ENERGETYKA WIATROWAW POLSCE · energetyka wiatrowaw polsce waldemar bandzul polskie sieci elektroenergetyczne sa wpŁyw elektrowni wiatrowych na niezawodnoŚĆ pracy systemu elektroenergetycznego

ENERGETYKA WIATROWA W POLSCE

WALDEMAR BANDZULPolskie Sieci Elektroenergetyczne SA

WPŁYW ELEKTROWNI WIATROWYCH NA NIEZAWODNOŚĆPRACY SYSTEMU ELEKTROENERGETYCZNEGO

W Polsce od kilku lat nie słabnie zainteresowanie energetyką wiatrową. Operatorzy syste-mów wydali warunki przyłączenia do sieci instalacji wiatrowych o łącznej mocy kilku tysięcymegawatów. Wydanie warunków przyłączenia nie oznacza, że wszystkie planowane inwestycjezostaną zrealizowane. Jest jednak pewne, że przynajmniej część z planowanych elektrowni wia-trowych w krótszym lub dłuższym horyzoncie czasowym zacznie pracować w polskim systemieelektroenergetycznym niosąc ze sobą, obok zalet, również wiele problemów. Konieczne jest za-tem zbadanie wpływu elektrowni wiatrowych na niezawodność pracy systemu elektroenergetycz-nego. Zadanie to nie jest łatwe, gdyż zagadnienia dotyczące niezawodności systemów elektro-energetycznych należą do problemów stochastycznych, złożonych oraz wielokryterialnychi wymagają podejścia probabilistycznego, a do tej pory podstawowym stosowanym kryteriumoceny niezawodności jest popularna reguła „n-1”.

ZASOBY ENERGII WIATRU

W północnej Europie, w tym na terenie północnej Polski, występują korzystne warunki dlarozwoju energetyki wiatrowej. Na rysunku1a przedstawiono mapę Europy Północnej z dominują-cym kierunkiem i średnioroczną prędkością wiatru na wysokości 10 metrów [4].

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 1bprzedstawiono mapę z ogólnym podziałem Polski na strefy wiatrowe [12]. Kryterium podziału jestprędkość wiatru. Najlepsze warunki wiatrowe występują na północno-zachodnim obszarze Polskiobejmującym cały pas nadmorski, a także na terenach północno-wschodnich w okolicach Pojezierza

APrędkość wiatru podano w [m/s]

B

Strefa IStrefa IIStrefa IIIStrefa IV

3,5

5,5 5,56,5

6,5

3,5

4,55 5

7

3

6

5

ELEKTROENERGETYKA

POLSKIE SIECI ELEKTROENERGETYCZNE SA

ELEKTROENERGETYKA Nr 3/2005 (54)

1

Suwalskiego (strefa I). Natomiast na większości obszaru Polski istnieją tereny o nieco słabszych, leczrównież korzystnych warunkach wiatrowych (strefa II). Strefa III obejmuje obszary o niekorzystnychwarunkach wiatrowych, a strefa IV obszar wysokich gór. Najlepsze warunki wiatrowe panują naMorzu Bałtyckim, którego część przybrzeżna posiada duży potencjał energetyczny (rys.1a).Lokalizacja turbozespołów wiatrowych na morzu posiada wiele zalet. Morze charakteryzuje sięmniejszą 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 powodujewiększą efektywność wykorzystania wiejących tam wiatrów i mniejsze zużycie konstrukcji orazumożliwia stosowanie wież o mniejszych wysokościach. Dodatkowo, wiatr przybiera na sile w miaręoddalania się od brzegu, co powoduje, że morza dają więcej przestrzeni dla lokalizacji elektrowniwiatrowych. Na rysunku 2 przedstawiono porównanie stopnia wykorzystania mocy zainstalowanejdwóch duńskich elektrowni wiatrowych, morskiej (Horns Rev) i lądowej (Jylland-Fyn) [5]. Napodstawie charakterystyk nietrudno jest zauważyć, że elektrownie morskie pozwalają na bardziejefektywne wykorzystanie zasobów wiatru.

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 ener-gię elektryczną. Najbardziej istotną cechą wiatru jako źródła energii jest jego duża zmienność, prze-strzenna i czasowa.

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 parame-trów wiatru na przestrzeni wielu lat, które wynikają ze zmian klimatycznych występujących na ku-li ziemskiej i są przewidywalne. Zmienność roczna to zmiany występujące na przestrzeni poszcze-gólnych miesięcy roku, które są najczęściej powtarzalne i przewidywalne dzięki obserwacjommeteorologicznym. W Polsce najlepsze warunki wiatrowe panują w miesiącach jesienno-zimowych,

A BZmienność roczna wiatru

zmienność wiatru

150%

120%

90%

60%

30%

0%

150%

120%

90%

60%

30%

0%

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Godzina

Grudzień

Listopad

Październik

Wrzesień

Sierpień

Lipiec

Czerw

iec

Maj

Kw

iecień

Marzec

Luty

Styczeń

zapotrzebowanie mocy zmienność wiatru zapotrzebowanie mocy

Zmienność dobowa wiatru

0

20

40

60

80

100

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000

t [h]

P/P

n [%

]

E lektrownia morska – zima

E lektrownia lądowa – zima

E lektrownia morska – lato

E lektrownia lądowa – lato

8760

ELEKTROENERGETYKA


2

czyli w okresach największego zapotrzebowania na moc (rys. 3a). Zmienność dobową stanowiązmiany wynikające z codziennego cyklu pogodowego polegającego na przemieszczaniu się mas po-wietrza spowodowanego zmiennym procesem nagrzewania w ciągu dnia i ochładzania w ciągu no-cy. W Polsce lepsze warunki wiatrowe panują w ciągu dnia, natomiast nieco gorsze w nocy, przyczym zmienność dobowa wiatru jest dość dobrze skorelowana z dobowymi zmianami zapotrzebo-wania mocy (rys. 3b). Zmienność krótkoterminowa to zmiany sekundowe lub minutowe spowodo-wane frontami atmosferycznymi, podmuchami i turbulencjami wiatru. Zmienność synoptyczna jestzwiązana z przesuwaniem się ośrodków wyżowych i niżowych [3, 12].

Zmienność parametrów wiatru w przestrzeni stanowią przede wszystkim różnice występu-jące pomiędzy warunkami wiatrowymi w różnych punktach geograficznych, szorstkość terenu za-leżna od jego topografii oraz odmienne warunki panujące na różnych wysokościach nad pozio-mem 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 usta-wienia łopat θ. Na rysunku 4 przedstawiono różne charakterystyki sprawności aerodynamicznejwirnika w zależności od kształtu wirnika i liczby łopat. Sprawność aerodynamiczna największewartości osiąga w przypadku turbozespołów, których wirnik posiada dwie lub trzy łopaty [1].

Rys. 4. Sprawność aerodynamiczna wirnika w funkcji wyróżnika szybkobieżności dla różnych wirni-ków turbozespołów wiatrowych

Na moc turbozespołu wiatrowego, oprócz parametrów wiatru, duży wpływ mają parametrykonstrukcyjne, czyli np. kąt ustawienia łopat, powierzchnia omiatania wirnika, wysokość wieży.W przypadku ostatnich dwóch parametrów można zaobserwować stałą tendencję wzrostową, zwią-zaną z coraz większymi mocami turbozespołów (rys. 5).

0,1

0,5

0,4

0,3

0,2

λ

b

c

a

d eKONSTRUKCJAWIRNIKA

0 7654321 98 10

Cp

a b c

d e

ELEKTROENERGETYKA


3

Rys. 5. Wielkość turbozespołów wiatrowych w zależności od ich mocy znamionowej

Jednym z najczęściej stosowanych kryteriów podziału turbozespołów wiatrowych jest płasz-czyzna obrotu osi wirnika. Obecnie najczęściej są produkowane i eksploatowane turbozespoły o po-ziomej 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 ło-patami charakteryzują się wyższą wydajnością, natomiast jednołopatowe i dwułopatowe większąstabilnością oraz dłuższym okresem niezawodnej pracy łopat. Turbozespoły wiatrowe o pionowejosi obrotu nie znajdują szerszego zastosowania ze względu na mniejszą wydajność.

Turbozespoły wiatrowe można również podzielić stosując jako kryterium prędkość obrotowąwirnika. W turbozespołach ze stałą prędkością obrotową wirnika największą efektywność osiąga sięprzy jednej optymalnej prędkości wiatru. Często stosowane są układy z dwustopniową regulacjąprędkości uzyskiwaną przez zmianę liczby biegunów generatora. Obecnie najczęściej stosowane sąturbozespoły ze zmienną prędkością obrotową wirnika, która umożliwia płynną regulację mocy.

We wcześniej produkowanych turbozespołach wiatrowych stosowano generatory indukcyjneklatkowe. Ich wadą jest konieczność dostarczania mocy biernej, natomiast zaletą prosta konstrukcjai wysoka niezawodność. Następnie zaczęto stosować generatory indukcyjne z uzwojonym wirni-kiem. Z czasem odkryto zalety generatorów synchronicznych, szczególnie predysponowanych donapędu bezpośredniego. Generatory synchroniczne są jednak bardziej narażone na wibracje i wy-magają częstych zabiegów konserwacyjnych ze względu na uzwojenie wzbudzenia. W większościeksploatowanych obecnie turbozespołów pracują generatory indukcyjne, które pozwalają na tłumie-nie oscylacji elektromechanicznych i dzięki temu jakość produkowanej przez nie energii jest wyż-sza niż w przypadku generatorów synchronicznych, które mogą powodować kołysania elektrome-chaniczne.

W kontekście wpływu źródeł wiatrowych na parametry jakości energii elektrycznej bardzoważne są układy regulacji mocy wyjściowej turbozespołów. Generalnie można mówić o regulacjiaktywnej lub samoczynnej. Najczęściej stosuje się regulację przez zmianę kąta ustawienia łopat(ang. Pitch Regulation) i polegającą na wykorzystaniu charakterystyki aerodynamicznej łopat regu-lację mocy przez tzw. przeciąganie (ang. Stall Regulation). Bardziej zaawansowaną odmianą tejostatniej regulacji jest regulacja przez tzw. aktywne przeciąganie (ang. Active Stall Regulation),w której oprócz wykorzystywania charakterystyki aerodynamicznej łopat istnieje możliwość zmia-ny kąta ich ustawienia w ograniczonym zakresie. Regulacja przez zmianę ustawienia gondoli(ang. Yaw Control) polega na automatycznej zmianie osi obrotu wirnika prostopadle w kierunkuwiatru. Stosowana jest też regulacja przez zmianę rezystancji obciążenia (ang. Load Control) i re-gulacja polegająca na zmianie ustawienia tzw. lotek (ang. Aileron Control).

Na rysunku 6 przedstawiono najczęściej spotykane układy elektryczne turbozespołów wiatro-wych. Układ turbozespołu o stałej prędkości obrotowej z rysunku 6a jest wyposażony w generatorindukcyjny klatkowy pracujący bezpośrednio na sieć przez układ „miękkiego startu” ograniczający

20

60

40

80

100

120

140

180

160

200

220

240

Moc znamionowa [MW]

Wys

oko

ść[m

]

0,05 0,3 1,00,75 2,0 4,5 Pałac Kultury i NaukiStatuaWolności

ELEKTROENERGETYKA


4

prąd udarowy przy załączaniu turbozespołu. Turbozespół pracujący w takim układzie pobiera z ba-terii kondensatorów moc bierną niezbędną do magnesowania generatora i utrzymywania stałegowspółczynnika mocy. Układ ten wymaga współpracy z siecią sztywną i nie ma możliwości regula-cji napięcia. Bateria kondensatorów i układ „miękkiego startu” mogą być zastąpione przemienni-kiem częstotliwości (rys. 6 b). Układy tego typu zazwyczaj wykorzystują regulację mocy typu stalllub active stall i mogą pracować ze stałym współczynnikiem mocy lub uczestniczyć w regulacji na-pięcia i mocy biernej. W nowoczesnych turbozespołach najczęściej są stosowane przekształtniki ty-pu VSC (ang. Voltage Source Converter), które pozwalają na szybkie sterowanie napięciem wyjściai współczynnikiem mocy w dość szerokim zakresie zależnym od mocy przekształtnika. Przekształt-niki typu VSC mogą pracować we wszystkich ćwiartkach charakterystyki mocy, co oznacza, że mo-gą pracować jako prostownik lub falownik pobierając lub oddając w tym samym czasie energię bier-ną. Przekształtniki, szczególnie o dużych mocach, pogarszają jednak jakość napięcia, gdyż sąźródłem harmonicznych. W układach turbozespołów ze zmienną prędkością obrotową z rysunku 6 ci 6 d, w których zastosowano generator asynchroniczny pierścieniowy i przetworniki włączonew obwód wirnika najczęściej jest stosowana regulacja mocy typu pitch. Pozwala to na regulację na-pięcia i pracę ze stałym współczynnikiem mocy lub stałym poziomem mocy biernej oraz na zmniej-szenie emisji migotania i zawartości harmonicznych w przebiegach wyjściowych prądów i napięć.

Rys. 6. Układy elektryczne turbozespołów wiatrowych

Wzrost mocy znamionowej turbozespołów wiatrowych spowodował zwiększone zainteresowa-nie możliwościami jakie dają generatory synchroniczne, szczególnie wolnoobrotowe z napędem bezpo-średnim i generatory ze wzbudzeniem w postaci magnesów trwałych. Układ ze zmienną prędkością ob-rotową bez przekładni mechanicznej i wolnoobrotowym generatorem synchronicznym z magnesamistałymi jako źródłem wzbudzenia przedstawiony na rysunku 6 e jest konstrukcją, która może być ko-rzystna przy współpracy turbozespołu z siecią poprzez łącze prądu stałego. W tym układzie można sto-sować regulację typu stall, active stall i pitch. Rozwiązanie tego typu pozwala na regulację napięciai mocy biernej. Układ z rysunku 6 f z szybkoobrotowym generatorem synchronicznym, uzwojeniemwzbudzenia i prostownikiem nie jest zbyt szeroko stosowany, gdyż nie pozwala na regulację napięcia

PRZEMIENNIKCZĘSTOTLIWOŚCI

b

ELEKTRONICZNY PRZETWORNIK MOCY

c


d

PRZEKŁADNIA TRANSFORMATOR

GENERATOR

PRZEKŁADNIA

PRZEKŁADNIA

TRANSFORMATOR


GENERATOR

GENERATOR

PRZEKŁADNIA TRANSFORMATORGENERATOR

BATERIA KONDENSATORÓW

UKŁAD„MIĘKKIEGO STARTU”

a

TRANSFORMATORGENERATOR

TRANSFORMATORGENERATOR


GENERATOR



TRANSFORMATORGENERATORPRZEMIENNIK

CZĘSTOTLIWOŚCI

e

PROSTOWNIK

PROSTOWNIK

PROSTOWNIK

f

g

h

ELEKTROENERGETYKA


5

i wymaga dużej sztywności sieci, do której jest przyłączony. Częściej stosuje się układy ze zmiennąprędkością obrotową i regulacją typu pitch przedstawione na rys. 6 g i 6 h. Dzięki zastosowaniu prostow-nika i przemiennika częstotliwości pozwalają na bardzo dobrą współpracę elektrowni wiatrowej z sys-temem, 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 proble-mów. Są one m.in. związane z poprawnym prowadzeniem pracy innych jednostek wytwórczych, re-gulacją napięcia i mocy biernej, zmianą poziomu mocy zwarciowej, wpływem na pracę zabezpie-czeń, stabilnością systemu, pogorszeniem parametrów jakości energii. Duże skoncentrowanie źródełwiatrowych na pewnym obszarze może np. prowadzić do pojawienia się problemów z utrzymaniemstabilności napięciowej, zmianą rozpływów mocy w sieci i przepływów wymiany międzyobszaro-wej i międzysystemowej, powstawaniem „wąskich gardeł” w sieci rozdzielczej i przesyłowej itp.

Rys. 7. Schemat sieci przesyłowej na tle stref wiatrowych

Problemy te mogą być szczególnie zauważalne w sytuacji, gdy źródła wiatrowe są rozmieszczonew systemie w sposób nierównomierny zgodnie z warunkami geograficzno-klimatycznymi, a systemistniejący 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 lokaliza-cji, a przez to dostępności do sieci. Elektrownie wiatrowe mogą być przyłączone zarówno do sieci roz-dzielczej niskiego, średniego lub wysokiego napięcia, jak też bezpośrednio do sieci przesyłowej, przyczym do sieci przesyłowej są zazwyczaj przyłączane elektrownie o mocach znamionowych rzędu kil-kuset megawatów. Przyłączenie może być zrealizowane za pomocą linii kablowej lub napowietrznejprądu przemiennego lub stałego. Kable są wykorzystywane głównie do przyłączania morskich elek-trowni wiatrowych ze względu na utrudnienia związane z budową linii napowietrznych na morzu. Przy-kładem takiego rozwiązania może być połączenie stałoprądowe elektrowni wiatrowych z systemem

SZWECJA

NIEMCY

NIEMCY

CZECHY

SŁOWACJA

UKRAINA

BIAŁORUŚ

Legenda

220 kV

400 kV

750 kV

ELEKTROENERGETYKA


6

pracującym na Gotlandii. Jedną z często rozpatrywanych koncepcji przyłączenia elektrowni wiatro-wych do sieci jest przyłączenie za pomocą łącza prądu stałego z elementami o komutacji własnej, czy-li tzw. łącza HVDC Light. Przekształtniki typu VSC mogą pracować we wszystkich ćwiartkach charak-terystyki mocy P-Q i pozwalają na oddawanie lub pobieranie z sieci energii biernej. Umożliwiają przezto regulację napięcia w miejscu przyłączenia, a zmiany napięcia w elektrowni wiatrowej spowodowaneoperacjami łączeniowymi i niewielkimi zakłóceniami nie mają wpływu na napięcie sieci. Połączenie te-go typu również uniezależnia częstotliwość elektrowni wiatrowej od częstotliwości systemu. W przy-padku długich połączeń, zastosowanie kabla stałoprądowego eliminuje problemy związane z pojemno-ściami linii. Na rysunku 8 przedstawiono dwa warianty przyłączenia elektrowni wiatrowej do sytemu[13]. W wariancie przyłączenia grupowego parametry pracy elektrowni wiatrowej muszą być dobiera-ne pod kątem optymalnej pracy wszystkich turbozespołów. Wariant indywidualny pozwala na dobór pa-rametrów oddzielnie dla każdego turbozespołu, co znacznie zwiększa ich efektywności.

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, gdziepodmorski kabel prądu stałego współpracuje równolegle z podmorskim kablem prądu przemienne-go (rys. 9).

Rys. 9. Przyłączenie elektrowni wiatrowej do systemu za pomocą łącza HVAC-HVDC

Dla systemu mniej ważne są procesy zachodzące wewnątrz elektrowni wiatrowej. Najważ-niejsze są natomiast parametry energii wprowadzanej do sieci i możliwości całej elektrowni widzia-nej przez system w miejscu przyłączenia.

Rys. 10. Ilustracja zasady uznawania przyłączenia elektrowni wiatrowej do sieci przesyłowej

SYSTEMPRZESYŁOWY

ODBIÓR

ODBIÓR

ODBIÓR

EW 1

EW 4EW 5 EW 6

EW 7

NN/WN

EW 2

EW 3

+

-

Kabel HVDC

Kabel HVAC

Morska stacjaprzekształtnikowa

Lądowa stacjaprzekształtnikowa

SEE

Morska

elektrownia

wiatrowa

Morze Ląd

HVDCSEE

TW

TWTW

TW

HVDCSEE

TW

TW

AC AC

TW

TW

ACDC

a

b

Przyłączeniegrupowe

Przyłączenieindywidualne

ELEKTROENERGETYKA


7

Niektórzy operatorzy systemu przesyłowego uznają elektrownie wiatrowe za przyłączone dosieci przesyłowej również w przypadku, gdy przyłączenie ma miejsce w stacji po dolnej stronietransformatora NN/WN. Dodatkowy warunek jest taki, że żaden odbiorca energii nie może byćprzyłączony do sieci pomiędzy elektrownią wiatrową a transformatorem NN/WN [16]. Zasada tazostała zilustrowana na rysunku 10, zgodnie z którym do systemu przesyłowego przyłączone sąelektrownie 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 zainsta-lowanej w systemie modele wykorzystywane do prognozowania produkcji energii w źródłachwiatrowych są rozwijane i wykorzystywane od wielu lat w dyspozycjach mocy wielu operatorówsystemów. Metody prognostyczne krótkoterminowe są wykorzystywane do prognozowania wy-twarzania energii w czasie następnych 24 lub 48 godzin. Prognozy do 24 godzin są wykorzysty-wane w prowadzeniu ruchu i doborze jednostek wytwórczych centralnie dysponowanych. Nato-miast prognozy w okresie do 48 godzin są niezbędne do prawidłowego funkcjonowania rynkuenergii elektrycznej.

Rys. 11. Przykładowa struktura systemu do prognozowania wytwarzania energii w elektrowniachwiatrowych

Metody prognozowania wytwarzania energii w elektrowniach wiatrowych opierają się zarów-no na numerycznych modelach meteorologicznych oraz parametrach wiatru i generacji elektrowniwiatrowych, jak też na modelach fizycznych elektrowni wiatrowych bazujących wyłącznie na me-teorologicznych prognozach pogody dla danej lokalizacji. Jako dane wejściowe dla tych modeli,oprócz zmierzonej mocy wyjściowej elektrowni, wykorzystuje się między innymi temperaturę i wil-gotność powietrza, ciśnienie atmosferyczne oraz kierunek i prędkość wiatru dla danej lokalizacjielektrowni wiatrowej zmierzone za pomocą masztów pomiarowych i przesyłane do centralnej bazydanych z którą współpracuje oprogramowanie prognostyczne (rys. 11).

USŁUGI SYSTEMOWE

W związku z tym, że udział energetyki wiatrowej w produkcji energii stale rośnie, koniecznejest zwiększenie możliwości regulacyjnych elektrowni wiatrowych i przystosowanie ich do bardziejinterwencyjnej współpracy z systemem. Udział małych elektrowni wiatrowych przyłączonych dosieci średniego napięcia w dostarczaniu usług regulacyjnych jest obecnie praktycznie niemożliwy.Najczęściej stosowana strategia polega na wyłączaniu elektrowni wiatrowych w przypadku wystą-pienia bliskiego zwarcia w sieci. W przypadku dużych elektrowni wiatrowych takie działania pro-

TRANSMISJA DANYCH

moc

EW 2

SZTUCZNESIECI

NEURONOWE

1 400

1 200

1 000

800

600

400

200

prognoza

Godzina

00:00 03:00 06:00 09:00 12:00 15:00 18:00 21:00 24:00

Mo

c [M

W]

pomiar

EW 3

EW 4

EW ...on-

line

czas

temp. i ciś.powietrza

prędkośćwiatru

kierunekwiatru

...

NUMERYCZNA

PROGNOZA

POGODY

EW 1

ELEKTROENERGETYKA


8

wadzą zazwyczaj do utraty stabilności napięciowej. Zatem oczywisty jest fakt, że elektrownia wia-trowa o dużej mocy zainstalowanej powinna uczestniczyć w działaniach regulacyjnych. W czasiewystąpienia np. ograniczeń zdolności przesyłowych sieci, elektrownia wiatrowa powinna mieć moż-liwość pracy przy zmniejszonej generacji mocy, przy czym wytwarzanie nie powinno przekraczaćustawionego poziomu mocy. Postęp technologiczny w dziedzinie energetyki wiatrowej pozwala jużobecnie na zastosowanie takich układów regulacji i sterowania, które były do tej pory stosowanegłównie w elektrowniach konwencjonalnych. Dzięki temu elektrownie wiatrowe będą mogły praco-wać w trybie podobnym do źródeł konwencjonalnych i będą zdolne do uczestniczenia w regulacjimocy, częstotliwości i napięcia. Zdolnościami regulacyjnymi dysponują przede wszystkim elek-trownie wiatrowe składające się z turbozespołów o zmiennej prędkości obrotowej i regulowanymkącie ustawienia łopat, elektrownie oddające energię poprzez przekształtniki i elektrownie przyłą-czone do sieci za pomocą łącza prądu stałego. Nowoczesna elektrownia wiatrowa o dużej mocy po-winna 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 sys-

temie.

Rys. 12. Funkcje regulacyjne elektrowni wiatrowej

Operator systemu może również wymagać zainstalowania dodatkowych układów regulacjipozwalających np. na uczestnictwo elektrowni wiatrowych w regulacji mocy i częstotliwości.Szczególnie elektrownie wiatrowe o dużych mocach, posiadające nowoczesne układy regulacji mo-cy i systemy sterowania mogą ograniczać własną generację lub mogą być szybko odstawiane w ce-lu regulacji częstotliwości. W przypadku stałej pracy elektrowni wiatrowej przy generacji poniżejmocy znamionowej może ona w sytuacjach awaryjnych uczestniczyć w regulacji zarówno przez ob-niżenie, jak i przez zwiększenie generacji mocy. Pożądany efekt można uzyskać przez wyłączaniei załączanie określonej liczby turbozespołów lub przez zmniejszanie i zwiększanie generacjiwszystkich pracujących w ramach elektrowni turbozespołów, przy czym ze względu na krótsze cza-sy reakcji bardziej wskazane jest to drugie rozwiązanie. Regulacji powinna również podlegać szyb-kość zwiększania lub zmniejszania poziomu mocy wyjściowej elektrowni wiatrowej.

SYSTEM ELEKTROENERGETYCZNY

Rozpływ mocy

Analizę rozpływową wykonuje się w celu zbadania wpływu elektrowni wiatrowych na ob-ciążenie elementów badanego systemu i straty mocy oraz w celu oceny poziomów napięć w wę-złach sieci. Obliczenia rozpływowe stanowią punkt wyjścia do wykonania pozostałych analiz. Są

zdolności wytwórcze elektrowni wiatrowej

ograniczenie generacjiograniczenie przyrostu

rezerwa mocy

120

100

80

60

40

20

00

Czas [min]

Mo

c [M

W]

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120

ELEKTROENERGETYKA


9

też pomocne do określenia maksymalnej wielkości mocy elektrowni wiatrowych możliwej do za-instalowania w systemie z uwzględnieniem występujących ograniczeń zdolności przesyłowych ist-niejącej sieci.

Rys. 13. Obciążenie wybranych linii w zależności od poziomu mocy zainstalowanej elektrowni wiatrowychw systemie

Na rysunkach 13 i 14 przedstawiono wyniki analizy wpływu pracy elektrowni wiatrowychprzyłączonych do KSE w węzłach zlokalizowanych na obszarach o najkorzystniejszych warunkachdla rozwoju energetyki wiatrowej na rozpływy mocy w sieci oraz na obciążalność wybranych ele-mentów sieci przesyłowej i rozdzielczej. Przedstawione wyniki dotyczą obliczeń wykonanych dlamodeli systemu przy maksymalnym zapotrzebowaniu mocy i maksymalnej generacji mocy elek-trowni wiatrowych.

Rys. 14. Obciążenie wybranych transformatorów w zależności od poziomu mocy zainstalowanej elektrowniwiatrowych w systemie

Na podstawie przedstawionych charakterystyk należy stwierdzić, że w chwili obecnej ob-ciążenie elementów sieci przesyłowej na obszarach o dobrych warunkach wiatrowych w normal-nych stanach pracy systemu nie jest zbyt duże. Jednak praca znacznej liczby elektrowni wiatro-wych może zasadniczo wpłynąć na zwiększenie obciążenia elementów nie tylko sieciprzesyłowej, ale również sieci rozdzielczej. W stanach awaryjnych mogą nawet wystąpić prze-kroczenia dopuszczalnych poziomów obciążeń elementów. Charakterystyki pokazują, że w przy-padku, kiedy łączna moc elektrowni wiatrowych wyniesie kilkaset megawatów, przy generalnym

-80%

-60%

-40%

-20%

0%

20%

40%

60%

80%

G R U AT400/220 kV

KR A AT400/220 kV

DUN T2400/110 kV

G BL T2400/110 kV

S LK T1400/110 kV

S LK T2400/110 kV

ZR C T1400/110 kV

ZR C T3400/110 kV

G DA T1220/110 kV

G DA T2220/110 kV

G DA T3220/110 kV

G R U T1220/110 kV

KR A T1220/110 kV

ZYD T1220/110 kV

ZYD T2220/110 kV

Transformator

Poz

iom

obc

iąże

nia

[%

]

Łączna moc E W ok. 60 MW Łączna moc E W ok. 800 MW Łączna moc E W ok. 4000 MW

-80%

-60%

-40%

-20%

0%

20%

40%

60%

80%

GBL-ZR C400 kV

PLO-GR U400 kV

GBL-GR U400 kV

S LK-DUN400 kV

KR A-PLE400 kV

KR A-DUN400 kV

ZYD-PKW220 kV

ZYD-GDA220 kV

DUN-ZYD220 kV

JAS -GDA220 kV

JAS -GR U220 kV

KAR -GOS110 kV

R E D-R UM110 kV

ZR C-W E J110 kV

Linia

Poz

iom

obc

iąże

nia

[%

]

Łączna moc E W ok. 60 MW Łączna moc E W ok. 800 MW Łączna moc E W ok. 4000 MW

ELEKTROENERGETYKA


10

zwiększeniu obciążenia elementów sieci, zmniejszy się obciążenie linii przesyłowych służącychdo dostarczania energii z elektrowni zlokalizowanych w głębi kraju. Natomiast w przypadkuprzyłączenia do systemu kilku tysięcy megawatów scentralizowanych na północy kraju nadmiarenergii, która nie zostanie wykorzystana przez niezbyt liczne na tym obszarze odbiory będziedostarczana w przeciwnym kierunku, czyli z deficytowego obecnie obszaru północnego do cen-trum kraju. Zmiana kierunku przepływu energii wystąpi również w kilku transformatorach zain-stalowanych w stacjach łączących system przesyłowy z systemami rozdzielczymi. Przy wyso-kim poziomie generacji elektrowni wiatrowych energia będzie w tych stacjach wprowadzanaz sieci rozdzielczej do sieci przesyłowej. Zatem praca elektrowni wiatrowych w systemie możespowodować znaczącą zmianę rozpływów mocy, które ze względu na generację turbozespołówwiatrowych mogą charakteryzować się dużą zmiennością wielkości mocy oraz zmiennością kie-runków jej przepływu.

Straty mocy

Wpływ elektrowni wiatrowych na straty mocy może mieć nieco odmienny charakter niżw przypadku elektrowni konwencjonalnych. Gdy energia produkowana w małych i średnichelektrowniach wiatrowych jest zużywana przez lokalnych odbiorców, zmniejszają się straty mo-cy w sieci przesyłowej. Odmienna sytuacja występuje w przypadku elektrowni wiatrowych o du-żych mocach. Przy niskim poziomie generacji z powodu słabszych parametrów wiatru produko-wana energia jest najczęściej zużywana lokalnie. Dzięki temu straty mocy w sieci przesyłoweji całym systemie nieznacznie się zmniejszają, szczególnie w szczycie obciążenia. Przy wysokiejgeneracji produkcja elektrowni wiatrowej nie będzie mogła zostać w całości wykorzystana lo-kalnie i konieczne będzie przesłanie pozostałej części w dalsze regiony kraju za pomocą sieciprzesyłowej. W tej sytuacji straty mocy zwiększą się, przy czym dynamika wzrostu będzie innaw szczycie i dolinie obciążenia. Generalnie w dolinie obciążenia przyrost strat mocy w wynikuzwiększającej się generacji elektrowni wiatrowych będzie wyższy niż w szczycie. Interesującyprzykład przedstawia rysunek 15, gdzie w dolinie obciążenia straty mocy zmniejszają sięw większym stopniu niż w szczycie, a ich przyrost przy zwiększającej się generacji elektrowniwiatrowych jest nieznaczny. Przyczyną tej sytuacji jest praca pompowa elektrowni szczytowo--pompowej, która zużywa znaczną część energii produkowanej przez elektrownie wiatrowe zlo-kalizowane w jej pobliżu.

Rys. 15. Symulacja wpływu elektrowni wiatrowych przyłączonych do wybranej stacji zlokalizowanej naobszarze o korzystnych warunkach wiatrowych na straty mocy (MP – miejsce przyłączenia – sieć 110lub 220 kV)

Zmiany strat mocy w funkcji zmiennej generacji mocy planowanych elektrowni wiatrowycho łącznej mocy znamionowej ok. 4000 MW przedstawiono na rysunku 16.

0,0%

-0,5%

-1,0%

-1,5%

-2,0%

-2,5%

-3,0%

-3,5%

-4,0%0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500

Moc czynna [MW]

maks. zapotrzebowanie

Zm

iana

str

at m

ocy

[%

]

KSP (MP-220 kV)KSP (MP-110 kV)

KSE (MP-220 kV)KSE (MP-110 kV)

110 kV (MP-220 kV)110 kV (MP-110 kV)

0,0%

-0,5%

-1,0%

-1,5%

-2,0%

-2,5%

-3,0%

-3,5%

-4,0%0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500

Moc czynna [MW]

min. zapotrzebowanie

Zm

iana

str

at m

ocy

[%]

KSP (MP-220 kV)KSP (MP-110 kV)

KSE (MP-220 kV)KSE (MP-110 kV)

110 kV (MP-220 kV)110 kV (MP-110 kV)

ELEKTROENERGETYKA


11

Rys. 16. Straty mocy w KSE w funkcji maksymalnej generacji mocy elektrowni wiatrowych

Wyniki obliczeń potwierdzają tezę o wzroście strat sieciowych powyżej pewnego poziomumocy generowanej przez elektrownie wiatrowe. Pozytywnym aspektem jest to, że krzywa zapotrze-bowania mocy w KSE jest dobrze skorelowana z warunkami atmosferycznymi, tzn. prędkość wia-tru jest największa w ciągu dnia i w miesiącach jesienno-zimowych, gdy zapotrzebowanie mocy jestnajwiększe.

MOC ZWARCIOWA

Przyłączenie elektrowni wiatrowej do sieci może skutkować zmianą poziomu mocy zwar-ciowej, która determinuje zachowanie systemu w stanach zakłóceniowych. Moc zwarciowa wpły-wa na stabilność statyczną i dynamiczną oraz sztywność systemu, a przez to na pewność zasilaniaodbiorców i jakość energii. Wpływ elektrowni wiatrowej na poziom mocy zwarciowej zależyprzede wszystkim od typu turbozespołów. Szczególnie elektrownie wiatrowe zawierające turboze-społy z generatorami indukcyjnymi, których wprowadzenie do systemu powoduje odstawianie ge-neracji konwencjonalnej z generatorami synchronicznymi, mogą mieć duży wpływ na parametryzwarciowe. Turbozespoły z generatorami indukcyjnymi zasilanymi dwustronnie ze stałą prędko-ścią obrotową bezpośrednio przyłączone do sieci mają podobny wpływ na sieć jak turbozespoły zezwykłymi generatorami indukcyjnymi. Natomiast oddziaływanie turbozespołów ze zmienną pręd-kością i przekształtnikiem w obwodzie głównym jest stosunkowo niewielkie i krótkotrwałe. Tur-bozespoły wyposażone w generatory synchroniczne i przekształtniki generują prądy zwarcioweo niższej wartości niż turbozespoły z generatorami indukcyjnymi. Prądy zwarciowe są w takimprzypadku krótkotrwałe i zależą głównie od parametrów przekształtnika. Wpływ elektrowni wia-trowych na poziom mocy i prądów zwarciowych w sieci jest również związany z ewentualnym wy-cofywaniem bloków elektrowni systemowych w wyniku dużego przyrostu mocy w źródłach wia-trowych. Szczególnie w dolinie obciążenia i dużej generacji elektrowni wiatrowych przyłączonychdo sytemu rozdzielczego może występować zmniejszenie poziomu mocy zwarciowej w węzłachsystemu przesyłowego.

W analizach związanych z oceną wpływu źródeł wiatrowych na system często wykorzysty-wany jest tzw. współczynnik zwarcia zdefiniowany jako stosunek mocy zwarciowej w miejscu przy-łączenia elektrowni wiatrowej do sieci do mocy znamionowej tej elektrowni. Współczynnik zwar-cia odzwierciedla sztywność sieci w stosunku do przyłączonej elektrowni wiatrowej. Im wyższa jestwartość współczynnika zwarcia tym sieć jest sztywniejsza, a przez to bardziej odporna na oddzia-ływanie 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.

600

500

400

300

200

100

00% 20% 40% 60% 80% 100%

P/Pn[%]

Zapotrzebowanie minimalne Zapotrzebowanie maksymalne

P [

MW

]

KSP 110 kV KSE

600

500

400

300

200

100

00% 20% 40% 60% 80% 100%

P/Pn[%]

P [

MW

]

KSP 110 kV KSE

ELEKTROENERGETYKA


12

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 na-stępuje odstawianie jednostek z generatorami synchronicznymi i w konsekwencji ograniczeniezdolności regulacyjnych mocy biernej. Szczególnie w przypadku, gdy generacja wiatrowa jestw większości zlokalizowana na obszarach oddalonych od miejsc koncentracji jednostek konwen-cjonalnych. Skutkiem powyższego są zbyt wysokie napięcia w węzłach sieci przesyłowej. Mogąbyć one obniżone za pomocą regulacji przekładni transformatorów i regulowanych dławików lubpoprzez wyłączanie linii przesyłowych. To ostatnie prowadzi jednak do obniżenia niezawodno-ści pracy systemu.

Większość małych i średnich elektrowni wiatrowych nie posiada lub posiada ograniczonezdolności regulacji i najczęściej pracuje przy współczynniku mocy bliskim jedności. Wadą genera-torów indukcyjnych jest pobór mocy biernej, z czego wynika potrzeba kompensacji mocy biernej zapomocą baterii kondensatorów i dławików. W przypadku generatorów indukcyjnych dwustronniezasilanych nie ma takiej potrzeby, gdyż mogą one zarówno pobierać, jak i oddawać moc bierną dosieci. Bezpośrednio w regulacji napięcia i mocy biernej mogą również uczestniczyć generatory syn-chroniczne z przetwornikami. Regulacja napięcia i mocy biernej może być zrealizowana w sposóbindywidualny przez pojedynczy turbozespół wchodzący w skład elektrowni lub centralnie w stacjiprzyelektrownianej lub w miejscu przyłączenia do sieci.

Ważnym problemem jest kompensacja pojemności kabli łączących turbozespoły z sie-cią wewnętrzną lub kabla łączącego elektrownię wiatrową z siecią zewnętrzną oraz elimina-cja wpływu pojemności napowietrznych linii przesyłowych na poziomy napięć w niskich sta-nach obciążenia. Kompensacja mocy biernej niekoniecznie musi mieć miejsce wewnątrzelektrowni wiatrowej. Równie dobrym rozwiązaniem jest kompensacja w miejscu przyłącze-nia do sieci. Szczególnie w przypadku przyłączenia elektrowni za pomocą kabla prądu prze-miennego będącego źródłem mocy biernej, która może bilansować się z mocą bierną elek-trowni. Do kompensacji mocy biernej stosuje się działania polegające na odpowiednimprowadzeniu ruchu oraz instalowaniu urządzeń technicznych, takich jak regulowane dławikii baterie kondensatorów oraz urządzenia energoelektroniczne. Przykładowo duński operatorsystemu przesyłowego Eltra zainstalował w elektrowni wiatrowej Rejsby Hede kompensatoro mocy 8 MVA. Urządzenie to pozwala na płynną regulację napięcia i mocy biernej w miej-scu przyłączenia do sieci, choć regulacja napięcia akurat w tym miejscu odgrywa małą rolęze względu na dużą sztywność sieci.

Stabilność

Dynamiczny rozwój energetyki wiatrowej powoduje ograniczanie generacji i odstawia-nie jednostek konwencjonalnych. Przy niskiej prędkości wiatru ograniczenie produkcji ener-gii występuje również w elektrowniach wiatrowych, a co za tym idzie pojawiają się problemyz regulacją mocy w systemie. Im większy udział źródeł wiatrowych w systemie, tym większeproblemy z bilansowaniem. W przypadku znacznego udziału generacji wiatrowej zlokalizowa-nej na ograniczonym obszarze w całkowitej mocy wytwórczej, przy niekorzystnych zjawi-skach atmosferycznych na tym obszarze, zmiana generacji mocy elektrowni wiatrowych tamzlokalizowanych może prowadzić do zachwiania stabilności systemu. Problematyka stabilno-ści jest tym bardziej ważna, gdy duża część pracujących elektrowni wiatrowych składa sięz generatorów indukcyjnych i jest przyłączona do sieci średnich napięć, czyli praktycznie sta-nowi obciążenie ujemne, które w czasie zwarć może zostać nagle wyłączone i przez to możepogłębiać stan awaryjny.

ELEKTROENERGETYKA


13

Rys. 17. Przebiegi napięcia i mocy wyjściowej wybranych turbozespołów wchodzących w skład elektrowniwiatrowej po wystąpieniu zwarcia w sieci

Dotychczas najczęściej stosowaną metodą ochrony systemu po wystąpieniu zwarcia powodu-jącego zanik lub znaczne obniżenie napięcia było wyłączenie elektrowni wiatrowej i jej ponowneuruchomienie po likwidacji zwarcia. Na rysunku 17 zostały przedstawione przebiegi napięcia i mo-cy wyjściowej wybranych turbozespołów elektrowni wiatrowej po wystąpieniu zwarcia w systemie[2]. Przebiegi wyjściowe turbozespołów po wystąpieniu zakłócenia mogą mieć silnie oscylacyjnycharakter (rys. 17a). Dlatego w stanach pozwarciowych turbozespoły mogą zostać wyłączone nietylko przez zabezpieczenia podnapięciowe, ale też przez inne rodzaje zabezpieczeń. Prowadzi to doutraty zdolności wytwórczych w systemie i pogorszenia warunków utrzymania stabilności. Popra-wę stabilności można uzyskać np. dzięki zastosowaniu układów typu FACTS.

Obecnie coraz częściej wymaga się, aby po wystąpieniu zwarcia w sieci elektrownia wiatro-wa utrzymała się, przy pewnym ograniczeniu mocy, w stanie pracy. Na rysunku 17b przedstawionoprzebiegi napięcia i mocy wyjściowej, po wystąpieniu zwarcia w sieci, wybranych turbozespołówelektrowni wiatrowej. Wymaganie dotyczące utrzymania się w stanie pracy nie dotyczy elektrowniwiatrowych posiadających tradycyjne generatory indukcyjne, które w stanach niskiego napięciazwiększają pobór mocy biernej, przez co pogłębiają stany zakłóceniowe.

JAKOŚĆ ENERGII ELEKTRYCZNEJ

Elektrownie wiatrowe mogą mieć znaczący wpływ na jakość energii elektrycznej. Stopień te-go wpływu zależy od wzajemnego oddziaływania elektrowni wiatrowej i systemu. Parametry jako-ści energii wytwarzanej przez elektrownię wiatrową i wprowadzanej do sieci są zdeterminowanegłównie przez typ turbozespołów zainstalowanych w tej elektrowni. Szczególnie ważny jest rodzajukładu elektrycznego i typ regulacji mocy wyjściowej. Duże znaczenie ma również różnorodnośći liczba turbozespołów wchodzących w skład elektrowni, a także ich rozmieszczenie geograficzne.Wpływ elektrowni wiatrowej na jakość energii elektrycznej jest w dużym stopniu uzależniony odpoziomu mocy zwarciowej w miejscu przyłączenia elektrowni do sieci.

Zmienność generacji

Zmienność mocy wyjściowej elektrowni wiatrowych jest spowodowana głównie zmiennościąprędkości wiatru w czasie, niejednorodnością wiatru i przesłanianiem wiatru przez wieże turbozespo-

0 5

01,

20

3

01,

20

3

t [s] t [5] 0 10t [5]

0 5t [s]

2 MW

1,5 MW

2 MW

1,5 MW

0 10t [s]

a) Wyłączenie EW po wystąpieniu zwarcia

Wyłączenie poszczególnych TW przezzabezpieczenia podnapięciowe

Oscylacja mocy wyjściowejZwarcieZwarcie

b) Praca EW po wystąpieniu zwarcia

U/U

n [-

]P

[M

W]

U/U

n [-

]P

[M

W]

ELEKTROENERGETYKA


14

łów. Zmiany prędkości wiatru w sposób znaczący wpływają na zmienność generacji mocy wyjściowejwszystkich typów turbozespołów wiatrowych. Natomiast niejednorodność wiatru i efekt przesłanianiawiatru przez wieżę mają negatywny wpływ głównie na turbozespoły o stałej prędkości obrotowej.

W przypadku składowej zmienności mocy spowodowanej przesłanianiem wiatru przez wieżęczęstotliwość 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 ob-rotu wirnika, czyli przy minięciu wieży przez każdą z łopat. Zmienność ta, występująca w zakresieczęstotliwości 1÷2 Hz, może wynosić nawet do 20% mocy znamionowej turbozespołu. W turboze-społach z regulacją kąta ustawienia łopat, wahania mocy mogą być również spowodowane ograni-czonym zakresem regulacji. Największe wahania mocy występują przy generacji na poziomie mo-cy znamionowej turbozespołu w zakresie największych prędkości wiatru, co wynika z faktu, żezmienność prędkości wiatru wzrasta wraz prędkością. W przeciwieństwie do pojedynczego turbo-zespołu, którego moc wyjściowa może ulegać bardzo szybkim zmianom, w przypadku całej elek-trowni szybkozmienne wahania mocy pojedynczych turbozespołów kompensują się wzajemnie i su-maryczna zmienność wahań sekundowych odgrywa mniejszą rolę a większe znaczenie mazmienność minutowa i godzinowa (rys. 18a) oraz dobowa (rys. 18b) [9].

Rys. 18. Godzinowa (a) i dobowa (b) zmienność mocy elektrowni wiatrowej

Zmienność wiatru w czasie i przestrzeni powoduje problemy związane z bilansowaniemi prowadzeniem ruchu w systemie. Ma też duży wpływ na jakość energii produkowanej przez źró-dła wiatrowe. Problemy te mogą występować nawet w ramach jednej elektrowni wiatrowej, w przy-padku jeśli jest ona zlokalizowana na niewielkim obszarze o podobnej charakterystyce warunkówwiatrowych. Do zapewnienia optymalnej lokalizacji elektrowni wiatrowej na danym terenie są wy-korzystywane modele meteorologiczne.

ZMIENNOŚĆ NAPIĘCIA

Wszystkie typy turbozespołów mają wpływ na zmienność napięcia. Wahania napięcia w sie-ci związane z pracą elektrowni wiatrowych wynikają głównie z szybkiej zmienności generacji mo-cy czynnej w czasie normalnej pracy i w czasie operacji łączeniowych wykonywanych wewnątrzelektrowni. Z kolei szybkozmienne wahania generacji mocy elektrowni wynikają ze zmiennościczasowej i geograficznej parametrów wiatru. Zmienność napięcia w miejscu przyłączenia elektrow-ni do sieci wyznacza się na podstawie poziomu napięcia, zmienności mocy czynnej i biernej, pozio-mu mocy zwarciowej i stosunku rezystancji zwarciowej do reaktancji zwarciowej.

Załączanie turbozespołów wiatrowych może spowodować kilkusekundowe obniżenie pozio-mu napięcia. Znając parametry turbozespołu i wartość dopuszczalną zmiany napięcia w czasie ope-racji łączeniowych można określić minimalną wymaganą moc zwarciową w miejscu przyłączeniado sieci pojedynczego turbozespołu wiatrowego. Przykładowo dla turbozespołu o mocy 2,5 MWminimalna moc zwarciowa, ze względu na kryterium dopuszczalnej zmiany napięcia, powinna wy-nosić ok. 143 MVA wg norm IEC i 215 MVA wg IRiESP. W przypadku przyłączenia elektrowni

Minuta

Mo

c [M

W]

Prę

dko

ść w

iatr

u [m

/s]

Prę

dko

ść w

iatr

u [m

/s]

Mo

c [M

W]

a) Zmienność godzinowa

Elektrownia wiatrowaPrędkość wiatruGrupa 1Grupa 2Grupa 3Grupa 4

9,0

8,0

7,0

6,0

5,0

4,0

3,0

2,0

1,0

0,0

b) Zmienność dobowa

Godzina

ELEKTROENERGETYKA


15

wiatrowej do sieci przesyłowej charakteryzującej się wysokim poziomem mocy zwarciowej nie bę-dzie problemu z dotrzymaniem tego warunku. Problemy mogą się pojawić w niektórych przypad-kach przyłączenia do sieci rozdzielczej w rozdzielniach o niskim poziomie mocy zwarciowej. Takasytuacja może mieć miejsce np. w kilku rozdzielniach 110 kV na obszarach północno-wschodnich.

Odchylenia napięcia, zaliczające się do stanów ustalonych, są spowodowane przede wszystkimzmiennością krzywej obciążenia systemu i wolnymi zmianami poziomu generacji elektrowni wiatrowychw zależności od prędkości wiatru. Zmienna praca elektrowni wiatrowych wpływa na zmianę rozpływówmocy 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 ustalo-nym w miejscu przyłączenia do sieci elektrowni wiatrowej o mocy 100 MW w funkcji zmiennej ge-neracji mocy tej elektrowni. Obliczenia wykonano dla modelu systemu bez uwzględnienia innychźródeł wiatrowych w pobliżu badanej elektrowni. Ponadto przyjęto założenie, że moc bierna jestskompensowana w obrębie elektrowni. Jak widać na rysunku wzrost napięcia spowodowany zwięk-szoną generacją mocy elektrowni wiatrowej w miejscu przyłączenia do sieci nie jest zbyt duży, na-wet bez regulacji przekładni transformatora.

Rys. 19. Symulacja zmienności napięcia w funkcji zmiennej generacji mocy elektrowni wiatrowejprzyłączonej do badanej rozdzielni 220 kV

Na rysunku 20 przedstawiono przykładowe zmienności napięcia w odniesieniu do napięciaznamionowego na szynach dwóch wybranych rozdzielni 220 kV w funkcji zmiennej generacji mo-cy elektrowni wiatrowych o mocy ok. 2000 MW zlokalizowanych w strefach wiatrowych I i II. Jakwidać na rysunku, w przypadku dużego wzrostu mocy zainstalowanej w elektrowniach wiatrowychna danym obszarze, wzrost napięcia na szynach badanych rozdzielni 220 kV jest znaczący, szcze-gólnie dla modelu minimalnego zapotrzebowania mocy. Małe zapotrzebowanie mocy skutkuje du-żą generacją mocy biernej pojemnościowej przez mało obciążone linie przesyłowe. To z kolei jestprzyczyną występowania wysokich napięć w sieci przesyłowej. Zatem generacja wiatrowa odciąża-jąc sieci przesyłowe może pogłębiać problemy napięciowe.

Rys. 20. Odchylenia napięcia na szynach wybranych rozdzielni w funkcji zmiennej generacji mocyelektrowni wiatrowych o mocy znamionowej ok. 2000 MW odniesione do napięcia znamionowego

0

2

4

6

8

10

12

14

16

0 1 0 2 0 3 0 4 0 5 0 6 0 7 0 8 0 9 0 100

P/Pn [%]

U[%

]

R ozdzielnia A 220 kV - min. zapot.

R ozdzielnia B 220 kV - min. zapot.

R ozdzielnia A 220 kV - maks. zapot.

R ozdzielnia A 220 kV - maks. zapot.

0,0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

P/Pn [%]

U[%

]

min. zapot. - bez reg. TR

min. zapot. - z reg. TR

maks. zapot. - bez reg. TR

maks. zapot. - z reg. TR

ELEKTROENERGETYKA


16

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 dużejliczby turbozespołów wiatrowych bez możliwości regulacji mocy biernej. Ma to głównie miejscew 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 ge-neratorów, załączanie i wyłączanie turbozespołów. Zjawisko migotania może być również spowo-dowane zawartością harmonicznych w przebiegach napięć i prądów. Duże znaczenie w przypadkumigotania ma poziom mocy zwarciowej oraz stosunek rezystancji i reaktancji zwarcia w miejscuprzyłączenia do sieci.

Zjawisko migotania podczas ciągłej pracy elektrowni wiatrowej jest spowodowane szybko-zmiennymi wahaniami mocy mającymi źródło w zmiennej prędkości wiatru, przesłanianiu wiatruprzez wieżę oraz we właściwościach konstrukcyjnych turbozespołów. Z tego powodu większymźródłem migotania są turbozespoły ze stałą prędkością obrotową. Zastosowanie turbozespołów zezmienną prędkością obrotową pozwala na znaczną redukcję pulsacji mocy spowodowanej zmienno-ścią wiatru. Emisja migotania wzrasta wraz ze zwiększaniem się prędkości wiatru i to zarównow przypadku turbozespołów ze stałą, jak i zmienną prędkością obrotowa. Jest to spowodowanewiększymi turbulencjami, które wzrastają wraz ze wzrostem prędkości wiatru. Jednak w przypadkuturbozespołów ze zmienną prędkością obrotową wzrost emisji migotania jest w przybliżeniu trzy ra-zy mniejszy. Dodatkowo, po osiągnięciu mocy znamionowej, system regulacji wygładza wahaniamocy wyjściowej, co pozwala na ograniczenie migotania.

Źródłem wahań napięcia i emisji migotania są również operacje łączeniowe wewnątrz elek-trowni wiatrowej, a zwłaszcza załączanie i wyłączanie turbozespołów oraz zmiany konfiguracji sie-ci wewnętrznej. Skutki wynikające z załączania turbozespołów różnią się w zależności od tego czysą to turbozespoły ze stałą czy zmienną prędkością obrotową wirnika. Generalnie bardziej płynnieodbywa się załączanie turbozespołów ze zmienną prędkością, które są mniejszym źródłem emisjimigotania niż turbozespoły ze stałą prędkością.

W przypadku przyłączenia do sieci większej liczby turbozespołów w ramach jednej elektrow-ni wiatrowej przyrost wartości wskaźników migotania dla pracy ciągłej i dla operacji łączeniowychjest mniejszy niż wynikałoby to z ich zwykłego sumowania. Ponadto dynamika tego przyrostu jestróżna 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 wzrostwskaźnika 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 skorelowanew czasie i nie występują jednocześnie we wszystkich turbozespołach, co w konsekwencji prowadzido złagodzenia zjawiska migotania w skali całej elektrowni [3, 7, 14].

Rys. 21. Względna zmiana wskaźnika migotania w funkcji liczby turbozespołów wiatrowych

0

2

4

6

8

10

Liczba turbozespołów wiatrowych

Plt

praca ciągła operacje łączeniowe

10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

ELEKTROENERGETYKA


17

Zasadniczy wpływ na emisję migotania turbozespołów o zmiennej prędkości obrotowej mają ope-racje łączeniowe. Mniejsze znaczenie ma emisja migotania występująca przy pracy ciągłej, co osiągnię-to dzięki zastosowaniu nowoczesnych systemów regulacji i sterowania pozwalających na łagodzenieefektów zmienności mocy. Działania te powodują, że przyłączenie do sieci elektrowni wiatrowych naweto znacznych mocach nie spowoduje przekroczenia dopuszczalnych poziomów emisji migotania. Jest torównież zasługą odpowiednich wartości mocy zwarciowej w planowanych miejscach przyłączenia.

Rys. 22. Wpływ zmiany liczby operacji łączeniowych wewnątrz elektrowni wiatrowej na zmianę wartościwskaźnika migotania

Jeśli obliczone wskaźniki emisji migotania przekraczają limity ustalone dla danego miejsca przy-łączenia należy zastosować środki zapobiegawcze. Najprostszym rozwiązaniem jest zastosowanie inne-go typu turbozespołów o mniejszej wartości wskaźnika migotania i krokowego wskaźnika migotanialub turbozespołów o niższych prędkościach załączania i wyższych prędkościach wyłączania. Jeżeli roz-wiązanie to jest niemożliwe, należy zmienić ustawienia układów sterowania tak, aby zredukować licz-bę turbozespołów załączanych do pracy jednocześnie w celu zmniejszenia liczby operacji łączenio-wych. Efekt zmiany liczby operacji łączeniowych przedstawiono na rysunku 22. I tak np. zmniejszenieliczby operacji łączeniowych o 10% pozwala na redukcję wskaźnika migotania o ok. 3%.

Harmoniczne

Ważnym problemem dotyczącym jakości energii elektrycznej związanym z pracą źródeł wia-trowych jest odkształcenie krzywej napięcia i prądu. W przypadku elektrowni wiatrowych źródłemgeneracji harmonicznych mogą być generatory, układy „miękkiego startu”, przekształtniki, dławikii przełączalne baterie kondensatorów.

Do oceny zawartości wyższych harmonicznych w przebiegach napięć i prądów jest stosowa-ny współczynnik całkowitej zawartości harmonicznych THD (ang. Total Harmonic Distortion). Ma-ła wartość współczynnika THD sygnalizuje niską zawartość wyższych harmonicznych w przebie-gach napięć lub prądów. Jeśli chodzi o wyższe harmoniczne napięcia generowane przez źródławiatrowe, to według niektórych źródeł znaczącą rolę odgrywają wyłącznie harmoniczne do 40. rzę-du. Do oceny poziomu generacji harmonicznych zastosowanie znajduje również całkowity współ-czynnik odkształcenia napięcia lub prądu TDF (ang. Total Distortion Factor). Współczynnik tenokreśla zawartość wszystkich typów odkształceń w przebiegach napięć lub prądów.

Turbozespoły wiatrowe z tradycyjnymi generatorami indukcyjnymi przyłączonymi bezpośred-nio do sieci nie powodują znaczącego odkształcenia przebiegów napięciowych i dlatego zazwyczaj po-mija się ich udział w generacji wyższych harmonicznych. Dla przykładu jeden z mniejszych turboze-społów o mocy 0,85 MW, składający się z klasycznego generatora indukcyjnego, generuje tylkoharmoniczne 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 rza-dziej instalowanych turbozespołów starszego typu. Zniekształcenia przebiegów prądowych mogą za topowodować układy miękkiego startu instalowane w głównym torze prądowym, które są stosowane do

80%

90%

100%

110%

120%

50% 60% 70% 80% 90% 100% 110% 120% 130% 140% 150%

Liczba operacji łączeniowych [%]

Wsk

aźn

ik m

igot

ani

a [

%]

ELEKTROENERGETYKA


18

ograniczania prądów rozruchowych przy załączaniu turbozespołów. Są to zazwyczaj odkształceniakrótkotrwałe, które szybko zanikają po załączeniu turbozespołu. Inaczej wygląda sytuacja z turboze-społami o zmiennej prędkości obrotowej wirnika i przetwornikami z komutacją wymuszoną, które sąźródłem wyższych harmonicznych i interharmonicznych. Dotyczy to zwłaszcza turbozespołów star-szych typów, które generują głównie harmoniczne nieparzyste i niepodzielne przez trzy.

Rys. 23. Harmoniczne prądu generowane przez turbozespoły wiatrowe o zmiennej prędkości obrotowejz przekształtnikami energoelektronicznymi

Na rysunku 23 przedstawiono maksymalne poziomy generacji harmonicznych prądu dlatrzech turbozespołów o zmiennej prędkości obrotowej z przekształtnikami, które charakteryzują sięznaczącą generacją wyższych harmonicznych. Większość analizowanych turbozespołów generujeponadto niewielkie interharmoniczne (f ≠ h⋅f1) i harmoniczne wyższych rzędów. Natomiast nie za-rejestrowano występowania subharmonicznych (0 < f < f1).

Stosowanie przetworników z modulowaną szerokością impulsów eliminuje harmoniczne niż-szych częstotliwości. Ponadto prądy 3. harmonicznej mogą być ograniczane w uzwojeniach trans-formatorów połączonych w trójkąt. Propagacja harmonicznych w sieci zależy od impedancji sieciw miejscu przyłączenia, która z kolei jest funkcją częstotliwości i jej wartość nieznacznie wzrastaze wzrostem częstotliwości w systemie. Dodatkowym problemem związanym z generacją wyższychharmonicznych przez elektrownię wiatrową, w której skład wchodzą baterie kondensatorów i liniekablowe może być rezonans harmoniczny.

Proces odkształcenia prądów wyjściowych turbozespołów ma charakter stochastyczny i możeprowadzić do nakładania się odkształceń pojedynczych turbozespołów w ramach elektrowni wiatro-wej. Generalnie poziom zniekształceń generowanych przez elektrownię wiatrową jest mniejszy odsumy zniekształceń generowanych przez pojedyncze turbozespoły. Analogicznie wygląda sytuacjaw przypadku, gdy do jednego miejsca przyłączenia jest przyłączonych kilka elektrowni wiatrowych.W przypadku elektrowni wiatrowej składającej się z większej liczby turbozespołów ważny jest cał-kowity prąd poszczególnych harmonicznych wprowadzanych do sieci w miejscu przyłączenia.

Rys. 24. Zawartość harmonicznych w przebiegach wyjściowych prądów i napięć elektrowni wiatrowejprzyłączonej do badanej stacji

1,8%

1,6%

1,4%

1,2%

1,0%

0,8%

0,6%

0,4%

0,2%

0,0%

Rząd harmonicznej

2

Rozdzielnia 400 kV

Zaw

arto

ść h

arm

oni

czny

ch

Harmoniczne prąduHarmoniczne napięcia

3 4 5 6 7 8 13 46 48 THD

1,8%

1,6%

1,4%

1,2%

1,0%

0,8%

0,6%

0,4%

0,2%

0,0%

Rząd harmonicznej

2

Rozdzielnia 400 kV

Zaw

arto

ść h

arm

oni

czny

ch

Harmoniczne prąduHarmoniczne napięcia

przekroczony limit dopuszczalny wg IEC

3 4 5 6 7 8 13 46 48 THD

0,0%

0,2%

0,4%

0,6%

0,8%

1,0%

1,2%

1,4%

1,6%

1,8%

2 3 4 5 6 7 8 13 23 29 31 35 41 43 45 46 47 48 49 THDR ząd harmonicznej

I h/I n

[%

]

TW o mocy 1,5 MW TW o mocy 2 MW TW o mocy 2,5 MW

ELEKTROENERGETYKA


19

Wykresy z rysunku 24 przedstawiają wyniki analizy wpływu przykładowej elektrowni wiatro-wej o mocy znamionowej 100 MW na propagację harmonicznych prądów i napięć w miejscu przy-łączenia do sieci. Jako ewentualne miejsce przyłączenia zbadano rozdzielnie 110 i 400 kV wybranejstacji. Elektrownia składa się z turbozespołów o mocy 2,5 MW charakteryzujących się największympoziomem generacji harmonicznych wśród badanej grupy. Jak widać, w przypadku przyłączeniaelektrowni wiatrowej do sieci rozdzielczej 110 kV następuje przekroczenie dopuszczalnego limituzawartości harmonicznej prądu 2. rzędu podanego w normach IEC. Bardziej korzystna sytuacja wy-stępuje w przypadku przyłączenia elektrowni wiatrowej do sieci przesyłowej, gdyż przy takiej opcjiwspółpracy z systemem harmoniczne mieszczą się w dopuszczalnych zakresach.

Częstotliwość

Z punktu widzenia poprawnej pracy systemu nawet znaczny udział elektrowni wiatrowychw wytwarzaniu energii nie powinien skutkować problemami z regulacją częstotliwości. Warunkiemutrzymania stabilnego poziomu częstotliwości jest jednak utrzymanie rozsądnych proporcji pomiędzygeneracją wiatrową i jednostkami konwencjonalnymi. Sytuacja może się bowiem skomplikowaćw przypadku dużego udziału w systemie źródeł wiatrowych o ograniczonych zdolnościach regulacyj-nych pogarszających możliwości regulacyjne mocy i częstotliwości. Przy odchyleniach częstotliwościw systemie elektrownia wiatrowa powinna w miarę możliwości pracować w pełnym zakresie genera-cji, bez konieczności redukcji mocy. Jednak nie zawsze praca bez ograniczeń lub z ograniczeniami jestmożliwa. Utrata dużej generacji mocy w elektrowniach wiatrowych spowodowana słabymi parametra-mi wiatru może doprowadzić na danym obszarze do deficytu mocy, którego z różnych przyczyn niebędzie można zlikwidować w dostatecznie szybkim czasie. Do tych przyczyn można zaliczyć brak do-statecznych rezerw mocy, brak możliwości przesyłowych lub słabe połączenia z innymi systemami.Również duże awarie systemowe z wyłączeniem linii przesyłowych skutkujące powstawaniem wyspmogą uniemożliwić utrzymanie akceptowanego poziomu częstotliwości. Jeszcze trudniejsza sytuacjawystępuje w przypadku małych systemów autonomicznych, gdzie praca elektrowni wiatrowych mo-że powodować znaczne wahania częstotliwości i w związku z tym niezbędne jest utrzymywanie do-datkowych rezerw mocy. Wynika to głównie z ograniczonych możliwości elektrowni wiatrowych doświadczenia usług regulacyjnych i do zapewnienia odpowiedniego poziomu rezerw mocy, gdyż mimowyposażania ich w nowoczesne układy regulacyjne nadal głównym problemem pozostaje ścisła zależ-ność generacji mocy od warunków wiatrowych. Zatem nie ulega wątpliwości, że w celu utrzymywa-nia częstotliwości na zadowalającym poziomie niezbędne jest ograniczenie wielkości mocy zainstalo-wanej w źródłach wiatrowych do bezpiecznego poziomu oraz centralne dysponowanie możliwościamiregulacyjnymi i generacyjnymi źródeł posiadających takie możliwości. Elektrownie wiatrowe posia-dające nowoczesne turbozespoły o zmiennej prędkości obrotowej wyposażone w przekształtniki ener-goelektroniczne są zazwyczaj zdolne do uczestniczenia w procesie regulacji częstotliwości. Centralnaregulacja mocy stosowana w przypadku zmiany częstotliwości wymaga stałej pracy turbozespołówwiatrowych poniżej ich aktualnych możliwości produkcyjnych i powinna być realizowana przez ukła-dy sterownicze zainstalowane bezpośrednio w turbozespołach wiatrowych.

Przepięcia

Przepięcia mogą być spowodowane załączaniem i wyłączaniem turbozespołów wiatrowycho stałej prędkości obrotowej wirnika z klasycznymi generatorami indukcyjnymi bezpośrednio przyłą-czonymi do sieci lub za pomocą układów miękkiego startu, które wymagają dostarczania mocy bier-nej z przełączalnych baterii kondensatorów. Bezpośrednio po przyłączeniu – za pomocą układu mięk-kiego startu – generatora turbozespołu wiatrowego do sieci załączana jest bateria kondensatorów, comoże skutkować pojawieniem się krótkotrwałych przepięć (rys. 25) [11]. Przepięcia te mogą osiągaćduże wartości o charakterze losowym i zależą m.in. od impedancji sieci i pojemności baterii.

ELEKTROENERGETYKA


20

Rys. 25. Przepięcie spowodowane załączaniem baterii kondensatorów służącej jako źródło mocy biernejgeneratora indukcyjnego turbozespołu wiatrowego

Przepięcia spowodowane przełączaniem baterii kondensatorów mogą być zredukowane dzię-ki zastosowaniu łączników elektronicznych. Inną metodą łagodzenia przepięć może być magneso-wanie pracujących w turbozespołach generatorów indukcyjnych przed synchronizacją z siecią.Oprócz tego stosuje się standardowe środki ochrony, takie jak dławiki i ochronniki przeciwprzepię-ciowe. Produkowane obecnie turbozespoły wiatrowe są wyposażone w przekształtniki energoelek-troniczne, które zastępują przełączalne baterie kondensatorów i nie wymagają dostarczania energiibiernej z sieci i z tego powodu nie stanowią dużego zagrożenia przepięciami.

NIEZAWODNOŚĆ SYSTEMU ELEKTROENERGETYCZNEGO

Pod pojęciem niezawodności systemu elektroenergetycznego należy mieć na uwadze główniejego zdolność do zasilania odbiorców energią o określonych parametrach jakościowych. Ze wzglę-dów funkcjonalnych należy rozpatrywać dwa aspekty niezawodności systemu elektroenergetyczne-go, a mianowicie bezpieczeństwo i wystarczalność. Bezpieczeństwo systemu jest miarą jego zdolno-ści do przeciwstawienia się nagłym i niespodziewanym zaburzeniom występującym w tym systemie,takim jak np. zwarcia, i skutkom wystąpienia tych zaburzeń. Natomiast wystarczalność systemuoznacza jego zdolność do pokrycia całkowitego zapotrzebowania na moc i energię przy uwzględnie-niu możliwości podsystemu wytwórczego oraz istniejących ograniczeń sieciowych. Wystarczalnośćsystemu elektroenergetycznego jest m.in. charakteryzowana przez wielkość marginesu mocy.

Bezpieczeństwo i wystarczalność systemu wzajemnie się uzupełniają i dlatego zagadnienia tenie powinny być analizowane oddzielnie. Margines mocy w KSE już od kilkunastu lat utrzymuje sięna dość wysokim poziomie, co teoretycznie powinno świadczyć o bardzo wysokiej niezawodnościcałego systemu. W rzeczywistości jednak możliwość dostarczenia do odbiorców mocy utrzymywa-nej w wirującej lub zimnej rezerwie jednostek wytwórczych jest uzależniona głównie od przepusto-wości elementów systemu przesyłowego. Zupełnie inną sprawą są problemy związane z wiekiemi zwiększającą się awaryjnością jednostek utrzymujących te rezerwy.

Elektrownie wiatrowe przyłączone do systemu nie pozostają bez wpływu na jego niezawod-ność. Szczególnie duże elektrownie wiatrowe o mocy od kilkudziesięciu do kilkuset megawatówprzy swoim specyficznym charakterze pracy i zależności od warunków wiatrowych panujących nadanym obszarze mogą spowodować wiele problemów w pracy systemu. Dodatkowo niekorzystnymzjawiskiem jest pewna współzależność między możliwościami wytwórczymi elektrowni wiatro-wych i awaryjnością infrastruktury sieciowej. Mianowicie, przy bardzo niekorzystnych warunkachpogodowych, a konkretnie przy bardzo silnych wiatrach, następują nie tylko wyłączenia pracują-cych turbozespołów i elektrowni wiatrowych, ale również awarie elementów sieciowych. W konse-kwencji ze zmniejszaniem się wystarczalności systemu pogarsza się jego bezpieczeństwo.

Niezawodność systemu może być oceniana na podstawie prawdopodobieństwa zdolności tegosystemu do pokrycia zapotrzebowania mocy przez porównanie probabilistycznego rozkładu obciążeniai rozkładu mocy dyspozycyjnej zainstalowanej w systemie. Ryzyko niepokrycia zapotrzebowania mo-

2,0

1,5

1,0

0,5

0

-0,5

-1,0

-1,5

-2,00 0,05 0,10 0,15 0,20 0,25 0,30

t [s]

załączenie baterii kondensatorów

U/U

n [-

]

ELEKTROENERGETYKA


21

cy stanowi prawdopodobieństwo wystąpienia dwóch niezależnych zdarzeń, a mianowicie wystąpieniadanego obciążenia oraz wystąpienia zdolności wytwórczej systemu mniejszej niż dane obciążenie.

Metody stosowane do obliczeń niezawodności złożonych systemów elektroenergetycznych dzie-lą się na deterministyczne i probabilistyczne. Wśród tych ostatnich wyróżniamy metody analityczne,symulacyjne i mieszane. Metody analityczne polegają na opracowaniu modelu matematycznego, któryodwzorowuje badany system. Następnie z opracowanego modelu na podstawie danych wejściowychi przy zastosowaniu założeń upraszczających są obliczane wskaźniki niezawodnościowe. Natomiastmetody symulacyjne polegają na badaniu symulacyjnym losowego zachowania się elementów systemu.

Obecnie najczęściej stosuje się deterministyczną regułę „n-1”, która określa warunek po-prawnej 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 du-że uproszczenie oceny niezawodności systemu. Do metod deterministycznych należy również pla-nowanie zdolności podsystemu wytwórczego do pokrywania zapotrzebowania mocy poprzez stałeutrzymywanie rezerw mocy w jednostkach wytwórczych na ściśle określonym poziomie, stanowią-cym najczęściej pewien odgórnie określony procent tego zapotrzebowania lub na poziomie mocyosiągalnej czy też zainstalowanej jednej lub kilku jednostek wytwórczych.

WSKAŹNIKI NIEZAWODNOŚCI

Badanie i ocenę niezawodności złożonego systemu elektroenergetycznego można przeprowadzićwykonując niezależne analizy każdego z podsystemów wchodzących w skład tego systemu. Celowośćtakiego rozwiązania wynika z dużej złożoności całego systemu i trudności w jego dostatecznie wiary-godnym modelowaniu oraz możliwości zastosowania odmiennych kryteriów w stosunku do każdegopodsystemu. Badanie niezawodności systemu wytwórczego polega na sprawdzeniu zdolności źródełwytwórczych do pokrycia zapotrzebowania odbiorców na moc i energię oraz strat sieciowych. W tympodejściu nie uwzględnia się parametrów i zdolności przesyłowych systemu. Bardziej złożone jest ba-danie niezawodności systemu przesyłowego, gdzie ocenia się jego zdolność dostarczania energii z sys-temu wytwórczego do systemu rozdzielczego lub odbiorców końcowych. W takim przypadku analizamoże dotyczyć całego systemu przesyłowego (łącznie z systemem wytwórczym) lub poszczególnychwęzłów. Jednak najbardziej złożona jest analiza systemu rozdzielczego, gdzie rozpatruje się bardzo roz-budowany układ złożony z rozległych sieci o wielu poziomach napięcia. Punktem wyjścia są tu wskaź-niki niezawodności dla węzłów łączących system przesyłowy i rozdzielczy, otrzymane w trakcie analizniezawodnościowych systemu wytwórczego i przesyłowego. Efektem analiz są z kolei wskaźniki cha-rakteryzujące niezawodność węzłów odbiorczych. Do oceny niezawodności systemów wykorzystujesię 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 Unre-

liability),i) DIU – wskaźnik zawodności w pokrywaniu zapotrzebowania mocy (ang. Demand Index of Unre-

liability).

Wszystkie jednostki wytwórcze składają się z dużej liczby elementów konstrukcyjnych. Zewzględu na dużą złożoność, w celu uproszczenia analiz, niezawodność pojedynczych jednostek wy-twórczych określa się za pomocą wskaźników stanowiących miarę niezawodności całego układu da-

ELEKTROENERGETYKA


22

nej jednostki. Przy modelowaniu elektrowni konwencjonalnych, zazwyczaj składających się z kilkulub kilkunastu pojedynczych bloków, uwzględnia się wskaźniki niezawodności każdego z tych blo-ków. Natomiast w przypadku elektrowni wiatrowych, składających się z wielu turbozespołów wia-trowych, ważne są wskaźniki służące do oceny niezawodności całej elektrowni.

Niezawodność turbozespołów wiatrowych

Awaria dowolnego funkcjonalnego elementu turbozespołu wiatrowego nieuchronnie prowadzi dowyłączenia całego turbozespołu na czas naprawy, czyli do chwili powrotu turbozespołu do stanu dyspo-zycyjności. Zatem biorąc pod uwagę kryterium awaryjności elementów konstrukcyjnych turbozespółwiatrowy może znajdować się w stanie dyspozycyjności (1) lub niedyspozycyjności (0), co wynika z sze-regowej struktury niezawodnościowej elementów turbozespołu (rys. 26). Czasy Td1, Td2 i Td3 oznacza-ją czasy dyspozycyjności turbozespołu, natomiast czasy Tn1, Tn2 i Tn3 czasy jego niedyspozycyjności.

Rys. 26. Struktura elementów i proces zdolności do pracy turbozespołu wiatrowego

Ocena niezawodności elementów funkcjonalnych turbozespołu wiatrowego sprowadza się dostatystyki częstości występowania awarii tych elementów i oszacowania na tej podstawie odpowied-nich wskaźników zawodności. Informacje tego rodzaju mogą być uzyskane w procesie długookre-sowej eksploatacji turbozespołów. Wskaźnik zawodności elementów turbozespołu wiatrowegomożna 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, za-równo jeśli chodzi o całość konstrukcji, jak i poszczególne elementy. Na początku lat 90. wskaźnikdyspozycyjności turbozespołów wiatrowych dochodził do 95%, a obecnie najnowsze konstrukcjeosiągają wskaźnik dyspozycyjności powyżej 98%.

Model niezawodnościowy

W czasie eksploatacji turbozespoły i elektrownie wiatrowe mogą znajdować się w różnychstanach pracy, z których każdy charakteryzuje się inną wartością generowanej mocy. Konieczne jestzatem opracowanie odpowiedniego modelu opisującego poszczególne stany pracy tych źródeł. Naj-prostszym modelem jednostki wytwórczej jest model dwustanowy opisujący dwa podstawowe sta-ny pracy jednostki, tj. stan dyspozycyjności i stan niedyspozycyjności. W stanie dyspozycyjnościjednostka generuje pewną wartość mocy z zakresu od 0 do mocy znamionowej, a w stanie niedy-spozycyjności wartość mocy wynosi 0. Model wielostanowy odpowiada sytuacji, gdy w systemieznajduje się n jednostek wytwórczych i każda z nich może znajdować się w stanie dyspozycyjno-ści, stanie niedyspozycyjności lub w stanach pośrednich charakteryzujących się częściową dyspo-zycyjnością.

1 2 nTd1 Td3

Tn2

Td2

Tn3

1

0

ELEKTROENERGETYKA


23

Model niezawodnościowy pojedynczego turbozespołu wiatrowego jest modelem wielostano-wym. Turbozespół wiatrowy i może bowiem znajdować się w jednym ze stanów należących do pew-nego 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 możnaopisać 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 zestanów należących do pewnego zbioru Sj będącego kompozycją stanów poszczególnych turbozespo-łów. Zatem moc wyjściową elektrowni wiatrowej możemy określić jako sumę generacji poszczegól-nych turbozespołów:

W przeciwieństwie do elektrowni konwencjonalnych składających się z kilku lub kilkunastujednostek wytwórczych o dużych mocach jednostkowych, które w analizach złożonych systemówelektroenergetycznych mogą być analizowane indywidualnie, duże elektrownie wiatrowe składająsię z większej liczby jednostek o mniejszych mocach jednostkowych. Ponieważ najczęściej w składelektrowni wiatrowej wchodzi pewna liczba turbozespołów, więc model elektrowni będzie mode-lem wielostanowym charakteryzującym się wieloma stanami generacji mocy zależnymi od warun-ków wiatrowych w miejscu lokalizacji poszczególnych turbozespołów wiatrowych (rys. 27).

Rys. 27. Przykładowa funkcja mocy wyjściowej elektrowni wiatrowej

0

P

t1 t3t2 t5 t6t4t

P1

P4

P3

P2

g_EW

ELEKTROENERGETYKA


24

Wskaźników metodyka obliczania niezawodności

Do wykonania analizy niezawodnościowej zastosowano metodę, której istota polega na prze-glądzie wszystkich stanów zakłóceniowych występujących w systemie elektroenergetycznym, zi-dentyfikowanych na podstawie wykonanego rozpływu mocy, wyborze i analizie stanów awaryjnychdla określonego kryterium oraz obliczeniu wybranych wskaźników niezawodności. Wskaźniki nie-zawodności są złożoną funkcją parametrów i topologii systemu, stanów pracy systemu, wskaźnikówawaryjności 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 bazowe-go rozpływu mocy, ranking zidentyfikowanych stanów zakłóceniowych, oparty na analizie przecią-żeń elementów systemu oraz warunków napięciowych w węzłach.

Mając obliczony bazowy rozpływ mocy można zidentyfikować wszystkie zagrożenia występu-jące w analizowanym systemie pod kątem przeciążeń elementów i przekroczeń dopuszczalnych zakre-sów napięć węzłowych. Obliczanie wskaźników niezawodności badanego systemu odbywa się w opar-ciu o listę wygenerowanych stanów zakłóceniowych. Celem tego etapu analizy jest identyfikacjapotencjalnych 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 sys-temu 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 sta-nów zakłóceniowych występujących w systemie mogących spowodować ewentualne wyłączenia ele-mentów lub konieczność podjęcia działań zaradczych skutkujących ograniczoną zdolnością systemu dopokrycia 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 wyko-nać rozpływy mocy dla każdego stanu zakłóceniowego oraz sporządzić zestawienie stanów awaryj-nych oraz ograniczeń w zasilaniu odbiorów. Kolejnym etapem są obliczenia wybranych wskaźni-ków niezawodności.

ELEKTROENERGETYKA


25

W celu przedstawienia metodyki oceny wpływu pojedynczego stanu awaryjnego lub kombi-nacji kilku dowolnych stanów awaryjnych na niezawodność pracy całego systemu, zostanie wykorzy-stany model prostego układu z rysunku 28, składający się z trzech węzłów w1, w2 i w3 (dwóch wy-twórczych i jednego odbiorczego), trzech linii L1, L2 i L3 oraz dwóch jednostek wytwórczych G1 i G2przyłączonych do węzłów w1 i w2.

Rys. 28. Model prostego układu elektroenergetycznego

Jednostki wytwórcze w normalnym stanie pracy przy n pracujących elementach pokrywająpełne zapotrzebowanie na moc i energię odbioru O1 przyłączonego do węzła w3. Założono, żewszystkie możliwe zdarzenia występujące w układzie są od siebie niezależne, a awarie elementówukładu nie występują w tym samym czasie. Ponadto założono, że węzły są absolutnie niezawodne.

Po zdefiniowaniu stanu, który chcemy analizować należy ponownie wykonać rozpływ mocyw stanie awaryjnym „n-1” dla każdego wyłączonego elementu (jednostki G1 i G2 lub linii L1, L2i L3). Następnie należy sprawdzić wszystkie zagrożenia występujące w badanym układzie przy da-nym wyłączeniu danego elementu i obliczyć ograniczenia w pokryciu zapotrzebowania na moci energię w węźle w1. Na rysunku 29 w sposób poglądowy przedstawiono metodykę badania wpły-wu 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 zakażdym razem rozpatrywano wszystkie kombinacje wyłączenia dwóch dowolnych elementów ba-danego układu jednocześnie [6, 15, 17].

Rys. 29. Graficzne przedstawienie metody badania wpływu pojedynczego zdarzenia na prawdopodo-bieństwo awarii systemu elektroenergetycznego

Prawdopodobieństwo i częstość wystąpienia k-tego stanu awaryjnego w układzie można za-pisać jako następujące zależności:

gdzie:pk - prawdopodobieństwo niedyspozycyjności k-tego elementu układu,mk - parametr strumienia odnów k-tego elementu układu.

d1

23

4 5

1

„n”

d1 d2 d3

d4 d5

123

4 5

3

4 5 54

1 2

1 23

5

1 23

4

„n-1” d1 d2 d3 d4 d5

d6 d7 d8 d9 d10

54

1

4

2

5

21

5

31

5

2

4

1

5

3

4

23

13

5

3

4

1223

4

„n-2”

G1 G2

L1

L2 L3

O1

W 1 W2

W3

ELEKTROENERGETYKA


26

Prawdopodobieństwo i częstość awarii całego układu są określone przez poniższezależności:

gdzie SA oznacza zbiór wszystkich stanów awaryjnych występujących w układzie [17].Na kolejnych rysunkach przedstawiono wyniki obliczeń wybranych wskaźników nieza-

wodności systemu przesyłowego, przy uwzględnieniu różnych wielkości mocy zainstalowanejw elektrowniach wiatrowych. Przyjęto, że zamodelowane elektrownie wiatrowe są przyłączonedo rozdzielni zlokalizowanych w strefach wiatrowych I i II. Ponadto, ze względu na złożonośćbadanego systemu, przyjęto założenie upraszczające, że wszystkie węzły tego systemu są abso-lutnie niezawodne.

Na rysunku 30 przedstawiono wskaźniki niezawodności określające prawdopodobieństwoniepokrycia zapotrzebowania mocy, czas trwania deficytów mocy i wartość oczekiwaną niedostar-czonej energii w systemie przesyłowym.

Rys. 30. Prawdopodobieństwo niepokrycia zapotrzebowania mocy, czas trwania deficytów mocy i wartośćoczekiwana niedostarczonej energii w systemie przesyłowym

Dwa pierwsze wskaźniki praktycznie utrzymują się na stałym poziomie. Wyjątkiem jest tu modelsystemu, w którym przyjęto moc zainstalowaną w elektrowniach wiatrowych rzędu ok. 8000 MW. Róż-nica wartości wskaźników dla tego modelu świadczy o niekorzystnym wpływie bardzo dużej generacjiwiatrowej zainstalowanej w systemie na poziom niezawodności zasilania w systemie przesyłowym.Wzrasta bowiem prawdopodobieństwo, że zapotrzebowanie mocy w systemie przekroczy możliwościgeneracyjne podsystemu wytwórczego. Zwiększa się również czas trwania takiego niekorzystnego stanu.

Na rysunku 31 przedstawiono m.in. wartość oczekiwaną deficytów mocy w systemie przesyło-wym. W przypadku tego wskaźnika zwiększanie mocy zainstalowanej w elektrowniach wiatrowychdo stanu, w którym stanowią one znaczącą część mocy podsystemu wytwarzania, prowadzi do pogor-szenia warunków zasilania energią w systemie przesyłowym. Podobnie wygląda sytuacja, jeśli chodzio wskaźniki zawodności w dostarczeniu energii i zawodności w pokrywaniu zapotrzebowania mocy.

Rys. 31. Wartość oczekiwana deficytów mocy oraz wskaźniki zawodności w dostarczeniu energiielektrycznej i w pokrywaniu zapotrzebowania mocy w systemie przesyłowym

0,0048

0,0046

0,0044

0,0042

0,0040

0,0038

0,0036

0,0034

0,0032

20,0

19,5

19,0

18,5

18,0

17,5

17,0

16,5

16,0

1,55

1,50

1,45

1,40

1,35

1,30

1,25

1,20

1,15

1,10

1,05

EIU

[%]

DIU

[%]

EDU

[MW

/rok]

Moc elektrowni wiatrowych

60 MW 800 MW 4000 MW 8000 MW


60 MW 800 MW 4000 MW 8000 MW


60 MW 800 MW 4000 MW 8000 MW

0,002118

0,002116

0,002114

0,002112

0,002110

0,002108

0,002106

LOLP

[-]


60 MW 800 MW 4000 MW 8000 MW

18,56

18,54

18,52

18,50

18,48

18,46

18,44

D [g

odz/

rok]


60 MW 800 MW 4000 MW 8000 MW

400

390

380

370

360

350

340

330

320

310

300

EUE

[MW

/rok]


60 MW 800 MW 4000 MW 8000 MW

ELEKTROENERGETYKA


27

Na podstawie analizy obliczonych wskaźników należy stwierdzić, że wprowadzenie do syste-mu generacji wiatrowej na poziomie kilkuset megawatów i jej odpowiednie rozmieszczenie nie pogor-szy niezawodności zasilania w systemie przesyłowym. Taka sytuacja wynika z faktu, że energia wy-produkowana w elektrowniach wiatrowych w większości będzie zużywana lokalnie poprawiającniezawodność zasilania odbiorców zlokalizowanych głównie w strefie wiatrowej I. Przez to nie będziekonieczności przesyłania jej w dalsze regiony kraju, zmniejszy się również wielkość energii dostarcza-nej z elektrowni zlokalizowanych w odleglejszych regionach kraju. Jednak dalsze zwiększanie mocyelektrowni wiatrowych doprowadzi do pogorszenia niezawodności pracy systemu przesyłowego.

PODSUMOWANIE

Obecnie elektrownie wiatrowe jako jedyne ze źródeł energii o charakterze odnawialnym rozwijająsię bardzo dynamicznie. Specyficzny charakter pracy zdeterminowany parametrami i zmiennością wiatrupowoduje, że wzajemne oddziaływanie elektrowni wiatrowych i systemu elektroenergetycznego jest inneniż w przypadku źródeł konwencjonalnych. Elektrownie wiatrowe mają wpływ na parametry, a przez toi na pracę systemu, na jakość energii elektrycznej oraz na niezawodność systemu rozumianą jako nieza-wodność jego zdolności do zasilania odbiorców energią elektryczną. Można przez to powiedzieć, że elek-trownie wiatrowe mają wpływ na niezawodność pracy systemu elektroenergetycznego. Celowe i pożąda-ne jest zatem prowadzenie badań dotyczących wzajemnego oddziaływania elektrowni wiatrowychi systemu elektroenergetycznego. Badania te powinny dotyczyć w szczególności zagadnień niezawodno-ściowych, systematycznie pomijanych, ze względu na złożoność i pracochłonność, w wykonywanychobecnie 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. Stoc-kholm, 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. Rozprawadoktorska. 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.

ELEKTROENERGETYKA


28

Documents

ENERGETYKA WIATROWAW POLSCE · energetyka wiatrowaw polsce waldemar bandzul polskie sieci elektroenergetyczne sa wpŁyw elektrowni wiatrowych na niezawodnoŚĆ pracy systemu elektroenergetycznego