TET15 VINDKRAFT Terje Gjengedal Statkraft SF

Transkript

1 TET15 VINDKRAFT Terje Gjengedal Statkraft SF

2 1. INNLEDNING Vind har i flere tusen år blitt benyttet som energikilde med skip og vindmøller som sentrale bruksområder. Foruten til drift i møller, har vindturbiner av ulike typer vært brukt til pumping av vann. I de senere ti-årene har vindturbiner også vært knyttet til drift av elektriske generatorer. På avsidesliggende steder og for mindre kravfull forsyning, har det lenge vært en aktuell løsning. Sammen med tilstrekkelig batterikapasitet har vindgenerering vært den billigste energiforsyningen for enkelte reléstasjoner og for enkelte fyr på kysten. Vindkraft har imidlertid også i mange land etter hvert fått en sentral plass i den ordninære energiforsyningen og i land med gunstige vindforhold har vindkraft etter hvert fått et sterkt innpass i elektrisitetsforsyningen. Med det var først etter den sterke stigningen i oljeprisene i 1974 og 1979 at det kom fart i eksperimentene med vindkraftverk utbygget med vår tids teknologi. I de senere år har det skjedd en rivende utvikling med omsyn på bruk av vindmøller til elkraftproduksjon. Mølleeffektene har økt sterkt fra noen få kw opp til de største kommersielt tilgjengelige vindkraftverk i ytelsesområdet ca. 4 MW. Begrepet mølle er egentlig en sammenblanding av formålet med vindturbinen idet denne oftest ble benyttet for å drive rundt kvernsteiner for maling av mel. Vi skal derfor heller bruke begrepet vindturbin om en enkelt enhet/ aggregat og begrepet vindkraftverk eller vindpark om en samling av flere turbiner. Norge har et stort vindkraftpotensiale. Flere ulike beregninger er gjort og IFE ( Inst. For Energiteknikk) har anslått potensialet til ca. 32 TWh når kraftverkene plasseres tett langs hele kysten. Tar vi bort områder med mulige interessekonflikter er potensialet beregnet til ca. 13 TWh som tilsvarer ca MW med en gjennomsnittlig brukstid på vel 2500 timer/år. Vindforholdene varierer imidlertid betydelig langs kysten og brukstiden vil variere fra anlegg til anlegg. I tillegg til potensialet langs kysten kommer potensialet i fjellet og i innlandet. I Norge er det i dag idrift ca 100MW og med en gjennomsnittlig brukstid på disse gode prosjektene på 3000 timer tilsvarer det ca 300GWh. Vindkraft har fått økt fokus de senere år. Flere aktører har forhåndsmeldt prosjekt og søkt om konsesjon og total innmeldt kapasitet er på flere tusen MW. Statkraft har bl.a. forhåndsmeldt flere parker i tillegg til de to som de nå bygger på Smøla( 150MW) og Hitra (56MW). På Havøysund er det også bygd en park på 40 MW i regi av Norsk Miljøkraft, Norsk Hydro og NUON. Andre utbyggere er også i gang med sine prosjekt. Figur 1 viser lokalisering av prosjekt ( forhåndsmeldte, konsesjonssøkte, konsesjonsgitte, og i drift). Som vi ser er alle prosjektene lokalisert langs kystbeltet og med tettest plassering fra Sogn og Fjordane/ Møre og Romsdal i sør til Finnmark i nord. Skal en nå myndighetenes mål på 3TWh vindkraft innen 2010, må det bygges ca 700 MW de kommende 5 år, og kapasiteten vil komme i større parker og på steder med et svakt nett. Det er ikke rapportert om driftsforstyrrelser eller systemmessige driftsproblemer direkte knyttet til vindkraft i Norge i dag, men både svenske, danske og nederlandske miljø har satt fokus på mulige systemmessige konsekvenser av storskala integrasjon av vindkraft. I Sverige (1) rapporterer en om spenningsproblemer i nett med lave kortslutningsytelser, mens man i Danmark (2) rapporterer om pendlinger mellom vindkraftparker og andre maskiner i nettet over en svak forbindelse. Dessuten har også spørsmålet om turbiner i samme park har en tendens til å synkronisere seg og svinge i takt vært oppe i ulike fagmiljø. Interaksjoner mellom de enkelte turbinene internt i vindkraftverket, samt mellom vindkraftverket og det øvrige kraftsystemet er derfor aktuelle problemstillinger også for

3 norske forhold. Dette gjelder spesielt dersom man får store vindkraftverk ( MVA) som tilknyttes i relativt svake punkt i nettet langs kysten av Norge. Figur 1. Oversikt over vindkraftprosjekt i Norge På et overordnet nivå vil vindkraftinstallasjoner i Norge ha flere innvirkning på hovednettet, bl.a. : - Stor utnyttelse av vindkraft i Nord-Norge kan gi et enda større overskudd av kraft i deler av dette området. Dette vil kunne øke den elektriske belastningen på

4 overføringslinjene til områdene lenger sør og evt. utløse behov for nettforsterkninger. Her er det imidlertid avgjørend hvor vindkraften lokaliseres. - Å installere storskala vindkraftanlegg i Sør-Norge vil kunne gi en bedre effektbalanse og en økt overføringskapasitet. - Vindturbiner som brukes til å dekke lokal last vil bidra til å redusere tapene i lokalforsyningen og regionalnett. - Vindturbiner som bidrar til et lokalt/ regionalt effektoverskudd kan øke effekttapene i nettet og kan som en konsekvens medføre at en må forsterke nettet med nye linjer. - Vindkraftverk kan påvirke stabiliteteten i kraftsystemet og kan medføre at det må etableres spesielle verntiltak som kopler ut vindkraftverket ved feil i nettet. - Storskala integrasjon av vindkraft kan øke den generelle ubalansen i kraftsystemet og stille økte krav til håndtering av ubalansen. Dette notatet tar for seg noen av disse problemstillingene som er aktuelle for norske forhold. Notatet vil ta opp problemstillinger knyttet til både lastflyt, tapsforhold, stabilitet og dynamiske forhold. Vi vil også kort diskutere markedsmessige forhold rundt vindkraft og hvordan ubalansen som vindkraftverk evt. forårsaker kan utreguleres. 2. VINDKRAFT OG NORSK KONTRA DANSK PROBLEMSTILLING Vindkraft er etablert som energikilder i en lang rekke land. I dag er Tyskland, USA og Danmark blant de store vindkraftnasjonene, men også Sverige installerer vindkraft i økende omfang. I Danmark er i dag installert ca 4000 møller med en total effekt på ca. 800 MW som utgjør ca. 1 TWh. Det er forøvrig planlagt en betydelig utvidelse av vindkraftkapasiteten i de kommede år med plassering av flere store parker off-shore. Disse parkene vil som de store norske parkene bli tilknyttet nettet i relativt svake punkt- og noen av problemstillingene i Danmark er derfor også aktuelle i Norge. I Tyskland tilknyttes de større parkene i stive nettpunkt. Det betyr at reaktiv effekt, spennings- og effektforhold ikke har samme fokus som om de var tilknyttet svake nett. I stive nett er det som regel ikke begrensninger på tilgang av reaktiv effekt, og vindkraftverkene tilsluttes nettet som om det var fri tilgang på reaktiv ytelse. Det tyske kraftsystemet er tilknyttet det svært sterke UCPTE systemet, og storskala integrasjon i Tyskland har derfor mindre systemmesige konsekvenser enn en tilsvarende storskala integrasjon i hhv. Danmark og Norge. Elkraftproduksjonen i vindkraftverkene varierer med vinden, mens forbruket skifter med årstid, tidspunkt på døgnet, temperaturforhold osv. Storskala integrasjon av vindkraft i det danske termiske systemet reiser delvis de samme problemstillingene som hos oss i Norge, men også andre prinsippielle problemer enn ved integrasjon i det norske systemet. El- og varmeproduksjonen i Danmark er i dag dominert av produksjon fra store kraftvarmeverk som er sentralt plassert i befolkningstette områder, og mindre desentrale kraftvarmeverk plassert i lokalsamfunn overalt i landet. Vindkraften utgjør en stigende, men fortsatt relativt liten andel av den samlede elproduksjonen. En massiv utbygging av vindkraft på havet kombinert med en stigende kraftvarmedekning medfører at elproduksjonen fra vindmøller sammen med den varmebunde elproduksjonen vil kunne medføre en betydelig større periodevis ubalanse mellom produksjon og forbruk enn hva tilfellet er i dag. De periodene der vindkraften sammen med annen bunden elproduksjon overstiger forbruket, vil typisk opptre om vinteren

5 når kraftvarmeproduksjonen er stor. Med en stor andel vindkraft vil det også forekomme overskudd om sommeren. Om sommeren er elforbruket om natten generelt lavt. Av spenningsmessige årsaker er det med nåværende teknologi nødvendig å holde et visst antall sentrale kraftverk er i drift selv om der ikke er noe varmebehov. Dersom det blåser opp vil den økende produksjonen fra vindmøllene resultere i eloverskudd og ubalanse i systemet fordi kraftverkene av stabilitetshensyn ikke kan stoppes. I tillegg har man at de forventede effektvariasjonene fra vindmøllene er betydelig. Av hensyn til driftssikkerheten i elsystemet må det til enhver tid være balanse mellom produksjon, forbruk og utveksling mot utlandet. Det betyr at andre element i det danske eller utenlandske elsystemet må utregulere effektvariasjonene som storskala integrasjon av vindkraft vil medføre. Et alternativ kan også være å bygge systemer for energilagring som kan bidra til å utbalansere den ujevne vindkraftproduksjonen. Slik energilagring vil foredle vindkraften til et mer høyverdig energiprodukt enn situasjonen er med dagens løsninger. I motsetning til det danske termiske systemet har det norske vannkraftsystemet svært gode reguleringsegenskaper både kortsiktig og for å utbalansere vindkraft på lengre sikt. Vindkraften vil derfor være spesielt godt egnet i et vannkraftdominert system fordi variasjoner i vindkraften kan kompenseres ved å variere effektpådraget i vannkraftsystemet.. Man har derfor en betydelig større fleksibilitet i det norske vannkraftsystemet enn hva tilfellet er i det danske varmekraftsystemet. Vindkraftenergien kan i vårt vannkraftsystem derfor lagres i vannkraftmagasina. Vi har derfor allerede et utbygd system for energilagring som foredler vindkraften til et mer høyverdig produkt enn i rene termiske system. I tillegg kommer også at vann - og vind tilsigene er i motfase m.h.p. årstiden; vinden er sterkest om vinteren vanntilsiget er stort om vår, sommer og høst. Figur 2.1 viser tilgangen på noen utvalgte fornybare energiressurser og hvordan tilgangen varierer over året og i forhold til forbruket (9). Som vi ser av figuren har vindkraften en god samvariasjon med forbruket. Produksjonen er størst når forbruket er størst. Målinger og produksjonserfaringer fra de norske vindmøllene viser at ca. 70% av elkraftproduksjonen genereres om vinteren. Observasjoner viser også at vindforholdene varierer lite fra år til år. Dette gjør innpassingen av vindkraft i det norske systemet svært interessant. Energi. Relativ skala) Tilsig Vann Solenergi Vindkraft Forbruk Måned Figur 2.1: Tilgang til fornybar energi gjennom året for ulike energikilder [9]

6 Vindenergien må produseres når det blåser og selv om vindkraftens produksjonsprofil over året er god i forhold til forbruket, kan det være betydelige variasjoner i vindforholdene fra dag til dag og variasjoner dag/natt både vinter og sommerstid. Vindkraften er derfor en ustabil energikilde som må samkjøres med andre energikilder for å sikre en stabil energitilgang og for å sikre driftssikkerheten i kraftsystemet. 3. KORT OM VINDMØLLETYPER Vi skal her gå kort gjennom grunnleggende stoff som vil danne basisunderlag for stoff og resultater som kommer senere i notatet. Kapittelet gir på ingen måte en fullgod innføring i hverken vind og aerodynamiske forhold eller vedrørende ulike tekniske løsninger for de mekaniske eller elektrotekniske delene av vindkraftanlegg.. Kapittelet er kun ment å gi leseren en grunnleggende forståelse og de som allerede har denne innsikten kan enkelt hoppe videre til neste hovedkapittel. Vindkraftturbinene finnes i uttallige varianter og det har vært en mengde ulike, fantasifulle konstruksjoner for å fange inn luftens energiinnhold. Vindmøller finnes både med horisontal og vertikal aksel og med ulike generatortyper. I dag er imidlertid de horisontal-akslede turbinene enerådende på markedet, men tidligere var også løsninger med vertikale akslinger tilgjengelig. I motsetning til de horisontal-akslede turbinene er de vertikal-akslede turbinene uavhengig av vindens retning. De behøver ikke et system ( yawing-system) som passer på å holde dem opp mot vinden som er så typisk for de horisontal-akslede turbinene. Svært ofte kan dette medføre muligheter til konstruktive forenklinger. Den typen vindturbiner som vi kjenner igjen fra skip og som brukes til drift av ventilasjonsvifter, er Savonius-rotoren. Det er en meget enkel konstruksjon. Det er også en langtsomløper som passer for spesielle forhold. For elektrisitetsproduksjon har imidlertid Darrieus-turbinen vært den av de vertikalakslede turbinene som tidligere har tiltrukket seg mest interesse. Rotorbladene er festet både øverst og nederst på en vertikal aksel. De er bøyd på en slik måte at de ved drift, dvs. når de opptar vindenergien, i det vesentlige blir utsatt for strekk-krefter. Bladene kan derfor lages med samme profil og bredde i hele sin lengde, og dette kan gi betydelige konstruksjonsmessig forenklinger. Darrieus-turbinen har en god effektkoeffisient som kan oppnås ved relativt høye spisshastigheter. Ulempene med Darrieus-turbinen er at den ikke har noe godt reguleringsprinsipp for å regulere bladvinklene. Turbinen har også dårlig startmoment, slik at en må ha et separat utstyr (f.eks startmotor/ ponymotor) til å få turbinen i gang. Selv om vertikal-akslede turbiner tidligere var aktuelle også for elektrisitetsproduksjon, domineres markedet i dag av horisontal-akslede løsninger. Vi skal derfor konsentrere oss om dette videre. Figur 3.1 viser en sterkt forenklet modell av en horisontal- akslet mølle. Som vi ser fra figuren kan vi dele møllen inn i tre hoveddeler: blad og nav, nacelle eller hus, og tårnet. Energiomformingen skjer ved at vinden fanges opp av bladene som roterer og som er festet i navet, deretter overføres energien via en lavhastighets turbinaksling, deretter gjennom girboksen, for så gå gjennom en høy-hastighets generatoraksling og generatoren før energien sendes ut på nettet. Kraftoverføringen fra turbinakslingen til generatorakslingen kalles også transmisjonen.

7 Turbine Low speed shaft High speed shaft Gearbox Nacelle Generator Yawing mechanism Tower Figur 3.1.: Enkel illustrasjon av en vindmølle Vindmølla består altså av en mekanisk del med blad, nav, gir og akslingene på begge sider av giret, samt en elektrisk del med generator og transformator. I tillegg kommer vern og brytere. Transformatoren vises ikke på figuren. Noen få leverandører plasserer transformatoren oppe i selve huset, mens de fleste nok har transformatoren i bunnen av tårnet eller i en egen trafokiosk på bakken ved siden av tårnfoten. Om transformatoren skal stå inne i tårnfoten eller i egen kiosk sammen med effektbryter og koplinger ( f.eks elastemol-kopling) vil være avhengig av bl.a utbyggers vurderinger og hensynet til f.eks arealbruk. De fleste store møller i 2 MW ytelsen har i prinsippet plass til trafo i tårnfoten. Hvordan tilgangen til mølla ordnes, samt hvor vern, kompensering og kontrollsystem plasseres, vil i stor grad bli et kompromiss mellom utbyggers ønsker og leverandørens leveransemuligheter. Dersom transformatoren plasseres nederst i tårnfoten kan en f.eks tenke seg at betjeningsinngangen til tårnet blir i andre etasje via en utvendig vindeltrapp. Selv om en i dag har flere standardløsninger på kabling og fremføringer, kan en i fremtiden tenke seg flere alternative løsninger/ konstruksjoner av selve tårnet og føringen av det elektriske systemet fra generator i toppen til man tilknyttes det interne nettet i vindkraftparken. Det vil sannsynligvis i fremtiden bli en enda større grad enn av tilpasning mellom lerverandørønsker og utbyggerønsker enn tilfellet er p.r. i dag. Går vi tilbake til figur 3.1 og ser på oppbyggingen av turbinen, vil turbinakslingen ( akslingen mellom nav og gir) normalt gå med et omdreiningstall av størrelsesorden omdr./min. (hurtigløpere har størst omdreinigstall, langtsomløpere lavest omdreiningstall), mens generatorakslingens omdreiningstall er av størrelsesorden omdr/min avhengig av poltallet i generator. Noen generatorer har to viklinger: en vikling for lav vindhastighet og en vikling for høy vindhastighet. Dermed kan en utnytte store forskjeller i vindhastigheten på en god måte. Dersom vindhastigheten er høy og ikke varierer så mye, er det mest økonomisk med kun en vikling i generatoren. Den store forskjellen i turbin og generatorturtall gjør dermed girsystemet til et viktig element og spesielt mhp vindmøllas dynamiske egenskaper. Dette skyldes at girboksen fører til at den mekaniske stivheten mellom generator og turbin blir lav sett fra generatorsiden. Sammenligner man stivheten mellom turbin og generator for vindmøller kontra f.eks vannkraft og termiske anlegg, er stivhetstallet for vindkraft av størrelsesorden 0.2, mens det for vannkraft og termiske verk (damp) er henholdsvis 10 og ca. 50. (Høyt tall viser stor stivhet, lite tall liten stivhet).

8 I dag går de største turbinene med et omdreiningstall i området 15 til vel 20 omdr./ min. De fleste av de store møllene har 3 blad, men noen leverandører har to blad og enkelte leverandører (mindre ytelser) har ett blad. Enkelt-bladerne trenger imidlertid motvekt som roterer sammen med bladet for å sikre balanse i rotasjonen. Mange blad betyr at samme energi kan fanges opp med et lavere omdreiningstall enn ved et lavt bladantall. Derfor må en enkeltblader rotere raskere enn en toblader som igjen må rotere raskere enn en treblader for å fange opp samme energimengde. I dag domineres nok markedet av tre-bladere, og spesielt for de store ytelsene ( 1,5MW 2 MW). Energiproduksjon Energiproduksjonen fra et vindkraftverk bestemmes av produktet av trykkdifferansen over vingeflatene og gjennomstrømmet luftmasse. Vind er som kjent luft i bevegelse, og luft har en viss masse selv om tettheten er meget liten. Når solenergien så har satt denne massen i bevegelse, har den et kinetisk energiinnhold pr m 3 lik: P = ½ ρ* v 2 der ρ = luftens tetthet (kg/m) og v= vindhastigheten (m/s) Den luftmassen som p.r. tidsenhet passerer et tverrsnitt A loddrett vindretningen er: M= ρ *A*v Den totale effekt i vinden som passerer dette tverrsnittet er derfor: P 0 = ½ ρ*a*v 3. Ligningen gir informasjon om muligheten til å trekke energimengder ut av vind med stor hastighet. Uttrykket sier imidlertid også hvilke mekaniske påkjenninger et vindkraftanlegg blir utsatt for ved ekstreme påkjenninger. Ingen vindturbin kan ta hele denne effekten ut av luft i bevegelse. Forklaringen er så enkel som at luften ikke kan stoppe opp like bak turbinen, men må komme seg videre med en hastighet bak turbinen på v b. Setter vi videre at v - luftens hastighet foran turbinen v t - luftens hastighet gjennom turbintverrsnittet vil forandringen i luftens kinetiske energi ved å passere en ideell turbin bli: P i = ½ (ρ*a*v t ) (v 2 - v b 2 ) Dette er den maksimale effekt turbinen kan fange opp. Med jevn hastighet over turbintverrsnittet er: v t = ½ ( v + v b )

9 og den maksimalt oppnåelige P i vil vi få når v b = 1/3 v. Dersom vi kunne ha oppnådd en så ideell driftstilstand ville vindturbinene kunne fanget opp (16/27) av vindens kinetiske energi. Dette representerer den asymptotiske verdi for den ideelle turbinens effektkoeffisient på 59,3%. Teoretisk kan altså en vindrotor omsette 59% av den totale energimengden som er innenfor det sveipte arealet til mekaniske rotasjonsenergi. Nå er ikke vindforholdene så jevne og stabile som forutsatt for den teoretiske utledningen, og dessuten er ikke turbinbladene så ideelle for de store hastighetsforskjeller langs et turbinblad., slik at i praksis er tallet noe lavere. Dagens vindmøller har en propellvirkningsgrad på ca. 50% i bestpunkt. Den elektriske virkningsgraden er noe lavere, ca. 47% i bestpunkt, p.g.a. tap i lager, gear og generator. Man kan imidlertid oppnå økt ytelse gjennom avanserte design-metoder for vingene, lettere konstruksjoner, variabel vingehastighet og vridbare vinger, bruk av moderne kraftelektronikk-teknologi, gearfrie konstruksjoner og ved høyere tårn. Vindkraft-teknologien har hatt en rivende utvikling det siste 10-året. Hvor raskt man kan knipe inn de siste 10% ( dvs. gå fra dagens nivå på knappe 48-49% til det teoretiske optimum på 59%) m.h.p utnyttelse av vindenergien er vanskelig å spå, men de siste marginene blir sannsynligvis svært vanskelige å ta ut på en kost-effektiv måte på kort tid. Vi skal her kort omtale to prinsippielt ulike måter å konstruere horisontal-akslede vindturbinen på, nemlig pitch- og stallingmaskiner, og kort kommentere den vertikal-akslede turbinen. Pitch regulering Pitch-regulering betyr at en vrir bladene langs sin lengderetning i forhold til vinden. Turbinbladenes dreier dermed om sin egen lengdeakse (pitchcontrol). Reguleringen (pitchreguleringen) skjer automatisk under drift slik at en får mest mulig optimal utnyttelse av anlegget under varierende vindforhold. For aggregater som leverer elektrisk kraft inn på nettet, brukes pitch-reguleringen for å få maksimal utnyttelse av vindenergien inntil generatoren er full-lastet. Utover dette reguleres turbinbladene slik at generatoren ikke overbelastes. Ved ekstreme vindstyrker må anlegget tas ut av drift, og dette skjer ved å vri bladene motvinds slik at de ikke lenger fanger opp energien i vinden. Påkjenningen på vingene blir dermed et minimum. Figur 3.2 viser et eksempel på sammenhengen mellom vindhastighet og effekt. Når vinden når 4,5 m/s starter vindmølla. Så lenge vindhastighten er under 15,5 m/s er effekten inn på generator proporsjonal med vindhastigheten i tredje potens. I dette hastighetsområdet holdes pitch-vinkelen ( dvs. vridninga på turbinbladene) konstant f.eks lik 10 grader. Når vinden når m/s når generatoren sin nominelle effekt, og for vindhastigheter over dette reguleres pitch-vinkelen mellom 10 og 90 grader for å holde turbineffekten på sin nominelle verdi. Når vindhastigheten overstiger 25 m/s låses pitch-vinkelen til 90 grader og vindmølla stopper.

10 2000 Eksempel på Effekt-kurve (kw) 1500 Pr od uk sjo n) Vindhastighet Figur 3.2 Effektkurve for pitch-regulert mølle Man skiller normalt mellom full-pitch og semi-pitch typer. Noen vindmøller har individuell pitch regulering på hvert blad. Dermed kan hvert vingeblad reguleres uavhengig av de andre, noe som bl.a betyr økt bremsesikkerhet fordi møllen stanser dersom minst ett blad vris i kantstilling mot vinden. Dette gjør det mulig å stoppe møllen i enhver situasjon siden det er tilstrekkelig at bare et blad står i 90 pitch. De fleste større vindmøller drives med konstant hastighet. Ettersom vinden forandrer seg opprettholdes konstant hastighet på grunn av induksjonsgeneratoren og dens meget begrensede hastighetsvariasjon som funksjon av belastningen. Rotorene på slike vindturbiner drives dermed med ulike forhold mellom vindog blad-hastighet, både over og under det optimale. En kan derfor si at en ofrer noe med hensyn på virkningsgraden for heller å få et enkelt og pålitelig system. Stalling I mange typer vindturbiner er bladene ikke vridbare, men fastmontert i navet i en gitt vinkel. Vinkelen er slik at for en viss vindhastighet får man en en stall-effekt på vingene. Dette er det samme fenomen som får en flyvinge til plutselig å miste bæreevnen når hastigheten blir for lav. I dette tilfellet oppstår stall-effekten når den relative vindhastigheten i forhold til turbinbladets hastighet, overskrider en bestemt vinkel. Figur 3.3 viser det prinsippielle forløpet for effektkurven for en stall-maskin.

11 700 Eksempel Effekt-kurve ( kw ) Stall maskin Produksjon) Vindhastighet(m/s) Figur 3.3 : Effektkurve for vindturbiner med passiv stall. På stall-regulerte turbiner begynner altså bladene å stalle og virkningsgraden avtar etterhvert som vinden øker i styrke ut over en viss grenseverdi for normal drift. Dermed reduseres utviklet effekt automatisk for store vindhastigheter og dette virker som en beskyttelse for rotoren slik at den ikke skal ødelegges på grunn av for store belastninger. Dette medfører enkle kontrollsystemer for stall-regulerte turbiner og de mekaniske belastningene på rotoren ved høye vindhastigheter er vesentlig redusert. Et annet alternativ er å bruke aktiv stall, noe som medfører at bladets stall er regulert dynamisk. Figur 3.4 viser den resulterende effektkurven for dette konseptet. Som nevnt tidligere er pitch-regulerte turbiner basert på at bladene forandrer pitch ved høye vindhastigheter med tilsvarende effektreduksjon. Eksempel Effektkurve aktiv Stall ( kw) Pr od uk sjo n Vindhastighet (m/s) Figur 3.4 : Effektkurve for vindturbiner med aktiv stall.

12 Den tilgjengelige kraften som driver bladet forover er også en funksjon av bladets totale areal og hastigheten det har gjennom luften. For å opprettholde en optimal innfallsvinkel ettersom bladets hastighet øker med økende radius må bladets pitch avta utover langs vingen. Derfor er det nødvendig at turbinbladene er noe vridd fra rot til topp. Bladets totale areal bestemmer hvor stort moment rotoren kan produsere. Intuitivt skulle en da tro at en må ha mest mulig vingeareal for å fange opp all vinden, noe som skulle resultere i en eneste stor rund plate som den optimale løsningen. Det er derimot slik at noe av vinden må kunne gå igjennom platen og den må ha en viss hastighet for å frigjøre rom for luften som kommer bak. Bladene på en vindturbin medfører at vinden som forlater møllen vil rotere som en korketrekker. Matematisk er der en optimal balanse mellom mengden vind som treffer rotorbladene og det som passerer rett forbi. For å oppnå en optimal design av vindmøllen er det derfor av betydning at en prøver å minimalisere denne avbøyningen og luftrotasjonen i vindstrømmen bak selve turbinen. Luftrotasjonen er størst i rotorer som genererer et stort moment. En turbin som produserer et stort moment ved en lav rotasjonshastighet har en dårligere virkningsgrad enn en turbin som produserer et lite moment ved en høy omdreiningshastighet. Løftet i vingen gir kraften som er nødvendig for å produsere moment inn på akslingen og dette er avhengig av bladets areal og hastighet. Ettersom radien øker vil både bladets hastighet og løftet øke. Tilsvarende vil også generert moment øke med økende radius. For å minimalisere momentet og luftrotasjonen i rommet bak turbinen bør derfor bladets areal avta med økende radius. For å oppnå konstant løft over hele bladets lengde ettersom bladhastigheten øker må bredden på bladet avta. Bladets størrelse avtar derfor fra rot til spiss. Generatorer. I dag er asynkrongenerator den mest brukte generatortypen, men både synkrongenerator og likestrømsgenerator er teknisk mulige løsninger. Likestrømsgeneratoren krever imidlertid en DC/AC omformer mellom generator og nett, og krever mer vedlikehold enn de to andre typene. En synkrongenerator direkte tilknytta nettet drives ved en fast synkron hastighet gitt av frekvensen i nettet. Effekten levert fra generatoren kan derfor kun endres ved å endre på momentet inn på generatorakslingen, dvs. ved å endre på pitch en - eller vridningen - på turbin bladene, og/eller ved å endre på magnetiseringsstrømmen i rotorviklingen. I møller med synkrongenerator magnetiseres synkrongeneratoren normalt via egen feltvikling, men en alternativ løsning kan være å utstyre maskinen med permanent magneter. En asynkronmaskin har i motsetning til synkronmaskinen ikke egen magnetiseringsutrustning, men den magnetiseres via luftgapet og nettet og forbruker således reaktiv effekt uansett om den går som motor eller som generator. Reaktivt uttak fra nettet er normalt lite ønskelig, spesielt dersom maskinen er tilknytta et svakt nett. Siden det reaktive forbruket i maskina er bestemt av lastbalansen i maskinen, kan variasjoner i lastbalansen medføre betydelige variasjoner i det reaktive forbruket i asynkronmaskinen. Man har derfor i prinsippet både en aktiv og reaktiv effektvariasjon. Den reaktive effekten kan imidlertid kompenseres v.hj.a trinnbare kondensatorbatterier eller kraftelektronikk baserte løsninger som for eksempel hurtige SVC anlegg, STATCON eller PQ- controllere. Asynkrongeneratoren velges vanligvis fordi den er robust, den er børsteløs (burtypen eller også kalt kortslutrotor), den trenger lite vedlikehold og er relativt billig.

13

14 4. INSTALLASJON AV VINDKRAFTANLEGG OG REAKTIVE FORHOLD Når en vurderer å bygge større vindkraftanlegg er det flere problemstillinger som må vurderes i forhold til tilknytningen til nettet. Dette omfatter så vel intern kabling i selve vindkraftparken, reaktiv kompensering internt i parken så vel som i tilknytningspunktet, tilknytning mot overordnet nett, nødvendige installasjoner og forsterkninger i kraftnettet, vurdering av stasjonære og dynamiske forhold internt i parken som f. eks svingninger mellom de enkelte møller i parken og mellom vindkraftpark og det øvrige kraftsystem Storskala integrasjon av vindkraft representerer en ny utfordring for kraftnettet. De nye driftsforholdene krever at en nøye undersøker at overføringslinjer og annet tilknyttet utstyr har kapasitet til å håndtere endringene i effektflyten i nettet. Forholdsvis små installasjoner som bidrar til å dekke lokalt forbruk vil normalt ha en positiv innvirkning på det lokale distribusjons/ regionale nettet ettersom tapene reduseres og spenningsprofilen blir forbedret. Derfor er det sjelden at slike installasjoner krever noen spesielle tilpasninger eller forsterkninger i det overordnete nettet. De vil heller bidra til en utsettelse av forsterkningene siden de reduserer behovet for overført effekt. Hvis derimot vindkraftinstallasjonen er stor i forhold til nettkapasitet og kortslutningsytelse i omkringliggende nett kan integrasjon av vindkraftanlegg få konsekvenser på en rekke områder som for eksempel ustabilitet, transienter, vernfunksjon,pålitelighet flaskehalsproblemer og snitt begrensniger osv. I slike tilfeller vil det gjerne bli nødvendig med ekstra investeringer og forbedringer i nettet dersom vindkraftverket blir en dimensjonerende faktor. Selv om vindkraft har noen egenskaper som skiller seg ut fra andre produksjonsanlegg, vil en systemmessig innpassing av storskala vindkraft måtte bli gjenstand for mange av de samme vurderinger som innpassing av andre store produksjonsanlegg i kraftsystemet. 4.1 Spenninger og reaktiv effektflyt i normal drift Vindkraftverk plasseres i områder der vindforholdene er gunstige. I Norge betyr det at vindkraftverkene i første omgang plasseres langs kysten der kraftnettet ofte er svakt, og hvor det kan opptre lokale nettproblemer ( spenningsproblemer, stabilitet, nettkapasitet med mer.). I kraftsystem generelt er det knyttet spesifikke krav til spenningskvaliteten der spenningen skal være innenfor fastsatte grenser. Disse kravene er innført for å kunne opprettholde en god kvalitet i nettet. Det finnes flere forskjellige standarder for spenningskvalitet, som for eksempel IEC-38/4/, hvor forsyningsspenningen er satt til å være i området 230 V +6/-10 % under normale driftsforhold. Tradisjonelt har det i Danmark blitt sagt at innføring av distribuert generering ikke skal føre til større spenningsstigning enn 1 %. Generelt kan spenningsfallet over en linje tilnærmet bli beskrevet med referanse til Figur 4.1 og Ligning 4.1. Her er spenningsfallet over resistansen satt proporsjonalt med aktiv effekt overført på linjen, mens spenningsfallet over induktansen er satt proporsjonalt med reaktiv effekt overført på linjen. Dette betyr at hvis en ønsker lik spenning på begge sider av linjen, så må spenningsfallet knyttet til aktiv effekt kompenseres med reaktiv effektflyt i motsatt retning.

15 P, Q R jx U1 U2 Figur 4.1: Forenklet linjeekvivalent U = U1 U 2 K ( P R + Q X ) Ligning 4.1 Så lenge den aktive effekten er gitt vil den reaktive effekten være den eneste størrelsen som kan benyttes til å styre spenningen. På samme tid medfører også den reaktive effekten tap i lederne og som sådan bør disse begrenses til et minimum. Sett ifra nettet vil en passende optimaliseringsstrategi være å sørge for at Spenningene er innenfor kravene til enhver tid Reaktiv effektflyt begrenses til et minimum Kravet til spenningsnivå er naturligvis det viktigste i denne sammenheng. Spenningskarakteristikken til en vindkraftpark vil være sterkt avhengig av hvilke egenskaper installasjonen har vedrørende reaktive forhold. I dag har de fleste vindturbiner asynkrongeneratorer ( noen få leverandører har synkronmaskiner). For å illustrere effektkarakteristikken for asynkrongeneratorer viser Figur 4.2 effekt-karakteristikken for en 1 MW asynkron-generator. I figuren er forholdet mellom aktiv effektproduksjon og reaktivt effektforbruk angitt, og som vi ser så øker det reaktive forbruket med økende aktiv produksjon. Vanligvis er vindmøllen imidlertid utstyrt med trinnbar reaktiv kompensering som dekker reaktivt forbruk innenfor et gitt cosinus ϕ - område. Dersom standard kompensering ikke er tilstrekkelig for å oppnå ønska cosinus ϕ, kan trinnbar tilleggs kompensering installeres. Denne kan hensiktsmessig plasseres sammen med standardpakken for reaktiv kompensering.

16 Effektkrakteristikk for en 1 MW asynkrongenerator 0.6 Reaktiv effekt forbrukr0.5 (MVAr) Aktiv effekt (MW) Figur 4.2: Karakteristikk for reaktiv forbruk for en 1 MW asynkrongenerator. Ut ifra Figur 4.2 og ligning 4.1 ser vi at effektkarakteristikken til asynkronmaskinen kan påvirke de lokale spenningsforholdene på grunn av det reaktive effektforbruket i generatoren. I forbindelse med installasjon av et stort antall asynkronmaskiner bør en derfor vurdere det reaktive kompenseringsbehovet for å finne frem til en helhetlig kompenseringsplan som både ivaretar det lokale forholdet ved den enkelte mølle og behovet for totalkompensering sett fra punktet for nettilknytning ( dvs. i forhold til cosinus ϕ - krav i tilslutningspunktet). Her vil både det lokale internnettets infrastruktur, dvs. utforming i parken, samt reaktiv produksjon fra intern kabling spille inn. Ulike strategier for reaktiv kompensering kan tenkes, f.eks: Kun lokal kompensering ved den enkelte turbin ( all tilleggs kompensering plasseres lokalt sammen med standard leveranser fra leverandør) All tilleggskompensering utover standard lokal kompensering plasseres sentralt i nettstasjonen. Delt løsning mellom lokal og sentral tilleggskompensering. I de fleste tilfeller er sanns. siste punkt det mest aktuelle. Her må interne forhold i parken hensyntas, samtidig som teknisk-økonomiske vurderinger må legges til grunn for dimensjonering og lokalisering av kompenseringen. Formålet må være å komme frem til en totalt sett teknisk-økonomisk best mulig kompenseringsstrategi, men en må også i denne sammenheng vurdere om en har behov for dynamisk reaktiv kompensering i form av SVCanlegg, Statcom, Q-controllere etc. Dersom det ut fra stabilitets og spenningsforhold er behov for hurtig dynamisk reaktiv kompensering, må dette vurderes som en del av kompenseringsløsningen. I svake nett kan behovet for dynamisk reaktiv kompensering medføre at en ikke kan bruke tradisjonelle fast ett-trinns batterier eller via multitrinn batterier.

17 Når en vurderer å bygge ut vindkraft er det derfor viktig å analysere lokale / regionale spenningsforhold. Hvis slike problemer oppstår kan det også være aktuelt å gjøre tiltak av typen: Nettforsterkninger. Ved å øke kortslutningsnivået i nettet vil spenningsvariasjonene reduseres. Dette er imidlertid er forholdsvis kostbart tiltak. Spenningsavhengig frakobling av vindmøller. Hvis spenningen går ut over tillatte grenseverdier kan en eller flere møller bli frakoblet ut ifra en på forhånd valgt strategi. For å kunne foreta en kostnadsevaluering av dette alternativet må en også ta i betraktning tapet ved ikke generert effekt. Introduksjon av alternative tekniske løsninger. Dette kan som tidligere nevnt være dynamisk kompensering, men det kan også være aktuelt å bruke ny vindkraftteknologi i form av dobbeltmatet asynkronmaskiner eller back-to-back link. Med slike løsninger kan en forbedre spenningsprofilen ved hjelp av aktiv spenningsregulering. I Vedlegg 1 har en diskutert muligheten for bruk av HVDC i vindkraftsammenheng. Typiske vindkraftanlegg er såpass begrenset i ytelse og utstrekning at det helst er HVDC Lightkonseptet som er aktuelt. I HVDC-light omforming vil overføringen av aktiv effekt medføre spenningsfall som for AC-systemer, men DC-spenningen vil ikke være styrt av de samme restriksjoner som for en tilsvarende AC-overføring. Dersom DC-spenningen skulle øke, så betyr ikke dette at AC-spenningen øker tilsvarende siden en har egen regulering på omformerne. HVDC Light-omformerne vil kunne støtte og forbedre spenningen på begge sider av overføringen. Vedlegg 3 gir en mer inføring i prinsippet rundt dobbeltmatet asynkronmaskin der rotorviklingen mates fra en frekvensomformer. Eksempel på systemmessige konsekvenser ved bruk av slik teknologi er dessuten vist i kapittel xx. 4.2 Eksempel på reaktiv kompensering Asynkrongeneratorer bruker reaktiv effekt både ved tomgang og idrift. For å illustrere ulike kompenseringsstrategier ser vi på en tenkt vindkraftpark bestykket med 70stk 2MW asynkrongeneratorer. Den totale ytelsen er delt på to lokale fordelinger og en har derfor i prinsippet to parker med 35 generatorer hver a 2 MW Generatoren som er brukt i eksempelet har et reaktivt forbruk som funksjon av aktiv produksjon som vist i Figur 4.1. Her er klemmespenningen holdt konstant lik 690V. Ved tomgang er forbruket 444 kvar, mens det ved fullast er 1.02MVAr. Dersom det ikke kompenseres for noe reaktivt forbruk vil en trenge tilførsel på 41.5MVAr ved full produksjon på 70 MW (referert nettstasjon). Dette ville gi en effektfaktor på Dersom man kun kompenserer for tomgangsforbruket ( lokal kompensering i hver mølle) vil parken trekke 24.4MVar fra overliggende nett, og effektfaktor ved fullast blir dermed Den interne spenningen i generatorene er 690 V, mens systemspenningen i det interne kabelnettet er 22 kv. Hvor stor reaktiv ytelse som bør installeres i parken kan nok diskuteres i og med at vindmøllene ikke vil gå med full produksjon hele tiden. Vi har imidlertid forutsatt at det skal kompenseres for det totale reaktive forbruket ved full produksjon. Vi har videre forutsatt at det kun er aktuelt å kompensere på 690 V nivå i hver mølle og/eller på 22 kv nivå i nettstasjonen.

18 Lokal kompensering I dette tilfellet har en kun lokal kompensering på 690 V nivå på hver mølle. Ved full produksjon forbruker hver generator 1.02 Mvar. Vi har derfor i dette tilfellet forutsatt kompensering tilsvarende 1 Mvar i hver mølle. Parken vil da totalt trekke 4 Mvar fra overliggende nett når alle møller går med full produksjon. Dette gjelder for hver av de to forgreiningene i parken (dvs. 35 møller a 2 MW generatorer hver). Kombinert kompensering I dette tilfellet har vi en kombinert kompensering der vi lokalt kompenserer for tomgangsforbruket i hver generator, og tilleggs kompenserer sentralt i nettstasjonen. Siden tomgangsforbruket til hver generator er 0,44 Mvar ( på 690 V) installeres reaktiv kompensering tilsvarende dette i hver mølle. Vi installerer derfor 24 Mvar sentralt i nettstasjonen for å fullkompensere i forhold til overliggende nett. Sentral kompensering I dette tilfellet har vi kun sentral kompensering nettstasjonen. Det installeres reaktiv ytelse på 41.5 Mvar som tilsvarende reaktiv effekt som trekkes fra nettet ved full produksjon i hver mølle. Vi har dermed fullkompensert sentralt. Fast/ trinnbar kompensering Det reaktive forbruket fra asynkrongeneratoren består av et tomgangsforbruk og et lastavhengig forbruk. Skal en følge det lastavhengige forbruket må en ha regulerbar kompensering, f.eks v.hj.a trinnbare batterier eller via SVC-løsninger. Kompensering for tomgangforbruket kan derimot settes til en fast verdi som koples inn når generatoren er i drift SVC er imidlertid svært kostbare i forhold til kondensatorbatterier og normalt velges derfor trinnbare batterier. Dette gjelder spesielt ved lokal kompensering. Dynamiske forhold kan imidlertid tilsi at det også kan være aktuelt med dynamisk kompensering, men da fortrinnsvis i nettstasjonen ( f.eks SVC-anlegg). Den billigste måten å fremskaffe variabel kompensering er å installere trinnbare kondensatorbatterier der trinna kobles inn/ ut v.hj.a lastbrytere eller kontaktorer, som illustrert i Figure 4.3. Når en skal bestemme lokalisering av kompenseringen herunder valg av spenningsnivå- må en ta hensyn til så vel levetid og kostnader for både bryteren og selve kondensatorbanken. I tillegg må tapskostnader og spenningsrestriksjoner hensyntas slik at en får den totalt sett riktige kompenseringsstrategien. Lastbryter/ kontaktor Kondensator Figure 4.3: Stegvis kompensering Bryternes levetid er bl.a viktig for valg av spenningsnivå.. Vanlige lastbrytere for 22 kv vil normalt ha en levetid på ca koblinger, mens en kontaktor på 690V-nivå vil kunne ha en

19 levetid tilsvarende mer enn 1 million koblinger. Generelt kan en nok si at bryteres kostnader øker mer i forhold til økende spenning enn i forhold til økende strøm som den skal bryte. Dette skyldes dels at komponentene blir større med økende spenningsnivå, og fordi kobling krever mer mekanisk bevegelse ved høyere spenning. Den økte mekaniske slitasjen ved økende spenningsnivå er også grunnen til at antall tillatte koblinger blir redusert som funksjon av høyere spenningsnivå. Ut fra forholdet rundt brytere/ kontaktorer er det derfor nærliggende å plassere den lokale trinnvise kompenseringen på 690 V siden og ikke på 22 kv nivå. Kostnadene for trinnbar kompensering er høyere enn for fast kompensering. Siden vi ikke har tilgang på eksakte tall vil vi derfor i eksempelet se på kostnader for fast kompensering. Kostnader for fast innkoblede batterier uten regulering er gjengitt i Tabell 4.1 for spenningsnivåene 1 kv og 24 kv. Kostnadene består av en fast kostnad og en ytelses avhengig kostnad. Tabellen viser at den ytelsesavhengige prisen per kvar er høyere for1 Kv enn for 24 kv spenningsnivå, mens den faste kostnaden per installasjon ligger høyere for 24kV enn for 1 kv. Tabell 4.1 : Kostnad for kondensatorbatterier [hentet fra SefAS håndbok] Spenningsnivå [kv] Ytelse [kvar] Ytelsesavhengig kostnad [kr/kvar] Fast kostnad [kkr/installasjon] Tar vi utgangspunkt i disse prisenenår vi skal vurdere kompenseringskosnaden får vi tallene som vist i Tabell 4.2. Tabellen viser at sentral kompensering klart er billigst m.h.p. installasjon av kompenseringen. Vi har her ikke tatt hensyn til kostnadsforskjeller p.g.a trinnbare batterier eller kontinuerlig kompensering i form av SVC-anlegg. Tabel 4.1: Komponentkostnad for de tre beskrevne casene Case Kostnad (kkr) Full lokal kompensering 2835 Kombinert kompensering 2308 Sentral kompensering 1412 Vurdering av stasjonære spenningsforhold For å vurdere spenningsmessige konsekvenser av de tre ulike kompenseringsstrategiene har vi undersøkt spenningsforholdene ved to ulike produksjonsnivå.disse repsresenterer yttergrensene, nemlig ved full produksjon fra alle møller null produksjon fra møllene.. I alle begge tilfellene holdt vi spenningen i nettstasjonen konstant lik 22 kv. Resulatene er gjengitt i

20 Figur 4.4 for 2MW produksjon på alle generatorene og Figure 4.5 for 0 MW produksjon på alle vindmøllene. 1,02 1,01 1 Loc comp Comb comp Cent comp Volage (pu) 0,99 0,98 0,97 0,96 0,95 M34 T34 Node Figure 1: Stasjonære spenninger ved 2 MW prod. for nodene M34 og T34 1, ,995 Loc comp Comb comp Cent comp Volage (pu) 0,99 0,985 0,98 0,975 M34 Figure 4.5: Stasjonære spenninger ved 0 MW prod. for nodene M34 og T34 Node Resultatene viser som antatt at spenningen på generatornivå ( M34) er lavest for tilfellet med kun sentral kompensering. Når alle generatorer produserer for fullt ( 2MW) er spenningen 0,97 p.u.. Dette er i seg selv ikke dramatisk, men vil likevel medføre at en har mindre fleksibilitet m.h.p spenningsendringer i innføringsstasjonen på 22/132 kv nivå.. Derfor vil det sanns. være ønskelig med en kombinert kompenseringsstrategi slik at en får bedret de lokale spenningsforholdene. I de andre tilfellene med full lokal kompensering og kombinert kompensering som beskrevet foran, holder spenningene seg i området 1.0 p.u. T34 Tapsforhold: I tillegg til spenningene er det viktig å vurdere tapsforholdene i internnettet når en skal vurdere kompenseringsstrategi. Tapskostnader blir derfor et viktig beslutningsunderlag sammen med investeringskostnadene for ulike alternativer. Vi har derfor vurdert tapene i internnettet for de tre ulike kompenseringsalternativene og for hvert av dem for tre ulike produksjonsnivå på hhv. på 0.5MW, 1 MW og 2MW produksjon på alle generatorene. Tapene

21 er gjengitt for de tre tilfellene i Figur 4.6 for de tre produksjonsnivåene på 0.5, 1 og 2 MW. Som vi ser fra figuren reduseres tapene når vi har lokal. Samtidig ser vi at kostnadsforskjellen mellom kun lokal tomgangskompensering og full lokal kompensering ikke er så stor. 1,4 1,2 Loc. Comp Comb. comp Cent. comp 1 Losses (%) 0,8 0,6 0,4 0, ,5 Production per generator (MW) Figur 2.6: Tap i internt vindpark nett med lokal og sentral kompensering Kostnaden av tapene har også blitt regnet ut. Antagelsene disse beregningene bygger på er en brukstid på 3000 timer, kalkulasjonsrente på 7%, levetid på 20 år og et gjennomsnitt av tapsprosentene for 2, 1 og 0.5 MW produksjon. Resultatene av disse beregningene er gjengitt i Tabel 4.3 og viser at ekstra tap ved sentral kompensering vil koste 1.4 millioner kr mer enn kun lokal kompensering. Tabel 4.3 : Kostnad av tap for tre tilfellene Case Kostnad av tap [kkr] Differanse i kostnad [kkr] Kun lokal kompensering Tomgangs komp. Lokalt Kun sentral kompensering Den totale kostnaden for både nettap og innstallasjon er gjengitt i tabel 4.4 nedenfor. Differansen er svært liten i for de ulike alternativene. Den kombinerte kompenseringen i dette eksempelet kommer best ut, mens de to andre ender opp med samme kostnad. Case Kun lokal komp. Kombinert komp. Kun sentral komp. Tabel 2.4: Kostnader for både tap og innstallasjon Kostn. av installasjon [kkr] Kostn. av tap [kkr] Totalt [kkr] Differanse [kkr]

22 Når en skal fastlegge ønska kompenseringsstrategi er det mange forhold å ta hensyn til. For lokal kompensering kan dette være: - Brytere på lavspent tåler generelt flere koblinger enn på høyspent - Det kan være potensiale for å neddimensjonere lokale transformatorer p.g.a redusert effektgjennomgang. - Distribusjons kapasiteten kan økes i forhold til om reaktive effekten skal transporteres sentralt fra. - Inn/utkobling av tomgangkompensering kan skje samtidig som generator kobles inn - De stasjonære spenningene holdes stabile. Momenter som taler for sentral kompensering er: - Redusert antall enheter samt økt konsentrasjon av enheter fører til lavere vedlikeholdskostnader - Lettere å kompensere for det totale reaktive forbruket i parken ved at sentrale målinger benyttes - Spenningen i innføringsstasjonen kan aktivt støttes.

23 5. EKSEMPEL PÅ ANALYSE AV FLIKKER I nasjonale og internasjonale standarder er begrepet flimmer brukt som et mål på variasjoner i spenningen og spesielt i et distribusjonsnett. For det menneskelige øye er det mulig å se effekten av flimring ved en varierende intensitet i det elektriske lyset og Frekvensen for spenningspendlinger forbundet med flimmer ligger i området 0.01 Hz opp til 10 Hz. De ulike fenomenene som er nevnt ovenfor gjør at vindturbiner er en slik kilde for spenningsflimring. For å kunne måle kvaliteten på spenningen i forhold til dette fenomenet er benevnelsen flimmerkoeffisient innført for å kunne kvantifisere mengden av slik støy. De akseptable nivåene for flimmer er gitt i IEC-standarder hvis ikke annet er oppgitt av netteieren. Flimmer er forårsaket av hurtige variasjoner i aktiv og/eller reaktiv effekt inn på nettet. Kildene til flimmer fra vindmøller kan klassifiseres i to grupper, oppstart av møller og normal drift. Effekten som start og stopp av vindgeneratorer har på spenningsflimring avhenger av hvilken konfigurasjon en har på elektrisk side. Start av induksjonsgeneratorer har størst innvirkning på flimmer. Her bør en ta med i betraktning at start og stopp av vindmøller skjer forholdsvis sjelden. Start av en induksjonsgenerator skjer vanligvis på følgende måte: Generatorene er ofte utstyrt med softstarter. Når rotorhastigheten er nær synkron hastighet blir generatoren tilkoblet. Ved denne tilkoblingen blir softstarteren brukt til å holde nede magnetiseringsstrømmen, og strømmen til generatoren blir gradvis økt i takt med magnetiseringen. Under synkron hastighet vil generatoren dra reaktiv effekt pga. magnetiseringen og aktiv effekt pga. den subsynkrone hastigheten. Rotoren akselererer hurtig og den aktive effektflyten øker mens strømmen fremdeles holdes nede med softstarteren. Reaktivt forbruk og aktiv produksjon vil være høyere enn merkeytelsen for en kort periode. Som en følge av disse store og raske variasjonene vil det også oppstå spenningsvariasjoner som bidrar til spenningsflimring. Stopp av generatorer vil medføre de samme raske effektvariasjonene. En kan redusere innslaget av flimring med en dobbeltmatet induksjonsgenerator hvor en har spenningsregulering. I dette tilfellet kan generatoren magnetiseres fra omformeren. For et back to back link anlegg vil ikke start og stopp av generatorer ha noen særlig innvirkning på flimring. I normal drift av vindkraftgeneratorer vil effekten som blir matet inn på nettet gjerne være forbundet med variasjoner over korte tidsrom. Dette vil ha innvirkning på den lokale effektbalansen og det kan bli merkbart på overføringsnettet. I tillegg til den naturlige variasjonen i vindhastigheten, så kan en også ha periodiske variasjoner i tilført effekt som skyldes følgende faktorer : Tårnskyggeeffekten (tower shadow effect) : I det rotorbladet passerer tårnet vil det oppleve en redusert vindhastighet. Dette resulterer i periodiske avvik i utgangseffekten. Vindforskyvning (wind shear) : Vindhastigheten øker vanligvis med høyden over bakkeplan. Dette medfører store virvler og turbulens i vinden, noe som resulterer i en sinusvarierende vindamplitude mot vindturbinen. Dreiefeil (yaw error) : Når vinden endrer retning i forhold til turbinen, vil innfallsvinkelen mot rotorbladene være forskjellig på de ulike bladene. Dette medfører forskjellig drivende moment på de ulike vingene og det totale effektpådraget vil i en