Větrné elektrárny s asynchronními generátory v sítích VN

2008/47 – 11.12.2008

Větrné elektrárny s asynchronními generátory v sítích VN Ing. Stanislav Mišák, Ph.D, Ing. Lukáš Prokop, Ph.D., Ing. Petr Krejčí, Ph.D., Ing. Tadeusz Sikora, Ph.D. Vysoká škola báňská – Technická univerzita Ostrava Fakulta Elektrotechniky a informatiky, Katedra elektroenergetiky 17. listopadu 15, 708 33 Ostrava - Poruba Email: [email protected], [email protected], [email protected] Větrné elektrárny jsou řazeny mezi perspektivní a ekologické zdroje elektrické energie. V článku jsou uvedeny dílčí závěry z měření provozních stavů větrných elektráren s asynchronními generátory pro různé systémy připojení větrných elektráren k distribuční soustavě. Především je věnována pozornost analýze spínacích přechodných dějů, analýze toku výkonu a určení zpětných vlivů provozu větrné elektrárny na distribuční soustavu.

1 Analýza systémů řízení VTE s asynchronními generátory V současné době je většina větrných elektráren v České Republice vybavena asynchronními generátory. Asynchronní stroje mohou mít rotor s vinutím klecovým nebo kroužkovým. Dále se používají stroje s přepínáním počtu pólů. V současné době jsou nejvíce využívány asynchronní generátory s vinutým (kroužkovým rotorem). Jejich výhodou je možnost dvojího napájení. V následující kapitole bude proveden rozbor provozu větrné elektrárny s asynchronním generátorem s kotvou nakrátko a asynchronním generátorem s kroužkovou kotvou ve spolupráci s frekvenčním měničem v kaskádním zapojení. Konkrétně budou pro oba typy asynchronních generátorů definovány vybrané zpětné vlivy jejich provozu na distribuční soustavu. Asynchronní generátor s kotvou nakrátko je jako zdroj elektrické energie pro větrné elektrárny zpravidla využíván se jmenovitým výkonem cca do 300 kW. Větrné elektrárny s asynchronním generátorem s kotvou nakrátko jsou do distribuční soustavy připojovány přes výkonový transformátor s využitím jednoduchého algoritmu řídícího systému. Na obr. 1 je zobrazeno blokové schéma systému s uvedeným typem asynchronního generátoru. v n P(t)

Řídící systém

T

Sběrnice

G

C

Obr. 1 Blokové schéma systému pro připojení asynchronního generátoru s kotvou nakrátko. 47-1

2008/47 – 11.12.2008

Řídící a měřicí systém větrné elektrárny s asynchronním generátorem s kotvou nakrátko vyhodnocuje údaje o rychlosti a směru větru. Dle údajů o směru větru je gondola natáčena proti směru větru a po překročení limitní hodnoty rychlosti větru je provedeno odbrzdění větrného motoru. Po zvýšení rychlosti větru a jeho udržení po stanovený interval dojde k připojení generátoru k distribuční soustavě (označení „Sběrnice“ v obr. 1). Připojení k distribuční soustavě je provedeno nejprve přes tyristorový spouštěč („softstart“, označení „T“ v obr. 1) pro omezení proudových rázů. Po odeznění přechodného děje provázejícího spínací proces je tyristorový spouštěč překlenut a větrná elektrárna připojena přímo k distribuční soustavě. Následuje připojení kondenzátorové baterie (označení „C“ v obr. 1) pro kompenzaci účiníku. Systémy s asynchronním generátorem s kotvou nakrátko jsou v současné době postupně nahrazovány systémy, které využívají spolupráci frekvenčního měniče s rekuperační jednotkou a asynchronního generátoru s kroužkovou kotvou. S využitím řídícího systému větrné elektrárny s frekvenčním měničem je možné lépe využít energii větrného proudění a zajistit tak stabilnější dodávku elektrické energie do distribuční soustavy. Blokové schéma systému s frekvenčním měničem a asynchronním generátorem s kroužkovou kotvou, který pracuje v kaskádním zapojení, je zobrazeno na obr. 2. asynchronní generátor s kroužkovou kotvou

převodovka

síť

vítr střídač AC

regulátor natáčení lopatek

DC DC

AC

regulátor měniče

hlavní regulátor

Obr. 2 Blokové schéma systému s frekvenčním měničem v kaskádním zapojení. Pokud systém pracuje v kaskádě, je stator generátoru přímo připojen do elektrizační soustavy (přes NN/VN transformátor) a vinutý rotor generátoru je napájen z frekvenčního měniče. Chod tohoto zařízení je zabezpečován multiprocesorově. Systémem řízení je vyhodnocována rychlost větru a otáčky větrného motoru a tomu je přizpůsobena momentová charakteristika stroje. Průběh napětí a proudu na rotoru generátoru je tedy řízen tak, aby docházelo k maximálnímu využití větrné energie za předpokladu minimálních negativních vlivů na distribuční soustavu. Výkon řízený frekvenčním měničem je vzhledem k výkonu generátoru zlomkový, a proto mohou být jeho vlivy na distribuční síť nepatrné. Řídící systém dále zabezpečuje připojování do sítě s minimálním proudovým rázem v generátorickém chodu a bez přepěťových jevů.

47-2

2008/47 – 11.12.2008 Speciální rotorové vinutí je napájeno přes kroužky z rekuperačního měniče frekvence. Pro vyhlazení průběhů napětí a proudu jsou mezi měničem a rotorovým vinutím umístěny tlumivka a sinusový filtr. U moderních větrných elektráren je pro omezení proudových rázů dále využito přepínání statorového vinutí Y-D. Prioritou pro provozovatele distribuční soustavy je maximální eliminace nežádoucích vlivů provozu větrných elektráren na distribuční soustavu. Tyto vlivy jsou dány především způsobem připojení generátoru větrné elektrárny k distribuční soustavě, parametry přípojného bodu distribuční soustavy (zkratový výkon) a volbou měřicího a řídícího zařízení. Způsob připojení k distribuční síti stanoví příslušný provozovatel distribuční soustavy na základě daných síťových poměrů, výkonu a způsobu provozu vlastní výroby. Důležitá je vhodná volba samotného spínacího zařízení. Při spínání může docházet ke krátkodobé změně napětí, povolená tolerance dle [1] je ≤3% jmenovitého napětí pro elektrárny s připojovacím místem v síti NN, pokud spínání není častější než jednou za 90 sekund. Pro větrné elektrárny s asynchronními generátory může při připojování dojít vlivem vnitřních přechodných dějů ke vzniku krátkodobých poklesů. Takový pokles smí dosáhnout dvojnásobku jinak přípustné hodnoty (cca 6% pro NN), pokud netrvá déle než 2 periody [1]. Pro větrné elektrárny platí speciální činitel spínání závislý na poměrech soustavy, jímž se hodnotí jejich spínání, a který také respektuje zmíněné velmi krátké přechodné děje. Na obr. 3 je zobrazena analýza přechodného děje proudového rázu pro různé systémy připojení větrné elektrárny k distribuční soustavě. Systém 1 demonstruje výsledky z analýzy provozních stavů moderní větrné elektrárny se jmenovitým výkonem 2 MW (690V, zapojení D) asynchronního generátoru s kroužkovou kotvou pracujícím v kaskádním zapojení dle obr. 2. Systém 2 a systém 3 reprezentuje asynchronní generátor s kotvou nakrátko výkonu 150/30 kW a 220/50 kW s připínáním k distribuční soustavě přes tyristorový spouštěč. Oba systémy větrných elektráren 2 a 3 jsou osazeny asynchronními generátory s přepínáním počtu pólů 6/8 pro výkony v daném pořadí a jmenovitým napětím 400 V (zapojení D). 60 (A) 40 20 0 -20 -40 -60 -80 0

10

20

30

40

50

60

70

(ms)

80

Obr. 3 Detail proudového rázu v okamžiku připojení větrné elektrárny k distribuční soustavě pro různé systémy připojení větrné elektrárny k distribuční soustavě (systém 1, systém 2, systém 3).

47-3

2008/47 – 11.12.2008 Pokud je asynchronní generátor větrné elektrárny připojován k distribuční soustavě přes tyristorový spouštěč, je možné změnou řídícího úhlu optimalizovat proudový ráz provázející připojení, což je zřejmé z obr. 3 pro systém 2. Pokud však dojde v okamžiku připojení větrné elektrárny k distribuční soustavě k prudké změně momentu na hřídeli větrného motoru vlivem výrazné turbulence větrného proudění, řídící systém není schopný reagovat na tuto změnu a připojení není plně optimalizováno. To se projeví deformací průběhu proudu stroje a tomu odpovídající deformaci napětí v místě připojení větrné elektrárny. Deformace napětí a proudu je dále umocněna, pokud je výkon z větrné elektrárny vyveden do přípojného bodu distribuční soustavy dlouhým kabelovým vedením. Pokud je přípojný bod větrné elektrárny zvolen jako koncový v paprskovém uspořádání distribuční soustavy, může být ovlivnění napětí soustavy v daném bodě taktéž výrazné. Pokud srovnáme jednotlivé výše zmíněné systémy (1,2,3) z hlediska proudového rázu, je zřejmá z obr. 3 ideální varianta asynchronního generátoru v kaskádním spojení (systém 1). Řídicím systémem je optimalizováno připojení větrné elektrárny k distribuční soustavě bez vysokofrekvenčního přechodného děje s proudovým rázem odpovídajícím maximálně 1/3 jmenovitého proudu generátoru. Srovnání bylo provedeno pro přibližně stejné výkonové zatížení. Průběh napětí v přípojném bodě větrné elektrárny k distribuční soustavě je zobrazen pro různé systémy připojení na obr. 4. Z tohoto obrázku je opět zřejmé, že pokud je optimalizován proces připojení větrné elektrárny k distribuční soustavě s využitím tyristorového spouštěče (systém 2) nebo s využitím řízení rekuperačního měniče frekvence (systém 1), nedojde k výraznému přechodnému ději a jeho superponaci na ustálený průběh napětí soustavy. V opačném případě může dojít ke vzniku přepětí, což je evidentní z průběhu napětí připojení větrné elektrárny systému 3. 400 (V) 300 200 100 0 -100 -200 -300 -400 0

10

20

30

40

50

60

70 (ms)

80

Obr. 4 Průběh fázového napětí v přípojném bodě distribuční soustavy v okamžiku připojení asynchronního generátoru větrné elektrárny (systém 1, systém 2, systém 3). Pro spínání, resp. připojování VE k soustavě, je dle [1] definován tzv. činitel proudového rázu. Ten je dán poměrem proudového zapínacího rázu ku jmenovitému proudu generátoru a je roven 4 pro asynchronní generátory připojované s 95 až 105% synchronních otáček.

47-4

2008/47 – 11.12.2008 Jak již bylo zmíněno, při připojování větrné elektrárny s asynchronními generátory, může vlivem vnitřních přechodných dějů dojít ke vzniku krátkodobých poklesů. Na obr. 5 je zobrazen průběh efektivní hodnoty napětí jedné fáze asynchronního generátoru s připojovacím systémem přes tyristorový spouštěč (systém 2 a 3). V okamžiku připojení asynchronního generátoru s kotvou nakrátko v čase 10 ms dojde k rychlé změně toku jalového výkonu na svorkách generátoru, což se projeví krátkodobým poklesem napětí. Je tedy zřejmé, že přestože je tyristorovým spouštěčem omezen proudový ráz provázející připojení větrné elektrárny k distribuční síti, není eliminován pokles efektivní hodnoty napětí, což je nežádoucí. Uvedený pokles efektivní hodnoty napětí je redukován využitím systému 1, tedy systému využívající paralelní spolupráci frekvenčního měniče a asynchronního generátoru s kroužkovou kotvou. 0,6

234

(-)

(V)

0,4

232

0,2

230

0,0 228 -0,2 226 -0,4 224

-0,6

222

-0,8 -1,0 0

20

40

(f ile LIPNA009_R MS_2.adf ; x-v ar t) c os

60

80

100

(s)

220 120

U

Obr. 5 Průběh efektivní hodnoty fázového napětí (V) (pravá osa) a činitele výkonu (-) (levá osa) v průběhu připojení větrné elektrárny s asynchronním generátorem s kotvou nakrátko k distribuční soustavě. Řízení jalového výkonu platí pro zdroje 5kW a výše. Tyto zdroje musí dle [1] být vybaveny pro některý z následujících režimů řízení jalového výkonu: - udržování zadaného účiníku, - udržování zadané hodnoty jalového výkonu (odběr/dodávka) v rámci provozního diagramu stroje, - udržování napětí v předacím místě (výstup generátoru, za blokovým transformátorem). Generátor musí být schopen dodávat výkon v rozmezí účiníků 0,85 (dodávka jalového výkonu induktivního charakteru) až po -0,95 (chod generátoru v podbuzeném stavu) při dovoleném rozsahu napětí na svorkách generátoru a při kmitočtu v rozmezí 48,5 až 50,5 Hz. U kompenzačního zařízení zdrojů je zapotřebí přihlížet ke způsobu provozu vlastní výroby a z toho vyplývajících zpětných vlivů na napětí soustavy. Při silně kolísajícím výkonu pohonu větrných elektráren musí být kompenzace jalového výkonu automaticky a dostatečně rychle regulována. Systémy připojení 2 a 3 jsou vybaveny většinou 2stupňovým kompenzačním zařízením. Na obr. 5 je znázorněn průběh činitele výkonu, resp. účiníku, při spínacím procesu připojení VE k distribuční soustavě, kde je potvrzeno nedostatečné kompenzování pro rozptyl činitele výkonu 0,56 pro induktivní charakter až po - 0,98 pro kapacitní charakter. Nedostatečnost kompenzace je také umocněna rozdílností výkonových poměrů při provozu generátoru s přepínáním počtu pólů 6/8. Mezi další negativní vlivy související s provozem větrných elektráren s generátorem s kotvou nakrátko (systém 2 a 3) patří nežádoucí ovlivnění napětí systému a proudu dodávky 47-5

2008/47 – 11.12.2008 elektrické energie v okamžiku připojení kompenzační baterie. Průběh připojení kondenzátorové baterie je detailně zobrazen na obr. 6. Z obr. 6 je viditelná deformace vlivem paralelní rezonance mezi rozptylovou reaktancí transformátoru, reaktancí generátoru a součtem všech síťových kapacit včetně kompenzačního zařízení. Připojení kondenzátorové baterie je také provázeno vznikem přepětí, viz. obr. 6. 1200

600 (A)

(V)

200

900

-200 600 -600 300 -1000 0 -1400 -300

-600 7,55

-1800

7,60

7,65

7,70

7,75

(s)

-2200 7,80

Obr. 6 Cyklus připojení kondenzátorové baterie, průběh fázového napětí U1, U2, U3, (V) (levá osa) a proudů I1, I2, I3, (A) (pravá osa).

2 Vybrané zpětné vlivy provozu větrné elektrárny na distribuční soustavu V následující kapitole je analyzována kvalita dodávky elektrické energie systému řízení větrné elektrárny s asynchronním generátorem (2MW, 690 V) s kroužkovou kotvou v kaskádním zapojení s frekvenčním měničem napěťového typu dle blokového schéma na obr. 2. 2.1 Zpětné vlivy provozu větrné elektrárny s frekvenčními měniči v přípojném bodě Jak již bylo výše zmíněno, při provozu větrné elektrárny lze předpokládat vliv na parametry distribuční soustavy. Interakce mezi distribuční soustavou a analyzovanou větrnou elektrárnou je definována v tzv. společném napájecím bodě. Pro provozovatele distribuční soustavy je prioritou zajištění stabilní dodávky elektrické energie pokud možno s neměnnými systémovými parametry. Z hlediska kvality dodávané energie je třeba sledovat zejména: 1. Změny napětí. 2. Flikr – kolísaní napětí. 3. Ovlivnění zařízení hromadného dálkového ovládání. Ad1) Dle přílohy č.4 – pravidla pro paralelní provoz zdrojů se sítí VN pravidel provozování distribuční soustavy je dáno, že změna napětí vyvolaná dodávkou výkonu z připojených zdrojů, v našem případě větrných elektráren nesmí přesáhnout 2% z UN pro větrné elektrárny připojené do sítě VN. 47-6

2008/47 – 11.12.2008

∆u vn ≤ 2%

(1)

V našem případě jsou větrné elektrárny připojeny do sítě 22 kV, tzn. fázové napětí je cca 12,7 kV, potom maximální povolené zvýšení napětí je o 254 V. Jak ukazuje graf na obr. 7, změna napětí ∆U kopíruje změnu dodávaného výkonu. Při maximálním dodávaném výkonu 2 MW v době 19:12 došlo ke zvýšení napětí maximálně o cca 200 V, což vyhovuje podmínce definované pravidly provozování distribučních sítí. 2 000

250 200

1 500

1 000 P (kW)

100 50

500

dU (V)

150

0 0 0:00

2:24

4:48

7:12

9:36

12:00

14:24

-500

16:48

19:12

21:36

0:00-50 -100

Čas (s) P (kW)

Delta U (V)

Obr. 7 Vliv dodávaného výkonu z větrných elektráren na změnu napětí v místě připojení Ad2) Flikr je definován jako lidským okem postřehnutelné kolísání světelného toku světelných zdrojů v důsledku periodických poklesů napětí v oblasti subharmonických kmitočtů. Tyto změny napětí jsou obecně způsobeny změnami zatížení u odběratelů nebo změnami při generování výkonu. Pokud analyzujeme teoretické možnosti vzniku flikru, který provází provoz větrných elektráren, je možné určit dvě základní příčiny jeho vzniku: vliv poryvů větru a vliv tubusu větrné elektrárny. Vliv poryvů větru se při krátkodobých odchylkách rychlosti větru od její střední hodnoty eliminuje vlastní setrvačností rotačních částí větrné elektrárny, vliv silnějších poryvů více či méně eliminuje výkonové řízení turbíny. Vliv tubusu větrné elektrárny (stožáru) se potlačuje mnohem hůře. Tubus pro proudící vítr představuje překážku, která ho zpomaluje. Jako parametr určující flikr se však nepoužívá přímo úbytek napětí způsobený flikrem, ale veličina nazývána emise flikru nebo také míra vjemu flikru. Rozlišujeme krátkodobou (short term) emisi flikru Pst, měřenou nebo počítanou v časovém intervalu deset minut a dlouhodobou (long term) emisi flikru Plt, určovanou pro interval dvou hodin. 47-7

2008/47 – 11.12.2008 Obecně platí, že čím více listů má větrná turbína, tím je emise flikru menší. Systémy s měničem kmitočtu ve většině případů vykazují menší emise než systémy s asynchronním generátorem zapojeným přímo. Pravidla provozování distribuční soustavy opět definují maximální povolené hodnoty dlouhodobé míry vjemu flikru Plt a to tak, že nesmí překročit hodnotu 0,46.

Plt ≤ 0, 46

(2)

Hodnotou 0,46 je míněn příspěvek k celkovému Plt způsobený zdrojem, tzn. větrnou elektrárnou. Pro místo připojení byla zjištěna 95% hodnota Plt = 0,587 (průměrná hodnota ze tří fází: 0,581, 0,604, 0,577). Vzhledem k tomu, že norma stanovuje přípustnou hodnotu Plt rovno 1, můžeme konstatovat, že místo připojení splňuje požadavky dané normou. Jak ukázalo provedené měření, jehož výsledky jsou zobrazeny v grafu na obr. 9, nelze prokázat vliv velikosti dodávaného výkonu na míře vjemu flikru Plt. Na obr. 9 můžeme vidět průběh Plt v období jednoho týdne, kde se hodnota Plt pohybuje od 0,338 až po 0,631. Vzhledem k povolené hodnotě Plt =1 a námi zjištěné nejvyšší 95% hodnotě Plt = 0,604 lze vyvozovat, že VTE nepřekračuje povolený příspěvek 0,46 z celkové hodnoty Plt a námi je zjištěnou hodnotu 0,604 je nutno brát spíše jako pozadí sítě. 1800

0,7

1600 0,6 1400 0,5

1200

0,4 Plt (-)

P (kW)

1000 800

0,3

600 400

0,2

200 0,1 0 28.4.08 12:00 29.4.08 12:00 30.4.08 12:00

1.5.08 12:00

2.5.08 12:00

3.5.08 12:00

4.5.08 12:00

-200

5.5.08 12:00

0,0 Čas (s) Dodávaný výkon v místě připojení

Plt

Obr. 8 Vliv výkonu dodávaného z větrné elektrárny na Plt Ad 3) Zařízení hromadného dálkového ovládaní jsou obvykle provozována s frekvencí mezi cca 180 až 1050 Hz. Vysílací úroveň je obvykle mezi 1% až 4% UN. Zařízení HDO jsou dimenzována na zatížení, které odpovídá 50 Hz zatížení sítě, kterou napájí svým signálem. 47-8

2008/47 – 11.12.2008

Výrobny ovlivňují HDO přídavným zatížením vysílačů HDO:
Vlastním zařízením větrné elektrárny
Příp. zvýšeným zatížením části sítě, do které pracuje zdroj Tento vliv může způsobit nepřípustné změny hladiny signálu HDO ve společném napájecím bodu. Je potřeba zajistit, aby hladina signálu HDO v žádném bodě sítě nepoklesla o více než 10 až 20 % pod požadovanou hladinu (v závislosti na podmínkách, jako jsou frekvence HDO, druh sítě, druhy přijímačů, …) V našem měření jsme však tento zpětný vliv větrných elektráren nevyhodnocovali. 2.2 Vliv provozu větrné elektrárny na parametry napájecí soustavy VN rozvodny Pro zjištění zpětných vlivů připojených větrných elektráren bylo realizováno měření výkonové bilance paprsku distribuční sítě, na který jsou sledované větrné elektrárny připojeny, zjednodušené schéma připojení VE je zobrazeno na obr. 9. Měřící místo č. 1 bylo na vývodu sledovaného paprsku distribuční sítě v rozvodně 110/22 kV. Měřící místo č. 2 bylo umístěno v distribuční trafostanici (DTS), tzn. v místě připojení větrných elektráren k distribuční sítí, měření bylo realizováno pouze pro jednu větrnou elektrárnu. Oba měřící přístroje byly časově synchronizovány a byly měřeny veličiny U,I, cos φ ve všech třech fázích.

Odběry

DTS

G

Rozvodna 110/22 kV

G VTE 1

Měřicí místo č. 1 Měřicí místo č. 2

Obr. 9 Zjednodušené schéma připojení větrných elektráren k paprsku Při vyhodnocení naměřených dat byly zjištěny tři stavy výkonové bilance a to: 1. stav – připojené větrné elektrárny pokryjí spotřebu odběratelů připojených ke sledovanému paprsku a navíc větrné elektrárny dodávají přebytečný výkon do distribuční sítě přes nadřazenou rozvodnu 110/22kV. 2. stav – připojené větrné elektrárny přesně pokryjí svou výrobou spotřebu odběratelů připojených ke sledovanému paprsku (jedná se o vyrovnanou výkonovou bilanci, do nadřazené rozvodny ani z rozvodny neteče žádný výkon) 3. stav – připojené větrné elektrárny nepokryjí spotřebu odběratelů připojených ke sledovanému paprsku, je proto nutné dodávat chybějící výkon z rozvodny, ke které je sledovaný paprsek připojený. Velikost dodávaného výkonu má přímý vliv na velikost napětí U1v místě připojení tzn. v DTS. Dle našeho měření neexistuje přímá souvislost mezi dodávaným výkonem a kolísáním napětí U2 v nadřazené rozvodně 110/22 kV, do které je sledovaný paprsek připojený. 47-9

2008/47 – 11.12.2008 Lze však na základě tohoto označení napětí definovat odchylku napětí ∆U jako rozdíl napětí v místě připojení U1 a napětí v rozvodně U2, matematicky vyjádřeno ∆U = U1 − U 2

(9)

Závislost výkonu dodávaného větrnou elektrárnou na odchylce napětí je možné vidět na obr. 10, kde je patrné, že v situaci, kdy větrná elektrárna dodává do sítě výkon v rozmezí od 0 do 100 kW, je napětí v rozvodně vyšší než v místě připojení, což je způsobeno úbytkem napětí na vedení. V případě, že větrná elektrárna dodává výkon větší než 100 kW, napětí v místě připojení vzroste natolik, že odchylka napětí ∆U se dostává ze záporných hodnot a postupně se zvyšujícím se dodávaným výkonem a v důsledku toho i napětí U1 v místě připojení větrných elektráren roste. Tento nárůst má lineární charakter. Odchylky od lineárního trendu nárůstu jsou s největší pravděpodobností způsobeny malým počtem naměřených hodnot pro sledovanou velikost dodávaného výkonu. 200

∆ U (V)

150

100 50

0 0

100

200

300

400

500

600

700

800

900 1 000 1 100 1 200 1 300 1 400 1 500 1 600 1 700 1 800 1 900 2 000

-50 Výkon VE (kW)

Obr. 10 Závislost odchylky napětí na výkonu Z vyhodnocení naměřených dat dále vyplývá, že provoz větrné elektrárny nijak znatelně neovlivňuje dlouhodobou míru vjemu flikru, jak v místě připojení, tak v nadřazené rozvodně. Pro jednotlivé fáze jsou hodnoty 95% intervalu Plt zobrazeny v tabulce 1. Tab. 1 Hodnoty Plt pro jednotlivé fáze v místě připojení VTE a nadřazené rozvodně 1 fáze 2 fáze 3 fáze Místo připojení 0,581 0,604 0,577 Nadřazená rozvodna 0,603 0,631 0,598 V grafu na obr. 11 je možno vidět srovnání průběhu Plt ve sledovaném období, zeleně je zobrazen průběh Plt v nadřazené rozvodně, červeně potom průběh Plt v místě připojení. Jak je z grafu patrno, je Plt v nadřazené rozvodně vyšší, což potvrzuje správnost úvahy, že příspěvek VTE k celkové hodnotě Plt je v podstatě zanedbatelný oproti pozadí sítě.

47-10

2008/47 – 11.12.2008 0,7 0,65 0,6

Plt (-)

0,55 0,5 0,45 0,4 0,35 0,3 28.4.08 12:00 29.4.08 12:00 30.4.08 12:00

1.5.08 12:00

2.5.08 12:00

3.5.08 12:00

4.5.08 12:00

5.5.08 12:00

Čas (s) Plt - Nadřazení rozvodna

Plt - Místo připojení

Obr. 11 Srovnání Plt nadřazené rozvodny a místa připojení VTE Při analýze celkového harmonického zkreslení napětí THDu také nebyla shledána žádná souvislost se změnami dodávaného výkonu z větrné elektrárny a činitel celkového harmonického zkreslení se pohyboval okolo hodnoty 0,6 % s ojedinělými odchylkami do 1,8 % v místě připojení větrné elektrárny. V nadřazené rozvodně jsme naměřili průměrnou hodnotu celkového harmonického zkreslení napětí THDu 0,7 % s ojedinělými nárůsty až do 2,2 %. Avšak časová souslednost mezi nárůsty THDu v místě připojení větrných elektráren a v nadřazené rozvodně nebyla prokázána.

Závěr Systémy větrných elektráren s měniči frekvence jsou v současné době jedinou možností jak dosáhnout rovnováhy mezi potřebami provozovatelů distribučních sítí a provozovatelů větrných elektráren. Distribuční soustava do níž je připojena moderní větrná elektrárna se synchronní kaskádou není zatěžována nadměrnými nežádoucími vlivy jak tomu bylo u starších typů elektráren s klecovými asynchronními generátory. Provozovatelé větrných elektráren tím získali stroje a systémy řízení, které jsou co do investičních nákladů, doby návratnosti, životnosti, účinnosti a využití větru optimálním řešením. Tyto závěry byly ověřeny praktickým měřením na větrných elektrárnách v ČR a v současné době probíhá výzkum pro optimalizaci systému VE s frekvenčními měniči v rámci výzkumného záměru MSM 6198910007.

Literatura: [1] Provozovatelé distribučních soustav.: Pravidla pro paralelní provoz zdrojů se sítí provozovatele distribuční soustavy, PPDS příloha 4, 2004

47-11