Oczekiwania energetyki wiatrowej wobec sieci energetycznych.

Autor : Jytte Kaad Jensen
Dyrektor działu planowania ELTRA oraz przewodniczący NORDEL GRID GROUP
Tłumaczenie: Paweł Włoch
EPA spółka Z o.o. Dział Nowych Technologii

W 2000 roku w zachodniej części Dani energia wytworzona z wiatru dostarczyła 80% zapotrzebowania odbiorców na energię w godzinach pozaszczytowych. Zdaniem Pana JYTTE KAAD JENSEN'a z organizacji ELTRA, zmaganie się z tak rozwiniętą energetyką wiatrową jest technicznym wyzwaniem, możliwym do osiągnięcia. Obecnie, przy nowo instalowanych mocach, posiadając większą moc zainstalowaną, system energetyczny musi być analizowany, aby jakość produkowanej energii nie spadła, a jej koszta były akceptowalne.

Od momentu otwarcia duńskiego rynku energii w 1998 roku Eltra była operatorem sieci przesyłowych (TSO) w zachodniej Danii (60% obszaru kraju). Przed otwarciem rynku, była częścią duńskiego konsorcjum energetycznego ELSAM. Jednym z głównych zadań Eltra, która jest organizacją non-profit, jest zapewnienie funkcjonalności rynku energii, oraz planowanie transmisji energii w sieci i zapewnienie jej wysokiej jakości.

Większa część jednostek produkcyjnych w regionie stanowi własnością prywatną, a ich konstrukcja była określona przez warunki subwencji i uchwały prawne - Eltra nie ma wpływu na ilość mocy zainstalowanej, oraz nie wie z wyprzedzeniem ile nowej mocy zostanie przyłączonej.

Organizacja Eltra jest częścią Nordic Electricity Market oraz jedną z jednostek na rynku Nord Pool (www.nordpool.com). Operowania energią metodą "z dnia na dzień" prowadzi do bilansowania energią w systemie energetycznym, uwzględniając, fakt iż :

- ilość energii wyprodukowanej z EW jest silnie zależy do prędkości wiatru
- produkcja z lokalnych elektrociepłowni (CHP) jest oparta na zapotrzebowaniu ciepła
- przeciążenie musi być rozwiązywane w przejrzysty sposób
- dostawa energii powinna być zapewniona
- rynek musi funkcjonować poprawnie, w oparciu o istniejący rynek cenowy.

Jednostki produkcyjne w obszarze ELTRY

Pod koniec roku 2001, dzięki duńskiej polityce energetycznej, zachodnia Dania miała w około 1932 MW zainstalowanych turbin, oraz około 1560 MW rozproszonej mocy z elektrociepłowni. Cała moc była zawarta w bardzo małym systemie energetycznym - dane dotyczące roku 2000 pokazane w poniższej tabelce.

Pobór energii	19.289 GWh (Dania zachodnia) 32.849 GWh (Cała Dania)
Zapotrzebowanie szczytowe	3650 MW
Zapotrzebowanie pozaszczytowe	1150 MW
Zainstalowana moc w szczegółach
Energetyka wiatrowa	1866 MW
Lokalne elektrociepłownie	1467 MW
Elektrownie konwencjonalne	3201 MW

Odkąd większość elektrowni stało się własnością prywatną, ELTRA prowadzi bazę danych o lokalizacjach, zainstalowanych mocach, produkcji i paliwie jednostek zdecentralizowanych. I tak:

- turbiny wiatrowe oscylują od 11 kW do 2 MW;
- elektrociepłownie (gaz palny) oscylują od 7 kW do 98.5 MW
- elektrociepłownie (słoma) oscylują od 2.2 MW do 18.2 MW
- elektrownie konwencjonalne (węgiel) oscylują od 18 MW do 44 MW
- spalarnie odpadków od 90 MW wzwyż.

Niektóre z wyżej wymienionych jednostek produkcyjnych są zaprojektowane do wytwarzania energii z różnych rodzajów paliw.

Moc elektrowni wiatrowych wzrastała od 1982 roku, natomiast elektrociepłownie zaczęto budować pod koniec lat 70-siątych. Liczne elektrociepłownie są kontrolowane wartością taryf zachęcając produkcję energii do zaistnienia w okresie gdy system energetyczny będzie jej potrzebował. Jest to częściowo możliwe ze względu na ich zdolność gromadzenia ciepła. Zazwyczaj te jednostki są jednostkami o wstecznym ciśnieniu, w których dostarczana ilość ciepła jest dostosowana do ilości energii określonej z góry, której nie można regulować. Obecnie około 50% produkcji energii w regionie jest "produkcją ograniczoną" - produkcja energii przez elektrownie wiatrowe jest zależna od wiatru, a produkcja z elektrociepłowni jest ograniczona zapotrzebowaniem na ciepło.

Duńska polityka środowiskowa i energetyczna - ważne elementy

Przez wiele lat, Dania prowadziła politykę środowiskową i energetyczną określając sobie wiele ambitnych celów. Doprowadziło to do dużych subwencji do cen konstrukcji i funkcjonowania zarówno małych elektrociepłowni jak i turbin wiatrowych. Wartości subwencji rosły regularnie, aby obecnie ustatkować się na poziomie DKK 600 (Euro 80)/MWh w porównaniu ze średnią ceną rynkową w przybliżeniu DKK 177 (Euro 25)/MWh w zachodniej Danii w 2001 roku.

W 1996 roku duński rząd opublikował założenia (Energy 21), o planie redukcji emisji CO2 o 20% w 2005 w porównaniu z 1988, oraz o 50% do 2030 - przy zachowaniu 1/3 obecnej produkcji energii o wysokiej jakości. Akces do Protokołu Kyoto określa plany redukcji dla Unii Europejskiej na poziomie 8% w okresie 2008-2012, w odniesieniu do 1990 roku. Duńskim założeniem jest ograniczenie w tym terminie emisji do 21%.

Jednostki produkcyjne małej mocy mają pierwszeństwo w dostępie do sieci energetycznych, natomiast firmy przesyłowe są zobowiązane do ich przyłączenia. Inwestor budujący nową elektrownię płaci za koszt przyłączenia do najbliższego punktu przyłączeniowego do szyny 10kV, natomiast pozostały koszt wynikający z rozbudowy stacji energetycznej bądź zmiany miejsca przyłączenia pokrywa dystrybutor energii.

Rezultatem prowadzonej polityki energetycznej było w roku 2001 zaspokojenie 50% zapotrzebowania energetycznego kraju przez energetykę małej mocy. Spowodowało to również, zakaz traktowania elektrociepłowni oraz elektrowni wiatrowych jako drugorzędne źródło energii, oraz niemożliwe jest ich zamknięcie ze względu na decyzję operatora sieci..

Elektrownie wiatrowe i elektrociepłownie

Obecna sytuacja w systemie energetycznym odbiega od zakładanej w latach 90-tych. Moc zainstalowanych elektrociepłowni wzrosła od 1990 do 2001 do 1467 MW. Wzrost ten był spowodowany zapotrzebowaniem na ciepło. Zakłada się, że ten typ produkcji energii ustabilizuje się na pewnym poziomie, uwzględniając projekt zastąpienia elektrowni konwencjonalnych zgodnie z założeniami protokołu Kyoto do 2012 roku. Opracowania ekonomiczne pomogą określić jak obszerne jest zastąpienie energetyki konwencjonalnej przez elektrociepłownie.

Sytuacja energetyki wiatrowej jest bardziej skomplikowana. W okresie wczesnych lat 90-siątych rozwój był spokojny, a całkowita moc zainstalowana w Danii do roku 1995 wynosiła 1500 MW. Po roku 1995 rozwój był szybszy niż zakładano. Pod koniec roku 2000 na zachodnią część Danii przypadało 1932 MW zainstalowanej mocy z lądowych elektrowni wiatrowych. Biorąc pod rozwagę obecny kierunek rozwoju energetyki wiatrowej ciężko jest określić poziom na jakim ustabilizuje się moc elektrowni wiatrowych. Mimo wszystko zakłada się, uwzględniając prawo energetyczne, które obecnie obowiązuje, że moc lądowych elektrowni wiatrowych ustabilizuje się na poziomie 2500 MW w zachodniej części Danii - dziś to założenie może wydawać się błędne.

Rys 1.Udział energetyki wiatrowej w systemie energetycznym zachodniej Danii

Zainstalowana moc elektrowni wiatrowych lądowych jest regulowana przez tempo modernizacji energetyki z konwencjonalnej na odnawialną, ustalone przez rząd - w rezultacie ma to przynieść dodatkowo około 400 MW. Rozwój morskiej energetyki wiatrowej, opiera się na planie rozwoju przygotowanym przez rząd duński, który obecnie jest wprowadzany w życie.

Procedura postępowania w latach 90 - tych

Tradycyjnie, Eltra opracowała procedury według których elektrownie miały funkcjonować. Na początku lat 90-tych pracowała tylko jedna elektrownia dużej mocy. Spowodowało to stworzenie procedury przyłączania małych elektrowni, na poziomie najniższych napięć jakie były możliwe, w celu zabezpieczenia ich przed ewentualnymi uszkodzeniami wynikającymi z wprowadzania niebezpiecznej energii do sieci. Małe elektrownie nie muszą spełniać tych samych warunków, jakie są stawiane gigantom energetycznym. Schemat działania ELTRY w roku 1990 jest podzielony na kilka poszczególnych części:

- Specyfikacja dla elektrowni o mocy powyżej 50 MW
- Specyfikacja dla elektrowni od 2 MW do 50 MW - istnieje 193 elektrowni
- Specyfikacja dla elektrowni poniżej 2 MW - istnieje około 525 jednostek
- Specyfikacja dla elektrowni wiatrowych niezależnie od zainstalowanej mocy

Rys 2. Struktura sieci transminsyjnej ELTRA, połączonej z Norwegią, Szwecją i Niemcami.

Transmisja i dystrybucja

Sieć transmisyjna ELTRY składa się z 712 km sieci 400 kV i 1739 km sieci 150 kV. Wzajemne połączenie do sieci sąsiadujących ma pojemność około 3000 MW. Eltra jest połączona z siecią w Norwegii i Szwecji przez łącza HVDC, z których pierwsze datowane jest na rok 1965. Eltra jest również członkiem NORDEL, przez co zobowiązana jest do przestrzegania ich reguł i dzielenia się rezerwami energetycznymi [NORDEL jest organem prowadzącym operacje pomiędzy operatorami sieci przesyłowych w krajach nordyckich (Dania, Finlandia, Islandia, Norwegia, Szwecja) sterując rynkiem energii w krajach w/w]. Region ELTRY jest również połączony z siecią Niemiecką poprzez łącze 400 kV i 220 kV (dodatkowo przez łącza 150 kV i 60 kV). Eltra znajduje się na stanowisku koordynatora będąc członkiem zarówno NORDEL jak i Unii. Obecnie bilansowanie energii, tak jak w przypadku Danii, możliwe jest tylko, w przypadku przyłączenia sieci do obszarów posiadających jednostki produkcji energii, stosujące inne metody jej wytwarzania. Nieuniknione jest, że w dłuższym okresie czasu będzie wzrastać coraz większy krytycyzm ze strony sąsiadujących regionów.

Rys 3. Przepływy w stacjach energetycznych Hasle i Bredkaer

Jak wcześniej napisano w 2001 roku prawie połowa z produkowanej mocy w zachodniej Danii przyjęła charakter energii rozprowadzanej (trend, który prawdopodobnie się utrzyma). Przeprowadzone analizy ukazują tendencję do wprowadzania niższych napięć w sieci. Poziomy te wynoszą 240 V, 10 kV, 20 kV, i 60 kV. Energia nie jest przesyłana równomiernie, a miejsca poboru mocy nie muszą być blisko miejsca produkcji. Rysunek 3 pokazuje przykładowy pobór mocy z podstacji systemu przesyłowego (150 kV). W typowej stacji energetycznej (Hasle) istnieje przejście z wysokiego napięcia na niskie. Wynika to z jej przeznaczenia. W przypadku stacji energetycznej Bredkaer, w regionie zdominowanym przez elektrownie wiatrowe, występuje tu przejście z niskiego napięcia na wysokie. Duże proporcje granic produkcji stawiają nacisk na pojemność sieci transmisyjnych w regionie ELTRY oraz w regionach sąsiadujących. Przejście na napięcie transmisyjne stwarza problemy spowodowane zastosowanymi transformatorami w stacjach energetycznych oraz z odniesieniem się do profilu napięcia, który wynika z dystrybucji energii sieciami o napięciu niższym niż na wyjściu turbin. Firmy dystrybucyjne zaczęły przyłączać elektrownie wiatrowe do oddzielnych linii, które używane były do bilansowania energii w sieciach, a nie do przesyłania energii do odbiorcy. Spowodowało to wzrost zapotrzebowania na sieci energetyczne o takim charakterze.

Niezbilansowany system energetyczny

Z powodu dużej ilość energii nie rozprowadzanej po sieci na zasadach bilansu energii, sieci ELTRY mogą stać się siecią niezbilansowaną, ze względu na fakt, iż produkcja energii nie podąża za jej zapotrzebowaniem. Sytuacja może się spotęgować gdy wyniknie zjawisko zaniku produkcji, np. następuje wysokie zapotrzebowanie na energię a nie wieje. Z drugiej strony często okazuje się , że występuje nadmiar produkcji, stosownie do pozaszczytowego zapotrzebowania, w warunkach dużej wietrzności oraz dużego zapotrzebowania ciepło. Sytuacje takie często zdarzają się w dni wolne od pracy lub w wakacje. System wtedy produkuje nadwyżki.

Bilansowanie systemem energetycznym

Bilansowanie systemem i operowanie nim wymaga szczegółowego planowania w dniu poprzednim przed zamknięciem rynku, oraz w ciągu bieżących godzin, do momentu rozpoczęcia operacji - czas w jakim niezbilansowana energia jest regulowana przez rynek. Mimo, iż oczekuje się osiągnięcie systemu zbilansowanego, sprawy mogą potoczyć się inaczej, przez co moc niezbilansowana często zamyka się w przedziale od 800 MW do 1000 MW. Sam wiatr odgrywa istotną rolę w rynku bilansującym, co powoduje duże znaczenie prognozy pogody. Rysunek 4 pokazuje przykłady planowania bilansu na dzień następny w odniesieniu do zaistniałych sytuacji:

- gdy wiatr wzrasta później niż przewidziano, doprowadza to do braku około 800 MW;
- gdy prędkość wiatru wzrasta przed przewidywaniami, doprowadzając do nadwyżki;
- gdy prędkość wiatru rośnie zgodnie z przewidywaniami.

Rys 4. Przykłady prób balansowanie energetyki wiatrowej

Nadmiar mocy

Nadmiar energii powstały ponad przyjętym poziomem energii, może być eksportowany do Szwecji, Norwegii, a nawet Niemiec. Jeśli jednak wyprodukowana nadwyżka będzie większa od pojemności sieci eksportujących, nastąpi krytyczne przeciążenie sieci. Może to spowodować wystąpienia zakłóceń i załamania systemu.

Zjawisko przeciążenia jest zauważalne w trakcie codziennych operacji, a częstotliwość ich występowania przewiduje się, że wzrośnie. Do roku 2005 przewiduje się w przybliżeniu 2900 MW, jako różnice pomiędzy poziomem produkcji a zapotrzebowaniem.

Przykładowe przeciążenia jakie zostały zaobserwowane :

12kwietnia 2001 roku zaistniała sytuacja krytyczna spowodowana nagłą zmianą pogody. Prognoza zakładała spadek prędkości wiatru, na podstawie czego zdecydowano, że w danym dniu produkcje energii przejmą elektrociepłownie. Silne wiatry spowodowały przeciążenie systemu o około 800 MW. Połączenie ze Szwecją i Norwegią było już eksploatowane prawie w 100%, natomiast niemiecka sieć nie była w stanie przyjąć nadwyżki ze względu na własną dużą produkcję w danym dniu.

W tak nietypowej sytuacji opracowano procedurę awaryjną. Zatwierdzono zmniejszenie produkcji mocy do 350 MW przez elektrociepłownie, zaprzestanie produkcji przez dwie elektrownie (100 MW każda) oraz przeciążenie linii do Norwegii i Szwecji o 70 MW. Mimo to, sieć nadal była przeciążona o 180 MW, których mogła nie udźwignąć, przez co sytuacja nie była opanowana do końca. Na szczęście pogoda powróciła do stanu prognozowanej, a zakładane krytyczne przeciążenie sieci zostało zamienione na sytuację deficytową o 300 MW.

W dniu 1 stycznia 2002 zdarzyła się podobna sytuacja, z niskim zapotrzebowaniem na energię, przy niskiej temperaturze i dużej prędkości wiatru. Tym razem sytuacja wymusiła wyłączenie konkretnych turbin wiatrowych, w celu uniknięcia krytycznego przeładowania.

Miary do bilansowania systemem

Zakładając, że sytuacja przeciążenia może się notorycznie powtarzać w przeciągu kilku następnych lat, należy znaleźć sposób do bilansowania systemem za pomocą przyjętych przez Duńczyków miar wewnętrznych. Analiza stworzona wspólnie z Duńską Agencją Energetyczną określa dane miary na podstawie następujących założeń:

- zamykanie elektrowni wiatrowych;
- zamykanie lokalnych elektrociepłowni;
- wprowadzenie elastycznych obciążeń;
- instalowanie pomp ciepła.

Obecnie, ELTRA analizuje również możliwość łączenia lokalnych elektrociepłowni. Jednak, wykorzystanie jakiejkolwiek z analizowanych metod będzie wymagać wprowadzenia zmian w systemie opodatkowania.

Rys 5. Produkcja energii podczas zimy i lata

Dalszy wzrost energetyki wiatrowej

Rozwój techniczny spowodował, że w latach 90-siątych moc nominalna produkowanych turbin wzrosła do ponad 2 MW. Przygotowano dwa scenariusze dla obszaru NORDEL. Uwzględniając obecne osiągnięcia można założyć że do roku 2020 NORDEL osiągnie poziom 10000 MW mocy zainstalowanej z energetyki wiatrowej. W świetle tego, pierwszy scenariusz staje się ekstremalnym. Scenariusz drugi, jest porównywalny z obecnymi założeniami, choć według niego prędkość przyrostu instalowanych mocy jest większa.

Przygotowany został specjalny raport dla NORDEL, na temat jednostek produkcyjnych nieprzyłączonych do sieci, których istnienie zakłada się w kolejnych scenariuszach. Opracowano również wymagania odnoszące się do regulacji pojemnością.

Duże parki wiatrowe

System energetyczny zachodniej Danii był w stanie sprostać wprowadzeniu dużej ilości morskich parków wiatrowych w poszczególnych miejscach. ELTRA podjęła decyzję, że morskie parki wiatrowe nie powinny być przyłączane do sieci energetycznych na poziomie 60 kV lub poniżej, co jest technicznie do osiągnięcia. Jest to spowodowane zbyt dużą mocą lądowych elektrowni przyłączonych do niskich napięć w sieci. Decyzję o napięciach przyłączeniowych dla morskich parków wiatrowych podjęto głownie ze względu na dwa powody:

1. Potencjał energetyczny dla morskich parków wiatrowych w zachodniej części Danii jest ogromny. Rząd określa go na 4000-5000MW.

2. W przypadku nowych elektrowni wiatrowych, przyłączonych bezpośrednio do sieci przesyłowych wysokiego napięcia, Dania jest wstanie określić bardziej szczegółowe zasady, oraz nadać morskim parkom wiatrowym w funkcjonowaniu statut elektrowni konwencjonalnych.

ELTRA stworzyła zbiór zasad dotyczący przyłączeń dużych parków wiatrowych. Warunki są określone dla parków wiatrowych przyłączonych do sieci energetycznych i stosowane zarówno w przypadku lądowych jak i morskich parków. Zaobserwowano, że turbiny na rynku mogą napotkać bardziej ostre wymagania niż określone obecnie.

Przyjmuje się, że skuteczność energetyczna morskich elektrowni wiatrowych jest wyższa od lądowych. Stwierdzono również, że na lądzie potrzebne jest dwa razy więcej turbin aby wyprodukować tą samą ilość energii ile wyprodukują elektrownie wiatrowe na morzu. Szacuje się, że czas pracy turbiny morskiej w nominalnych warunkach przekroczy 4000 godzin rocznie. Powstaje pilne zapotrzebowanie na regulację, w szczególności gradientu mocy w odstępach jedno minutowych.

Lądowe parki wiatrowe

W Danii stworzono komplet dokumentacji określających warunki techniczne przyłączania elektrowni wiatrowych do sieci energetycznych. Opracowania te dają pewność, że energia wyprodukowana przez elektrownie wiatrowe nie wprowadzi zakłóceń do sieci dystrybucyjnych. Dla przykładu, wymaga się w celu zachowania ciągłości w produkcji, kompensacji przez pojemność i migotanie, oraz systemu zabezpieczającego turbiny wiatrowe.

W celu zapewnienia przewodnictwa siecią dystrybucyjnym stworzono dokumentacje opisujące metody rozwiązywania problemów uwzględniając strukturę sieci, wzrastające napięcie i faktyczną energię w sieci. Obecnie w przybliżeniu 5000 turbin jest przyłączonych do sieci metodą opisaną w tych specyfikacjach.

Obecna sytuacja

Uważa się, że duża ilość energii jaka jest produkowana w zachodniej części Danii powoduje (tymczasowy) spadek jakości dostarczanej energii. Obecnym celem jest przywrócenie dobrej jakości. Na początku lat 90 - tych koszty związane z wprowadzeniem elektrowni wiatrowych i elektrociepłowni do sieci były minimalne. W tym samym okresie wystąpiło przesunięcie zapotrzebowania na sieci transmisyjne w celu zaoszczędzenia na stratach. Dokonano również zmiany miejsc posadowienia jednostek produkcyjnych względem odbiorców, w obszarze sieci - obie te operacje okazały się dochodowe. Obecnie, gdy zainstalowana moc wzrosła, nie stanowi to już problemu. Wydatki rosną dramatycznie z powodu przeciążeń sieci dystrybucyjnych niskiego napięcia oraz linii 10 kV, a także z powodu podjęcia decyzji o przyłączaniu nowych jednostek produkcyjnych do linii 60 kV (co wiąże się z większymi kosztami). Elektrownie wiatrowe często są budowane w miejscach o niskim zapotrzebowaniu energetycznym. W wielu przypadkach wiąże się to z przekształceniem sieci na sieci pobierające energię, choć nie przynosi to żadnych zysków ze względu na przyjęte warunki dostarczania energii do odbiorców. W okresie 1992 - 2001 takie przedsięwzięcia wyniosły 630 mln DKK (85 mln EURO), z czego same elektrownie wiatrowe 400 mln DKK (55 mln EURO).

Elektrownie wiatrowe i elektrociepłownie spowodowały zdecentralizowanie jednostek produkcyjnych, powodując, że największe jednostki produkcyjne tracą statut centralnych, gdyż nie istnieją żadne podstawy komercyjne dla ich funkcjonowania. Oznacza to, że zanikają jednostki regulujące w miejscach, gdzie wzrasta potrzeba regulacji pojemności - regulacja przechodzi na elektrociepłownie i elektrownie wiatrowe. Oznacza to również, że poziom energii oraz energia na krótkich dystansach jest redukowana. Powoduje to:

- wzrost zagrożenia dla linii HVDC, głównie do Szwecji;
- wzrost zagrożenia harmonicznymi;
- wzrost zagrożenia skokami napięcia przy włączaniu i wyłączaniu linii;
- wzrost zagrożenia zaobserwowania usterek na dłuższych odległościach.

Wnioski

Jednym ze skutków duńskiej polityki była potrzeba prowadzenia bardzo skomplikowanego systemu energetycznego. Elektrownie wiatrowe i elektrociepłownie stanowią kluczową produkcję energii w zachodniej części Danii stanowiąc 50% produkcji energii w roku 2001, co doprowadziło do kilku sytuacji przeciążenia sieci. Obecnie bilansowanie energią w sieci, jaką posiada Dania jest możliwe tylko dzięki połączeniu jej z innymi obszarami, które posiadają jednostki produkcyjne innego rodzaju nie jest to rozwiązanie, które może być długoterminowe.

Duńskie miary wewnętrzne są obecnie niezbędne w celu unikania sytuacji krytycznych bądź zakłóceń w sieci. Z punktu widzenia operatora systemu transmisji wcześniej pasywne jednostki produkcyjne powinny zostać przekształcone na aktywne elementy sieci aby mogły działać w charakterze źródeł pomocniczych dla sieci.

Wszelkie prawa zastrzeżone.
Created by Paweł Premicz 2000-2006 KVM