Regionalny Dyrektor Ochrony Środowiska ul. 28 czerwca 1956 Poznań

Transkrypt

1 CENTRALNA GRUPA ENERGETYCZNA S.A. Konin, dnia Konin, Spółdzielców 3 Tel: / sekretariat@cgesa.pl Regionalny Dyrektor Ochrony Środowiska ul. 28 czerwca 1956 Poznań W nawiązaniu do wezwania do uzupełnienia karty informacyjnej przedsięwzięcia polegającego na: budowie dwóch elektrowni wiatrowych o mocy do 4,5MW każda wraz z infrastrukturą towarzyszącą na działkach o nr 966, 967, 968, 969, 970, 971, 972, 973, 974, 975, 976, 977, 978, 979, 980, 981, 1106, 1107, 1108, 1109, 1110, 1111 obręb Skokum, gm. Zagórów, pismo z dnia 3-go września 2014 roku, data wpływu 9 września 2014, (znak WOO-IV ZP.2) poniżej przekazuję wyjaśnienia dotyczące szczegółów technicznych związanych z obniżeniem mocy akustycznej elektrowni. Szczegóły techniczne tego typu rozwiązań stanowią tajemnicę przedsiębiorstw produkujących turbiny i nie są udostępniane jako dokumentacja techniczna. Ogólne założenia tego typu systemów bazują na sterowaniu komputerowym parametrami pracy turbiny, które są powiązane z emisją akustyczną. Komputer poprzez koordynację informacji z czujników umieszczonych w odpowiednich punktach turbiny (zwykle znajdują się one na szczycie gondoli, w jej wnętrzu, oraz w łopatach śmigła) optymalizuje zdalnie takie parametry jak: - obniżenie wydajności turbiny (elektronicznie); - obniżenie prędkości obrotowej; - ustawienie łopat w pozycji bardziej aerodynamicznej. Kluczowe dla emisji akustycznej są zmiana kąta natarcia łopat śmigła i obniżenie prędkości obrotowej śmigła. Mniej agresywne ustawienie łopat śmigła wiąże się z

2 obniżeniem prędkości obrotowej śmigła, które z kolei związane jest z niższą emisją akustyczną. Dotyczy to obniżenia emisji akustycznej w części aerodynamicznej z racji optymalizacji kąta natarcia, oraz w części mechanicznej z racji obniżenia prędkości obrotowej przekładni w gondoli turbiny. Obecnie wszyscy producenci oferują w nowych turbinach możliwość sterowania mocą akustyczną. Tryby pracy z obniżoną mocą akustyczną mają wpływ na poziom produkcji energii elektrycznej, która zmniejsza się wraz z wyciszeniem turbin o kilka do około dziesięciu procent. W skali roku nocne obniżenie mocy akustycznej obniży produkcję całoroczną o kilka procent w zależności od zadanego trybu pracy (należy pamiętać, że obniżenie wydajności dotyczy tylko najbardziej niekorzystnych akustycznie warunków). Poniżej zamieszczono wykres zależności mocy (wydajności) turbiny od prędkości wiatru na wysokości gondoli moc turbiny [kw] dla gęstości powietrza 1,225 [g/cm3] ,5 104,0 103,5 103,0 102,5 prędkość wiatru na wysokości gondoli [m/s] Kolejne krzywe są związane z określonym trybem pracy turbiny. Najgłośniejsza praca turbiny jest w trybie standardowym (zerowym), następnie kolejno aż do trybu 4 turbina jest coraz cichsza, co wiąże się również ze spadkiem wydajności. Przykładowo dla trybu standardowego uzyskujemy maksymalną moc rzędu 3000 kw dla prędkości

3 wiatru 11,5 m/s z mocą akustyczną na poziomie 104,5dB. W trybie 4 jest to 2735 kw z mocą akustyczną na poziomie 102,5 db. Oznacza to spadek mocy akustycznej o 2 db, przy jednoczesnym spadku maksymalnej mocy turbiny o około 9%. Powyższe rozważania zostały oparte o dane dotyczące turbiny Nordex N131/3000. Do niniejszej odpowiedzi załączono dokumentację techniczną zawierającą dane będące podstawą sporządzenia wykresu zależności mocy turbiny od prędkości wiatru na wysokości gondoli dla różnych trybów pracy. Szczegóły rozwiązań różnych trybów pracy turbin dla różnych producentów mogą być różne, jednakże ogólna zasada powiązania spadku wydajności z obniżoną emisją akustyczną pozostaje niezmienna. Opis zawarty w niniejszej odpowiedzi należy traktować przykładowo, gdyż na obecnym etapie nie jest znany producent turbiny. Z poważaniem

4 Noise level - Nordex N131/3000 Standard mode Basis: The specified sound power level is an expected value in terms of statistics. Results of single measurements will be within the confidence interval according to IEC [4]. Wind turbine data: Operational mode: Rotor diameter: Standard mode 131 m Remarks: Verification according to: Measurements are to be carried out by a measuring institute accredited for noise emission measurements at wind turbines according to ISO/IEC [3] at the reference position as defined in IEC [1]. The data analysis must be carried out according to the preferred method 1 of IEC [1]. The tonal penalties in the vicinity of wind turbines K TN based on these measurements are to be determined according to Technische Richtlinien für Windenergieanlagen [2]. Tonality: The noise can be tonal in the vicinity of wind turbines. The specified sound power level includes potential tonal penalties according to Technische Richtlinien für Windenergieanlagen [2], without taking account any tonality K TN 2 db. [1] IEC ed. 2: Wind Turbine Generator Systems Part 11: Acoustic Noise Measurement Techniques; [2] Technische Richtlinie für Windenergieanlagen Teil 1: Bestimmung der Schallemissionswerte, Revision 18; FGW [3] ISO/IEC 17025: General requirements for the competence of testing and calibration laboratories; [4] IEC , Wind turbines Part 14: Declaration of apparent sound power level and tonality values, first edition, F008_246_A02_EN Revision 00, / 9

5 Noise level - Nordex N131/3000 Standard mode Maximum sound power level L WA [db(a)] over the complete operating range of the turbine F008_246_A02_EN Revision 00, / 9

6 Power curves - Nordex N131/3000 Standard mode Basis: These power curve values according to IEC are based on aerodynamic calculations by Nordex Energy GmbH. Wind turbine data: Operational mode: Rotor diameter: Standard mode 131 m Determinations for the power curve verification: Verification according to: IEC :2005 Type of anemometer: Measurement of power: Air density: Thies First Class (Advanced), Risø P2546A or Vector A100 low voltage side, 660 VAC Filter of turbulence: 9 % TI 15 % Filter of wind shear: Filter of temperature: 2 C θ 25 C Status signal: normalization to the nearest air density shown in the table a 0.2 (Hellman exponent) Wind shear measurement and determination according to the requirements of MEASNET power performance measurement procedure, Version 5, December 2009, chapter 3.3 and 3.8 Ready for operation without consideration of the cut-out hysteresis (IEC :2005, database B) F008_246_A02_EN Revision 00, / 9

7 Power curves - Nordex N131/3000 Standard mode wind speed v hub [m/s] Power P el [kw] at air density ρ [kg/m³] F008_246_A02_EN Revision 00, / 9

8 Power curves - Nordex N131/3000 Standard mode wind speed v hub [m/s] Power P el [kw] at air density ρ [kg/m³] F008_246_A02_EN Revision 00, / 9

9 Thrust curves - Nordex N131/3000 Standard mode Basis: The represented thrust coefficients are based on aerodynamical calculations of the Nordex Energy GmbH. The thrust curves are only for information and will not be warranted. Wind turbine data: Operational mode: Blade regulation: Air density: Standard mode Pitch to the nearest air density shown in the table F008_246_A02_EN Revision 00, / 9

10 Thrust curves - Nordex N131/3000 Standard mode wind speed v hub [m/s] Thrust coefficients c T [-] at air density ρ [kg/m³] F008_246_A02_EN Revision 00, / 9

11 Thrust curves - Nordex N131/3000 Standard mode wind speed v hub [m/s] Thrust coefficients c T [-] at air density ρ [kg/m³] F008_246_A02_EN Revision 00, / 9

12 Noise level - Nordex N131/3000 Mode 1 / Sound optimized mode db(a) Basis: The specified sound power level is an expected value in terms of statistics. Results of single measurements will be within the confidence interval according to IEC [4]. Wind turbine data: Operational mode: Rotor diameter: Mode 1 / Sound optimized mode db(a) 131 m Remarks: Verification according to: Measurements are to be carried out by a measuring institute accredited for noise emission measurements at wind turbines according to ISO/IEC [3] at the reference position as defined in IEC [1]. The data analysis must be carried out according to the preferred method 1 of IEC [1]. The tonal penalties in the vicinity of wind turbines K TN based on these measurements are to be determined according to Technische Richtlinien für Windenergieanlagen [2]. Tonality: The noise can be tonal in the vicinity of wind turbines. The specified sound power level includes potential tonal penalties according to Technische Richtlinien für Windenergieanlagen [2], without taking account any tonality K TN 2 db. [1] IEC ed. 2: Wind Turbine Generator Systems Part 11: Acoustic Noise Measurement Techniques; [2] Technische Richtlinie für Windenergieanlagen Teil 1: Bestimmung der Schallemissionswerte, Revision 18; FGW [3] ISO/IEC 17025: General requirements for the competence of testing and calibration laboratories; [4] IEC , Wind turbines Part 14: Declaration of apparent sound power level and tonality values, first edition, F008_246_A12_EN Revision 00, / 81

13 Noise level - Nordex N131/3000 Mode 1 / Sound optimized mode db(a) Maximum sound power level L WA [db(a)] over the complete operating range of the turbine F008_246_A12_EN Revision 00, / 81

14 Power curves - Nordex N131/3000 Mode 1 / Sound optimized mode db(a) Basis: These power curve values according to IEC are based on aerodynamic calculations by Nordex Energy GmbH. Wind turbine data: Operational mode: Rotor diameter: Mode 1 / Sound optimized mode db(a) 131 m Determinations for the power curve verification: Verification according to: IEC :2005 Type of anemometer: Measurement of power: Air density: Thies First Class (Advanced), Risø P2546A or Vector A100 low voltage side, 660 VAC Filter of turbulence: 9 % TI 15 % Filter of wind shear: Filter of temperature: 2 C θ 25 C Status signal: normalization to the nearest air density shown in the table a 0.2 (Hellman exponent) Wind shear measurement and determination according to the requirements of MEASNET power performance measurement procedure, Version 5, December 2009, chapter 3.3 and 3.8 Ready for operation without consideration of the cut-out hysteresis (IEC :2005, database B) F008_246_A12_EN Revision 00, / 81

15 Power curves - Nordex N131/3000 Mode 1 / Sound optimized mode db(a) wind speed v hub [m/s] Power P el [kw] at air density ρ [kg/m³] F008_246_A12_EN Revision 00, / 81

17 Thrust curves - Nordex N131/3000 Mode 1 / Sound optimized mode db(a) Basis: The represented thrust coefficients are based on aerodynamical calculations of the Nordex Energy GmbH. The thrust curves are only for information and will not be warranted. Wind turbine data: Operational mode: Blade regulation: Air density: Mode 1 / Sound optimized mode db(a) Pitch to the nearest air density shown in the table F008_246_A12_EN Revision 00, / 81

18 Thrust curves - Nordex N131/3000 Mode 1 / Sound optimized mode db(a) wind speed v hub [m/s] Thrust coefficients c T [-] at air density ρ [kg/m³] F008_246_A12_EN Revision 00, / 81

Pokazać jeszcze