Statua Wolności 0,05 0,3 0,75 1,0 2,0 4,5 Pałac Kultury i Nauki Moc znamionowa [MW] Rys. 5. Wielkość turbozespołów wiatrowych w zależności od ich mocy znamionowej Jednym z najczęściej stosowanych kryteriów podziału turbozespołów wiatrowych jest płaszczyzna obrotu osi wirnika. Obecnie najczęściej są produkowane i eksploatowane turbozespoły o poziomej osi obrotu wirnika. Posiadają one tradycyjny wirnik o najczęściej dwóch lub trzech łopatach, choć zdarzają się wirniki z większą liczbą łopat, lub tylko z jedną łopatą. Konstrukcje z trzema łopatami charakteryzują się wyższą wydajnością, natomiast jednołopatowe i dwułopatowe większą stabilnością oraz dłuższym okresem niezawodnej pracy łopat. Turbozespoły wiatrowe o pionowej osi obrotu nie znajdują szerszego zastosowania ze względu na mniejszą wydajność. Turbozespoły wiatrowe można również podzielić stosując jako kryterium prędkość obrotową wirnika. W turbozespołach ze stałą prędkością obrotową wirnika największą efektywność osiąga się przy jednej optymalnej prędkości wiatru. Często stosowane są układy z dwustopniową regulacją prędkości uzyskiwaną przez zmianę liczby biegunów generatora. Obecnie najczęściej stosowane są turbozespoły ze zmienną prędkością obrotową wirnika, która umożliwia płynną regulację mocy. We wcześniej produkowanych turbozespołach wiatrowych stosowano generatory indukcyjne klatkowe. Ich wadą jest konieczność dostarczania mocy biernej, natomiast zaletą prosta konstrukcja i wysoka niezawodność. Następnie zaczęto stosować generatory indukcyjne z uzwojonym wirnikiem. Z czasem odkryto zalety generatorów synchronicznych, szczególnie predysponowanych do napędu bezpośredniego. Generatory synchroniczne są jednak bardziej narażone na wibracje i wymagają częstych zabiegów konserwacyjnych ze względu na uzwojenie wzbudzenia. W większości eksploatowanych obecnie turbozespołów pracują generatory indukcyjne, które pozwalają na tłumienie oscylacji elektromechanicznych i dzięki temu jakość produkowanej przez nie energii jest wyższa niż w przypadku generatorów synchronicznych, które mogą powodować kołysania elektromechaniczne. W kontekście wpływu źródeł wiatrowych na parametry jakości energii elektrycznej bardzo ważne są układy regulacji mocy wyjściowej turbozespołów. Generalnie można mówić o regulacji aktywnej lub samoczynnej. Najczęściej stosuje się regulację przez zmianę kąta ustawienia łopat (ang. Pitch Regulation) i polegającą na wykorzystaniu charakterystyki aerodynamicznej łopat regulację mocy przez tzw. przeciąganie (ang. Stall Regulation). Bardziej zaawansowaną odmianą tej ostatniej regulacji jest regulacja przez tzw. aktywne przeciąganie (ang. Active Stall Regulation), w której oprócz wykorzystywania charakterystyki aerodynamicznej łopat istnieje możliwość zmiany kąta ich ustawienia w ograniczonym zakresie. Regulacja przez zmianę ustawienia gondoli (ang. Yaw Control) polega na automatycznej zmianie osi obrotu wirnika prostopadle w kierunku wiatru. Stosowana jest też regulacja przez zmianę rezystancji obciążenia (ang. Load Control) i regulacja polegająca na zmianie ustawienia tzw. lotek (ang. Aileron Control). Na rysunku 6 przedstawiono najczęściej spotykane układy elektryczne turbozespołów wiatrowych. Układ turbozespołu o stałej prędkości obrotowej z rysunku 6a jest wyposażony w generator indukcyjny klatkowy pracujący bezpośrednio na sieć przez układ „miękkiego startu” ograniczający 4 ELEKTROENERGETYKA ENERGETYKA WIATROWA W POLSCE prąd udarowy przy załączaniu turbozespołu. Turbozespół pracujący w takim układzie pobiera z baterii kondensatorów moc bierną niezbędną do magnesowania generatora i utrzymywania stałego współczynnika mocy. Układ ten wymaga współpracy z siecią sztywną i nie ma możliwości regulacji napięcia. Bateria kondensatorów i układ „miękkiego startu” mogą być zastąpione przemiennikiem częstotliwości (rys. 6 b). Układy tego typu zazwyczaj wykorzystują regulację mocy typu stall lub active stall i mogą pracować ze stałym współczynnikiem mocy lub uczestniczyć w regulacji napięcia i mocy biernej. W nowoczesnych turbozespołach najczęściej są stosowane przekształtniki typu VSC (ang. Voltage Source Converter), które pozwalają na szybkie sterowanie napięciem wyjścia i współczynnikiem mocy w dość szerokim zakresie zależnym od mocy przekształtnika. Przekształtniki typu VSC mogą pracować we wszystkich ćwiartkach charakterystyki mocy, co oznacza, że mogą pracować jako prostownik lub falownik pobierając lub oddając w tym samym czasie energię bierną. Przekształtniki, szczególnie o dużych mocach, pogarszają jednak jakość napięcia, gdyż są źródłem harmonicznych. W układach turbozespołów ze zmienną prędkością obrotową z rysunku 6 c i 6 d, w których zastosowano generator asynchroniczny pierścieniowy i przetworniki włączone w obwód wirnika najczęściej jest stosowana regulacja mocy typu pitch. Pozwala to na regulację napięcia i pracę ze stałym współczynnikiem mocy lub stałym poziomem mocy biernej oraz na zmniejszenie emisji migotania i zawartości harmonicznych w przebiegach wyjściowych prądów i napięć. a UKŁAD „MIĘKKIEGO STARTU” PRZEKŁADNIA e PRZEMIENNIK CZĘSTOTLIWOŚCI TRANSFORMATOR GENERATOR TRANSFORMATOR GENERATOR BATERIA KONDENSATORÓW f b PRZEKŁADNIA GENERATOR TRANSFORMATOR GENERATOR PRZEMIENNIK CZĘSTOTLIWOŚCI PRZEKŁADNIA TRANSFORMATOR PROSTOWNIK c g PRZEKŁADNIA GENERATOR TRANSFORMATOR PRZEMIENNIK GENERATOR CZĘSTOTLIWOŚCI PRZEKŁADNIA PROSTOWNIK TRANSFORMATOR ELEKTRONICZNY PRZETWORNIK MOCY d h PRZEKŁADNIA GENERATOR TRANSFORMATOR GENERATOR PRZEMIENNIK CZĘSTOTLIWOŚCI TRANSFORMATOR PROSTOWNIK PRZEMIENNIK CZĘSTOTLIWOŚCI Rys. 6. Układy elektryczne turbozespołów wiatrowych Wzrost mocy znamionowej turbozespołów wiatrowych spowodował zwiększone zainteresowanie możliwościami jakie dają generatory synchroniczne, szczególnie wolnoobrotowe z napędem bezpośrednim i generatory ze wzbudzeniem w postaci magnesów trwałych. Układ ze zmienną prędkością obrotową bez przekładni mechanicznej i wolnoobrotowym generatorem synchronicznym z magnesami stałymi jako źródłem wzbudzenia przedstawiony na rysunku 6 e jest konstrukcją, która może być korzystna przy współpracy turbozespołu z siecią poprzez łącze prądu stałego. W tym układzie można stosować regulację typu stall, active stall i pitch. Rozwiązanie tego typu pozwala na regulację napięcia i mocy biernej. Układ z rysunku 6 f z szybkoobrotowym generatorem synchronicznym, uzwojeniem wzbudzenia i prostownikiem nie jest zbyt szeroko stosowany, gdyż nie pozwala na regulację napięcia ELEKTROENERGETYKA 5 ENERGETYKA WIATROWA W POLSCE i wymaga dużej sztywności sieci, do której jest przyłączony. Częściej stosuje się układy ze zmienną prędkością obrotową i regulacją typu pitch przedstawione na rys. 6 g i 6 h. Dzięki zastosowaniu prostownika i przemiennika częstotliwości pozwalają na bardzo dobrą współpracę elektrowni wiatrowej z systemem, m.in. przez regulację napięcia i mocy biernej w dość szerokim zakresie [1, 3, 7, 8]. PRACA ELEKTROWNI WIATROWEJ W SYSTEMIE ELEKTROENERGETYCZNYM Praca elektrowni wiatrowych może być przyczyną występowania różnego rodzaju problemów. Są one m.in. związane z poprawnym prowadzeniem pracy innych jednostek wytwórczych, regulacją napięcia i mocy biernej, zmianą poziomu mocy zwarciowej, wpływem na pracę zabezpieczeń, stabilnością systemu, pogorszeniem parametrów jakości energii. Duże skoncentrowanie źródeł wiatrowych na pewnym obszarze może np. prowadzić do pojawienia się problemów z utrzymaniem stabilności napięciowej, zmianą rozpływów mocy w sieci i przepływów wymiany międzyobszarowej i międzysystemowej, powstawaniem „wąskich gardeł” w sieci rozdzielczej i przesyłowej itp. SZWECJA BIAŁORUŚ NIEMCY NIEMCY UKRAINA Legenda 220 kV 400 kV 750 kV CZECHY SŁOWACJA Rys. 7. Schemat sieci przesyłowej na tle stref wiatrowych Problemy te mogą być szczególnie zauważalne w sytuacji, gdy źródła wiatrowe są rozmieszczone w systemie w sposób nierównomierny zgodnie z warunkami geograficzno-klimatycznymi, a system istniejący na obszarach o szczególnie korzystnych warunkach wiatrowych niezbyt dobrze rozwinięty. Na rysunku 7 przedstawiono schemat sieci przesyłowej na tle podziału kraju na strefy wiatrowe. Przyłącze Miejsce przyłączenia elektrowni wiatrowej do sieci jest uzależnione od jej wielkości i lokalizacji, a przez to dostępności do sieci. Elektrownie wiatrowe mogą być przyłączone zarówno do sieci rozdzielczej niskiego, średniego lub wysokiego napięcia, jak też bezpośrednio do sieci przesyłowej, przy czym do sieci przesyłowej są zazwyczaj przyłączane elektrownie o mocach znamionowych rzędu kilkuset megawatów. Przyłączenie może być zrealizowane za pomocą linii kablowej lub napowietrznej prądu przemiennego lub stałego. Kable są wykorzystywane głównie do przyłączania morskich elektrowni wiatrowych ze względu na utrudnienia związane z budową linii napowietrznych na morzu. Przykładem takiego rozwiązania może być połączenie stałoprądowe elektrowni wiatrowych z systemem 6 ELEKTROENERGETYKA ENERGETYKA WIATROWA W POLSCE pracującym na Gotlandii. Jedną z często rozpatrywanych koncepcji przyłączenia elektrowni wiatrowych do sieci jest przyłączenie za pomocą łącza prądu stałego z elementami o komutacji własnej, czyli tzw. łącza HVDC Light. Przekształtniki typu VSC mogą pracować we wszystkich ćwiartkach charakterystyki mocy P-Q i pozwalają na oddawanie lub pobieranie z sieci energii biernej. Umożliwiają przez to regulację napięcia w miejscu przyłączenia, a zmiany napięcia w elektrowni wiatrowej spowodowane operacjami łączeniowymi i niewielkimi zakłóceniami nie mają wpływu na napięcie sieci. Połączenie tego typu również uniezależnia częstotliwość elektrowni wiatrowej od częstotliwości systemu. W przypadku długich połączeń, zastosowanie kabla stałoprądowego eliminuje problemy związane z pojemnościami linii. Na rysunku 8 przedstawiono dwa warianty przyłączenia elektrowni wiatrowej do sytemu [13]. W wariancie przyłączenia grupowego parametry pracy elektrowni wiatrowej muszą być dobierane pod kątem optymalnej pracy wszystkich turbozespołów. Wariant indywidualny pozwala na dobór parametrów oddzielnie dla każdego turbozespołu, co znacznie zwiększa ich efektywności. a TW TW AC AC HVDC b TW TW TW TW Przyłączenie grupowe SEE Przyłączenie indywidualne AC DC HVDC TW SEE TW Rys. 8. Przyłączenie elektrowni wiatrowej do systemu za pomocą łącza HVDC Możliwe jest zastosowanie rozwiązania hybrydowego w postaci łącza równoległego HVAC-HVDC. Rozwiązanie takie zostało zastosowane w morskiej elektrowni wiatrowej Tjaereborg, gdzie podmorski kabel prądu stałego współpracuje równolegle z podmorskim kablem prądu przemiennego (rys. 9). Morska stacja przekształtnikowa Morska elektrownia wiatrowa Lądowa stacja przekształtnikowa + Kabel HVDC - SEE Kabel HVAC Morze Ląd Rys. 9. Przyłączenie elektrowni wiatrowej do systemu za pomocą łącza HVAC-HVDC Dla systemu mniej ważne są procesy zachodzące wewnątrz elektrowni wiatrowej. Najważniejsze są natomiast parametry energii wprowadzanej do sieci i możliwości całej elektrowni widzianej przez system w miejscu przyłączenia. SYSTEM PRZESYŁOWY ODBIÓR EW 7 EW 1 NN/WN ODBIÓR ODBIÓR EW 2 EW 3 EW 5 EW 4 EW 6 Rys. 10. Ilustracja zasady uznawania przyłączenia elektrowni wiatrowej do sieci przesyłowej ELEKTROENERGETYKA 7 ENERGETYKA WIATROWA W POLSCE Niektórzy operatorzy systemu przesyłowego uznają elektrownie wiatrowe za przyłączone do sieci przesyłowej również w przypadku, gdy przyłączenie ma miejsce w stacji po dolnej stronie transformatora NN/WN. Dodatkowy warunek jest taki, że żaden odbiorca energii nie może być przyłączony do sieci pomiędzy elektrownią wiatrową a transformatorem NN/WN [16]. Zasada ta została zilustrowana na rysunku 10, zgodnie z którym do systemu przesyłowego przyłączone są elektrownie wiatrowe nr 1, 4, 5, 6 i 7, a do systemu rozdzielczego elektrownie nr 2 i 3. Prognozowanie wytwarzania W krajach o dużym udziale energetyki wiatrowej w całkowitej wytwórczej mocy zainstalowanej w systemie modele wykorzystywane do prognozowania produkcji energii w źródłach wiatrowych są rozwijane i wykorzystywane od wielu lat w dyspozycjach mocy wielu operatorów systemów. Metody prognostyczne krótkoterminowe są wykorzystywane do prognozowania wytwarzania energii w czasie następnych 24 lub 48 godzin. Prognozy do 24 godzin są wykorzystywane w prowadzeniu ruchu i doborze jednostek wytwórczych centralnie dysponowanych. Natomiast prognozy w okresie do 48 godzin są niezbędne do prawidłowego funkcjonowania rynku energii elektrycznej. EW 1 TRANSMISJA DANYCH NUMERYCZNA PROGNOZA POGODY prognoza pomiar Moc [MW] 1 400 moc EW 2 EW 3 prędkość wiatru kierunek wiatru on-line czas temp. i ciś. powietrza EW 4 EW ... 1 200 1 000 800 600 400 200 SZTUCZNE SIECI NEURONOWE 00:00 03:00 06:00 09:00 12:00 15:00 18:00 21:00 24:00 Godzina ... Rys. 11. Przykładowa struktura systemu do prognozowania wytwarzania energii w elektrowniach wiatrowych Metody prognozowania wytwarzania energii w elektrowniach wiatrowych opierają się zarówno na numerycznych modelach meteorologicznych oraz parametrach wiatru i generacji elektrowni wiatrowych, jak też na modelach fizycznych elektrowni wiatrowych bazujących wyłącznie na meteorologicznych prognozach pogody dla danej lokalizacji. Jako dane wejściowe dla tych modeli, oprócz zmierzonej mocy wyjściowej elektrowni, wykorzystuje się między innymi temperaturę i wilgotność powietrza, ciśnienie atmosferyczne oraz kierunek i prędkość wiatru dla danej lokalizacji elektrowni wiatrowej zmierzone za pomocą masztów pomiarowych i przesyłane do centralnej bazy danych z którą współpracuje oprogramowanie prognostyczne (rys. 11). USŁUGI SYSTEMOWE W związku z tym, że udział energetyki wiatrowej w produkcji energii stale rośnie, konieczne jest zwiększenie możliwości regulacyjnych elektrowni wiatrowych i przystosowanie ich do bardziej interwencyjnej współpracy z systemem. Udział małych elektrowni wiatrowych przyłączonych do sieci średniego napięcia w dostarczaniu usług regulacyjnych jest obecnie praktycznie niemożliwy. Najczęściej stosowana strategia polega na wyłączaniu elektrowni wiatrowych w przypadku wystąpienia bliskiego zwarcia w sieci. W przypadku dużych elektrowni wiatrowych takie działania pro8 ELEKTROENERGETYKA ENERGETYKA WIATROWA W POLSCE wadzą zazwyczaj do utraty stabilności napięciowej. Zatem oczywisty jest fakt, że elektrownia wiatrowa o dużej mocy zainstalowanej powinna uczestniczyć w działaniach regulacyjnych. W czasie wystąpienia np. ograniczeń zdolności przesyłowych sieci, elektrownia wiatrowa powinna mieć możliwość pracy przy zmniejszonej generacji mocy, przy czym wytwarzanie nie powinno przekraczać ustawionego poziomu mocy. Postęp technologiczny w dziedzinie energetyki wiatrowej pozwala już obecnie na zastosowanie takich układów regulacji i sterowania, które były do tej pory stosowane głównie w elektrowniach konwencjonalnych. Dzięki temu elektrownie wiatrowe będą mogły pracować w trybie podobnym do źródeł konwencjonalnych i będą zdolne do uczestniczenia w regulacji mocy, częstotliwości i napięcia. Zdolnościami regulacyjnymi dysponują przede wszystkim elektrownie wiatrowe składające się z turbozespołów o zmiennej prędkości obrotowej i regulowanym kącie ustawienia łopat, elektrownie oddające energię poprzez przekształtniki i elektrownie przyłączone do sieci za pomocą łącza prądu stałego. Nowoczesna elektrownia wiatrowa o dużej mocy powinna realizować m.in. następujące funkcje regulacyjne: a) centralna regulacja mocy czynnej elektrowni wiatrowej (rys. 12), b) automatyczna regulacja napięcia i mocy biernej w miejscu przyłączenia elektrowni wiatrowej do sieci lub indywidualnie przez pojedyncze turbozespoły wiatrowe, c) zachowanie stabilności elektrowni wiatrowej w przypadku wystąpienia bliskich zwarć w systemie. 120 zdolności wytwórcze elektrowni wiatrowej Moc [MW] 100 80 60 rezerwa mocy 40 ograniczenie przyrostu ograniczenie generacji 20 0 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 Czas [min] Rys. 12. Funkcje regulacyjne elektrowni wiatrowej Operator systemu może również wymagać zainstalowania dodatkowych układów regulacji pozwalających np. na uczestnictwo elektrowni wiatrowych w regulacji mocy i częstotliwości. Szczególnie elektrownie wiatrowe o dużych mocach, posiadające nowoczesne układy regulacji mocy i systemy sterowania mogą ograniczać własną generację lub mogą być szybko odstawiane w celu regulacji częstotliwości. W przypadku stałej pracy elektrowni wiatrowej przy generacji poniżej mocy znamionowej może ona w sytuacjach awaryjnych uczestniczyć w regulacji zarówno przez obniżenie, jak i przez zwiększenie generacji mocy. Pożądany efekt można uzyskać przez wyłączanie i załączanie określonej liczby turbozespołów lub przez zmniejszanie i zwiększanie generacji wszystkich pracujących w ramach elektrowni turbozespołów, przy czym ze względu na krótsze czasy reakcji bardziej wskazane jest to drugie rozwiązanie. Regulacji powinna również podlegać szybkość zwiększania lub zmniejszania poziomu mocy wyjściowej elektrowni wiatrowej. SYSTEM ELEKTROENERGETYCZNY Rozpływ mocy Analizę rozpływową wykonuje się w celu zbadania wpływu elektrowni wiatrowych na obciążenie elementów badanego systemu i straty mocy oraz w celu oceny poziomów napięć w węzłach sieci. Obliczenia rozpływowe stanowią punkt wyjścia do wykonania pozostałych analiz. Są ELEKTROENERGETYKA 9 ENERGETYKA WIATROWA W POLSCE też pomocne do określenia maksymalnej wielkości mocy elektrowni wiatrowych możliwej do zainstalowania w systemie z uwzględnieniem występujących ograniczeń zdolności przesyłowych istniejącej sieci. Łączna moc E W ok. 60 MW Łączna moc E W ok. 800 MW Łączna moc E W ok. 4000 MW 80% 60% P oziom obciążenia [%] 40% 20% 0% -20% -40% -60% -80% G B L-ZR C P LO -G R U G B L-G R U S LK -DUN 400 kV 400 kV 400 kV 400 kV K R A-P LE 400 kV K R A-DUN ZY D-P K W ZY D-G DA 400 kV 220 kV 220 kV DUN-ZY D 220 kV J AS -G DA J AS -G R U K AR -G O S R E D-R UM ZR C -W E J 220 kV 220 kV 110 kV 110 kV 110 kV Linia Rys. 13. Obciążenie wybranych linii w zależności od poziomu mocy zainstalowanej elektrowni wiatrowych w systemie Na rysunkach 13 i 14 przedstawiono wyniki analizy wpływu pracy elektrowni wiatrowych przyłączonych do KSE w węzłach zlokalizowanych na obszarach o najkorzystniejszych warunkach dla rozwoju energetyki wiatrowej na rozpływy mocy w sieci oraz na obciążalność wybranych elementów sieci przesyłowej i rozdzielczej. Przedstawione wyniki dotyczą obliczeń wykonanych dla modeli systemu przy maksymalnym zapotrzebowaniu mocy i maksymalnej generacji mocy elektrowni wiatrowych. Łączna moc E W ok. 60 MW Łączna moc E W ok. 800 MW Łączna moc E W ok. 4000 MW 80% 60% P oziom obciążenia [%] 40% 20% 0% -20% -40% -60% -80% G R U AT K R A AT DUN T 2 G BL T2 S LK T 1 S LK T 2 ZR C T 1 ZR C T 3 G DA T 1 G DA T 2 G DA T 3 G R U T1 KR A T1 ZY D T 1 ZY D T 2 400/220 kV 400/220 kV 400/110 kV 400/110 kV 400/110 kV 400/110 kV 400/110 kV 400/110 kV 220/110 kV 220/110 kV 220/110 kV 220/110 kV 220/110 kV 220/110 kV 220/110 kV T rans formator Rys. 14. Obciążenie wybranych transformatorów w zależności od poziomu mocy zainstalowanej elektrowni wiatrowych w systemie Na podstawie przedstawionych charakterystyk należy stwierdzić, że w chwili obecnej obciążenie elementów sieci przesyłowej na obszarach o dobrych warunkach wiatrowych w normalnych stanach pracy systemu nie jest zbyt duże. Jednak praca znacznej liczby elektrowni wiatrowych może zasadniczo wpłynąć na zwiększenie obciążenia elementów nie tylko sieci przesyłowej, ale również sieci rozdzielczej. W stanach awaryjnych mogą nawet wystąpić przekroczenia dopuszczalnych poziomów obciążeń elementów. Charakterystyki pokazują, że w przypadku, kiedy łączna moc elektrowni wiatrowych wyniesie kilkaset megawatów, przy generalnym 10 ELEKTROENERGETYKA ENERGETYKA WIATROWA W POLSCE zwiększeniu obciążenia elementów sieci, zmniejszy się obciążenie linii przesyłowych służących do dostarczania energii z elektrowni zlokalizowanych w głębi kraju. Natomiast w przypadku przyłączenia do systemu kilku tysięcy megawatów scentralizowanych na północy kraju nadmiar energii, która nie zostanie wykorzystana przez niezbyt liczne na tym obszarze odbiory będzie dostarczana w przeciwnym kierunku, czyli z deficytowego obecnie obszaru północnego do centrum kraju. Zmiana kierunku przepływu energii wystąpi również w kilku transformatorach zainstalowanych w stacjach łączących system przesyłowy z systemami rozdzielczymi. Przy wysokim poziomie generacji elektrowni wiatrowych energia będzie w tych stacjach wprowadzana z sieci rozdzielczej do sieci przesyłowej. Zatem praca elektrowni wiatrowych w systemie może spowodować znaczącą zmianę rozpływów mocy, które ze względu na generację turbozespołów wiatrowych mogą charakteryzować się dużą zmiennością wielkości mocy oraz zmiennością kierunków jej przepływu. Straty mocy Wpływ elektrowni wiatrowych na straty mocy może mieć nieco odmienny charakter niż w przypadku elektrowni konwencjonalnych. Gdy energia produkowana w małych i średnich elektrowniach wiatrowych jest zużywana przez lokalnych odbiorców, zmniejszają się straty mocy w sieci przesyłowej. Odmienna sytuacja występuje w przypadku elektrowni wiatrowych o dużych mocach. Przy niskim poziomie generacji z powodu słabszych parametrów wiatru produkowana energia jest najczęściej zużywana lokalnie. Dzięki temu straty mocy w sieci przesyłowej i całym systemie nieznacznie się zmniejszają, szczególnie w szczycie obciążenia. Przy wysokiej generacji produkcja elektrowni wiatrowej nie będzie mogła zostać w całości wykorzystana lokalnie i konieczne będzie przesłanie pozostałej części w dalsze regiony kraju za pomocą sieci przesyłowej. W tej sytuacji straty mocy zwiększą się, przy czym dynamika wzrostu będzie inna w szczycie i dolinie obciążenia. Generalnie w dolinie obciążenia przyrost strat mocy w wyniku zwiększającej się generacji elektrowni wiatrowych będzie wyższy niż w szczycie. Interesujący przykład przedstawia rysunek 15, gdzie w dolinie obciążenia straty mocy zmniejszają się w większym stopniu niż w szczycie, a ich przyrost przy zwiększającej się generacji elektrowni wiatrowych jest nieznaczny. Przyczyną tej sytuacji jest praca pompowa elektrowni szczytowo-pompowej, która zużywa znaczną część energii produkowanej przez elektrownie wiatrowe zlokalizowane w jej pobliżu. maks. zapotrzebowanie 110 kV (MP-220 kV) 110 kV (MP-110 kV) min. zapotrzebowanie KSE (MP-220 kV) KSE (MP-110 kV) KSP (MP-220 kV) KSP (MP-110 kV) 0,0% 0,0% -0,5% -0,5% Zmiana strat mocy [%] Zmiana strat mocy [%] KSP (MP-220 kV) KSP (MP-110 kV) -1,0% -1,5% -2,0% -2,5% -3,0% -3,5% 110 kV (MP-220 kV) 110 kV (MP-110 kV) KSE (MP-220 kV) KSE (MP-110 kV) -1,0% -1,5% -2,0% -2,5% -3,0% -3,5% -4,0% -4,0% 0 50 100 150 200 250 300 Moc czynna [MW] 350 400 450 500 0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500 Moc czynna [MW] Rys. 15. Symulacja wpływu elektrowni wiatrowych przyłączonych do wybranej stacji zlokalizowanej na obszarze o korzystnych warunkach wiatrowych na straty mocy (MP – miejsce przyłączenia – sieć 110 lub 220 kV) Zmiany strat mocy w funkcji zmiennej generacji mocy planowanych elektrowni wiatrowych o łącznej mocy znamionowej ok. 4000 MW przedstawiono na rysunku 16. ELEKTROENERGETYKA 11 ENERGETYKA WIATROWA W POLSCE Zapotrzebowanie minimalne Zapotrzebowanie maksymalne 600 500 600 KSP 110 kV KSE 110 kV KSE 400 P [MW] 400 P [MW] KSP 500 300 300 200 200 100 100 0 0 0% 20% 40% 60% 80% 100% 0% P/Pn[%] 20% 40% 60% 80% 100% P/Pn[%] Rys. 16. Straty mocy w KSE w funkcji maksymalnej generacji mocy elektrowni wiatrowych Wyniki obliczeń potwierdzają tezę o wzroście strat sieciowych powyżej pewnego poziomu mocy generowanej przez elektrownie wiatrowe. Pozytywnym aspektem jest to, że krzywa zapotrzebowania mocy w KSE jest dobrze skorelowana z warunkami atmosferycznymi, tzn. prędkość wiatru jest największa w ciągu dnia i w miesiącach jesienno-zimowych, gdy zapotrzebowanie mocy jest największe. MOC ZWARCIOWA Przyłączenie elektrowni wiatrowej do sieci może skutkować zmianą poziomu mocy zwarciowej, która determinuje zachowanie systemu w stanach zakłóceniowych. Moc zwarciowa wpływa na stabilność statyczną i dynamiczną oraz sztywność systemu, a przez to na pewność zasilania odbiorców i jakość energii. Wpływ elektrowni wiatrowej na poziom mocy zwarciowej zależy przede wszystkim od typu turbozespołów. Szczególnie elektrownie wiatrowe zawierające turbozespoły z generatorami indukcyjnymi, których wprowadzenie do systemu powoduje odstawianie generacji konwencjonalnej z generatorami synchronicznymi, mogą mieć duży wpływ na parametry zwarciowe. Turbozespoły z generatorami indukcyjnymi zasilanymi dwustronnie ze stałą prędkością obrotową bezpośrednio przyłączone do sieci mają podobny wpływ na sieć jak turbozespoły ze zwykłymi generatorami indukcyjnymi. Natomiast oddziaływanie turbozespołów ze zmienną prędkością i przekształtnikiem w obwodzie głównym jest stosunkowo niewielkie i krótkotrwałe. Turbozespoły wyposażone w generatory synchroniczne i przekształtniki generują prądy zwarciowe o niższej wartości niż turbozespoły z generatorami indukcyjnymi. Prądy zwarciowe są w takim przypadku krótkotrwałe i zależą głównie od parametrów przekształtnika. Wpływ elektrowni wiatrowych na poziom mocy i prądów zwarciowych w sieci jest również związany z ewentualnym wycofywaniem bloków elektrowni systemowych w wyniku dużego przyrostu mocy w źródłach wiatrowych. Szczególnie w dolinie obciążenia i dużej generacji elektrowni wiatrowych przyłączonych do sytemu rozdzielczego może występować zmniejszenie poziomu mocy zwarciowej w węzłach systemu przesyłowego. W analizach związanych z oceną wpływu źródeł wiatrowych na system często wykorzystywany jest tzw. współczynnik zwarcia zdefiniowany jako stosunek mocy zwarciowej w miejscu przyłączenia elektrowni wiatrowej do sieci do mocy znamionowej tej elektrowni. Współczynnik zwarcia odzwierciedla sztywność sieci w stosunku do przyłączonej elektrowni wiatrowej. Im wyższa jest wartość współczynnika zwarcia tym sieć jest sztywniejsza, a przez to bardziej odporna na oddziaływanie przyłączonych do niej instalacji. W praktyce często przyjmuje się założenie upraszczające, że moc zwarciowa w miejscu przyłączenia elektrowni wiatrowej do sieci powinna być od 20 do 40 razy większa od mocy znamionowej przyłączonej elektrowni. 12 ELEKTROENERGETYKA ENERGETYKA WIATROWA W POLSCE REGULACJA NAPIĘCIA I MOCY BIERNEJ Jednym z problemów związanych z pracą elektrowni wiatrowych jest stabilność napięciowa. W przypadku dużego udziału elektrowni wiatrowych w generacji mocy w dolinie obciążenia następuje odstawianie jednostek z generatorami synchronicznymi i w konsekwencji ograniczenie zdolności regulacyjnych mocy biernej. Szczególnie w przypadku, gdy generacja wiatrowa jest w większości zlokalizowana na obszarach oddalonych od miejsc koncentracji jednostek konwencjonalnych. Skutkiem powyższego są zbyt wysokie napięcia w węzłach sieci przesyłowej. Mogą być one obniżone za pomocą regulacji przekładni transformatorów i regulowanych dławików lub poprzez wyłączanie linii przesyłowych. To ostatnie prowadzi jednak do obniżenia niezawodności pracy systemu. Większość małych i średnich elektrowni wiatrowych nie posiada lub posiada ograniczone zdolności regulacji i najczęściej pracuje przy współczynniku mocy bliskim jedności. Wadą generatorów indukcyjnych jest pobór mocy biernej, z czego wynika potrzeba kompensacji mocy biernej za pomocą baterii kondensatorów i dławików. W przypadku generatorów indukcyjnych dwustronnie zasilanych nie ma takiej potrzeby, gdyż mogą one zarówno pobierać, jak i oddawać moc bierną do sieci. Bezpośrednio w regulacji napięcia i mocy biernej mogą również uczestniczyć generatory synchroniczne z przetwornikami. Regulacja napięcia i mocy biernej może być zrealizowana w sposób indywidualny przez pojedynczy turbozespół wchodzący w skład elektrowni lub centralnie w stacji przyelektrownianej lub w miejscu przyłączenia do sieci. Ważnym problemem jest kompensacja pojemności kabli łączących turbozespoły z siecią wewnętrzną lub kabla łączącego elektrownię wiatrową z siecią zewnętrzną oraz eliminacja wpływu pojemności napowietrznych linii przesyłowych na poziomy napięć w niskich stanach obciążenia. Kompensacja mocy biernej niekoniecznie musi mieć miejsce wewnątrz elektrowni wiatrowej. Równie dobrym rozwiązaniem jest kompensacja w miejscu przyłączenia do sieci. Szczególnie w przypadku przyłączenia elektrowni za pomocą kabla prądu przemiennego będącego źródłem mocy biernej, która może bilansować się z mocą bierną elektrowni. Do kompensacji mocy biernej stosuje się działania polegające na odpowiednim prowadzeniu ruchu oraz instalowaniu urządzeń technicznych, takich jak regulowane dławiki i baterie kondensatorów oraz urządzenia energoelektroniczne. Przykładowo duński operator systemu przesyłowego Eltra zainstalował w elektrowni wiatrowej Rejsby Hede kompensator o mocy 8 MVA. Urządzenie to pozwala na płynną regulację napięcia i mocy biernej w miejscu przyłączenia do sieci, choć regulacja napięcia akurat w tym miejscu odgrywa małą rolę ze względu na dużą sztywność sieci. Stabilność Dynamiczny rozwój energetyki wiatrowej powoduje ograniczanie generacji i odstawianie jednostek konwencjonalnych. Przy niskiej prędkości wiatru ograniczenie produkcji energii występuje również w elektrowniach wiatrowych, a co za tym idzie pojawiają się problemy z regulacją mocy w systemie. Im większy udział źródeł wiatrowych w systemie, tym większe problemy z bilansowaniem. W przypadku znacznego udziału generacji wiatrowej zlokalizowanej na ograniczonym obszarze w całkowitej mocy wytwórczej, przy niekorzystnych zjawiskach atmosferycznych na tym obszarze, zmiana generacji mocy elektrowni wiatrowych tam zlokalizowanych może prowadzić do zachwiania stabilności systemu. Problematyka stabilności jest tym bardziej ważna, gdy duża część pracujących elektrowni wiatrowych składa się z generatorów indukcyjnych i jest przyłączona do sieci średnich napięć, czyli praktycznie stanowi obciążenie ujemne, które w czasie zwarć może zostać nagle wyłączone i przez to może pogłębiać stan awaryjny. ELEKTROENERGETYKA 13 ENERGETYKA WIATROWA W POLSCE t [s] t [5] 5 0 10 t [5] Zwarcie Wyłączenie poszczególnych TW przez zabezpieczenia podnapięciowe Oscylacja mocy wyjściowej 3 Zwarcie 3 0 0 U/Un [-] 0 U/Un [-] 1,2 b) Praca EW po wystąpieniu zwarcia 1,2 a) Wyłączenie EW po wystąpieniu zwarcia 2 MW P [MW] 1,5 MW 0 1,5 MW 0 t [s] 5 0 P [MW] 2 MW 0 t [s] 10 Rys. 17. Przebiegi napięcia i mocy wyjściowej wybranych turbozespołów wchodzących w skład elektrowni wiatrowej po wystąpieniu zwarcia w sieci Dotychczas najczęściej stosowaną metodą ochrony systemu po wystąpieniu zwarcia powodującego zanik lub znaczne obniżenie napięcia było wyłączenie elektrowni wiatrowej i jej ponowne uruchomienie po likwidacji zwarcia. Na rysunku 17 zostały przedstawione przebiegi napięcia i mocy wyjściowej wybranych turbozespołów elektrowni wiatrowej po wystąpieniu zwarcia w systemie [2]. Przebiegi wyjściowe turbozespołów po wystąpieniu zakłócenia mogą mieć silnie oscylacyjny charakter (rys. 17a). Dlatego w stanach pozwarciowych turbozespoły mogą zostać wyłączone nie tylko przez zabezpieczenia podnapięciowe, ale też przez inne rodzaje zabezpieczeń. Prowadzi to do utraty zdolności wytwórczych w systemie i pogorszenia warunków utrzymania stabilności. Poprawę stabilności można uzyskać np. dzięki zastosowaniu układów typu FACTS. Obecnie coraz częściej wymaga się, aby po wystąpieniu zwarcia w sieci elektrownia wiatrowa utrzymała się, przy pewnym ograniczeniu mocy, w stanie pracy. Na rysunku 17b przedstawiono przebiegi napięcia i mocy wyjściowej, po wystąpieniu zwarcia w sieci, wybranych turbozespołów elektrowni wiatrowej. Wymaganie dotyczące utrzymania się w stanie pracy nie dotyczy elektrowni wiatrowych posiadających tradycyjne generatory indukcyjne, które w stanach niskiego napięcia zwiększają pobór mocy biernej, przez co pogłębiają stany zakłóceniowe. JAKOŚĆ ENERGII ELEKTRYCZNEJ Elektrownie wiatrowe mogą mieć znaczący wpływ na jakość energii elektrycznej. Stopień tego wpływu zależy od wzajemnego oddziaływania elektrowni wiatrowej i systemu. Parametry jakości energii wytwarzanej przez elektrownię wiatrową i wprowadzanej do sieci są zdeterminowane głównie przez typ turbozespołów zainstalowanych w tej elektrowni. Szczególnie ważny jest rodzaj układu elektrycznego i typ regulacji mocy wyjściowej. Duże znaczenie ma również różnorodność i liczba turbozespołów wchodzących w skład elektrowni, a także ich rozmieszczenie geograficzne. Wpływ elektrowni wiatrowej na jakość energii elektrycznej jest w dużym stopniu uzależniony od poziomu mocy zwarciowej w miejscu przyłączenia elektrowni do sieci. Zmienność generacji Zmienność mocy wyjściowej elektrowni wiatrowych jest spowodowana głównie zmiennością prędkości wiatru w czasie, niejednorodnością wiatru i przesłanianiem wiatru przez wieże turbozespo14 ELEKTROENERGETYKA ENERGETYKA WIATROWA W POLSCE łów. Zmiany prędkości wiatru w sposób znaczący wpływają na zmienność generacji mocy wyjściowej wszystkich typów turbozespołów wiatrowych. Natomiast niejednorodność wiatru i efekt przesłaniania wiatru przez wieżę mają negatywny wpływ głównie na turbozespoły o stałej prędkości obrotowej. W przypadku składowej zmienności mocy spowodowanej przesłanianiem wiatru przez wieżę częstotliwość wahań mocy zależy od prędkości obrotowej wirnika i jest krotnością liczby łopat. W przypadku turbozespołów z trzema łopatami zmiana mocy wystąpi trzy razy w ciągu jednego obrotu wirnika, czyli przy minięciu wieży przez każdą z łopat. Zmienność ta, występująca w zakresie częstotliwości 1÷2 Hz, może wynosić nawet do 20% mocy znamionowej turbozespołu. W turbozespołach z regulacją kąta ustawienia łopat, wahania mocy mogą być również spowodowane ograniczonym zakresem regulacji. Największe wahania mocy występują przy generacji na poziomie mocy znamionowej turbozespołu w zakresie największych prędkości wiatru, co wynika z faktu, że zmienność prędkości wiatru wzrasta wraz prędkością. W przeciwieństwie do pojedynczego turbozespołu, którego moc wyjściowa może ulegać bardzo szybkim zmianom, w przypadku całej elektrowni szybkozmienne wahania mocy pojedynczych turbozespołów kompensują się wzajemnie i sumaryczna zmienność wahań sekundowych odgrywa mniejszą rolę a większe znaczenie ma zmienność minutowa i godzinowa (rys. 18a) oraz dobowa (rys. 18b) [9]. a) Zmienność godzinowa b) Zmienność dobowa Moc [MW] 6,0 5,0 4,0 3,0 2,0 1,0 Prędkość wiatru [m/s] 7,0 Elektrownia wiatrowa Prędkość wiatru Grupa 1 Grupa 2 Grupa 3 Grupa 4 Moc [MW] 8,0 Prędkość wiatru [m/s] 9,0 0,0 Minuta Godzina Rys. 18. Godzinowa (a) i dobowa (b) zmienność mocy elektrowni wiatrowej Zmienność wiatru w czasie i przestrzeni powoduje problemy związane z bilansowaniem i prowadzeniem ruchu w systemie. Ma też duży wpływ na jakość energii produkowanej przez źródła wiatrowe. Problemy te mogą występować nawet w ramach jednej elektrowni wiatrowej, w przypadku jeśli jest ona zlokalizowana na niewielkim obszarze o podobnej charakterystyce warunków wiatrowych. Do zapewnienia optymalnej lokalizacji elektrowni wiatrowej na danym terenie są wykorzystywane modele meteorologiczne. ZMIENNOŚĆ NAPIĘCIA Wszystkie typy turbozespołów mają wpływ na zmienność napięcia. Wahania napięcia w sieci związane z pracą elektrowni wiatrowych wynikają głównie z szybkiej zmienności generacji mocy czynnej w czasie normalnej pracy i w czasie operacji łączeniowych wykonywanych wewnątrz elektrowni. Z kolei szybkozmienne wahania generacji mocy elektrowni wynikają ze zmienności czasowej i geograficznej parametrów wiatru. Zmienność napięcia w miejscu przyłączenia elektrowni do sieci wyznacza się na podstawie poziomu napięcia, zmienności mocy czynnej i biernej, poziomu mocy zwarciowej i stosunku rezystancji zwarciowej do reaktancji zwarciowej. Załączanie turbozespołów wiatrowych może spowodować kilkusekundowe obniżenie poziomu napięcia. Znając parametry turbozespołu i wartość dopuszczalną zmiany napięcia w czasie operacji łączeniowych można określić minimalną wymaganą moc zwarciową w miejscu przyłączenia do sieci pojedynczego turbozespołu wiatrowego. Przykładowo dla turbozespołu o mocy 2,5 MW minimalna moc zwarciowa, ze względu na kryterium dopuszczalnej zmiany napięcia, powinna wynosić ok. 143 MVA wg norm IEC i 215 MVA wg IRiESP. W przypadku przyłączenia elektrowni ELEKTROENERGETYKA 15 ENERGETYKA WIATROWA W POLSCE wiatrowej do sieci przesyłowej charakteryzującej się wysokim poziomem mocy zwarciowej nie będzie problemu z dotrzymaniem tego warunku. Problemy mogą się pojawić w niektórych przypadkach przyłączenia do sieci rozdzielczej w rozdzielniach o niskim poziomie mocy zwarciowej. Taka sytuacja może mieć miejsce np. w kilku rozdzielniach 110 kV na obszarach północno-wschodnich. Odchylenia napięcia, zaliczające się do stanów ustalonych, są spowodowane przede wszystkim zmiennością krzywej obciążenia systemu i wolnymi zmianami poziomu generacji elektrowni wiatrowych w zależności od prędkości wiatru. Zmienna praca elektrowni wiatrowych wpływa na zmianę rozpływów mocy czynnej i biernej w sieci, a co za tym idzie ma również wpływ na stabilność napięciową w systemie. Na rysunku 19 przedstawiono przykładową symulację zmienności napięcia w stanie ustalonym w miejscu przyłączenia do sieci elektrowni wiatrowej o mocy 100 MW w funkcji zmiennej generacji mocy tej elektrowni. Obliczenia wykonano dla modelu systemu bez uwzględnienia innych źródeł wiatrowych w pobliżu badanej elektrowni. Ponadto przyjęto założenie, że moc bierna jest skompensowana w obrębie elektrowni. Jak widać na rysunku wzrost napięcia spowodowany zwiększoną generacją mocy elektrowni wiatrowej w miejscu przyłączenia do sieci nie jest zbyt duży, nawet bez regulacji przekładni transformatora. 0,7 0,6 U [%] 0,5 min. zapot. - bez reg. TR 0,4 min. zapot. - z reg. TR 0,3 0,2 maks. zapot. - bez reg. TR 0,1 maks. zapot. - z reg. TR 0,0 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 P/P n [%] Rys. 19. Symulacja zmienności napięcia w funkcji zmiennej generacji mocy elektrowni wiatrowej przyłączonej do badanej rozdzielni 220 kV Na rysunku 20 przedstawiono przykładowe zmienności napięcia w odniesieniu do napięcia znamionowego na szynach dwóch wybranych rozdzielni 220 kV w funkcji zmiennej generacji mocy elektrowni wiatrowych o mocy ok. 2000 MW zlokalizowanych w strefach wiatrowych I i II. Jak widać na rysunku, w przypadku dużego wzrostu mocy zainstalowanej w elektrowniach wiatrowych na danym obszarze, wzrost napięcia na szynach badanych rozdzielni 220 kV jest znaczący, szczególnie dla modelu minimalnego zapotrzebowania mocy. Małe zapotrzebowanie mocy skutkuje dużą generacją mocy biernej pojemnościowej przez mało obciążone linie przesyłowe. To z kolei jest przyczyną występowania wysokich napięć w sieci przesyłowej. Zatem generacja wiatrowa odciążając sieci przesyłowe może pogłębiać problemy napięciowe. 16 14 U [%] 12 R ozdzielnia A 220 kV - min. zapot. 10 R ozdzielnia B 220 kV - min. zapot. 8 6 R ozdzielnia A 220 kV - maks. zapot. 4 R ozdzielnia A 220 kV - maks. zapot. 2 0 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 P/Pn [%] Rys. 20. Odchylenia napięcia na szynach wybranych rozdzielni w funkcji zmiennej generacji mocy elektrowni wiatrowych o mocy znamionowej ok. 2000 MW odniesione do napięcia znamionowego 16 ELEKTROENERGETYKA ENERGETYKA WIATROWA W POLSCE Możliwe jest również pojawienie się problemów ze zbyt niskimi napięciami w sieci przesyłowej. Przyczyną takiej sytuacji może być deficyt mocy biernej w przypadku pracy na danym obszarze dużej liczby turbozespołów wiatrowych bez możliwości regulacji mocy biernej. Ma to głównie miejsce w przypadku dużego udziału małych elektrowni wiatrowych przyłączonych do sieci średnich napięć, które najczęściej są wyposażone w generatory indukcyjne klasyczne lub z małymi przekształtnikami. WAHANIA I MIGOTANIE NAPIĘCIA Elektrownie wiatrowe mogą stanowić źródło migotania zarówno w czasie normalnej pracy, jak i w czasie wykonywania operacji łączeniowych, takich jak np. zmiana konfiguracji uzwojeń generatorów, załączanie i wyłączanie turbozespołów. Zjawisko migotania może być również spowodowane zawartością harmonicznych w przebiegach napięć i prądów. Duże znaczenie w przypadku migotania ma poziom mocy zwarciowej oraz stosunek rezystancji i reaktancji zwarcia w miejscu przyłączenia do sieci. Zjawisko migotania podczas ciągłej pracy elektrowni wiatrowej jest spowodowane szybkozmiennymi wahaniami mocy mającymi źródło w zmiennej prędkości wiatru, przesłanianiu wiatru przez wieżę oraz we właściwościach konstrukcyjnych turbozespołów. Z tego powodu większym źródłem migotania są turbozespoły ze stałą prędkością obrotową. Zastosowanie turbozespołów ze zmienną prędkością obrotową pozwala na znaczną redukcję pulsacji mocy spowodowanej zmiennością wiatru. Emisja migotania wzrasta wraz ze zwiększaniem się prędkości wiatru i to zarówno w przypadku turbozespołów ze stałą, jak i zmienną prędkością obrotowa. Jest to spowodowane większymi turbulencjami, które wzrastają wraz ze wzrostem prędkości wiatru. Jednak w przypadku turbozespołów ze zmienną prędkością obrotową wzrost emisji migotania jest w przybliżeniu trzy razy mniejszy. Dodatkowo, po osiągnięciu mocy znamionowej, system regulacji wygładza wahania mocy wyjściowej, co pozwala na ograniczenie migotania. Źródłem wahań napięcia i emisji migotania są również operacje łączeniowe wewnątrz elektrowni wiatrowej, a zwłaszcza załączanie i wyłączanie turbozespołów oraz zmiany konfiguracji sieci wewnętrznej. Skutki wynikające z załączania turbozespołów różnią się w zależności od tego czy są to turbozespoły ze stałą czy zmienną prędkością obrotową wirnika. Generalnie bardziej płynnie odbywa się załączanie turbozespołów ze zmienną prędkością, które są mniejszym źródłem emisji migotania niż turbozespoły ze stałą prędkością. W przypadku przyłączenia do sieci większej liczby turbozespołów w ramach jednej elektrowni wiatrowej przyrost wartości wskaźników migotania dla pracy ciągłej i dla operacji łączeniowych jest mniejszy niż wynikałoby to z ich zwykłego sumowania. Ponadto dynamika tego przyrostu jest różna dla pracy ciągłej i dla operacji łączeniowych, co przedstawiono na rysunku 21. I tak np. zwiększenie liczby turbozespołów (o mocy znamionowej 2,5 MW) z 1 do 100 spowoduje wzrost wskaźnika migotania przy pracy ciągłej z 1 do 10, a w czasie operacji łączeniowych z 1 do 3,72. Wynika to z faktu, że czynniki mające wpływ na zjawisko migotania nie są ze sobą skorelowane w czasie i nie występują jednocześnie we wszystkich turbozespołach, co w konsekwencji prowadzi do złagodzenia zjawiska migotania w skali całej elektrowni [3, 7, 14]. praca ciągła operacje łączeniowe 10 P lt 8 6 4 2 0 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 Liczba turbozespołów wiatrowych Rys. 21. Względna zmiana wskaźnika migotania w funkcji liczby turbozespołów wiatrowych ELEKTROENERGETYKA 17 ENERGETYKA WIATROWA W POLSCE Zasadniczy wpływ na emisję migotania turbozespołów o zmiennej prędkości obrotowej mają operacje łączeniowe. Mniejsze znaczenie ma emisja migotania występująca przy pracy ciągłej, co osiągnięto dzięki zastosowaniu nowoczesnych systemów regulacji i sterowania pozwalających na łagodzenie efektów zmienności mocy. Działania te powodują, że przyłączenie do sieci elektrowni wiatrowych nawet o znacznych mocach nie spowoduje przekroczenia dopuszczalnych poziomów emisji migotania. Jest to również zasługą odpowiednich wartości mocy zwarciowej w planowanych miejscach przyłączenia. W s kaźnik migotania [% ] 120% 110% 100% 90% 80% 50% 60% 70% 80% 90% 100% 110% 120% 130% 140% 150% Liczba operacji łączeniowych [% ] Rys. 22. Wpływ zmiany liczby operacji łączeniowych wewnątrz elektrowni wiatrowej na zmianę wartości wskaźnika migotania Jeśli obliczone wskaźniki emisji migotania przekraczają limity ustalone dla danego miejsca przyłączenia należy zastosować środki zapobiegawcze. Najprostszym rozwiązaniem jest zastosowanie innego typu turbozespołów o mniejszej wartości wskaźnika migotania i krokowego wskaźnika migotania lub turbozespołów o niższych prędkościach załączania i wyższych prędkościach wyłączania. Jeżeli rozwiązanie to jest niemożliwe, należy zmienić ustawienia układów sterowania tak, aby zredukować liczbę turbozespołów załączanych do pracy jednocześnie w celu zmniejszenia liczby operacji łączeniowych. Efekt zmiany liczby operacji łączeniowych przedstawiono na rysunku 22. I tak np. zmniejszenie liczby operacji łączeniowych o 10% pozwala na redukcję wskaźnika migotania o ok. 3%. Harmoniczne Ważnym problemem dotyczącym jakości energii elektrycznej związanym z pracą źródeł wiatrowych jest odkształcenie krzywej napięcia i prądu. W przypadku elektrowni wiatrowych źródłem generacji harmonicznych mogą być generatory, układy „miękkiego startu”, przekształtniki, dławiki i przełączalne baterie kondensatorów. Do oceny zawartości wyższych harmonicznych w przebiegach napięć i prądów jest stosowany współczynnik całkowitej zawartości harmonicznych THD (ang. Total Harmonic Distortion). Mała wartość współczynnika THD sygnalizuje niską zawartość wyższych harmonicznych w przebiegach napięć lub prądów. Jeśli chodzi o wyższe harmoniczne napięcia generowane przez źródła wiatrowe, to według niektórych źródeł znaczącą rolę odgrywają wyłącznie harmoniczne do 40. rzędu. Do oceny poziomu generacji harmonicznych zastosowanie znajduje również całkowity współczynnik odkształcenia napięcia lub prądu TDF (ang. Total Distortion Factor). Współczynnik ten określa zawartość wszystkich typów odkształceń w przebiegach napięć lub prądów. Turbozespoły wiatrowe z tradycyjnymi generatorami indukcyjnymi przyłączonymi bezpośrednio do sieci nie powodują znaczącego odkształcenia przebiegów napięciowych i dlatego zazwyczaj pomija się ich udział w generacji wyższych harmonicznych. Dla przykładu jeden z mniejszych turbozespołów o mocy 0,85 MW, składający się z klasycznego generatora indukcyjnego, generuje tylko harmoniczne prądu 2. (0,23%), 3. (0,39%) i 4. (0,18%) rzędu przy współczynniku THDI% równym = 0,48%. Nie są to duże wartości, szczególnie jeśli wziąć pod uwagę, że dotyczą jednego z coraz rzadziej instalowanych turbozespołów starszego typu. Zniekształcenia przebiegów prądowych mogą za to powodować układy miękkiego startu instalowane w głównym torze prądowym, które są stosowane do 18 ELEKTROENERGETYKA ENERGETYKA WIATROWA W POLSCE ograniczania prądów rozruchowych przy załączaniu turbozespołów. Są to zazwyczaj odkształcenia krótkotrwałe, które szybko zanikają po załączeniu turbozespołu. Inaczej wygląda sytuacja z turbozespołami o zmiennej prędkości obrotowej wirnika i przetwornikami z komutacją wymuszoną, które są źródłem wyższych harmonicznych i interharmonicznych. Dotyczy to zwłaszcza turbozespołów starszych typów, które generują głównie harmoniczne nieparzyste i niepodzielne przez trzy. T W o mocy 1,5 MW 1,8% T W o mocy 2 MW T W o mocy 2,5 MW 1,6% Ih/I n [% ] 1,4% 1,2% 1,0% 0,8% 0,6% 0,4% 0,2% 0,0% 2 3 4 5 6 7 8 13 23 29 31 35 41 43 45 R ząd harmonicznej 46 47 48 49 T HD Rys. 23. Harmoniczne prądu generowane przez turbozespoły wiatrowe o zmiennej prędkości obrotowej z przekształtnikami energoelektronicznymi Na rysunku 23 przedstawiono maksymalne poziomy generacji harmonicznych prądu dla trzech turbozespołów o zmiennej prędkości obrotowej z przekształtnikami, które charakteryzują się znaczącą generacją wyższych harmonicznych. Większość analizowanych turbozespołów generuje ponadto niewielkie interharmoniczne (f ≠ h⋅f1) i harmoniczne wyższych rzędów. Natomiast nie zarejestrowano występowania subharmonicznych (0 < f < f1). Stosowanie przetworników z modulowaną szerokością impulsów eliminuje harmoniczne niższych częstotliwości. Ponadto prądy 3. harmonicznej mogą być ograniczane w uzwojeniach transformatorów połączonych w trójkąt. Propagacja harmonicznych w sieci zależy od impedancji sieci w miejscu przyłączenia, która z kolei jest funkcją częstotliwości i jej wartość nieznacznie wzrasta ze wzrostem częstotliwości w systemie. Dodatkowym problemem związanym z generacją wyższych harmonicznych przez elektrownię wiatrową, w której skład wchodzą baterie kondensatorów i linie kablowe może być rezonans harmoniczny. Proces odkształcenia prądów wyjściowych turbozespołów ma charakter stochastyczny i może prowadzić do nakładania się odkształceń pojedynczych turbozespołów w ramach elektrowni wiatrowej. Generalnie poziom zniekształceń generowanych przez elektrownię wiatrową jest mniejszy od sumy zniekształceń generowanych przez pojedyncze turbozespoły. Analogicznie wygląda sytuacja w przypadku, gdy do jednego miejsca przyłączenia jest przyłączonych kilka elektrowni wiatrowych. W przypadku elektrowni wiatrowej składającej się z większej liczby turbozespołów ważny jest całkowity prąd poszczególnych harmonicznych wprowadzanych do sieci w miejscu przyłączenia. Rozdzielnia 400 kV 1,8% Harmoniczne prądu 1,6% Harmoniczne napięcia Zawartość harmonicznych Zawartość harmonicznych Rozdzielnia 400 kV 1,8% Harmoniczne prądu 1,6% 1,4% 1,2% 1,0% 0,8% 0,6% 0,4% 0,2% Harmoniczne napięcia 1,4% 1,2% przekroczony limit dopuszczalny wg IEC 1,0% 0,8% 0,6% 0,4% 0,2% 0,0% 0,0% 2 3 4 5 6 7 8 Rząd harmonicznej 13 46 48 THD 2 3 4 5 6 7 8 13 46 48 THD Rząd harmonicznej Rys. 24. Zawartość harmonicznych w przebiegach wyjściowych prądów i napięć elektrowni wiatrowej przyłączonej do badanej stacji ELEKTROENERGETYKA 19 ENERGETYKA WIATROWA W POLSCE Wykresy z rysunku 24 przedstawiają wyniki analizy wpływu przykładowej elektrowni wiatrowej o mocy znamionowej 100 MW na propagację harmonicznych prądów i napięć w miejscu przyłączenia do sieci. Jako ewentualne miejsce przyłączenia zbadano rozdzielnie 110 i 400 kV wybranej stacji. Elektrownia składa się z turbozespołów o mocy 2,5 MW charakteryzujących się największym poziomem generacji harmonicznych wśród badanej grupy. Jak widać, w przypadku przyłączenia elektrowni wiatrowej do sieci rozdzielczej 110 kV następuje przekroczenie dopuszczalnego limitu zawartości harmonicznej prądu 2. rzędu podanego w normach IEC. Bardziej korzystna sytuacja występuje w przypadku przyłączenia elektrowni wiatrowej do sieci przesyłowej, gdyż przy takiej opcji współpracy z systemem harmoniczne mieszczą się w dopuszczalnych zakresach. Częstotliwość Z punktu widzenia poprawnej pracy systemu nawet znaczny udział elektrowni wiatrowych w wytwarzaniu energii nie powinien skutkować problemami z regulacją częstotliwości. Warunkiem utrzymania stabilnego poziomu częstotliwości jest jednak utrzymanie rozsądnych proporcji pomiędzy generacją wiatrową i jednostkami konwencjonalnymi. Sytuacja może się bowiem skomplikować w przypadku dużego udziału w systemie źródeł wiatrowych o ograniczonych zdolnościach regulacyjnych pogarszających możliwości regulacyjne mocy i częstotliwości. Przy odchyleniach częstotliwości w systemie elektrownia wiatrowa powinna w miarę możliwości pracować w pełnym zakresie generacji, bez konieczności redukcji mocy. Jednak nie zawsze praca bez ograniczeń lub z ograniczeniami jest możliwa. Utrata dużej generacji mocy w elektrowniach wiatrowych spowodowana słabymi parametrami wiatru może doprowadzić na danym obszarze do deficytu mocy, którego z różnych przyczyn nie będzie można zlikwidować w dostatecznie szybkim czasie. Do tych przyczyn można zaliczyć brak dostatecznych rezerw mocy, brak możliwości przesyłowych lub słabe połączenia z innymi systemami. Również duże awarie systemowe z wyłączeniem linii przesyłowych skutkujące powstawaniem wysp mogą uniemożliwić utrzymanie akceptowanego poziomu częstotliwości. Jeszcze trudniejsza sytuacja występuje w przypadku małych systemów autonomicznych, gdzie praca elektrowni wiatrowych może powodować znaczne wahania częstotliwości i w związku z tym niezbędne jest utrzymywanie dodatkowych rezerw mocy. Wynika to głównie z ograniczonych możliwości elektrowni wiatrowych do świadczenia usług regulacyjnych i do zapewnienia odpowiedniego poziomu rezerw mocy, gdyż mimo wyposażania ich w nowoczesne układy regulacyjne nadal głównym problemem pozostaje ścisła zależność generacji mocy od warunków wiatrowych. Zatem nie ulega wątpliwości, że w celu utrzymywania częstotliwości na zadowalającym poziomie niezbędne jest ograniczenie wielkości mocy zainstalowanej w źródłach wiatrowych do bezpiecznego poziomu oraz centralne dysponowanie możliwościami regulacyjnymi i generacyjnymi źródeł posiadających takie możliwości. Elektrownie wiatrowe posiadające nowoczesne turbozespoły o zmiennej prędkości obrotowej wyposażone w przekształtniki energoelektroniczne są zazwyczaj zdolne do uczestniczenia w procesie regulacji częstotliwości. Centralna regulacja mocy stosowana w przypadku zmiany częstotliwości wymaga stałej pracy turbozespołów wiatrowych poniżej ich aktualnych możliwości produkcyjnych i powinna być realizowana przez układy sterownicze zainstalowane bezpośrednio w turbozespołach wiatrowych. Przepięcia Przepięcia mogą być spowodowane załączaniem i wyłączaniem turbozespołów wiatrowych o stałej prędkości obrotowej wirnika z klasycznymi generatorami indukcyjnymi bezpośrednio przyłączonymi do sieci lub za pomocą układów miękkiego startu, które wymagają dostarczania mocy biernej z przełączalnych baterii kondensatorów. Bezpośrednio po przyłączeniu – za pomocą układu miękkiego startu – generatora turbozespołu wiatrowego do sieci załączana jest bateria kondensatorów, co może skutkować pojawieniem się krótkotrwałych przepięć (rys. 25) [11]. Przepięcia te mogą osiągać duże wartości o charakterze losowym i zależą m.in. od impedancji sieci i pojemności baterii. 20 ELEKTROENERGETYKA ENERGETYKA WIATROWA W POLSCE załączenie baterii kondensatorów 2,0 1,5 U/Un [-] 1,0 0,5 0 -0,5 -1,0 -1,5 -2,0 0 0,05 0,10 0,15 0,20 0,25 0,30 t [s] Rys. 25. Przepięcie spowodowane załączaniem baterii kondensatorów służącej jako źródło mocy biernej generatora indukcyjnego turbozespołu wiatrowego Przepięcia spowodowane przełączaniem baterii kondensatorów mogą być zredukowane dzięki zastosowaniu łączników elektronicznych. Inną metodą łagodzenia przepięć może być magnesowanie pracujących w turbozespołach generatorów indukcyjnych przed synchronizacją z siecią. Oprócz tego stosuje się standardowe środki ochrony, takie jak dławiki i ochronniki przeciwprzepięciowe. Produkowane obecnie turbozespoły wiatrowe są wyposażone w przekształtniki energoelektroniczne, które zastępują przełączalne baterie kondensatorów i nie wymagają dostarczania energii biernej z sieci i z tego powodu nie stanowią dużego zagrożenia przepięciami. NIEZAWODNOŚĆ SYSTEMU ELEKTROENERGETYCZNEGO Pod pojęciem niezawodności systemu elektroenergetycznego należy mieć na uwadze głównie jego zdolność do zasilania odbiorców energią o określonych parametrach jakościowych. Ze względów funkcjonalnych należy rozpatrywać dwa aspekty niezawodności systemu elektroenergetycznego, a mianowicie bezpieczeństwo i wystarczalność. Bezpieczeństwo systemu jest miarą jego zdolności do przeciwstawienia się nagłym i niespodziewanym zaburzeniom występującym w tym systemie, takim jak np. zwarcia, i skutkom wystąpienia tych zaburzeń. Natomiast wystarczalność systemu oznacza jego zdolność do pokrycia całkowitego zapotrzebowania na moc i energię przy uwzględnieniu możliwości podsystemu wytwórczego oraz istniejących ograniczeń sieciowych. Wystarczalność systemu elektroenergetycznego jest m.in. charakteryzowana przez wielkość marginesu mocy. Bezpieczeństwo i wystarczalność systemu wzajemnie się uzupełniają i dlatego zagadnienia te nie powinny być analizowane oddzielnie. Margines mocy w KSE już od kilkunastu lat utrzymuje się na dość wysokim poziomie, co teoretycznie powinno świadczyć o bardzo wysokiej niezawodności całego systemu. W rzeczywistości jednak możliwość dostarczenia do odbiorców mocy utrzymywanej w wirującej lub zimnej rezerwie jednostek wytwórczych jest uzależniona głównie od przepustowości elementów systemu przesyłowego. Zupełnie inną sprawą są problemy związane z wiekiem i zwiększającą się awaryjnością jednostek utrzymujących te rezerwy. Elektrownie wiatrowe przyłączone do systemu nie pozostają bez wpływu na jego niezawodność. Szczególnie duże elektrownie wiatrowe o mocy od kilkudziesięciu do kilkuset megawatów przy swoim specyficznym charakterze pracy i zależności od warunków wiatrowych panujących na danym obszarze mogą spowodować wiele problemów w pracy systemu. Dodatkowo niekorzystnym zjawiskiem jest pewna współzależność między możliwościami wytwórczymi elektrowni wiatrowych i awaryjnością infrastruktury sieciowej. Mianowicie, przy bardzo niekorzystnych warunkach pogodowych, a konkretnie przy bardzo silnych wiatrach, następują nie tylko wyłączenia pracujących turbozespołów i elektrowni wiatrowych, ale również awarie elementów sieciowych. W konsekwencji ze zmniejszaniem się wystarczalności systemu pogarsza się jego bezpieczeństwo. Niezawodność systemu może być oceniana na podstawie prawdopodobieństwa zdolności tego systemu do pokrycia zapotrzebowania mocy przez porównanie probabilistycznego rozkładu obciążenia i rozkładu mocy dyspozycyjnej zainstalowanej w systemie. Ryzyko niepokrycia zapotrzebowania moELEKTROENERGETYKA 21 ENERGETYKA WIATROWA W POLSCE cy stanowi prawdopodobieństwo wystąpienia dwóch niezależnych zdarzeń, a mianowicie wystąpienia danego obciążenia oraz wystąpienia zdolności wytwórczej systemu mniejszej niż dane obciążenie. Metody stosowane do obliczeń niezawodności złożonych systemów elektroenergetycznych dzielą się na deterministyczne i probabilistyczne. Wśród tych ostatnich wyróżniamy metody analityczne, symulacyjne i mieszane. Metody analityczne polegają na opracowaniu modelu matematycznego, który odwzorowuje badany system. Następnie z opracowanego modelu na podstawie danych wejściowych i przy zastosowaniu założeń upraszczających są obliczane wskaźniki niezawodnościowe. Natomiast metody symulacyjne polegają na badaniu symulacyjnym losowego zachowania się elementów systemu. Obecnie najczęściej stosuje się deterministyczną regułę „n-1”, która określa warunek poprawnej pracy systemu przy wyłączeniu dowolnego elementu wchodzącego w skład tego systemu, np. generatora, linii. Pomimo tego, że reguła „n-1” jest stosowana w UCTE, to stanowi ona zbyt duże uproszczenie oceny niezawodności systemu. Do metod deterministycznych należy również planowanie zdolności podsystemu wytwórczego do pokrywania zapotrzebowania mocy poprzez stałe utrzymywanie rezerw mocy w jednostkach wytwórczych na ściśle określonym poziomie, stanowiącym najczęściej pewien odgórnie określony procent tego zapotrzebowania lub na poziomie mocy osiągalnej czy też zainstalowanej jednej lub kilku jednostek wytwórczych. WSKAŹNIKI NIEZAWODNOŚCI Badanie i ocenę niezawodności złożonego systemu elektroenergetycznego można przeprowadzić wykonując niezależne analizy każdego z podsystemów wchodzących w skład tego systemu. Celowość takiego rozwiązania wynika z dużej złożoności całego systemu i trudności w jego dostatecznie wiarygodnym modelowaniu oraz możliwości zastosowania odmiennych kryteriów w stosunku do każdego podsystemu. Badanie niezawodności systemu wytwórczego polega na sprawdzeniu zdolności źródeł wytwórczych do pokrycia zapotrzebowania odbiorców na moc i energię oraz strat sieciowych. W tym podejściu nie uwzględnia się parametrów i zdolności przesyłowych systemu. Bardziej złożone jest badanie niezawodności systemu przesyłowego, gdzie ocenia się jego zdolność dostarczania energii z systemu wytwórczego do systemu rozdzielczego lub odbiorców końcowych. W takim przypadku analiza może dotyczyć całego systemu przesyłowego (łącznie z systemem wytwórczym) lub poszczególnych węzłów. Jednak najbardziej złożona jest analiza systemu rozdzielczego, gdzie rozpatruje się bardzo rozbudowany układ złożony z rozległych sieci o wielu poziomach napięcia. Punktem wyjścia są tu wskaźniki niezawodności dla węzłów łączących system przesyłowy i rozdzielczy, otrzymane w trakcie analiz niezawodnościowych systemu wytwórczego i przesyłowego. Efektem analiz są z kolei wskaźniki charakteryzujące niezawodność węzłów odbiorczych. Do oceny niezawodności systemów wykorzystuje się różne rodzaje wskaźników. Do najczęściej stosowanych należą: a) LOLP – prawdopodobieństwo niepokrycia zapotrzebowania mocy (ang. Loss of Load Probability), b) EUE – wartość oczekiwana niedostarczonej energii elektrycznej (ang. Expected Unserved Energy), c) LOLE – oczekiwany czas niepokrycia zapotrzebowania (ang. Loss of Load Expectation), d) PCD – prawdopodobieństwo wystąpienia deficytu mocy (ang. Probability of Capacity Deficiency), e) EUD – wartość oczekiwana deficytów mocy (ang. Expected Unserved Demand), f) XLOL – wartość oczekiwana pojedynczego deficytu mocy (ang. eXpected Loss of Load), g) F&D – częstość i czas trwania deficytów mocy (ang. Frequency & Duration), h) EIU – wskaźnik zawodności w dostarczeniu energii elektrycznej (ang. Energy Index of Unreliability), i) DIU – wskaźnik zawodności w pokrywaniu zapotrzebowania mocy (ang. Demand Index of Unreliability). Wszystkie jednostki wytwórcze składają się z dużej liczby elementów konstrukcyjnych. Ze względu na dużą złożoność, w celu uproszczenia analiz, niezawodność pojedynczych jednostek wytwórczych określa się za pomocą wskaźników stanowiących miarę niezawodności całego układu da22 ELEKTROENERGETYKA ENERGETYKA WIATROWA W POLSCE nej jednostki. Przy modelowaniu elektrowni konwencjonalnych, zazwyczaj składających się z kilku lub kilkunastu pojedynczych bloków, uwzględnia się wskaźniki niezawodności każdego z tych bloków. Natomiast w przypadku elektrowni wiatrowych, składających się z wielu turbozespołów wiatrowych, ważne są wskaźniki służące do oceny niezawodności całej elektrowni. Niezawodność turbozespołów wiatrowych Awaria dowolnego funkcjonalnego elementu turbozespołu wiatrowego nieuchronnie prowadzi do wyłączenia całego turbozespołu na czas naprawy, czyli do chwili powrotu turbozespołu do stanu dyspozycyjności. Zatem biorąc pod uwagę kryterium awaryjności elementów konstrukcyjnych turbozespół wiatrowy może znajdować się w stanie dyspozycyjności (1) lub niedyspozycyjności (0), co wynika z szeregowej struktury niezawodnościowej elementów turbozespołu (rys. 26). Czasy Td1, Td2 i Td3 oznaczają czasy dyspozycyjności turbozespołu, natomiast czasy Tn1, Tn2 i Tn3 czasy jego niedyspozycyjności. 1 1 2 n 0 Td1 Td2 Td3 Tn2 Tn3 Rys. 26. Struktura elementów i proces zdolności do pracy turbozespołu wiatrowego Ocena niezawodności elementów funkcjonalnych turbozespołu wiatrowego sprowadza się do statystyki częstości występowania awarii tych elementów i oszacowania na tej podstawie odpowiednich wskaźników zawodności. Informacje tego rodzaju mogą być uzyskane w procesie długookresowej eksploatacji turbozespołów. Wskaźnik zawodności elementów turbozespołu wiatrowego można obliczyć z zależności: gdzie: N – liczba awarii elementów turbozespołu wiatrowego w przedziale czasowym od 0 do T, Nef – całkowita liczba rozważanych elementów funkcjonalnych turbozespołu wiatrowego, T – rozpatrywany przedział czasu. Produkowane obecnie turbozespoły wiatrowe charakteryzują się wysoką niezawodnością, zarówno jeśli chodzi o całość konstrukcji, jak i poszczególne elementy. Na początku lat 90. wskaźnik dyspozycyjności turbozespołów wiatrowych dochodził do 95%, a obecnie najnowsze konstrukcje osiągają wskaźnik dyspozycyjności powyżej 98%. Model niezawodnościowy W czasie eksploatacji turbozespoły i elektrownie wiatrowe mogą znajdować się w różnych stanach pracy, z których każdy charakteryzuje się inną wartością generowanej mocy. Konieczne jest zatem opracowanie odpowiedniego modelu opisującego poszczególne stany pracy tych źródeł. Najprostszym modelem jednostki wytwórczej jest model dwustanowy opisujący dwa podstawowe stany pracy jednostki, tj. stan dyspozycyjności i stan niedyspozycyjności. W stanie dyspozycyjności jednostka generuje pewną wartość mocy z zakresu od 0 do mocy znamionowej, a w stanie niedyspozycyjności wartość mocy wynosi 0. Model wielostanowy odpowiada sytuacji, gdy w systemie znajduje się n jednostek wytwórczych i każda z nich może znajdować się w stanie dyspozycyjności, stanie niedyspozycyjności lub w stanach pośrednich charakteryzujących się częściową dyspozycyjnością. ELEKTROENERGETYKA 23 ENERGETYKA WIATROWA W POLSCE Model niezawodnościowy pojedynczego turbozespołu wiatrowego jest modelem wielostanowym. Turbozespół wiatrowy i może bowiem znajdować się w jednym ze stanów należących do pewnego zbioru Si określonego jako: gdzie: Spd,i – stan pełnej dyspozycyjności i-tego turbozespołu wiatrowego, Swa,i – stan awaryjnego wyłączenia i-tego turbozespołu wiatrowego, Swp,i – stan planowanego wyłączenia i-tego turbozespołu wiatrowego, Sz,i – stan wyłączenia i-tego turbozespołu wiatrowego spowodowanego prędkością mniejszą od prędkości załączenia, Sw,i – stan wyłączenia i-tego turbozespołu wiatrowego spowodowanego prędkością większą od prędkości wyłączenia, Sndv,i – stan niepełnej dyspozycyjności i-tego turbozespołu wiatrowego spowodowanej prędkością mniejszą od znamionowej, Sndo,i – stan niepełnej dyspozycyjności i-tego turbozespołu wiatrowego spowodowanej nadrzędnym ograniczeniem generacji. Funkcję mocy wyjściowej generowanej przez pojedynczy i-ty turbozespół wiatrowy można opisać zależnością: gdzie: PTW,i – moc znamionowa i-tego turbozespołu wiatrowego, x(s) – stopień ograniczenia mocy w stanie s; x(s)∈(0,1). Model niezawodnościowy elektrowni wiatrowej będzie również modelem wielostanowym. Elektrownia wiatrowa składająca się z j turbozespołów może bowiem znajdować się w jednym ze stanów należących do pewnego zbioru Sj będącego kompozycją stanów poszczególnych turbozespołów. Zatem moc wyjściową elektrowni wiatrowej możemy określić jako sumę generacji poszczególnych turbozespołów: W przeciwieństwie do elektrowni konwencjonalnych składających się z kilku lub kilkunastu jednostek wytwórczych o dużych mocach jednostkowych, które w analizach złożonych systemów elektroenergetycznych mogą być analizowane indywidualnie, duże elektrownie wiatrowe składają się z większej liczby jednostek o mniejszych mocach jednostkowych. Ponieważ najczęściej w skład elektrowni wiatrowej wchodzi pewna liczba turbozespołów, więc model elektrowni będzie modelem wielostanowym charakteryzującym się wieloma stanami generacji mocy zależnymi od warunków wiatrowych w miejscu lokalizacji poszczególnych turbozespołów wiatrowych (rys. 27). Pg_EW P4 P3 P2 P1 0 t t1 t2 t3 t4 t5 t6 Rys. 27. Przykładowa funkcja mocy wyjściowej elektrowni wiatrowej 24 ELEKTROENERGETYKA ENERGETYKA WIATROWA W POLSCE Wskaźników metodyka obliczania niezawodności Do wykonania analizy niezawodnościowej zastosowano metodę, której istota polega na przeglądzie wszystkich stanów zakłóceniowych występujących w systemie elektroenergetycznym, zidentyfikowanych na podstawie wykonanego rozpływu mocy, wyborze i analizie stanów awaryjnych dla określonego kryterium oraz obliczeniu wybranych wskaźników niezawodności. Wskaźniki niezawodności są złożoną funkcją parametrów i topologii systemu, stanów pracy systemu, wskaźników awaryjności elementów systemu oraz prowadzonych w systemie akcji zapobiegawczych: gdzie: Xps – parametry systemu, Xts – topologia systemu, Xsp – stany pracy systemu, Xwa – wskaźniki awaryjności elementów systemu, Xaz – akcje zapobiegawcze prowadzone w systemie. Dla procesu oceny niezawodności systemu wykorzystano, stworzony po wykonaniu bazowego rozpływu mocy, ranking zidentyfikowanych stanów zakłóceniowych, oparty na analizie przeciążeń elementów systemu oraz warunków napięciowych w węzłach. Mając obliczony bazowy rozpływ mocy można zidentyfikować wszystkie zagrożenia występujące w analizowanym systemie pod kątem przeciążeń elementów i przekroczeń dopuszczalnych zakresów napięć węzłowych. Obliczanie wskaźników niezawodności badanego systemu odbywa się w oparciu o listę wygenerowanych stanów zakłóceniowych. Celem tego etapu analizy jest identyfikacja potencjalnych przekroczeń systemowych, czyli przeciążeń elementów i odchyleń napięć węzłowych. Każdy stan zakłóceniowy powodujący problemy systemowe jest identyfikowany jako stan awaryjny. Niech będzie określony zbiór parametrów określających normalny stan pracy elementów systemu pozwalający na pokrycie zapotrzebowania mocy każdego węzła odbiorczego: gdzie: o – dopuszczalna obciążalność gałęzi sieci przesyłowej, nD – dopuszczalne dolne poziomy napięć w węzłach sieci przesyłowej, nG – dopuszczalne górne poziomy napięć w węzłach sieci przesyłowej. Posiadając zbiór XN po wykonaniu bazowego rozpływu mocy można dokonać zestawienia stanów zakłóceniowych występujących w systemie mogących spowodować ewentualne wyłączenia elementów lub konieczność podjęcia działań zaradczych skutkujących ograniczoną zdolnością systemu do pokrycia zapotrzebowania mocy. Zbiór zidentyfikowanych zakłóceń systemowych będzie następujący: gdzie: a – stany zakłóceniowe w systemie wynikające z warunków obciążeniowych, b – stany zakłóceniowe w systemie wynikające z warunków napięciowych. Dysponując zbiorem stanów zakłóceniowych w badanym systemie ponownie należy wykonać rozpływy mocy dla każdego stanu zakłóceniowego oraz sporządzić zestawienie stanów awaryjnych oraz ograniczeń w zasilaniu odbiorów. Kolejnym etapem są obliczenia wybranych wskaźników niezawodności. ELEKTROENERGETYKA 25 ENERGETYKA WIATROWA W POLSCE W celu przedstawienia metodyki oceny wpływu pojedynczego stanu awaryjnego lub kombinacji kilku dowolnych stanów awaryjnych na niezawodność pracy całego systemu, zostanie wykorzystany model prostego układu z rysunku 28, składający się z trzech węzłów w1, w2 i w3 (dwóch wytwórczych i jednego odbiorczego), trzech linii L1, L2 i L3 oraz dwóch jednostek wytwórczych G1 i G2 przyłączonych do węzłów w1 i w2. W1 W2 L1 G1 G2 L3 L2 W3 O1 Rys. 28. Model prostego układu elektroenergetycznego Jednostki wytwórcze w normalnym stanie pracy przy n pracujących elementach pokrywają pełne zapotrzebowanie na moc i energię odbioru O1 przyłączonego do węzła w3. Założono, że wszystkie możliwe zdarzenia występujące w układzie są od siebie niezależne, a awarie elementów układu nie występują w tym samym czasie. Ponadto założono, że węzły są absolutnie niezawodne. Po zdefiniowaniu stanu, który chcemy analizować należy ponownie wykonać rozpływ mocy w stanie awaryjnym „n-1” dla każdego wyłączonego elementu (jednostki G1 i G2 lub linii L1, L2 i L3). Następnie należy sprawdzić wszystkie zagrożenia występujące w badanym układzie przy danym wyłączeniu danego elementu i obliczyć ograniczenia w pokryciu zapotrzebowania na moc i energię w węźle w1. Na rysunku 29 w sposób poglądowy przedstawiono metodykę badania wpływu awarii poszczególnych elementów układu z rysunku 28 na niezawodność zasilania odbioru O1. Podobnie wygląda sytuacja przy analizie stanu awaryjnego „n-2” z tym jednak wyjątkiem, że za każdym razem rozpatrywano wszystkie kombinacje wyłączenia dwóch dowolnych elementów badanego układu jednocześnie [6, 15, 17]. „n” d1 1 4 „n-2” 2 3 5 „n-1” d2 d1 21 3 5 4 1 2 5 4 5 3 5 4 4 d7 d6 d5 21 3 21 3 5 5 5 4 5 d4 1 d5 21 21 d3 3 4 d4 d3 1 d2 d1 3 2 4 2 21 3 5 4 d8 d9 3 3 4 d10 1 3 2 5 4 Rys. 29. Graficzne przedstawienie metody badania wpływu pojedynczego zdarzenia na prawdopodobieństwo awarii systemu elektroenergetycznego Prawdopodobieństwo i częstość wystąpienia k-tego stanu awaryjnego w układzie można zapisać jako następujące zależności: gdzie: pk - prawdopodobieństwo niedyspozycyjności k-tego elementu układu, mk - parametr strumienia odnów k-tego elementu układu. 26 ELEKTROENERGETYKA ENERGETYKA WIATROWA W POLSCE Prawdopodobieństwo i częstość awarii całego układu są określone przez poniższe zależności: gdzie SA oznacza zbiór wszystkich stanów awaryjnych występujących w układzie [17]. Na kolejnych rysunkach przedstawiono wyniki obliczeń wybranych wskaźników niezawodności systemu przesyłowego, przy uwzględnieniu różnych wielkości mocy zainstalowanej w elektrowniach wiatrowych. Przyjęto, że zamodelowane elektrownie wiatrowe są przyłączone do rozdzielni zlokalizowanych w strefach wiatrowych I i II. Ponadto, ze względu na złożoność badanego systemu, przyjęto założenie upraszczające, że wszystkie węzły tego systemu są absolutnie niezawodne. Na rysunku 30 przedstawiono wskaźniki niezawodności określające prawdopodobieństwo niepokrycia zapotrzebowania mocy, czas trwania deficytów mocy i wartość oczekiwaną niedostarczonej energii w systemie przesyłowym. 0,002118 18,56 0,002116 18,54 400 0,002114 0,002112 0,002110 380 EUE [MW/rok] D [godz/rok] LOLP [-] 390 18,52 18,50 18,48 0,002108 18,46 0,002106 18,44 370 360 350 340 330 320 310 60 MW 800 MW 4000 MW 8000 MW 300 60 MW Moc elektrowni wiatrowych 800 MW 4000 MW 8000 MW 60 MW Moc elektrowni wiatrowych 800 MW 4000 MW 8000 MW Moc elektrowni wiatrowych Rys. 30. Prawdopodobieństwo niepokrycia zapotrzebowania mocy, czas trwania deficytów mocy i wartość oczekiwana niedostarczonej energii w systemie przesyłowym Dwa pierwsze wskaźniki praktycznie utrzymują się na stałym poziomie. Wyjątkiem jest tu model systemu, w którym przyjęto moc zainstalowaną w elektrowniach wiatrowych rzędu ok. 8000 MW. Różnica wartości wskaźników dla tego modelu świadczy o niekorzystnym wpływie bardzo dużej generacji wiatrowej zainstalowanej w systemie na poziom niezawodności zasilania w systemie przesyłowym. Wzrasta bowiem prawdopodobieństwo, że zapotrzebowanie mocy w systemie przekroczy możliwości generacyjne podsystemu wytwórczego. Zwiększa się również czas trwania takiego niekorzystnego stanu. Na rysunku 31 przedstawiono m.in. wartość oczekiwaną deficytów mocy w systemie przesyłowym. W przypadku tego wskaźnika zwiększanie mocy zainstalowanej w elektrowniach wiatrowych do stanu, w którym stanowią one znaczącą część mocy podsystemu wytwarzania, prowadzi do pogorszenia warunków zasilania energią w systemie przesyłowym. Podobnie wygląda sytuacja, jeśli chodzi o wskaźniki zawodności w dostarczeniu energii i zawodności w pokrywaniu zapotrzebowania mocy. 20,0 0,0048 19,5 0,0046 19,0 0,0044 1,55 1,50 18,0 1,40 DIU [%] EIU [%] EDU [MW/rok] 1,45 18,5 0,0042 0,0040 17,5 0,0038 17,0 0,0036 16,5 0,0034 1,35 1,30 1,25 1,20 1,15 1,10 1,05 0,0032 16,0 60 MW 800 MW 4000 MW Moc elektrowni wiatrowych 8000 MW 60 MW 800 MW 4000 MW Moc elektrowni wiatrowych 8000 MW 60 MW 800 MW 4000 MW 8000 MW Moc elektrowni wiatrowych Rys. 31. Wartość oczekiwana deficytów mocy oraz wskaźniki zawodności w dostarczeniu energii elektrycznej i w pokrywaniu zapotrzebowania mocy w systemie przesyłowym ELEKTROENERGETYKA 27 ENERGETYKA WIATROWA W POLSCE Na podstawie analizy obliczonych wskaźników należy stwierdzić, że wprowadzenie do systemu generacji wiatrowej na poziomie kilkuset megawatów i jej odpowiednie rozmieszczenie nie pogorszy niezawodności zasilania w systemie przesyłowym. Taka sytuacja wynika z faktu, że energia wyprodukowana w elektrowniach wiatrowych w większości będzie zużywana lokalnie poprawiając niezawodność zasilania odbiorców zlokalizowanych głównie w strefie wiatrowej I. Przez to nie będzie konieczności przesyłania jej w dalsze regiony kraju, zmniejszy się również wielkość energii dostarczanej z elektrowni zlokalizowanych w odleglejszych regionach kraju. Jednak dalsze zwiększanie mocy elektrowni wiatrowych doprowadzi do pogorszenia niezawodności pracy systemu przesyłowego. PODSUMOWANIE Obecnie elektrownie wiatrowe jako jedyne ze źródeł energii o charakterze odnawialnym rozwijają się bardzo dynamicznie. Specyficzny charakter pracy zdeterminowany parametrami i zmiennością wiatru powoduje, że wzajemne oddziaływanie elektrowni wiatrowych i systemu elektroenergetycznego jest inne niż w przypadku źródeł konwencjonalnych. Elektrownie wiatrowe mają wpływ na parametry, a przez to i na pracę systemu, na jakość energii elektrycznej oraz na niezawodność systemu rozumianą jako niezawodność jego zdolności do zasilania odbiorców energią elektryczną. Można przez to powiedzieć, że elektrownie wiatrowe mają wpływ na niezawodność pracy systemu elektroenergetycznego. Celowe i pożądane jest zatem prowadzenie badań dotyczących wzajemnego oddziaływania elektrowni wiatrowych i systemu elektroenergetycznego. Badania te powinny dotyczyć w szczególności zagadnień niezawodnościowych, systematycznie pomijanych, ze względu na złożoność i pracochłonność, w wykonywanych obecnie analizach wpływu planowanych elektrowni wiatrowych na system elektroenergetyczny. BIBLIOGRAFIA [1] Ackerman T., Soder L.: Wind Energy Technology and Current Status: a Review. Royal Institute of Technology. Stockholm, 2000. [2] Akhmatov V., Knudsen H., Nielsen A.H., Poulsen N.K., Pedersen J.K.: Short-Term Stability of Large Scale Wind Farms. NESA. Gentofte, 2001. [3] Bandzul W.: Wpływ elektrowni wiatrowych na niezawodność elektroenergetycznego systemu przesyłowego. Rozprawa doktorska. Politechnika Warszawska. Warszawa, 2004. [4] Giebel G.: Equalizing Effects of the Wind Energy Production in Northern Europe Determined from Reanalysis Data. Riso National Laboratory. Roskilde, 2000. [5] Jensen J.K.: Towards a Wind Energy Power Plant. Eltra. Fredericia, 2002. [6] Jonnavithula S., Billinton R.: Topological Analysis in Bulk Power System Reliability Evaluation. IEEE Transactions on Power Systems. Vol. 12, No. 1, 1997. [7] Larsson A.: The Power Quality of Wind Turbines. Chalmers University of Technology. Göteborg, 2000. [8] Manwell J.F., McGowam J.G., Rogers A.L.: Wind Energy Explained. Theory, Design and Application. John Wiley & Sons Ltd. Chichester, 2002. [9] Parsons B.K., Wan Y., Kirby B.: Wind Farm Power Fluctuations, Ancillary Services and System Operating Impact Analysis Activities in the US. National Renewable Energy Laboratory. Golden, 2001. [10] Paska J.: Jakość energii elektrycznej, niezawodność zasilania, bezpieczeństwo energetyczne. Elektroenergetyka. Nr 4, 2003. [11] Power Quality and Integration of Wind Farms in Weak Grids in India. Riso National Laboratory. Roskilde, 2000. [12] Schwartz M.N., Elliott D.L., Birn M.B., Gower G.L.: Wind Energy Resource Assessment of Poland. Pacific Northwest Laboratory. Richland, 1994. [13] Skytt A.K., Holmberg P., Juhlin L.E.: HVDC Light for Connection of Wind Farms. Second International Workshop on Transmission Networks for Off-shore Wind Farms. Royal Institute of Technology. Stockholm, 2001. [14] Sorensen P., Hansen A., Janosi L., Bech J., Bak-Jensen B.: Simulation of Interaction between Wind Farm and Power System. Riso National Laboratory. Roskilde, 2001. [15] Sozański J.: Niezawodność i jakość pracy systemu elektroenergetycznego. WNT. Warszawa, 1990. Specifications for Connecting Wind Farms to the Transmission Network. ELTRA Fredericia, 2000. [16] Transmission Reliability Evaluation for Large-Scale Systems (TRELSS). Version 5.1 User’s Manual. EPRI, Palo Alto, CA, 1997. 1001035. [17] Transmission Reliability Evaluation for Large-Scale Systems (TRELSS). Version 5.1 User's Manual. EPRI, Palo Alto, CA, 1997. 1001035. 28 ELEKTROENERGETYKA
