tehniČke i ekonomske pretpostavke za visoku · pdf filesinkroni generator priključen na...

MIPRO 2012 - jubilarni 35. međunarodni skup

IRP - Izazovi u implementaciji regulatorne politike Opatija 21.5.12.

TEHNIČKE I EKONOMSKE PRETPOSTAVKE ZA VISOKU RAZINU INTEGRACIJE VE U EES HRVATSKE

dr.sc. Ranko Goić, izv.prof.

[email protected]

D.Jakus, J.Krstulović, I. Penović, J.VasiljFESB Split, Zavod za elektroenergetiku

1Tehničke i ekonomske pretpostavke za visoku razinu integracije VE u EES Hrvatske

UVOD

• U proteklih 15-tak godina veliki rast OIE u ukupnoj proizvodnji električneenergije rezultat je:

– otvaranja tržišta električne energije + slobodan pristup električnoj mreži,

– poticajnih otkupnih cijena elek. energije koje se odgovarajućomzakonskom regulativom redovito propisuju za OIE i kogeneracijskuproizvodnju,

– razvoja efikasnijih i jeftinijih tehnologija/elektrana…

Udio pojedinih izvora energije u svjetskoj proizvodnji električne energije 2008. g.


UVOD

Energetska politika- Kyoto protokol -

EU direktiva 2009/28/EC

Troškovni kriterij Ekološki kriterij Sigurnosni kriterij

Liberalizacije tržišta električnom energijom:

•smanjenje cijene

•poboljšanje usluge

•ukidanje monopola . . .

•smanjenje emisije stakleničkih plinova

•poticanje “čistih” oblika energije

•osiguranje dovoljnih količina energije

•korištenje vlastitih resursa

•energetska samodostatnost

Intenzivna izgradnja:Vjetroelektrana od cca. 2000.g.

Fotonaponskih elektrana od cca. 2006.g.


UVOD

10163

4600

6630

2406

573 581 442 439 338 120 54,5 3,9 0,4 0

-115

0

-404

-3200

-472 -39 -24

-1393

-166

0

-0,6 -0,5

0 0

-8000

-3000

2000

7000

12000

17000

22000

Wind PV Natural Gas Coal Fuel oil Biomass Waste Nuclear Large Hydro CSP Small Hydro Geothermal Ocean PEAT

New capacity De-commissioned capacity

Izgradnja novih i dekomisija postojećih proiz. objekata u EU – 2009.g.


UVOD

9295

12000

4056

0573

149 145 208 40525 25 0 200

-107

0 0

-1550

-245 -45

0

-535 -26

0 0 0 0 0

-8000

-3000

2000

7000

12000

17000

22000





UVOD

9616

21000

9718

2147

700234 69 331 606 472

9 32 5 0

-216

0

-934 -840-1147

-60

0

-6253

-22

0 0 0 0 0

-8000

-3000

2000

7000

12000

17000

22000





UVOD

• Po uzoru na zemlje članice EU, i Hrvatska je uvidjela mogućnost zadovoljenja dijelasvojih energetskih potreba kroz korištenje OIE.

• Hrvatska

– dobar vjetropotencijal, pogotovo na jadranskom području i njegovom zaleđu,

– veliki interes za izgradnju vjetroelektrana (u Registru prijavljeno više 6000 MWinstalirane snage u mogućim VE, iako je upitna realnost velikog broja projekata),

– slaba realizacija u odnosu na interes i planove (trenutno u pogonu 8 VE = 131MW),

• pravni okvir nije u cijelosti definiran (iako na prvi pogled izgleda da jest),

• definirana kvota od cca. 400 MW koju HEP OPS smatra da je trenutnomoguće priključiti na mrežu, i problematičan (realno težak) način njeneraspodjele na brojne projekte,

• rezerviranost od strane HEP OPS-a po pitanju vođenja sustava s visokimudjelom VE, osiguranje pomoćnih usluga i energije uravnoteženja, pitanjeregulacijske rezerve i ostali operativni aspekti

• tržište električne energije ne funkcionira (tj. nema ga)

• problem sa uvjetima priključka (načinom priključka) na mrežu uvjetovanvelikim brojem zahtjeva i neizvjesnošću realizacije pojedinog projekta…


UVOD


Najčešći tipovi i karakteristike vjetroagregata (1)

• Svjetski trendovi u proizvodnji komercijalnih vjetroagregata= povećanje promjerarotora i visine vjetroturbine => povećanje nazivne snage

• Nazivne snage VT u većim VE danas se kreću u rasponu od 1 do 5 MW - dominirajusnage u rasponu 2-3MW

• Trend razvoja VT ide prema razvoju što „upravljivijih” vjetroagregata i vjetroelektrana ucjelini, tj. pokušaj da VE budu što sličnije klasičnim elektranama.

• U današnjim izvedbama gotovo isključivo se koristi izvedba s promjenjivom brzinomvrtnje, sa dvostrano napajanim asinkronim generatorom ili sinkronim generatorima.



Dvostrano napajani asinkroni generator (double-fed)

TURBINA

MULTIPLIKATOR

DVOSTRANO NAPAJANI ASINKRONI GENERATOR

BLOK TRANSFORMATOR

MREŽA 10-35 kV

Radna snaga (P) ��

n1 n2P ��

Jalova snaga (Q)

dio snage ide preko statora (cca. 2/3)

PRETVARAČAC/DC/AC

0.4(0.69)/SN kV

Q ��po potrebi

I~, fvarijabilno � I= � I~, ffiksno 50Hz

Asinkroni generator direktno priključen na mrežu (starije izvedbe, danas se ne koriste)

TURBINA

MULTIPLIKATOR

ASINKRONI GENERATOR(eventualno s

promjenljivim brojem pari polova)

BLOK TRANSFORMATOR

MREŽA 10-35 kV


Jalova snaga (Q)

n1 n2=konst

KONDENZATOR

Q P ��

0.4(0.69)/SN kV

Q(ako nema

kondenzatora)

Soft start



Sinkroni generator priključen na mrežu preko pretvarača- najčešća je izvedba bez multiplikatora, tzv. “direct-drive”- „klasična” varijanta sa uzbudom ili varijanta s permanentnim magnetima


TURBINA

SINKRONI GENERATOR

BLOK TRANSFORMATOR

MREŽA 10-35 kV

0.4(0.69)/SN kV


Jalova snaga (Q) ��

P ��

Q ��po potrebi

MULTIPLIKATOR(opcija)

n1 n2

PRETVARAČAC/DC/AC

Asinkroni generator priključen na mrežu preko punog pretvarača

TURBINA

MULTIPLIKATOR(opcija)

ASINKRONI GENERATOR

BLOK TRANSFORMATOR

MREŽA 10-35 kV


Jalova snaga (Q)

n1 n2P ��

PRETVARAČAC/DC/AC


0.4(0.69)/SN kV

Q ��po potrebi


Varijabilnost rada VE

• Varijabilnost proizvodnje na svim vremenskim razinama te ograničenamogućnost predviđanja takvih promjena utječe na:

– plan proizvodnje ostalih elektrana,

– potrebnu energiju uravnoteženja,

– rezervu regulacijske snage u sustavu

• mogućnost predviđanja proizvodnje i varijacija proizvodnje ključno je zaintegriranje i optimalno iskorištavanje VE u EES-u

• najveće promjene u proizvodnji VE javljaju se prilikom prolaska olujnih fronti=>visoke brzine=>zaustavljanje VE

• Efekt geografske disperzije - kratkoročne i lokalne varijacije brzine vjetraobično nisu povezane =>ujednačavanju ukupne proizvodnje VE

• Veća penetracija VE u EES olakšana je u sustavima s visokim stupnjemfleksibilnosti u kojima postoje:


Kratkoročne varijacije proizvodnje vjetroelektrana (1)

Primjer (VE ZD2+VE ZD3, 36 MW): - usporedba varijacija

proizvodnje u odnosu na varijacije vjetra

- snaga i brzina vjetra na jednoj VT 2.3MW, ukupno 10min, rezolucija 0.1s

0

2

4

5

7

9

11

13

14

16

18

-600

-300

0

300

600

900

1200

1500

1800

2100

2400

12:0

0:01

12:0

0:31

12:0

1:01

12:0

1:31

12:0

2:01

12:0

2:31

12:0

3:01

12:0

3:31

12:0

4:01

12:0

4:31

12:0

5:01

12:0

5:31

12:0

6:01

12:0

6:31

12:0

7:01

12:0

7:31

12:0

8:01

12:0

8:31

12:0

9:01

12:0

9:31

v (m

/s)

P (k

W),

Q (

kVA

r)

VT7 - 8.12.2011.g.

P Q v

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

14:4

0

15:1

0

15:4

0

16:1

0

16:4

0

17:1

0

17:4

0

18:1

0

18:4

0

19:1

0

19:4

0

20:1

0

20:4

0

21:1

0

21:4

0

22:1

0

22:4

0

23:1

0

23:4

0

0:1

0

0:4

0

1:1

0

1:4

0

2:1

0

2:4

0

3:1

0

3:4

0

4:1

0

4:4

0

5:1

0

5:4

0

6:1

0

6:4

0

7:1

0

7:4

0

8:1

0

8:4

0

9:1

0

9:4

0

v (m

/s),

P(M

W)

14. i 15.12. 2011.g.

v - VT1 v - VT2v - VT3 v - VT4v - VT5 v - VT6v - VT7 v - VT8P

Primjer (VE ZD2, 18 MW):- različite brzine vjetra na

pojedinim VT iste VE,- brzine vjetra na svim VZ,

ukupna proizvodnja VE ZD2, ukupno 19h, rezolucija 10min


Kratkoročne varijacije proizvodnje vjetroelektrana (2)

Primjer (VE ZD2+VE ZD3, 36 MW): - varijacije proizvodnje VE u razdoblju visokih brzina vjetra: česta isključenja i uključenja

pojedinih VT- ukupna proizvodnja VE (rezolucija 30s i 10min) i brzina vjetra na jednoj VT (rezolucija10min)

-5

0

5

10

15

20

25

30

35

40

10

:30

10

:40

10

:50

11

:00

11

:10

11

:20

11

:30

11

:40

11

:50

12

:00

12

:10

12

:20

12

:30

P (

MW

); v

(m/s

)

25.1.2012.g.

P - 10min

v - 10min

P - 30sec

ZD2

VT1

(v=

21

.4m

/s)

ZD2

VT1

(v=

19

.1m

/s)

ZD2

VT8

(v=

19

.3m

/s)

ZD3

VT5

(v=

19

.4m

/s)

ZD2

VT2

(v=

21

.3m

/s)

ZD2

VT2

(v=

18

.5m

/s)

ZD3

VT2

(v=

21

.3m

/s)

ZD2VT3 (v=20.5m/s)ZD2VT4 (v=21.3m/s)ZD2VT7 (v=22.7m/s)ZD2VT8 (v=20.6m/s)

ZD2VT3 (v=16.5m/s)ZD2VT7 (v=20.5m/s)

ZD2

VT4

(v=

18

.4m

/s)

ZD3

VT2

(v=

18

.2m

/s)

ZD3

VT5

(v=

22

.9m

/s)

ZD3

VT5

(v=

19

.9m

/s)

ZD3

VT5

(v=

21

.8m

/s)


Kratkoročne varijacije proizvodnje vjetroelektrana (3)Primjer: Krivulje trajanja 10-minutnih i satnih varijacija radne snage (razdoblje 1.12.2006.g. do 31.3.2007.g.):- simulirano na osnovu mjerenja brzine vjetra na 3 udaljene lokacije u RH- izmjerena proizvodnja VE Trtar-Krtolin

-50,0%

-45,0%

-40,0%

-35,0%

-30,0%

-25,0%

-20,0%

-15,0%

-10,0%

-5,0%

0,0%

5,0%

10,0%

15,0%

20,0%

25,0%

30,0%

35,0%

40,0%

45,0%

50,0%

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%

t [%]

10

-min

utn

e v

ari

jac

ije p

roiz

vod

nje

el.e

n (

%P

n)

Lokacija 1 Lokacija 2 Lokacija 3 Ukupno L1+L2+L3

10-minutne varijacije

-50,0%

-45,0%

-40,0%

-35,0%

-30,0%

-25,0%

-20,0%

-15,0%

-10,0%

-5,0%

0,0%

5,0%

10,0%

15,0%

20,0%

25,0%

30,0%

35,0%

40,0%

45,0%

50,0%

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%

t [%]

Sa

tne

va

rija

cije

pro

izvo

dn

je e

l.e

n (

%P

n)

Lokacija 1 Lokacija 2 Lokacija 3

Ukupno L1+L2+L3 VE Trtar-Krtolin

Satne varijacije


Kratkoročne varijacije proizvodnje vjetroelektrana (4)Primjer: Učestalost 10-minutnih i satnih varijacija radne snage (razdoblje 1.12.2006.g. do 31.3.2007.g.):- simulirano na osnovu mjerenja brzine vjetra na 3 udaljene lokacije u RH- izmjerena proizvodnja VE Trtar-Krtolin

10-minutne varijacije

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

-40% -35% -30% -25% -20% -15% -10% -5% 0% 5% 10% 15% 20% 25% 30% 35% 40%

% Pn

učesta

lost 10-m

inutn

ih v

arija

cija [%

]

Lokacija 1

Lokacija 2

Lokacija 3

Ukupno L1+L2+L3

Satne varijacije

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

-40% -35% -30% -25% -20% -15% -10% -5% 0% 5% 10% 15% 20% 25% 30% 35% 40%

% Pn

Uče

sta

lost sa

tnih

vari

jacija [%

]

Lokacija 1

Lokacija 2

Lokacija 3

Ukupno L1+L2+L3

VE Trtar-Krtolin


Efekt geografske disperzije (1)

Primjer: Krivulja trajanja proizvodnje jedne VE i svih VE u Njemčkoj 2003.g.

Primjer: Učestalost satnih varijacija proizvodnje iz jedne VE i svih VE u Njemčkoj 2003.g.

o Kod dobre geografske disperzije vjetroelektrana ukupne kratkoročne varijacije proizvodnje se smanjuju u relativnom iznosu

o Efekt “izglađivanja”: s većom razinom penetracije VE u EES smanjuje se učestalost kratkoročnih varijacija proizvodnje


Efekt geografske disperzije (2)

Podaci -> Australija

Podaci -> V. Britanija


Utjecaj varijacija proizvodnje VE na potrebnu rezervu i P/f regulaciju (1)

o Varijacije proizvodnje u sekundnom području (primarna P/f regulacija): zanemarive zbog uprosječenjasnage vjetra na rotoru turbine i inercije rotora

o Varijacije proizvodnje u intervalima do nekoliko desetaka sekundi: zanemarive zbog uprosječenja snage po pojedinim vjetroagregatima

o Varijacije proizvodnje do nekoliko minuta: zanemarive u slučaju dobre goegrafske disperzije većeg broja vjetroelektrana

o Varijacije proizvodnje unutar jednog sata: mogu biti značajne bez obzira na geografsku disperziju (20-30% ukupne instalirane snage, a povremeno i više)

o Najveće varijacije za vrijeme zaustavljanja uslijed jakog vjetra: međutim, zaustavljanje proizvodnje cijele vjetroelektrane može potrajati i nekoliko sati zbog nejednolike raspodjele brzina vjetra na lokaciji

o Varijacije proizvodnje u višesatnim intervalima: ključni “problem” zbog potrebe prilagodbe rada (proizvodnje) ostalih elektrana


Utjecaj varijacija proizvodnje VE na potrebnu rezervu i P/f regulaciju (2)

Frontier Economics Ltd. London,

studija „Blowing in the wind – measuring and managing the costs of renewable

generation in Europe“:

„Regarding the question of whether secondary or tertiary reserve is

needed to balance intermittency from renewable and, in particular, wind

energy generation, different investigations have shown that time periods

during which generation from portfolios of wind farms significantly change

are sufficiently long to activate tertiary reserve and do not require

activation of secondary reserve.“


Dugoročne varijacije proizvodnje vjetroelektrana

o Višednevne varijacije: vrlo često u čitavom rasponu snage (0-max)o Mjesečne/sezonske varijacije: dobro predvidive na razini ukupne mjesečne proizvodnje, s mogućnošću

odstupanja cca. 30-40% (značajno manje od nesigurnosti proizvodnje HE na mjesečnom nivou)o Godišnje varijacije: niske varijacije ukupne godišnje proizvodnje, cca. +/-15% (za razliku od HE)o Doprinos instalirane snage vjetroelektrana sigurnosti rada EES-a po pitanju rezerve snage:

• efektivna očekivana snaga (“capacity credit”), temeljem proračuna LOLP faktora• “optimistički” pristup: na razini prosječnog faktora angažiranja, tj. 20-30%Pmax• “konzervativni” pristup: cca. 10-15%• smanjuje se s povećanjem razine penetracije VE u EES

Primjer: „Capacity credit” vjetroelektrana –rezultati raznih studija (izvor: Enetgynautics)


Predviđanje proizvodnje VE (1)

• Prognoziranja proizvodnje VE svodi se na prognoziranje vremenskog slijedaatmosferskih varijabli (brzine i smjera vjetar, gustoće zraka itd…) s dovoljno malimkorakom za djelove atmosfere (lokacije VE) i različite periode predviđanja.

• Kod složenih terena (slučaj Hrvatske) bitan faktor je rezolucija numeričkihprognostičkih alata

• Prosječne prognostičke pogreške za pojedine VE danas se kreću do 20% instaliranesnage za razdoblje od 1-2 dana. Za veći broj VE pogreška pada ispod 10%.

Prognoza proizvodnje vjetroelektrana s intervalima pouzdanosti

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23

90%

80%

70%

60%

50%

40%

30%

20%

10%


Predviđanje proizvodnje VE (2)


Zahtjevi za P/f regulaciju VE

• Prije => trenutno isključivanje VE pri frekvenciji van određenih relativno uskih granica;

• Danas => znatno šire granice frekvencije unutar kojih vjetroelektrana može/mora“ostati” na mreži


Upravljanje izlaznom snage vjetroelektrane (1)

snaga

snagasnaga

snaga

c)

a) b)

d)

vrijeme vrijeme

vrijemevrijeme

Maksimalna trenutna snaga VE

Regulirana izlazna snaga VE

Upravljanje brzinom porasta/smanjenja snage

Upravljanje s fiksnim smanjenjem radne snage

Regulacija proizvodnje za potrebe energije uravnoteženja

Upravljanje maksimalno dozvoljenom radnom snagom


Upravljanje izlaznom snage vjetroelektrane (2)

Primjer (VE ZD2+VE ZD3, 36 MW): - automatsko ograničenje radne snage (nalog se automatski prosljeđuje iz CDU HEP OPS-a) i- regulacija brzine promjene radne snage 2MW/min

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

22

24

26

28

30

32

34

36

12

:00

12

:05

12

:10

12

:15

12

:20

12

:25

12

:30

12

:35

12

:40

12

:45

12

:50

12

:55

13

:00

13

:05

13

:10

13

:15

13

:20

13

:25

13

:30

13

:35

13

:40

13

:45

13

:50

13

:55

14

:00

14

:05

14

:10

14

:15

14

:20

14

:25

14

:30

14

:35

14

:40

14

:45

14

:50

14

:55

P (

MW

)

25.1.2012.g.

nalog za smanjenje na 75%Pn



nalog za povećanje na 100%Pnisključenje 2VA zbog prevelike

brzine vjetra

pogon VE ZD2 i VE ZD sa 75%Pn



27MW (75%Pn)

18MW (50%Pn)

9MW (25%Pn)

postepeno vraćanje VA sukladno uvjetima visoke brezine vjetra na lokaciji



Zahtjev za prolaz VE kroz stanje kvara (1)

• Prije=>trenutno isključivanje VE u slučaju kvara - može rezultirati daljnjim širenjemporemećaja i raspadom sustava u slučaju ispada većeg broja bliskih VE

• Danas=>definiraju se granice sposobnosti prolaska VE kroz stanje kvara u smislu min.vremena u kojem bi trebala ostati priključena na mrežu ovisno o naponu na mrežnojstrani

• Na taj način se osigurava stabilnost rada sustava sprečavanjem trenutnog ispada velikogiznosa angažirane radne snage VE



Primjer (VE ZD2+VE ZD3, 36 MW): - pokus prolaza kroz stanje kvara (dubokog

propada napona i dugog trajanja uslijed kratkog spoja u mreži - K3, K1)

-100000

-80000

-60000

-40000

-20000

0

20000

40000

60000

80000

100000

0

0,0

5

0,1

0,1

5

0,2

0,2

5

0,3

0,3

5

0,4

0,4

5

0,5

0,5

5

0,6

0,6

5

0,7

0,7

5

0,8

0,8

5

0,9

0,9

5 1

1,0

5

Nap

on

[V

]

Vrijeme [s]

U1

U2

U3

+90°

-90°

±180° 0°

12,0 kV

U3 C

U2 B

U1 A

+90°

-90°

±180° 0°

12,0 kV

U3 C

U2 B

U1 A

U1 A U2 B U3 C

-600

-400

-200

0

200

400

600

0

0,0

5

0,1

0,1

5

0,2

0,2

5

0,3

0,3

5

0,4

0,4

5

0,5

0,5

5

0,6

0,6

5

0,7

0,7

5

0,8

0,8

5

0,9

0,9

5 1

1,0

5

Stru

ja [

A]

Vrijeme [s]

I1

I2

I3



Primjer (VE ZD2+VE ZD3, 36 MW):- nastavak…- karakteristični odzivi pojedinih VT (K3)- Ispad: 5 VT (napomena: ispadi zbog

neudešenog yaw control sustava), vraćanje na mrežu nakon 15min

- prolaz kroz stanje kvara: 11 VT- Isporuka jalove snage u mrežu i od strane

VT koje su privremeno prekinule proizvodnju radne snage

Radna snaga VT0

500

1000

1500

2000

2500

3000

13

:13

:19

13

:13

:19

13

:13

:19

13

:13

:20

13

:13

:20

13

:13

:20

13

:13

:21

13

:13

:21

13

:13

:21

13

:13

:22

13

:13

:22

13

:13

:22

13

:13

:23

13

:13

:23

13

:13

:23

13

:13

:24

13

:13

:24

13

:13

:25

13

:13

:25

13

:13

:25

13

:13

:26

13

:13

:26

13

:13

:26

13

:13

:27

13

:13

:27

13

:13

:27

13

:13

:28

13

:13

:28

13

:13

:29

13

:13

:29

13

:13

:29

13

:13

:29

13

:13

:30

13

:13

:30

13

:13

:31

13

:13

:31

13

:13

:31

13

:13

:31

13

:13

:32

13

:13

:32

13

:13

:33

13

:13

:33

13

:13

:33

13

:13

:33

13

:13

:34

13

:13

:34

13

:13

:35

13

:13

:35

13

:13

:35

13

:13

:35

13

:13

:36

13

:13

:36

13

:13

:37

13

:13

:37

13

:13

:37

13

:13

:38

13

:13

:38

13

:13

:38

13

:13

:39

13

:13

:39

13

:13

:40

13

:13

:40

13

:13

:40

13

:13

:40

13

:13

:41

13

:13

:41

13

:13

:42

13

:13

:42

13

:13

:42

13

:13

:42

13

:13

:43

13

:13

:43

13

:13

:44

Ra

dn

a s

na

ga

[k

W]

ZD2-2

ZD2-6

ZD3-4

Propad napona

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

1000

1200

13:1

3:1

9

13:1

3:1

9

13:1

3:1

9

13:1

3:2

0

13:1

3:2

0

13:1

3:2

0

13:1

3:2

1

13:1

3:2

1

13:1

3:2

1

13:1

3:2

2

13:1

3:2

2

13:1

3:2

2

13:1

3:2

3

13:1

3:2

3

13:1

3:2

3

13:1

3:2

4

13:1

3:2

4

13:1

3:2

5

13:1

3:2

5

13:1

3:2

5

13:1

3:2

6

13:1

3:2

6

13:1

3:2

6

13:1

3:2

7

13:1

3:2

7

13:1

3:2

7

13:1

3:2

8

13:1

3:2

8

13:1

3:2

9

13:1

3:2

9

13:1

3:2

9

13:1

3:2

9

13:1

3:3

0

13:1

3:3

0

13:1

3:3

1

13:1

3:3

1

13:1

3:3

1

13:1

3:3

1

13:1

3:3

2

13:1

3:3

2

13:1

3:3

3

13:1

3:3

3

13:1

3:3

3

13:1

3:3

3

13:1

3:3

4

13:1

3:3

4

13:1

3:3

5

13:1

3:3

5

13:1

3:3

5

13:1

3:3

5

13:1

3:3

6

13:1

3:3

6

13:1

3:3

7

13:1

3:3

7

13:1

3:3

7

13:1

3:3

8

13:1

3:3

8

13:1

3:3

8

13:1

3:3

9

13:1

3:3

9

13:1

3:4

0

13:1

3:4

0

13:1

3:4

0

13:1

3:4

0

13:1

3:4

1

13:1

3:4

1

13:1

3:4

2

13:1

3:4

2

13:1

3:4

2

13:1

3:4

2

13:1

3:4

3

13:1

3:4

3

13:1

3:4

4

Jalo

va s

naga

[kV

Ar]

ZD2-2

ZD2-6

ZD3-4

Propad napona

Jalova snaga VT


Planiranje rada i vođenje EES – izazovi i rješenja

Potpora konvencionalnihelektrana

Funkcionalno tržište el.en.Tržište uravnoteženja

Tržište pomoćnih usluga

Varijabilnost proizvodnje, višak/brze promjene snage

Nepredvidivost proizvodnjevjetroelektrana

Predviđanje proizvodnje VEPravila i zahtjevi

Upravljanje proizvodnjom i potrošnjom , Implementacija prognos. alata

Razvoj prijenosne mrežeRealno sagledavanje izvedivosti

projekta VE

Dinamika razvoja projekata VETransparentno formiranje rang

liste za priključak na mrežu

Raspodijela troškova

Potrošači: Naknada za prijenos i pomoćne usluge

Vlasnici vjetroelektranaTroškovi izrade prognoze i upravljanja proizvodnjom

Izazovi Rješenja

(izvor: AESO)


Planiranje rada i vođenje EES: P/f regulacija i energija uravnoteženja (1)

• Značajna penetracija VE olakšana je u sustavima s visokim stupnjem fleksibilnosti ukojima postoje:

– fleksibilne proizvodne jedinice sposobne za brzi ulazak u pogon i mijenjanje snage,

– dobra povezanost sa susjednim EES-ima,

– prilagođeno tržište električne energije (uključujući tržište energijo uravnoteženja ipomoćnim uslugama)

– mogućnost upravljanja potrošnjom, tehnologije skladištenja energije itd.

• Gore navedeni faktori zajedno s veličinom područja na kojem se nalaze VE te njihovimudjelom u EES definiraju zahtjeve po pitanju P/f regulacije

Tip regulacije Vrijeme djelovanja σukupna(MW)

Primarna 5 - 15 sek. 6,0

Sekundarna 15 - 90 sek. 14,8

Tercijarna 1 90 sek. - 5 min. 27,0

Tercijarna 1 5 - 20 min. 54,0

Satna 20 min. - 1 sata 93,4

Ukupna prognostička greška (potrošnja+1500 MW vjetar)

– slučaj Irske



• Primarna P/f regulacija: zanemariv utjecaj VE, osim kod ispada uslijed kvara umreži (propada napona) - znatno reducirano zbog tehničkih zahtjev za prolazakkroz stanje kvara

• Sekundarna P/f regulacija: relevantne su 10/15-minutne varijacije proizvodnje VEkoje se redovito kreću 10- 20% uz vrlo rijetka prekoračenja � uz osiguranutercijarnu rezervu, zahtjevi za dodatnom rezervom snage sekundarne regulacije suminimalni (zanemarivi)

• Tercijarna P/f regulacija i energija uravnoteženja:– veći zahtjevi za rezervom u odnosu na sekundarnu regulaciju (rezolucija 15-

60min)– osnovni problem visokog stupnja integracije VE u sustav s obzirom na znatne

varijacije proizvodnje na višesatnom/dnevnom nivou, što zahtjeva promjenu udosadašnjem načinu angažiranja ostalih elektrana i uvoza/izvoza el.en.

– povećava potrebu rezerve regulacijske snage u sustavu u smislu zahtjeva zafleksibilnim pogonom ostalih elektrana (primarno hidroelektrane, plinske TE)

– dobra prognoza brzine vjetra/proizvodnje VE može reducirati potrebnurezervu tercijarne regulacije na ispod 20% instalirane snage VE

• Redovito najveći problem: visoka proizvodnja VE za vrijeme niskih opterećenja(regulacija „na dolje”)



• Troškovi regulacije rada vjetroelektrana ovise o brojnim faktorima:– udjelu proizvodnje vjetroelektrana u ukupnoj potrošnji u sustavu kao i o

ovisnosti varijacija i dnevnog dijagrama opterećenja s varijacijama proizvodnjevjetroelektrana,

– efektu veličine, odnosno veličini regulacijskog područja i prostornojrasprostranjenosti vjetroelektrana duž spomenutog područja (efekt geografskedisperzije). Grupiranjem regulacijskih područja na razini regija smanjuju sevarijacije proizvodnje vjetroelektrana čime se ujedno i reducira prognostičkapogreška, dok se istovremeno omogućava učinkovitije i ekonomičnije upravljanjesa raspoloživim regulacijskim resursima.

– grupiranje regulacijskih područja na razini regija moguće je samo u slučaju dobrorazvijenih prijenosnih mreža sa dovoljnim prijenosnim kapacitetima izmeđuregulacijskih područja.

– strukturi i pripadajućim troškovima regulacijskih resursa,– troškovima i karakteristikama alternativnih načina regulacije u sustavu,– načinu vođenja i upravljanja elektroenergetskog sustava odnosno tržišta

električnom energijom, odnosno učestalosti ažuriranja prognoze opterećenja iproizvodnje vjetroelektrana kao i o preciznosti prognostičkih alata.

– uvođenjem unutar-dnevnih tržišta električne energije smanjuju se troškoviintegracije vjetroelektrana, ali se istovremeno povećavaju troškovi vođenja tržišta,tako da se ova opcija razmatra samo u sustavima s visokim udjelomvjetroelektrana.



Potrebna dodatna snaga (regulacijska rezerva) za energiju uravnoteženja ovisno o udjelu VE u sustavu – nordijski primjer



* 3-year average; total is non-market cost** highest integration cost of 3 years; 30.7% capacity penetration corresponding to 25% energy penetration; 24.7% capacity penetration at 20% energy penetration*** found $4.37/MWh reduction in UC cost when wind forecasting is used in UC decision

Rezultati provedenih studija u SAD-u

Date Study Wind Capacity Penetra-tion (%)

Regula-tion Cost ($/MWh)

Load Following Cost ($/MWh)

Unit Commit-ment Cost ($/MWh)

GasSupplyCost($/MWh)

Tot Oper. Cost Impact($/MWh)

May ‘03 Xcel-UWIG 3.5 0 0.41 1.44 na 1.85

Sep ‘04 Xcel-MNDOC 15 0.23 na 4.37 na 4.60

June ‘06 CA RPS 4 0.45* trace na na 0.45

Feb ‘07 GE/Pier/CAIAP 20 0-0.69 trace na*** na 0-0.69***

June ‘03 We Energies 4 1.12 0.09 0.69 na 1.90

June ‘03 We Energies 29 1.02 0.15 1.75 na 2.92

2005 PacifiCorp 20 0 1.6 3.0 na 4.60

April ‘06 Xcel-PSCo 10 0.20 na 2.26 1.26 3.72

April ‘06 Xcel-PSCo 15 0.20 na 3.32 1.45 4.97

Dec ‘06 MN 20% 31** 4.41**

Jul ‘07 APS 14.8 0.37 2.65 1.06 na 4.08

Razina integracije (% od vršnog opterećenja)

6

4

2

0

0 5 10 15 20 25 30

(izvor: NREL)



Visoki troškovi

Niski troškovi

Niska razina penetracije VE Visoka razina penetracije VE

Mehanizmi za smanjenje utjecaja varijacija proizvodnje VE na ograničenja po pitanju rezervi i koordinacije rada sa ostalim elektranama (izvor: UWIG)


„Uklapanje” u dnevne dijagrame proizvodnje (1)

o Ključni izazov za visoku razinu integracije VE u EESo Značajan utjecaj na proizvodnju ostalih elektranao Ključni problem: noćna visoka proizvodnja VE:

• potrebno reduciranje snage ostalih – „JEFTINIH” elektrana

• posebno je problem u slučaju dominantnog pokrivanja noćne potrošnje temeljnim elektranama i uvoznom energijom (bez mogućnosti promjene)

o Dnevni problem - manjak proizvodnje VE (u odnosu na planiranu):

• potrebna rezervacija kapaciteta tercijarne regulacije, i angažiranje „SKUPIH” elektrana ukoliko VE rade ispod plana

• u načelu manji problem u slučaju da se VE promatraju kao čisti aditivni izvori

• bez VE, problem je u principu još većio Značajno poboljšanje i praktički rješenje navedenog

problema može se tražiti u:• značajnoj redukciji uvoza noćne energije,• angažiranjem RHE u crpnom radu,• fleksibilnom razmjenom,• ograničenjem proizvodnje VE,

o Sve opcije povlače i dodatne troškove…„Prostor” za ostale elektrane

Mali udio VE

Veliki udio VE


„Uklapanje” u dnevne dijagrame proizvodnje (2)

Primjer, Republika Irska (praktički „otočni” sustav!):- dan sa visokim udjelom noćne proizvodnje VE (42% !)- promjena udjela pokrivanja dijagrama opterećenje od strane VE sa 2% na 42% u 18 sati


Utjecaj proizvodnje VE na tržište električnom energijom (1)

• Visoka proizvodnja električne energije iz vjetroelektrana utječe na razne vrste“deformacija” tržišta električne energije uslijed obaveze garantiranog otkupa(neovisno o ponudi/potražnji na tržištu)

• Smanjenje utjecaja VE na tržište električne energije ostvaruje se poboljšanjemprognoze proizvodnje VE i to na razini većih grupacija te kroz uvođenje unutardnevnogtrgovanja.

• Sekundarni pozitivni efekti: povećanje vrijednosti električne energije iz VE krozsmanjenje naknada za uravnoteženje, smanjenje regulacijskih zahtjeva i efikasniji radostalih elektrana (jasno, ne uvijek…).

• VE u pravilu mogu sudjelovati i na tržištu pomoćnih usluga: regulacija frekvencije teregulacije napona i jalove snage, ali u vrlo ograničenom opsegu (sposobnost pružanjapojedine usluge ovisna je o trenutnoj proizvodnji - brzini vjetra), što je najčešćeekonomski nepovoljno.



• Nivo utjecaja VE na cijene na tržištu ovisi o nizu faktora: trenutni udio VE u sustavu,cjenovna elastičnost potrošnje, nivo trenutne potrošnje i koincidencija iste sproizvodnjom VE...

• VE utječu na tržište elek.energije kroz veće fluktuacije otkupnih cijena elek.energije

• U sustavima sa značajnim udjelom VE => u određenim trenucima višak proizvodnje =>niska cijena otkupa energije => otvaranje prostor za različite tehnologije skladištenja=> stabilizacija cijena

• Stabilizacija cijena moguća putem stvaranja regionalnih tržišta

• VE utječu i na povećanje otkupne cijene elek.energije:

– Klasične jedinice raditi će kroz manje vrijeme sa češćim zaustavljanjima istartanjima pa će ova komponenta proizvodnog troška jedinice znatno porasti

– Kako bi se kompenzirala proizvodnja VE potrebno je održavati u pogonuproizvodne jedinice s mogućnošću regulacije najčešće sa visokim marginalnimtroškovima



Utjecaj VE na cijenu na spot tržištu

Utjecaj VE na cijenu električne energije na spot tržištu 2009.god


Prijenosna mreža – troškovi priključenja i tehničkih uvjeta u mreži (1)

• temeljni problem u postupku priključka VE na mrežu i utvrđivanja pripadajućihnaknada, predstavlja dogradnja i pojačanje dijelova mreže koji nisu direktno vezani zapriključak pojedinačne VE, tj. raspodjela pripadnih troškova između investitora ioperatora mreže

• U pravilu se razlikuju tri osnovna pristupa:

– Model plitkog pristupa (shallow):• proizvođač plaća samo troškove do mjesta priključka na postojeću mrežu

• (+) niski iznosi naknada za priključak u momentu priključenja, poticajan za VE, transparentan,ne obuhvaća ukupne troškove - lokacijski efekt

• (-) osiguranje sredstava za financiranje dogradnje mreže, kašnjenje sa izgradnjom

– Model dubokog pristupa (deep):• osim troškova plitkog modela, dodatno obuhvaća nužne troškove dogradnje i pojačanja

postojećih dijelova mreže,

• (+) direktno alociranje troškova dogradnje mreže, „preventivna” dogradnja mreže

• (-) u načelu veći troškovi i moguća preizgrađenost mreže, složen postupak utvrđivanjatroškova, manja transparentnost, veliki problem u slučaju neizvjesnosti realizacije pojedinogprojekta, blokada investicija zbog visokih troškova

– Mješoviti ili hibridni model (shallowish/mixed):• Osim troškova plitkog modela, proizvođač plaća udio u troškovima dogradnje i pojačanja

mreže

• Problem s alociranjem troškova na više proizvođača, pogotovo u slučaju neizvjesnostirealizacije projekta

HR



EU15

EU10+

Bugarska: + naknadaza korištenje mreže



• Pitanje vezano za regije s visokom gustoćom vjetropotencijala: ekonomskaopravdanost ulaganja u dogradnju mreže i nove evakuacijske pravce s obzirom namogućnost privremenog reduciranja proizvodnje VE (engl. „curtailment”).

• Danas je to vrlo česta praksa u većini sustava (osim zbog zagušenja u mreži, nekada izbog potreba regulacije – viška snage u sustavu)

• S većim porastom penetracije VE dolazi do zagušenja u mreži što tada zahtjevadodatna kapitalna ulaganja, znatno povećavajući troškove priključka VE.

• Dostatni kapaciteti prijenosne mreže nužan su preduvjet za realizaciju projekata VE. Unedostatku istih potrebno je od strane :

• OPS: utvrditi prioritetnu listu dijelova mreže u kojima se izgradnjom novih i rekonstrukcijupostojećih objekta mogu osigurati uvjete za priključak planiranih VE

• Regulatornih tijela: priznati opravdanost takvih kapitalnih ulaganja za perspektivne projekteOIE uz prikladan povrat investicije

• Ostalih relevantnih tijela: olakšati i pojednostaviti postupak ishođenja potrebnih dozvolakako bi se dostigle ambiciozno postavljene strateške smjernice



Troškovi nadogradnje mreže-Europska iskustva-


ZAKLJUČNO

• Realizacija projekata za izgradnju OIE u Hrvatskoj daleko je od definiranihciljeva važećih podzakonskih akata i ciljeva energetske strategije.

• Nužna su povećana ulaganja u razvoj EES-a (prijenosne i distribucijskemreže) u svrhu ostvarivanja potrebnih tehničkih i ekonomskih uvjeta.

• OIE, a posebno VE na prijenosnoj mreži uvjetuju značajne promjene unačinu funkcioniranja EES-a na svim razinama.

• To se primarno odnosi na potrebu za promjenom režima rada ostalih(upravljivih) elektrana, te donekle osiguranjem dodatnih regulacijskihrezervi (tercijarne rezerve), energiju uravnoteženja itd.

• Suvremenim metodama planiranja proizvodnje VE, odgovarajući troškovi semogu svesti na vrlo prihvatljive iznose (cca. 5 €/MWh u slučaju razineintegracije VE od 20%).

• Utjecaj na tržište (cijene električne energije) može se dvojako promatrati, auvelike ovisi o cijenama iz drugih izvora.

• Kako bi se ispunili predviđeni planovi, u kratkim rokovima je potrebnoizvršiti temeljite prilagodbe klasičnih metoda i pristupa planiranju, razvoju ipogonu EES-a, ali i utvrditi stvarne troškove integracije OIE (primarno VE) uEES, te osigurati način za financiranje istih.


DISKUSIJA

?

tehniČke i ekonomske pretpostavke za visoku · pdf filesinkroni generator priključen na...

Documents