ZDOLNOŚCI PRZESYŁOWE LINII NAPOWIETRZNYCH PRZY GENERACJI MOCY W ŹRÓDŁACH WIATROWYCH. Autorzy:

Transkrypt

1 ZDOLNOŚCI PRZESYŁOWE LINII NAPOWIETRZNYCH PRZY GENERACJI MOCY W ŹRÓDŁACH WIATROWYCH Autorzy: Edward Siwy, doktor nauk technicznych; adiunkt na Wydziale Elektrycznym Politechniki Śląskiej; specjalizacja - elektroenergetyka; zainteresowania - w szczególności sieci przesyłowe i rozdzielcze; hobby - narty, gitara, motocykle. Maksymilian Przygrodzki, doktor nauk technicznych; adiunkt na Wydziale Elektrycznym Politechniki Śląskiej; specjalizacja - elektroenergetyka; zainteresowania - planowanie rozwoju, generacja rozproszona; hobby - góry, motocykle. ( Rynek Energii nr 1/2009) Słowa kluczowe: zdolność przesyłowa, obciąŝalność dynamiczna, generacja wiatrowa, monitoring linii Streszczenie. W artykule przedstawiono moŝliwości przesyłowe linii napowietrznych wykorzystujące tzw. dynamiczną obciąŝalność termiczną linii. ObciąŜalność ta jest m.in. wypadkową prędkości wiatru chłodzącego przewody. Powiązanie moŝliwości wykorzystania rezerw przesyłowych wynikających z większych prędkości wiatru niŝ przyjęta projektowo sprzyja źródłom wykorzystujących wiatr jako energię pierwotną. Praca źródła wiatrowego z mocą znamionową wymaga wiatru o odpowiedniej prędkości, a ta z kolei determinuje obciąŝalność linii napowietrznej. W referacie przedstawiono wyniki obliczeń związanych z symulacją warunków wiatrowych właściwych stanom pracy źródła wiatrowego i określonej w tych warunkach obciąŝalności dynamicznej. Celem referatu jest zaproponowanie weryfikacji kryteriów wykorzystywanych w ocenie wpływu farm wiatrowych na sieć elektroenergetyczną w stanach ustalonych. 1. WSTĘP Ograniczanie emisji zanieczyszczeń związanych z konwencjonalnymi metodami produkcji energii elektrycznej, powszechne wykorzystanie energii elektrycznej i zobowiązania międzynarodowe wymagają poszukiwania czystych" technologii wytwórczych, których zadaniem byłoby sprostanie postawionym wyzwaniom. Technologie takie sięgają do praktycznie niewyczerpalnych zasobów naturalnych postaci energii - energii odnawialnych. W tej kategorii lokują się elektrownie wiatrowe, których działanie polega na przetwarzaniu energii pierwotnej wiatru na energię elektryczną. Energia wiatru jest jednym z naturalnych zasobów odnawialnych moŝliwych do wykorzystania w warunkach polskich. Co więcej energia ta moŝe mieć, z uwagi na połoŝenie i ukształtowanie powierzchni kraju, znaczący udział w bilansie energetyki odnawialnej. MoŜliwości podaŝy energii pierwotnej, postęp technologiczny i wymogi ochrony środowiska spowodowały znaczące zainteresowanie energetyką wiatrową. Jak w przypadku kaŝdej elektrowni, tak równieŝ elektrownie wiatrowe muszą znaleźć swoje miejsce w systemie elektroenergetycznym, gdzie wytworzona energia elektryczna jest przesyłana i rozdzielana do odbiorców końcowych. Praca elektrowni wymaga jej synchronicznego połączenia z systemem elektroenergetycznym. Wzrost zainteresowania źródłami wiatrowymi spowodował znaczną liczbę wniosków o wydanie warunków przyłączenia kierowanych przez potencjalnych inwestorów do właściwego operatora systemu (operatora systemu dystrybucyjnego bądź operatora systemu przesyłowego). Z uwagi na skalę zjawiska działania te spotykają się ze zmiennym odzewem po stronie operatorów systemu. Szczególną obawę budzą warunki

2 współpracy energetyki wiatrowej z systemem elektroenergetycznym w kontekście jego rozwoju i operatywnego działania [3]. W takich warunkach koniecznym staje się prowadzenie bieŝących badań w zakresie oceny moŝliwości przyłączania i współpracy źródeł wiatrowych z siecią przesyłową i siecią dystrybucyjną w szczególności wysokich napięć (110 kv). Proces przyłączania źródła wiatrowego (farmy wiatrowej) do systemu elektroenergetycznego reguluje rozporządzenie systemowe oraz właściwe instrukcje ruchu i eksploatacji sieci [5]. W szczególności składając wiosek o przyłączenie do systemu elektroenergetycznego naleŝy dołączyć ekspertyzę wpływu przyłączanych urządzeń na system elektroenergetyczny. Zakres ekspertyzy i wymagania ustala operator, na którego obszarze działań ma nastąpić przyłączenie do sieci. Ekspertyza ta obejmuje m.in. rozpływy prądów i mocy w stanach ustalonych, weryfikację poziomów napięć, prądów zwarciowych, jakości napięcia czy teŝ analizę oddziaływania dynamicznego farmy wiatrowej na system elektroenergetyczny. W przypadku wykonywanych analiz rozpływowych bada się stopień obciąŝania ciągów liniowych przy pracy analizowanej farmy wiatrowej oraz innych źródłach przewidywanych do przyłączenia do systemu elektroenergetycznego. W analizach tych uwzględnia się obciąŝalności linii elektroenergetycznych właściwe dla danego sezonu i określone zwykle na etapie projektowania, a następnie weryfikowane w trakcie eksploatacji linii. ObciąŜalność ta jest wyznaczona dla określonych, przeciętnych warunków atmosferycznych. Tak określona obciąŝalność linii zwana jest obciąŝalnością statyczną i nie uwzględnia ona dynamiki wpływu zmian warunków atmosferycznych. Zasadnicze znaczenie w tym względzie ma prędkość wiatru, która w szerokim stopniu wpływa na rzeczywistą obciąŝalność linii (wówczas określaną jako dynamiczna), a z drugiej strony ta właśnie prędkość wiatru ma bezpośrednie przełoŝenie na produkowaną w źródle wiatrowym energię elektryczną [4]. 2. OBCIĄśALNOŚĆ DYNAMICZNA ObciąŜalność prądowa danej linii napowietrznej jest to wartość dopuszczalna płynącego prądu w ściśle określonych warunkach atmosferycznych, przy załoŝeniu określonej temperatury granicznej przewodów roboczych. Temperatura ta nie moŝe być długotrwale przekroczona, gdyŝ prowadzi to do zmniejszenia odległości przewodów roboczych od ziemi i od obiektów krzyŝowanych poniŝej dopuszczalnych, bezpiecznych wartości. NaleŜy zatem uwzględnić przewidywane przepływy mocy w stanach normalnych i awaryjnych, sposób prowadzenia ruchu linii, zasady określania dopuszczalnej obciąŝalności prądowej oraz względy ekonomiczne. W wielu przypadkach największym problemem w polskich sieciach wysokiego i najwyŝszego napięcia jest niska ze względu na zwisy letnia obciąŝalność prądowa linii, projektowanych dla temperatury przewodów +40 C. Jest to problem specyficzny dla linii kv, posiadających przęsła o stosunkowo duŝej rozpiętości (z reguły powyŝej 200 m), a więc o duŝym zwisie przewodów. W liniach tych pojawiają się często wąskie gardła", stwarzające ograniczenia w przesyle mocy. Do wyznaczenia statycznej obciąŝalności prądowej przyjmuje się najczęściej prędkość wiatru wiejącego prostopadle do linii na poziomie 0,5 m/s, przy wysokiej temperaturze otoczenia i nasłonecznieniu. Z punktu widzenia wiatru są to warunki całkowicie odmienne od tych w jakich farma wiatrowa osiąga swoją moc maksymalną. W analizach moŝliwości przyłączenia farm wiatrowych do sieci naleŝałoby więc stosować dynamiczną obciąŝalność termiczną linii, która jest rozumiana jako graniczne obciąŝenie prądowe, powodujące w aktualnych warunkach atmosferycznych osiągnięcie przez przewody robocze temperatury granicznej roboczej przy uwzględnieniu określonego ryzyka przekroczeń [6,7].

3 Na rys. 1 przedstawiono wpływ prędkości i kierunku wiatru na rzeczywistą obciąŝalność linii projektowanej na +40 C z typowymi przewodami stosowanymi w kraju w liniach 110 kv. NaleŜy przy tym zaznaczyć, Ŝe wiatr jest czynnikiem w największym stopniu wpływającym na aktualne moŝliwości przesyłowe danej linii. Jak widać na rysunku 1 przesyłana moc moŝe być nawet kilkukrotnie większa w stosunku do przyjmowanej obciąŝalności statycznej linii. W związku z powyŝszym naleŝy wnioskować, Ŝe w przypadku sieci przesyłowej i sieci dystrybucyjnej 110 kv, do których przyłączane są farmy wiatrowe, z punktu widzenia przygotowania i prowadzenia ruchu w sieci bardzo istotnym elementem jest znajomość aktualnych zdolności przesyłowych sieci. Wynika to ze znacznej zmienności mocy generowanych w farmach wiatrowych w zaleŝności od prędkości wiatru. PoniŜej przedstawiono przykłady symulacji obrazujących opisane zjawiska. 3. SYMULACJA OBCIĄśEŃ SIECI 110 kv Z PRACUJĄCYMI FARMAMI Symulację pracy sieci przeprowadzono dla wydzielonej, modelowej sekcji 110 kv (rys. 2), do której przyłączonych zostało siedem farm wiatrowych o zróŝnicowanym poziomie mocy (tab. 1). Dla uproszczenia obliczeń przyjęto, Ŝe obciąŝenia w węzłach sieci są niewielkie, co oznacza, Ŝe obciąŝenia linii pochodzą wyłącznie od mocy generowanej w farmach wiatrowych. Przyjęto, Ŝe wszystkie linie 110kV w sekcji mają przekrój 120 mm 2 i statyczną letnią obciąŝalność na poziomie I dd = 205 A. ZałoŜony przekrój przewodów w liniach jest stosunkowo niski i został tak dobrany dla uwypuklenia efektów symulacji. NaleŜy jednak stwierdzić, Ŝe w praktyce występuje on stosunkowo często w krajowych sieciach 110 kv, w tym szczególnie w obszarach o duŝym potencjale źródeł wiatrowych. PoniŜej przedstawiono wyniki symulacji z perspektywy obciąŝalności statycznej linii, obciąŝalności dynamicznej termicznej oraz moŝliwości wykorzystania monitoringu linii w celu estymacji bieŝących zdolności przesyłowych.

4 3.1. ObciąŜalność statyczna W tabeli 2 podano wyniki obliczeń prądu płynącego najbardziej obciąŝonymi odcinkami linii przy maksymalnej generacji wszystkich farm wiatrowych oraz stopień obciąŝenia oceniony względem obciąŝalności statycznej. Przy przyjęciu letniej obciąŝalności statycznej 205 A są to odcinki przeciąŝone. W przypadku wykonywania ekspertyzy przyłączeniowej dotyczącej obszaru sieci modelowej wnioskiem z przeprowadzonej analizy byłaby konieczność modernizacji wymienionych odcinków linii, przy czym w przypadku najbardziej obciąŝonych odcinków musiałaby to być przebudowa na linie dwutorowe lub zastosowanie przewodów wysokotemperaturowych [1].

5 3.2. Dynamiczna obciąŝalność termiczna uzaleŝniona od temperatury otoczenia Dynamiczną obciąŝalność termiczną uzaleŝnioną od temperatury otoczenia przewodu AFL 120 mm 2 dla linii projektowanej na +40 C moŝna określić przybliŝoną zaleŝnością gdzie T jest temperaturą otoczenia w C. Wyznaczona z zaleŝności (1) obciąŝalność prądowa wynosi 220 A dla temperatury otoczenia +30 C (a więc jest juŝ ona nieco wyŝsza od obciąŝalności statycznej). Dla niŝszych temperatur obciąŝalność ta będzie juŝ wynosiła 273 A oraz 327 A dla temperatur otoczenia - odpowiednio +20 C i +10 C. Są to temperatury, których wartość równieŝ ma miejsce w okresie umownie traktowanym w analizach sieciowych jako lato" z obciąŝalnością letnią (miesiące kwiecień do września). Uwzględniając dynamiczną obciąŝalność termiczną zamiast rozbudowy linii na odcinkach S5 - S3, a zwłaszcza SIO - S6 wystarczyłoby zalecić wprowadzenie czasowych ograniczeń w generacji farm przy niekorzystnych warunkach pogodowych (nasłonecznienie + wysoka temperatura otoczenia). Ograniczenie to dotyczyłoby farmy przyłączonej do węzła S5 i w mniejszym stopniu farmy przyłączonej do węzła SIO. Wymagane ograniczenia wynikają z wartości dopuszczalnej mocy generacji przedstawionych w tabeli 3. W tabeli tej podano równieŝ prędkość wiatru V w dla której wyznaczone moce są osiągane. NaleŜy stwierdzić, Ŝe konieczność ograniczania generacji w farmach wiatrowych zachodzi tylko w przypadkach, gdy wieje silny wiatr i jednocześnie występuje wysoka temperatura otoczenia. Zwłaszcza dla farmy SIO prawdopodobieństwo występowania ograniczeń jest niewielkie Zastosowanie monitoringu linii -- pełne wykorzystanie dynamicznej obciąŝalności termicznej Rzeczywista obciąŝalność linii napowietrznej silnie zaleŝy od prędkości wiatru. ZaleŜność tę przedstawiono na rysunku 1. Monitoring linii pozwala na bieŝąco określać jej obciąŝalność. W analizowanym przykładzie zasymulowano pracę sieci przy róŝnych (stosunkowo wysokich) prędkościach wiatru - 8 m/s, 10 m/s i 13 m/s. Generacja osiąga wtedy poziom odpowiednio 40%, 66% i 100% mocy znamionowej farm wiatrowych. Ze względu na wiejący wiatr zmienia się równieŝ rzeczywista obciąŝalność linii. NaleŜy tutaj jednak uwzględnić

6 szereg ograniczeń, w tym: - linie napowietrzne i elektrownie wiatrowe są obiektami o znacznie róŝniącej się wysokości względem poziomu gruntu, - kierunek wiatru moŝe być niekorzystny ze względu na obciąŝalność linii - wiatr wiejący równolegle w stosunku do linii, - mogą występować przeszkody terenowe zmniejszające oddziaływanie wiatru na linię, naleŝy jednak zauwaŝyć, Ŝe przy wietrze wiejącym równolegle do linii oddziaływanie przeszkód terenowych nie będzie duŝe. Z uwagi na znaczne róŝnice wysokości zawieszenia linii napowietrznych i połoŝenia wirników elektrowni wiatrowych naleŝy uwzględnić tzw. profil pionowy wiatru. Profil ten przedstawia zmianę prędkości wiatru w funkcji wysokości nad poziomem gruntu. Formuła matematyczna odwzorowania profilu wiatru jest opracowana na podstawie badań empirycznych. Często moŝna spotkać formułę potęgową postaci gdzie ν h jest prędkością wiatru wyznaczaną na wysokości h w zaleŝności od prędkości ν s na przyjmowanej wysokości standardowej h s (zwykle 10 m). Przy wiatrach o małej prędkości (do 2 m/s) we wzorze (2) stosuje się wykładnik potęgowy α=0,4 Dla wiatrów o prędkościach umiarkowanych (do 10 m/s) i wysokich (powyŝej 10 m/s) przyjmuje się odpowiednio α=0,17 oraz α=0,14. Przy dziesięciokrotnej róŝnicy wysokości badanych obiektów dla umiarkowanych i duŝych prędkości wiatru daje to ok. 1,4 do 1,5 krotne zmniejszenie prędkości dla niŝszego obiektu. Przyjmując dodatkowo oddziaływanie przeszkód terenowych przyjęto, Ŝe prędkość wiatru na linii jest dwukrotnie mniejsza od prędkości wiatru, dla której wyznaczono poziom generacji. Przyjęto równieŝ, Ŝe wiatr ten wieje równolegle do linii. Oznacza to bardzo niekorzystne warunki chłodzenia linii (patrz rys. 1). W tabeli 4 przedstawiono wyniki obliczeń prądu obciąŝenia i dynamicznej obciąŝalności termicznej wybranych odcinków linii w analizowanej modelowej sekcji 110kV. Wyniki podano dla dwóch wartości temperatury otoczenia oraz ww. róŝnych prędkości wiatru, które to przekładają się na produkcję mocy w źródłach wiatrowych. Jak wynika z powyŝszych obliczeń w praktyce jedynie dwa odcinki mogą być naraŝone na znaczące przekroczenia prądu obciąŝenia dopuszczalnego (odcinki S8-S4 i S6-S3, wielkości pogrubione). Przekroczenia te mogą się pojawić jedynie w bardzo niekorzystnych i mało prawdopodobnych warunkach pogodowych. MoŜna wprowadzić w takich przypadkach ograniczenia generowanej mocy w farmach wiatrowych. Nawet przy podjęciu decyzji o modernizacji tych odcinków wystarczy jedynie modernizacja w niewielkim zakresie, np. dostosowanie linii do temperatury projektowej +60 C, co jest często stosowanym zabiegiem przystosowywania linii napowietrznych projektowanych według starych wytycznych.

7 4. MONITORING LINII Prezentowane powyŝej wykorzystanie zdolności przesyłowych linii w praktyce wymaga wiedzy na temat obciąŝalności linii. W przypadku prowadzenia stałego monitoringu warunków atmosferycznych wzdłuŝ linii moŝna obciąŝalność dynamiczną określać na bieŝąco, co pozwala na pełne wykorzystanie zdolności przesyłowej monitorowanej linii, przy jednoczesnym wyeliminowaniu niebezpieczeństwa przekroczenia dopuszczalnej temperatury przewodu [2]. Stosowanych jest wiele metod monitoringu. Są one oparte na pomiarach warunków pogodowych panujących na linii, pomiarach temperatury przewodu lub bezpośrednio siły naciągu, ewentualnie zwisu przewodu. PoniŜej przedstawiono krótką charakterystykę róŝnych metod monitoringu opartych na pomiarze danego czynnika istotnego z uwagi na dynamiczną obciąŝalność termiczną. Monitoring warunków pogodowych Przy takim podejściu do monitoringu pomiarom podlegają podstawowe czynniki atmosferyczne, tj. temperatura otoczenia, nasłonecznienie, prędkość i kierunek wiatru oraz prąd obciąŝenia linii. Na podstawie bilansu cieplnego wyliczana jest następnie temperatura przewodu. Wadą tej metody pomiaru jest fakt, Ŝe ma on charakter punktowy. Szczególnie wiatr jest czynnikiem bardzo zmiennym zarówno w czasie, jak i w przestrzeni. Końcowy zwis przewodu zaleŝy natomiast od przeciętnej temperatury przewodu w całej sekcji odciągowej, której długość osiąga niejednokrotnie kilka kilometrów. Poza tym trudny jest dokładny pomiar parametrów wiatrowych przy małej jego prędkości, a takie warunki są najbardziej interesujące z punktu widzenia dopuszczalnej obciąŝalności linii. Pomiar temperatury przewodu Temperaturę przewodu mierzy się zwykle za pomocą czujników przypinanych do przewodu lub zdalnie wykorzystując promieniowanie podczerwone. NaleŜy tutaj zwrócić uwagę, Ŝe nie jest to pomiar dokładny. Temperatura powierzchni przewodu róŝni się od temperatury rdzenia

8 odpowiedzialnego głównie za zwis przewodu. RównieŜ w tym przypadku jest to pomiar punktowy. Pomiar naciągu przewodu Naciąg przewodu odzwierciedla jego przeciętną temperaturę. Istnieje teŝ ścisły bezpośredni związek pomiędzy naciągiem i zwisem przewodu. Jest to więc bardzo dobra metoda monitorowania linii. Jest ona równieŝ stosunkowo prosta w zastosowaniu. Czujniki tensometryczne instaluje się pomiędzy konstrukcją wsporczą a izolatorami odciągowymi. Nie mają one więc bezpośredniej styczności z elementami będącymi pod napięciem. Pomiar zwisu Jest to metoda pozwalająca na bezpośrednią kontrolę odstępów przewodu do ziemi i krzyŝowanych obiektów. Nie wymaga więc Ŝadnych przeliczeń i stosowania załoŝeń upraszczających. W ostatnim czasie zastosowano, przy tych pomiarach lokalizację z wykorzystaniem technologii GPS. W kraju, w wybranych przypadkach, do monitorowania bieŝącej obciąŝalności linii wykorzystuje się m.in. urządzenia typu CAT-1 pozwalające na rejestrację panujących na linii warunków atmosferycznych (prędkości i kierunku wiatru, temperatury i nasłonecznienia) oraz naciągów przewodów. Nasłonecznienie określa się na podstawie temperatury nasłonecznionego, ale nie obciąŝonego prądem modelowego odcinka przewodu. Na podstawie naciągu moŝna w dokładny sposób określić rzeczywistą przeciętną temperaturę przewodu w całej sekcji odciągowej. W ten sposób moŝna pozyskać informacje o bieŝącej zdolności przesyłowej linii i ocenić rezerwy przy określonych przepływach prądów obciąŝenia [7]. 5. PODSUMOWANIE Prezentowane zagadnienia są istotnym elementem procesu planowania rozwoju i prowadzenia bieŝącej eksploatacji systemu elektroenergetycznego. W wykonywanych analizach w zakresie ekspertyz przyłączeniowych jak i analizach rozwojowych źródło wiatrowe traktowane jest jak kaŝda inna elektrownia, tj. uwzględniane z mocą dyspozycyjną (zwykle równą znamionowej). Przy znacznym rozwoju energetyki wiatrowej podejście takie będzie wymuszać nowe inwestycje sieciowe z uwagi na niewystarczające (ocenione na podstawie prowadzonych analiz) zdolności przesyłowe elementów sieciowych. W praktyce moŝe doprowadzić to do nieuzasadnionego rozwoju sieci, przy niewykorzystaniu potencjału przesyłowego elementów istniejących. W przypadku sieci przesyłowej i sieci 110 kv, do których przyłączane są farmy wiatrowe z punktu widzenia przygotowania i prowadzenia ruchu w sieci bardzo istotnym elementem jest znajomość aktualnych zdolności przesyłowych sieci. Wynika to ze znacznej zmienności mocy generowanych w farmach wiatrowych w zaleŝności od prędkości wiatru. Praktycznie przez wszystkich operatorów powinna być stosowana dynamiczna obciąŝalność termiczna elementów sieci (a zwłaszcza linii napowietrznych), uzaleŝniona od prędkości wiatru. Najlepszym rozwiązaniem jest zastosowanie monitoringu linii napowietrznych. Zapewnia on bieŝącą dokładną informację o aktualnej zdolności przesyłowej danej linii.

9 Uwzględnienie dynamicznej obciąŝalności termicznej układów przesyłowych w przypadku źródeł wiatrowych jest działaniem uzasadnionym i wprowadzającym nowe spojrzenie na istniejące zdolności przesyłowe i ich wykorzystanie. LITERATURA [1] Di Bartolomeo E., Bruno G., Tricoli S., Pirovano G., Chiarello S., Mezzani D.: Increasing Capacity of Two Italian Lines by the Adoption of Devices for Monitoring Environmental Conditions and Conductors Temperature or by Using High-Temperature Conductors. CIGRE Session 2008, paper B [2] Drager H.-J., Hussels D., Puffer R.: Development and Implementation of a Monitoring-System to Increase the Capacity of Overhead Lines. CIGRE Session 2008, paper B [3] Paska J.: Reliability Issues in Electric Power Systems with Distributed Generation. Rynek Energii 2008, nr 5. [4] Przygrodzki M., Siwy E.: Źródła wiatrowe a obciąŝalność dynamiczna linii napowietrznych. Materiały konferencji Aktualne problemy w elektroenergetyce" APE'07, Jurata, czerwiec [5] Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007 roku w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego. Dz.U. Nr 93, poz. 623 z roku 2007 (z późniejszymi zmianami). [6] Siwy E., śmuda K.: Dynamiczna obciąŝalność termiczna linii przesyłowych w działalności operatorów sieciowych. Energetyka. Zeszyt tematyczny nr VIII. II Konferencja APE'06-Południe. Wisła, czerwiec [7] Siwy E., śmuda K.: Zwiększenie zdolności przesyłowej istniejących linii jako środek poprawy bezpieczeństwa systemu elektroenergetycznego. Materiały konferencji Aktualne problemy w elektroenergetyce" APE'07, Jurata, czerwiec TRANSMISSION CAPACITY OF OVERHEAD LINES AT GENERATION OF WIND POWER STATION Key words: transmission capacity, dynamie thermal linę rating, wind generation, linę monitoring Summary. Transmission capacity of overhead lines using dynamie thermal line rating is presented in the paper. The rating of the overhead lines depends strongly on speed of the wind cooling the line conductors. There are significant reserves of transmission capacity at inereased wind velocity. This reserves can be used at generation in wind power plants. Generators accomplish 100% of the nominal power at wind velocity over 10 m/s. This level of the wind speed can determine even several times bigger line rating. Different wind conditions and as a result different power generation and line rating were simulated by authors of the paper. Most important results are presented in the article. Assessment of the influence of the wind power plant on the power network is reąuired before the power plant connection. One of the main goals is the verification and review of criteria using at the assessment.