Tuulivoimalaitosten simulointivaatimukset ja pätötehohäviöiden merkitys voimalaitosten sisäverkon kustannuslaskennassa: Esimerkkitarkastelu 33 ja 66 kV:n jännitetasoilla

Abstract

Tämän työn tarkoituksena oli selvittää tämänhetkisiä tuulivoimalaitosten simulointiin liittyviä vaatimuksia ja ohjelmistoja, joilla simuloinnit voidaan tehdä. Lisäksi tarkoituksena oli tarkastella kuvitteellisen tuulivoimalaitoksen verkkovaihtoehtojen keskinäistä kannattavuutta ja voimalaitoksen pätötehohäviöiden vaikutusta kokonaiskustannuksiin eri kaapelikoilla.

Suomessa tuulivoimalaitosten simulointiin liittyviä vaatimuksia asettaa pääasiassa kantaverkkoyhtiö Fingrid Oyj. Fingridin vaatimusdokumentissa ”Voimalaitosten järjestelmätekniset vaatimukset” asetetaan vaatimukset kantaverkkoon liitettäville voimalaitoksille. Dokumentissa on esitetty simulointivaatimukset, jotka käsittävät mallinnusvaatimukset, loistehokapasiteetti-, lähivikakestoisuus- ja jännitteensäädön askelvastelaskelman, sekä tapauskohtaiset erityistarkasteluvaatimukset. Mallinnusvaatimusten mukaan Fingridille on toimitettava tehonjako-, vikavirta- ja dynamiikkalaskennassa käytetyt aggregoidut laskentamallit. Suomessa tuulivoimalaitosten simuloinnissa tarvittavat ohjelmat ovat PSS®E ja alisynkronista vuorovaikutusta koskevissa erityistarkasteluissa PSCAD. Laskentamallit on toimitettava PSS®E-yhteensopivina, tai IEC- tai IEEE-standardien mukaisina lohkokaaviomalleina ja parametreina. Fingrid on julkaissut myös erillisen ohjeen toimitettavista PSS®E- ja PSCAD-laskentamalleista. Muilla laskentaohjelmilla toteutetut staattiset tehonjako- ja vikavirtalaskentamallit on yleensä mahdollista muuntaa PSS®E:lle sopivaan muotoon. Muilla laskentaohjelmilla toteutettuja dynamiikkalaskentamalleja on vaikea muuntaa automaattisesti PSS®E:lle sopivaan muotoon, joten niiden sijaan on mahdollista toimittaa em. standardien mukaiset lohkokaaviomallit.

Tässä työssä tarkasteltiin myös kuvitteellisen tuulivoimalaitoksen eri verkkovaihtoehtojen kannattavuutta. Tarkastelua varten luotujen verkkovaihtoehtojen jännitetasot tuulivoimalaitoksen sisäisessä kaapeliverkossa olivat 33 kV ja 66 kV. Verkkovaihtoehtojen mallit luotiin PowerFactory-ohjelmistolla. Kullekin verkkovaihtoehdolle laskettiin vuosittaiset pätötehohäviöt PowerFactoryn Power Park Energy Analysis -työkalua käyttäen. Laskettuja pätötehohäviöitä käytettiin häviökustannusten laskennassa. Pätötehohäviöistä suurin osa, noin 90 %, syntyi voimalaitoksen muuntajissa. Verkkovaihtoehtojen lisäksi työssä vertailtiin kuormitettavuuden perusteella mitoitettujen ja yhtä kokoa suurempien kaapelien käytön kannattavuutta. Vertailun kokonaiskustannuksina käytettiin investointikustannusten ja nykyarvomenetelmällä diskontattujen voimalaitoksen pitoajan häviökustannusten summaa. Kokonaiskustannuksista noin 40 % koostui häviökustannuksista.

Tämän työn verkkovaihtoehdoista kannattavin oli 33 kV JK1, joskin todellisuudessa kannattavin voisi olla jonkinlainen verkkovaihtoehtojen yhdistelmä. Työssä tehdyn laskentatarkastelun perusteella 66 kV:n jännitetaso oli selkeästi kallein. 66 kV:n vaihtoehdon kustannukset olivat noin 20 % suuremmat kuin vaihtoehdon 33 kV JK1 kustannukset. Muiden verkkovaihtoehtojen väliset erot kokonaiskustannuksissa olivat korkeintaan noin 2 %. Työssä mitoitettujen kaapelien sijaan työn voimalaitoksen ketjutetuissa verkkovaihtoehdoissa on todennäköisesti kannattavampaa käyttää yhtä kokoa paksumpia kaapeleita. Mitoitettuja kaapeleita suositellaan käytettäväksi jakokaapilla yhdistetyissä verkkovaihtoehdoissa. 66 kV:n jännitetason, verkkovaihtoehtojen ja paksumpien kaapelien lopullinen kannattavuus riippuu mm. kaapelien ja muiden laitteiden todellisista hinnoista, investointien korkoprosentista, sähkön hinnasta ja voimalaitoksen verkkotopologiasta. Lisäksi eri jännitetasoja käyttäviä vaihtoehtoja verrattaessa kannattavuuteen tai toteutuskelpoisuuteen voi vaikuttaa ainakin tarvittavan loistehon kompensointiratkaisun hinta sekä komponenttien saatavuus.