Kronik: Sådan blev vindmøller en gevinst for elsystemet
more_vert
close
close

Få de daglige nyheder fra Version2 og Ingeniøren. Læs mere om nyhedsbrevene her.

close
Ved at tilmelde dig accepterer du vores Brugerbetingelser, og at Mediehuset Ingeniøren og IDA-gruppen lejlighedsvis kan kontakte dig om arrangementer, analyser, nyheder, tilbud mm via telefon, SMS og email. I nyhedsbreve og mails fra Mediehuset Ingeniøren kan findes markedsføring fra samarbejdspartnere.

Kronik: Sådan blev vindmøller en gevinst for elsystemet

Illustration: Siemens Gamesa

 

Henrik Stiesdal er blogger på ing.dk og tidl. teknologichef i Siemens Wind Power Illustration: Privatfoto

For 15 år siden skete der en stille revolution i vindmølleindustrien. Den fik ikke meget omtale i medierne, men den havde store konsekvenser, som vi i høj grad mærker den dag i dag.

Revolutionen kom i form af nye betingelser for nettilslutning af vindmøller. De blev først indført af det tyske energiselskab E-ON, og et af kravene var, at vindmøller skulle være tolerante over for forstyrrelser på elnettet – de skulle kunne levere såkaldt ‘Fault Ride Through’ (FRT). Revolutionen fik ikke noget officielt navn, men mens den foregik, omtalte vi den som ‘E-ON Grid Code Requirements’ eller ‘FRT-requirements’.

Fra begyndelsen af den moderne vindkrafts opblomstring omkring 1976 og i de næste 25 år var de tekniske krav til nettilslutning af vindmøller stort set de samme over hele verden. En vindmølle skulle være forsynet med et system til netovervågning, så den konstant kunne holde øje med, at nettet var intakt.

Systemet målte spænding, frekvens og balancen mellem nettets tre faser. Hvis blot én af de tre parametre faldt uden for de fastsatte grænser, skulle møllen automatisk koble sig fra nettet.

Reglerne var fastlagt af to årsager, nemlig personsikkerhed og fejlretning. En montør, der skulle udføre arbejde på et fejlramt system, skulle kunne være sikker på, at der ikke var uafhængige produktionsenheder på nettet, som fortsatte med at opretholde spændingen. Og store, centrale produktionsenheder kunne bedre regulere nettet tilbage til den normale situation, hvis der ikke var et større eller mindre antal produktionsenheder derude, som måske gjorde mere skade end gavn i situationen.

Når vindmøller rent faktisk kunne gøre mere skade end gavn, var en af årsagerne, at danske vindmøller i de første 25 år stort set altid havde en direkte nettilsluttet asynkrongenerator. Den har den ulempe, at den bruger reaktiv effekt fra nettet til magnetisering, og at den i særdeleshed bruger reaktiv effekt, når den skal gen-magnetiseres efter en kort netfejl.

Det normale forbrug af reaktiv effekt kan løses med fasekompensering, hvor vindmøllen bliver forsynet med et kondensatorbatteri, men det er straks vanskeligere at løse problemet efter netudfald. Konsekvensen af at have mange asynkrongeneratorer på et elnet vil ofte være, at det kan tage lang tid at få genetableret spændingen efter en fejl. Derfor skulle vindmøllerne koble ud.

Omkring årtusindeskiftet begyndte det at blive klart for flere elselskaber og systemoperatører, at den hidtidige praksis ikke var holdbar på langt sigt. Der var efterhånden så mange vindmøller på nettet, at konceptet, hvor vindmøllerne blev koblet fra nettet ved netfejl, ikke længere var sikkert.

Der kom simpelthen til at mangle så meget effekt, når vindmøllerne blev koblet ud, at en netfejl ville være selvforstærkende og føre til spændingskollaps. Det, der skulle beskytte nettet, var i sig selv blevet en risiko.

Løsningen blev, at man vendte 180 grader. Vindmøllerne skulle ikke længere kobIe ud ved netfejl, de måtte ikke koble ud, men skulle blive hængende og understøtte nettet ved genopretning af spændingen. I 2002 var tyske E-ON det første elselskab, som publicerede disse nye retningslinjer, men snart fulgte Scottish Power og andre store selskaber.

Blandt kravene i de nye tilslutningsregler var, at vindmøllerne skulle være tolerante for spændingsfejl af en vis varighed og form, og at de skulle kunne levere spændingsregulering og andre systemydelser.

Med de nye regler blev det klart, at vindmøllefabrikanternes verden havde ændret sig permanent. Det, der før havde været god praksis, og som i nogle lande var blevet kontrolleret omhyggeligt (vindmøllerne skulle koble ud i løbet af så og så mange millisekunder ved en netfejl af den og den størrelse), blev nu forbudt, og vindmøllerne skulle opføre sig på en helt anderledes måde.

Fabrikanterne kom hurtigt frem til, at den eneste rigtig robuste løsning ville være at indføre en frekvensomformer, enten som en fuld omformer, hvor al møllens effekt passerer gennem omformeren, eller som en omformer på rotorviklingen, hvor statorviklingen stadig er direkte nettilsluttet. Sidstnævnte kræver ikke så stor en omformer, men forudsætter til gengæld en viklet rotor og slæberinge. Begge løsninger giver som en sidegevinst mulighed for drift med variabelt omløbstal.

Efter at den første panik over de nye, skrappe krav havde lagt sig, og man havde fået driftserfaringer, dels med omformerne og variabel hastighed, dels med simulerede netfejl, blev konklusionen i industrien, at de nye regler egentlig ikke var så slemme. De kunne faktisk godt overholdes, og når man kunne det, havde man en vindmølle, som faktisk opførte sig som et ‘rigtigt’ kraftværk.

Set i bakspejlet var konsekvensen af E-ON’s nye tilslutningsregler for 15 år siden et kvantespring i vindmølleteknologien. Dette kvantespring er en af årsagerne til, at vi i Danmark nu kan køre med op til 140 pct. vindkraftandel på nettet, og at verdens systemoperatører nu kan acceptere en meget højere vindkraftandel end forventet for 20 år siden.

Sådan set et godt eksempel på, hvordan ændringer i de ydre rammer, som til at begynde med forekommer uoverskuelige, kan ende med at blive en entydig fordel, som man ikke ville have undværet!

Læs mere på Henrik Stiesdals blog her på ing.dk

Tak for en god kronik.

Langt de fleste grid codes kan blive enige om en FRT kurve. Det der langt fra er enighed om er, hvad møllen skal foretage sig during ride throughs: Levere reaktiv strøm? aktiv strøm?begge dele? hvor meget? hvor hurtigt? Det er utroligt, så mange varianter, der er opstået fra Europa, til Kina og Australien.

Det næste er så HVRT og multiple dips......

  • 1
  • 1

Tak for en god kronik.

Det er korrekt at udviklingen i mølle teknologi ,har gjort at møllerne idag ikke er direkte de-stabiliserende for nettet. MEN- en vindmølle med frekvensomformer(fuld omformer) har ikke de samme elektriske egenskaber som en direkte koblet synkrongenerator. For det første kan en frekvensomformer ikke levere et transient/subtansient kortslutningsbidrag ved netfejl, og for det andet gør frekvensomformeren at vindmøllens roterende masse og elnettet er afkoblede hvilket betyder at møllen ikke "naturligt" levere inertieffekt ved frekvensfald. Begge disse forhold har trods alt en hvis betydning når man taler om systembærende egenskaber. Man kan derfor ikke helt sige at en vindmølle vil opføre sig som et "rigtigt" kraftværk - endnu!.

  • 7
  • 1

Det er vel en gennerel betragtning at forsyningsanlæg bør være så fejltollerante som muligt?
Solenergianlæg og lign, bør have samme egenskaber.

  • 4
  • 0

Det er vel en gennerel betragtning at forsyningsanlæg bør være så fejltollerante som muligt? Solenergianlæg og lign, bør have samme egenskaber.


Alle solcelleanlæg har en inverter mellem solcellen og nettet, dette svare til en fuld konventeret vindmølle. Der er altså intet til hindre for at der stilles samme krav til solceller som til vindmøller...

I de nyeste grid code er der kun to sæt regler. Synkrongeneratorer - alle andre elproducerende anlæg. Dog er der forskellige krav til anlæg i forskellige størrelser.

  • 4
  • 2

for det andet gør frekvensomformeren at vindmøllens roterende masse og elnettet er afkoblede hvilket betyder at møllen ikke "naturligt" levere inertieffekt ved frekvensfald.

Det er bl.a. derfor man har et kontrol system. Flere lande har regler for hvordan og hvor hurtigt man leverer effekt tilbage til grid, og møllen kan nemt følge kravet indenfor 100 ms. Det er blot et spørgsmål om hvordan man opstiller FRT kontrollen.

Som jeg forstår det, snakker du reelt om primær backup (frekvens-stabilisering). Det jeg hører fra mine kilder, er at moderne vindmøller i dag er godkendte til at fungere som primær backup da de netop kan reagere så hurtigt. Som kontrol ingeniør kan jeg heller ikke se nogen forhindring, andet end man skal tage vejrudsigten med i tankerne når man som operator byder ind på backup udbudene på Nord pool. I praksis er det dog mere økonomisk fordelagtigt at kraftværker, som kører på brændsel, byder ind på backup.

  • 4
  • 1

Spændende artikel som fint illustrerer udvikling i teknologi

Chefer i teknologi virksomheder er typisk glade for udviklings idéer og lægge technology roadmaps. Men det jeg oplever som giver de største spring i teknisk forståelse, procedurer og produkter er hårde krav: krav fra kunder, sælgere eller kollegaer som siger "dét der går altså ikke mere".

Et hårdt krav som "den her procedure tager normalt 2 uger. Hvad skal der til for vi kommer ned på en dag?" er fantastiske. Man tvinges til at genoverveje hele grund-princippet bag proceduren og hvilke værktøj der skal udvikles for at nå målet, i stedet for det sædvanlige med små ændringer og finpudsning. (kan ikke gå i detaljer, men proceduren jeg nævner tager os i dag 30 min. - så langt kan man komme hvis man tager tåbelige krav fra salg seriøst!) I know, flyvsk beskrivelse, men sådan er vilkårene.

  • 3
  • 1

Alle solcelleanlæg har en inverter mellem solcellen og nettet, dette svare til en fuld konventeret vindmølle. Der er altså intet til hindre for at der stilles samme krav til solceller som til vindmøller...

Hvis du kigger på f.eks de tyske regler er de meget længere fremme end vi er i Danmark på det punkt.

F.eks er frekvensbåndet i danmark symmetrisk mens tyskland har gjort det assymetrisk så selv små solcelleanlæg bidrager hvis frekvensen falder.

Til store (MW+) solcelleanlæg stilles der også krav om både spændings og frekvensstabilisering.

  • 3
  • 0