Колебания в производителността на вятърните електроцентрали

ВЕИ енергетикaТехнически статииСп. Енерджи ревю - брой 2, 2012

Специфики и прогнозни инструменти

Производителността на ветроенергийните системи се променя през целия им експлоатационен период, най-вече под влияние на метеорологичните условия. Разбирането на тези вариации и тяхната предвидимост е от ключово значение за оптималното използване на вятърните електроцентрали и интеграцията им в електроразпределителната мрежа.

Краткотрайни колебания в производителността

Краткосрочните колебания на вятърната енергия в електроенергийната система се определят от вариациите в силата на вятъра и географското разположение на вятърните турбини.

Анализът на наличната енергия и измерванията на силата на вятъра в еталонни локации позволяват вариациите в очакваната нетна мощност за даден период от време (в рамките на минути, на час или в продължение на няколко часа) да се определят количествено. Разграничаването на времевите графици се прави, тъй като този тип информация съответства на различните видове електроцентрали за балансиране. Така например, вариациите в рамките на минута, получени следствие на турбулентност и мимолетни спирания на вятъра, нямат забележимо въздействие върху произведеното електричество и не се усещат от системата за разпределение на електроенергията. Вариациите в рамките на един час вече са осезаеми за системата. Колебанията в рамките на 10 - 30 минути не са лесни за предсказване и главно зависят от географското разпределение на вятърните електроцентрали. Като цяло те остават в рамките на ±10% от инсталираната вятърна мощност. Най-значителните вариации са свързани с измененията в скоростта на вятъра в интервала от 25 - 75% от номиналната мощност. Промените в рамките на един час са значими за електроенергийната система и влияят на балансиращите мощности, когато тяхната величина стане сравнима с колебанията в производителността на ВяЕЦ.

Дългосрочна променливост в производителността

По-бавните или дългосрочни колебания в производителността на вятърната енергия, които влияят на това как ВяЕЦ се интегрира в енергийната система, включват сезонни и годишни променливи, предизвикани от климатичните влияния. Те не са от изключителна важност за ежедневната експлоатация и управление на мрежата, но играят роля в стратегическото планиране на енергийната система.

Месечни и сезонни променливи: Тези променливи са важни за търговците на електроенергия, които трябва да работят с форуърдни договори, при които обемът на вятърна енергия влияе върху цената. Те са също толкова важни за планирането на енергийната система.

Годишни променливи: Тези променливи имат отношение към дългосрочното системно планиране, а не към ежедневната експлоатация на енергийната система. Годишната променливост на средните скорости на вятъра в парковете в Европа е почти еднаква и логично може да се характеризира от обичайно разпределение със стандартно отклонение от 6%. На ниво енергийна система годишните променливи се влияят от растежа на пазара на вятърна енергия и от предвижданото съотношение на вятърна енергия от паркове на брега спрямо паркове в морето.

Балансиране на вариациите чрез обединение на отдалечени ВяЕЦ

При широкото регионално разпределение на вятърни турбини има ниска корелация между краткосрочните и местните вариации на вятъра и те взаимно се балансират. Този феномен е изследван в много страни и наскоро е включен в Европейските интегрирани изследвания на TradeWind, EWIS и OffshoreGrid. В резултат на това, променливите във вятърната енергия в енергийната система са понижени.

Географското разпределение на вятърни паркове в енергийната система е високоефективен начин за справяне с проблема с краткосрочните вариации. Казано по друг начин, колкото повече вятърни паркове работят, толкова по-малко влияние ще окажат вариациите на работата на системата.

В допълнение, ефектът от географското обединение на производителността на вятърните централи дава сигурност в прогнозирания капацитет на вятърна енергия в системата. Колкото е по-голяма интегрираната област, толкова по-изразен е и споменатият ефект. Чрез бъдещото обединение на вятърната енергия в Европа и изграждането на интелигентни електроразпределителни мрежи, системата ще може да се възползва от балансирането на областите с високо и ниско налягане.

Прогнозируемост на производството на вятърна енергия

Точните прогнози на производителността на ВяЕЦ във времеви интервали, имащи отношение към планирането на капацитета за генериране и разпределение, позволяват на операторите да управляват променливостта на вятърната енергия в системата. Качеството на прогнозата влияе и върху предвиждането на необходимите резерви за балансиране. Поради тази причина, прогнозирането на вятърна енергия е важно за рентабилната интеграция в енергийната система.

Днес, при прогнозирането на вятърна енергия се използват сложни цифрови прогнози за времето, модели за генериране на вятърна енергия от централите и статистически методи, с помощта на които се правят прогнози в интервали от 5 минути до 1 час, за периоди от 48-72 часа, както и за сезонни и годишни периоди.

Инструменти за прогнозиране

Краткосрочната прогноза за вятърна енергия се получава в няколко стъпки. За прогноза в рамките на 6 часа напред се започва с цифрова прогноза за времето (ЦПВ), която предоставя прогноза за вятъра, включваща очаквана скорост на вятъра и посока в бъдеща точка във времето. Следва прилагането на резултатите от ЦПВ модела спрямо вятърната електроцентрала, като се конвертира локалната скорост на вятъра в енергия и прогнозата се прилага на целия регион. Има различни подходи спрямо прогнозирането на производството на вятърна енергия. Обикновено има модели, които разчитат повече на физическото описание на вятърния фронт и модели, които разчитат на статистически методи. Както статистическите, така и физическите модели могат да се появят в оперативен модел за краткосрочна прогноза. Инструментите се различават от ЦПВ модела и по входните данни. Скоростта и посоката на вятъра във вятърната електроцентрала се използват като минимум. Някои статистически и повечето физически модели използват допълнителни параметри от метеорологичния модел като температурни градиенти, скорост и посока на вятъра на различна височина над земята и атмосферно налягане. Всички модели умаляват резултатите от ниската разделителна способност на ЦПВ модела, който в Европа за настоящите модели е между 3 и 15 км хоризонтална резолюция. В някои области с равнинен терен, като Дания например, тази резолюция е достатъчно добра за вятърна енергия.

При сложен терен (например Испания), подобна резолюция не улавя всички локални ефекти около вятърната електроцентрала. В тези случаи могат да се използват допълнителни модели, които включват цялото метеорологично поле на ЦПВ модела в радиус до 400 км около вятърната електроцентрала.

Вероятност от грешки в етапа на прогнозиране

При възникване на извънредни ситуации винаги съществува вероятност от грешни прогнози, последствията от които влияят на работата на електроразпределителната система. Екстремните случаи, които оказват влияние на експлоатацията на системата се отнасят до големи вариации на производителността, които са прогнозирани неправилно, например прогноза за вятърен фронт, която съдържа несигурност до каква степен ще бъде понижено генерирането на вятърна енергия в резултат от него. Освен това, съществуват технически възможности за управление на производителността на вятърните турбини, които дават възможност за понижение на изходната мощност при преминаването на вятърен фронт през вятърния парк - например използването на вятърни турбини, оборудвани с режим „управление при буря”. В по-големи географски зони е възможно задаването на временно ограничение на производителността на всички вятърни централи, например чрез шахматно стартиране или спиране на турбините в парка. В това отношение вятърните паркове предлагат голяма степен на контролируемост. Ограничаването на производителността обаче води до загуби на „свободна” енергия за централата и трябва да се прилага само, когато всички останали мерки са изчерпани.

Точност на прогнозните инструменти

Два основни фактора оказват сериозно влияние върху представянето и точността на използваните за прогноза инструменти - размерът на проучваната област и времевият интервал. Независимо от използвания метод, грешката на прогнозата за една вятърна централа е между 10% и 20% от инсталирания капацитет, за прогнозен интервал от 36 часа. След увеличаване на географския мащаб, грешката пада под 10% поради ефектите на изравняване. Колкото по-голяма е областта, толкова по-добра е цялостната прогноза.

Точността на прогнозата се понижава за по-дълги прогнозни интервали. Поради тази причина, намаляването на времето от планираното подаване към мрежата до реалната доставка на електроенергията драстично ще понижи непрогнозираната променливост и по този начин ще доведе до по-ефективна експлоатация на системата.

От началото на века има доста голямо подобрение при представянето на инструментите за прогнозиране чрез използване на съвкупни прогнози, базирани на входни данни от различни метеорологични модели в един инструмент и комбинирано прогнозиране чрез използването на различни инструменти за прогноза. Резултатът от това е по-точна прогноза в сравнение с използването само на един модел.


Top