Wybrane aspekty energetyki wiatrowej w Polsce (część 2.)
Selected aspects of wind energy in Poland – part 2
Energetyka wiatrowa w Polsce
Rozwój energetyki wiatrowej w Polsce to zjawisko dość nowe
o dużej dynamice zmian. Warto zwrócić uwagę na wykorzystywane
w siłowniach wiatrowych zaawansowane układy sterowania i regulacji,
które są wciąż udoskonalane. Z kolei z uwagi na duże lepsze warunki
wietrzne szansą na dalszy rozwój energetyki wiatrowej w Polsce są
z całą pewnością farmy wiatrowe morskie.
Zobacz także
dr hab. inż. Paweł Piotrowski Wybrane aspekty techniczne i ekonomiczne zasilania odbiorców energii elektrycznej
Odbiorcy energii elektrycznej mają różne wymagania niezawodnościowe. Układów zasilania stosowanych w praktyce dla obiektów wymagających podwyższonej niezawodności jest również wiele. Wybór układu zasilania...
Odbiorcy energii elektrycznej mają różne wymagania niezawodnościowe. Układów zasilania stosowanych w praktyce dla obiektów wymagających podwyższonej niezawodności jest również wiele. Wybór układu zasilania to najczęściej kompromis pomiędzy wymaganiami niezawodnościowymi oraz kosztami. Coraz częściej źródłem energii elektrycznej wspomagającym zasilanie podstawowe jest system fotowoltaiczny lub farma wiatrowa – ten aspekt został również omówiony w kontekście niezawodności zasilania.
ASTAT Sp. z o.o. Wykonywanie pomiarów w przemyśle i energetyce zawodowej analizatorami przenośnymi PQ-Box
Dobra jakość zasilania charakteryzuje się tym, że napięcie sieciowe faktycznie docierające do odbiorcy odpowiada napięciu sieciowemu obiecanemu przez zakład energetyczny.
Dobra jakość zasilania charakteryzuje się tym, że napięcie sieciowe faktycznie docierające do odbiorcy odpowiada napięciu sieciowemu obiecanemu przez zakład energetyczny.
ASTAT Sp. z o.o. Komunikacja zdalna ze stacjonarnymi analizatorami jakości energii PQI-DA Smart
Coraz częściej podnoszonym tematem w zakresie sieci elektroenergetycznych każdego poziomu napięć oraz instalacji przemysłowych jest jakość energii elektrycznej. Jakość ta określana jest przede wszystkim...
Coraz częściej podnoszonym tematem w zakresie sieci elektroenergetycznych każdego poziomu napięć oraz instalacji przemysłowych jest jakość energii elektrycznej. Jakość ta określana jest przede wszystkim przez dwa dokumenty. Pierwszy to norma PN-EN 50160:2010 Parametry napięcia zasilającego w publicznych sieciach elektroenergetycznych. Drugi to Rozporządzenie Ministra Klimatu i Środowiska z dnia 22 marca 2023 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego (Dz.U. 819).
W artykule:• Układy sterowania i regulacji stosowane w siłowniach wiatrowych• Kierunek rozwoju – farmy wiatrowe morskie w Polsce |
StreszczenieW dwuczęściowym artykule przedstawiono zagadnienia dotyczące wybranych aspektów energetyki wiatrowej. Omówiono perspektywy rozwoju energetyki wiatrowej w Polsce, aspekty ekonomiczne produkcji energii z farm wiatrowych oraz układy sterowania stosowane w siłowniach wiatrowych. Sformułowano wnioski końcowe.AbstractThe two-part article presents issues related to selected aspects of wind energy. Prospects for the development of wind energy in Poland, economic aspects of energy production from wind farms and control systems used in wind turbines were described. The final conclusions have been presented. |
Rys. 1. Budowa elektrowni wiatrowej na przykładzie turbiny Vestas. Objaśnienia: 1. Sterownik piasty; 2. Cylinder systemu sterowania łopatami; 3. Oś główna; 4. Chłodnica oleju; 5. Skrzynia przekładniowa; 6. Sterownik VIP z konwerterem; 7. Hamulec postojowy; 8. Dźwig serwisowy; 9. Transformator; 10. Piasta wirnika; 11. Łożysko łopaty; 12. Łopata; 13. Układ blokowania wirnika; 14. Układ hydrauliczny; 15. Tarcza hydraulicznego układu hamowania wirnika; 16. Pierścień układu kierunku; 17. Rama; 18. Koła zębate układu kierunku; 19. Generator; 20. Chłodnica generatora. Rys. udostępnienie Vestas Wind Systems A/S [47]
Układy sterowania i regulacji stosowane w siłowniach wiatrowych
Turbina wiatrowa ma na celu przetwarzanie energii wiatru na energię elektryczną w sposób efektywny i bezpieczny. Aby wykonywać to zadanie, musi mieć szereg układów sterowania i regulacji, które mogą oddziaływać zarówno na turbinę, jak i przekształtnik energoelektroniczny. Przykładowa budowa turbiny wiatrowej została pokazana na rys. 1.
Najważniejszą częścią siłowni wiatrowej jest jej turbina, która obracając się (z prędkością 15–20 obr./min) napędza poprzez przekładnie generator (obracający się z prędkością około 1500 obr./min). Jej parametry konstrukcyjne decydują o właściwościach całej siłowni, a w szczególności o mocy i prędkości obrotowej oraz końcowych gabarytach urządzenia.
W oparciu o dobór turbiny wiatrowej dobierane są kolejne elementy urządzenia, takie jak np. generator, wieża, przekładnia. Najczęściej stosowanymi turbinami są konstrukcje trzypłatowe, które łączą wysoką sprawność z niskimi kosztami i małą awaryjnością.
Obok turbiny nieodzowną rolę w wytwarzaniu energii elektrycznej grają generatory. W siłowniach wiatrowych najczęściej można spotkać cztery rodzaje prądnic:
- asynchroniczne z wirnikiem klatkowym,
- asynchroniczne z regulowaną liczbą par biegunów stojana,
- asynchroniczne podwójnie zasilane z wirnikiem uzwojonym,
- synchroniczne bezpośrednio napędzane.
Każde z zastosowanych rozwiązań posiada swoje wady i zalety [48].
Układy z generatorem synchronicznym, ze względu na brak konieczności stosowania przekładni, są niekiedy nazywane układami bezprzekładniowymi. Poprzez podłączenie siłowni wiatrowej do SEE poprzez przekształtnik energoelektroniczny, znaczne zmiany prędkości obrotowej turbiny, a więc i częstotliwości są nieistotne. Poprzez zastosowanie tego rozwiązania można ograniczyć koszty związane z przekładnią oraz jej dodatkowymi układami jak np. układ chłodzenia.
Do wad stosowania generatorów synchronicznych w turbinach wiatrowych należy zaliczyć skomplikowaną konstrukcję, wymagającą stosowania znacznej liczby par biegunów (powyżej 40) oraz duży ciężar.
Schemat pracy turbiny z generatorem synchronicznym został pokazany na poglądowym rys. 2.
Rys. 2. Schemat pracy turbiny z generatorem synchronicznym; rys. archiwum autorów (P. Piotrowski, M. Zawistowski)
Większość elektrowni posiada generatory asynchroniczne, których prędkość synchroniczna równa się 750 i 1500 obr./min. W celu osiągnięcia prędkości tego rzędu konieczne jest stosowanie przekładni mechanicznej o przekładni zazwyczaj większej niż 60x.
Prostota konstrukcji, łatwość i znaczne możliwości sterowania, przy zachowaniu niskich kosztów inwestycyjnych i operacyjnych to główne zalety generatorów asynchronicznych.
Spośród tej grupy wyróżnić można dwa typy maszyn:
- klatkowe – ze stałą prędkością obrotową,
- pierścieniowe – z możliwością pracy przy różnych prędkościach obrotowych.
Prądnice asynchroniczne zazwyczaj budowane są jako maszyny o przełączalnej liczbie par biegunów, co pozwala im pracować z prędkością synchroniczną 750 obr./min przy małych podmuchach wiatru i dwukrotnie większą przy większych porywach wiatru. Czasami stosowano rozwiązanie oparte na zastosowaniu dwóch generatorów o różnych prędkościach synchronicznych, jednak ze względu na koszty rozwiązanie to jest coraz rzadziej stosowane.
Schemat pracy generatora asynchronicznego z turbiną wiatrową pokazano na rys. 3.
Rys. 3. Schemat pracy turbiny z generatorem asynchronicznym klatkowym; rys. archiwum autorów (P. Piotrowski, M. Zawistowski)
Najnowocześniejszym typem prądnicy stosowanej w siłowniach wiatrowych jest generator asynchroniczny pierścieniowy DFIG. Generator ten wraz z przekształtnikiem energoelektronicznym ma możliwość przekazywania energii w dwóch kierunkach w zależności od jego prędkości obrotowej. W momencie gdy prędkość generatora jest większa od prędkości synchronicznej układ oddaje energię do sieci, gdy odpowiednio jest mniejsza pobiera tę energię. Schemat pracy generatora DFIG został przedstawiony na rys. 4.
Rys. 4. Schemat pracy turbiny z generatorem DFIG; rys. archiwum autorów (P. Piotrowski, M. Zawistowski)
Poprzez odpowiednie sterowanie prądem wirnika przez przekształtnik, można w dużym zakresie regulować takie parametry jak poślizg lub moc czynna i bierna oddawana do SEE.
Do najważniejszych zalet zastosowania generatora asynchronicznego pierścieniowego dwustronnie zasilanego należy zaliczyć [49, 50]:
- niski poziom hałasu,
- zmniejszenie zużycia elementów mechanicznych,
- poprawa jakości energii elektrycznej wprowadzanej do SEE,
- tłumienie oscylacji mocy i naprężeń mechanicznych,
- możliwość regulacji mocy biernej bez konieczności korzystania z baterii kondensatorów.
Sterowanie turbiny wiatrowej można podzielić na dwie metody:
- ze stałym wyróżnikiem szybkobieżności,
- ze śledzeniem mocy maksymalnej.
Metody te są wykorzystywane w momencie częściowego obciążenia elektrowni. W pierwszej z nich sygnał błędu jest wyznaczany na podstawie porównania wyróżnika szybkobieżności z wartością optymalną, która jest wyznaczana z charakterystyk turbiny (Cp, Ct, λ), zapisanych w pamięci.
Przykładowa charakterystyka turbiny o mocy 2,03 kW wraz ze współczynnikami momentu turbiny CP i mocy turbiny CT, została przedstawiona na rys. 5.
Rys. 5. Przykładowa charakterystyka turbiny wiatrowej. Opracowanie własne – Maciej Zawistowski
Krzywa mocy turbiny zależy od wielu czynników, do najważniejszych należą:
- typ turbiny,
- rodzaj i kształt płatów wirnika,
- zastosowane systemy i metody regulacji,
- rozwiązań konstrukcyjnych zastosowanych w turbinie.
Dodatkowo można na niej wyróżnić trzy lub cztery charakterystyczne punkty mające wpływ na pracę siłowni wiatrowej:
- punkt startu (cut on) – minimalna prędkość wiatru powodująca obracanie się turbiny i powstanie na wale momentu mechanicznego,
- punkt wyłączenia (cut off) – prędkość, przy której turbina musi być zatrzymana w celu zapobiegnięcia uszkodzeniu elementów siłowni wiatrowej,
- punkt mocy maksymalnej – prędkość, przy której turbina osiąga swoją moc znamionową,
- punkt ponownego włączenia (cut‑in) – parametr czasami podawany przez producentów. Jest to prędkość wiatru, poniżej której jest możliwe ponowne załączenie elektrowni do pracy, która została zatrzymana np. na skutek mocnego porywu wiatru.
Powyższe charakterystyki są wyznaczane na etapie produkcji zgodnie ze standardem podanym przez Międzynarodową Komisję Elektrotechniczną.
Układy sterowania i regulacji stosowane w siłowniach wiatrowych - ciąg dalszy
IEC 61400-12-1:2017 określa procedurę pomiaru charakterystyki mocy pojedynczej turbiny wiatrowej i stosuje się do testowania turbin wiatrowych wszystkich typów i rozmiarów podłączonych do sieci elektrycznej. Ponadto niniejszy standard opisuje procedurę, która ma być stosowana do określania charakterystyki mocy elektrycznej małych turbin wiatrowych (zgodnie z definicją w IEC 61400-2) po podłączeniu do sieci elektrycznej lub baterii akumulatorów.
Procedurę tę można wykorzystywać do oceny działania określonych turbin wiatrowych w określonych lokalizacjach lub do ogólnych porównań między różnymi modelami turbin wiatrowych lub różnymi ustawieniami turbin wiatrowych, gdy uwzględnia się warunki właściwe dla miejsca.
Wydanie z 2017 r. zawiera następujące istotne zmiany techniczne w stosunku do poprzedniej edycji [43]:
- nowa definicja prędkości wiatru,
- włączenie definicji ścinania i skręcania wiatru,
- korekcję ze względu na gęstość powietrza,
- poprawienie uwzględniania kształtu terenu,
- zmiana definicji krzywej mocy,
- poprawa modelu przeszkody itp.
Skuteczność metody ze stałym wyróżnikiem szybkobieżności oparta jest na dokładności wyznaczania trzech charakterystycznych współczynników (λ, CP, CT). Wyróżnik szybkobieżności λ jest dany stosunkiem prędkości liniowej końcówki łopaty turbiny do prędkości wiatru zgodnie ze wzorem 1 [26]:
Wzór 1
gdzie:
λ – wyróżnik szybkobieżności,
Ωt– prędkość kątowa turbiny,
R – promień turbiny,
V – prędkość wiatru.
Drugi współczynnik CP dotyczy mocy turbiny i jest miarą wydajności turbiny wiatrowej często stosowaną przez przemysł energii wiatrowej.
Cp to stosunek rzeczywistej energii elektrycznej wytworzonej przez turbinę wiatrową podzielony przez całkowitą siłę wiatru docierającą do łopatek turbiny przy określonej prędkości wiatru, zgodnie ze wzorem 2:
Wzór 2
gdzie:
PEl – moc elektryczna,
PWIND – moc wiatru docierająca do łopat turbiny,
Cp – współczynnik mocy turbiny,
ρ – gęstość powietrza,
A – powierzchnia omiatania łopat turbiny,
V – prędkość wiatru.
Współczynnik momentu turbiny CT jest zależny od współczynnika szybkobieżności λ, oraz kąta nachylenia łopat turbiny β.
Współczynnik momentu turbiny CT definiowany jest, jako stosunek wartości współczynnika mocy CP do wartości współczynnika szybkobieżności λ (3). Współczynnik CT pośrednio pokazuje, jak bardzo turbina wpływa na przepływ powietrza.
Współczynnik CT jest praktycznie bardziej przydatny do oceny osiowego obciążenia statycznego wywołanego przez wiatr, a następnie do odpowiedniego dobrania jego elementów strukturalnych:
Wzór 3
gdzie:
λ – wyróżnik szybkobieżności,
β – kąt natarcia łopat turbiny,
Cp – współczynnik mocy turbiny,
CT – współczynnik momentu turbiny.
Do wad systemu ze stałym wyróżnikiem szybkobieżności należy zaliczyć:
- brak uwzględnienia ewentualnego oblodzenia,
- brak uwzględnienia starzenia się łopat turbiny,
- problem z wiarygodnym opomiarowaniem (pomiar parametrów wiatru w pobliżu koła wiatrowego).
Pomimo swoich wad system ten jest popularnie stosowany w turbinach wiatrowych. Drugi sposób sterowania turbiną wiatrową polega na śledzeniu mocy maksymalnej. Metoda ta polega na odpowiednim ciągłym zwiększaniu lub zmniejszaniu prędkości obrotowej wirnika generatora sprawdzając przy tym wartość pochodnej dP/dw.
- Jeżeli wartość pochodnej jest dodatnia należy zwiększać wartość prędkości obrotowej wirnika, przeciwnie w przypadku jej ujemnej wartości.
- Jeżeli pochodna osiągnie 0, układ jest w punkcie maksymalnego punktu pracy.
Układ ten jest bardzo mało wrażliwy na zmiany charakterystyki łopat oraz na błędy pomiaru prędkości wiatru. Jest jednak bardziej skomplikowany pod względem obliczeniowym, oraz wymaga ciągłego monitorowania wartości mocy czynnej. Układy sterowania oddziałują na poszczególne regulatory zainstalowane w turbinie lub przekształtniku energoelektronicznym siłowni wiatrowej. Mogą one podlegać różnym metodom regulacji, które poza optymalizacją produkcji energii mogą pełnić także funkcje zabezpieczającą jak na przykład przed nagłymi porywami wiatru lub kołysaniami elektromechanicznymi.
Do najczęściej spotykanych w literaturze [27, 28] należy zaliczyć regulację poprzez:
- ustawienie elektrowni w kierunku wiatru (Yaw Control),
- ustawienie kąta łopat (Pitch Control),
- przeciągnięcie w sposób pasywny i aktywny (Stall Regulation),
- zmianę kształtu łopat wirnika (Aileron Control),
- zmianę prędkości obrotowej generatora,
- zmianę obciążenia (Load Control).
Pierwsza wymieniona metoda regulacji polega na zmianie położenia osi obrotu wirnika turbiny, w taki sposób, aby była ona zgodna z kierunkiem wiejącego wiatru. Może być wykonana w sposób pasywny (chorągiewka kierunkowa) lub aktywny (silnik elektryczny).
Regulacja aktywna jest stosowana w dużych siłowniach wiatrowych poprzez zastosowanie zębatego pierścienia znajdującego się na szczycie wieży oraz z koła zębatego osadzonego na wale silnika kierunkowego. Sterownik reguluje pracą silnika w taki sposób by ustawić turbinę na wprost wiejącego wiatru. W momencie, kiedy turbina nie pracuje, system sterowania kierunkiem ustawienia gondoli jest wyłączony.
Rys. 6. Zasada działania regulacji pasywnej i aktywnej ustawienia elektrowni w kierunku wiatru (Yaw Control) [38, 39]
Pasywny i aktywny system sterowania został przedstawiony na rys. 6.
Jedna z najczęściej używanych metod regulacji wykorzystuje zmianę kąta natarcia łopat turbiny (Pitch Control).
W momencie wystąpienia nagłego podmuchu lub gdy moc wyjściowa turbiny jest za duża, kontroler gwałtownie zmniejsza kąt natarcia łopat, w taki sposób, aby utrzymać stały moment obrotowy generatora.
Fot. 1. Piasta wirnika turbiny wiatrowej bez zamontowanych łopat [4]
Odwrotna sytuacja będzie miała miejsce, kiedy prędkość wiatru będzie malała, wtedy kąt natarcia będzie rósł, aby jak najdłużej napędzać turbinę.
Na fot. 1. przedstawiono piastę wirnika turbiny wiatrowej z częścią przekładni umożliwiającej obrót łopaty.
Rys. 7. Graficzne zobrazowanie pasywnej metody wykorzystującej przeciągnięcie [30]
Kolejna metoda regulacji, która jest związana z turbiną wykorzystuje aerodynamiczne zjawisko przeciągnięcia (Stall Regulation). Pasywna regulacja występuje, gdy łopaty turbiny są do niej przymocowane na stałe.
W tym przypadku wykorzystywany jest profil aerodynamiczny turbiny. Jej kształt powoduje, że przy odpowiednio dużej prędkości obrotowej, następuje oderwanie strugi powierza. Następujące po sobie ruchy płatów powodują wprowadzenie turbulencji, ograniczając siłę nośną i tym samym wartość momentu napędzającego generator. Im większa prędkość wiatru, tym większa powierzchnia płatu turbiny ulega przeciągnięciu.
Rys. 8. Graficzne zobrazowanie aktywnej metody wykorzystującej przeciągnięcie [30]
Rys. 9. Zasada działania regulacji poprzez zmianę geometrii płata elektrowni wiatrowej na podstawie [41]
Rys. 10. Przebiegi turbiny Vestas V52 850 kW z układem OptiSpeed. Dzięki uprzejmości Vestas Wind Systems A/S [32]
W systemie pasywnym przy dużych prędkościach wiatru, ze względu na duże przeciągnięcie łopat, występuje spadek wartości produkowanej mocy. Dodatkowo metoda ta wymaga precyzyjnego określenia geometrii turbiny, przez co jest stosowana rzadko [29]. Zastosowanie zjawiska przeciągnięcia zostało przedstawione na grafice 7 (rys. 7.).
Aktywna regulacja poprzez przeciągnięcie fizycznie opiera się na regulacji poprzez ustawienie kąta łopat (Pitch Control), co do zasady jednak działa dokładnie przeciwnie. Aby zwiększyć przeciągnięcie regulator musi zwiększyć kąt natarcia, co zostało przedstawione na rys. 8. Do zalet regulacji aktywnej należy zaliczyć dodatkowo możliwość pracy z mocą bliską znamionowej w przypadku znacznych podmuchów.
Kolejna metoda regulacji mocy, zaczerpnięta bezpośrednio z budowy śmigieł samolotowych, opiera się na fizycznej zmianie kształtu płata turbiny, zmieniając jej charakterystyki (Aileron Control). Metoda ta była testowana na samym początku energetyki wiatrowej i została bardzo szybko zaniechana ze względu na znaczne koszty oraz skomplikowaną budowę. Zasadę działania tej metody przedstawia rys. 9.
Rys. 11. Przykładowa rodzina charakterystyk silnika wiatrowego [33]
Ponieważ siła i prędkość wiatru są wielkościami, które potrafią się zmieniać w znacznym zakresie w czasie, konieczne jest stosowanie metod regulacji mocy oddawanej przez generator. W tym celu stosuje się różne algorytmy sterowania przekształtnika energoelektronicznego.
Celem regulacji jest dobór prędkości obrotowej generatora w taki sposób, aby zniwelować kołysania mocy wyjściowej, dodatkowo zabezpieczając układ przed przeciążeniami podczas nagłych podmuchów wiatru. Do regulacji wykorzystuje jednocześnie pomiar zmian prędkości generatora oraz turbiny, a także zmianę kąta natarcia łopat wirnika.
Przykładowymi układami stosowanymi w turbinach Vestas są systemy OptiSlip i OptiSpeed [31]. Przebiegi zamieszczone przez producenta dla układu OptiSpeed zostały przedstawione na rys. 10. Jak widać zastosowane przez duńskiego producenta algorytmy pozwalają na stabilną generację energii nawet pomimo zmian w wietrzności na poziomie 10 m/s.
Podobnie poprzez przekształtnik energoelektroniczny realizowana jest regulacja poprzez zmianę obciążenia (Load Control). Zmiana parametrów przekształtnika pozwala na zmianę obciążenia turbiny i w konsekwencji przesunięcie się punktu pracy turbiny z jednej charakterystyki mechanicznej na inną (rys. 11.), taką, która jak najlepiej odpowiada aktualnie panującym warunkom wietrznym (prędkości i kierunkowi wiatru).
Zmiana obciążenia powinna odbywać się w sposób łagodny, ponieważ zbyt gwałtowne zmiany momentu obciążenia mogą negatywnie wpłynąć na turbinę, np. spowodować jej uszkodzenie lub innych elementów, z których jest zbudowana siłownia wiatrowa.
Kierunek rozwoju – farmy wiatrowe morskie w Polsce
Ze względu na wprowadzone zmiany w polskim prawie [10, 36], pozostało coraz mniej dogodnych lokalizacji lądowych, w których mogłyby się pojawić nowe inwestycje. Ucieczką dla energetyki wiatrowej może okazać się zatem wykorzystanie morskich zasobów kraju. Potencjał energetyki wiatrowej na morzu Bałtyckim szacowana jest na nawet 40 GW [3].
Powierzchnia polskiej wyłącznej strefy ekonomicznej na morzu Bałtyckim wynosi 22 595 km², z czego powierzchnia morza terytorialnego wynosi niecałe 9 tys. km². Obszar ten charakteryzuje się stabilnymi warunkami wietrznymi (średnia prędkość wiatru wynosi 9–9,5 m/s), pozwalając na równą i optymalną pracę turbin wiatrowych (większość turbin pracuje przy prędkościach 4–25 m/s) [1].
Do ważnych zalet wykorzystania morskich elektrowni wiatrowych należy zaliczyć:
- większą i stabilniejszą siłę wiatru,
- możliwość zastosowania niższych wież ze względu na brak przeszkód naturalnych i sztucznych,
- ograniczenie problemu nadmiernego hałasu w pobliżu budynków mieszkalnych.
Dodatkowym atutem wykorzystania naszego morza jest niewątpliwie stosunkowo długa powierzchnia szelfu kontynentalnego. Pozwala to na zastosowanie tanich technologii kotwiczenia elektrowni wiatrowych na dnie morskim takich jak np. słup (monopile) lub podstawy z trzema podporami (tripod).
Na rys. 12. zostały przedstawione stosowane metody kotwiczenia morskich elektrowni wiatrowych [2].
Rys. 12. Metody instalacji morskich elektrowni wiatrowych, na podstawie[2]
Kolejną zaletą wybrania morskich farm wiatrowych jest generowanie większej liczby miejsc pracy w porównaniu do lądowego odpowiednika [3]. Zgodnie z „Programem rozwoju morskiej energetyki i przemysłu morskiego w Polsce” szacuje się, że morskie farmy wiatrowe do 2035 r. stworzą około 70 tys. miejsc pracy w sektorach stoczniowym, elektromaszynowym, kablowym oraz w budownictwie morskim.
Do wad farm morskich należy przede wszystkim zaliczyć:
- problemy z ochroną środowiska (obszary objęte programem Natura2000, ścieżki migracyjne zwierząt itp.),
- konieczność pozostawienia korytarzy do celów rybackich i żeglugowych [16].
W związku z tymi ograniczeniami wyznaczono 3 rejony pozwalające na postawienie siłowni wiatrowych.
- Region pierwszy obejmuje północno-wschodni stok Ławicy Odrzanej. Obszar ten o powierzchni dostępnej dla morskich farm wiatrowych wynosi około 420 km2. Jest położony blisko portów w Świnoujściu i Szczecinie, które znacząco rozwinęły swoje możliwości dostarczania elementów do elektrowni morskich [17, 19]. Szacuje się, że w tym regionie można zainstalować około 1 680 MW mocy [16].
- Kolejnym obszarem, który może być wykorzystany pod budowę siłowni jest północny i wschodni stok Ławicy Słupskiej o powierzchni około 1570 km2. Obszar ten jest położony w odległości około 46 km od lądu, jednak w bezpośrednim kontakcie z obszarem Natura 2000 oraz na trasach przemieszczania się jednostek rybackich pomiędzy portami a najważniejszymi obszarami połowowymi w rejonie Rynny Słupskiej. Szacowana możliwa moc zainstalowana dla tego obszaru wynosi około 4400 MW.
- Trzecim obszarem rozważanym pod morską energetykę wiatrową jest południowy stok Ławicy Środkowej. Posiada on najmniejszą powierzchnię dostępną pod siłownie wiatrowe około 360 km2, a możliwa do zainstalowania moc wynosi około 1800 MW. Region ten jest najbardziej oddalony od brzegu (około 90 km) z pośród rozważanych co powoduje ewentualne zwiększenie kosztów przesyłowych.
Powyższe lokalizacje zostały przedstawione na poglądowej mapie (rys. 13.) [18, 42].
Rys. 13. Możliwe obszary lokalizacji morskich elektrowni wiatrowych [18]
Budowa morskiej farmy wiatrowej jest jednak obciążona większymi kosztami w porównaniu do jej lądowego odpowiednika. Zgodnie z szacunkami McKinsley&Company [21] i PGE [22] koszt budowy 1MW mocy morskiej farmy wiatrowej wynosi obecnie około 12–16 mln zł. Koszty związane z morskimi farmami wiatrowymi można podzielić na:
- koszty projektowe (badania środowiskowe, badania uwarunkowań meteorologicznych, badanie dna morskiego, koszty pozwoleń),
- koszty urządzeń i aparatury (generatory, turbiny, wieże, fundamenty, kable przyłączeniowe wewnętrzne i zewnętrzne (morskie i lądowe), GZP),
- koszty budowy i uruchomienia.
Najbardziej znaczącymi czynnikami kształtującymi średnie koszty budowy morskiej farmy wiatrowej jest odległość farmy wiatrowej od linii brzegowej, oraz głębokość posadowienia fundamentów.
Obecnie największe zainteresowanie dotyczące farm wiatrowych na Bałtyku wykazują Polenergia połączona ze Statoilem [20] oraz PGE OE.
Najbardziej posunięte prace poczyniła dotychczas Polenergia, której projekt Bałtyk III ma zacząć działalność w 2022 r., zaś drugi, Bałtyk II, jest planowany na 2026 r. Oba projekty posiadają decyzje środowiskowe [23, 24, 25].
W przypadku PGE OE, spółka posiada projekt Baltica, który składa się z dwóch etapów. W ramach inwestycji kończone jest zbieranie danych środowiskowych niezbędnych do wydania pozytywnej decyzji środowiskowej, w następnej kolejności mają być wykonane pomiary wietrzności. Lokalizacja inwestycji pod morskie farmy wiatrowe w Polsce została przedstawiona na rys. 14.
Rys. 14. Lokalizacja inwestycji pod morskie farmy wiatrowe w Polsce [37]
Podsumowanie
Dynamika rozwoju energetyki wiatrowej jest silnie uzależniona od możliwości dofinansowania nowych inwestycji. Z jednej strony konieczne jest wprowadzanie rozwiązań proekologicznych, do których należą źródła OZE, z drugiej strony istnieje problem kosztów i źródeł finansowania takich inwestycji.
W roku 2017 nastąpiło wyraźnie widoczne „załamanie” trendu rosnącego instalowanych mocy farm wiatrowych wynikające ze zmiany przepisów. Niewątpliwie wykorzystanie lepszych warunków pogodowych (częstotliwość i prędkość wiatru) na morzu wydaje się ciekawą alternatywą dla lądowych farm wiatrowych. Niestety koszty takiego rozwiązania (nakłady inwestycyjne) są kilkukrotnie większe. Dodatkowo w okresie ich eksploatacji większe są również koszty konserwacji i napraw (z uwagi na inne technologie i utrudniony dostęp do farmy wiatrowej).
Dywersyfikacja produkcji energii elektrycznej z różnych źródeł OZE jest celowa – typowo, gdy jest duże nasłonecznienie (duża produkcja z farm fotowoltaicznych) prędkość wiatru nie jest zbyt duża (ograniczona produkcja z farm wiatrowych), i odwrotnie – przy dużym wietrze zazwyczaj nasłonecznienie jest znacznie mniejsze.
Stosowanie różnych technologii OZE równocześnie, pozwala na zmniejszenie wypadkowych kołysań mocy w systemie elektroenergetycznym. Dalszy rozwój farm wiatrowych jest silnie uzależniony od wielkości dofinansowania oraz stabilnego otoczenia prawno-politycznego.
Kolejnym czynnikiem mogącym na nie wpłynąć, jest dalszy rozwój technologii, który obniżyłby koszty produkcji farm wiatrowych i zwiększył ich sprawność. Badania trwają od lat, ale problem jest bardzo złożony i o znaczący przełom technologiczny jest bardzo trudno.
Wydaje się, że większe nadzieje można wiązać z rozwojem technologicznym systemów fotowoltaicznych, których ceny jednostkowe za zainstalowany MW są obecnie porównywalne z energetyką wiatrową, lecz w przypadku fotowoltaiki w ostatnich latach ich koszty dynamicznie spadają. Nadzieją na intensyfikację rozwoju OZE w tym farm wiatrowych lądowych oraz morskich jest konieczność ograniczania w kolejnych latach emisji CO2 w Polsce.
Literatura:
- Sokołowski J., Stryjecki M., Witoński M., „Kolejna szansa dla OZE, inwestycje w offshore”, czas. Czysta Energia, nr.5 2012
- https://upload.wikimedia.org/wikipedia/commons/thumb/1/12/Foundations_NREL.jpg/800px-Foundations_NREL.jpg
- Podsumowanie konferencji „Morska energetyka wiatrowa kołem zamachowym polskiej gospodarki” Warszawa, marzec 2017
- https://www.ure.gov.pl/pl/rynki-energii/energia-elektryczna/odnawialne-zrodla-ener/potencjal-krajowy-oze/5753,Moc-zainstalowana-MW.html
- http://pawel-dabrowski.blogspot.com/2010/07/potencja-oze-w-polsce-energia-wiatrowa.html
- http://irena.org/publications/2018/Jan/Renewable-power-generation-costs-in-2017
- https://tge.pl/pl/536/ceny-okresowe-oze
- http://g2.forsal.pl/p/_wspolne/pliki/3103000/3103166-wykres-1.jpg
- https://biznesalert.pl/ustawa-odleglosciowa-ograniczenia-wiatraki/
- https://www.ure.gov.pl/pl/rynki-energii/energia-elektryczna/odnawialne-zrodla-ener/potencjal-krajowy-oze/5753,Moc-zainstalowana-MW.html
- Dziennik Ustaw 2016 Poz. 961 tom 1
- https://www.ure.gov.pl/pl/rynki-energii/energia-elektryczna/odnawialne-zrodla-ener/potencjal-krajowy-oze/5755,Ilosc-energii-elektrycznej-wytworzonej-z-OZE-w-latach-2005-2016-potwierdzonej-wy.html
- http://www.elektro.info.pl/aktualnosc/id8282,polenergia-odnotowala-rekordowa-produkcje-farm-wiatrowych
- http://www.elektro.info.pl/aktualnosc/id7710,morska-energetyka-wiatrowa-alternatywa-dla-starych-blokow-weglowych
- https://www.pse.pl/-/raport-2017-kse#r3_6
- Program rozwoju morskiej energetyki i przemysłu morskiego w Polsce, Zespół autorski pod kierownictwem Macieja Stryjeckiego
- http://www.gospodarkamorska.pl/Stocznie,Offshore/jackety-z-drugiego-kontraktu-st3offshore-wedruja-do-klienta.html
- http://assets.e-czytelnia.abrys.pl/image/archiwum/DSCZE/2009-11/image001.jpg
- https://st3-offshore.com/pl/strona-glowna/
- http://www.polenergia.pl/pol/sites/default/files/news/pdf/2018-03-05_polenergia_i_statoil_zamierzaja_wspolnie_zbudowac_farmy_wiatrowe_na_baltyku.pdf
- Rozwój morskiej energetyki wiatrowej w Polsce, Perspektywy i ocena wpływu na lokalną gospodarkę, McKinsley&Company, 2016
- http://forsal.pl/artykuly/1109434,pge-szacuje-koszt-budowy-morskich-farm-wiatrowych-na-12-14-mld-zl.html
- http://www.baltyk2.pl/
- http://www.baltyk3.pl/
- http://www.polenergia.pl/pol/sites/default/files/attachments/page/2017-04-24_polenergia_otrzymala_druga_decyzje_srodowiskowa_na_budowe_farmy_wiatrowej_na_baltyku.pdf
- dr hab. inż. Bogusław Karolewski, „Obliczanie parametrów małej elektrowni wiatrowej”, elektro.info 6/2014
- Ryszard Tytko, „Urządzenia i systemy energetyki odnawialnej”, Kraków 2016
- http://ioze.pl/energetyka-wiatrowa/metody-regulacji-mocy-elektrowni-wiatrowej
- http://zasoby1.open.agh.edu.pl/dydaktyka/inzynieria_srodowiska/c_odnaw_zrodla_en/files/regulacja.htm#stall
- http://elektrownie-wiatrowe.opx.pl/Menu/Budowa_lopaty.html
- http://agroenergetyka.pl/articles/87/pdf/V80_pol.pdf
- http://www.epd.gov.hk/eia/register/report/eiareport/eia_1242006/html/EIA_Report/Annex%20A3.3.pdf
- Zaczerpnięto z programu MatLab2014
- http://globenergia.pl/psew-nadpodaz-zielonych-certyfikatow-wzrosla-w-pierwszym-polroczu-2017-r-o-kolejna-twh/
- https://wysokienapiecie.pl/7116-bankrutuje-farma-wiatrowa-jej-majatek-przejmie-kulczyk/
- http://www.warunkitechniczne.info.pl/2018/02/10/warunki-techniczne-dla-budynkow-i-ich-usytuowania-dz-u-2002-75-690-czesc-01-z-14-dzial-i-przepisy-ogolne/
- http://www.gp24.pl/strefa-biznesu/wiadomosci/g/na-baltyku-powstanie-ogromna-farma-wiatrowa-zdjecia,10452562,19605324/
- https://upload.wikimedia.org/wikipedia/en/thumb/2/21/Wind.turbine.components.and.coordinates.svg/744px-Wind.turbine.components.and.coordinates.svg.png
- https://upload.wikimedia.org/wikipedia/en/thumb/0/00/Wind.turbine.yaw.system.configurations.svg/800px-Wind.turbine.yaw.system.configurations.svg.png
- http://energyclassroom.com/wp-content/uploads/2014/08/2200-8.jpg
- https://upload.wikimedia.org/wikipedia/en/thumb/3/3a/DifferentialAileron.svg/342px-DifferentialAileron.svg.png
- http://e-czytelnia.abrys.pl/dodatek-specjalny/2009-11-469/oze-na-pomorzu-4788/mozliwosci-rozwoju-energetyki-morskiej-na-baltyku-11089
- https://webstore.iec.ch/publication/5428
- http://gramwzielone.pl/energia-wiatrowa/29789/rekordowy-rok-dla-energetyki-wiatrowej-w-polsce
- ROLAN A., LUNA A., VAZQUEZ G., Modeling of a variable speed wind turbine with a permanent magnet synchronous generator
- WU B., LANG Y., ZARGARI N., KOURO S., Power Conversion and Control of Wind Energy Systems, John Wiley & Sons, 2011
- www.vestas.com
- http://ioze.pl/energetyka-wiatrowa/generatory-elektrowni-wiatrowych
- Zdzisław Budzyński, Tadeusz Glinka, „Generatory w elektrowniach wiatrowych Europy”, Wiadomości elektrotechniczne
- Krzysztof Blecharz, „Sterowanie maszyną dwustronnie zasilaną, pracującą jako generator w elektrowni wiatrowej przy zapadach napięcia”, Politechnika Gdańska
- https://tge.pl/pl/538/raporty-miesieczne-tge-sa-za-rok-2017
![Fot. 1. Piasta wirnika turbiny wiatrowej bez zamontowanych łopat [4]](https://www.elektro.info.pl/media/cache/typical_view/data/201905/energetyka-wiatrowa-fot1.jpg)
![Rys. 1. Budowa elektrowni wiatrowej na przykładzie turbiny Vestas. Dzięki uprzejmości Vestas Wind Systems A/S [47]](https://www.elektro.info.pl/media/cache/typical_view/data/201905/energetyka-wiatrowa-rys1.jpg)
![Rys. 6. Zasada działania regulacji pasywnej i aktywnej ustawienia elektrowni w kierunku wiatru (Yaw Control) [38, 39]](https://www.elektro.info.pl/media/cache/typical_view/data/201905/energetyka-wiatrowa-rys6.jpg)
![Rys. 7. Graficzne zobrazowanie pasywnej metody wykorzystującej przeciągnięcie [30]](https://www.elektro.info.pl/media/cache/typical_view/data/201905/energetyka-wiatrowa-rys7.jpg)
![Rys. 8. Graficzne zobrazowanie aktywnej metody wykorzystującej przeciągnięcie [30]](https://www.elektro.info.pl/media/cache/typical_view/data/201905/energetyka-wiatrowa-rys8.jpg)
![Rys. 9. Zasada działania regulacji poprzez zmianę geometrii płata elektrowni wiatrowej na podstawie [41]](https://www.elektro.info.pl/media/cache/typical_view/data/201905/energetyka-wiatrowa-rys9.jpg)
![Rys. 10. Przebiegi turbiny Vestas V52 850 kW z układem OptiSpeed. Dzięki uprzejmości Vestas Wind Systems A/S [32]](https://www.elektro.info.pl/media/cache/typical_view/data/201905/energetyka-wiatrowa-rys10.jpg)
![Rys. 11. Przykładowa rodzina charakterystyk silnika wiatrowego [33]](https://www.elektro.info.pl/media/cache/typical_view/data/201905/energetyka-wiatrowa-rys11.jpg)
![Rys. 12. Metody instalacji morskich elektrowni wiatrowych, na podstawie[2]](https://www.elektro.info.pl/media/cache/typical_view/data/201905/energetyka-wiatrowa-rys12.jpg)
![Rys. 13. Możliwe obszary lokalizacji morskich elektrowni wiatrowych [18]](https://www.elektro.info.pl/media/cache/typical_view/data/201905/energetyka-wiatrowa-rys13.jpg)
![Rys. 14. Lokalizacja inwestycji pod morskie farmy wiatrowe w Polsce [37]](https://www.elektro.info.pl/media/cache/typical_view/data/201905/energetyka-wiatrowa-rys14.jpg)
