211service.com
Schemaläggning av vindkraft
I takt med att vindkraften blir allt vanligare blir oförutsägbarheten mer av ett problem. Plötsliga sjunkande vindhastigheter kan få nätoperatörer att försöka täcka underskottet och till och med orsaka strömavbrott; oväntade överspänningar kan göra att konventionella kraftverk går på tomgång, orsakar kostnader och spyr ut föroreningar utan syfte.
Moget för skörden: Elnätsoperatörer använder vindmätare och väderstationer installerade vid vindkraftsparker för att förutsäga vindkraftproduktion timmar eller dagar i förväg.
För att komma till rätta med problemet, kombinerar elnätsoperatörer hyperlokala meteorologiska data och artificiell intelligens för att förutsäga när vindkraftverken som är installerade i deras nätverk kommer att vända. Den här månaden, New Yorks oberoende systemoperatör (NYISO) tillkännagav planer på att integrera vindmodellering i sina nätkontrollsystem till sommaren, och Electric Reliability Council of Texas (ERCOT) planerar att starta upp ett liknande system i sommar, om inte tidigare. California Independent System Operator (Cal-ISO) planerar samtidigt att utöka ett prognosprogram som redan täcker ungefär en fjärdedel av statens vindkraftskapacitet.
Det som gör dessa modelleringssystem exakta och prisvärda är realtidsdata från vindkraftsparkerna själva: vindhastighet och riktning, plus i många fall lokal temperatur, barometertryck och luftfuktighet. Företag som specialiserar sig på vädermodellering tillhandahåller mjukvara som med tiden lär sig att korrelera dessa data med uteffekt och känna igen väderförhållandena som signalerar mer eller mindre uteffekt inom en snar framtid. Ett av dessa företag, Albany's AWS Truewind , arbetar med Kalifornien, New York och Texas, men dess konkurrenter inkluderar 3-nivå miljöprognosgrupp ; Garrad Hassan , i Storbritannien; och WindLogics , baserat i St. Paul.
När vindkraftsparker var mindre vanliga kunde nätstyrenheter i princip ignorera deras varierande effekt, eftersom det nästan inte kunde särskiljas från naturliga fluktuationer i konsumenternas användning. Att strypa konventionella kraftverk upp eller ner höll tillgång och efterfrågan i balans. Men de dagarna går fort. Ta NYISO, som praktiskt taget inte hade någon vindkraft att brottas med för fem år sedan. Idag har den mer än 500 megawatt på sitt nät och förslag som väntar som skulle pressa det till nästan 7 000 megawatt. Det är cirka 17 procent av dess nuvarande maktbas.
Texas, som hade 4 446 megawatt vind på sitt elnät i slutet av 2007 – mer än någon annan stat – har redan upptäckt vad storskaliga ebbar och flöden från vindkraft kan göra om kontrollerna inte tittar. Vi har haft några fall nyligen där vi antingen har haft mycket höga priser på den kortsiktiga marknaden på grund av vår oförmåga att förutsäga vinden, eller där vi faktiskt har varit tvungna att deklarera nödsituationer eftersom vi var oroliga för tillförlitlighet, i del för att vi inte kunde se hur mycket vind som blåste på systemet, säger Jess Totten, chef för elbranschens tillsyn för Texas's Public Utility Commission.
En kraftig minskning av vindkraften angavs som en viktig orsak till nödströmavbrott beställda av ERCOT på kvällen den 26 februari, till exempel. Konsumenterna drog mycket mer kraft än vad ERCOT hade räknat med, och flera konventionella kraftverk gick inte som planerat, men vindkraftsbristen var droppen.
Ironiskt nog förutspådde ett pilotprojekt för vindprognoser som ERCOT hade initierat med AWS Truewind vindfallet mer än ett dygn tidigare. Systemoperatörerna visste inte att det skulle komma, men det gjorde prognosmakarna, vilket är lite frustrerande, säger Michael Goggin, elindustrianalytiker för American Wind Energy Association, en handelsgrupp i Washington, DC. De gick helt enkelt inte över det till rätt person. Om de hade integrerat det i sin systemdrift hade det gått väldigt annorlunda.
Sådana prognoser kommer att bli mycket mer kritiska. Tidigare denna månad, a Rapportera av General Electric, på uppdrag av staten, förutspådde att när Texas vindkapacitet når 15 000 megawatt, kommer vindinducerade effektfall i storleksordningen 2 400 megawatt på mindre än en halvtimme att vara en årlig händelse. För sammanhanget var nedgången som fångade operatörerna den 26 februari bara 80 megawatt.
Prognoser är inte bara ett sätt att säkerställa systemets tillförlitlighet. Cal-ISO och California Energy Commission har bestämt att det också är avgörande att minimera kostnaderna samtidigt som man uppnår de föroreningsminskningar som förväntas av statens standard för förnybara portföljer, som kräver att elbolag ska hämta 20 procent av sin energi från förnybara källor senast 2010, och 33 procent av 2020. Cal-ISO måste skydda sig mot vindkraftsbrist genom att kontraktera reservkraft med konventionella kraftverk i sitt nätverk. För att ge effektiv backup skulle några av dessa konventionella anläggningar behöva gå på tomgång, vilket genererar föroreningar även om de aldrig uppmanas att leverera megawatt. Bättre vindprognoser kommer att säkerställa att färre av dessa reservfabriker måste växla upp i första hand.
Cal-ISO planerar att förbättra sitt nuvarande vindprognossystem, som förutsäger vindkraft under den kommande timmen, så att det inkluderar en prognos för den kommande dagen – den tidsskala som den kontrakterar för reservkraft. Att sträcka ut prognoser till en dag kommer sannolikt att öka deras genomsnittliga felfrekvens till 15 procent eller mer, jämfört med 7 procent eller mindre för en en-till-fyra timmars prognos, enligt siffror från AWS Truewind. Men rapporter utarbetade av staten 2007 tyder på att även relativt felaktiga prognoser för dagen framåt kan göra stor skillnad.
Om 5 000 megawatt vindkraft prognostiseras skulle ett fel på 20 procent innebära att vindkraftsparker faktiskt skulle ge någonstans mellan 4 000 och 6 000 megawatt kraft. I det här fallet skulle Cal-ISO:s reservkraftorder rutinmässigt vara 1 000 megawatt för hög eller för låg. Men utan en prognos skulle reservordern alltid vara minst 4 000 megawatt för hög.