1.4. Study on possibilities of offshore wind power parks...

NEIGHBOURHOOD PROGRAMME LITHUANIA, POLAND AND KALININGRAD REGION

OF RUSSIAN FEDERATION

Perspectives of Offshore Wind Energy development in marine areas of Lithuania, Poland and Russia

1.4. Study on possibilities of offshore wind power parks connection into power grid of Lithuania

Strategic Self-Management Institute

Klaipeda, Lithuania 2008


Strategic Self-management institute February 5, 2008

2

Content

ABBREVIATIONS ..............................................................................................................................3 INTRODUCTION................................................................................................................................4 1. THE STATE AND PROSPECTS OF OFFSHORE WIND POWER DEVELOPMENT..........5

1.1. THE PROGRESS OF OFFSHORE WIND ENERGY...........................................................................5 1.2. OVERVIEW OF OFFSHORE WIND ELECTRICITY TECHNOLOGIES .................................................9

2. THE STATE AND PROSPECTS OF LITHUANIAN ELECTRICITY SYSTEM.................. 13 3. CHARACTERISTICS OF LITHUANIAN POWER GRID SYSTEM.................................... 18

3.1. TRANSMISSION SYSTEM ...................................................................................................... 18 3.2. PRODUCTION AND CONSUMPTION OF ELECTRICITY ............................................................... 19 3.3. KRUONIS PSP..................................................................................................................... 20 3.4. INVESTMENTS..................................................................................................................... 21 3.5. ELECTRICITY MARKET ........................................................................................................ 22 3.6. ITT CENTRE........................................................................................................................ 22 3.7. ENVIRONMENTAL PROTECTION............................................................................................ 23

4. THE ORDER OF CONNECTION WIND POWER STATIONS INTO POWER GRID ....... 24 4.1. SUPPORT ORDER OF RENEWABLE ENERGY ............................................................................ 24 4.2. TECHNICAL REQUIREMENTS ................................................................................................ 28 4.3. ENVIRONMENTAL LIMITATIONS ........................................................................................... 29

5. EVALUATION OF POSSIBILITIES OF OFFSHORE WIND PARKS CONNECTION IN TO ELECTRICITY GRID ................................................................................................................ 30

5.1. EXPECTED PARAMETERS OF OFFSHORE WIND PARKS IN LITHUANIAN ECONOMICAL ZONE OF BALTIC SEE ...................................................................................................................................... 30 5.1.1. BOTTOM GROUNDED TECHNOLOGIES ................................................................................... 30 5.1.2. FLOATING PLATFORMS ........................................................................................................ 31 5.2. TECHNICAL POSSIBILITIES OF CONNECTION TO NATIONAL GRID............................................. 32 5.3. INTERCONNECTION BETWEEN LITHUANIAN AND SWEDISH POWER SYSTEMS......................... 34 5.4. ENVIRONMENTAL LIMITATIONS ........................................................................................... 35 5.5. THE MOST APPROPRIATE TECHNOLOGIES FOR CONNECTION TO THE TRANSMISSION GRID........ 35 5.5.1. HVDC LIGHT TECHNOLOGY................................................................................................ 35 5.5.2. TRANSMISSION TYPES FOR AN OFFSHORE WIND FARM ........................................................... 37 5.5.3. ENERGIZING OF PARKS AND START UP OF INDIVIDUAL WIND MILLS....................................... 38 5.6. VARIANTS FOR CONNECTION OF OFFSHORE WIND PARKS TO NATIONAL POWER GRID .............. 38 5.6.1. DISINTEGRATED CONNECTIONS ........................................................................................... 38 5.6.2. INTEGRATED CONNECTIONS ................................................................................................ 39

CONCLUSIONS ................................................................................................................................ 41 REFERENCES................................................................................................................................... 42 APPENDIX......................................................................................................................................... 44



3

Abbreviations €M – Millions of Euro AC – Alternate Curence DC – Direct Curence DFIG – Double fed Induction Generator EC – European Commission EMC – Electromagnetic Compatibility EU – European Union EWEA – European Wind Energy Association GDP – Gross Domestic Product GE – “General Electrics” GW – Gigawat HPP – Hydro Power Plant HVDC – High Voltage Direct Curant IEA – International Energy Agency IT – Information Technology ITIL – Information Technology Infrastructure Library ITTC – Information Technologies & Telecommunications Centre KPSP – Kruonis Pumped Storage Plant LE-ITC – AB “Lietuvos energija” Information system of the telecommunication network MW – Megawat NL – Nedherlands NPP – Nuclear Power Plant NREL – National Renewable Energy Laboratory PCC – Point of Common Connection PP – Power Plant PSP – Pumped Storage Plant TPP – Thermal Power Plant TSO – Transmission System Operator TV – Television UK – United Kingdom VSC – Voltage Source Converter WWEA – World Wind Energy Association



4

Introduction One of most important factors for offshore energy development is related to connection of wind power parks into national electricity grids. The spectr of necessary to examine questions is very large and it covers technical, technological, economical and environmental aspects. The problem - lack of reliable knowledge related to possibilities of offshore wind power development in marine areas of Lithuania restrain the forecasting and planning of investments into this kind of advanced renewable energy. The main aim of the study is to define technical, economical, environmental, and legislative and other possibilities for connection offshore wind power parks into electricity grid of Lithuania. Main tasks are:

1. To study the state and prospects of offshore wind power development. 2. To overview the state and prospects of Lithuanian electricity production and supply

system. 3. To characterise the Lithuanian transmission grid. 4. To evaluate technical, economical, legislative, and other conditionality of connection

offshore wind power parks into transmission grid of Lithuania. Main scientific subject - technical, economical, environmental, and legislative possibilities for connection offshore wind power parks into electricity grid of Lithuania in 2008 – 2020 years. Main methods of the research are economical analysis, extrapolation, strategic scenarios and comparative analysis. The study was prepared by Strategic Self-management institute - the project partner with financial contribution.



5

1. The state and prospects of offshore wind power development

Offshore wind power – this is the specific kind of wind energy related to location of wind power parks on Sea waters. Marine environment gives for wind power more favourable possibilities to develop large parks and increase capacity factor. At other hand, marine specifics requires special technologies and more integrated efforts of scientists, businessmen and policymakers for open development possibilities for this new kind of high technologies.

1.1. The progress of offshore wind energy Comparing to onshore wind energy offshore wind power is quite new branch of energy activity. Only around of 2% of total wind energy was installed offshore in Europe in 2006 (table 1).

Table 1. The structure and change of offshore wind power capacity in Europe. Source: EWEA

2005 2006 Installed capacity, GW % Installed capacity, GW % Onshore 39,824 98,32 47,149 98,2 Offshore 0,680 1,68 0,878 1,8 Total 40,504 100 48,027 100

Advantages: § More strong wind in large areas § Possibilities to avoid territorial limitations, what have place in some countries § Less visual impact § Bigger generation capacity § Better interconnections

Limitations: § Higher installation price § Less confidentiality § Limited industrial experience § Lack of political support § Development of power grids § Need of renovation and finance

The most active development of offshore wind power goes in North Europe (Figure 1).

Figure 1. Location of offshore wind power parks in marine areas of North Europe. In black –

operational wind power parks; in blue – to be built in 2008-2009 years. Source: EWEA.



6

The new big offshore wind power parks provided to construct near coasts of Spain, France and Italy in 2008-2009 years (Figure 2).

Figure 2. Offshore wind power parks to be built in marine areas of South Europe in 2008-2009 years. Source: EWEA.

The first offshore wind parks were constructed starting from 1990 year (Table 2.). During period until 2003 there was totally installed 533MW of offshore wind power parks. Capacity of wind power units was increased from 220kW until 3,6MW. Hub high rose from 35 till 73,5 m. They are located in North and Baltic Seas. Most of them belong to firms of Denmark, Nederland, Sweden, UK and Ireland.

Table 2. Technical parameters of offshore wind power parks

The distance from coast doesn’t exceed 14 km (Horns Rev). The biggest dept is 18 m (Samso) (Figure 3).



7

Figure 3. The dept and distance of wind parks from Shore. Source: NREL.

Used technologies of construction of wind power stations on bottom of see requires 1/3 bigger investments comparing to on shore located such energy units (Table 3). Offshore wind parks are most economical and let’s to reach lowest cost for 1kWh production. From other hand this depends not from capacity of wind turbine, but from number of turbines in wind power park.

Table 3. Parameters of offshore wind power parks. Source: IEA

Site Installed capacity (MW)

Construction date

Capital costs (€M)

Specific capital costs (€M/MW)

Vindeby 4.95 1991 10.25 2.1 Lely (ljsselmeer) 2.00 1994 4.50 2.3 Tuno Knob 5.00 1995 10.35 2.1 Dronton/Irene - - - - Vorrink (ljsselmeer) 16.80 1996-1997 20.50 1.2

Bockstigen 2.50 1997 4.70 1.9 Blyth 4.00 2000 6.32 1.6 Utgrunden (Oland) 10.00 2000 13.90 1.4

Middelgrunden 2 40.00 2000-2001 51.30 1.3

Horns Rev3 160.00 2001-2003 300.00 1.9 Samsoe 23.00 2002-2003 35.00 1.5 North Hoyle 60.00 2003 105.70 1.8 Nysted 158.40 2003 268.80 1.7 Scroby Sands 60.00 2003-2004 107.10 1.8

European Wind Energy Association estimates that between 20 GW and 40 GW of offshore wind energy capacity will be operating in the European Union by 2020. A fully developed European offshore wind resource could deliver a capacity of several hundred GW to supply our future energy demands. Developing less than 5% of the North Sea surface area would enable offshore wind to supply roughly one-quarter of the EU’s current electricity needs. In the period up to 2020, however, the amount of this potential that can be developed is limited by a number of factors; the extent to which the barriers are resolved will determine the capacity that will result.



8

Offshore wind power could meet more than 4% of EU power consumption in 2020 or approximately 50% of EU power production from large hydro power stations today. EWEA forecasts that an exponential growth of wind power in Europe will be determined by increasingly developing offshore installations until 2030 year (Figure 4).

Figure 4. Prospects of wind power development in Europe. Source: EWEA

Industrial commitment and ambition, research and development efforts, political action at Member State and EU level and development of adequate grid infrastructure are all factors that will determine the level of offshore wind energy installations by 2020. The rather wide range between the high (40 GW) and low (20 GW) scenarios reflects the uncertainty over several factors that will influence delivery. However, what is certain is that if we are to maximise the delivery of offshore wind capacity by 2020, industry and governments must join forces. It is also clear that the political and industrial decisions taken over the coming five years will determine offshore wind power’s contribution to the EU’s 2020 target of 20% renewable energy. The role of national authorities and the EU is to provide a stable, predictable market framework which gives the industry the confidence to innovate and invest in the required manufacturing capacity. For this to happen, a European framework for offshore wind power targeted at removing barriers, reducing investment risks, planning interconnections and grid infrastructure, guiding both the public and private sectors and strongly coordinating Member States’ policies is urgently needed. In addition, there is a need to boost research and development significantly. A Joint Technology Initiative to create the necessary onshore and offshore infrastructure should be considered for the purpose of increasing renewables, reducing carbon emissions and improving the functioning of the Internal Energy Market through larger interconnections.

On the industry side, the challenge is to create a sustainable offshore wind industry. While the onshore wind industry is starting to be integrated at European level, offshore wind is still primarily based around a limited number of European Member State markets. No series production in offshore wind manufacturing and installation has yet been established, and the sector is still developing and utilising large specialised components rather than the standard components needed for reducing cost. The different challenges of offshore wind require the industry to move more swiftly to establish links across borders and develop a European industry for a European market. The creation of such partnerships, necessary in order to deliver complex offshore projects, will inspire greater confidence in industry players to develop the techniques and technologies that will enable the sector to expand rapidly, as onshore wind power has done.



9

1.2. Overview of offshore wind electricity technologies Offshore wind power technology builds on onshore wind technology, and its future development will require participation from other sectors such as offshore oil and gas engineering and technology, the logistical skills of offshore service providers, transmission system operators and the infrastructure technology of the power industry. Although long-term prospects for offshore wind power are promising, the technology faces a number of challenges in terms of technological performance, lack of skilled personnel, shortage of appropriate auxiliary services (e.g. crane vessels), impact on the local environment, competition for space with other marine users, compatibility with the European grid infrastructure and secure integration into the energy system. The development of offshore wind electricity production technologies related to two main aspects:

1. Capacity of wind power stations. 2. Connection to bottom of see.

Capacity of wind power stations is grooving rapidly. Comparing to on shore unites marine turbines could be much bigger and there aren’t conflicts with inhabitants. Producers are creating bigger and bigger units. The company REpower produces Brunsuttel Ger. 5W turbine with 120 m hub high and 126 m rotor diameter (Figure 5).

Figure 5. Increasing capacity and dimensions of wind turbines. Source: NREL.

Character of wind distribution in marine areas doesn’t require increasing hub high. So, USA company “General Electrics” (GE) plans to construct 5-7MW turbines until 2009 year. GE plans to construct 10MW wind turbine until 2015 year.

Making the turbines larger, however, comes with technical challenges. The new turbines will be mounted to towers rising 90 to 95 meters and will have rotors measuring 140 meters in diameter. Imagine a structure larger than a football field rotating at a leisurely ten to twelve revolutions per minute. To decrease the weight of the massive rotor blades and tower, GE plans to use composite fibbers, as well as alternatives to the weighty gearboxes now used to transfer energy from the rotor to the electrical generator. The new turbines will also need to be more reliable than their onshore counterparts, because maintenance will be far more difficult and expensive. GE is developing new ways to deal with the extreme battering the turbines will receive from the wind.

Today's turbines compensate for changes in wind speed by actively turning their blades to catch less wind. The new turbines will adapt to gusts by using sensor-based technology that will quickly angle the blades out of the wind to reduce the wear and tear on the turbine. These sensors could include basic accelerometers, embedded fibber-optic sensors that detect shape



10

changes in the blades in response to gusts, and forward-looking, laser-based "radar" that allows the turbine to anticipate wind-speed changes.

Figure 6. Kinds of foundations for offshore wind turbines. Source: NREL

More surprises bring us development of connection of wind power station to bottom of see. Traditional related to small deep of see technologies grounded on direct connection of foundation of wind power station to bottom of see (Figure 7.).

Figure 7. Floating foundations of offshore wind turbines. Source: NREL.

None of these technological advances will make a difference, however, if erecting monstrous turbines is blocked by shoreline residents who see them as visual pollution (Figure 8)

Figure 8. Some people could accept this vision as pollution. Source: NREL.



11

A potential solution is floating platforms that allow the turbines to be located farther out in the sea - and out of sight. Current projects locate wind turbines in waters less than 20 meters deep. Going farther out on the continental shelf, which extends several hundred kilometres from the Coast, would mean locating them at depths up to 50 meters, which is probably too deep to build towers or trusses that support turbines standing on the sea floor, at least at an affordable cost.

Construction of oofshore wind power stations requires special floating platforms with cranes for erection of wind turbines in deep wothers. Two such platforms were manufactured in West ship yeard in Klaipeda in 2006-2007 years (Figure 9).

Figure 9. Floating platform for construction of offshore wind power stations. Source: Western Ship Yeard.

Doubt less that offshore wind energy occurs as very prospective area for researches and innovations, which will guaranty new efficient technological solutions for increase efficiency and reliability of electricity production.

Figure 10. Vision of Trans European “Supergrid”. Source: Airtricity.



12

European Strategic Energy Technology Plan, which provided getting large scale offshore wind competitive within the short term and paving the way towards a competitive European offshore Supergrid (Figure 10). USE of HVDC technologies gives new possibilities for rapidly create infrastructure for offshore wind power parks around Europe.

According to Airtricity developers Trans European “Supergrid” let’s to increase capacity factor from 0,40 till 0,70 and guaranty integration of European electricity market from 10% till 100%.

Western Ship yeard is constructing electricity substation for connection of offshore wind parks into electricity grid.



13

2. The state and prospects of Lithuanian electricity system The Lithuanian GDP has decreased during the period 1990–1995 by 42%, but has increased over the periods 1995–2000 and 2000–2005 by 23.6 and 44.4% correspondingly. Annual GDP growth rate in 2005 was 7.5%. Total final consumption was decreased until 2000 – over the first five year period by 51% and over the second - by 14.4%.

Table 4. Electricity Balances, 1990-2005, GWh. Source: Ministry of Economy of Lithuania.



14

During the last five year period final energy consumption has increased by 19,3% and in 2005 - by 4,6%. Due to the closure of Unit 1 at Ignalina NPP total primary energy in 2005 has decreased by 6% and net electricity export - by 59%. Indicators of the Lithuanian GDP (using Purchasing Power Parities) and final electricity consumption per capita are between the lowest in the EU countries. And final energy and final electricity intensities were decreased over all period 1990–2005 and at present they are close to an average in the EU countries.

Table 5. Capacity of Power Plants, 1990-2005, MW. Source: Ministry of Economy of Lithuania.

Production of electricity in enlarged thermal power plants was provided In National energy strategy. (Figure 11). There is lack of place for renewable energy.

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

18000

20000

2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024Years

Ener

gy p

rodu

ctio

n, G

Wh

import Ignalina NPPLietuvos TPP present TPPnew TPP hydro PPwind PP

Figure 11. Dynamics of energy production change forecasted in Lithuania in 2002 year. Source:

Ministry of Economy of Lithuania. But new realities in energy sector were occurred during last years. Main conditionality of electricity sector depends on both global and local development factors:



15

Global factors:

1. Rapidly growing prices and reducing accessibility of oil and gas increases price of electricity, producing in thermal electricity stations.

2. Climate change requires increasing use of renewable energy sources. 3. A natural feature of energy development is decentralisation of energy production and

consumption, nearing to consumer. 4. Spreading of sustainability culture requires adopting principles of responsible energy.

Local factors: 1. According to EU access agreement The State of Lithuania is obligated to close II

reactor of Ignalina nuclear power station until 2010 year. 2. There still strong facilities of centralised energy. 3. Energy sector seeks to construct new nuclear reactor until 2015. 4. National economy and energy aren’t ready for large opening possibilities for alternative

and renewable energy.

According to EU access agreement The State of Lithuania is obligated to produce no less 7% of total energy consumption from renewable sources. According to the procedure for the promotion of purchasing of electricity generated from renewable and waste energy sources [6] is provided support of construction not less than 200MW wind power stations until 2010 year. This capacity was distributed by tenders at end of 2006. Preparing of national wind power development program provided in project of new national energy strategy after 2010 year. The defined order for support without tenders construction of no bigger than 250kW wind power stations still actual. The Lithuanian national energy strategy until 2025 was accepted in 2006. There are different visions how to produce and cover demand of electricity consumption in radically changing electricity production conditions. Somme of them related to interconnection power grids between EU states (Figure 12.): § Lithuania – Sweden, (700-1000 MW, HVDC, ~400M€, in 2012-2015 years); § Lithuania – Poland (1000 MW, HVDC, ~300M€, in 2012-2015 years; § Estonia – Finland (350MW). Under operation from end of 2006.

Figure 12. Prospects of interconnection of power grids between EU states. Source: AB

“Lithuanian energy”

On desktop are planes of common development of power sectors of Baltic States. There are different visions concerning future of electricity of the Baltic States. At March 8, 2006, the heads of three Baltic Energy Companies - Lietuvos Energija AB, Eesti Energija and Latvenergo have signed a memorandum of understanding on Preparation for Construction of a New Nuclear Reactor in Lithuania. They declare that the feasibility study showed positive technical and



16

economical results for construction new reactor of 3400 MW. But there wasn‘t took into account human factor, danger of accidents in the plant and problems of utilisation of used nuclear fuel. Another grounded on principles of sustainable development position to future of energy in Baltic States expressed representatives of wind power sector. The Baltic Memorandum of Responsible energy, prepared according to principles of strategic self-management, was signed by chairmen of Wind energy associations of Estonia, Latvia and Lithuania Jaan Tepp, Paulis Barons and Stasys Paulauskas during the Energy forum „Investing and Financing Renewables. Wind Power in the Nordic & Baltic Region” in Oslo in May 30, 2006:

We, hereunder signed representatives of Wind Energy providers of Baltic States - Estonia,

Latvia and Lithuania, bearing responsibility for sustainable and long-term supply of safe, reliable and available

energy to people and enterprises, stating that institutions of governance and self-management, science institutions and

energy enterprises have achieved a lot striving to ensure stable and reliable supply of energy and rational fulfilment of energy needs,

remarking that enlargement of European Union and integration into economic structures of global market encouraged us to pay more attention to speeding up reforms in energy sector, dispose energy producing in generators which grounded on unreliable technical decisions, adopt principles of sustainable development and increase the use of renewable energy sources;

acknowledging that due to the lack of clarity in development perspectives, conventional energy conditioned imminent climate changes, rapid increase of oil and gas prices and increasing dependence on providers of these types of fuel, centralized energy system will be incapable of ensuring reliable and stable supply of energy in affordable prices, and

seeking to create favourable opportunities to provide people of European Union with safe, ecological and socially acceptable energy, we shall undertake:

1. Take specific actions to consistently transform dominating conventional energy system grounded on priorities of technical, production and economic growth into responsible energy system, in which economic, environmental and social aspects would be harmonized and directed towards ensuring long-term prosperity of people;

2. Seek to create and implement Strategic Self-Management System of Responsible Energy of European Union, which would be able to constantly debate, investigate, create and simulate various future scenarios of energy evaluating and basing them primarily on principles of social benefit, environmental and green accounting;

3. Support creation of energy system based on principles of positive – renewable energy, which would allow to provide residents, business enterprises and public institutions with the most secure and most convenient, regarding to supply and electronic regulation, form of end-use energy – electricity; We hereby would reject dangerous for environment and people nuclear power plants and constantly reduce combustion of oil, gas and other materials for water heating and energy production;

4. Support consistent reformation of centralized electricity supply into decentralized, as closely as possible attached to consumer, energy system, which uses wind, solar power and other sources of renewable energy; In order to flatten fluctuations of electricity consumption, the Pumped Storage Plants and other modern decisions must be adopted.

5. Guide reformation of centralized electricity transmission and distribution grid in such way that nearing of electricity production to consumers would help to create opportunities to reduce costs of electricity grid and energy prices for the end-users; In order to restore wind energy traditions of the sixteenth century, create opportunities, with regard to local and regional principle, to establish wind power plants near every town and settlement, which would be collectively funded by local self-management institutions, business enterprises and residents;

6. Seek to improve legal basis of energy in such way that this sector would be regulated by energy law written in language understandable for consumers; Renounce gas, heating, electricity and other discrete laws and statutory acts that entrench monopolistic interests of producers and energy centralization;

7. Initiate consolidation of energy enterprises and relevant institution into Cluster of Responsible Energy of European Union, establish Council of Responsible Energy



17

of EU and departments of development and administration, and found The Technological Platform of Responsible Energy of European Union;

8. Guard that funds dedicated to development of energy sector and also support of the Structural Funds of the EU would be directed towards development of responsible energy, research of modern scientific decisions for energy, innovation, project implementation and enlightening of society about the issues of responsible energy;

9. Support and develop international cooperation in the field of responsible energy, initiate international projects and invite specialists of other states to foster energetic prosperity of people and preservation of environment for the current and future generations;

10. Invite all concerned institution, political parties, enterprises and establishments to join the memorandum of responsible energy.

35 participants of the conference, same as Secretary General of World Wind Energy Association Stefan Gsänger, president of Polish wind energy association Maciej Bartmanski and other high representatives of energy community supported this honoured action of responsibility. European Commissioner of Energy Andris Piebalgs attaches great importance to the development of renewable energy and very much appreciates this initiative. Participants of project POWER have supported and signed this memorandum during KICK-OFF MEETING, Kaliningrad 2006.06.29-30.



18

3. Characteristics of Lithuanian power grid system Electricity grid system of Lithuania consists of two level networks: Transmission and Distribution. 330/110kV transmission grid is operating by AB “Lithuanian energy”, which 96% of shares belongs to Lithuanian State (Figure 13). The State owned AB “Eastern distribution net” and private owned AB “Western distribution net” are operators of Eastern and Western 35/10/0,4kV distribution nets.

Figure 13. Transmission grid of Lithuania. Source: AB “Lithuanian energy”

From the project POWER point of view the transmission system is the most important for Lithuanian power.

3.1. Transmission system The main function of AB Lithuanian energy (LE) in its role of Transmission System Operator is to ensure efficient and reliable operation of the Lithuanian power system. AB Lithuanian energy is responsible for management of the transmission grid of Lithuania’s power system and the interconnection lines with other power systems, its operation, and co-ordinated development as well as for the integrity and compatibility of the electricity system. The company provides electricity transport service and ensures non-discriminative conditions for connection and access to the transmission grid; connects equipment of consumers, distributors and producers to the transmission grid; implements and maintains electricity metering in the transmission system; and ensures efficient, reliable and environmentally friendly operation of the transmission grid in the territory of Lithuania. LE provides operative control of the Lithuanian transmission grid and co-ordination of operating conditions with transmission system operators of other electricity systems. The Transmission System Operator (TSO) is responsible for the reliable operation of the transmission grid of the Lithuanian electricity system and interconnections with other electricity systems, and real-time management of the national electricity balance, ensuring energy quality in the transmission grid, provision of ancillary services necessary for secure, reliable and quality operation of the electricity system. Planning and co-ordination of the transmission grid topology, planning of the reliable operation of Lithuania’s transmission grid and its entire power system, ensuring electricity quality in compliance with the standards, and prevention of faults and outages and their removal in the transmission grid. LE executes adequate co-operation with TSOs of other parallel operating



19

electricity systems and of other European countries. LE is scheduling the Lithuanian national electricity balance with regard to the scopes of bilateral trade among Lithuanian electricity market participants by ensuring the least cost service provision. It also ensures that an adequate emergency reserve of relevant quality is maintained within the electricity system.

Table 6. Basic characteristics of transmission grid

110 kV 330 kV Total Length of overhead lines, km (by routes) 4970 1670 6640 Length of cable lines, km 21 21 Number of transformer substations 6 21 27 Number of switchyards 207 12 219 Capacity of transformer substations, MVA 143 3325 3468 Source: AB “Lithuanian energy”

Dispatch centre‘s operation 2003: Operational planning

• Planning of national electric energy balance • Planning of all types of active power reserves • Scheduling and booking of ancillary services necessary for functioning of the power

system Dispatch control

• Management and control of national electric energy balance • Control over operation reliability and stability of Lithuanian electric power system • Management and control over all types of capacity reserves and other ancillary services • Continuous coordination of Lithuanian power system’s operation with neighbouring

power systems • Prevention of faults and their efficient liquidation

Securing system reliability • Planning and assessment of reliability and stability of the transmission grid • Setting necessary technical requirements for functioning of the power system • Maintenance, development and servicing of the Automated Dispatch Control System • Analysis and control over the reliability of telemeter information and other data obtained

from power plants and transmission grid • Defining the scope of automation required for fault prevention, drawing up the fault

liquidation schedules

3.2. Production and consumption of electricity Lithuanian electricity sector produces much more as able to use electricity in own needs of the State, wchich was around 1800MW in 2006 year (Figure 14).

Figure 14. Electricity production and demand. Peak energy demand. Source: AB “Lithuanian energy”



20

This relation is changing after stopping of I reactor of Ignalina nuclear power station in end of 2004. According to access European Union contractual obligations Lithuania should to stop II reactor of the Ignalina NPS, which capacity is 1300MW, in end of 2009 year. So, will occure a deficit of electricity production comparing to its consumption in the State. The new National energy straegy provides to turn on Thermal electricity stations working on imported gas. This will effect significant increase of electricity production price.

3.3. Kruonis PSP The main function of the Kruonis Pumped Storage Plant (KPSP) is the balancing of electricity generation and consumption as well as the prevention of accidents and their liquidation in the power system. The main purpose of the Kruonis Pumped Storage Plant is to provide a spinning reserve of the power system, to regulate the load curve of the power system 24 hours a day. To liquidate the capacity deficit in the event of the disconnection of the Ignalina Nuclear Power Plant, the Kruonis Pumped Storage Plant generators are automatically launched into operation. The KPSP uses hydro-resources of artificial water pools existing at different geographical levels. The electricity from this power plant is supplied to 330 kV electricity networks. During a surplus of electricity generation output, the KPSP operates at pump mode and uses the surplus electricity to pump water from the lower pool to the upper pool. During an electricity output deficit, the Kruonis PSP operates as a regular hydro power plant, letting water flow from the upper pool to the lower pool and in this way generating additional electricity. Basic technical data

• Designed capacity of the pumped storage plant: 1 600 MW (8 units, 200 MW each) • Installed capacity of the pumped storage plant: 900 MW (4 units, 225 MW each)

Turbine–pump • Type - Radial Axis • Runner diameter 6,3 m • Capacity at turbine mode 205 MW • Capacity at pump mode 217 MW • Revolutions 150 rev./min. • Rated discharge at turbine mode 226 m³/s • Rated discharge at pump mode 189 m³/s • Nominal pressure 100 m

Engine–generator • Type - Synchronic vertical • Capacity 236 MW • Generator voltage 15, 75 kV • Weight 1120 t

Reverse channel • Width of bottom 189 m • Width of water surface 250 m • Depth 10 m

Pipelines • Length 840 m • Internal diameter 7,5 m • External diameter 8,4 m • Number of poles 2800, ( diam. 1 m)

Upper pool • Area 306 ha • Dam length 6,3 km • Perimeter of pool 6,8 km • Water level:

o maximum - 153,5 m alt. o minimum - 140, 0 m alt.

• Bottom 138 m alt. • Total pool volume 48 mln. m³



21

• Payload pool volume 41 mln. m³ Lower pool

• Length 127 m • Width 70 m • Height 50 m

The funds have been received under General Programming Document "1.2 Ensuring energy stability, access to power supply and higher energy efficiency"

3.4. Investments

Electricity Power system is permanently renewing. Investments grow from 120 Mio. Lt. in 2002 till 156 Mio. Lt. in 2006 (Figure 15).

120

149 145

129

156

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

2002 2003 2004 2005 2006

Figure 15. LE investments in Electricity power system, 2002-2006, Mio. Lt. Source: AB

“Lithuanian energy”

The company‘s investments are allocated for the following purposes (Fig.16):

• Reconstruction and development of the transmission grid; • Upgrading and development of telecommunications and dispatch control systems; • Rehabilitation of hydro power plants (the Kaunas HPP and the Kruonis PSP); • Installation of metering systems between transmission and distribution networks; • Reconstruction of administration buildings, industrial and other facilities.

91,7

27,3

5,0

7,6

15,3

9,4

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

Transmission net

Hydro PP

Telecom.& dispatch control

IT

Technological means

Industrial facilities

Figure 16. LE investments in Electricity power system, 2006, Mio. Lt. Source: AB “Lithuanian

energy”



22

3.5. Electricity market Essence of the electricity market – a customer’s right to choose an electricity supplier and price. Major goal – is to create conditions for competition; to effectively manage the electricity sector. Since January 1, 2002, when the Law on Electricity came into force, the state controlled monopoly which used to be a former structure of the Lithuanian electricity sector was abolished and new conditions were introduced whereby choosing the supplier of electricity is done based on the quality of service and price of electricity. The electricity market consists of:

• Wholesale electricity market − where transactions are concluded between suppliers and producers;

• Retail electricity market − where transactions are concluded between eligible customers and suppliers.

Electricity trade in the wholesale electricity market is done by signing direct bilateral purchasing-selling agreements between electricity producers and suppliers. The deficient or surplus electricity quantities may be bought or sold at auction. Electricity trade in the retail electricity market is done by signing direct bilateral purchasing-selling agreements between eligible customers and their freely chosen suppliers. Wholesale electricity market players can be companies holding a license of public or independent supplier or a permit to produce, export or import electricity. All market players are registered by the market operator while their relations are set forth by the Rules of Electricity Trade. The Transmission System Operator is also a player in the wholesale electricity market. AB Lithuanian energy as the Transmission System Operator performs the function of national balancing – co-ordinates the necessary quantities of electricity production with the quantities quoted by producers and suppliers and co-ordinates the activity of the producers’ dispatch centres. Public suppliers (the distribution companies AB Eastern distribution net and AB Western distribution net) supply electricity at consumer tariffs defined by approved regulation when there is no possibility or preference to choose a supplier, while independent suppliers supply electricity to eligible customers at a contractual price. In 2003, the status of eligible customer was granted to companies consuming more than 9 million kWh of electricity per year, and since the beginning of 2004 – to companies with a yearly consumption exceeding 3 million kWh. Starting from July 1, 2004 the status of eligible customer was given to all customers (excluding residential), and from July 1, 2007 all customers in Lithuania will become eligible. Eligible customers can choose an electricity supplier by a preferred quantity of electricity at a contractual price. They can purchase electricity directly from independent suppliers at an agreed price or from a public supplier (AB Eastern distribution net and AB Western distribution net) at prices approved by the National Control Commission for Prices and Energy. Relations between eligible customers and selected suppliers cover only the electricity production area and are not related to the sphere of electricity transmission and distribution.

3.6. ITT centre Lithuanian energy AB has been operating in the field of information technologies and telecommunications since 1965. In 2001, the Department of Information Technologies and the Communications & Teleinformation Service were merged together, and the Information Technologies & Telecommunications Centre (ITTC) was established. One of the core activities of the ITT Centre – the development, maintenance and support of application systems designed for the power system. The main advantage of the centre in this



23

field is a thorough knowledge of the power system’s structure and other business particularities. The application systems assigned to the main processes in the energy sector, financial accounting and management reporting have been implemented in Lithuanian energy as well as in the distribution and power production companies. An upgraded modern telecommunications infrastructure enables satisfaction of the needs of the company – the main ITTC customer demanding the provision of highly reliable services – as well as the rendering of IT and telecommunications services to other customers, both in Lithuania and abroad. The main customers of the ITTC are energy companies, telecommunications operators, providers of telecommunications and internet services, cable TV companies, state institutions, the academic society and finance companies. The main services provided by the ITTC to its external customers are:

• Data transmission services; • Internet services; • Collocation services.

The ITTC mission is to supply reliable services adjusted to the specific requirements of every customer in order to match the reliability and stability of operation of the part of the ITTC serviced power system with solutions of modern technologies through optimal use of Lithuanian energy telecommunications infrastructure and the competent and flexible team of ITTC employees. To attain the aforesaid goals, a quality control system of IT and telecommunication services has been implemented by using ITIL (Information Technology Infrastructure Library) methodology. For stocktaking of the existing network, the information system of the telecommunication network LE-TIS has also been implemented.

3.7. Environmental protection One of the goals of AB Lithuanian energy is management of the transmission system in the safest and most economical manner, with regard to environmental protection requirements and the interests of the transmission system users. In its activities the company abides by the Law on Environmental Protection of the Republic of Lithuania and the requirements of International Conventions. In the substations assigned to the transmission grid the following environmental protection activities are carried out:

• Waste inventory and utilisation This type of waste might be compressor oil containing water, spent oil mixtures, lead and electrolyte scrap from accumulator batteries, etc. The entire process of hazardous waste utilisation is supervised.

• Rainwater treatment Rainwater in the territories of transformer substations may be contaminated with oil products; therefore, nearly all transformer substations of the 330kV network have been equipped with rain water treatment facilities.

• Wastewater monitoring Wastewater samples are taken and analysed in all transformer substations where wastewater treatment facilities are operating.



24

4. The order of connection wind power stations into power grid

The legislative basis for wind power development was defined in Republic of Lithuanian low on energy (2002) and Lithuanian low on electricity (2000), where the State was obligated to purchase electricity produced by wind power stations according to defined price tariff. Implementing such obligations were prepared two normative acts related to promotion of purchasing of electricity generated from renewable and waste energy sources and technical regulations of connection of wind electricity stations to Lithuanian power system. The tariff of 0,22 Lt/kWh (0,064 €/kWh) for purchase electricity produced by wind electricity stations was defined by National control commission for prices and energy in 2002 year. The Government guarantied the purchase of such electricity until 2020 year. The new higher tariff of 0,30Lt./kWh (0,087€/kWh) was conformed by this commission in February 21, 2008 (Nr. O3-27), which will start in use from January 1 of 2009.

4.1. Support order of renewable energy The procedure for the promotion of purchasing of electricity generated from renewable and waste energy sources Unofficial translation was approved on 5 December 2001 by Resolution No 1474 of the Government of the Republic of Lithuania (as amended by 12 January 2004, No 25).

I. GENERAL PROVISIONS

1. The Procedure for the Promotion of Sales of Electricity Produced from Renewable and Waste Energy Sources (hereinafter referred to as „Procedure“) shall establish the general criteria, conditions and requirements for the promotion of purchasing and generation of electricity produced in the Republic of Lithuania from renewable and waste energy sources.

2. This Procedure shall be binding on: 2.1. producers; 2.2. persons who connect the electrical equipment of producers to the power grid and/or

purchase electricity generated by producers and transferred to distribution and transmission grids.

3. For the purposes of this Procedure, the following definitions shall apply: „hydropower plant“ shall mean the energy facility designed to generate electricity

from the potential energy of the water; “wind power plant“ shall mean the energy facility designed to generate electricity from

kinetic energy of the wind; “biomass power plant“ shall mean the energy facility designed to generate electricity

from biomass and/or biogas; “solar power plant“ shall mean the energy facility designed to produce electricity from

radiant energy of the sun; “geothermal power plant“ shall mean the energy facility designed to produce

electricity from the earth’s internal heat (geothermal) energy. “power plant“ shall mean a hydroelectric power plant, biomass power plant, wind

power plant, solar power plant, geothermal power plant or a power plant fuelled by waste energy sources, owned by producer in accordance with proprietary or some other right and consisting of one or more process-related electric power generators connected to transmission or distribution grids at one point of operator’s grid.

Other definitions used it the Procedure are described in the Law on Energy of the Republic of Lithuania (16 May 2002), the Law on Electricity of the Republic of Lithuania (20 July 2000), the Law on Biofuel of the Republic of Lithuania (18 July 2000).

4. This Procedure, with the exception of Articles 5, 6, 24 and 27, shall not apply to producers, if:



25

4.1. electricity generated or to be generated by them is used or will be used by the producer for business purposes;

4.2. their electricity is generated or is intended to generate: 4.2.1. in biomass power plants, when the share of biomass and biogas in the fuel

balance is less than 70 per cent.; 4.2.2. other types of power plants, when the share of renewable and waste energy

sources is less than 90 per cent.; 4.2.3. wind power plants, when aggregate installed power of all generators is greater

than 250 kW and when such a wind power plant is build in zones other than those indicated in Annex 1 to the Procedure, or when their aggregate power is greater than maximum allowable aggregate power established for these zones.

5. A power plant whose overall installed capacity is less than 6 MW may be connected only to the distribution grid. Power plants with 6 MW and higher installed capacity shall be connected to the transmission grid or to the distribution grid, if the grid has necessary technical capabilities.

II. Production and SALES PROMOTION

6. The accounting of electricity produced from renewable or waste energy sources and

the transparency of such accounting shall meet the requirements set forth in Articles 26 and 27 of the Law on Energy of the Republic of Lithuania and other legal acts. The Ministry of Economy or its authorised institution shall manage the overall accounting of production and purchase of electricity produced from renewable and waste energy sources.

7. The promotion of electricity generation and purchasing, with the exception of electricity specified in Article 4 of the Procedure, shall be carried out with respect to wind power plants, biomass power plants, and solar power plants and with respect to hydroelectric power plants, when aggregate capacity from all generators of such a hydroelectric power plant does not exceed 10 MW.

8. The procedure and conditions for the promotion of electricity generated in geothermal power plants or hydroelectric power plants, when aggregate installed capacity of all generators is greater than 20 MW, and in power plants fuelled by waste energy sources, as well as the procedure and conditions for connecting these power plants to grids, can be established by the Government of the Republic of Lithuania.

9. Prior to the introduction, by the Minister of Economy, of the hourly trade in electricity with suppliers, electricity generated in power plants specified in Article 7 of the Procedure shall be purchased from producers under rates approved by State Control Commission for Prices and Energy Resolution No 7 of 11 February 2002 (Official Gazette No 16-648, 2002), which shall be differentiated with respect to the type of renewable or waste energy source and may not exceed the yearly quota for each type of energy source specified in Annex 2 to the Procedure. Until December 31 2009, upon the introduction of the hourly trade in electricity with suppliers, electricity generated in power plants specified in Article 7 of the Procedure shall be purchased under negotiated prices and the producers shall be paid a compensation equal to the difference between the level of revenues calculated under the rate established by the State Control Commission for Prices and Energy for that type of energy source and revenues actually received for sale of electricity under negotiated prices, without exceeding the yearly quota for each type of energy source specified in Annex 2 to the Procedure. The procedure and conditions for purchasing, calculating the difference in prices, and compensating shall be set forth, not later than three months before the introduction of the hourly trade in electricity, in the Regulations Governing Issuance of Public Service Obligations approved by the Ministry of Economy. After 2020 the purchase of electricity produced from renewable and waste energy sources shall be promoted by introducing the system of “Green Certificates”.

10. The market operator, taking into consideration the actual amount of electricity generated during the current year and the dates on which new power plants (those that are under construction or those whose construction is foreseen in the future) will be put into operation shall, before 15 July of each year, present to the Ministry of Economy next year’s electricity production forecast for each type of energy source. In cases when the forecast for the following year shows that the amount of electricity generated in power plants fuelled by one type of energy source will exceed the yearly quota established for electricity from this type of energy source specified in Annex 2 to the Procedure and for which the Procedure for Sales Promotion applies, the Ministry of Economy shall, by not later than 1 September of the current year,



26

establish the quotas for electricity generated in such power plants for the following year. The quotas shall be established with respect to all power plants fuelled by this type of energy source pro rata to the aggregate installed power of all generators. The Procedure for the Promotion of Purchasing shall not apply to electricity generated above the established quotas. Electricity that has been produced in excess of the quotas shall be sold by producers under bilateral contracts and at auctions. The provisions of this Article shall not apply to producers who generate electricity in wind turbines, when the capacity of one turbine does not exceed 250 kW.

11. Each month producers shall present to the energy enterprise, i.e. the purchaser of the electricity generated by them, a declaration on the last month’s fuel balance of the power plant in which the electricity was generated. When in accordance with Article 4.2 the procedure for the promotion of purchasing does not apply to the electricity generated and supplied to the electric power grid, electricity shall be purchased at negotiated prices established in contracts for purchase-sale of electricity made between producers and the transmission grid operator or public supplier. The State Energy Inspectorate shall check the correctness of submitted declarations. If it is established that a producer has presented a false declaration on the balance of fuel at his power plant during the previous month or previous periods, the energy enterprise shall have the right to require the producer to compensate losses incurred and the promotion of generation of electricity in such a power plant shall be suspended for 12 months from the date on which the violation was established. The provisions of this Article shall not apply to producers who generate electricity in power plants fuelled by on type of energy source.

III. EXPANSION OF PRODUCTION AND CONNECTION OF POWER PLANTS TO THE GRIDS

12. The connection of power plants specified in Article 7 of the Procedure to the existing

grid of energy enterprises shall be carried out in accordance with the procedure set forth in the legal acts and producers shall be offered a 40 per cent discount off the connection charge. This discount shall be included into the scope of services that fall within the category of public service obligations and the following year shall be paid to the operator who has carried out the connection of power plants. The provisions of this Article shall not apply to the power plants specified in Article 15.

13. The extent of support to be provided for the purpose of expansion the production of electricity from renewable and waste energy sources is specified in Annex 2 to the Procedure.

14. Permits to expand electricity generation capacities to producers who intend to build wind power plants with an aggregate installed capacity of all generators of up to 250 kW, hydropower plants, biomass power plants, solar power plants, geothermal power plants or power plants fuelled by secondary energy sources shall be issued in accordance with the procedure prescribed by the legal acts.

15. Wind power plants whose aggregate installed power of all generators is greater than 250 kW shall be constructed in the zones specified in Annex 1 to the Procedure in such a way as not to exceed the maximum aggregate power limits specified for each zone and the overall maximum installed capacity of 200 MW of all zones. Producers intending to build such power plants shall obtain permits through the tender procedure.

16. Tenders for Permit, irrespective of the grid to which it will be connected, shall be organized and carried out by the transmission grid operator, in accordance with the following conditions:

16.1. a tender committee consisting of representatives of the Ministry of Economy, State Control Commission for Prices and Energy, State Energy Inspectorate and electric power grid operators shall be set up;

16.2. for each zone specified in Annex 1 to the present Procedure, or part of such a zone, a call or calls shall be issued for separate tender or tenders;

16.3. a call for tender may be issued for one or more permits to construct wind power plant in that zone, taking into consideration the technical and expansion capacities of the electric power grid;

16.4. upon issuing a call for tender all producers wishing to participate shall be issued with preliminary technical conditions with respect to connection to the grid or new revision of the previously issued conditions and the intended price of connecting to the grid;

16.5. the highest share of the payment for connection to the grid (expressed as percentage of the actual connection charge) offered, which the tenderer undertakes to pay for



27

connection of power plant to the grid (which in no case shall be less than 60 per cent) shall be used as the evaluation criterion on which the tender evaluation shall be based;

16.6. if two or more tenderers offer to pay the same share of connection charge, the permit shall be awarded to the tenderer who wishes to build a power plant with higher capacity, provided such a power plant does not exceed the maximum overall capacity specified in tender conditions;

16.7. if upon applying the criteria specified in Articles 16.5 and 16.6 no successful tenderer is selected, a call for additional tender shall be issued in which the smallest share of connection charge shall be equal to the best offer of the previous tender;

16.8. the tender conditions shall be established by the tender committee. 17. After completing the tender the transmission grid operator shall submit within 3 work

days to the Ministry of Economy the minutes of meeting of the tender committee and the copies of documents presented to the tender by the tenderer.

18. The successful tenderer shall apply to the Ministry of Economy, not later than within 3 months from the end of the tender, asking it to issue him with the permit to expand electricity production capacity.

19. The permit to expand electricity production capacity issued on the basis of tender results shall be valid for 24 months from the issue date and may be extended for another 6 months if the power plant design works have been competed, the connection charge specified in Article 21.2 has been paid and not less than 50 per cent of works specified in the construction estimate have been carried out. If the producer fails to fulfil his obligations undertaken during tendering procedure or fails to construct the power plant within the specified time limits, the connection charge discount specified in the Procedure shall not be granted and the procedure for promoting purchasing shall not apply with respect to electricity generated in such a power plant.

20. If the successful tenderer fails to request to issue permit to expand electricity production capacity within 3 months or has been refused such a permit on reasonable grounds, or the power plant is not set into operation within the time specified in Article 19 of the Procedure, a new call for tender for expansion of wind power plant of the same aggregate capacity shall be issued.

21. The producer, upon receiving the permit to expand electricity production capacity, shall apply for designing conditions with respect to connection of electric equipment (power plant) and shall enter into contract with the grid operator for the connection of such equipment. The contract shall specify:

21.1. share of connection charge for connecting the power plant to the operator’s electric power grid calculated in accordance with Procedure and Conditions for Connecting Electrical Power Users, Energy Facilities of Producers (Grids, Equipment, Systems) to the Existing Energy Facilities (Grids, Equipment, Systems) of Energy Enterprises, approved on 17 September 2002 by Order No 326 of the Minister of Economy of the Republic of Lithuania (Official Gazette No , 2002);

21.2. the amount of connection charge actually paid by the producer, calculated taking into consideration the results of the tender.

22. In cases when the tenderer undertakes to pay less than 100 per cent of the connection charge, the remaining share of the connection charge is reckoned in as a purchase of services classified as public service obligations and the following year shall be repaid to the operator who has carried out the connection of such a power plant.

23. In cases when the tenderer undertakes to pay more than 100 per cent of the connection charge, the difference between the connection charge paid by the producer to the operator and the calculated connection charge shall be reckoned in as a sale of services classified as public service obligations paid for by the operator who has carried out the connection of such a power plant.

IV. PROVISION OF INFORMATION

24. Producers shall provide information about the electricity generated and sold by

them. 25. The scope of information, time of delivery deadlines, periodicity and institutions to

which this information shall be submitted shall be established by the Ministry of Economy.



28

V. FINAL PROVISIONS

26. The promotion of cultivation of biomass needed for biomass power plants (including (including thermo-power plants) shall be done by providing land for growing such biomass, using unoccupied land from State Land Fund, by way of concession.

27. Persons who are in violation of this Procedure shall be liable in the manner prescribed by laws of the Republic of Lithuania.

4.2. Technical requirements Technical regulations of wind electricity stations connection to Lithuanian power system were confirmed by Ministry of Economy of Republic of Lithuania, in April 6, 2004 m., The order Nr. 4-102. [15], (annex 3). Confirmed in the regulations data may be defined by experimental methods and answer to requirements, what are given in standards of Republic of Lithuania:

2.1. LST EN 61000-3-6 Electromagnetic compatibility (EMC). 3 part. Limits. 6 paragraph. (IEC 61000-3-6); 2.2. LST EN 61000-3-7 Electromagnetic compatibility (EMC). 3 part. Limits. 7 paragraph. (IEC 6100-3-7); 2.3. LST EN 61400-11 Systems of wind turbine generators. 11 part. Methods of acoustic noise measurement. (IEC 61400-11); 2.4. LST EN 61400-12 Systems of wind turbine generators. 12 part. Experiment of wind turbine capacity definition (IEC 61400-12); 2.5. LST EN 61400-21 Systems of wind turbine generators. 21 part. (IEC 61400-21); 2.6. LST EN 61400-22 Systems of wind turbine generators. 22 part. Attestation of wind turbines (IEC 61400-22); 2.7. LST EN 61400-24 Systems of wind turbine generators. 24 part. Protection of wind turbines from lightning. (IEC 61400-24); 2.8. LST EN 60870-5-101 Distance control equipment and systems. 5 part. Transferring protocols. 101 paragraph. (IEC 60870-5-101:2003); 2.9. LST EN 60870-5-104 Distance control equipment and systems. 5–104 part. Transferring protocols. Net connection for IEC 60870-5-101, using standard transport profiles (IEC 60870-5-104:2000); 2.10. LST EN 50160 Characteristics of voltage of general distribution nets and LST 1567 (HD 472 S1); 2.11. LST 1567:1999 Nominal voltages of general low voltage electricity supply nets (HD 472 S1).

The standards are compatible with analogical technical regulations of States of EU and other countries. So there aren‘t technical troubles for connection of wind power stations of different producers of wind power stations to Lithuanian power grid related to compatibility. Taking into account big capacity of offshore wind power parks technical limitations of connection to grids are related to capacity of grid lines and substations.



29

4.3. Environmental limitations Environment limitations of connection offshore wind power parks to shore located electricity grids are related to necessity to cross Baltic See water and coastal areas in connection to special environment requirements of “Natura 2000” and cultural heritage. Lithuanian coast line tends during 99 km from Latvian to Russian (Kaliningrad district) border. More half of this area belongs to Curonian Spit what is included in list of UNESCO cultural heritage. There are strongly limited any construction works, including crossing of Spit with trench for high voltage cable. Cabling works are also under special requirements taking in account “Natura 2000” zone, what is defined from coast until isobaths of 20 m. This coastal area is also protecting by Republic of Lithuania low on costal strip. The cabling works in bottom of sea could be executed according to Republic of Lithuania low on marine environment protection after feasibility studio and evaluation special protected and danger zones of bottom and waters.



30

5. Evaluation of possibilities of offshore wind parks connection in to electricity grid

Evaluation of possibilities of connection offshore wind power parks to on shore located electricity grids requires to overview technologies, technical possibilities and environment limitations.

5.1. Expected parameters of offshore wind parks in Lithuanian economical zone of Baltic see

According to the New National energy strategy (2006) the new program for wind power development will be worked out until 2010 year. So there is some reserve of time for investigate possibilities and choose newest and most acceptable technologies of offshore wind electricity parks and its connection to power grids.

5.1.1. Bottom grounded technologies This is very important, because all marine areas until deep 20 meters are located near coast in restricted areas of Natura 2000. Traditional technologies of connection to bottom are acceptable until 50 m. So, only areas of deep between 20 and 50 could be reviewed as acceptable. The distance from coast till these areas are from 7,5 till more than 40 km. For approximate calculation of capacity of wind power parks in 20 – 40 m dept were defined five potential areas for wind power parks (Table 7, Figures 17,18):

Table 7. Expected capacity of wind power parks in defined plots

WP Average dept, m

Area, km2

Distance from coast, km

Nordex, 2.5 MW

Vestas, 3 MW

GE, 3.6 MW

RePower, 5 MW

No MW No MW No MW No MW L1 38 18 52 40 100 32 96 24 86 16 80 L2 32 33 20 74 185 58 174 44 158 30 150 L3 37 17 17 38 95 30 90 22 79 15 75 L4 26 48 12 107 268 85 255 63 227 43 215 L5 32 121 31 270 675 213 639 160 576 109 545

Total 237 529 1323 418 1254 313 1127 213 1065 The dept of plots is varying from 26 m (L4) till 38 m (L1).

05

10152025303540

Dep

t, m

0

10

20

30

40

50

60

Dis

tanc

e, k

m

Dept, m 38 32 37 26 32

Distance from Coast, km 52 20 17 12 31

L1 L2 L3 L4 L5

Figure 17. Defined plots dept and distance from Coast



31

Figure 18. The map of Lithuanian EZ with defined plots for offshore wind power parks.

Red line shows equivalent surface of plot L3 green area. However this plot is most problematic taking in to account its visual impact, because this park will be good visible from on cost located recreation and rest zones of Palanga and Shventoji. Plots L1 and L2 are invisible from coast and could be acceptable.

So, 276 units of 5MW each or total 1380MW could be erected in two plots L1 and L2 with depth of 30-50 m. Using bigger turbines (7-10 MW) total capacity could be increased.

5.1.2. Floating platforms Wind power turbines on floating platforms are most interesting decision looking from spreading offshore wind energy in marine areas:

1. Te biggest surface of marine zone of Lithuania is in areas with deep between 30 and 60 m.

2. This area is so big, that we can talk about unlimited capacity of offshore wind power parks.

3. No deep foundations, no construction works in Sea bottom required, what let’s to reduce cost of equipment and price of electricity.

4. No environmental problems, no problems with visual pollutions. 5. Easy construction of wind power stations in ship yards in Klaipeda harbour. 6. Easy floating of wind turbines to site. 7. Intergovernmental mobility – all park could be removed in marine zone with best

economical conditions.



32

5.2. Technical possibilities of connection to national grid It’s necessary to take into account that Lithuanian transmission grid is constructed as centralised system specialised mainly for transferring of electricity trough 330/110kV lines from East part of Lithuania, where are located electricity generating Ignalina NPP station and Lietuvos TPP (Elektrenai), to peripheral regions. This 330/110kV line is going through town Sovetsk of Kaliningrad district, Russia. In West part of Lithuania there aren’t significant electricity generating capacities.

Figure 19. Transmission grids in West part of Lithuania. (330kV – green; 110kV - red). Dotted

line – to be constructed. Source: AB “Lietuvos energija”.

Electricity consumption demand of Western part of Lithuania in Klaipeda County calculates about 250MW of generating capacity. Transferring of electricity through transmission grid in distance more 400 km connected to loses in grids 3-4% of electricity. 180MW of provided to construct until 2010 year 200MW wind power stations will be located in Sea coast area. They will be connected to 110kV transmission grid. So, at nominal generating capacity wind power stations will cover 180MW or 72 % from needed 250MW. After 2010 year in Klaipeda County still demand of 70 MW, this could be generated by offshore wind power stations.



33

Figure 20. Electric scheme of Western part of Lithuania. Source: AB “Lietuvos energija”.

Possible offshore wind power capacity using bottom grounded technologies are much bigger comparing to demand of West part of Lithuania and are near to cover electricity need of all Lithuania. Therefore, taking into account internalisation of electricity market, after connection of grids with Poland, Sweden and Finland offshore wind power parks could be reviewing as actors



34

of international electricity generating market. In this case capacity of offshore wind parks depends of market economics. According to information of specialists of AB Lietuvos energija, disposition of possible connection points to electricity grids could be characterised as:

1. 110kV line from Klaipeda 330kV substation till Palanga and Shventoji 110kV substations is maximal strained taking into account construction onshore wind power parks. To connect offshore wind power stations to this grid without modernisation is unreasonable.

2. 110kV line from Klaipeda 330kV substation through Curonian Spit till Juodkrante and 35kV – till Nida is able to connect in Nida no more 70 MW of electricity generating capacity. At this case could be changed transformer in Nida and Juodkrante.

3. For bigger generating capacities should be used direct connection of offshore wind parks to Klaipeda 330kV substation. This central substation of West Lithuania has 330kV connection lines with East Lithuania through Russia (Sovietsk) and Latvia.

4. The development of 330kV grids are connected to construction of this kind of line between Klaipeda and Telsiai, what gives possibility to circulate 330kV electricity supply in Lithuania and enforce another interconnection to Latvia through Siauliai.

5. Lithuania seeks to interconnect own transmission grids with Sweden using 700-1000MW HVDC line through Baltic see in 2012-2015 years. Swedish company “E.ON Nordic“ expressed interest to participate in this project and construct 1000MW offshore wind power park near Swedish coast1.

5.3. Interconnection Between Lithuanian and Swedish Power Systems

AB „Lietuvos Energija“ and Swedish power transmission system operator Svenska Kraftnat have completed a feasibility study for construction of a power interconnection between Lithuanian and Swedish power grids in February 2008. Its results were confirmed by CEOs of both companies, who signed a memorandum and expressed a wish for further cooperation in Stockholm. The results of the study show that the interconnection between systems is feasible and would be economically reasonable in terms of technical, economical and legal aspects. According to preliminary evaluation, the investments into the project would approximately total EUR 516 million, if a 700 MW cable was to be constructed or EUR 637 million if a 1000 MW cable was to be constructed. The project could be implemented until 2015.

Figure 21. Draft interconnection between Lithuania and Sweden. Source: AB “Lietuvos

energija”.

The feasibility study for interconnection of Lithuanian and Swedish power systems has evaluated a possibility to interconnect transmission grids of both countries by the construction of

1 http://www.delfi.lt/archive/article.php?id=10610567

http://www.delfi.lt/archive/article.php?id=10610567



35

a 350 km submarine cable across the Baltic Sea bed. The study results note that if a wind park was to be constructed in the Baltic Sea, there would be a possibility to connect it to the cable, but in such case the cable capacity should reach 1000 MW. Otherwise, the cable capacity could be 700 MW. The 1000 MW power bridge Lithuania – Sweden would create possibilities not only for interconnection of power systems, but also for development of renewable power sources in both countries. The study was conducted in 2 stages: first – an initial evaluation of feasibilities was performed – market analysis, analysis of project’s economical conditions, primary evaluation of investment needs for upgrade and reinforcement of existing power grids, second – a more comprehensive technical evaluation - deeper analysis of technical and environmental issues, additional evaluation of connection of wind parks to Lithuanian – Swedish power cable, financing possibilities of the project.

5.4. Environmental limitations Reviewing possibilities of connection offshore wind parks into national power grid its necessary take into account environmental limitations of construction and cabling works. At first this is very important talking about enforcement of transmission grid in Curronian Spit between Juodkrante and Nida. Any construction and cabling works in this saving by UNESCO zone are forbidden. Seeking to guaranty protection this are of cultural heritage The State Service of protected areas expressed requirements to dismount and cabling this 32 km 110kV line under ground. From another hand this could be on interest of developers of offshore wind power parks, indented to connect its park to Nida substation. Capacity of cable could be also increased. So, wind power developers could be on interest to participate in this environmental innovation. Another group of environmental limitations relates to cabling high voltage cables from Klaipeda 330kV substation till offshore parks. Crossing of Curronian Spit is impossible. Cabling through Klaipeda city is connected to many technical problems seeking to cross many communications. Coastal area from Karkle till Nimerseta is occupied by Seaboard Regional Park, where construction and cabling works are forbidden. So, the cable could cross coast line between Klaipeda and Karkle.

5.5. The most appropriate technologies for connection to the transmission grid

The main developer and implementer of offshore wind power park connections to the transmission grid is Swedish ABB group (http://www.abb.com), which innovations in offshore energgy are related to HVDC technologies. HVDC (High Voltage Direct Current) and HVDC Light are highly efficient alternatives for transmitting bulk power and for special purpose applications. The classic HVDC technology is used to transmit electric power over long distances by overhead transmission lines or submarine cables. It is also used to interconnect separate power systems, where traditional alternating current (AC) connections can not be used.

5.5.1. HVDC Light technology

HVDC Light® is an underground and submarine cable power transmission technology developed by ABB that offers additional benefits compared to HVDC Classic. HVDC Light® is the successful and environmentally-friendly way to design a power transmission system for a submarine cable, an underground cable or network interconnection. HVDC Light® is HVDC technology based on voltage source converters (VSCs) (Figure 22). With extruded DC cables, power ratings from a few tens of megawatts up to several hundreds of megawatts are available. HVDC Light® cables have extruded polymer insulation. Their strength and flexibility make the HVDC Light® cables well suited for severe installation conditions both underground as a land cable and as a submarine cable.

http://www.abb.com



36

Figure 22. Principal scheme of HVDC technology. Source: ABB.

The converter station design is based on voltage source converters (VSCs) employing state of the art turn-on/turn-off IGBT power semiconductors that operate with high frequency pulse width modulation. HVDC Light® has the capability to rapidly control both active and reactive power independently of each other, to keep the voltage and frequency stable. This gives total flexibility regarding the location of the converters in the AC system since the requirements of short-circuit capacity of connected AC network is low.

The HVDC Light® converter station design is based on a modular concept. For DC voltages up to ±150 kV most of the equipment is installed in enclosures at the factory. For the highest DC voltages the equipment is installed in buildings. The required sizes of the site areas for theconverter stations are also small. All equipment except the power transformers is indoors. Well-proven and tested equipment at the factory make installation and commissioning quick and efficient. The stations are designed to be unmanned. They can be operated remotely or could even be automatic, based on the needs of the interconnected AC networks. Maintenance requirements are determined mainly by conventional equipment such as the AC breakers, cooling system, etc.

The cable system is complete with cables, accessories and installation services. The cables are operated in bipolar mode, one cable with positive polarity and one cable with negative polarity (Figure 23). The cables have polymeric insulating material, which is very strong and robust.

Figure 23. A pair of HVDC Light® cables. Source: ABB.

This strength and flexibility make the HVDC Light® cables perfect for severe installation conditions:

o The submarine cables can be laid in deeper waters and on rough bottoms. o The land cables can be installed less costly with ploughing technique. o HVDC cables can now also go overhead with aerial cables.

The environmental benefits are: o Magnetic fields are eliminated since HVDC Light® cables are laid in pairs with DC

currents in opposite directions. o Risk of oil spill, as in paper-oil-insulated cables, is eliminated. o The cable insulation is PE based and not dangerous. o The cable metals can be reused.

Power transmission via cables gives o No visual impact. o No ground current.



37

o No electromagnetical fields. HVDC Light® is an alternative to conventional AC transmission or local generation in many situations. Possible applications include:

o Connecting wind farms. o Underground power links. o Powering islands. o Oil & gas offshore platforms; power from shore o Asynchronous grid connection. o City centre in-feed.

5.5.2. Transmission types for an offshore wind farm There exists many possible ways to connect an HVDC Light between a wind farm and the transmission grid. The figure shows three basic transmission types for an offshore wind farm (Figure 24):

a) The wind farm connected directly to the shore by HVDC Light, b) An HVDC Light back-to-back solution, c) A parallel case with AC and HVDC Light.

Figure 24. Basic transmission types for an offshore wind farm. Source: ABB.

The direct connection solution a) and the Back-to-Back solution b) shown in the figure will both have the advantage of a variable frequency in the wind farm. The wind farm is also isolated from electrical disturbances in the shore grid. Significant "Fault ride trough" capability is then achievable as long as the fault duration is relatively short. A fault in the grid also generates phase jumps in the voltage. These jumps will expose gearboxes often used in wind plants for a (significant) transient torque. With HVDC Light in series this transient stress is avoided on the gearbox. The parallel case to the right c) which will have the following inherent properties:

o Transmission capacity can be built in steps. Lay the AC-cable, start build the wind mills, add the HVDC Light when the AC line capacity is reached. This will give several benefits: possible to stop a development 'halfway' if conditions changes; can make use of progress in technology development; instead of 3 single AC cables laying we can lay 1x3 phase AC-cable and 1x2 pole DC-cable due to the divided loading. The redundancy is also higher than only having one transmission system to shore.

o Transmission energy losses is reduced. The AC system is used at low wind speeds (60% of time) and the AC+HVDC Light system is used at high wind speed. In this way an optimum of total losses and system performance is obtained at all wind conditions.



38

o Ride through capability during faults. The DC system is always at standby for lower power transfers in case of power system disturbances and reacts quickly to any changes. We can utilize damping and voltage support the same way as in a transmission system. Note also that we have the possibility to quickly trip the AC connection if system stability in the AC part can not be maintained. The wind park can then start to operate asynchronously and the HVDC Light transfers its maximum power or the required power. Eventually the overproduction is tripped until a power balance is reached within the farm. The HVDC Light will return the wind farm frequency to the grid frequency and synchronize the AC cable again.

If one would like to extend an existing park a parallel solution can be an alternative. The Point of Common Connection, PCC, may already have been used up to its maximum stability limit and an extension of the park may imply a longer routing to another PCC and hence a more expensive solution for the AC-system. Hooking up the park extension with a parallel HVDC Light might be a viable solution. The onshore HVDC Light end is then strengthening up the weak PCC and all other possibilities discussed here will be available.

5.5.3. Energizing of Parks and Start up of individual wind mills Auxiliary power requirement can be rather expensive and cumbersome in certain applications. It is required in order to energize a "dead" grid and to protect equipment in case of a blackout. The auxiliary power requirement for an HVDC Light is rather low. A small diesel set will secure long endurance in case of a transmission grid failure. With HVDC Light operating auxiliary power can be fed to the wind mills from shore since there are no minimum power transfer requirements as Classic HVDC has. It is also easy to reverse power flow when the first plant becomes synchronized and start to deliver power. Double fed Induction Machines, DFIGs, are becoming used more and more as wind mill generators. An advantage with these is that they can compensate for its own reactive power demand. One drawback is that the slip rings require maintenance. A mix between DFIG and conventional Induction Generators where an HVDC Light support voltage control in the farm during generator synchronization may be a possible solution in certain cases.

5.6. Variants for connection of offshore wind parks to national power grid

Relating from national offshore wind power development strategy, wich isn’t created jet, there could be two main variants for connection of offshore wind parks into national transferring net: 1. Disintegrated variant - Separate connection of separated offshore parks (plots L1-L5) to

onshore 110 kV grids along sea coast. 2. Integrated variant – taking into account owerall factors related to offshore wind energy,

European Community’s strategy and Lithuanian plans to interconnect power grids with Swedish power nets.

5.6.1. Disintegrated connections There is more flexibility for independent construction of separate offshore wind parks in plots L1-L5. The most reasonable is to lye underwater cable in shortest way to coastal 110 kV substations:

o The plot L1 with capacity of 80-100MW could be connected to Nida 110kV substation. o The plot L2 with capacity of 150-180MW could be connected to Klaipeda 330kV

substation. o The plot L3 with capacity of 75-95MW could be connected to Palanga 110kV

substation. o The Plot L4 with capacity of 216-268MW could be connected to Palanga 110kV

substation.



39

o The plot L5 with capacity of 545-675MW could be connected to Shventoji 110kV substation.

Figure 25. Disintegrated connections. At every case there will occure as minimum two obstacles:

1. As necessity to construct HVDC converter for each connection to onshore 110kV grid. 2. Necessity of individual enforcement of 110kV electricity grid to 330kV substation in

Klaipeda. Both obstacles will significantly increase costs for connection of offshore wind power parks into inland grid.

5.6.2. Integrated connections Integrated connections means construction of connect point offshore (Figure 26).

Figure 26. Integrated connections.



40

This means preliminary preparing and design of overall infrastructure for:

1. Large development of offshore wind parks in Lithuanian EZ. 2. Interconnection of Lithuanian power grids to Swedish electricity nets. 3. Connection of Lithuanian offshore wind power parks and onshore electricity grids to

Bosegrid – Baltic offshore electricity grid. 4. Use of parallel case with AC and HVDC Light.

In this case should be constructed offshore electricity substation with HVDC converter offshore, to which will be connected all offshore wind power parks, Swedish link and Bosegrid. The Bosegrid will link to Latvian, Estonian and Finish offshore parks in North direction, and Polish, (Russian) and Germany offshore parks - in South direction. Taking into account strategic priorities of European Community related to development of offshore wind power and establishing of Trans – European Supergrid, the integrated variant of connection of offshore wind power parks is the most appropriate from economical and environment point of view. It will let’s to increase the capacity factor of offshore wind power parks and integrate European electricity markets.



41

Conclusions Reviewed technical, economical, legislative and environmental conditionality gives right to do some conclusions concerning connection of potential offshore wind power parks into transmission grid system of Lithuania:

1. The legislation of The State of Lithuania doesn’t provide any order of support of offshore wind energy development. In new project of National energy strategy declared, that wind energy development programme should be prepared till 2010.

2. Technical regulations of connection wind power stations into national electricity grid are grounded on Lithuanian standards, which are compatible to such requirements of other states of European Community.

3. The character and distribution of dept in Lithuanian economic zone of Baltic see let’s provide construction offshore wind stations in areas of 20 - 50 m dept using traditional sea bottom grounded technologies, which capacity is as third of consumption needs of the State of Lithuania. Use of wind turbines on floating platforms opens large possibilities to dislocate large number of wind power parks in all economic zones with dept more 50 m.

4. There are possibilities to connect to Nida electricity substation in range of 70MW offshore wind parks after change of transformers in Nida and Juodkrante. Other much bigger possibilities are for connection offshore wind power parks to Klaipeda 330kV substation.

5. Environment limitations of construction and cabling works are related to saving by UNESCO status of cultural heritage of Curonian Spit and strong limitation of construction works in coastal zone of Baltic see.

6. Taking into account strategic priorities of European Community related to development of offshore wind power and establishing of Trans – European Supergrid, the integrated variant of connection of offshore wind power parks is the most appropriate from economical and environment point of view. It will let’s to increase the capacity factor of offshore wind power parks and integrate European electricity markets.



42

References

1. AB Lietuvos energija. http://www.le.lt

2. Airtricity. http://www.airtricity.com/international/

3. An Energy Policy for Europe. Commission of The European Communities, Communication From The Commission To The European Council, Brussels 03.01.2007, COM 2006. http://www.euractiv.com/29/images/communication-epe-070103_tcm29-160692.pdf

4. Delivering Offshore Wind Power in Europe (2007). Policy recommendations for large-scale deployment of offshore wind power in Europe by 2020. By the European Wind Energy Association. http://www.ewea.org/fileadmin/ewea_documents/images/publications/offshore_report/ewea-offshore_report.pdf

5. Energy in Lithuania. ISSN 1822-5268. Lithuanian energy institute, 2006. http://www.lei.lt

6. European wind energy association http://www.ewea.org

7. Information of AB „Lietuvos energija“ activity and investment projects by implementing national energy strategy. AB „Lietuvos energija“. November 2007. http://www.le.lt/repository/leidiniai/LE-informacija.pdf.

8. Interconnection Between Lithuanian and Swedish Power Systems – Feasible. Press release. AB „Lietuvos energija“. 2008-02-06.

9. Jeff McIntire-Strasburg. An Answer for Offshore Wind? May 12, 2006. St. Louis, MO http://www.treehugger.com/authors/index.php?author=jeff.

10. Kevin Bullis. Giant Wind Turbines. May 09, 2006. http://www.technologyreview.com/read_article.aspx?ch=biztech&sc=&id=16801&pg=1#

11. National energy strategy. Vilnius. 2002. http://www3.lrs.lt/pls/inter2/dokpaieska.showdoc_l?p_id=188456

12. National energy strategy. Vilnius. 2007. http://www3.lrs.lt/pls/inter3/dokpaieska.showdoc_l?p_id=291371

13. Offshore wind experiences. International energy agency. 2004. P.13.

14. Paulauskas A., Paulauskas S. Lietuvos vėjo energetikos klasterio formavimas. Tarptautiniai naujadaros darbai „Strateginė savivalda“. Nr. 1(2), 2005.

15. Paulauskas A., Paulauskas S. Problems and decisions of sustainability culture innovations in Lithuania. /Selected papers of International scientific conference “Citizen and governance for sustainable development”. Vilnius. 28-30 September 2006. –P.101-106.

16. Paulauskas A., Tamonis M. Prospects of wind power development in Lithuanian regional energy supply // European conference and cooperation exchange on sustainable energy systems for buildings and regions, Vienna, Austria, October 5-8, 2005 / Austria, 2005, p. 1-6.

17. Republic of Lithuania law on electricity. 20 July, 2000, No. VIII –1881. Vilnius. Revised version of the Law on Electricity as of 10 July 2004. No. IX-2307, 1 July 2004.

18. Republic of Lithuania law on energy. 16 May 2002 No. IX-884. Vilnius. (As amended by 24 June 2003 No IX – 1644).

http://www.le.lt

http://www.airtricity.com/international/

http://www.euractiv.com/29/images/communication-epe

http://www.ewea.org/fileadmin/ewea_documents/images/publications/offshore_repo

http://www.lei.lt

http://www.ewea.org

http://www.le.lt/repository/leidiniai/LE-informacija.pdf

http://www.treehugger.com/authors/index.php?author=jeff

http://www.technologyreview.com/read_article.aspx?ch=biztech&sc=&id=16801&pg

http://www3.lrs.lt/pls/inter2/dokpaieska.showdoc_l?p_id=188456

http://www3.lrs.lt/pls/inter3/dokpaieska.showdoc_l?p_id=291371



43

19. Republic of Lithuania law on marine environment protection. November 13, 1997. No. VIII-512. Vilnius.

20. Republic of Lithuania low on costal strip. Ju ly 2, 2002. No. IX-1016. Vilnius.

21. Technical regulations of connection of wind electricity stations to Lithuanian power system. Confirmed by Ministry of Economy of Republic of Lithuania, in April 6, 2004 m., The order Nr. 4-102.

22. The ABB group. http://www.abb.com/

23. The new national energy strategy. Ministry of Economy of Lithuania. Project Nr. 6-878SN-4. 2006.

24. The procedure for the promotion of purchasing of electricity generated from renewable and waste energy sources. Unofficial translation. Was approved on 5 December 2001 by Resolution No 1474 of the Government of the Republic of Lithuania (as amended wording of by Resolution of the Government of the Republic of Lithuania of 12 January 20034, No 25).

25. Vija Pakalkaitė. Į Vyriausybės duris su pasiūlymais būsimai atominei elektrinei beldžiasi švedai www.DELFI.lt. 2006 rugsėjo mėn. 5 d. http://www.delfi.lt/archive/article.php?id=10610567

26. Vilemas J. Results of the Study Analysis of Energy Supply Options and Security in the Baltic States and the Necessity to have a Common Energy Strategy. Lithuanian Energy Institute. International seminar “Development of Electricity Markets and Security of Supply in the Baltic Sea Region” Vilnius, 26-27 January 2006.

27. World wind energy association. http://www.wwindea.org

http://www.abb.com/

http://www.DELFI.lt

http://www.delfi.lt/archive/article.php?id=10610567

http://www.wwindea.org



44

Appendix

Annex 1 of The Procedure for the Promotion of Sales

of Electricity Generated from Renewable and Waste

Energy Sources

ZONES OF WIND TURBINES CONNECTION TO THE GRIDS

Zone Total maximum capacity of wind turbines (MW)

Position of zone Substations and network

reconstruction works necessary for the connection

Comments

1 zone

30 Distribution grids Right to chose a place is left for a producer

2 zone

40 110 kV airy transmission line Klaipėda–Pagėgiai, Juknaičių substation

Expansion of Juknaičiai substation

3 zone

45 110 kV airy transmission line Klaipėda–Palanga–Šventoji

Construction of one new transformer substation

4 zone

30 110 kV airy transmission line Šventoji–Židikai


5 zone

35 110 kV segment of airy transmission line Klaipėda–Rietavas


6 zone

20 Transmission grids Construction of one new transformer substation

Right to chose a place outside the boundaries of zones 2, 3, 4 and 5 is left for a producer

Comment: Total capacity of actually constructed wind turbines in all zones can not exceed 200 MW.

––––––––––––––––

45

Annex 2 of The Procedure for the Promotion of Sales

of Electricity Generated from Renewable and Waste

Energy Sources

EXTENT OF THE GENERATION OF ELECTRICITY FROM RENEWABLE AND WASTE ENERGY SOURCES FOR WHICH THE PROCEDURE FOR THE PROMOTION OF PURCHASING IS APPLIED

Units In year 2004

In year 2005

In year 2006

In year 2007

In year 2008

In year 2009

Prognosis of electricity consumption GWh 10901 11019 11369 11809 12185 12630

GWh 439,9 521,9 579,4 659,1 784,2 931,8 Planed electricity production from renewable and waste energy sources, total

Per cents * 4 4,7 5,1 5,6 6,4 7,4

Wind turbines: 1,4 27,4 96,2 182 259,6 320,4

Extent of electricity generation for which procedure for the promotion of purchasing is applied ** GWh

0,85 0,85 31 82 132 173

Forecasted capacity of turbines in the beginning of year MW 30 50 50 40 30

Total capacity of turbines constructed MW 0,5 1 0,5 1 0,5

Hydropower plants:

Extent of electricity production for which procedure for the promotion of purchasing is applied *** GWh 80,4 99,8 114,8 125,6 132,0 134,2

Forecasted capacity of power plants in the beginning of year MW 117 122 126 129 130 131

Total capacity of power plants constructed MW 5 4 3 1 1 1

Biomass power stations:

Extent of electricity production for which procedure for the promotion of purchasing is applied GWh 1,5 7,5 21 60 120 180

Forecasted capacity of power plants in the beginning of year MW 0,5 2 5 15 25

Total capacity of power plants constructed MW 0,5 1,5 3 10 10 10

Solar and geothermal power plants:

Extent of electricity production for which procedure for the promotion of purchasing is applied GWh 0,2 1,2 3 6

Forecasted capacity of power plants in the beginning of year MW 0,2 1 2

Total capacity of power plants constructed MW 0,2 0,8 1 2

Power plants that use waste energy resources:

Extent of electricity production for which procedure for the promotion of purchasing is applied GWh 0,4 1,2 2 2,8 3,6

Forecasted capacity of power plants in the beginning of year MW 0,2 0,4 0,6 0,8

Total capacity of power plants constructed MW 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2

1.4. Study on possibilities of connection of wind parks into power grid of Lithuania

Strategic Self-Management Institute 2006-11-12

Annex 3 PATVIRTINTA Lietuvos Respublikos ūkio ministro 2004 m. balandžio 6 d. įsakymu Nr. 4-102

VĖJO ELEKTRINIŲ PRIJUNGIMO PRIE LIETUVOS ELEKTROS

ENERGETIKOS SISTEMOS TECHNINĖS TAISYKLĖS

I. BENDROSIOS NUOSTATOS

1. Vėjo elektrinių prijungimo prie Lietuvos elektros energetikos sistemos techninės taisyklės (toliau – Taisyklės) parengtos remiantis:

1.1. Lietuvos Respublikos elektros energetikos įstatymu (Žin., 2000, Nr. 66-1984); 1.2. Elektros tinklų kodeksu, patvirtintu Lietuvos Respublikos ūkio ministro 2001

m. gruodžio 29 d. įsakymu Nr. 398 (Žin., 2002, Nr. 3-88); 1.3. Prekybos elektros energija taisyklėmis, patvirtintomis Lietuvos Respublikos

ūkio ministro 2001 m. gruodžio 18 d. įsakymu Nr. 380 (Žin., 2001, Nr. 110-4010; 2002, Nr. 125-5686);

1.4. Lietuvos elektros energetikos sistemos automatinio generacijos valdymo nuostatais, patvirtintais Lietuvos Respublikos ūkio ministro 2002 m. rugsėjo 12 d. įsakymu Nr. 322 (Žin., 2002, Nr. 91-3919);

1.5. Elektros įrenginių įrengimo taisyklėmis, patvirtintomis Lietuvos Respublikos ūkio ministro ir Lietuvos Respublikos aplinkos ministro 2000 m. gruodžio 28 d. įsakymu Nr. 433/547 (Žin., 2001, Nr. 3-59);

1.6. Elektrinių ir elektros tinklų eksploatavimo taisyklėmis, patvirtintomis Lietuvos Respublikos ūkio ministro 2001 m. gruodžio 21 d. įsakymu Nr. 389 (Žin., 2002, Nr. 6-252);

1.7. Dispečerinio valdymo nuostatais, patvirtintais Lietuvos Respublikos ūkio ministro 2002 m. birželio 19 d. įsakymu Nr. 214 (Žin., 2002, Nr. 69-2840);

1.8. Prekybos elektros energija aukcione taisyklėmis, patvirtintomis Lietuvos Respublikos ūkio ministro 2003 m. balandžio 18 d. įsakymu Nr. 4-154 (Žin., 2003, Nr. 40-1878);

1.9. Elektros energijos vartotojų, gamintojų energetikos objektų (tinklų, įrenginių, sistemų) prijungimo prie veikiančių energetikos įmonių objektų (tinklų, įrenginių, sistemų) tvarka ir sąlygomis, patvirtintomis Lietuvos Respublikos ūkio ministro 2002 m. rugsėjo 17 d. įsakymu Nr. 326 (Žin., 2002, Nr. 94-4061);

1.10. Elektros energijos, kuriai gaminti naudojami atsinaujinantys ir atliekiniai energijos ištekliai, gamybos ir pirkimo skatinimo tvarka, patvirtinta Lietuvos Respublikos Vyriausybės 2001 m. gruodžio 5 d. nutarimu Nr. 1474 (Žin., 2001, Nr. 104-3713; 2004, Nr. 9-228).

2. Taisyklėse nurodyti duomenys turi būti nustatyti pagal bandymo metodus ir turi atitikti reikalavimus, kurie yra pateikiami Lietuvos Respublikos standartuose:



2.1. LST EN 61000-3-6 Elektromagnetinis suderinamumas (EMS). 3 dalis. Ribos. 6 skyrius. Įtampą iškreipiančiųjų apkrovų spinduliavimo ribų įvertinimas vidutiniosios ir aukštosios įtampos elektros tinkluose (IEC 61000-3-6);

2.2. LST EN 61000-3-7 Elektromagnetinis suderinamumas (EMS). 3 dalis. Ribos. 7 skyrius. Svyruojančiųjų apkrovų spinduliavimo ribų įvertinimas vidutiniosios ir aukštosios įtampos elektros tinkluose (IEC 6100-3-7);

2.3. LST EN 61400-11 Vėjo turbinų generatorių sistemos. 11 dalis. Akustinio triukšmo matavimo metodai (IEC 61400-11);

2.4. LST EN 61400-12 Vėjo turbinų generatorių sistemos. 12 dalis. Vėjo turbinų galios nustatymo bandymai (IEC 61400-12);

2.5. LST EN 61400-21 Vėjo turbinų generatorių sistemos. 21 dalis. Į tinklą sujungtų vėjo turbinų energijos kokybės charakteristikų matavimas ir vertinimas (IEC 61400-21);

2.6. LST EN 61400-22 Vėjo turbinų generatorių sistemos. 22 dalis. Vėjo turbinų atestacija (IEC 61400-22);

2.7. LST EN 61400-24 Vėjo turbinų generatorių sistemos. 24 dalis. Vėjo turbinų apsauga nuo žaibo (IEC 61400-24);

2.8. LST EN 60870-5-101 Nuotolinio valdymo įrenginiai ir sistemos. 5 dalis. Perdavimo protokolai. 101 skyrius. Pagrindinių nuotolinio valdymo uždavinių standartas (IEC 60870-5-101:2003);

2.9. LST EN 60870-5-104 Nuotolinio valdymo įranga ir sistemos. 5–104 dalis. Perdavimo protokolai. Tinklo prieiga dėl IEC 60870-5-101, naudojant standartinius transportinius profilius (IEC 60870-5-104:2000);

2.10. LST EN 50160 Bendrųjų skirstomųjų elektros tinklų įtampos charakteristikos ir LST 1567 Bendrųjų žemosios įtampos elektros tiekimo tinklų vardinės įtampos (HD 472 S1);

2.11. LST 1567:1999 Bendrųjų žemosios įtampos elektros tiekimo tinklų vardinės įtampos (HD 472 S1).

3. Šių Taisyklių tikslas yra užtikrinti, kad prie elektros tinklo naujai prijungiamos vėjo elektrinės turėtų tokias konstrukcijos, valdomumo ir veikos dinamines savybes, kurios atitiktų Lietuvos standartų bei statybos normų reikalavimus ir leistų vėjo elektrines prijungti prie Lietuvos elektros sistemos perdavimo ar skirstomųjų tinklų, o vėjo elektrinių gaminama elektros energija atitiktų galiojančių standartų reikalavimus.

4. Šių Taisyklių reikalavimai taikomi vėjo elektrinėms ir vėjo elektrinių parkams, kurie yra prijungti ar jungiami prie Lietuvos elektros sistemos perdavimo tinklo tiesiogiai arba per 35–10 kV skirstomųjų tinklų linijas.

5. Šių Taisyklių reikalavimai suskirstyti į bendruosius reikalavimus, kuriuos turi atitikti visos vėjo elektrinės, ir papildomuosius reikalavimus. Papildomieji reikalavimai keliami vėjo elektrinėms arba vėjo elektrinių parkams, kurie į prijungimo tašką pateikia suminę 1,5 MW arba didesnę galią, neatsižvelgiant į elektrinių nuosavybės teises. Jei vėliau duotajame prijungimo taške bus prijungta daugiau vėjo elektrinių, skaičiuojant bendrą prijungtų vėjo elektrinių galią visų planuojamų statyti vėjo elektrinių galios turi būti susumuotos. Veikiančių vėjo elektrinių konstrukcijos ar parametrų pakeitimai laikomi naujos vėjo elektrinės prijungimu.

II. VARTOJAMŲ SĄVOKŲ IR SIMBOLIŲ APIBRĖŽIMAI

6. Šiose Taisyklėse vartojamos sąvokos:



Apskaitos taškas – taškas, kuriame atliekami komerciniai elektros energijos ir jos kokybės matavimai.

Atiduodamoji galia – per vėjo elektrinės išvadus pateikiama elektros aktyvioji galia.

Bendrieji reikalavimai – visoms vėjo elektrinėms taikomi reikalavimai (žr. 12 punktą).

Didžiausioji galia – vėjo elektrinės aktyviosios galios 10 minučių trukmės didžiausia vidurkio vertė.

Didžiausia leistinoji galia – 10 minučių trukmės vidurkio galia, kuri, neatsižvelgiant į oro ir elektros tinklo sąlygas, neturi būti viršijama.

Didžiausia matuojamoji galia – per 60 s vidutinė P60 arba per 0,2 s vidutinė P0,2 didžiausia galia, stebima vėjo elektrinei ištisai veikiant.

Ištisinė veika – įprastinė vėjo elektrinės veika, išskyrus paleidimo ir stabdymo (išjungimo) veiksmus.

Ištisinės veikos mirgėjimo koeficientas – ištisai veikiančios vėjo elektrinės mirgėjimo spinduliavimo santykinis matas.

Paleisties vėjo greitis – mažiausias pradinis vėjo greitis veleno aukštyje, kuriam esant vėjo elektrinė jau pradeda generuoti galią.

Įprastinė veika – vėjo elektrinės gamintojo nurodymus atitinkanti (be pažaidų ir gedimų) veika.

Mirgėjimas – įtampos kokybės rodiklis, kuriuo išreiškiamas žmonių regimų apšvitos svyravimų nepastovumo ar šviesos spektro kitimo suvokimas.

Nuostovioji būklė – atskiro elektros įrenginio ar visos sistemos dėl savaiminio pereinamųjų vyksmų slopimo ar dėl reguliatorių ir nuostovintuvų darbo susidaranti veikos būklė, kurioje nėra staigių darbo taško šuolių, trumpųjų jungimų ar kitokių staigių įtampos, srovės ar galios kitimų.

Įtampos mirgėjimo laipto faktorius – vėjo elektrinės atskiro perjungimo veiksmo sukelto įtampos mirgėjimo santykinis matas.

Įtampos pokyčių faktorius – vėjo elektrinės perjungimo veiksmų sukeltų įtampos pokyčių santykinis matas.

Pasyvusis arba valdant sukeliamas greičio netekimas – vėjo elektrinės sparnų profilio savybė, kuriai esant prie didelių vėjo greičių mentės paviršiuje susidaro sūkuriai, mažinantys ir net naikinantys sparno keliamąją jėgą. Tai saugo vėjo elektrinę nuo perkrovų. Aviacijoje greičio netekimas yra daugelio avarijų priežastis. Greičio netekimo savybę padidina arba pastoviai esantys, arba iš mentės išlendantys nedideli pleišteliai.

Papildomieji reikalavimai – reikalavimai (žr. 12 punktą), taikomi vėjo elektrinių parkams ar vėjo elektrinėms, kurių galia lygi arba viršija 1,5 MW vertę.

Perdavimo ar skirstomojo tinklo pastotė – prie perdavimo ar skirstomojo elektros tinklo prijungta pastotė, turinti 35 kV ir aukštesnę vardinę įtampą.

Perdavimo (sisteminis) tinklas – šiose Taisyklėse suprantamas kaip bendro naudojimo elektros perdavimo tinklas, turintis 110 kV ir aukštesnę vardinę įtampą.

Perjungimo veiksmas – vėjo elektrinės generatoriaus įjungimas, (apvijų, polių) perjungimas ar išjungimas.

Prijungimo taškas – tiksliai apibrėžtas taškas, kuriame vėjo elektrinės elektros įranga sujungiama su perdavimo ar skirstomuoju tinklu. Jei nėra susitarta kitaip, prijungimo taškas atitinka vėjo elektrinės (ar jų parko) savininko ir perdavimo ar skirstomųjų tinklo



operatoriaus elektros tinklų nuosavybės ribą. Šiame taške viena ar daugiau vėjo elektrinių yra prijungiamos prie perdavimo ar skirstomojo tinklo operatoriaus tinklo.

Skirstomasis tinklas – šiose Taisyklėse suprantamas kaip bendro naudojimo elektros tiekimo tinklas, kurio įtampa yra žemesnė kaip 110 kV.

Stabdymo vėjo greitis – vėjo greitis, kuriam esant vėjo elektrinę reikia stabdyti ir atjungti; kad būtų saugoma vėjo turbina.

Tinklo pilnutinės varžos fazinis kampas – tinklo trumpojo jungimo grandinės fazinis kampas.

Vardinė pilnutinė galia – vėjo elektrinės pilnutinė galia, elektrinei dirbant vardine galia, vardine įtampa ir vardiniu dažniu.

Vardinė reaktyvioji galia – vėjo elektrinės reaktyvioji galia, elektrinei dirbant vardine galia, vardine įtampa ir vardiniu dažniu.

Vardinė srovė – vėjo elektrinės srovė, elektrinei dirbant vardine galia, vardine įtampa ir vardiniu dažniu.

Vardinis vėjo greitis – vėjo greitis, kuriam esant vėjo elektrinė pasiekia vardinę galią.

Vėjo elektrinė (vėjo turbinos generatoriaus sistema) – vėjo turbiną, pavarą, generatorių, valdiklį ir bokštą apimanti sistema, verčianti kinetinę vėjo energiją elektros energija.

Vėjo elektrinės išvadai – vėjo elektrinės teikėjo nurodytas taškas – vėjo elektrinės dalis, per kurią vėjo elektrinė gali būti sujungta su elektros sistema.

Vėjo elektrinės vardinė galia – didžiausia aktyvioji galia, kurią generuoti įprastinėmis veikos sąlygomis vėjo elektrinė yra sukonstruota ir kuri yra nurodyta elektrinės tipo patvirtinime.

Vėjo elektrinių parkas – jungtinė visuma, susidedanti iš vienos ar daugiau vėjo elektrinių ir jų įrenginių, jungianti jas prie prijungimo taško bei tarpusavyje.

Vėjo elektrinių parko vardinė galia – šiose Taisyklėse vėjo elektrinių parko vardinė galia yra apibrėžiama kaip parko elektrinių vardinių galių suma.

7. Šiose Taisyklėse vartojami simboliai ir vienetai:

cos φ – galios faktorius; c(ψk,νa) – ištisinės veikos įtampos mirgėjimo koeficientas; ci(ψk,va) – atskiros i–tosios vėjo elektrinės įtampos mirgėjimo koeficientas; d – santykinis įtampos pokytis; ∆Udin – dinaminis įtampos pokytis (V, kV);

n

dinUU∆ – didžiausias leistinasis įtampos pokytis;

EPlti – ilgos trukmės mirgėjimo spinduliavimo ribinė vertė; EPsti – trumpos trukmės mirgėjimo spinduliavimo ribinė vertė; fd- – dažnių nejautrumo srities žemesnioji riba (Hz); fd+ – dažnių nejautrumo srities aukštesnioji riba (Hz); fmax dažnių reguliavimo srities aukščiausioji dažnio riba (Hz); fmin dažnių reguliavimo srities žemiausioji dažnio riba (Hz); fh – h–tosios harmonikos dažnis (Hz); h – harmonikos eilė; Ii leist – tinklo i–tojo elemento leistinoji srovė (A, kA);



In – vardinė srovė (A, kA); kf(ψk) – įtampos mirgėjimo faktorius; ki – didžiausios paleidimo (šuolio) srovės ir vardinės srovės santykis; kU(ψk) – įtampos pokyčio faktorius. Didžiausia įtampos pokyčių faktoriaus kU

skaitmeninė vertė yra artima ki skaitmeninei vertei; N10 – perjungimo veiksmų per 10 minučių trukmę skaičius; N120 – perjungimo veiksmų per 120 minučių (2 val.) trukmę skaičius; NVE – prie atskiro prijungimo taško prijungtų vėjo elektrinių skaičius; NISF – netiesinių iškreipių suminis faktorius (angl. THD – total harmonic distortion

factor); P0,2 – 0,2 sekundžių trukmės vidurkio didžiausia išmatuotoji galia (W, kW, MW); P60 – 60 sekundžių trukmės vidurkio didžiausia išmatuotoji galia (W, kW, MW); Plt – ilgos (2 val.) trukmės įtampos mirgėjimo aštrumo rodiklis (mirgėjimo trikdžio

faktorius); Pmax leist – didžiausia leistinoji aktyvioji galia (W, kW, MW); Pn – vardinė galia (W, kW, MW); Pst – trumpos (10 min.) trukmės įtampos mirgėjimo aštrumo rodiklis (mirgėjimo

trikdžio faktorius); Q0,2 – 0,2 sekundžių trukmės vidurkio reaktyvioji galia (var, kvar, Mvar), atitinkanti

P0,2; Q60 – 60 sekundžių trukmės vidurkio reaktyvioji galia (var, kvar, Mvar), atitinkanti

P60; Qmax leist – didžiausia leistinoji reaktyvioji galia (var, kvar, Mvar), atitinkanti Pmax

leist; Qn – vardinė reaktyvioji galia (var, kvar, Mvar), atitinkanti Pn; r – įtampos pokyčių dažnis (1/val., 1/min.); Rk – tinklo trumpojo jungimo grandinės aktyvioji varža (Ω); ∆S – pilnutinės galios pokytis (VA, kVA, MVA); Si apkr – skirstomojo arba perdavimo tinklo i–tojo vartotojo arba elemento apkrovos

galia (VA, kVA, MVA), 22nnn QPS += ;

Si leist – skirstomojo tinklo i–tojo elemento didžiausia leistinoji galia (VA, kVA, MVA);

Sk – tinklo trumpojo jungimo pilnutinė galia (VA, kVA, MVA); Smax – svyruojančiosios apkrovos pilnutinės galios smailė (VA, kVA, MVA); Sn – vardinė pilnutinė galia (VA, kVA, MVA); Sn, i – atskiros i–tosios vėjo elektrinės vardinė pilnutinė galia (VA, kVA, MVA); Spark – vėjo elektrinių parko pilnutinė galia (VA, kVA, MVA); SVE – vėjo elektrinės pilnutinė galia (VA, kVA, MVA); THPF – telefono harmonikų pavidalo faktorius; U1 – pagrindinio (50 Hz) dažnio fazinės įtampos sando vidutinė kvadratinė

(efektinė) vertė (kV); Uh – h–tosios harmoninės įtampos vidutinė kvadratinė vertė (kV);

%100(%)1

⋅=UU

U hh – santykinė harmoninė įtampa;

Un – elektros tinklo vardinė tarpfazinė (linijinė) įtampa (kV);



va – vidutinis metinis vėjo greitis (m/s); Xk – tinklo trumpojo jungimo grandinės reaktyvioji varža (Ω); ψk – tinklo (trumpojo jungimo grandinės) pilnutinės varžos fazinis kampas (º), ψk =

arctan (Xk / Rk ). 8. Šiose Taisyklėse srovių ir įtampų dydžiai nurodomi elektrotechnikoje įprastomis

vidutinėmis kvadratinėmis (efektinėmis) vertėmis.

III. VĖJO ELEKTRINIŲ ATESTAVIMO DOKUMENTAS (SERTIFIKATAS)

9. Prie elektros tinklo jungiama vėjo elektrinė turi būti išbandyta jos tipo bandymais

ir turi turėti Europos Sąjungoje galiojantį atestavimo dokumentą (sertifikatą). Perdavimo ar skirstomojo tinklo operatorius gali bet kuriuo laiku pareikalauti tokios atitikties techninių dokumentų.

10. Vėjo elektrinės statytojas prie paraiškos išduoti projektavimo sąlygas vėjo elektrinei statyti ir ją prie elektros tinklo prijungti turi pateikti šiuos duomenis:

10.1. duomenis apie paraiškos pateikėją; 10.2. prašomos įrengti elektrinės ar vėjo elektrinių parko vietovės planą; 10.3. nurodyti prijungimo tašką, jo įtampą; 10.4. jei statomas vėjo elektrinių parkas, vėjo elektrinių skaičių; 10.5. bendruosius duomenis apie kiekvieną norimą įrengti elektrinę, nurodytus 1

priedo 1 lentelėje;

10.6. vardinius kiekvienos norimos įrengti elektrinės vardinius duomenis, nurodytus 1 priedo 2 lentelėje;

10.7. be to, turi būti paraiškos pateikimo data ir pareiškėjo parašas. 11. Siekiant patikrinti, ar prijungimo taške galima prijungti norimą statyti vėjo

elektrinę ar elektrines, prijungimo projekto skaičiavimams, remiantis [2.5] standarto apibrėžimais ir matavimo procedūromis, perdavimo ar skirstomojo tinklo operatoriui reikia pateikti kiekvieno norimo statyti elektrinių tipo bandymo duomenis:

11.1. vardinius vėjo elektrinę bandžiusios organizacijos duomenis, nurodytus 1 priedo 3 lentelėje;

11.2. 1 priedo 4 lentelėje nurodytus dokumentus; 11.3. kiekviename dokumente turi būti 1 priedo 5 lentelėje nurodyti įrašai; 11.4. pateikiami aktyviosios galios generavimo bandymų duomenys, nurodyti 1

priedo 6 lentelėje;

11.5. pateikiami reaktyviosios galios generavimo ir vartojimo bandymų duomenys, esant didžiausioms aktyviosioms galioms, nurodyti 1 priedo 7 lentelėje. Vartojamoji reaktyvioji galia turi būti ženklinama neigiamai;

11.6. pateikiamas reaktyviosios galios, esant skirtingoms vėjo elektrinės generuojamoms aktyviosioms galioms, generavimo ir vartojimo kitimas laiptais, nurodytais 1 priedo 8 lentelėje;

11.7. pateikiami vėjo elektrinės normalios veikos sukeliamo įtampos mirgėjimo koeficiento, esant skirtingiems vėjo greičiams ir skirtingiems elektros tinklo varžos faziniams kampams, bandymo duomenys, nurodyti 1 priedo 9 lentelėje;



11.8. pateikiami vėjo elektrinės įjungimų, esant pradiniam vėjo greičiui ir skirtingiems elektros tinklo varžos faziniams kampams, sukeliamo įtampos mirgėjimo koeficiento ir įtampos pokyčio bandymų duomenys, nurodyti 1 priedo 10 lentelėje;

11.9. pateikiami vėjo elektrinės įjungimų, esant vardiniam vėjo greičiui ir skirtingiems elektros tinklo varžos faziniams kampams, sukeliamo įtampos mirgėjimo koeficiento ir įtampos pokyčio bandymų duomenys, nurodyti 1 priedo 11 lentelėje;

11.10. jei vėjo elektrinė turi kelis generatorius ar generatoriaus apvijas, pateikiami vėjo elektrinės perjungimų sukeliamo įtampos mirgėjimo koeficiento ir įtampos pokyčio, esant skirtingiems vėjo greičiams ir esant skirtingiems elektros tinklo varžos faziniams kampams, bandymų blogiausiomis perjungimų sąlygomis duomenys, nurodyti 1 priedo 12 lentelėje;

11.11. jei vėjo elektrinė turi įvairios paskirties elektroninių galios keitiklių, pateikiami vėjo elektrinės įrenginių sukeliamų harmoninių srovių bandymų duomenys, nurodyti 1 priedo 13 lentelėje. Harmonikų vertes, mažesnes kaip 0,1% vardinės srovės vertė, galima praleisti;

11.12. pateikti elektros tinklus eksploatuojančiai įmonei vėjo elektrinę eksploatuojančio personalo sąrašus, nurodant jų teises ir elektros saugos grupes.

12. Jei pateikiant duomenis būtų nukrypimų nuo [2.5] standarto, jie turi būti nurodyti.

13. Visi vėlesni atestavimo dokumento (sertifikato) keitimai (ir vėjo elektrinės rekonstravimas) turi būti su perdavimo ar skirstomojo tinklo operatoriumi suderinti ir jo tvirtinami dar prieš juos darant.

IV. VĖJO ELEKTRINIŲ AKTYVIOSIOS GALIOS VALDYMO

BENDRIEJI REIKALAVIMAI

14. Kiekviena tiek pavienė, tiek parko vėjo elektrinė turi tenkinti Lietuvos elektros energetikos sistemos automatinio generacijos valdymo nuostatus (žr. 1 punktą).

15. Kiekviena elektrinė turi būti valdoma atskirai ir jos generuojamą galią turi būti galima keisti. Didžiausias galios mažinimo greitis per 1 sekundę turi siekti 5%–10% vardinės galios.

16. Generuojamoji vėjo elektrinės (vėjo elektrinių parko) galia, nustatyta kaip 60 sekundžių (1 minutės) trukmės vidurkio vertė P60, bet kurį akimirksnį neturi viršyti generavimo leistinosios ribos daugiau kaip per elektrinės (vėjo parko) vardinės galios 5% dalį.

17. Turi būti numatyta galimybė kiekvienos vėjo elektrinės generuojamos galios leistinąją ribą ir galios kitimo greitį bet kada keisti iš operatoriaus dispečerinio valdymo punkto.

V. VĖJO ELEKTRINIŲ PARKO AKTYVIOSIOS GALIOS VALDYMO

PAPILDOMIEJI REIKALAVIMAI

18. Turi būti galima valdyti vėjo elektrinių parko generavimą taip, kad jo galia neviršytų generavimo leistinosios ribos (MW). Ribines elektros sistemos režimo valdymo parametrų vertes, pasikeitus elektros sistemos rezervinių elektrinių galioms ir jų panaudojimo elektros rinkoje kainoms, perdavimo tinklo operatorius gali keisti.



19. Turi būti galima mažinti kiekvienos vėjo elektrinės generuojamąją galią, esant bet kuriai nurodytos galios vertei nuo 0% iki visos vardinės galios (100%) srityje. Skirtumas tarp nurodytos galios vertės ir išmatuotos 1 minutės trukmės vidutinės galios vertės P60 prijungimo taške neturi nukrypti daugiau kaip per vėjo elektrinės (parko) vardinės galios 5% vertę.

20. Vėjo elektrinių parko generavimo leistinąją ribą turi nurodyti perdavimo tinklo operatorius, pasiųsdamas iš dispečerinio punkto absoliučios reikšmės valdymo komandą, arba ji turi būti nustatyta pagal elektrinės prijungimo taško vietinio dažnio ir (arba) įtampos vertes.

21. Įprastai didinant vėjo elektrinių parko galią (tiek vėjui tik pradedant pūsti, tiek vėjo greičiui toliau didėjant), reikia numatyti didžiausią leistinąjį galios didėjimo (MW/min) greitį.

22. Turi būti galima mažinti generavimą valdant elektrinių parką (ar 1,5 MW galios ir galingesnę vėjo elektrinę) iš atitinkamo tinklo operatoriaus dispečerinio valdymo punkto. Tiek mažinant generavimą, tiek grįžtant į įprastinį galios generavimo lygį, turi būti galima iš atitinkamo operatoriaus dispečerinio punkto valdyti reguliavimo greitį ir jį pasirinkti nuo 10% vardinės galios per minutę iki 100 % vardinės galios kitimo per minutę.

23. Jei elektrinei ar parkui perdavimo tinklo operatorius nurodė valdyti dažnį, vėjo elektrinės arba parko valdymo įrenginiai turi keisti nurodytos generuojamos galios vertę pagal perdavimo tinklo dažnio vertę. Tokiais atvejais dažnio valdymo komandos tampa viršesnės už vėjo elektrinės valdymo pagal nurodytą galią komandas.

24. Vėjo elektrinė ar jų parkas privalo dalyvauti valdant dažnį. Apie tai sprendžia ir nurodo skirstomųjų ar perdavimo tinklo operatorius, nuotoliniu būdu valdydamas vėjo elektrines ar jų parkus. Vėjo elektrinei su pasyviuoju greičio netekimu šis reikalavimas netaikomas.

25. Jei vėjo elektrinių parke yra vėjo elektrinių su pasyviuoju greičio netekimo valdymu, vėjo parko galia turi būti reguliuojama prijungiant ir išjungiant atskiras vėjo elektrines.

26. Galios ir dažnio valdymas turi būti toks, kad valdomas galios sumažinimas ar didinimas, kartu kontroliuojant dažnį, vėjo elektrinės valdikliui gavus atitinkamą komandą, būtų atliktas ne lėčiau kaip per 30 sekundžių.

27. Jei tinklo dažnis pasikeičia, vėjo elektrinė turi būti reguliuojama taip, kaip pateikta 2 priedo 1 lentelėje ir to paties priedo 1 paveiksle.

28. Nuo 47,0 Hz iki 53,0 Hz dažnių juostoje dažnio matavimo paklaida neturi viršyti ±10 mHz. Šis reikalavimas turi būti vykdomas, net jei įtampos kreivė būtų iškreipta harmonikų. Fazės pokytis (iki 20°) šios charakteristikos neturi paveikti.

29. Vėjo elektrinių parko galią valdyti iš tinklo operatoriaus dispečerinio valdymo centro būtina dėl šių priežasčių:

29.1. perdavimo tinkle atsijungus vienai iš energiją priimančių linijų ir saugant kitas linijas nuo perkrovos, o sistemą – nuo avarijos, didžiausia leistinoji generavimo riba (MW) turi būti mažinama;

29.2. gedimų tinkle atveju vėjo elektrinių ir tinklo veikos nuostovumui užtikrinti vėjo elektrinių galia turi būti mažinama ar apribojama;



29.3. mažinimo valdymo signalą gali sukelti elektrinės prijungimo taške pasikeitęs dažnis ir (arba) įtampa;

29.4. būtina valdyti tarptautinių sujungimo linijų srautus (MW). 30. Vėjo elektrinių parko galios vietinis valdymas būtinas dėl šių priežasčių: 30.1. jei nedidelė sistemos tinklo dalis kartu su vėjo elektrine dėl tinklo pažaidų

atsijungia nuo likusios sistemos dalies, atsiskyrusioje dalyje pradeda keistis dažnis; 30.2. jei dažnis didėja, generuojamoji galia turi būti mažinama; 30.3. jei dažnis krenta, parko elektrinės galia turi būti didinama; 30.4. dažniui pasiekus ribines vertes, vėjo elektrinė turi būti išjungta (žr. 5 priedo 1

lentelę); 30.5. jei dėl tinklo pažaidos vėjo elektrinių parko įtampa tampa per žema, įtampos

griūčiai išvengti ir vėjo parko reaktyviosios galios balansui atkurti pirmiausia pradedamas staigus generuojamos aktyviosios galios mažinimas, įjungiant galios kompensavimo kondensatorius keliama įtampa, ir, jei to pakanka įtampai atkurti, pradedamas valdomas pagal įtampą generuojamos galios didinimas. Jei įtampa neatkuriama, parko elektrinės išjungiamos. Atsako į valdymo komandą delsa pateikta 5 priedo 2 lentelėje.

VI. VĖJO ELEKTRINIŲ REAKTYVIOSIOS GALIOS VALDYMO


31. Reaktyviosios galios, kurią vėjo elektrinė (apimant ir aukštinantįjį transformatorių) vartoja arba atiduoda į perdavimo ar skirstomąjį tinklą, 5 minučių vidutinės vertės turi būti reguliavimo srities viduje, kaip parodyta 3 priedo 1 paveiksle.

32. 36 punkto reikalavimas netaikomas, jei reaktyviosios galios kiekis yra mažesnis kaip 25 kvar.

33. Jei perdavimo ar skirstomojo tinklo operatorius ir vėjo elektrinės savininkas (atstovas) susitaria, reaktyviosios galios kompensavimą gali apsiimti valdyti prijungimo tašką valdantis operatorius, gaudamas už tai atlyginimą.

VII. VĖJO ELEKTRINIŲ PARKO REAKTYVIOSIOS GALIOS VALDYMO


34. Vėjo elektrinių parko reaktyvioji galia gali būti reguliuojama ne kiekvienoje elektrinėje, o centralizuotai. Šiuo atveju reaktyviosios galios srautai prijungimo taške turi atitikti anksčiau pateiktus bendruosius reikalavimus, o 3 priedo 1 paveiksle nurodytuose santykiuose Pn turi būti pakeistas į viso vėjo parko vardinę galią Ppark.

35. Valdant parko reaktyviąją galią kompensavimo įrenginių darbo pokyčiai, kuriais siekiama išlaikyti reaktyviosios galios generavimą arba vartojimą esant nuostoviajai būklei, neturi viršyti vardinės reaktyviosios galios 10% vertės.

36. Jei vėjo elektrinių parkai yra prijungti prie elektros tinklo kintamosios srovės kabeliais, tuose kabeliuose generuojama reaktyvioji galia pagal susitarimą su elektros tinklo operatoriumi turi būti įtraukta į viso parko reaktyviosios galios balansą.

37. Jei vėjo elektrinių parkas turi didelius papildomus reaktyvinės galios kompensavimo įrenginius, tokius kaip kondensatorių baterijos ar reaktoriai kintamosios srovės kabelių reaktyviajam laidžiui kompensuoti, šie įrenginiai pagal susitarimą tarp prijungimo tašką valdančio operatoriaus ir vėjo elektrinių parko savininko ar jo atstovo gali būti panaudoti elektros tinklo reaktyviajai galiai kompensuoti. Reaktyviosios galios



kompensavimo įrenginių valdymas gali būti nuotolinis, vietinis pagal nustatytą laiką ar vietinis pagal pasirinktas įtampas.

38. Jei vėjo elektrinių parkas prie perdavimo tinklų yra prijungtas nuolatinės srovės linija (-omis), linijos keitikliai pagal susitarimą tarp perdavimo tinklo operatoriaus ir vėjo elektrinių parko savininko ar jo įgaliotojo atstovo gali būti panaudoti elektros tinklo reaktyviajai galiai kompensuoti.

VIII. VĖJO ELEKTRINĖS GENERUOJAMOS ĮTAMPOS KOKYBĖS


39. Prijungtos prie bendro naudojimo elektros tinklo, iš kurio perka elektrą kiti elektros vartotojai, vėjo elektrinės turi tenkinti elektros kokybės reikalavimus, o elektros kokybės matavimo metodai ir prietaisai vėjo elektrinėje turi atitikti [2.5] standarto reikalavimus.

40. Atsižvelgiant į bendro naudojimo elektros tinklo 0,4 kV ir 10 kV įtampos kokybės reikalavimus, vėjo elektrinėms (matuojant prijungimo prie tinklo taškuose) keliami:

40.1. nuostoviosios būklės įtampos kitimą; 40.2. staigiuosius įtampos pokyčius; 40.3. įprastinės veikos sukeltą įtampos mirgėjimą; 40.4. perjungimų sukeltą įtampos mirgėjimą; 40.5. harmonines įtampas ir sroves ribojantys reikalavimai. 41. Prie šios grupės reikalavimų taip pat priskiriamas vėjo elektrinių keliamų

trikdžių nuotolinio ryšio (telefono) linijoms ir vėjo elektrinių keliamų trukdžių įtakos aukštosios įtampos oro linijų aukštojo dažnio kanalams apribojimo reikalavimai.

42. Finansiniai kompensacijos už pateiktą nekokybišką elektrą ir dėl tos priežasties elektros vartotojų patirtos žalos atlyginimo klausimai šiose Taisyklėse nereglamentuojami.

IX. VĖJO ELEKTRINIŲ PARKO ĮTAMPOS KOKYBĖS RODIKLIŲ


43. Tam, kad toliau plečiant vėjo elektrinių parkus bendri elektros tinklo įtampos kokybės rodikliai neblogėtų, perdavimo ar skirstomojo tinklo operatorius gali pareikalauti, kad būtų laikomasi galiojančių norminių dokumentų ir teisės aktų reikalavimų.

X. VĖJO ELEKTRINĖS NUOSTOVIOSIOS BŪKLĖS ĮTAMPOS KITIMO


44. Planuojant prijungti elektrinę prie skirstomojo tinklo, reikia atlikti tinklo įtampos verčių kitimo skaičiavimus. Kadangi pasikeičia tekančio elektros srauto kryptis, vietoje įprastinio įtampos kritimo susidaro įtampos prieaugis. Buvęs žeminantysis transformatorius tampa (jei to reikia, pakeičiamas) aukštinančiuoju. Transformatoriaus atšakos bei įtampos reguliatoriaus statos turi būti naujai apskaičiuotos bei suderintos. Įprastinėmis veikos sąlygomis, neatsižvelgiant į įtampos pertrūkius, skirstomojo tinklo įtampos kitimas turi atitikti [2.10] standarto reikalavimus, tai yra turi būti toks, kad iš skirstomojo tinklo perkančių elektros energiją vartotojų įtampos, matuojant tiekiamosios



įtampos 10 min. trukmės intervalų vidurkius, būtų lygios Un ±10%. Per savaitę matuotų 10 min. intervalų 95 % vidurkių šį reikalavimą turi atitikti.

45. Lietuvos elektros vartotojai turi senesnės gamybos, 220 V įtampai pritaikytų elektros prietaisų, todėl yra taikoma [2.11] standarto laikina (iki 2009 m.) nacionalinė nuokrypa, apribojanti vardinės 230 V įtampos kitimo diapazoną kiekvieno elektros vartotojo prijungimo taške nuo Un +6% iki Un -10%.

46. Vėjo elektrinių prijungimo prie bendro naudojimo skirstomojo elektros tinklo projektuose pakanka apskaičiuoti dviejų ribinių būklių – didžiausio generavimo bei mažiausios vietinių vartotojų apkrovos režimą ir mažiausio generavimo, pavyzdžiui, kai vėjo elektrinė atjungta, bei didžiausios vartotojų apkrovos režimą ir rasti įtampos kitimo ribas vėjo elektrinių prijungimo taške. Prijungimo taško įtampa neturi viršyti skirstomojo tinklo operatoriaus nurodytų ribų.

47. Atsižvelgiant į apkrovų ir generuojamų galių srautų analizės tikslą, gali būti svarbu vėjo elektrinės (vėjo elektrinių parko) galią išreikšti vardinėmis Pn ir Qn, didžiausiomis leistinosiomis Pmax leist ir Qmax leist, 60 sekundžių vidurkio P60 ir Q60 arba 0,2 sekundės intervalo (10 periodų) vidurkio P0,2 ir Q0,2 galiomis.

48. Jei vėjo elektrinė prijungta prie perdavimo tinklo, prijungimo taške nuostoviosios būklės įtampa turi atitikti perdavimo tinklo operatoriaus nurodytas vertes arba, jei šios tiksliau nenurodytos, šiuos reikalavimus:

48.1. iš visų per 24 valandas atliktų įtampos matavimų (matuojant ne mažiau kaip 18 kartų per minutę) įprastinis įtampos pokytis 95% atvejų turi būti ±5% vardinės įtampos;

48.2. didžiausias leistinasis įtampos pokytis turi būti (matuojant ne mažiau kaip 18 kartų per minutę) ±10% vardinės įtampos vertės.

XI. VĖJO ELEKTRINIŲ PARKO NUOSTOVIOSIOS BŪKLĖS ĮTAMPOS

KITIMO PAPILDOMIEJI REIKALAVIMAI

49. Jei prie prijungimo taško yra prijungiama ne viena, o kelios vėjo elektrinės arba parkas, skaičiuojant tinklo įtampas, elektrinių vardines galias reikia sudėti. Skaičiuojant bendrą kelių elektrinių 0,2 sekundės trukmės intervalų galių sumą, pasireiškia tikimybinis generuojamosios galios pokytis, kurį reikia įvertinti:

( ) ;1

2,2,0

1,2,0 ∑ −∑ +=Σ

VEVE N

ižini

N

ižin PPPP

(1)

( ) .1

2,2,0

1,2,0 ∑ −∑ +=Σ

VEVE N

ižini

N

ižin QQQQ

(2) Čia NVE – vėjo elektrinių, kurių galia sudedama, skaičius. Vėjo parkuose galinti dėl bokštų užuovėjos atsirasti vėjo elektrinių galių tarpusavio

koreliacija šiose formulėse neįvertinta. 50. Didžiausios leistinosios, vardinės bei 60 sekundžių ir ilgesnių intervalų vidurkių

galios sumuojamos įprastai.



XII. VĖJO ELEKTRINĖS ĮTAMPOS STAIGIŲJŲ POKYČIŲ BENDRIEJI REIKALAVIMAI

51. Staigusis įtampos pokytis yra apibrėžiamas kaip pavienis staigus įtampos

kitimas. Prijungimo taško įtampos staigieji pokyčiai, kurių priežastis yra vėjo elektrinė, turi atitikti jų dydį (d) ribojančius reikalavimus, pateikiamus 4 priedo 1 lentelėje, kuri atitinka

LST EN 61000-3-7 „Elektromagnetinis suderinamumas (EMS). 3 dalis. Ribos. 7 skyrius. Svyruojančiųjų apkrovų spinduliavimo ribų įvertinimas vidutiniosios ir aukštosios įtampos elektros tinkluose“ reikalavimus.

52. Jei prijungimo taške yra prijungtos kelios vėjo elektrinės, galimybė keliems generatoriams įsijungti kartu yra mažai tikėtina, todėl paneigiama ir čia neįvertinama.

53. Vėjo elektrinės generatoriaus įjungimo, išjungimo ar apvijų (polių) perjungimo sukeliamas įtampos pokytis vėjo elektrinės atitikties sertifikate apibrėžiamas ku(ψK) faktoriumi. Šis faktorius nustatomas per vėjo elektrinės tipo bandymus ir tikrinamas matavimais elektrinei veikiant. Staigiojo įtampos pokyčio (d) ir įtampos pokyčio faktoriaus santykis yra:

k

nku S

Skd ⋅⋅= )(100(%) ψ .

(3) Čia: Sk – trumpojo jungimo galia prijungimo taške; ψk – trumpojo jungimo grandinės fazinis kampas prijungimo taške; Sn –vėjo elektrinės vardinė pilnutinė galia. 54. Iš (3) formulės apskaičiuotas staigusis įtampos pokytis vėjo elektrinės

prijungimo taške turi būti mažesnis už 4 priedo 1 lentelėje pateiktas ribines vertes.

XIII. VĖJO ELEKTRINĖS ĮTAMPOS MIRGĖJIMO BENDRIEJI REIKALAVIMAI

55. Vėjo elektrinės įtampos mirgėjimas yra santykinai greiti ir labai greiti dėl vėjo

greičio ir oro tankio kitimų atsirandantys ir nuolat pasikartojantys įtampos pokyčiai, kurie per elektrinio apšvietimo prietaisus neigiamai veikia žmonių regėjimą: jų akyse sukelia mirgėjimo pojūčius. Fiziologiniais tyrimais nustatytos ribinės tokio mirgėjimo vertės pateiktos elektromagnetinio suderinamumo serijos mirgėjimą nagrinėjančiuose [2.2 ir 2.5] standartuose. Vertinant vėjo elektrinės sukeltą mirgėjimą prijungimo taške skiriami du faktoriai:

55.1. pirmuoju faktoriumi, kuris vadinamas mirgėjimo koeficientu, vertinamas vėjo elektrinės generuojamos galios svyravimų indėlis į tinklo įtampos mirgėjimą;

55.2. vėjo elektrinės perjungimų įtakai įtampos mirgėjimui prijungimo taške išreikšti yra taikomas antrasis – įtampos mirgėjimo laipto faktorius.

56. Abu faktoriai nustatomi per vėjo elektrinės tipo bandymus. Jie dar priklauso nuo vidutinio metinio vėjo greičio statybos vietoje va, matuojamo vėjaračio veleno aukštyje, ir tinklo trumpojo jungimo grandinės pilnutinės varžos fazinio kampo vertės ψk prijungimo taške. Vėjo elektrinių gamintojai turi nustatyti mirgėjimo koeficiento ir mirgėjimo laipto faktoriaus vertes esant vidutiniams metiniams vėjo greičiams:

va = 6 m/s, 7,5 m/s, 8,5 m/s ir 10 m/s bei esant trumpojo jungimo grandinės faziniams kampams lygiems:



ψk = 30°, 50°, 70° ir 85°. 57. Jei statybos vietoje konkrečiai tokių vėjo greičių nėra ar prijungimo tinklo taške

fazinio kampo vertė skiriasi, mirgėjimo koeficiento ir mirgėjimo laipto faktoriaus vertės randamos interpoliuojant elektrinės tipo bandymo rezultatus.

58. Įtampos mirgėjimo aštrumo rodiklis Plt, kurio priežastis yra vėjo elektrinė, turi atitikti 4 priedo 2 lentelėje pateiktus reikalavimus.

XIV. VĖJO ELEKTRINĖS GENERUOJAMOS GALIOS SUKELIAMO

ĮTAMPOS MIRGĖJIMO BENDRIEJI REIKALAVIMAI

59. Vėjo elektrinės įtampos mirgėjimo koeficientui keliami reikalavimai išreiškiami formule:

.)( ,npark

kltak SS

SPc⋅

⋅<νψ

(4) Čia: c(ψk,νa ) – įtampos mirgėjimo koeficientas; Sk – trumpojo jungimo galia prijungimo taške; ψk – trumpojo jungimo grandinės fazinis kampas prijungimo taške; νa – metinis vidutinis vėjo greitis veleno aukštyje; Sn – vėjo elektrinės pilnutinė vardinė galia; Spark – vėjo elektrinių parko pilnutinė vardinė galia. 60. Jei prie prijungimo taško yra prijungta tik viena vėjo elektrinė, o elektrinių

parko nėra ir jis neplanuojamas, formulė tampa paprastesnė:

.)( ,n

kltak S

SPc ⋅<νψ

(5) XV. VĖJO ELEKTRINIŲ PARKO GENERUOJAMOS GALIOS

SUKELIAMO ĮTAMPOS MIRGĖJIMO PAPILDOMIEJI REIKALAVIMAI

61. Jei, be parke esančių elektrinių, prie tos pačios bendro naudojimo tinklo pastotės yra arba bus jungiamos kitos vėjo elektrinės, tai turi būti įvertinama. Įtampos mirgėjimo koeficientui keliamuose reikalavimuose į tai bus atsižvelgta, jei vietoje Spark bus įrašyta visų vėjo elektrinių, kurios bus prijungtos prie tos bendro naudojimo tinklo pastotės, suminė galia.

62. Tikrinant, ar prie prijungimo taško prijungtos kartu veikiančios vėjo elektrinės neviršija elektros vartotojams žalos nedarančios leistinosios mirgėjimo aštrumo rodiklio vertės, taikoma kvadratinio vidurkio formulė:

( ) .],[11

2 ,∑ ⋅==

=

VEN

iinaki

kltst Sc

SPP νψ

(6) Čia NVE –prie prijungimo taško prijungtų kartu veikiančių vėjo elektrinių skaičius. Šioje formulėje vėjo elektrinių įtampų mirgėjimų tarpusavio koreliacija neįvertinta.



XVI. VĖJO ELEKTRINĖS ĮJUNGIMŲ, PERJUNGIMŲ IR IŠJUNGIMŲ SUKELTO ĮTAMPOS MIRGĖJIMO LAIPTO FAKTORIAUS BENDRIEJI REIKALAVIMAI

63. Vėjo elektrinių mirgėjimo laipto faktorius gali būti nustatomas pagal formulę:

.8

)(3 23

120 npark

kltkf

SSS

NPk

⋅⋅

⋅<ψ

(7)

Čia: kf (ψk) – mirgėjimo laipto faktorius; Sk – trumpojo jungimo galia prijungimo taške; ψk – trumpojo jungimo grandinės fazinis kampas prijungimo taške; Sn – vėjo elektrinės pilnutinė vardinė galia; Spark – vėjo elektrinių parko pilnutinė vardinė galia; N120 – vėjo elektrinės sujungimų ir vėjo elektrinės generatoriaus(-ių)

perjungimų didžiausias projektinis skaičius per 120 min. (arba 2 val.) trukmę. 64. Jei prijungimo taške prijungiama tik viena vėjo elektrinė, o elektrinių parko nėra

ir jis neplanuojamas, (7) ir (9) formulių vardiklyje paliekama tik Sn (kaip 5 formulėje). 65. Jei vėjo elektrinės valdymo įrenginiai didžiausio (projektinio) įjungimų,

išjungimų ir perjungimų skaičiaus per 2 val. trukmę neriboja, įtampos mirgėjimo laipto faktoriui keliamų reikalavimų riba yra:

.16

)(3 2

npark

kltkf

SSSPk

⋅⋅<ψ

(8)

XVII. VĖJO ELEKTRINIŲ PARKO ĮJUNGIMŲ, PERJUNGIMŲ IR IŠJUNGIMŲ SUKELTO ĮTAMPOS MIRGĖJIMO LAIPTO FAKTORIAUS PAPILDOMIEJI

REIKALAVIMAI

66. Jei, be parke esančių elektrinių, prie tos pačios bendro naudojimo tinklo pastotės yra arba bus jungiamos kitos vėjo elektrinės, tai turi būti papildomai įvertinama. Parenkamos statyti vėjo elektrinės įtampos mirgėjimo koeficientui keliamuose reikalavimuose į tai bus atsižvelgta, jei vietoje Spark bus įrašyta visų vėjo elektrinių, kurios bus prijungtos prie bendro naudojimo tinklo pastotės, suminė galia.

67. Tikrinant, ar prie prijungimo taško prijungtų kartu veikiančių vėjo elektrinių perjungimai neviršija elektros vartotojams žalos nedarančios leistinosios mirgėjimo aštrumo rodiklio vertės, taikoma kubinio vidurkio formulė:

( )[ ]33

1,,120 .8

∑ ⋅==

ΣVEN

iinkif

klt SkN

SP ψ

(9) Čia NVE – prie prijungimo taško prijungtų kartu veikiančių vėjo elektrinių skaičius.



XVIII. VĖJO ELEKTRINĖS HARMONINIŲ SROVIŲ BENDRIEJI

REIKALAVIMAI

68. Jei vėjo elektrinėje įrengtas ir prie elektros tinklo tiesiai prijungtas asinchroninis generatorius ir jokių dažnio keitiklių ar nuolatinės srovės linijų ar intarpų nėra, harmoninės srovės, kaip rodo patirtis, yra menkos, ir atitiktis šio skyriaus reikalavimams gali būti netikrinama.

69. Jei vėjo elektrinės generatorius prie elektros tinklo yra prijungtas per dažnio keitiklius, per nuolatinės srovės linijas ar intarpus, susidaro dideli harmoninių srovių ir įtampų lygiai, todėl atitiktis šio skyriaus reikalavimams turi būti kruopščiai patikrinta.

70. Tiriant elektrinių sukeliamas harmonikas, rekomenduojama registruoti kiekvienos harmoninės srovės ar įtampos 10 minučių intervalo vidutinę vertę.

71. Jei vėjo elektrinių paleidimo schemoje taikoma švelnaus paleidimo per tiristorius schema, paleidžiant susidaro didelės, bet tik trumpai trunkančios harmoninės srovės ir įtampos. Skaičiuojant 10 minučių trukmės vidurkius, harmoniniai paleidimo srovės sandai, net ir labai dideli, bet trunkantys tik kelias sekundes, vidurkių verčių beveik nepakeičia.

72. Vėjo elektrinės harmoninės srovės turi būti tokios, kad elektrinės prijungimo taške būtų išvengta nepageidautinų harmoninių įtampų. Harmoninės srovės turi būti tokios mažos, kad jų sukeliamos harmoninės įtampos prijungimo taške atitiktų šiuos reikalavimus:

.)(1

)(1(%)(%) 2

2

parkapkr

k

k

khh SS

Stgh

tgUI+

⋅⋅+

+⋅≤

ψ

ψ

(10) Čia: Ih – vėjo elektrinės h-harmoninės srovės ir pagrindinio dažnio srovės

santykis; Uh (%)– santykinė h-harmoninės įtampos leistinoji vertė iš 4 priedo 3

lentelės; Sk – trumpojo jungimo galia prijungimo taške; ψk – trumpojo jungimo grandinės fazinis kampas prijungimo taške; Sapkr – bendro naudojimo elektros tinklo pastotės vietinė (be vietinio

generavimo) apkrovos galia; Spark – vėjo elektrinių parko pilnutinė vardinė galia. Jei galių suma vardiklyje yra didesnė už bendro naudojimo tinklo pastotės

(prijungimo taško) transformatoriaus vardinę galią, vietoje jų turi būti įrašoma transformatoriaus vardinė galia.

73. Santykinių harmoninių įtampų leistinosios projektinės vertės, pateiktos 4 priedo 3 lentelėje, yra harmoninės įtampos ir pagrindinio dažnio įtampos santykis:

%.100(%)1

⋅=UU

U hh

(11)



74. Jei prie prijungimo taško prijungta tik viena elektrinė, kitų elektrinių ar jų parko nėra ir statyti toje vietovėje neplanuojama, 10 formulėje vietoje parko galios pasirenkama tik tos vienos elektrinės galia.

75. Tikrinant, ar prie prijungimo mazgo prijungta vėjo elektrinė, ypač jei elektrinė prijungta per dažnio keitiklius, negadina elektros vartotojams įtampos kokybės, reikia apskaičiuoti, o elektrinei veikiant išmatuoti netiesinių iškreipių suminį koeficientą NISF (angliškai THD), kuris įtampoms yra lygus:

∑

=

=

50

2

2

1,%.100

h

hUU

NISF

(12) Čia h – harmonikos eilė; U1 – pirmosios (pagrindinės) harmonikos įtampa; Uh – h-osios harmonikos įtampa prijungimo taške. 76. 12 formulėje apsiribota 50 harmonikos eile (2500 Hz). Jei elektrinės prijungimo

schemoje yra aukštadažnių keitiklių, formulės taikymo ribas reikia praplėsti iki keitiklių vidinių dažnių srities, pavyzdžiui, iki 9 kHz.

77. Vėjo elektrinėms taikoma netiesinių iškreipių suminio faktoriaus nuo 10 kV iki 35 kV įtampos tinkluose leistinoji projektinė vertė yra 6,5%, o aukštosios įtampos tinkle (≥110 kV) leistinoji vertė – 3%. Ribų vertės atitinka [2.1 ir 2.5] standartų reikalavimus.

78. Vėjo elektrinės apsauga nuo įžemėjimo turi būti harmonikoms nejautri, tekant didelėms harmoninėms paleidimo srovėms, nepaveikti, bei, pavyzdžiui, paleidžiant elektrinę, jos neatjungti.

XIX. VĖJO ELEKTRINIŲ PARKO HARMONINIŲ SROVIŲ


79. Jei kitos vėjo elektrinės, šalia tų, kurios yra elektrinių parke, yra arba bus jungiamos prie bendro naudojimo tinklo tos pačios pastotės, tai turi būti įvertinta. Sukeliamų harmoninių srovių ribų skaičiavimuose į tai bus atsižvelgta, jei 10 formulėje vietoje Spark bus įrašyta visų vėjo elektrinių, kurios bus prie tos bendro naudojimo tinklo pastotės prijungtos, suminė galia.

80. Vėjo elektrinių parkų prijungimo prie perdavimo tinklo taškų leistinoji projektinė netiesinių iškreipių faktoriaus vertė mažinama iki 1,5%. Tai reiškia, kad vėjo elektrinių parkai, turintys galios keitiklių, kartu turi turėti harmoninius reiškinius slopinančius filtrus.

XX. VĖJO ELEKTRINĖS TARPHARMONINIŲ SROVIŲ


81. Suminis vėjo elektrinės indėlis į tarpharmonines sroves prijungimo taške turi atitikti [2.5] standarto reikalavimus. Šių reikalavimų bus laikomasi, jei tarpharmoninės srovės prijungimo taške atitiks gretimoms lyginėms harmoninėms srovėms pagal 10 formulę keliamus reikalavimus.



XXI. VĖJO ELEKTRINĖS SKLEIDŽIAMŲ TRIKDŽIŲ NUOTOLINIO RYŠIO LINIJOMS BENDRIEJI REIKALAVIMAI

82. Harmoninių įtampų sukeliamų trikdžių nuotolinio ryšio (ypač atvirosioms

telefono) linijoms telefono harmonikų pavidalo faktorius THPF (angliškai: telephone harmonic form factor, THFF) apskaičiuojamas pagal šią formulę:

∑

⋅⋅⋅=

=

50

1

2

1.

800h

hh

h fhPUUTHPF

(13) Čia h – harmonikos eilė; U1 – pirmosios (pagrindinės) harmonikos įtampa; Uh – h-osios harmonikos įtampa prijungimo taške; fh – h-osios harmonikos dažnis; Ph – telefono grandinėje susidarantis fh dažnio santykinis trikdis, kuris

nustatomas taikant išmatuotų trikdžių svarumo faktorių pagal Tarptautinės konsultacinės telefonijos ir nuotolinių ryšių koordinavimo komisijos Nuotolinių ryšių linijų apsaugos nuo kenksmingų elektros linijų sukeliamų reiškinių direktyvą (CCITT, 1978).

83. Jei vėjo elektrinės prie perdavimo ar skirstomojo tinklo prijungtos per galios keitiklius, taip pat turi būti ištirti nuo 2,5 kHz iki 40 kHz dažnių srities trikdžiai.

84. Telefono harmonikų pavidalo faktoriaus THPF vertė prijungimo taške turi neviršyti 1%.

XXII. VĖJO ELEKTRINĖS SKLEIDŽIAMŲ TRIKDŽIŲ ELEKTROS

PERDAVIMO LINIJŲ AUKŠTOJO DAŽNIO KANALAMS BENDRIEJI REIKALAVIMAI

85. Vėjo elektrinių generuojamas triukšmas nuo 40 kHz iki 500 kHz dažnio srityje,

išmatuotas ties standartine aukštojo dažnio kanalo aparatūra, pastatyta vėjo elektrinės prijungimo taške, neturi būti stipresnis kaip – 35 dB (0 dB = 0,775 V). Matuojama garso dažnio juosta turi būti 2 kHz.

86. Vėjo elektrinių skleidžiamo triukšmo aplinkosaugos klausimai šiose Taisyklėse neaptariami.

XXIII. VĖJO ELEKTRINĖS IŠJUNGIMO IR NEIŠJUNGIMO BENDRIEJI REIKALAVIMAI

87. Vėjo elektrinės turi turėti apsaugą nuo žalingų reiškinių, kuriuos sukelia pati

vėjo elektrinė ar jos įrenginiai arba kurie atsiranda dėl elektros tinklo poveikio. Tokie reiškiniai yra:

87.1. trumpojo jungimo ir įžemėjimo pažaidų srovės; 87.2. dėl trumpojo jungimo ar įžemėjimo pažaidų atsijungus nuo elektros tinklo

susidaranti per daug aukšta atsikuriančioji įtampa (viršįtampis); 87.3. įtampos poslinkis (viršįtampis arba krytis) vienai fazei įžemėjus izoliuotosios

ar per reaktorių įžemintosios neutralės elektros tinkle; 87.4. vienos fazės pažaida arba gedimas (izoliacijos pramušimas); 87.5. nepavykęs kartotinis elektrinės įjungimas;



87.6. kitų neįprastų veikos sąlygų buvimas. 87. Jei atjungtoje perdavimo ar skirstomojo tinklo dalyje, kurioje liko veikti vėjo

elektrinė, prasideda greitas įtampos augimas, susidarę viršįtampiai tarp fazių neturi viršyti 1,2 Un įtampos.

88. Jei dėl elektros tinklo pažaidos (pavyzdžiui, dėl trumpojo jungimo) atsiskyrusioje elektros tinklo dalyje lieka veikti tik vėjo elektrinė (-ės) ir atsiranda neįprastų įtampos ir (arba) dažnio pokyčių, vėjo elektrinė (-ės) turi būti atjungta (-os).

89. Nustatant išjungimo kriterijų vertes, pateiktas 5 priedo 1 lentelėje, padaryta prielaida, kad elektrinės transformatorius turi tinkamai parinktą vardinį transformavimo koeficientą. Tai turi būti daroma vėjo elektrinės gamintojui arba teikėjui ir perdavimo ar skirstomojo tinklo operatoriui tarpusavyje konsultuojantis.

90. Jei perdavimo ar skirstomojo tinklo operatorius nenurodo kitaip, vėjo elektrinė turi būti atjungta, kai generatoriaus įtampa ar dažnis viršija 5 priedo 1 paveiksle ir 1 lentelėje pateiktas įprastinės veikos ribas. Įtampa gali būti matuojama tarp trijų fazių atskirai arba tarp trijų fazių ir nulinio taško. Jei matuojama linijinė įtampa, išmatuotoji įtampa yra generatoriaus vardinė įtampa Un. Jei matuojama fazinė įtampa, išmatuotoji įtampa yra generatoriaus vardinė įtampa Un, padalyta iš kvadratinės šaknies iš 3. Įtampas geriau matuoti prijungimo taško transformatoriaus vėjo elektrinės prijungimo pusėje. Tada į prijungimo taško transformatoriaus transformavimo koeficientą galima neatsižvelgti.

91. Didžiausias leistinąsias pokyčių ribas ir išjungimo delsas (5 priedo 1 lentelė) nustato perdavimo arba skirstomojo tinklo operatorius.

92. Apsaugos veikos statos neturi nukrypti nuo 5 priedo 1 lentelėje nurodytų verčių daugiau kaip per ±1%.

93. Vėjo elektrinės įrenginių apsaugoms laiko delsa turi būti parenkama taip, kad atitiktų Taisyklių 5 priedo reikalavimus, tačiau apsaugai nuo vidinių vėjo elektrinės pažaidų turi būti suteiktas pirmumas.

94. Prieš pastatant vėjo elektrinę, turi būti patikrinta, ar ji atlaikys toliau išvardytas perdavimo ar skirstomojo tinklo pažaidas ir ar liks sujungta su tinklu po pažaidų. Kompensavimo įrenginiai taip pat turi likti įjungti, kai įvyksta:

94.1. trifazis trumpasis jungimas, kurio trukmė – 100 ms; 94.2. dvifazis trumpasis jungimas su įžemėjimu ir be jo, kurio trukmė – 100 ms ir

po kurio (po 300–500 ms) seka naujas, taip pat 100 ms trunkantis dvifazis trumpasis jungimas.

95. Vėjo elektrinė turi turėti pakankamą gebą atlaikyti pažaidas, sudarančias šias sekas:

95.1. ne mažiau kaip 2 dvifazius arba trifazius trumpuosius jungimus per 2 minutes; 95.2. ne mažiau kaip 6 dvifazius ar trifazius trumpuosius jungimus per 5 minutes. 96. Vėjo elektrinės apsauga nuo trumpųjų jungimų neturi atjungti srovių, kurios gali

susidaryti per perdavimo ar skirstomojo tinklo pažaidas ir po jų. Šio reikalavimo bus laikomasi, jei vėjo elektrinės apsaugos nuo netinkamų įtampų ir nuo trumpųjų jungimų neatjunginės srovių, kurias ji turi atlaikyti per toliau pateiktus tipo bandymus ir patikras.

XXIV. VĖJO ELEKTRINĖS PALEIDIMO IR STABDYMO


97. Vėjo elektrinę įjungti ir išjungti turi būti galima taip pat valdant iš tinklo operatoriaus dispečerinio punkto.



98. Elektrinė stabdoma jos relinei apsaugai suveikus pagal 5 priedo 1 lentelėje pateiktus išjungimo kriterijus.

99. Susiklosčius avarinei situacijai perdavimo ar skirstomojame tinkle, nors dažnis ar (ir) įtampa leistinųjų ribų neviršija, atitinkamo tinklo operatorius turi galėti atjungti vėjo elektrinę, pasiųsdamas išjungimo signalą iš dispečerinio valdymo punkto.

100. Jei vėjo elektrinė atsijungė dėl perdavimo ar skirstomojo tinklo pažaidos, veikos sąlygoms tapus įprastinėms (žr. 5 priedo 1 paveikslą), ji gali pati automatiškai įsijungti po 5–10 minučių.

101. Jei vėjo elektrinė atsijungė dėl per didelio vėjo greičio, ji gali pati automatiškai įsijungti vėjo greičiui sumažėjus.

102. Stabdymo vėjo greitis turi būti ne mažesnis kaip 25 m/s. Vėjo elektrinės turi būti patvirtinto tipo konstrukcijos ir jų stabdymo vėjo greičiai turi būti patvirtinti tipo bandymais.

103. Jei vėjo elektrinė atsijungė nuo prijungimo prie perdavimo ar skirstomojo tinklo dėl jos pačios pažaidos, pašalinus pažaidą ir vadovaujantis Dispečerinio valdymo nuostatais (žr. 1 punktą), ji gali vėl įsijungti.

104. Jei per ankstesnį perdavimo ar skirstomojo tinklo gedimą vėjo elektrinė buvo atjungta valdant iš operatoriaus dispečerinio valdymo punkto ar automatiškai, gavusi išjungimo komandą dėl neleistinų nukrypimų nuo įprastinės veikos sąlygų perdavimo ar skirstomajame tinkle, veikos sąlygoms tapus įprastinėms ji neturi būti vėl įjungiama tol, kol negaus analogiško įjungimo komandos signalo.

XXV. VĖJO ELEKTRINĖS RELINĖS APSAUGOS IR AUTOMATIKOS BENDRIEJI REIKALAVIMAI

105. Įmonės savininkas atsako, kad, parinkdamas vėjo elektrinės konstrukciją ir

apsaugas, užtikrins elektrinės apsaugą nuo trumpojo jungimo srovių ir kitų pažaidą lydinčių poveikių sukeltų gedimų bei įtampos atkūrimą po trumpojo jungimo išjungimo.

106. Vėjo elektrinės prijungimo projekto relinės apsaugos dalyje reikia: 106.1. perskaičiuoti ir atnaujinti elektros tinklo, prie kurio prijungiamos vėjo

elektrinės, relinę apsaugą, nes atsiradus daugiau šaltinių padidėja trumpojo jungimo srovės ir keičiasi srovių kryptys;

106.2. išvengti dėl neįprastų veikos sąlygų atsijungusios tinklo dalies maitinimo vien tik iš vėjo elektrinių;

106.3. numatyti vėjo elektrinių automatinį kartotinį įjungimą ir automatinį sinchronizavimą (jei reikia sinchronizuoti);

106.4. ištirti ir, jei reikia, apskaičiuoti vėjo elektrinių įtampos automatinį reguliavimą;

106.5. įvertinti paleidimo srovių poveikį, jei vėjo elektrinės yra su asinchroniniais generatoriais.

107. Įtampos ir dažnio jutiklių matavimo tikslumas turi būti daugiau kaip 1%. 108. Vėjo elektrinės relinės apsaugos statos ir delsos turi atitikti šių Taisyklių 5

priedo 1 lentelėje pateiktus išjungimo kriterijus. 109. Po trumpojo jungimo turi eiti vėjo elektrinės automatinis arba rankinis

kartotinis įjungimas. 110 kV, 35 kV ir 10 kV tinkluose automatiniai kartotiniai įjungimai



yra trifaziai. Be to, dar galimi po 5–10 min. pauzės papildomi rankiniai vėjo elektrinės įjungimai.

110. Atsižvelgiant į pereinamąjį daugumos trumpųjų jungimų tipą, po trumpojo jungimo išjungimo turi būti numatytas po to einantis automatinis grandinės kartotinis įjungimas. Jei yra numatyta atlikti kartotinį įjungimą, vėjo elektrinės išjungimas, esant pažaidai, gali būti akimirksninis.

111. Perdavimo arba skirstomojo tinklo operatorius turi nurodyti automatinio kartotinio įjungimo sąlygas.

112. Jei iš vėjo elektrinės (-ių) prijungimo pastotės maitinami kiti elektros vartotojai arba kai vėjo elektrinės generatoriai pakankami galingi, reikia numatyti transformatorių įtampos automatinį įtampos reguliavimą. Siekiant mažinti įtampos pokyčius, reikia taikyti darbo srovę kompensuojantį (priešpriešinį) arba kitokį įtampos reguliavimo dėsnį.

113. Tinklo operatorius turi teikti duomenis ir nurodymus vėjo elektrinės įtampos reguliavimui skaičiuoti ir derinti.

XXVI. VĖJO ELEKTRINIŲ PARKO RELINĖS APSAUGOS IR

AUTOMATIKOS PAPILDOMIEJI REIKALAVIMAI

114. Vėjo elektrinių parko relinės apsaugos paskirtis yra rezervuoti vėjo elektrinių

apsaugas arba, esant tinklo pažaidai, atjungti visą vėjo elektrinių parką iš karto. Parko tinklo apsauga turi būti selektyvi ir turi galėti atskirti parko vidaus ir išorinio elektros tinklo gedimus. Parko apsaugų nuo vidinių pažaidų statos pateiktos 5 priedo 2 lentelėje.

115. Kai elektros sistemoje po pažaidos (-ų) atjungimo prasideda įtampų atkūrimas, vėjo elektrinių asinchroniniai generatoriai pradeda vartoti labai dideles įmagnetinimo sroves. Vėjo elektrinių parko atveju visų jo elektrinių generatorių įmagnetinimo srovės kartu teka per perdavimo ar skirstomąjį tinklą į prijungimo tašką ir gali sukelti reaktyviosios galios trūkumą. Galimybės praleisti tokius viršsrovius turi būti tiriamos kiekviename vėjo elektrinių parke atskirai. Reaktyviosios galios balansas ir linijų pralaidumas turi būti patikrinti. Vėjo elektrinių parkų prijungimo projektuose reikia apskaičiuoti parko vidaus elektros tinklo relinės apsaugos statas.

XXVII. VĖJO ELEKTRINĖS BENDRIEJI METROLOGINIAI REIKALAVIMAI

116. Prijungimo taške įrengiami elektros energijos kiekių ir kokybės matavimo

prietaisai. Jų įrengimas turi atitikti [1.3, 1.5–1.6] Taisykles ir Lietuvoje galiojančius metrologijos standartus.

117. Vėjo elektrinės arba vėjo elektrinių parko prijungimo taške turi būti matuojami mažiausiai šie dydžiai:

117.1. tinklo įtampa; 117.2. vėjo elektrinės (elektrinių parko) srovė; 117.3. vėjo elektrinės (elektrinių parko) teikiama į tinklą aktyvioji galia; 117.4. vėjo elektrinės (elektrinių parko) vartojama iš tinklo reaktyvioji galia; 117.5. vėjo elektrinės (elektrinių parko) teikiama į tinklą reaktyvioji galia;



117.6. vėjo elektrinės (elektrinių parko) teikiama į tinklą (parduodama) aktyvioji energija;

117.7. vėjo elektrinės (elektrinių parko) vartojama iš tinklo (perkamoji) aktyvioji energija;

117.8. vėjo elektrinės (elektrinių parko) teikiama į tinklą reaktyvioji energija; 117.9. vėjo elektrinės (elektrinių parko) vartojama iš tinklo reaktyvioji energija. 118. Prijungimo taško, prie kurio prijungtos elektrinės galia mažesnė kaip 1,5 MW,

matavimo prietaisų tikslumo reikalavimai pateikti 7 priedo 1 lentelėje. 119. Jei pasitaiko metrologiniuose dokumentuose nenumatytų atvejų, jie turi būti

aptariami ir išsprendžiami abiejų šalių susitarimu. 120. Vėjo elektrinei veikiant atsiranda elektros prietaisų matavimo tikslumą

mažinančių trikdžių. Didžiausioms leistinosioms elektros energijos matavimo suminėms paklaidoms keliami reikalavimai pateikti 6 priedo 2 lentelėje.

XXVIII. VĖJO ELEKTRINIŲ PARKO PAPILDOMIEJI METROLOGINIAI

REIKALAVIMAI

121. Prijungimo taško, prie kurio prijungti vėjo elektrinių parkai arba vėjo elektrinė, kurios galia lygi 1,5 MW arba didesnė, matavimo prietaisų tikslumo reikalavimai pateikti 6 priedo 3 lentelėje.

122. Jei vėjo elektrinių parkų prijungimo taške yra įrengtos kelios komercinės apskaitos prietaisų grupės, parko elektros energijos generavimo duomenys turi būti registruojami kartu ir pateikiami jungtiniu pavidalu.

XXIX. VĖJO ELEKTRINĖS INFORMACIJOS APIMTIES IR DUOMENŲ MAINŲ


123. Duomenys, kurie turi būti perduodami iš vėjo elektrinių prijungimo taško į operatoriaus dispečerinio valdymo punktą, pateikti 6 priedo 4 lentelėje, o iš kiekvienos vėjo elektrinės (tarp jų iš kiekvienos parko elektrinės) į operatoriaus dispečerinio valdymo punktą (ir atgal) pateikiami 6 priedo 5 lentelėje. Šiose lentelėse taikomos santrumpos parodytos 6 priedo 6 lentelėje.

124. Elektros energijos skaitiklių rodmenims perduoti taikoma automatizuotos elektros energijos apskaitos sistemoje galiojanti tvarka.

125. Nuotolinio matavimo įtampos, srovės, aktyviosios ir reaktyviosios galių jutiklių, netiesinių iškreipių matuoklio ir flikermačio rodmenų signalai turi atitikti nuotolinių matavimų sistemoje galiojančią tvarką.

126. Galios skaičiaus ženklas turi atitikti generatoriams nustatytą tvarką. Reaktyvioji galia turi būti neigiama, jei generatorius ją vartoja, ir teigiama, jei generatorius reaktyviąją galią generuoja.

127. Visos didžiausios leistinosios ir visos išmatuotos vertės turi būti tos akimirkos vertės.

128. Visos išmatuotos vertės turi būti perduodamos mažiausiai 16 bitų (sveikas skaičius su ženklu) arba 32 bitų (slankaus kablelio formatas) skyra ir turi būti mažiausiai 1,0 tikslumo klasės.

129. Rekomenduojama numatyti galimybę perduoti 6 priedo 4 lentelėje išvardytus duomenis į operatoriaus dispečerinio valdymo punktą pagal informacinių sistemų



pareikalavimą, o operatoriaus nurodyto intervalo ribas viršijančius duomenų pokyčius – iš karto.

130. Didžiausios leistinosios generuoti galios ir išmatuotoji aktyviosios galios vertės (žr. 6 priedo 5 lentelę) turi būti automatiškai perduodamos į operatoriaus dispečerinio valdymo punktą, kai tik nauja vertė pakeičia anksčiau perduotą vertę. Reikia numatyti galimybę kiekvieno matavimo rodmenis filtruoti. Tada matuojamosios vertės pokyčiai turi būti kaupiami ir perduodami pagal informacinių sistemų pareikalavimą, o operatoriaus nurodyto intervalo ribas viršijantys duomenų pokyčiai – iš karto.

131. Kitus 6 priedo 5 lentelėje pateiktus duomenis vėjo elektrinė į operatoriaus dispečerinio valdymo punktą turi perduoti pagal pareikalavimą.

132. Jei dispečerinio valdymo punktai perskaičiuoja ir pakeičia statų ir delsų vertes, jos vėjo elektrinei turi būti siunčiamos ir priimamos automatiškai.

133. Duomenų perdavimo sistemos ir jų pateikimui taikomi protokolai turi atitikti galiojančius [2.8–2.9] standartus ir perdavimo bei skirstomajame tinkle taikomus susitarimus.

134. Vėjo elektrinė turi siųsti jos būklę rodantį signalą ir jo pasikeitimo laiko žymę. Kartu su perdavimo tinklo operatoriaus siunčiamais signalais ir vietiniais matavimais (akimirksnio įtampa, dažnis ir vėjo greitis) šis signalas turi būti vėjo elektrinės valdymo dalis. Signalas ir jo pateikimo tvarka yra derinami su kiekviena elektrine ar elektrinių parku atskirai.

XXX. VĖJO ELEKTRINIŲ PARKO INFORMACIJOS APIMTIES IR

DUOMENŲ MAINŲ PAPILDOMIEJI REIKALAVIMAI

135. Vėjo elektrinių parko prijungimo projekte turi būti numatyti vėjo elektrinių parko ir elektros tinklo informacinių sistemų sujungimui reikalingi įrenginiai, jų pastatymo vieta ir aptarnavimo sąlygos. Projektavimui reikalingus duomenis turi pateikti perdavimo ar skirstomojo tinklo operatorius.

136. Vėjo parkų atskirų vėjo elektrinių matuojamos aktyviosios galios paklaidos turi tilpti į 1,0 matavimo prietaisų klasės leistinųjų paklaidų sritį. Taikomi matavimo transformatoriai turi būti 1,0 klasės arba tikslesni.

137. Vėjo parkų vėjo elektrinių duomenys turi būti perduodami kartu jungtiniu pavidalu. Tuo atveju vėjo parkas gali būti traktuojamas kaip viena jungtinė elektrinė.

XXXI. VĖJO ELEKTRINIŲ PATIKROS IR BANDYMŲ


138. Perdavimo tinklo operatorius turi tikrinti ir saugoti dokumentus, patvirtinančius, kad vėjo elektrinė ar parkas atitinka technines prijungimo sąlygas, o vėjo elektrinės yra atlaikiusios jos tipą atitinkančius bandymus. Tik tipo bandymus atlaikiusios vėjo elektrinės gali būti prijungiamos prie elektros sistemos tinklo.

139. Patikros ir tipo bandymų tikslas – patikrinti perdavimo ar skirstomajam tinklui svarbias vėjo elektrinės (elektrinių parko) savybes. Elektrinės patikros bandymus atlieka elektrinės savininkas savo lėšomis ir bandymų protokolus pateikia elektros tinklų operatoriui.

140. Vėjo elektrinės apsaugos nuo žaibo, bokšto įtvirtinimo, darbuotojų saugos ir kiti pačiai elektrinei labai svarbūs klausimai šiose Taisyklėse neaptariami.



141. Tipo bandymai turi būti atliekami, kai: 141.1. vėjo greitis yra pakankamas vardinei galiai generuoti; 141.2. visiškai kompensuota reaktyvioji galia; 141.3. generatoriaus išvadų įtampos pokyčiai neviršija ±5% generatoriaus vardinės

įtampos ribos. 142. Per patikros ir tipo bandymus turi būti ištirtos vėjo elektrinės (vėjo elektrinių

parko) savybės ir atsakai į šiuos išorinius ir vidinius trikdžius: 142.1. išorinės elektros sistemos pažaidos ir ilgalaikiai gedimai; 142.2. vidinės vėjo elektrinės (vėjo elektrinių parko tinklo) pažaidos ir ilgalaikiai

gedimai; 142.3. įprastinės veikos sąlygomis generuojamos galios valdomumas; 142.4. įtampos kokybės parametrų savybės; 142.5. metrologinės savybės. 143. Patikros ir tipo bandymus galima atlikti dviem atvejais: 143.1. tiesiogiai dirbtinai pažeidžiant elektros sistemos tinklą, dirbtinai pažeidžiant

vėjo elektrinės schemą, ar ją išjungiant; 143.2. pagal abiejų šalių suderintus skaičiuojamuosius modelius ir programas,

atliekant tiriamuosius skaičiavimus. 144. Antruoju atveju pasirinktieji skaičiavimo modeliai dar tiriami, analizuojant

vėjo elektrinės (vėjo elektrinių parko) atsakus į tinklo trikdžius pagal šiuos užregistruotus dydžius:

144.1. sūkių greitį; 144.2. įtampą; 144.3 aktyviąją galią; 144.4. reaktyviąją galią; 144.5. dažnį; 144.6. srovę. 145. Dėl įrašų pateikimo perdavimo tinklo operatoriui būdo turi būti sutarta atskirai

ir įrašų pateikimas privalo būti nurodytas kiekviename vėjo elektrinės prijungimo projekte. Įrašų registravimo įtaisų paleidimo signalas ir jo statos turi būti parinktos atsižvelgiant į kiekvienos elektrinės ypatybes.

146. Bandomoji vėjo elektrinė turi būti atjungta nuo perdavimo tinklo, o laikinieji tarpfaziniai viršįtampiai užrašomi per visą bandymų trukmę, pradedant dar prieš patį atskyrimą ir baigiant pačios elektrinės galutiniu atsiskyrimu. Jei per tris nuosekliai atliekamus bandymus įtampos vertė nepadidėjo daugiau kaip 1,2 karto, laikoma, kad šis tipo bandymas išlaikytas.

147. Višįtampio ribojimo veiksmu, pavyzdžiui, gali būti kondensatorių išjungimas arba tam tikro reaktoriaus įjungimas.

148. Jei viršįtampiai susidaro didesni, jie turi būti apriboti nuo 1,3 iki 1,2 pradinės įtampos vertės per 100 ms.

149. Įtampos kokybę nurodantys duomenys, nustatyti atliekant elektrinės tipo bandymus ir įrašyti į jos sertifikatą, elektrinei veikiant turi būti tikrinami:

149.1. įtampos pokyčio faktorius; 149.2. skleidžiamų harmonikų vertės ir netiesinių iškreipių suminis faktorius; 149.3. įtampos mirgėjimo koeficientas; 149.4. įtampos mirgėjimo laipto faktorius.



150. Įtampos kokybės tikrinimo duomenys turi būti nustatomi pagal [2.5] standartą ir pateikiami 1 priedo lentelių tvarka, tačiau nurodant konkretų vėjo elektrinės prijungimo taške esantį elektros tinklo fazinį kampą.

151. Jei patikros rezultatai rodytų, kad elektros kokybės rodikliai viršija leistinąsias vertes, vėjo elektrinės savininkas turi imtis priemonių, kad elektros kokybė atitiktų standarto [2.5] reikalavimus.

152. Įtampos kokybės parametrų matavimo metodai, matavimo prietaisai ir jų paklaidos bei registravimo trukmės turi atitikti [2.5] standartą bei kitus galiojančius Lietuvos metrologinius standartus.

XXXII. VĖJO ELEKTRINĖS VEIKOS NUOSTOVUMO VYKSTANT

ELEKTROS TINKLO TRUMPAJAM JUNGIMUI IR PO JO TYRIMAS. BENDRIEJI REIKALAVIMAI

153. Tipinė išorinio tinklo trumpojo jungimo pažaidos seka yra pažeistos linijos

išjungimas, jonams išsisklaidyti skirta pauzė, kartotinis įjungimas ir, jam nepavykus, kartotinis pažeistos linijos išjungimas. Pirmojo išjungimo trukmė siekia 0,1 s, jonų išsisklaidymo pauzė 0,3 s, kartotinis išjungimas 0,1–0,5 s. Esant visoms valdymo situacijoms, vėjo elektrinės, be išjungimo, turi atlaikyti šias išorinio tinklo pažaidų sekas:

153.1. atsitiktinių išorinio tinklo linijos ar transformatoriaus dvifazis ar trifazis trumpasis jungimas su galutiniu išjungimu be jokių kartotinių įjungimų;

153.2. atsitiktinės linijos vienfazis trumpasis jungimas (tik 110 kV tinkle) su nepasisekusiu kartotiniu įjungimu.

154. Vertinant veikos nuostovumą remiamasi pakenktųjų linijų, transformatorių ir kitų elementų apsaugos relių (kompiuterinių įtaisų) atitinkamomis statomis. Pradinė būklė turi atitikti įprastines tikroviškas veikos sąlygas. Turi būti apskaičiuotos tiek sveiko, tiek su atjungtomis linijomis tinklo nuostovumo sąlygos. Žinoma, trifazis trumpasis jungimas vėjo elektrinių prijungimo tinkle neturėtų būti automatiškai kartojamas.

155. Vėjo elektrinė turi būti taip sukonstruota, kad įprastinėje būklėje veikdama galėtų atlaikyti mažiausiai tris trumpuosius jungimus per 2 minutes be išjungimo. Šio reikalavimo tikslas yra užtikrinti pakankamai patikimą vėjo elektrinės pagalbinių įrenginių veiką ir jų maitinimą. Po pažaidos atkurti vėjo elektrinės darbą galima ribojant jos generavimą. Jei įtampa atkurta, elektrinės generuojamą galią, sekant dažnį, reikia per 30 sekundžių padidinti iki pirminės vertės.

156. Vėjo elektrinės (elektrinių parko) valdymo galimybė, įtampai labai sumažėjus (įvykus įtampos kryčiui), turi išlikti. Po tokios pažaidos vėjo elektrinė turi veikti:

156.1. įtampai kritus iki 85% nuo artimos vardinei pradinės įtampos vertės, turi būti veikos nustovinimas, mažinant generuojamąją galią per mažiau kaip 2 sekundes iki mažesnės kaip 20% didžiausios galios vertės;

156.2. atsikūrus įtampai, generuojamoji galia turi būti didinama iki pradinės ar didesnės vertės;

156.3. nuo pažaidos įvykio iki įprastinės įtampos atkūrimo laiko trukmė gali siekti iki 10 s.

157. Jei analizės rezultatai rodo, kad vėjo elektrinė esant tam tikroms situacijoms bus nenuostovi, nuostovumo sąlygas reikia gerinti pakeičiant vėjo elektrinių parko projektą, gerinant relinės (kompiuterinių įtaisų) apsaugos schemą arba stiprinti elektros tinklą, t. y. projektuojant ir tiesiant naujas linijas.



158. Vėjo elektrinių su asinchroniniu generatoriumi nenuostovumą dažnai sukelia dėl trumpojo jungimo tinkle labai padidėjęs vėjaračio greitis. Per daug greitai sukamas generatorius labai sumažina generuojamąją galią ir taip pat įtampos lygį. Tokios vėjo elektrinės konstrukcijoje jos nuostovumui padidinti turi būti numatytas mechaninis stabdymas.

159. Turi būti apskaičiuota ir atlikta analizė, kaip vėjo elektrinė reaguoja į perdavimo ar skirstomojo tinklo trumpuosius jungimus. Pakanka modeliuoti trifazį trumpąjį jungimą. Analizę reikia atlikti, kai:

159.1. vėjo greitis pakankamas vardinei galiai generuoti; 159.2. esant įprastinei veikai ir kritiškiausiam vėjaračio greičiui; 159.3. prieš trumpąjį jungimą reaktyvioji galia visiškai kompensuojama. 160. Elektros sistemai modeliuoti naudojama ekvivalentinė (Thevenin’o) schema (7

priedo 1 paveikslas). Atstojamosios ekvivalentinės (Thevenin’o) schemos įtampos šaltinio įtampa turi kisti, kaip parodyta 7 priedo 2 paveiksle, pagrindu imant vėjo elektrinės vardinę įtampą. Šis kitimas modeliuoja atstojamojo induktyviojo varžo įmagnetinimą.

161. Jei pagrindu parinkta 10 kV įtampa, ekvivalentinės (Thevenin’o) atstojamosios schemos nuoseklusis varžas turi turėti R + jX = (0,1+1,0)Ω varžą. Į šį vėjo elektrinės skaičiuojamąjį modelį jos transformatorius jau įtrauktas.

162. Jei elektrinės transformatorius nėra elektros tiekimo schemos dalis, vėjo elektrinės gamintojas arba teikėjas turi nustatyti tokius transformatorių duomenims keliamus reikalavimus, kad vėjo elektrinės ir transformatoriaus derinys išlaikytų bandymą. Transformatoriaus duomenims keliami reikalavimai turi būti pateikti elektrinės tipo bandymo ataskaitoje.

163. Bandymo ataskaitoje turi būti nurodyta, kokia kompiuterinė programa analizei panaudota, ir įtraukti vėjo elektrinės tipo pakankamai smulkmeniški analizei pakartoti skirti modelio duomenys.

164. Tipo bandymas yra išlaikomas: 164.1. jei įtampai tapus lygiai 1 santykinio vieneto vertei, per 10 sekundžių trukmę

vėjo elektrinė vėl generuoja vardinę galią, o elektrinės ir perdavimo ar skirstomojo tinklo reaktyviosios galios tarpusavio kaita atitinka 7 skyriaus reikalavimus;

164.2. jei dokumentais yra patvirtinta, kad vėjo elektrinė atlaiko šilumos smūgį, kurį sukelia trifaziam trumpajam jungimui modeliuoti taikomi trys tiesiogiai vienas paskui kitą einantys ir tomis pačiomis sąlygomis susidarantys trumpieji jungimai.

XXXIII. VĖJO ELEKTRINIŲ PARKO PATIKROS IR BANDYMŲ


165. Planuojant vėjo elektrinių parkus ir sudarant jų sujungimo su elektros perdavimo tinklu techninius projektus, vėjo elektrinių atsakai į elektros sistemos pažaidas turi būti patikrinti juos modeliuojant. Vėjo elektrinių atsakų matematiniai modeliai turi būti aprašyti dokumentuose.

166. Jeigu (dar) nėra galimybių vėjo elektrinių parke atlikti pažaidų eksperimentus, galima panaudoti vėjo elektrinių tipo bandymų matavimus. Įmonės savininkas (atstovas) atsako už tokių būtinų modelių pateikimą. Pastačius elektrines ir atiduodant eksploatuoti vėjo elektrinių parką, turi būti pateiktas parko atnaujintas ir (pasyviais) eksperimentais patikslintas modelis.



167. Tikrinant vėjo elektrinių parko atsakus į pažaidas, turi būti įrengta elektros sistemoje naudojama įrašymo įranga, kuri fiksuoja duomenis 10 sekundžių prieš pažaidą, per pažaidą ir 60 sekundžių po pažaidos. Įrašymo įrangoje turi būti pakankamas įrašymo kanalų skaičius. Turi būti galima papildomai įrašyti pasirinktos kiekvieno tipo vėjo elektrinės ir viso parko prijungimo taško šiuos dydžius:

167.1. įtampą, 167.2. aktyviąją galią, 167.3. reaktyviąją galią, 167.4. dažnį, 167.5. srovę. 168. Vėjo elektrinių parko indėlis į įtampos pokyčius ir jos mirgėjimą bei

harmonikas prijungimo taške turi būti nustatytas remiantis srovės ir (arba) galios matavimais ir įtampų skaičiavimais, kurie yra atliekamai pagal perdavimo tinklo operatoriaus pateiktų schemų varžas. Skaičiavimo metodai turi būti pritaikyti kiekvienam vėjo elektrinių parkui ir jo elektrinių sujungimo schemai atskirai.

XXXIV. BAIGIAMOSIOS NUOSTATOS

169. Planuojant prijungti vėjo elektrinę (elektrinių parką) prie jau esančio elektros

(perdavimo ar skirstomojo) tinklo, reikia sudaryti jos prijungimo projektą, apimantį prijungimo schemą, situacijos planą, kuriame turi būti pateikti prijungimo linijų ilgiai, elektrinės schemą ir atitikties reikalavimams patikrinti atitinkamus skaičiavimus. Kadangi elektrinės dar nėra ir jos rodiklių dar negalima išmatuoti, visi jos veikos rodikliai imami iš elektrinės sertifikato.

170. Pastačius ir prijungus prie elektros tinklo elektrinę, jos rodikliai turi būti išmatuoti ir sertifikato atitiktis patikrinta.

171. Vėjo elektrinių savybės, kurios leido ją prijungti prie bendro naudojimo elektros tinklo, turi būti išsaugotos visą elektrinės eksploatavimo laiką, elektrinę tinkamai prižiūrint ir eksploatuojant.

172. Tikrinti, ar laikomasi šių Taisyklių, pavedama Lietuvos elektros perdavimo tinklo operatoriui, jei elektrinė prijungta prie perdavimo tinklo, ir skirstomojo tinklo operatoriui, jei prijungta prie skirstomojo tinklo, taip pat Valstybinei energetikos inspekcijai prie Ūkio ministerijos.

173. Vėjo elektrinių dokumentų ir schemų pasirašytas kopijas elektrinės savininkas pateikia per tarpusavyje nustatytą terminą perdavimo ar skirstomojo tinklo operatoriui. Vėjo elektrinės savininkui padarius šių dokumentų keitinius, jis privalo tinklo operatoriui pristatyti pasirašytas šių dokumentų kopijas.

174. Taisyklės nereglamentuoja perdavimo tinklo operatoriaus turto panaudojimo, elektros tinklo rekonstravimo ir plėtros finansinių klausimų.

175. Nesusitarimus, kylančius tarp tinklų operatoriaus ir elektrinės savininko dėl keliamų reikalavimų techninio pagrįstumo, sprendžia Valstybinė energetikos inspekcija teisės aktų nustatyta tvarka.



Vėjo elektrinių prijungimo prie Lietuvos elektros energetikos sistemos techninių taisyklių 1 priedas

PRIE PERDAVIMO AR SKIRSTOMOJO TINKLO JUNGIAMOS VĖJO

ELEKTRINĖS TECHNINIŲ ŽINIŲ LENTELĖS

1 lentelė. Bendrieji vėjo elektrinės duomenys

Vėjo elektrinės gamintojas ir gaminio pavadinimas Vėjo elektrinės tipas (gulsčiosios ar stačiosios ašies) Sparnų tipas:

Menčių skaičius Menčių pokrypio valdymas Greičio netekimo aktyvusis valdymas Greičio netekimo pasyvusis valdymas

Sukimosi greičio valdymo tipas Pastovaus greičio Dviejų greičių Kintamo greičio

Veleno ašies aukštis, m Vėjaračio skersmuo, m Generatoriaus tipas ir vardiniai įprastinės veikos ir pereinamojo vyksmo parametrai (santykinės generatoriaus varžos)

Generatoriaus (-ių) vardinė galia (-ios), kW Keitiklio tipas, paskirtis ir prijungimo schema Keitiklio vardinė galia, kW, bei santykinės keitiklio varžos Transformatoriaus tipas ir vardinė galia, kVA, bei santykinės transformatoriaus varžos

2 lentelė. Vardiniai vėjo elektrinės duomenys

Vardinė aktyvioji galia, Pn, kW Vardinė pilnutinė galia, Sn Vardinė reaktyvioji galia, Qn Vardinė įtampa, Un Vardinė srovė, In Paleidimo srovės ir vardinės srovės santykis, ki Transformatoriaus transformavimo koeficientas, kV/kV Vidutinis metinis vėjo greitis statybos vietoje, va, m/s



Vardinis elektrinės veikos vėjo greitis, vn, m/s (Generavimo pradžios) paleisties vėjo greitis, m/s (Priverstinio) stabdymo vėjo greitis, m/s

3 lentelė. Vardiniai bandymų organizacijos duomenys

Vėjo elektrinės bandymų organizacijos pavadinimas Vėjo elektrinės bandymų ataskaitos numeris Vėjo elektrinės tipo apibrėžimas Bandytosios elektrinės serijos numeris

4 lentelė. Dokumentų pavadinimai ir datos

Informacijos tipas Dokumento pavadinimas ir

data Vėjo elektrinės bandymo, apimant valdymo parametrų statas, aprašymas Vėjo elektrinės bandymų aikštelės ir prijungto elektros tinklo aprašymas Bandymo įrenginių aprašymas Bandymo sąlygų aprašymas Atitikties LST EN 61400-21 standarto reikalavimams aprašymas

5 lentelė. Dokumentų tvirtinimo įrašai ir datos

Autorius Tikrintojo įrašas Tvirtinimo įrašas Leidinio data

6 lentelė. Aktyviosios galios bandymų duomenys

Didžiausia leistinoji aktyvioji galia, Pmax leist, kW Didžiausios leistinosios ir vardinės galių santykis pmax leist= Pmax leist / Pn Didžiausia išmatuotoji 60 s intervalo vidutinė galia P60, kW Didžiausios išmatuotosios 60 s intervalo vidutinės ir vardinės galių santykis p60= P60 / Pn

Didžiausia išmatuotoji 0,2 s intervalo vidutinė galia P0,2, kW Didžiausios išmatuotosios 0,2 s intervalo vidutinės ir vardinės galių santykis p0,2= P0,2 / Pn

7 lentelė. Reaktyvioji galia, esant didžiausioms aktyviosioms galioms



Reaktyvioji galia, nustatyta generuojant didžiausią leistinąją aktyviąją galią Pmax leist, kvar

Reaktyvioji galia, nustatyta generuojant didžiausią 60 s intervalo vidutinę aktyviąją galią P60, kvar

Reaktyvioji galia, nustatyta generuojant didžiausią 0,2 s intervalo vidutinę aktyviąją galią P0,2, kvar

8 lentelė. Reaktyvioji galia, esant skirtingoms generuojamoms aktyviosioms galioms Generuojamoji galia

[% nuo Pn] Aktyvioji galia

[kW] Reaktyvioji galia

[kvar] Vėjo greitis

vėjaračio aukštyje [m/s]

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

9 lentelė. Vėjo elektrinės veikos sukeliamo įtampos mirgėjimo koeficientas c(ψk, va)

Perdavimo ar skirstomojo tinklo grandinės fazinis kampas, ψk [laipsniais]

Vidutinis metinis vėjo greitis, va [m/s]

30 50 70 85 6

7,5 8,5 10,0

10 lentelė. Vėjo elektrinės įjungimų, esant pradiniam vėjo greičiui, sukeltas įtampos mirgėjimas ir jos pokytis

Jungimo veiksmo tipas Įjungimas, esant pradiniam vėjo greičiui Įjungimų ir išjungimų per 10 min. didžiausias skaičius, N10

Įjungimų ir išjungimų per 2 val. didžiausias skaičius, N120

Perdavimo ar skirstomojo tinklo grandinės 30 50 70 85



fazinis kampas, ψk , laipsniais Įtampos mirgėjimo laipto faktorius, kf (ψk) Įtampos pokyčio faktorius, ku (ψk)

11 lentelė. Vėjo elektrinės įjungimų, esant vardiniam vėjo greičiui, sukeltasis įtampos mirgėjimas ir jos pokytis

Jungimo veiksmo tipas Įjungimas, esant vardiniam vėjo greičiui Įjungimų ir išjungimų per 10 min. didžiausias skaičius, N10

Įjungimų ir išjungimų per 2 val. didžiausias skaičius, N120

Perdavimo ar skirstomojo tinklo grandinės fazinis kampas, ψk , laipsniais

30 50 70 85

Įtampos mirgėjimo laipto faktorius, kf (ψk) Įtampos pokyčio faktorius, ku (ψk)

12 lentelė. Vėjo elektrinės generatorių arba apvijų perjungimų sukeltas įtampos mirgėjimas ir jos pokytis

Jungimo veiksmo tipas Perjungimas, tarp generatorių ar apvijų esant blogiausiam sujungimui

Perjungimo veiksmų per 10 min. didžiausias skaičius, N10

Perjungimo veiksmų per 2 val. didžiausias skaičius, N120

Perdavimo ar skirstomojo tinklo grandinės fazinis kampas, ψk , laipsniais

30 50 70 85

Įtampos mirgėjimo laipto faktorius, kf (ψk) Įtampos pokyčio faktorius, ku (ψk)

13 lentelė. Vėjo elektrinės įrenginių skleidžiamų harmonikų vertės

Harmonikos eilė h

Generuoja-moji galia [kW]

Harmoninė srovė [% nuo In]

Harmonikos eilė h

Generuoja-moji galia [kW]

Harmoninė srovė [% nuo In]

2 3 4 5 6 7 8 9 10 11



12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 Didžiausias suminis harmoninis iškreipis, % nuo In Didžiausia galia, esant didžiausiam suminiam harmoniniam iškreipiui, kW




VĖJO ELEKTRINIŲ IR VĖJO ELEKTRINIŲ PARKŲ DAŽNIO AVARINĖS VERTĖS

1 lentelė. Generuojamojo dažnio valdymo vertės Statų sritis Avarinė vertė Nukrypusių nuo vardinio dažnių reguliavimo srities žemiausioji dažnio riba (fmin)

50,00…47,00 Hz 48,7 Hz

Nukrypusių nuo vardinio dažnių reguliavimo srities aukščiausioji dažnio riba (fmax)

50,00…53,00 Hz 51,3 Hz

Nukrypusių nuo vardinio dažnių nejautrumo srities aukštesnioji riba (fd+)

50,00…53,00 Hz 50,15 Hz

Generuojamos galios reguliavimo faktorius dažnių fmin…fd- ir fd+…fmax srityje, žr. 1 paveikslą

aukštesniems dažniams: %100)1(max

⋅−

−−

+

+

d

dff

ff

žemesniems dažniams: %100)1(min

⋅−

−+

−

−

d

dff

ff

Reguliavimo greitis, apskaičiuotas nuo ribinės vertės iki visiško sureguliavimo taško

10% vardinės galios per sekundę

1 paveikslas. Dažnio valdymo grafikas, iliustruojantis šio priedo 1 lentelės avarines vertes




VĖJO ELEKTRINIŲ REAKTYVIOSIOS GALIOS VALDYMAS

1 paveikslas. Vėjo elektrinės reaktyviosios galios mainams keliami reikalavimai

___________ Vėjo elektrinių prijungimo prie Lietuvos elektros energetikos sistemos techninių taisyklių 4 priedas

VĖJO ELEKTRINĖS GENERUOJAMOS ĮTAMPOS KOKYBĖS REIKALAVIMAI

1 lentelė. Staigiųjų įtampos pokyčių ir mirgėjimo leistinosios ribos

Didžiausias leistinasis įtampos pokytis ir mirgėjimas

n

dinUU∆

,

%

Įtampos pokyčių ir mirgėjimo

dažnis r

(kartai per val.) 35 kV ir žemesnė įtampa 110 kV ir aukštesnė įtampa

r ≤ 1 4 3

1 < r ≤ 10 3 2,5

10 < r ≤ 100 2 1,5

100 < r ≤ 1000 1,25 1



2 lentelė. Leistinosios projektinės mirgėjimo aštrumo rodiklio vertės

10 (20) kV tinkle Plt ≤ 0,50

35 kV tinkle Plt ≤ 0,35

110 kV tinkle Plt ≤ 0,20

3 lentelė. Leistinosios projektinės harmoninių įtampų vertės

Nelyginės harmonikos, kurios nekartotinės 3

Nelyginės harmonikos, kurios kartotinės 3

Lyginės harmonikos

Eilė h Projektinė leistinoji vertė, %

Eilė h Projektinė leistinoji vertė,

%

Eilė h Projektinė leistinoji vertė,

%

10–35 kV ≥110 kV 10–35 kV

≥110 kV

10–35 kV

≥110 kV

5 7 11 13 17 19 23 25

>25

5 4 3

2,5 1,6 1,2 1,2 1,2

0,2+0,5h25

2 2

1,5 1,5 1 1

0,7 0,7

0,2+0,5 h25

3 9 15 21

>21

4 1,2 0,3 0,2 0,24

2 1

0,3 0,2 0,2

2 4 6 8

10 12

>12

1.6 1

0,5 0,4 0,4 0,2 0,2

1,5 1

0,5 0,4 0,4 0,2 0,2

4 lentelė. Tarpharmoninių srovių ribinės vertės

Dažnis [Hz]

Didžiausias indėlis į tarpharmonines sroves

[%]

<100 0,2

100≤ f <9000 0,5




VĖJO ELEKTRINIŲ RELINĖ APSAUGA IR AUTOMATIKA

1 lentelė. Išjungimo kriterijai

Išjungimo kriterijus Apsaugos statos vertė Statos vertės peržengimo leistinoji delsa

Per žema įtampa 0,9 Un V 10 … 60 s Per daug žema įtampa 0,85 Un V ≤ 10 s Per aukšta įtampa 1,06 Un V 60 s Viršįtampis 1,1 Un V 200 ms Per daug aukštas dažnis

50,5 Jei dažnio valdymas veikia,

tai 51

Hz Hz

200 200

ms ms

Per daug žemas dažnis 47 Hz 200 ms

2 lentelė. Vėjo elektrinių parko apsaugų nuo vidinių pažaidų statos

Matuojamasis dydis Statos vertė Apsaugos delsa

U < 70% 2–10 sekundžių, vėjo elektrinių išjungimas

U > 110% <100 ms, įtampos mažinimas

f < 47,0–48,0 Hz 300 ms, parko išjungimo ilgiausia delsa

f > 50,5–51,0 Hz 300 ms parko išjungimo ilgiausia delsa




METROLOGINIAI, INFORMACIJOS APIMTIES BEI DUOMENŲ PERDAVIMO REIKALAVIMAI

1 lentelė. Iki 1,5 MW galios vėjo elektrinės prijungimo taško matavimo prietaisams keliami metrologiniai reikalavimai

Elektros skaitiklių tikslumo klasės Matuojamosios įtampos

vardinės vertės, kV

Aktyviosios energijos skaitiklis

Reaktyviosios energijos skaitiklis

Srovės matavimo

transformatorių tikslumo klasės

Įtampos matavimo


10–35 1,0 2,0 0,5S 0,5

≥ 110 0,5 1,0 0,2S 0,2

2 lentelė. Didžiausios leistinosios vėjo elektrinės elektros energijos matavimo nuo 10% iki 110% vardinės apkrovos

ir nuo 0,8 iki 1,0 galios faktoriaus (cos φ) suminės paklaidos

Didžiausios leistinosios suminės paklaidos patikros sąlygomis, ±%

Didžiausios leistinosios suminės paklaidos veikos sąlygomis, ±%

Matuojamosios įtampos

vardinės vertės, kV Aktyviosios

energijos matavimas

Reaktyviosios energijos

matavimas

Aktyviosios energijos

matavimas

Reaktyviosios energijos

matavimas

10–35 2,0 3,0 2,5 4,0

≥ 110 1,5 2,0 2,0 3,0 3 lentelė. Vėjo parkų ir 1,5 MW bei galingesnių elektrinių prijungimo taško matavimo

prietaisams keliami metrologiniai reikalavimai

Elektros skaitiklių tikslumo klasės Matuojamosios įtampos

vardinės vertės, kV

Aktyviosios energijos skaitiklis

Reaktyviosios energijos skaitiklis

Srovės matavimo


Įtampos matavimo


10–35 0,5 1,0 0,2S 0,2

≥ 110 0,5 1,0 0,2S 0,2



4 lentelė. Duomenys, kurie turi būti perduodami iš prijungimo taško į operatoriaus dispečerinio valdymo punktą

Duomenys Kiekis ir tipas

Komercinės apskaitos duomenys Per prijungimo tašką į tinklą parduodama aktyvioji energija, kWh

M

Per prijungimo tašką iš tinklo vartojama aktyvioji energija, kWh

M

Per prijungimo tašką į tinklą pateikiama reaktyvioji energija, kvarh

M

Per prijungimo tašką iš tinklo vartojama reaktyvioji energija, kvarh

M

Matavimų duomenys Per prijungimo tašką į tinklą parduodama aktyvioji galia, kW

M

Per prijungimo tašką iš tinklo vartojama aktyvioji galia, kW

M

Per prijungimo tašką į tinklą pateikiama reaktyvioji galia, kvar

M

Per prijungimo tašką iš tinklo vartojama reaktyvioji galia, kvar

M

Prijungimo taško įtampa, kV M Per prijungimo tašką tekanti srovė, A M Netiesinių iškreipių suminis faktorius prijungimo taške, %

M

Įtampos mirgėjimo aštrumo trumpalaikis (10 min. intervalo vidutinis) rodiklis

M

5 lentelė. Duomenys, kurie turi būti perduodami tarp vėjo elektrinės

ir tinklo operatoriaus dispečerinio valdymo punkto

Duomenys Kiekis ir tipas

Didžiausia galimos generuoti galios riba, iki (nuo) DO ir DT

Generuojamoji arba vartojamoji aktyvioji galia, ±kW K, B ir M Reguliavimo greitis, kW/min B



Vidutinis 60 sek intervalo vėjo greitis vėjaračio veleno aukštyje, m/s

M

Dažnio valdymas, leidžiamas (neleidžiamas) DO ir DT

Reguliavimo srities viršutinė ir apatinė dažnio ribos, Hz

2 B

Nukrypusių nuo vardinio dažnių nejautrumo sritis, Hz

2 B

Reaktyviosios galios valdymas, leidžiamas (neleidžiamas)

DO ir DT

Vartojamoji arba generuojamoji reaktyvioji galia, ±kvar

2 K, B ir M

Vėjo turbinos įjungimas (išjungimas) DO ir DT

Vėjo elektrinė įjungta (išjungta) DT Išjungta dėl per didelio vėjo greičio T

Išjunta perdavimo ar skirstomojo tinklo operatoriaus T Neveikia dėl pažaidos (apžiūros ir tvarkymo darbų) T

Žemosios pusės įtampa, V M

Vėjo elektrinės atpažinimo numeris (Valstybinio sertifikato registracijos numeris)

V

6 lentelė. Duomenų tipo santrumpos

O: skiltis; M: matuojamoji vertė; T: būklė; DO: dviejų skilčių;

K: dabartinė didžiausia leistinoji vertė;

DT: keturių būklių indikacija;

B: statos vertė; V: (18 skaitmenų) vertė.




1 paveikslas. Vienfazė vėjo elektrinės atstojamoji ekvivalentinė (Thevenin’o) schema

2 paveikslas. Laikinė įtampos šaltinio įtampos diagrama, naudojama

modeliuojant vėjo elektrinės veikos nuostovumą

1.4. Study on possibilities of offshore wind power parks...

Documents

Transcript of 1.4. Study on possibilities of offshore wind power parks...