Simulace provozu větrných elektráren
Ing. Michal Konč, ČEZ Distribuce, a. s.,
doc. Ing. Radovan Doleček, Ph.D., Univerzita Pardubice, Dopravní fakulta Jana Pernera
1. Úvod
Koncem roku 2010 se předpokládal vzrůst instalovaného výkonu ve větrných elektrárnách (VtE) na 303 MW, čemuž odpovídá asi 485 GW·h vyrobené elektřiny ročně. Naproti tomu v roce 2006 činil instalovaný výkon pouhých 44 MW a vykoupená elektřina 49,4 GW·h, což je během čtyřletého období téměř sedminásobný nárůst instalovaného výkonu [1]. Mezi největší větrné farmy provozované v ČR patří Kryštofovy Hamry v Krušných horách o instalovaném výkonu 42 MW; druhou největší VtE je farma Horní Loděnice-Lipina na pomezí Nízkého Jeseníku a Oderských vrchů o instalovaném výkonu 18 MW. Ostatních VtE (nad 100 kW) je asi padesát, ovšem tyto nepřekračují hodnotu instalovaného výkonu 10 MW (stav k 6/2009). Téměř 30 % veškerého instalovaného výkonu tuzemských VtE je v Ústeckém kraji a dalších 20 % na Olomoucku. Zájem firem o investice do výstavby nových VtE roste. Plány investorů počítají v nejbližších letech s nově instalovaným výkonem VtE po celé ČR přibližně 1 200 MW, což je více než kapacita jednoho bloku jaderné elektrárny Temelín [2] až [4]. Cílem tohoto článku je ukázat způsoby a možnosti posouzení připojitelnosti zdrojů VtE do napěťových hladin nn a vn z pohledu zpětných vlivů v praxi a dále najít a navrhnout možná opatření vedoucí k omezení zjištěných nadlimitních hodnot.
2. Metody analýzy výsledků výpočtu zpětných vlivů VtE
Při posuzování možných zpětných vlivů na distribuční soustavu (DS) je možné využít výpočtový matematický model nebo simulační programy, které jsou schopny pokrýt svými výpočty větší variabilitu stavů i množství zdrojů.
Technické podmínky připojování upřesňují a doplňují pravidla provozovaní distribučních soustav (PPDS) – viz příloha č. 4 [5]. Požadavky provozovatelů distribučních sítí (PDS), k jejichž sítím se VtE připojují, jsou uvedeny v [5] až [7]. Zpětné vlivy na síť PDS, tj. změny napětí, flikr, proudy harmonických a ovlivnění zařízení HDO (hromadné dálkové ovládání), byly zkoumány na základě výpočtů a simulací.
Pro vyhodnocení byly použity tyto dvě metody:
- metoda výpočtová
Zahrnuje matematický model sítě s charakteristickými vstupy, mezi které patří mj. délka vedení, průřez (podle technologických úseků trasovaných ke zdroji), rezistivita, reaktance a zkratový výkon sítě; transformátory zahrnující zdánlivý výkon, ztráty nakrátko a napětí nakrátko. Výstupními proměnnými jsou maximálně možné připojitelné výkony, k nim vztažené změny napětí, příspěvky k vjemu flikru, fázový úhel impedance sítě a proudy harmonických. Nevýhodou je, že tímto způsobem lze řešit pouze jednodušší konfigurace sítě s omezeným počtem zdrojů. - metoda simulací
Využívá program E-vlivy a aplikuje ve svém algoritmu strukturu známou z metody výpočtů. Tato metoda umožňuje ovšem navíc stanovit mnohačetnou variabilitu charakterizovanou zejména různými provozními stavy sítí (simulace s vypínači – možnosti záložních napájení apod.), četností zdrojů, včetně jejich rozmístění, možností jejich rychlé přeparametrizace.
Tyto dvě zvolené metody byly vzájemně v průběhu řešení porovnávány. Jednotlivé výsledky rozdělené podle napěťových hladin v jednotlivých zkoumaných zapojeních se sítěmi PDS jsou uvedeny v dalším textu.
3. Posouzení výroben dodávajících do distribuční sítě vn a nn
3.1 Posouzení výroben dodávajících do distribuční sítě nn
Pro výpočet a simulaci byl použit současný případ malé vodní elektrárny (MVE) na řece Moravě. Rozdíl v simulaci oproti VtE je v dosazení do zadání, která doplňují vstupní hodnoty pro výpočet flikru; dále se s ní pracuje jako s VtE. Zdroj způsobí v síti nadměrné, především napěťové změny, což bylo prokázáno měřením. Vstupní parametry pro výpočet a pro simulaci jsou uvedeny v [9].
Na obr. 1 je schéma zapojení posuzovaného (již provozovaného) zdroje se jmenovitým výkonem asynchronního generátoru 23 kW (AS1). Nově plánovaná VtE o jmenovitém výkonu 30 kW je označena jako AS2. V simulaci podle obr. 1 není AS2 již řešena z důvodu překročení povolených napěťových mezí provozovaným zdrojem AS1. Do simulace a výpočtu je zahrnuta i nadřazená síť vn 22 kV, která přispívá k výslednému zkratovému výkonu v přípojném místě VtE.
Velikost skutečných zátěží (Z2 až Z6) je odvozena z celkového změřeného proudového zatížení vývodu (bod U2); rozložení a velikost jednotlivých zátěží (Z2 až Z6) po síti jsou uvedeny na základě osobní znalosti. Příklady výsledků určení zpětných vlivů současné VtE na nn v U6 jsou uvedeny v tab. 1.
Obě metody – jak výpočtová, tak simulační – vycházejí z podmínky neutrálního účiníku (cos φ = 1) připojeného zdroje. Výsledný úhel v simulaci je mírně odlišný vlivem výpočtu chodu sítě, neutrální účiník pro výpočet se používá jako vstupní statická hodnota. Zásadní a důležité diference jsou patrné u zvýšeného napětí, původ rozdílů je způsoben odlišným přístupem obou metod. Zatímco při výpočtech je nalezen maximálně možný připojitelný výkon SAmax a pro něj přípustné zvýšené napětí ΔuAV v místě připojení (U6), u simulace umožňuje program E-vlivy i změny připojovaného výkonu, a tím nalezení optimálního zdánlivého připojitelného výkonu S výroben na nn. Pro porovnání s měřením bylo tedy zapotřebí se co nejvíce přiblížit skutečnému stavu v simulaci. Rozdíl od hodnoty získané měřením (23,75 % – uvedeno v [9]) je necelých 5 % (tab. 1). Pro porovnání s manuálními výpočty bylo tedy nutné zjistit maximální připojitelný výkon, kdy nebude překročena 3% hranice zvýšení napětí. Diference mezi zjištěnými hodnotami výkonu představuje přibližně hodnotu 0,5 kW. Na správnost přístupu k výpočtům poukazují všechny ostatní přibližně stejné výsledky. Skutečnou velikost vyšších harmonických nelze v tomto případě přesněji určit z důvodu absence ověřovacích protokolů zdroje. Podle [9] je možné určit pouze limitní emisní hodnoty vybraných proudů (tab. 1, sloupec Výpočty).
Nový zdroj AS1 by v této fázi nebylo možné připojit (zvýšené napětí Δu překračuje povolenou hodnotu šestkrát, Δuers dokonce sedmkrát – program E-vlivy), a to již při neutrálním účiníku. V tomto případě je třeba připomenout pro daný záměr sice nepodstatnou, ale přesto zajímavou skutečnost týkající se celkem velkého útlumu signálu HDO (15,7 %), který je však ještě v tolerančních mezích (20 %).
Provoz VtE se sítí PDS podle původního stavu je z hlediska příslušných mezí nepřípustný. I přesto však není možné z důvodů těchto nadlimitních zpětných vlivů zdroj odstavit. Navíc je zažádáno o připojení dalšího, nového zdroje AS2, situovaného do stejné sítě, tj. vývodu nn a transformátoru vn/nn. Pro splnění požadavků vyplývajících z [5] a dalších souvisejících předpisů bude nutné upravit síť např. do podoby vyplývající z obr. 2.
Dodavatel bude podle svých potřeb (především z důvodu rychlejšího návratu vložených investic) požadovat měření v místě výroby VtE (bod U13). V tab. 2 jsou uvedeny výpočty zpětných vlivů v tomto bodě jako nejbližšího požadovaného místa připojení. Opět je nutné pracovat s výsledky obou přístupů ze dvou různých úhlů pohledu. Z uvedených výsledků vyplývá, že není možné požadavkům dodavatele vyhovět. Jako nejbližší předávací místo je ze strany PDS navržen bod U2. Pro tento bod byly simulovány zpětné vlivy pouze v programu E-vlivy. Hodnoty jsou patrné z tab. 3 a z nich vyplývá, že pro požadovaný výkon zdroje jsou splněny základní požadavky pro jeho připojení. V tomto stavu lze simulovat i provoz při jiném než neutrálním účiníku, a stanovit tak jeho meze pro vlastní zdroj. Lze i kontinuálně měnit velikost připojovaného výkonu, zvyšovat jej a stanovit jeho maximální hodnotu. Harmonické opět nelze spočítat pro absenci ověřovacího protokolu; přípustné meze jsou uvedeny v tab. 2. Na obr. 3 je graf příslušných napěťových poměrů uzlů ve sledované síti nn.
Možnosti připojení a měření nového zdroje jsou posuzovány v bodech U13 nebo U14. Je tedy na dodavateli, ke které distribuční transformátorové stanici (DTS) kabel od zdroje přivede (T123 nebo T124). Porovnají-li se však poměry mezi přibližně stejnými délkami kabelů, nelze AS2b provozovat, neboť v uzlu U14 (předávací místo) je zvýšené napětí přesahující 6 %. Dodavatel tudíž musí komplexně zvážit ekonomiku připojení na základě místních poměrů, nákladů a výčtu možností připojení do sítě. Tento výčet předkládá příslušný PDS, jenž může rozhodnout o způsobu provozování (pouze bod U2, U6 při rozpojení sítě v U14).
3.2 Posouzení výroben dodávajících do distribuční sítě vn
Do sítě vn se připojují již zdroje z kategorie velkých VtE (až jednotky megawattů). Pro tento případ byl opět zvolen současný zdroj se zkráceným názvem Kmn (typ Vestas V90 – 2 MW) [9], který je napojen přes linku vn 21 do transformovny 110/22 kV. V simulaci jsou bílou barvou podbarveny další zdroje, na které již byly evidovány nové žádosti.
Problémem sítí vn v jakýchkoliv simulacích je nerovnoměrné rozložení zátěže. DTS jsou nepravidelně a s různou hustotou rozmístěny podél vedení vn. Protože konkrétní velikosti odběrů jednotlivých DTS nejsou známy, využívají se jen dostupná data z řídicího systému PDS. Vstupní data o zatížení pro simulace se omezí na zimní, lépe však na letní měření rozvoden (Z1, Z2). Celková délka vedení k předávacímu bodu U9 je více než 21 km. Při posuzování zpětných vlivů je nutné respektovat i další hlediska dotčených úseků v rámci nadřazení sítě ve společnosti PDS, které poskytují vstupní podklady pro simulace. Vychází se ze základních a náhradních způsobů zapojení, napájení linek vn (vypínače SP1, SP2 – přepojení na další možné stavy provozu). V tab. 4 jsou uvedeny výsledky výpočtů zpětných vlivů a výsledky simulací v programu E-vlivy. Opět je na první pohled patrný rozdíl v přístupu k vlastnímu posouzení z hlediska výpočtu a simulace. Výpočet předkládá přijatelné zpětné ovlivnění zdrojem, bude-li hodnota SAmax rovna hodnotě 1,345 MV·A. Červeně jsou označeny hodnoty nevýznamně překračující přípustné parametry. Protože jde o VtE, která je již v provozu, je možné porovnat některé tyto simulované parametry se skutečně naměřenými hodnotami [9]. Při analýze naměřených hodnot nebyl zjištěn žádný negativní vliv na síť vn 21. Sníží-li se však instalovaný výkon VtE v programu na hodnotu 1,345 MV·A, hodnota Δu klesne na přibližně stejnou hodnotu jako u výpočtu. Příčinou nadměrné změny napětí Δu pro VtE 2 MW je délka vedení AlFe (linka vn 21) asi 1,2 km při příliš malém průřezu (S ≤ 42 mm2). U vn by tedy bylo pro simulační model nutné eliminovat slabá místa dané linky vn 21 (tedy S ≤ 42 mm2) a nahradit je vodiči s průřezem alespoň 110 mm2.
V tomto případě již bylo možné se lépe zaměřit na vyšší harmonické emitované zdrojem VtE. Z ověřovacího protokolu [8] byly zjištěny procentuální velikosti vztažené k proudu základní harmonické. Tyto hodnoty bylo nutné pomocí jmenovitého výkonu přepočítat na příslušnou napěťovou hladinu sítě vn. Podrobné postupy a výsledky jsou uvedeny opět v [9]. Graf na obr. 5 představuje hodnoty zjištěné z výpočtů podle [9] a ze simulace pomocí programu E-vlivy (viz obr. 4 – zdroj harmonických ZI1 získaný z datového listu VtE) a z měření. Žluté sloupce představují povolené emisní limity (některé nejsou v grafu zobrazeny úplně vzhledem k jejich velkým hodnotám). Problém zde však představují simulované hodnoty harmonických >31, které již překračují emisní limity dané výpočty podle [9]. Důvodem zřejmě bude frekvenční charakteristika U9, kde se skokově velmi mění impedance právě mezi 40. a 50. harmonickou (emise doloženy ověřovacím protokolem). Podle platné legislativy se měří pouze do 25. harmonické, tudíž nelze tuto skutečnost ověřit. Je nutné též brát v úvahu vliv transformátoru 22/0,4 kV, Dyn, díky němuž jsou harmonické, které jsou násobkem čísla tři (základní harmonické), eliminovány. Skutečné znečištění vyššími harmonickými by mělo být ověřeno opět měřením (pouze samostatná VtE – ostrovní provoz).
4. Závěr
Článek ukazuje, jakým způsobem se postupuje, je-li po PDS požadováno posouzení zpětného ovlivnění sítí jakoukoliv výrobnou elektrické energie podle [5] až [7]. Metoda výpočtů je náročná, ovšem použitelná pouze do určitého počtu zdrojů. Metoda simulací pomocí programu E-vlivy je naproti tomu mnohem rychlejší a poskytuje širokou variabilitu při žádaném dosažení optimálního instalovaného výkonu VtE či jiných zdrojů. V článku jsou z hlediska připojení (se zaměřením na výpočet zpětných vlivů) posouzeny VtE připojené do napěťových hladin nn a vn. S ohledem na porovnání správnosti výsledků byly zvoleny vícepohledové výpočetní a simulační metody v lokalitách, kde byly i skutečně měřeny zpětné vlivy. Obě metody se v konečném důsledku doplňují, a je tedy možné využít oba způsoby. Program E-vlivy představuje mnohem pohodlnější, rychlejší a variabilnější přístup ke konečnému řešení.
Napětí
Výsledky výpočtů, simulací a měřením na nn, ukazují při respektování současného zatížení na překročení změny napětí Δuers a zvýšené napětí Δu. U VtE AS1 v přípojném bodě U6 jsou to více než 3 %. Nápravná opatření s celkovým kladným vyjádřením jsou u nn patrná z obr. 2, kdy je možné provozovat novou VtE i současné VtE i s větším rozsahem hodnot účiníku. Na hladině vn výsledky výpočtů i měření ukazují, v současném stavu s respektováním pouze celkového zatížení rozvoden, na nepřekročení zvýšeného napětí Δu VtE o výkonu 2 MW v přípojném bodě U9 o více než 2 %, zatímco simulační model ukazuje na mírné překročení parametrů Δuers a Δu. Negativní vliv je možné snížit zvětšením průřezu vodičů v kritickém úseku vedení vn.
Flikr
Výsledný činitel flikru překračuje stanovené limity na nn v U6 a v U13; v U2 jsou limity již v toleranci. Na vn v současném stavu sítě nejsou limity překračovány ani v případě výpočtů, ani v případě simulačního modelu, nejsou tudíž nutná žádná opatření pro jejich snížení.
Vyšší harmonické
Nadměrnou produkci vyšších harmonických proudů u VtE připojených na nn nelze vyhodnotit z důvodu absence ověřovacích protokolů zařízení VtE. Pro vlastní měření jsou stanoveny pouze přípustné emisní limity, které nesmí být skutečnými hodnotami vyšších harmonických překročeny (zjištěné následným měřením). Na hladině vn jsou výsledné hodnoty výpočtů, simulace i měření uvedeny v [9], grafické porovnání s vypočítanými přípustnými hodnotami je patrné z obr. 5.
Zanedbají-li se u vyšších harmonických proudů násobky tří základní harmonické vlivem zapojení primárního vinutí u T2 (22/0,4 kV, Dyn), jsou meze překročeny pouze u 31. a 50. harmonické. Tuto skutečnost by bylo zajímavé prověřit měřením v praxi.
HDO
Signál HDO, jak bylo určeno na základě simulačních modelů, není v žádném z případů, a to ani na nn, ani na vn, nadměrně ovlivněn.
Literatura:
[1] Bezpečná integrace OZE do ES ČR. Tisková konference ČSRES, 10. 03. 2010.
[2] http//bids.cz/fines/20091102-439-VtE-v-CR-k-1.6.2009.pdf (26. 03. 2010).
[3] HOŠEK, J.: Využití větrné energie v ČR. ČK konference CIRED, 2007.
[4] VELEK, V.: Očekávané dopady vstřikování velkých výkonů větrných elektráren do distribuční a přenosové soustavy. ČK konference CIRED, 2006.
[5] Pravidla provozování distribučních soustav. Příloha 4, pravidla pro paralelní provoz zdrojů se sítí provozovatele distribuční soustavy, 2006.
[6] ČSN EN 50160 Charakteristiky napětí elektrické energie dodávané z veřejné distribuční sítě.
[7] PNE 33 3430-0 Výpočetní hodnocení zpětných vlivů odběratelů distribučních soustav.
[8] Technická specifikace stroje. V90-2 MW, gen. specifikace 14.01.2004 950019.R2.
[9] KONČ, M.: Simulace provozu VtE s ohledem na připojovací podmínky PDS. ČK konference CIRED, 2009.měření
Obr. 1. Schéma současného zapojení se zdrojem AS1
Obr. 2. Schéma možného budoucího zapojení se zdroji AS1, AS2
Obr. 3. Rozložení napětí v dotčeném vedení nn s oběma zdroji
Obr. 4. Schéma stávajícího zapojení s VtE K2 a s jeho zdrojem harmonických proudů ZI1
Obr. 5. Graf porovnání emitovaných vyšších harmonických proudu
Tab. 1. Výsledky získané metodou výpočtů a simulací zpětných vlivů současné VtE na nn v U6
Tab. 2. Výsledky získané metodou výpočtů a simulací zpětných vlivů plánované VtE na nn v U13
Tab. 3. Výstupní hodnoty zpětných vlivů plánované VtE v U2
Tab. 4. Výpočty zpětných vlivů plánované VtE v U9
Ing. Michal Konč ukončil v roce 2008 studium na DFJP v Pardubicích s elektrotechnickým zaměřením. Od roku 1995 pracoval ve VČE, a. s., kde se věnoval problematice provozu sítí, bilancí a ztrát. Od roku 2006 pracuje ve společnosti ČEZ Distribuce, a. s., v úseku Řízení sítí se zaměřením na hodnocení kvality a spolehlivosti sítí PDS.
doc. Ing. Radovan Doleček, Ph.D., vystudoval v letech 1994 až 1999 obor elektrická zařízení v dopravě na DFJP, Univerzity Pardubice. V roce 2000 až 2001 byl projektantem u OEZ Letohrad, a. s. V období let 2001 až 2006 studoval postgraduálně obor dopravní infrastruktura – elektrotechnika a od roku 2002 do 2003 byl studentem LIC Sydney Austrálie. V roce 2004 se stal odborným asistentem na katedře elektrotechniky, elektroniky a zabezpečovací techniky na DFJP, kde působí od roku 2009 jako docent. V současnosti se věnuje výzkumu v oblasti elektromagnetické kompatibility elektrických pohonů a zabývá se simulacemi pro drážní systémy a energetiku.
The paper deals with utilization of wind energy as renewable resource of electric energy generated by wind power plants, their connectivity options and their operating within an electrical energy distribution network. The emphasis is laying particularly on resource influence in electrical energy distribution networks which will be evaluated using the E-vlivy program by EGC – EnerGoConsult ČB, Ltd. The simulation results are compared with manual calculation and with the obtained measurements of electric energy quality parameters.