Józef PASKA 1, Tomasz SURMA 2 Politechnika Warszawska, Instytut Elektroenergetyki (1), Vattenfall Heat Poland S.A. (2) Niezawodność podzespołów elektrowni wiatrowych Streszczenie. Polityka energetyczna Unii Europejskiej, jak również Polski nadaje wykorzystaniu odnawialnych zasobów energii wysoki priorytet promocji. Ma miejsce dynamiczny rozwój odnawialnych źródeł, w szczególności energetyki wiatrowej. Rosnący udział generacji rozproszonej, z założenia, ma służyć poprawie niezawodności dostawy energii elektrycznej do odbiorców. W artykule przedstawiono wybrane zagadnienia dotyczące modeli niezawodności jednostek wytwórczych, niezawodności elektrowni wiatrowych i ich podzespołów. W niezawodności elektrowni wiatrowych wyróżniono: niezawodność technologiczno-strukturalną wynikającą z właściwości, budowy i u urządzeń (podzespołów) składających się na elektrownię wiatrową i jej połączenie z siecią elektroenergetyczną; niezawodność produkcyjną wynikającą z losowej zmienności zdolności wytwórczej (mocy generowanej) w zależności od prędkości wiatru. Abstract. Development of using of renewable energy sources is very important objective within the European Union. EU and national energy policy treat them in priority way. In result strong development of using of renewable energy sources, especially wind power plants, takes place. The rising share of distributed generation, in assumption, should give improvement of customers supply reliability. In the paper chosen issues concerning reliability models of generating units, reliability of wind power plants and their components were presented. In wind power plants reliability were distinguished: technological-structural reliability, resulting from characteristics, structure and scheme of devices (components) forming wind power plant and its connection to the electric power network; productive reliability resulting from stochastic variability of generation capability in relation to wind speed. (Reliability of wind power plants components.) Słowa kluczowe: odnawialne źródła energii, elektrownie wiatrowe, niezawodność, modele i wskaźniki niezawodności. Keywords: renewable energy sources, wind power plants, reliability, reliability models and indices. Wstęp Wśród źródeł energii elektrycznej wykorzystujących odnawialne zasoby energii obecnie najdynamiczniej rozwija się energetyka wiatrowa. W UE w roku 2010 zainstalowano elektrownie wiatrowe o mocy elektrycznej 9295 MW, co stanowiło ponad 16% nowych mocy uruchomionych w tym roku. Także w Polsce obserwuje się dynamiczny rozwój energetyki wiatrowej. Obecnie moc zainstalowana tych źródeł wynosi ponad 1350 MW (połowa 2011 roku). Prognozy wykorzystania odnawialnych zasobów energii wskazują na dalszy dynamiczny przyrost mocy zainstalowanej, ze szczególnym uwzględnieniem elektrowni wiatrowych, w tym również lokalizowanych na obszarach morskich. Prognoza zapotrzebowania na paliwa i energię zawarta w polityce energetycznej przewiduje zwiększenie mocy zainstalowanej elektrowni wiatrowych w Polsce do 6089 MW w roku 2020 oraz 7867 MW do roku 2030 [1]. Wobec przewidywanego tak dużego rozwoju energetyki wiatrowej oraz konieczności utrzymania niezawodności systemu elektroenergetycznego na odpowiednim poziomie zasadnym jest prowadzenie badań w zakresie wpływu elektrowni wiatrowych na system elektroenergetyczny. W analizach i obliczeniach niezawodności systemu elektroenergetycznego jednostka wytwórcza konwencjonalna jest zwykle odwzorowywana przez model dwustanowy. Tymi dwoma stanami są: stan zdolności do pracy jednostki ze znamionową zdolnością (mocą) wytwórczą i stan awarii jednostki z mocą równą zero. Natomiast elektrownia wiatrowa nie może być reprezentowana modelem dwustanowym, ponieważ jej zdolność wytwórcza może zmieniać się w sposób ciągły i przerywany od zera do wartości znamionowej, w zależności od prędkości wiatru w miejscu lokalizacji farmy wiatrowej. Elektrownia wiatrowa zawodzi nie tylko w przypadku uszkodzenia jej elementów składowych lub błędów operacyjnych personelu, zawodzi przede wszystkim z powodu losowego charakteru źródła energii pierwotnej, czyli często występującego braku lub nieodpowiedniej (za małej lub za dużej) prędkości wiatru. Na problematykę modelowania niezawodności elektrowni wiatrowych składają się: z jednej strony modelowanie prędkości wiatru a z drugiej modelowanie niezawodności części technologicznej elektrowni wiatrowej. Na bazie tych dwóch tworzy się model matematyczny elektrowni wiatrowych, który w następnym kroku pozwala na integrację z modelem niezawodności systemu elektroenergetycznego. Modele te w praktycznych zastosowaniach pozwalają na wykorzystanie odpowiednich narzędzi komputerowych do obliczeń wskaźników niezawodności systemu elektroenergetycznego. W artykule przedstawiono wybrane zagadnienia dotyczące niezawodności komponentów elektrowni wiatrowych. Definiowanie niezawodności systemów elektroenergetycznych Według NERC (North American Electric Reliability Corporation), CIGRE i UCTE niezawodność systemu elektroenergetycznego to pojęcie ogólne, obejmujące wszystkie miary zdolności systemu, zwykle wyrażone jako wskaźniki liczbowe, do dostarczania do wszystkich punktów zapotrzebowania energii elektrycznej o parametrach w granicach przyjętych standardów oraz w żądanych ilościach. Jest to zatem poziom funkcjonowania elementów systemu i systemu jako całości, skutkujący dostarczaniem do odbiorców (klientów) energii elektrycznej w wymaganej ilości i o parametrach mieszczących się w granicach ustalonych standardów. Niezawodność może być mierzona przez częstość, czas trwania i poziom niekorzystnych zjawisk [2-6]. Niezawodność SEE, obejmującego urządzenia wytwórcze i przesyłowe, powinna uwzględniać dwa podstawowe aspekty funkcjonalne systemu wystarczalność (adequacy) i niezawodność operacyjną (operational reliability), przy czym przez wystarczalność rozumie się zdolność systemu do pokrywania zagregowanego zapotrzebowania na moc i energię wszystkich odbiorców przez cały rozpatrywany okres, przy uwzględnieniu planowych i nieplanowych odstawień elementów systemu; a przez niezawodność operacyjną (czasami także zwaną bezpieczeństwo) zdolność systemu do funkcjonowania (w tym zachowania integralności) i realizacji swych funkcji pomimo występowania nagłych zakłóceń, jak np. zwarcia lub nagłe, awaryjne odstawienia elementów systemu. Niezawodność systemu elektroenergetycznego jest określona przez jego zdolność do zapewnienia zasilania odbiorców energią elektryczną o odpowiedniej jakości. Zwykle analizuje się niezależnie niezawodność podsystemów, składających się na SEE: wytwórczego, 150 PRZEGLĄD ELEKTROTECHNICZNY (Electrical Review), ISSN 0033-2097, R. 88 NR 4a/2012
przesyłowego, dystrybucyjnego, a zatem niezawodność realizacji pojedynczej funkcji: wytwarzania, przesyłu, zasilania konkretnych odbiorców Ze względu na rosnący udział energetyki wiatrowej w systemach elektroenergetycznych właściwym jest prowadzenie badań wpływu tych jednostek na te systemy oraz na ich niezawodność. Modele niezawodności jednostek wytwórczych energii elektrycznej W praktycznych zastosowaniach, w szczególności dla systemów złożonych z wielu jednostek, przy analizie i ocenie niezawodności systemu elektroenergetycznego, w szczególności niezawodności wytwarzania energii elektrycznej, są wykorzystywane modele niezawodnościowe jednostek wytwórczych opisane poniżej. Dwustanowy model niezawodności jednostki wytwórczej Jednostka wytwórcza systemu elektroenergetycznego może z prawdopodobieństwem p i (i = 1,..., n) znajdować się w stanie dyspozycyjności (zdolności do pracy) i z prawdopodobieństwem q i = 1 - p i w stanie niedyspozycyjności (niezdatności). Moc osiągalna jednostki jest równa P i. Na rysunku 1 przedstawiono dwustanowy model niezawodności jednostki wytwórczej. 1 0 1 - stan dyspozycyjności (pracy) 0 - stan niedyspozycyjności parametr strumienia niesprawności (intensywność uszkodzeń) parametr strumienia odnów (intensywność odnów) Stan jednostki Zdolność wytwórcza Prawdopodobieństwo stanu 1 P i p i 0 0 q i = 1 - p i Rys. 1. Dwustanowy model niezawodności jednostki wytwórczej (bloku energetycznego) Parametrem charakteryzującym niezawodność jednostki wytwórczej, wykorzystywanym przy ocenie niezawodności systemu elektroenergetycznego jest wskaźnik niedyspozycyjności (awaryjności). (1) (2) p A 1 MTTR q U MTTF MTTR q MTTF MTTF MTTR MTTR T f MTTF f T gdzie: MTTR = 1/ średni czas odnowy (MTTR Mean Time To Repair), MTTF = 1/ średni czas pracy bezawaryjnej (MTTF Mean Time To Failure), T = MTTF + MTTR średni czas między niesprawnościami (średni czas cyklu), f = 1/T częstość niesprawności. Parametr q daje asymptotyczną ocenę prawdopodobieństwa tego, że przy niezmienionych warunkach eksploatacji jednostka wytwórcza (blok energetyczny) nie będzie zdolna wypełniać swych funkcji. Trójstanowy model niezawodności jednostki wytwórczej Model jednostki wytwórczej, która może znajdować się w stanie dyspozycyjności, niedyspozycyjności, bądź częściowej dyspozycyjności przedstawiono na rysunku 2. Na rysunku ij jest intensywnością przejścia pomiędzy stanem i a stanem j. Prawdopodobieństwo zaistnienia stanu i, P i może zostać wyliczone z następującej zależności: (3) P m gdzie: α=[p 0 P 1 P 2 ] jest wektorem prawdopodobieństw stanów; P m jest macierzą stochastyczną prawdopodobieństw przejść. 01 Stan części owej dyspozycyjnoś ci (1) 10 Stan dyspozycyjności (0 ) 20 21 12 Stan 02 ni edyspozycyjności (2) Rys. 2. Trójstanowy model niezawodności jednostki wytwórczej Dla modelu przedstawionego na rysunku 2 macierz stochastyczna prawdopodobieństw przejść przyjmuje następującą postać: (4) P m (1 01 02) 10 20 (1 10 01 ) 21 12 02 12 (1 20 21) Wielostanowy model niezawodności jednostki wytwórczej Jednostka wytwórcza systemu, poza wyżej wymienionymi stanami, może znajdować się w stanach częściowej dyspozycyjności, charakteryzujących się mocą generowaną (zdolnością wytwórczą) niższą od znamionowej (osiągalnej). Zdolność wytwórcza jednostki jest zatem zmienną losową przyjmującą l si + 1 wartości. Wielostanowy model niezawodności jednostki wytwórczej jest rozbudowanym modelem trójstanowym i został przedstawiony na rysunku 3. 1 0 l s Stan jednostki Zdolność wytwórcza Prawdopodobieństwo stanu 1 P i p i,1 2 P i,2 p i,2 P i, p i, k P i,k p i,k P i, p i, l s P i,ls p i,ls 0 0 ls q i = 1 p i,k k=1 Rys. 3. Wielostanowy model niezawodności jednostki wytwórczej (bloku energetycznego) Model niezawodności jednostki szczytowej Modele przedstawione powyżej są odpowiednie dla jednostek wytwórczych pracujących w długim cyklu. Dla jednostek pracujących w szczycie obciążenia lub pracujących w cyklu przerywanym poniżej przedstawiono model niezawodności jednostki szczytowej. Jednostka szczytowa lub podszczytowa jest modelowana przy pomocy czterostanowej reprezentacji zaproponowanej przez IEEE rysunek 4. Czterema stanami w tym modelu są: (1) stan k PRZEGLĄD ELEKTROTECHNICZNY (Electrical Review), ISSN 0033-2097, R. 88 NR 4a/2012 151
rezerwy (jednostka dyspozycyjna, brak zapotrzebowania na jej pracę); (2) stan awarii przy braku zapotrzebowania na pracę jednostki; (3) stan pracy; (4) stan awarii podczas zapotrzebowania na pracę jednostki. 1/D (1-P s )/T 1 3 P s/d 2 4 1/D 1/T Rys. 4. Model niezawodności jednostki szczytowej i podszczytowej: T średni czas trwania stanu rezerwy, D średni czas pracy, P S prawdopodobieństwo nieudanego rozruchu bloku Niezawodność elektrowni wiatrowych Niezawodność elektrowni wiatrowych zależy od ich struktury technologicznej, środowiska geoklimatycznego oraz sposobu połączenia z siecią elektroenergetyczną, do której dostarczają energię [7]. W odróżnieniu od elektrowni konwencjonalnych w niezawodności elektrowni wiatrowych można wyróżnić: niezawodność technologiczno-strukturalną wynikającą z właściwości, budowy i u urządzeń składających się na elektrownię wiatrową i jej połączenie z siecią; niezawodność produkcyjną wynikającą z losowej zmienności zdolności wytwórczej (mocy generowanej) w zależności od prędkości wiatru. Cechy niezawodnościowe różnych typów elektrowni wiatrowych mogą się znacznie różnić, dla przykładu elektrownia wyposażona w magazyn energii (baterie akumulatorów) i przyłączona przez falownik do sieci prądu przemiennego wytwarza stałą moc z możliwością jej regulowania a jej niezawodność strukturalna jest określona przez wskaźniki awaryjności i dyspozycyjności, wyznaczane analogicznie jak w przypadku elektrowni konwencjonalnych. Rozwój elektrowni wiatrowych w kierunku dużych mocy jednostkowych i związane z tym problemy techniczne i koszty magazynowania energii spowodowały, że obecnie instalowane elektrownie wiatrowe dostarczają moc wytwarzaną bezpośrednio do sieci systemów elektroenergetycznych. Miarą niezawodności strukturalnej takich elektrowni są klasyczne wskaźniki awaryjności i dyspozycyjności, natomiast trudno jest zdefiniować miarę niezawodności produkcyjnej. Za miarę tej niezawodności można by uznać prawdopodobieństwo mocy wytwarzanej w funkcji czasu. Im wyższe prawdopodobieństwo, a w szczególności prawdopodobieństwo wytwarzania mocy znamionowej, tym wyższa niezawodność elektrowni wiatrowych (rozumiana w odniesieniu do energii). Niezawodność farm wiatrowych, traktowanych jako jednostki wytwórcze jest jeszcze trudniejsza do zdefiniowania. Na niezawodność strukturalną farm wiatrowych wpływają, zarówno wskaźniki poszczególnych elektrowni wiatrowych, jak i wskaźniki wspólnego przyłącza do sieci, które jednak nie mogą być bezpośrednio wykorzystane do określenia wskaźnika (wskaźników) dla farm wiatrowych. Definiowanie niezawodności produkcyjnej farm wiatrowych nie różni się od definiowania niezawodności dla elektrowni wiatrowych. Nieco inaczej, prościej, jest w przypadku określania wpływu elektrowni wiatrowych lub farm wiatrowych, lub ogólnie wpływu generacji wiatrowej na niezawodność systemu elektroenergetycznego. Wtedy miarą ich niezawodności jest poziom tak zwanej mocy gwarantowanej (capacity credit) w relacji do elektrowni konwencjonalnych [8]. Wskaźnik ten, w miarę rozwoju energetyki wiatrowej, jest coraz częściej stosowany, odnosi się do generacji wiatrowej, ale w znacznym stopniu zależy od potencjału i struktury energetyki konwencjonalnej. Na problematykę związaną z modelowaniem niezawodności generacji wiatrowej składają się [9]: modelowanie prędkości wiatru, modelowanie niezawodności części technologicznej elektrowni wiatrowej, modele matematyczne niezawodności elektrowni wiatrowej i grup (farm) elektrowni wiatrowej, modele niezawodności elektrowni wiatrowych dla potrzeb wyznaczania wystarczalności i bezpieczeństwa systemu elektroenergetycznego, przygotowanie bazy danych niezawodnościowych oraz narzędzia do obliczeń i analiz. Metodyka modelowania różni się znacznie w zależności od tego, czy dotyczy niezawodności dla potrzeb operatywnego i krótkoterminowego sterowania pracą systemu, lub długoterminowego planowania rozwoju SEE (w szczególności wytwarzania). Modelowanie prędkości wiatru, z uwagi na losowość tej geograficzno-klimatycznej cechy przyrody, wymaga możliwie dokładnego rozeznania warunków lokalnych. Modele dla potrzeb operatywnego i krótkoterminowego sterowania pracą systemu są oparte na bieżących pomiarach i prognozie krótkoterminowej, natomiast modele dla potrzeb długoterminowego planowania rozwoju wymagają obszernej statystyki z przeszłości i są modelami probabilistycznymi. Modelowanie niezawodności części technologicznej elektrowni wiatrowych jest związane z zawodnością urządzeń turbiny wiatrowej, urządzeń pomocniczych, generatora i u przyłączenia do sieci. Metodyka wyznaczania odpowiednich wskaźników niezawodności nie różni się od powszechnie stosowanej w energetyce konwencjonalnej [3]. Modele matematyczne niezawodności elektrowni wiatrowej i grup (farm) elektrowni wiatrowych są podstawowym narzędziem rozeznania i symulowania pracy elektrowni wiatrowych. Dla potrzeb operatywnego i krótkoterminowego sterowania pracą systemu są to modele probabilistyczne, natomiast dla potrzeb długoterminowego planowania rozwoju są to modele stochastyczne i wymagają obszernej statystyki z przeszłości. Modele te są podstawą do opracowywania praktycznych metod i algorytmów wyznaczania niezawodności oraz udziału elektrowni wiatrowych w niezawodności podsystemu wytwarzania. Modele niezawodności elektrowni wiatrowych dla potrzeb wyznaczania wystarczalności i bezpieczeństwa systemu elektroenergetycznego służą do praktycznych zastosowań. Są to modele przystosowane do wyznaczania i analizy niezawodności systemu elektroenergetycznego w warunkach ograniczeń stosowanej metodyki i narzędzi obliczeniowych oraz istniejących danych niezawodnościowych. Bazy danych niezawodnościowych oraz narzędzia obliczeń i analiz są podstawowym warunkiem możliwości stosowania wymienionych wyżej modeli. Wymagana jest specjalistyczna relacyjna baza danych, uwzględniająca specyfikę energetyki wiatrowej, przystosowana do obliczeń opartych na rachunku prawdopodobieństwa. Niezbędny jest system informatyczny (zbiór programów) umożliwiający wykorzystanie wyżej wymienionych modeli do praktycznych obliczeń i analiz. Dane niezawodnościowe jednostki wiatrowej można wyznaczyć ze statystyk prowadzonych w istniejących 152 PRZEGLĄD ELEKTROTECHNICZNY (Electrical Review), ISSN 0033-2097, R. 88 NR 4a/2012
elektrowniach wiatrowych. Powinny to być wskaźniki analogiczne jak wyznaczane dla innych jednostek wytwórczych [3]: wskaźnik dyspozycyjności AF, wskaźnik udziału czasu awarii w czasie kalendarzowym FOF, wskaźnik awaryjności FOR, wskaźnik wykorzystania mocy zainstalowanej GCF, wskaźnik użytkowania mocy osiągalnej GOF, wskaźnik remontów planowych SOF, wskaźnik wykorzystania czasu kalendarzowego SF, średni czas ruchu (obliczeniowy) ART, i inne. Dane niezbędne do stworzenia modeli niezawodnościowych elektrowni wiatrowych można podzielić na następujące grupy: charakterystyka wiatru na terenie lokalizacji elektrowni wiatrowej. Dane te powinny określać potencjał techniczny dla konkretnego rozwiązania elektrowni wiatrowej oraz opisywać wiatr z punktu widzenia niezawodności stanowią one źródło energii pierwotnej dla elektrowni; dane jednostek wytwórczych, ich moc, przyjęte rozwiązanie techniczne oraz dane o ich niezawodności; dane dotyczące przyłączenia elektrowni i wyprowadzenia z niej mocy do systemu elektroenergetycznego, przyjęte rozwiązania, warunki pracy, dane bieżące (co 0,5 lub 1 godz.) na zaciskach elektrowni i dane niezawodnościowe; dane techniczne i niezawodnościowe systemu elektroenergetycznego w rejonie lokalizacji elektrowni wiatrowej. W przypadku elektrowni konwencjonalnych poszukując odpowiednich danych można się opierać na statystykach dotyczących innych elektrowni danego typu, ponieważ konstrukcje są powtarzalne i elementy oraz y w danym typie elektrowni zachowują się tak samo. Niestety w przypadku elektrowni wiatrowych nie jest to możliwe. Nawet jeśli zostanie zbudowana elektrownia wiatrowa z identycznych turbin, ale w innej lokalizacji, będziemy uzyskiwać parametry pracy bardzo różniące się od poprzedniego rozwiązania. Powszechnie stosowana metodyka wyznaczania niezawodności systemu elektroenergetycznego nie jest przystosowana do uwzględniania jednostek wytwórczych, których zdolność wytwórcza zmienia się w sposób losowy. Wykorzystywane do obliczeń wskaźników niezawodności narzędzia nie przewidują odrębnego odwzorowywania poszczególnych typów jednostek wytwórczych, tzn. jednostki cieplne, wodne, wiatrowe itp. muszą być modelowane w nich za pomocą tych samych parametrów, których wartości mogą się znacznie różnić [10]. Utrudnia to bezpośrednie i poprawne z punktu widzenia dokładności włączenie elektrowni wiatrowych do obliczeń i analiz niezawodnościowych. W metodyce tej wskaźnik awaryjności FOR odnosi się do ustalonej wartości mocy (osiągalnej lub znamionowej) jednostki wytwórczej. Zdolność wytwórcza elektrowni wiatrowych zmienia się w zależności od prędkości wiatru w zakresie od zera do mocy znamionowej. Zawodność jednostki wiatrowej, wyrażona w postaci klasycznego wskaźnika awaryjności FOR, nie ma logicznego uzasadnienia, ponieważ nie dotyczy konkretnej mocy wytwórczej, jako wartości stałej. Przyjęcie takiego wskaźnika FOR, w odniesieniu do mocy znamionowej lub jakiejkolwiek innej mocy elektrowni wiatrowej wprowadza warunkowość, czyli powoduje, że wyniki analizy w postaci wskaźników niezawodności systemu mają sens jedynie pod warunkiem arbitralnie przyjętej mocy wytwórczej jednostki wiatrowej. W analizach niezawodności systemów elektroenergetycznych elektrownie wiatrowe są najczęściej modelowane w sposób uproszczony przez przyjęcie mocy nominalnej, mocy średniej, mocy najbardziej prawdopodobnej lub innej oraz przyjęcie wskaźnika zawodności w jego klasycznej postaci, jako roczny względny czas postojów. Jest to uproszczenie, które w sposób oczywisty wpływa ujemnie na dokładność obliczeń. W sytuacji, gdy takich jednostek jest niewiele, takie uproszczenie jest dopuszczalne, jednak w sytuacji obecnego i przewidywanego w niedalekiej przyszłości rozwoju energetyki odnawialnej, a w szczególności źródeł wiatrowych, może okazać się za mało dokładne. Analizy niezawodności krajowego systemu elektroenergetycznego są prowadzone zgodnie z ogólnie przyjętą metodyką wyznaczania wskaźników niezawodności. Stosowane są metody i aktualnie dostępne narzędzia obliczeniowe w postaci systemów informatycznych TRELSS, IPM, Platforma PRIMSP, ONW. Te metody i narzędzia nie są przystosowane do uwzględniania wiatrowych źródeł wytwórczych w sposób uwzględniający ich specyfikę. Powodować to może, szczególnie w przypadku dużego udziału źródeł wiatrowych, znaczący błąd w ocenie ich wpływu na niezawodność. Aby tego uniknąć koniecznym jest przystosowanie modeli jednostek wiatrowych do istniejących metod i narzędzi obliczeniowych. Oznacza to konieczność opracowania metody modelowania jednostek wiatrowych i uzupełnienie istniejących narzędzi obliczeniowych odpowiednim oprogramowaniem, które pozwala włączyć do analiz jednostki wiatrowe w sposób możliwie dokładny. Niezawodność technologiczno-strukturalna turbozespołów wiatrowych Jak wspomniano wcześniej wiele badań i analiz dotyczących niezawodności komponentów jednostki wiatrowej prowadzi się na podstawie historycznych danych statystycznych istniejących instalacji. Badania statystyczne awaryjności jednostek wiatrowych są prowadzone dla poszczególnych krajów fragmentarycznie, np. dla obszarów bądź też dla poszczególnych przedziałów mocy jednostek, jak również dla wybranych urządzeń (części) jednostek wiatrowych. Poniżej przedstawiono wyniki badań niezawodności podzespołów elektrowni wiatrowych zebrane na podstawie literatury oraz na podstawie bazy danych firm eksploatujących elektrownie wiatrowe [11-15]. W tabeli 1 przedstawiono udziały poszczególnych elementów jednostki wiatrowej w jej awaryjności, na podstawie badań wykonanych w holenderskim systemie elektroenergetycznym. Tabela 1. Udziały poszczególnych elementów jednostki wiatrowej w jej awaryjności [uszk./a] (dane holenderskie) Element turbozespołu Częstość uszkodzeń (wartość statystyczna) wał z ułożyskowaniem 0,02 hamulec 0,05 generator 0,05 hamulec postojowy 0,05 elektryczny 0,10 łopatyi wirnika 0,11 system ustawienia łopat 0,15 system ustawienia końcówek 0,14 regulacja łopat 0,14 0,15 przekształtnik 0,16 0,17 Razem 1,28 Szczegółowo rozkład przyczyn wyłączeń awaryjnych dla duńskich oraz niemieckich jednostek wiatrowych za lata 1998 2000 przedstawiono na rysunkach 5 oraz 6. Stwierdza się znaczny udział pozostałych przyczyn, przekraczający nawet 50%. PRZEGLĄD ELEKTROTECHNICZNY (Electrical Review), ISSN 0033-2097, R. 88 NR 4a/2012 153
40% hydraulika 6% wał i ułożyskowanie hamulec generator łopaty 6% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 18% ster.łopat 8% Rys. 5. Procentowe udziały w awariach poszczególnych elementów turbozespołu wiatrowego (Dania) reg.rdzeniowa elekt ryczny 10% instrumenty wał i ułożyskowanie hydraulika 1% hamulec generator 1% łopatki 5% ster.łopat 1% 5 Rys. 6. Procentowe udziały w awariach poszczególnych elementów turbozespołu wiatrowego (Niemcy) Na rysunku 7 przedstawiono udziały elementów w uszkodzeniach turbozespołów wiatrowych dla różnych mocy i obszarów w niemieckim systemie elektroenergetycznym, natomiast w tabeli 2 przedstawiono udziały poszczególnych elementów jednostki wiatrowej w jej awaryjności na podstawie badań prowadzonych w niemieckim systemie elektroenergetycznym w latach 1998-2000, dla turbozespołów o mocy do 1,5 MW. 0% wa ł+ łoż ysk a ha mu lec hamulec postojowy. elektr. ł opa ty syst.ust.łopat W indstats Dania Windstats Niemcy WMPE Niemc y (wszys tkie) WMPE Niemcy >560 kw LW K Sc hl ezwigh (wszys tki e) LWK SchezwigH > 500 kw Rys. 7. Procentowe udziały elementów w uszkodzeniach turbozespołów wiatrowych dla różnych mocy i obszarów Na rysunku 8 przedstawiono liczbę uszkodzeń jednostek wiatrowych zainstalowanych w Szwecji, dla których prowadzono badania w latach 1997-2005, natomiast w tabeli 3 zestawiono zbiorcze wyniki badań z lat 2000-2004. Liczba jednostek objętych badaniami z tabeli 3 była następująca: Rok 2000 2001 2002 2003 2004 średnio w latach 2000-2004 Liczba 527 570 620 682 723 624,5 Cała jednostka Układ naprawadzania Hydraulika 1 Hamulce 1% Przekładnia 10% Czujniki 1 Prowadnice 1% ko ńców ki łopat me ch an izm us t.łopat pr zek ładnia pr ze ksz tał tnik Wieża Piasta 1% Łopaty 1 s tero w ani e Układ kontroli 1 oprzyrzą dow an ie Generator 5% hydraulika Układ elektryczny 1 Rys. 8. Liczba uszkodzeń komponentów szwedzkich elektrowni wiatrowych w latach 1997-2005 Tabela 2. Udziały poszczególnych elementów jednostki wiatrowej w jej awaryjności [uszk./a] (dane niemieckie) Element 1998 1999 2000 0 1500 kw 560 1500 kw 0 1500 kw 560 1500 kw 0 1500 kw 560 1500 kw wirnik 0,039 0,145 0,049 0,143 0,044 0,043 regulacja wirnika 0,014 9,014 0,013 0,000 0,007 0,014 łopatki 0,206 0,725 0,208 0,386 0,172 0,386 hamulec powietrzny 0,035 0,058 0,048 0,029 0,039 0,057 generator 0,1 0,217 0,076 0,071 0,081 0,043 elektryczny 0,566 1,101 0,515 0,714 0,484 1,000 przekształtnik 0,084 0,072 0,09 0,057 0,067 0,171 oprzyrządowanie 0,213 0,565 0,199 0,486 0,182 0,443 0,457 1,464 0,468 0,771 0,371 0,757 0,08 0,203 0,117 0,4 0,108 0,229 hamulec mechaniczny 0,154 0,406 0,147 0,357 0,114 0,243 wał z ułożyskowaniem 0,047 0,087 0,066 0,129 0,055 0,157 hydraulika 0,225 0,696 0,253 0,729 0,201 0,400 system kierowania łopat 0,183 0,333 0,149 0,257 0,177 0,400 0,062 0,304 0,106 0,129 0,084 0,300 RAZEM 2,445 6,391 2,504 4,657 2,185 4,643 154 PRZEGLĄD ELEKTROTECHNICZNY (Electrical Review), ISSN 0033-2097, R. 88 NR 4a/2012
Tabela 3. Czas i liczba uszkodzeń szwedzkich elektrowni wiatrowych w latach 2000-2004 Element Łączny czas wyłączeń w latach 2000-2004, h Średni czas trwania wyłączenia na turbozespół w roku, h Udział elementu w łącznym czasie wyłączeń, % Całkowita liczba uszkodzeń w latach 2000-2004 Średnia liczba uszkodzeń na turbozespół w roku Udział elementu w całkowitej liczbie uszkodzeń, % cała jednostka 2631 0,8 1,7 33 0,011 2,7 budowla (wieża) 1874 0,6 1,2 18 0,006 1,5 naprowadzania 20754 6,6 13,3 80 0,026 6,7 hydraulika 6918 2,6 4,4 160 0,061 13,3 hamulec 1881 0,6 1,2 15 0,005 1,2 30826 11,6 19,4 118 0,045 9,8 czujniki 8357 2,7 5,4 169 0,054 14,1 prowadnice 3788 1,2 2,4 13 0,004 1,1 kontroli 28620 9,2 18,3 155 0,05 12,9 elektryczny 22395 7,2 14,3 210 0,067 17,5 generator 13906 4,5 8,9 66 0,021 5,5 łopaty 14743 4,7 9,4 161 0,052 13,4 piasta 50 0 0 4 0,001 0,3 Razem 156202 52,4 100 1202 0,402 100 Na rysunkach 9 i 10 zamieszczono wyniki badań niezawodności elementów elektrowni wiatrowych, prowadzonych w Stanach Zjednoczonych. Badaniami objęto 300 jednostek wiatrowych o mocach 40600 kw pracujących w Kalifornii. hydraulika oprzy rządowanie pr zekształtnik mechan izm ust. łopat sys tem ust. łopat łopaty elektryczny hamule c postojowy generator hamulec wał z ułoży skowaniem liczba uszkodzeń w roku 0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 Rys. 9. Liczba uszkodzeń turbozespołów w ciągu roku w rozbiciu na poszczególne elementy (Kalifornia) oprzyrządowanie 26% 9% wał i ułożys kowanie hamulec 5% generator elektryczny 15% łopaty 1 5% syst. ustawiania łopat 1 mech.ustaw.łopat Rys. 10. Procentowe udziały w awariach poszczególnych elementów turbozespołu wiatrowego (Kalifornia) Należy nadmienić, że systemowych badań, takich jak przedstawione powyżej do tej pory nie prowadzono w polskim systemie elektroenergetycznym. W tabeli 4 przedstawiono zestawienie wyników badań prowadzonych w Polsce w latach 2009 oraz 2010 1, dla jednej farmy wiatrowej o mocy 30 MW. Tabela 4. Częstość oraz czas przerw poszczególnych elementów turbozespołu wiatrowego w latach 2009/2010 Udział w Element Częstość Czas, h Udział, % całkowitym czasie pracy, % wymuszona przerwa 4/2 30,9/9,8 2,95/31,99 0,35/0,14 wyprowadzenia 9/25 1,6/8,7 0,15/28,51 0,2/0,12 mocy kontrola temperatury 3/1 0,5/4.4 0,05/14,29 0,01/0,06 czujniki 6/4 70,4/2,6 6,72/8,87 0,81/0,04 czujniki wiatru 2/2 1,7/1,7 5,71/5,71 0,02/0,02 system komunikacji 1/2 3,2/0,7 0,31/2,14 0,04/0,01 awarie w systemie 1/5 0,5/0,6 0,05/1,96 0,01/0,01 kontrolnym naprowadzania 2/2 2,2/0,6 0,21/1,96 0,03/0,01 elektryczny 1/13 0,2/0,6 0,02/1,96 0,00/0,01 czujnik poziomu oleju 1/3 2,9/0,3 0,27/1,06 0,03/0,00 łopaty 1/1 0,1/0,3 0,01/1,06 0,00/0,00 wirnik 10/5 0,4/0,1 0,04/0,33 0,01/0,00 2/3 894,9/0,1 82,62/0,26 10,24/0,00 Podsumowanie Sprawne funkcjonowanie systemów elektroenergetycznych jest uzależnione od wielu czynników a odnawialne źródła energii i generacja rozproszona odgrywają w tych systemach szczególną, coraz większą rolę, gdyż niemal wszędzie na świecie przyrost mocy ma miejsce głównie w źródłach odnawialnych i rozproszonych. Elektrownia wiatrowa zawodzi w przypadku uszkodzenia jej elementów lub błędów operacyjnych, zawodzi także przede wszystkim z powodu losowego charakteru źródła energii pierwotnej, czyli często występującego braku wiatru lub nieodpowiedniej (za małej lub za dużej) prędkości wiatru. 1 W okresie 1 styczeń 20 październik 2010 r. PRZEGLĄD ELEKTROTECHNICZNY (Electrical Review), ISSN 0033-2097, R. 88 NR 4a/2012 155
Szczególnie w przypadku, gdy udział mocy elektrowni wiatrowych w sumarycznej zdolności wytwórczej systemu elektroenergetycznego jest stosunkowo duży, konieczne jest ich uwzględnienie w analizach i ocenie niezawodności SEE. W konsekwencji obliczenia wymagają użycia metod probabilistycznych i odpowiednich modeli niezawodności elektrowni wiatrowych. Zasadnym jest prowadzenie badań nad niezawodnością elektrowni wiatrowych i ich wpływem na niezawodność systemów elektroenergetycznych. Do kluczowych należy prowadzenie systematycznej analizy niezawodności podzespołów elektrowni wiatrowych instalowanych w polskim systemie elektroenergetycznym. Ponadto należy w dalszym ciągu analizować prognozy i rzeczywisty rozwój energetyki wiatrowej i jej wpływ na pracę systemów elektroenergetycznych. LITERATURA [1] Prognoza zapotrzebowania na paliwa i energię do 2030 roku. Załącznik 2 do Polityki energetycznej Polski do 2030 roku, Ministerstwo Gospodarki, Warszawa, 10 listopada 2009 [2] Glossary of Terms Used in Reliability Standards, Adopted by NERC Board of Trustees, 12 February 2008 [3] P a ska J., Niezawodność systemów elektroenergetycznych, Oficyna Wydawnicza Politechniki Warszawskiej, Warszawa 2005 [4] P a ska J., Analysis and Evaluation of Electric Power System Reliability, Przegląd Elektrotechniczny, Nr 7, 2008 [5] Paska J., Electric Power System Reliability Optimization, Przegląd Elektrotechniczny, Nr 11, 2008 [6] P a ska J., Metodyka analizy i oceny niezawodności systemu elektroenergetycznego w warunkach rynku energii elektrycznej, Rynek Energii, Nr 6, 2010 [7] Chowdhury A., Koval D., Modelling non-dispatchable wind energy sources in generating capacity reliability planning, Proceedings of the 4 th IASTED International Conference Power and Energy Systems, Rhodes, Greece, June 28-30, 2004 [8] M illigan M.R., P o rter K., Determining the capacity value of wind: A survey of methods and implementation and an update survey, WindPower 2008, Huston, June 2008 [9] S u rma T., Modele niezawodnościowe elektrowni wiatrowych, Rozprawa doktorska, Oficyna Wydawnicza Politechniki Warszawskiej, Warszawa 2011 [10] P a ska J., S u rma T., Modelowanie niezawodności elektrowni wiatrowych, XV Konferencja Naukowo-Techniczna Rynek energii elektrycznej - Zagrożenia i nowe wyzwania, Kazimierz Dolny, 11-14 maja 2009 [11] Estimation of turbine reliability figures within the DOWEC project, DOWEC, Nr 10048, Issue 4, 2003. [12] E riksen P.B., Orths A., A k hmatov V., Integration dispersed generation into the Danish power system Present situation and future prospects, Invited panel session paper in Proceedings IEEE General Meeting, Montreal, Canada, June 18-22, 2006 [13] Hahn B., Dursetewitz M., Rohrig K., Reliability of wind turbines. Experiences of 15 years with 1500 WT, ISET Study, 2005. [14] Ribrant J., Bertling L.M., Survey on failures in wind power system with focus on Swedish wind power plants during 1997 2005, IEEE Transactions on Energy Conversion, vol. 22, no. 1, March 2007 [15] Van Bussel G.J.W., Zaaijer M.B., Reliability, Availability and Maintenance aspects of large-scale offshore wind farms, a concept study, Section Wind Energy, Faculty Civil Engineering and Geosciences, Delft University of Technology, The Netherlands, 2006 Autorzy: prof. dr hab. inż. Józef Paska, Politechnika Warszawska, Wydział Elektryczny, Instytut Elektroenergetyki, ul. Koszykowa 75, 00-662 Warszawa, E-mail: Jozef.Paska@ien.pw.edu.pl; dr inż. Tomasz Surma, Vattenfall Heat Poland S.A., ul. Modlińska 15, 03-216 Warszawa, E-mail: Tomasz.Surma@vattenfall.pl. 156 PRZEGLĄD ELEKTROTECHNICZNY (Electrical Review), ISSN 0033-2097, R. 88 NR 4a/2012