211service.com
Planowanie energetyki wiatrowej
Ponieważ energia wiatrowa staje się coraz bardziej powszechna, jej nieprzewidywalność staje się coraz większym problemem. Nagłe spadki prędkości wiatru mogą spowodować, że operatorzy sieci będą starali się pokryć niedobór, a nawet spowodować przerwy w dostawie prądu; nieoczekiwane przepięcia mogą pozostawić konwencjonalne elektrownie na biegu jałowym, ponosząc koszty i bezcelowo wyrzucając zanieczyszczenia.
Dojrzałość do zbiorów: Operatorzy sieci energetycznych używają anemometrów z zegarem wiatru i stacji meteorologicznych zainstalowanych na farmach wiatrowych do przewidywania godzin lub dni produkcji energii wiatrowej z wyprzedzeniem.
Aby rozwiązać ten problem, operatorzy sieci energetycznych łączą hiperlokalne dane meteorologiczne i sztuczną inteligencję, aby przewidzieć, kiedy turbiny wiatrowe zainstalowane w ich sieciach się obrócą. Ten miesiąc, Niezależny operator systemu w Nowym Jorku (NYISO) ogłosił plany zintegrowania modelowania wiatru z systemami kontroli sieci do lata, a Rada ds. Niezawodności Elektrycznej w Teksasie (ERCOT) planuje uruchomić podobny system latem tego roku, jeśli nie wcześniej. Kalifornijski niezależny operator systemu (Cal-ISO) planuje rozszerzyć program prognozowania, który obejmuje już około jednej czwartej mocy wiatrowej stanu.
To, co sprawia, że te systemy modelowania są dokładne i niedrogie, to dane w czasie rzeczywistym dostarczane przez same farmy wiatrowe: prędkość i kierunek wiatru, a także, w wielu przypadkach, lokalna temperatura, ciśnienie atmosferyczne i wilgotność. Firmy specjalizujące się w modelowaniu pogody dostarczają oprogramowanie, które z czasem uczy się korelować te dane z mocą wyjściową i rozpoznawać warunki pogodowe, które sygnalizują większą lub mniejszą moc wyjściową w najbliższej przyszłości. Jedna z tych firm, Albany AWS Truewind , współpracuje z Kalifornią, Nowym Jorkiem i Teksasem, ale do jego konkurentów należą: 3-poziomowa grupa ds. prognoz środowiskowych ; Garrad Hassan , w Zjednoczonym Królestwie; oraz WindLogics , z siedzibą w św.
Kiedy farmy wiatrowe były mniej popularne, kontrolerzy sieci mogli zasadniczo ignorować ich zmienną wydajność, ponieważ była prawie nie do odróżnienia od naturalnych wahań w zużyciu energii przez konsumentów. Dławienie konwencjonalnych elektrowni w górę lub w dół utrzymywało równowagę podaży i popytu. Ale te dni szybko mijają. Weźmy na przykład NYISO, które pięć lat temu nie miało praktycznie żadnej energii wiatrowej. Dziś ma ponad 500 megawatów w swojej sieci i oczekujące propozycje, które podniosą tę liczbę do prawie 7000 megawatów. To około 17 procent jego obecnej bazy mocy.
Teksas, który do końca 2007 r. miał w swojej sieci 4 446 megawatów energii wiatrowej – więcej niż jakikolwiek inny stan – już odkrył, co mogą zrobić wielkoskalowe przypływy i odpływy energii wiatrowej, jeśli kontrolerzy nie patrzą. Ostatnio mieliśmy kilka przypadków, w których albo mieliśmy bardzo wysokie ceny na rynku krótkoterminowym z powodu naszej niezdolności do przewidzenia wiatru, albo w rzeczywistości musieliśmy zgłaszać sytuacje awaryjne, ponieważ obawialiśmy się o niezawodność, w po części dlatego, że nie mogliśmy zobaczyć, ile wiatru było w systemie, mówi Jess Totten, dyrektor ds. nadzoru nad przemysłem elektrycznym w Komisji ds. Użyteczności Publicznej w Teksasie.
Gwałtowny spadek energetyki wiatrowej był wymieniany jako główna przyczyna awaryjnych przerw w dostawie prądu nakazanych przez ERCOT wieczorem 26 lutego. Konsumenci pobrali znacznie więcej energii niż przewidywał ERCOT, a kilka konwencjonalnych elektrowni nie pracowało zgodnie z planem, ale niedobór energii wiatrowej był ostatnią kroplą.
Jak na ironię, pilotażowy projekt prognozowania wiatru, zainicjowany przez ERCOT z AWS Truewind, przewidywał spadek wiatru ponad dzień wcześniej. Operatorzy systemów nie wiedzieli, że nadchodzi, ale prognostycy wiedzieli, co jest trochę frustrujące, mówi Michael Goggin, analityk branży elektrycznej w American Wind Energy Association, waszyngtońskiej grupie handlowej. Po prostu nie przekazali tego właściwej osobie. Gdyby zintegrowali go z działaniem swojego systemu, sprawy potoczyłyby się zupełnie inaczej.
Takie prognozowanie stanie się o wiele bardziej krytyczne. Wcześniej w tym miesiącu, a raport General Electric, na zlecenie stanu, przewiduje, że kiedy moc wiatru w Teksasie osiągnie 15 000 megawatów, spadek mocy wywołanej przez wiatr rzędu 2 400 megawatów w czasie krótszym niż pół godziny będzie zjawiskiem rocznym. Dla kontekstu spadek, który zaskoczył operatorów 26 lutego, wyniósł zaledwie 80 megawatów.
Prognozowanie to nie tylko sposób na zapewnienie niezawodności systemu. Cal-ISO i Kalifornijska Komisja Energetyczna ustaliły, że jest to również kluczowe dla minimalizacji kosztów przy jednoczesnym osiągnięciu redukcji zanieczyszczeń przewidzianych przez stanowy standard portfela energii odnawialnej, który wymaga, aby przedsiębiorstwa użyteczności publicznej czerpały 20 procent swojej energii ze źródeł odnawialnych do 2010 r., a 33 procent do 2010 r. 2020. Cal-ISO musi chronić się przed niedoborami energii wiatrowej poprzez kontraktowanie zasilania awaryjnego z konwencjonalnymi elektrowniami w swojej sieci. Aby zapewnić skuteczne wsparcie, niektóre z tych konwencjonalnych elektrowni musiałyby być bezczynne, generując zanieczyszczenia, nawet jeśli nigdy nie są wzywane do dostarczania megawatów. Lepsze prognozy wiatru zapewnią, że mniej z tych rezerwowych elektrowni będzie musiało się najpierw przygotować.
Cal-ISO planuje wzmocnić swój obecny system prognozowania wiatru, który przewiduje siłę wiatru na następną godzinę, tak aby zawierał prognozę na nadchodzący dzień – skalę czasową, w jakiej kontraktuje się na zasilanie awaryjne. Rozciągnięcie prognoz do jednego dnia prawdopodobnie zwiększy ich średni wskaźnik błędów do 15 procent lub więcej, w porównaniu do 7 procent lub mniej w przypadku prognozy od jednej do czterech godzin, zgodnie z danymi dostarczonymi przez AWS Truewind. Jednak raporty przygotowane przez państwo w 2007 roku sugerują, że nawet stosunkowo niedokładne prognozy na następny dzień mogą mieć duże znaczenie.
Jeśli prognozuje się 5000 megawatów energii wiatrowej, błąd wynoszący 20 procent oznaczałby, że farmy wiatrowe faktycznie dostarczałyby od 4000 do 6000 megawatów energii. W takim przypadku zamówienie na zasilanie awaryjne Cal-ISO byłoby rutynowo o 1000 megawatów za wysokie lub za niskie. Ale bez prognozy zamówienie kopii zapasowej byłoby zawsze o co najmniej 4000 megawatów za wysokie.