Opracowano na podstawie raportu „Story in brief ”, EPRI Journal Spring 2006

W ciągu ostatnich dwudziestu lat postęp technologiczny doprowadził do obniżenia kosztu produkcji energii w elektrowniach wiatrowych o ponad 80%. Dzięki temu ten segment energetyki odnawialnej wykazuje roczne przyrosty mocy zainstalowanej w granicach 20-30%. W Stanach Zjednoczonych udział energii wiatrowej w krajowym bilansie ma wzrosnąć z obecnych 0,4% do 5% w 2020 r. Szybki przyrost mocy w energetyce wiatrowej ujawnia z całą wyrazistością zasadniczą przeszkodę dla jej rozwoju, jaką stała się bezpieczna i efektywna integracja z systemami elektroenergetycznymi. W początkowym okresie elektrownie wiatrowe często pracowały na wydzielone odbiory. Z biegiem czasu ich moce wzrastały i niedogodności generacji wiatrowej zaczęły stawiać pod znakiem zapytania ambicje inwestorów tego segmentu. Współpraca z systemem elektroenergetycznym wymaga od dostawcy przewidywalności produkcji energii.

Tymczasem nawet na obszarach o silnych wiatrach współczynnik rocznego wykorzystania generatorów wiatrowych nie przekracza 35% czyli przez większość czasu w roku prędkość wiatru nie pozwala na uzyskanie znamionowej mocy turbin. Dodatkowo elektryczne własności wielu generatorów uniemożliwiają ich działanie w anormalnych lub awaryjnych stanach systemu. Na szczęście nowe technologie wdrażane aktualnie w energetyce wiatrowej ułatwiają pokonanie przeszkód na drodze do pełnej integracji z systemami.

Operatorzy elektrowni wiatrowych w USA przesyłają prognozy własnej produkcji na dany dzień z wyprzedzeniem jednej godziny oraz plany produkcji na dzień następny. Ponieważ prędkość i kierunek wiatru mogą ulegać trudnym do przewidzenia zmianom, operator systemu musi skompensować ubytki mocy wytwarzanej w wiatrowniach dostawami z innych źródeł. Wpływ niedokładnych prognoz zdolności wytwórczych elektrowni wiatrowych na pracę systemu zależy od ich udziału w łącznej mocy systemu, struktury jego źródeł oraz szybkości zmian mocy wiatrowni. W warunkach amerykańskich koszt poniesiony na kompensację wspomnianych ubytków ocenia się na 0.18-0.55 USD/kWh. Te niebagatelne straty udaje się już redukować dzięki dokładniejszemu prognozowaniu warunków atmosferycznych.

Od 1998 r. w Kalifornii stosuje się szereg metod obejmujących prognozowanie pogody, modelowanie wiatru, ocenę stanu elektrowni wiatrowych i narzędzia analizy statystycznej. W celu stymulowania produkcji operator systemu kalifornijskiego oferuje elektrowniom wiatrowym coraz dogodniejsze warunki współpracy. Zwykle wszyscy wytwórcy składają propozycje sprzedaży na rynku godzinowym i rynku dnia następnego. Co 10 minut wyceniane są kary za niedotrzymanie uzgodnionych planów. Dotychczas ryzyko ponoszenia tych wysokich opłat zniechęcało producentów wiatrowej energii od pełniejszej integracji z systemem. Od pewnego czasu właściciele farm wiatrowych korzystają z dogodniejszych form rozliczania płacąc za odchyłki od planu produkcji obliczane w okresie miesięcznym pod warunkiem korzystania z prognoz warunków atmosferycznych opracowywanych przez operatora stanowego systemu. Dzięki przyjęciu nowego sposobu rozliczeń coraz więcej amerykańskich źródeł wiatrowych decyduje się na integrację z systemem elektroenergetycznym.

Podczas gdy udoskonalone prognozowanie warunków atmosferycznych łagodzi problemy wynikające z długo- i średnioterminowej zmienności wiatrów, nagłe wahania prędkości i kierunku prądów powietrznych wciąż wywołują utrudnienia natury technicznej. Ich rodzaj i skutki zależą od typu generatorów elektrycznych zainstalowanych na farmach wiatrowych. Na całym świecie stosuje się dwa zasadnicze rodzaje generatorów wiatrowych: maszyny indukcyjne o stałej prędkości obrotowej oraz turbogeneratory (maszyny synchroniczne i indukcyjne pierścieniowe z uzwojeniami na wirniku) o regulowanej prędkości obrotowej. Pierwsze z nich to powszechnie stosowane w przemyśle asynchroniczne maszyny klatkowe pracujące jako prądnice z prędkością wyższą od synchronicznej. Są one napędzane przez przekładnię turbiną o wirniku wyposażonym zwykle w trzy łopaty bez regulacji kąta nachylenia. Generator może być przyłączony do sieci przez transformator podwyższający napięcie. Na zaciskach generatora są instalowane kondensatory o skokowo regulowanej pojemności dostarczające moc bierną do magnesowania maszyny. Jest to najprostsze rozwiązanie, lecz obarczone wadami wynikającymi z braku możliwości regulacji parametrów pracy.

Turbogeneratory te pracują praktycznie ze stałą prędkością narzuconą przez częstotliwość sieci z nieznacznym poślizgiem 1-2%. Brak możliwości zmiany prędkości obrotowej generatora wyklucza użycie turbin z dynamiczną regulacją ustawienia łopatek dla dostosowania wydajności maszyny do zmiennej prędkości wiatru. Brak możliwości optymalnego wykorzystania zmiennej siły wiatru bez narażania układu mechanicznego (wału i przekładni) na nadmierne naprężenia, jak również ograniczenia regulacji napięcia i mocy utorowały drogę zastosowaniu energoelektronicznych przekształtników w dużych elektrowniach wiatrowych. W praktyce przyjęły się dwie technologie: generator synchroniczny oddający moc do sieci przez przemiennik częstotliwości oraz asynchroniczna prądnica pierścieniowa z uzwojeniami wirnika zasilanymi z przekształtnika przyłączonego do zacisków elektrowni. W tych układach turbogenerator pracuje ze zmienną prędkością obrotową regulowaną przez urządzenie sterujące ustawieniem łopat. Dzięki temu można optymalnie wykorzystywać zmienne prędkości wiatru, a w razie ich nadmiernego wzrostu skutecznie ograniczać generowaną moc. Jednak obok niezaprzeczalnych zalet (doskonałe własności regulacyjne, wspieranie systemu elektroenergetycznego w stanach zakłóceniowych) użycie energoelektronicznego przekształtnika podnosi koszt inwestycyjny i eksploatacyjny elektrowni, a ponadto obniża sprawność wskutek występujących w nim strat cieplnych.

Do „wygładzania” przebiegu mocy wytwarzanej na farmach wiatrowych planuje się szerzej wykorzystywać układy gromadzenia energii. Przy obecnych uwarunkowaniach ekonomicznych ich stosowanie wyłącznie w energetyce wiatrowej ogranicza się do odległych, autonomicznych źródeł np. na terenach wysokogórskich lub wyspach. Obecnie korzystne perspektywy posiadają koncepcje wyposażania elektrowni wiatrowych przyłączonych do sieci elektroenergetycznej w zasobniki energii. Układy te mogą przyjmować nadmiar produkowanej energii elektrycznej i oddawać ją do systemu w okresach obniżonej mocy wiatrowni. Niezbędnym uzupełnieniem takiej instalacji jest wspomniany przekształtnik energoelektroniczny realizujący przetwarzanie parametrów mocy elektrycznej przepływającej do i z zasobnika. Takie układy gromadzenia i wymiany energii o wymownej nazwie Electronic Shock Absorber pracują już na farmach wiatrowych na Hawajach, gdzie z powodzeniem łagodzą skutki nieprzewidywalnych porywów i zaników wiatrów. Urządzenia te zawierają nowatorskie elementy gromadzenia energii elektrycznej, jakimi okazały się superkondensatory. Innymi zasobnikami energii testowanymi dla elektrowni wiatrowych w USA są wielkie koła zamachowe oraz układy akumulacji wody lub sprężonego powietrza.

Konwencjonalne generatory synchroniczne posiadają zdolność regulacji napięcia w węzłach sieci i wymuszania przepływów mocy w systemie. Tymczasem tradycyjne elektrownie wiatrowe oparte na maszynach indukcyjnych nie dysponują taką możliwością, co wyklucza je z udziału w procesach regulacji dostaw mocy biernej do systemu.

Współpraca wiatrowych turbogeneratorów z siecią może negatywnie oddziaływać na stabilność systemu elektroenergetycznego tj. osłabiać jego zdolność do utrzymania działania po wystąpieniu zakłóceń. Taką typową sytuacją jest reakcja elektrowni wiatrowej na nagłe obniżenie napięcia wywołane np. pobliskim zwarciem. Zazwyczaj generator wiatrowy zostaje wtedy wyłączony przez własne zabezpieczenie podnapięciowe. Dzięki temu unika się zwiększonego poboru mocy biernej z sieci, a także ryzyka rozbiegania maszyny przez nadmierny moment napędowy na wale. W rezultacie takie elektrownie wiatrowe nie biorą udziału w odbudowie systemu po eliminacji zwarcia. Ryzyko kaskadowych wyłączeń źródeł wiatrowych w stanach awaryjnych stanowi jedną z głównych przeszkód w ich integracji z systemem elektroenergetycznym. Dlatego coraz częstsze zastosowanie znajdują turbogeneratory synchroniczne wyposażone w przekształtniki energoelektroniczne, które zapewniają utrzymanie pracy elektrowni podczas pobliskich zwarć i załamań napięcia.

Poważne trudności występują także z dotrzymaniem parametrów jakości energii wytwarzanej w elektrowniach wiatrowych, zwłaszcza pod względem stabilności generowanych napięć i zawartości wyższych harmonicznych. Zwykle źródła te są przyłączane do stacji transformatorowych o ograniczonej mocy zwarciowej, co zwiększa podatność na zakłócenia napięcia w tych węzłach. Napięcia i moce generatorów wiatrowych wykazują niekiedy nadmierne oscylacje. Indukcyjne generatory pozbawione układów regulacji napięcia nie są w stanie zapewnić ich stabilnej wartości przy zmiennych warunkach atmosferycznych i zmiennych warunkach napięciowych w systemie elektroenergetycznym. W rezultacie występują powolne zmiany wartości skutecznej napięć na wyprowadzeniu mocy, co powoduje między innymi niedotrzymanie założonych wartości generowanych mocy biernych i współczynnika mocy. Powolny ruch obrotowy łopat wirnika powoduje wahania momentu napędowego na wale turbiny z częstotliwością 0.1-0.3 Hz. Oscylacje te są wywoływane m.in. zróżnicowanym rozkładem prędkości wiatru w funkcji wysokości oraz okresowym przysłanianiem każdej z łopat przed wiatrem przez konstrukcję wieży. Taka zmienność napięcia zwana potocznie „migotaniem” może być uciążliwa dla użytkowników oświetlenia. Wyposażenie turbin w układy regulacji prędkości obrotowej może na szczęście skutecznie zapobiegać tym niepożądanym oscylacjom.

Oprócz niestabilności czasowej napięcie elektrowni wiatrowych może także ulegać odkształceniu przez wyższe harmoniczne. Ich obecność jest powodowana m.in. przez przekształtnik energoelektroniczny przetwarzający parametry wytwarzanej energii, a dla generatorów indukcyjnych – komutacją baterii równoległych kondensatorów do kompensacji mocy biernej. W pierwszym przypadku w napięciu ciągle występują harmoniczne rzędu głównie 5 i 7, zaś w drugim pojawiają się one przy wykonywanych operacjach łączeniowych. Do eliminacji tych zakłóceń stosuje się specjalne filtry sieciowe.

Dokończenie znajdziesz w wydaniu papierowym. Zamów prenumeratę miesięcznika ENERGIA GIGAWAT w cenie 108 zł za cały rok, 54 zł - za pół roku lub 27 zł - za kwartał. Możesz skorzystać z formularza, który znajdziesz tutaj

Zamów prenumeratę