Analiza przyłączenia do sieci elektrowni wiatrowej

Transkrypt

1 WYDZIAŁ ELEKTRYCZNY INSTYTUT ELEKTROENERGETYKI I STEROWANIA UKŁADÓW Generacja Rozproszona w Systemie Elektroenergetycznym Analiza przyłączenia do sieci elektrowni wiatrowej Projekt wykonali: Prowadzący: 1. Aleksander Jeleń dr hab. inż. Maksymilian Przygrodzki 2. Adrian Przybycin 3. Maciej Pubrat 4. Igor Skotniczy 5. Kamil Warian Gliwice, styczeń 2015 r.

2 1. WSTĘP 1.1 Cel Celem niniejszej pracy jest przeprowadzenie analizy technicznej przyłączenia do sieci elektrowni wiatrowej o mocy zainstalowanej 1 MW (4 250 kw). 1.2 Zakres projektu Źródło zostanie poddane szerokiej analizie mającej na celu przybliżenie kosztów związanych z budową czy eksploatacją. Wszystkie kryteria, które mają być wzięte pod uwagę są następujące: Charakterystyka źródła i sposób przyłączenia do sieci dystrybucyjnej, Rozpływy mocy w stanach normalnych i awaryjnych, Wpływ źródła na profil napięcia w sieci w stanach normalnych i awaryjnych, Wpływ źródła na straty mocy w sieci dystrybucyjnej, Analiza poziomu prądów zwarciowych, Analiza wpływu źródła na jakość energii elektrycznej, Możliwości produkcji energii elektrycznej przez źródło, Analiza efektywności inwestycji, Analiza wrażliwości. 1.3 Schemat sieci elektroenergetycznej Rysunek 1 przedstawia schemat sieci elektroenergetycznej, do której zostanie podłączona elektrownia wiatrowa. Dane, które posłużyły do obliczeń w programie Power World znajdują się w tabelach (Tab. 1, Tab. 2, Tab. 3). Rys.1 Schemat sieci elektroenergetycznej

3 Moc zwarciowa systemu wynosi, a jego napięcie. Tab.1 Moce odbiorcze w poszczególnych węzłach Moce odbierane w węzłach, MVA j0,8 1,5+j1 1+j0,4 1+j0,2 1+j0,2 1,5+j0,4 1+j0,4 2+j0,4 S rt, MVA P krt, kw u krt, % tr, kv/kv /16,5 Gałąź Długość, km Przekrój, mm 2 I dd, A Tab.2 Dane transformatora Tab.3 Dane gałęziowe linii 2. Realizacja projektu 2.1 Charakterystyka źródła i sposób przyłączenia do sieci dystrybucyjnej W projekcie wykorzystano cztery turbiny typu Wind Technik Nord WTN250 wyprodukowane w Niemczech. Techniczne parametry oraz poglądowy wygląd użytego tam generatora pokazane są w tabeli poniżej. Typ Moc Prędkość obrotowa Napięcie Częstotliwość Tab.4 Parametry generatora Asynchroniczny 250 kw 1515 obr/min 400V 50Hz

4 Rys. 2 Zależność produkowanej mocy od prędkości wiatru dla turbiny WTN250 Rys. 3 Przekrój gondoli turbiny WTN250

5 Rys. 4 Wygląd turbiny razem z wieżą Każda turbina została wyposażona w swój indywidualny transformator nn/sn firmy FT Żychlin typu TOd 250/15s, którego parametry zestawiono w tabeli poniżej. Tab.5 Parametry transformatora TOd 250/15s Moc 250 kva Napięcie strony górnej 15,75 kv Napięcie strony dolnej 400/420 V Regulacja napięcia +2,5-5x2,5 / ±3x2,5 Układ połączeń Dyn5 Napięcie zwarcia 4,5% Straty jałowe 425 W Straty obciążeniowe 3250 W Masa całkowita 1165 kg

6 Lokalizacja farmy wiatrowej została wybrana na podstawie mapy zasobów energetycznych wiatru w Polsce w miejscu panowania wybitnie korzystnych warunków wiatrowych. Rys. 5 Strefy energetyczne wiatru w Polsce Dodatkowo na trafność analizy w istotny sposób wpływają wykonane pomiary wiatru, szorstkość wytypowanego terenu i wysokość usytuowania gondoli. Wydłużenie okresu pomiaru do 2-3 lat pozwala zniwelować ryzyko m.in. błędnych założeń wietrzności i w konsekwencji produkcyjności. Farma wiatrowa została zlokalizowana w pobliżu miejscowości Łeba przy Jeziorze Łebskim.

7 Rys. 6 Dokładna lokalizacja farmy wiatrowej Turbiny zostały rozmieszczone w rogach kwadratu o boku 200m. Połączenie pomiędzy każdym transformatorem a GPZ-tem zostało zrealizowane za pomocą linii kablowych SN. Rys. 7 Sposób przyłączenia turbin do sieci

8 2.2 Rozpływ mocy w stanach normalnych i awaryjnych Rysunki 8 i 9 przedstawiają sieć pracującą w warunkach normalnych. Rys.8 Rozpływ mocy bez przyłączonego źródła wiatrowego Rys. 9 Rozpływ mocy z przyłączonym źródłem wiatrowym generującym moc znamionową 1MW

9 Rysunki 10,11 i 12 przedstawiają rozpływy mocy w stanach awaryjnych, przy wyłączeniu poszczególnych linii. Rys. 10 Rozpływ mocy w stanie awaryjnym wyłączenie odbioru 4 i 5 Rys.11 Rozpływ mocy w stanie awaryjnym wyłączenie odbioru 6 i 7

10 Rys. 12 Rozpływ mocy w stanie awaryjnym wyłączenie odbioru 4,5,6 i Wpływ źródła na profil napięcia w sieci w stanach normalnych i awaryjnych Dodanie do struktury sieci nowego źródła, czego konsekwencją jest inny rozpływ mocy, powoduję zmianę napięć węzłowych. Zmiany te zostały zestawiony w tabeli 6 oraz na rysunku 13. Tab. 6 Napięcia w węzłach sieci Napięcie w węźle, kv Nr węzła Przed przyłączeniem Po przyłączeniu 1 16,47 16, ,05 16, ,49 15,5 4 15,2 15, ,12 15, ,07 15, ,41 15, ,64 16, ,37 16, ,31 16,12

11 Rys.13 Wykres poziomów napięć w poszczególnych węzłach przed i po podłączeniu turbin Po przyłączeniu turbin do sieci napięcia w węzłach (oprócz węzła 7) rosną. 2.4 Wpływ źródła na straty mocy w sieci dystrybucyjnej Oprócz zmiany poziomu napięć nowy rozpływ mocy skutkuje innymi stratami mocy. Jak widać na rysunku 14 przesyłowe straty mocy maleją wraz ze wzrostem generowanej mocy w turbinach wiatrowych. Rys. 14 Wpływ farmy wiatrowej na straty mocy w sieci

12 2.5 Analiza poziomu prądów zwarciowych Dane do wykonania obliczeń zwarciowych zestawione są w rozdziale 1.3. W obliczeniach zwarciowych pominięto impedancję generatorów turbin. Schemat zastępczy do obliczeń zwarciowych w miejscu przyłączenia turbin (węzeł 8) pokazany jest na rysunku 8. Rys. 15 Schemat zastępczy do obliczeń zwarciowych w miejscu przyłączenia turbin W celu obliczenia prądów zwarcia w innych węzłach należy uwzględnić zmiany długość i przekroju linii. Parametry zastępcze schematu: Impedancja systemu: Ponieważ rozważane zwarcie występuje na innym napięciu, należy przeliczyć impedancje systemu przez przekładnię transformatora. Impedancja transformatora 1:

13 Linia: Rezystancja jednostkowa (na 1km długości) ma wartość: Całkowita rezystancja: gdzie: - konduktywność aluminium, 33 MS/m, przekrój linii, - długość linii. Reaktancja jednostkowa linii została przyjęta zgodnie z literaturą na poziomie 0,4 Ω/km. Reaktancja całkowita: Impedancja zastępcza jest sumą impedancji składowych. Prąd zwarciowy początkowy (od systemu): Schemat zastępczy do obliczeń zwarciowych z uwzględnieniem jednej turbiny przedstawiony jest na rysunku 9.

14 Rys. 16 Schemat zastępczy do obliczeń zwarciowych w miejscu przyłączenia trubin z ich uwzględnieniem Impedancja transformatora 2: Dane do obliczeń zestawione są w tablicy 5. Prąd zwarciowy (od jednej turbiny): Prąd zwarciowy od całej elektrowni wiatrowej jest czterokrotnie większy. Wszystkie prądy zwarciowe zostały pokazane w tabeli 7, a graficznie przedstawione na rysunku 17.

15 Zwarcie w węźle Prąd zwarciowy od systemu, ka Tab.7 Zestawienie prądów zwarciowych Prąd zwarciowy od elektrowni wiatrowej, ka Suma prądów zwarcia, ka 1 3,84 0,61 4,46 2 2,60 0,57 3,17 3 1,58 0,50 2,08 4 1,16 0,45 1,61 5 0,98 0,42 1,40 6 1,26 0,46 1,72 7 0,91 0,41 1,32 8 1,39 0,85 2,25 9 0,87 0,62 1, ,97 0,68 1,65 Rys.17. Porównanie prądów zwarcia przed i po dołączeniu turbin

16 Analiza wpływu źródła na jakość energii elektrycznej Moc zwarciowa Moc zwarciowa w miejscu przyłączenia jednostek wytwórczych do sieci dystrybucyjnej powinna być przynajmniej 20 razy większa od ich mocy przyłączeniowych czyli: gdzie: S k8 moc zwarciowa w miejscu przyłączenia jednostki wytwórczej (węzeł 8) S rg moc przyłączeniowa I k3 początkowy prąd zwarcia w miejscu przyłączenia U N napięcie znamionowe sieci Częstotliwość Warunek spełniony Zgodnie z normą częstotliwość sieciowa powinna mieścić się w przedziale od 49,5 Hz do 50, 5 Hz przez 99,5% roku oraz od 47 Hz do 52 Hz przez cały czas. Dla elektrowni wiatrowych przyłączanej do sieci dystrybucyjnej, w każdym tygodniu, 95% ze zbioru 10-minutowych średnich wartości skutecznych napięcia zasilającego powinno mieścić się w przedziale odchyleń +5% napięcia znamionowego. W przypadku turbin wiatrowych wymagania dotyczące częstotliwości muszą być spełnione nie tylko ze względu na odbiory w sieci elektroenergetycznej, a także ze względu na wymagania mechaniczne stawiane przez same turbiny wiatrowe. Napięcie Przyłączanie turbin do sieci może powodować zmiany napięć wynikające ze zmian rozpływu mocy. Nierównomierna siła wiatru również przekłada się na zmiany produkowanej mocy, a w konsekwencji na napięcia w węzłach. Wskaźnik długookresowego migotania światła Zastosowane turbiny są niewielkiej mocy, dlatego narażone są na zakłócenia napięciowe, powodujące efekt migotania światła. Zjawisko może być potęgowane przez niekorzystne warunki wietrzne jakimi są np. silne podmuchy podczas burzy lub znacznie zmieniające się prędkości wiatru w stosunkowo krótkich przedziałach czasu. Czynniki te powodują, że turbiny wiatrowe często zmieniają swoje parametry mechaniczne takie jak ustawienie względem kierunku wiatru czy przełożenie przekładni. Każda zmiana konfiguracji wspomnianych parametrów wpływa w pewnym

17 stopniu na kształt napięcia wyjściowego, w efekcie czego mogą występować przekroczenia długookresowego współczynnika migotania światła. Wyższe harmoniczne Współczynnik THD (uwzględniając wszystkie harmoniczne do rzędu 40) nie może przekroczyć dla sieci o napięciu znamionowym powyżej 1kV i poniżej 30kV: Z uwagi na małą moc zastosowanych urządzeń energoelektronicznych przyjęto, że nasz układ nie przekracza dopuszczalnej wartości wytwarzanych harmonicznych. 2.6 Możliwości produkcji energii elektrycznej przez źródło Analizę produkcji przeprowadzono w oparciu o średnią prędkość wiatru w okolicy miejsca zainstalowania turbin i wynosi ona według komercyjnego atlasu Anemos ok. 8 m/s. Moc produkowana przez turbinę przy tej prędkości zgodnie z charakterystyką rys. 2 wynosi około 91,1 kw. Wytwarzana przez całą elektrownie w ciągu roku energia wynosi: 2.7 Analiza efektywności inwestycji W strukturze kosztów inwestycyjnych koszt zdominowany jest przez zakup urządzeń (turbin wiatrowych i transformatorów). Koszt jednej turbiny to według producenta 630 tys. dolarów co przy aktualnym kursie tej waluty (3,63 PLN/USD z dnia ) wynosi zł. Sumaryczny koszt czterech turbin wynosi zł co stanowi 75% wartości inwestycji. Stawki kosztów przygotowania oraz kosztów prac projektowych związanych z dokumentacją techniczną zostały przyjęte z dolnego zakresu cen rynkowych na poziomie PLN/1MW. Przedział w jakim dzisiaj znajduje się koszt takiego nakładu wynosi od PLN do PLN/1 MW mocy projektowanej farmy wiatrowej. Stanowi to ok. 2% wartości inwestycji. Nakłady na wykonanie niezbędnej infrastruktury drogowej wraz z robotami towarzyszącymi, robót ziemnych oraz robót fundamentowych zostały przyjęte na podstawie zapadłych kosztów podobnej infrastruktury. Koszty prac związanych z fundamentowaniem zostały przyjęte dla typowych warunków gruntowo - wodnych bez konieczności wymiany gruntu oraz stabilizacji podłoża. Przyjęto posadowienie bezpośrednie. Nie rozważano wariantu z posadowieniem pośrednim fundamentów turbin. Z racji wykorzystywania często terenów rolnych z gruntami o niskiej nośności należy adaptować projekt fundamentowania na warunki miejscowe. Koszty przyłączenia do sieci energetycznej oraz koszty wewnętrznej sieci energetycznej, instalacji elektrycznej oraz telekomunikacyjnej przyjęto na podstawie

18 średnich kosztów infrastruktury energetycznej, które zaistniały w podobnych projektach na terenie Polski. Profesjonalne prowadzenie procesu doboru wykonawców i dostawców zmniejsza ryzyko odchyleń od harmonogramu na etapie budowy i powinno być zlecone podmiotom posiadającym możliwości techniczne oraz organizacyjne do zarządzania projektem realizacji farmy wiatrowej. Tab.8 Zestawienie nakładów inwestycyjnych na farmę wiatrową o mocy 1 MW Rodzaj nakładów Wartość, PLN Koszt prac projektowych i przygotowawczych ,00 Koszt infrastruktury drogowej ,00 Koszt robót ziemnych i fundamentowych Koszy przyłączenia do sieci oraz koszty wew. sieci energetycznych ,00 Koszt turbin wiatrowych i transformatorów ,00 Razem ,00 2,31% 7,45% Koszt turbin wiatrowych i transformatorów 1,65% 1,65% Koszt prac projektowych i przygotowawczych Koszt infrastruktury drogowej 87% Koszt robót ziemnych i fundamentowych Koszy przyłączenia do sieci oraz koszty wew. sieci energetycznych Rys.18. Procentowe zestawienie kosztów inwestycyjnych

19 Koszty eksploatacyjne Koszty eksploatacyjne pojawiają się w pierwszym roku pracy farmy wiatrowej. Zostały oszacowane na podstawie kosztów eksploatacyjnych i serwisowych farm wiatrowych o podobnej mocy (1 MW). W strukturze kosztów eksploatacyjnych, w przypadku mniejszych, pojedynczych turbin wiatrowych znacznie większe znaczenie niż w przypadku dużych farm wiatrowych mają składniki związane z zarządzaniem bieżącą pracą instalacji oraz kosztami ubezpieczenia. Koszty bilansowania energii wzrastają wraz z jej ceną. W strukturze kosztów eksploatacyjnych dominują koszty serwisu urządzeń. Czynności eksploatacyjne w zakresie energetycznym są wydane przez operatora sieci inwestorowi jako instrukcja ruchu i eksploatacji, która stanowi integralną część umowy przyłączeniowej. Instrukcja ta pozwala przewidzieć ilość cyklicznych czynności związanych z utrzymaniem ruchu farmy wiatrowej. Koszty związane z serwisowaniem turbin po okresie gwarancji zostały uwzględnione i uśrednione w stosunku rocznym. Tab.9 Zestawienie kosztów eksploatacyjnych na farmę wiatrową o mocy 1 MW Rodzaj nakładów Wartość, PLN Podatek od nieruchomości ,00 Bilansowanie energii 9 000,00 Ubezpieczenie Obsługa ,00 Eksploatacja i Serwis ,00 Razem ,00 10,55% 3,79% 41,35% Podatek od nieruchomosci 19,00% 25,31% Bilansowanie energii Ubezpieczenie Obsługa Eksploatacja i Serwis Rys.19. Procentowe zestawienie kosztów eksploatacyjnych

20 Przychody Farma wiatrowa uzyskuje przychody z tytułu sprzedaży energii elektrycznej oraz z tytułu sprzedaży świadectw pochodzenia, zwanych potocznie zielonymi certyfikatami. Produkcja energii jest w funkcji wielu zmiennych m.in. warunków wiatrowych, warunków handlowych zawartych w umowie przyłączeniowej i sprzedażowej oraz cen energii elektrycznej. Całkowity koszt inwestycyjny tys. zł. Roczny przychód z warunku sprzedaży energii elektrycznej i zielonych certyfikatów Przychody roczne związane ze sprzedażą energii elektrycznej: gdzie: EE - zysk ze sprzedaży energii elektrycznej, k - współczynnik uwzględniający straty po stronie producenta, przyjęto 0,9, A - ilość wyprodukowanej energii elektrycznej w ciągu roku, c - cena za 1 MWh energii elektrycznej, przyjęto 350 zł. Przychody roczne związane ze sprzedażą zielonych certyfikatów: gdzie: ZC - zysk ze sprzedaży zielonych certyfikatów, x - cena zielonego certyfikatu, za 1 MWh, przyjęto 180 zł. Zatem sumując obie te wartości otrzymujemy roczny dochód na poziomie zł. Przyjęta cena energii elektrycznej 350 PLN/MWh (na rok 2013) oraz cena zielonego certyfikatu wynosząca 180 PLN/MWh oznacza zwrot nakładów inwestycyjnych bez wliczania kosztów eksploatacji po 7 latach i 8 miesiącach od zakończenia inwestycji przy rocznym zysku zł. Realizacja zadania inwestycyjnego, takiego jak farma wiatrowa, obarczona jest ryzykiem, w tym związanym z ponoszeniem kosztów w stosunkowo długim procesie inwestycyjnym, trwającym średnio od 3 do 51at. Zakładamy, że podane ceny utrzymają się przez określony okres 10 lat od zakończenia inwestycji na stałym poziomie. Rok 2016 jest rokiem zakończenia budowy farmy wiatrowej. Omawiany przypadek nie zakłada wsparcia ze środków unijnych. Na rys. 20 został przedstawiony bilans kosztów inwestycji na przestrzeni lat. W bilansie tym uwzględniono stałe koszta eksploatacyjne, które pojawiają się w pierwszym roku pracy farmy wiatrowej przez co zwrot nakładów inwestycyjnych następuje po 9 latach od zakończenia inwestycji.

21 Rys.20. Bilans kosztów inwestycji na przestrzeni lat 2.8 Analiza wrażliwości Przy Analizie wrażliwości wzięto pod uwagę jak zmiany cen sprzedaży energii elektrycznej i zielonych certyfikatów oraz kosztów inwestycyjnych wpłyną na opłacalność inwestycji. Na przedstawionych wykresach kolorem zielonym zaznaczono początkową wartość, natomiast czerwonym, wartość po modyfikacji. Zmiana ceny energii elektrycznej spadek o 20% z ceny 350 zł/mwh do 280 zł/mwh ma niewielki wpływ na opłacalność przedsięwzięcia.

22 wzrost o 20% z ceny 350 zł/mwh do 420 zł/mwh, zmiana ta już ma dość duże znaczenie jeśli chodzi o opłacalność inwestycji. Rezygnacja z dochodów z zielonych certyfikatów

23 Wzrost kosztów inwestycyjnych o 100% Podwojenie kosztów inwestycji tak samo jak brak dochodów z zielonych certyfikatów znacznie wydłuża nam czas zwrotu nakładów inwestycyjnych. Wskazuje to na to, że zielone certyfikaty w znacznym stopniu poprawiają opłacalność przedsięwzięcia.

24 3. Podsumowanie Inwestycja w lądową farmę wiatrową na skutek wpisania strategii produkcji energii z OZE w długofalową politykę globalną, politykę Unii Europejskiej, posiada aktualnie dogodne warunki strategiczne. Pomimo wysokich kosztów inwestycyjnych, aktualne panujące regulacje prawne i inne bodźce ekonomiczne stwarzają możliwość osiągnięcia zadowalającej stopy zwrotu. Dzieje się tak głównie za sprawą obowiązku zapewnienia pierwszeństwa przesyłu oraz zakupu wyprodukowanej energii pochodzącej z elektrowni wiatrowych. Wybór zagranicznego producenta turbin determinuję podjęcie ryzyka związanego z kursem walut. W tym przypadku walutą rozliczeniową u dostawcy turbin jest dolar. Ważnym czynnikiem przy prowadzeniu inwestycji jest również sposób finansowania. W przypadku braku inwestora strategicznego, należy liczyć się z ryzykiem wzrostu kosztu kredytu. Analiza ekonomiczna przeprowadzona dla przyłączenia farmy wiatrowej do sieci pokazała, że rentowność inwestycji ustala okres zwrotu poniesionych kosztów na ok. 8 lat od momentu zakończenia prac. W rozważaniach uwzględniono aktualne rozwiązanie w postaci sprzedaży zielonych certyfikatów, których cena będzie corocznie waloryzowana o wskaźniki inflacyjne oraz inne czynniki określające opłacalność inwestycji w OZE. Aktualnie panujące trendy w energetyce, wykreowane przez politykę energetyczną Unii Europejskiej pozwalają pozytywnie oceniać przyszłość energetyki wiatrowej. Należy spodziewać się wzrostu liczby inwestycji w elektrownie wiatrowe.

25 LITERATURA [1] Wind Technik Nord: WTN250: Turbine Summary. [2] Katalog Fabryki Transformatorów w Żychlinie Sp. z o.o.: Transformatory rozdzielcze trójfazowe olejowe, wkładka katalogowa nr 61f. [3] PN-74/E Obliczanie prądów zwarciowych w sieciach trójfazowych prądu przemiennego. [4] PN-90/E Obliczanie skutków prądów zwarciowych. [5] [6] [7] [8]