Consideratii Legate de Buna Exploatare Si Mentenanta Unei Instalatii cu Turbine Eoliene
LUCRARE
DE DISERTAȚIE
CONSIDERAȚII LEGATE DE BUNA EXPLOATARE ȘI MENTENANȚA UNEI INSTALAȚII CU TURBINE EOLIENE
CUPRINS
CAPITOLUL I PROMOVAREA SISTEMULUI DE PRODUCERE A ENERGIEI DIN SURSE REGENERABILE
Dezvoltarea surselor regenerabile de energie
Condiții de integrare a energiilor regenerabile în sistemul electroenergetic
Energia eoliană. Aspecte privind integrarea instalațiilor eoliene în sistemul
electroenergetic
CAPITOLUL II UTILIZAREA INSTALAȚIILOR CU TURBINE EOLIENE ÎN PRODUCEREA ENERGIEI ELECTRICE.
2.1. Structura generală și funcționarea instalațiilor în conversia energiei eoliene
2.2. Particularități ale turbinei eoliene MICON M1500-600/150 KW- reutilizată
2.3. Amplasarea și racordarea ITE la rețeaua electrică MT
2.4 Regimul de funcționare al turbinei eoliene MICON M1500-600/150 KW
CAPITOLUL III DEFECTE ÎN EXPLOATAREA INSTALAȚIILOR CU TURBINE
EOLIENE
3.1. Ponderea la defectare a principalelor componente constructive ale ITE
3.2. Moduri de defectare pentru componentele constructive ale ITE
3.3. STUDIU DE CAZ Defecte în exploatarea turbinei eoliene
MICON M1500-600/150 KW- reutilizată
3.4. Strategii în exploatarea ITE MICON M1500-600/150 KW
CAPITOLUL IV FIABILITATEA INSTALAȚIILOR CU TURBINE EOLIENE
4.1 Generalități privind noțiunea de fiabilitatea sistemelor
4.2 Realizarea schemei pentru calculul fiabilității unei ITE
4.3 Calculul fiabilității ITE MICON M1500-600/150 KW
CAPITOLUL V ANALIZA TEHNICO-ECONOMICĂ A INSTALAȚIILOR CU
TURBINE EOLIENE
5.1. Premise în extinderea proiectelor cu instalații de valorificare a surselor
regenerabile de energie
5.2. Costul energiei electrice produsă de ITE=
CONCLUZII
BLIOGRAFIE
INTRODUCERE
Integrarea surselor regenerabile de energie pe piața mondială de electricitate este în continuă creștere potrivit documentelor elaborate în acest domeniu, apreciindu-se faptul că în anul 2020 acestea vor constitui o sursă importantă de electricitate. În același sens se preconizează că la nivelul anului 2050, sursele regenerabile de energie vor ocupa o mare parte în consumul de energie electrică, având ca efect reducerea emisiilor de CO2 rezultate prin arderea combustibililor fosili și nu în ultimul rând la reducerea dependenței Uniunii Europene în importul de combustibili fosili.
Percepția modificărilor climatice, au condus pe parcursul ultimului deceniu la adoptarea de măsuri pentru reducerea consumului de energie din surse convenționale, înregistrându-se în același timp o creștere spectaculoasă a interesului societății pentru dezvoltarea și utilizarea energiile regenerabile. Utilizând o exprimare sintetică, energia regenerabilă, se poate defini ca fiind energia care pentru reînnoirea resurselor are o constantă de timp mai mare decât cea necesară consumului energiei produse, ipoteză care în cazul petrolului dar și pentru ceilalți combustibili fosili nu este valabilă, întrucât viteza cu care este consumată energia produsă din aceste resurse este mult mai mare decât cea necesară pentru regenerarea lor.
În raport cu celelate surse regenerabile, energia eoliană prezintă o serie de avantaje care o detașează de celelalte tipuri de surse. Astfel, vântul,care constituie sursa primară de energie, este disponibil din abundență atât pe uscat cât și pe apă la nivelul întregii planete. De asemenea, costurile cu investițiile pentru energie eoliană sunt mai mici în comparație cu investitia pentru producerea energiei utilizând panouri fotovoltaice iar calitatea turbinelor eoliene raportată la impactul asupra mediului este ridicată.
Studiile efectuate în țări producătoare de energie eoliană au demonstrat faptul că vântul asigură suficientă energie pe o durată de șase luni pentru a compensa toată energia necesară producerii materialelor, construcției turbinei, instalarea și funcționarea și chiar demolarea și reciclarea acesteia, în contextul în care o turbină eoliană este proiectată să funcționeze pe o perioadă de minimum 20 de ani.
REZUMAT
Prezenta lucrare propune analiza fiabilității instalațiilor cu turbine eoliene și efectuarea unui studiu de caz pe baza datelor statistice în funcționarea a două sisteme de conversie a energiei eoliene tip MICON M1500-600/150 KW reutilizate.
Lucrarea este structurată pe cinci capitole, cuprinsă în 64 pagini, conține 15 tabele și 21 figuri grafice, având următoarele obiective:
promovarea sistemului de producere a energiei din surse regenerabile;
contribuția instalațiilor cu turbine eoliene în siguranța și securitatea alimentării cu energie electrică a consumatorilor;
calculul principalilor indicatori de fiabilitate pentru instalațiile cu turbine eoliene reutilizate;
analiza tehnico-economică a instalațiilor cu turbine eoliene.
LISTA DE ABREVIERI ȘI ACRONIME
SRE Surse regenerabile de energie
ITE Instalații cu turbine eoliene
tep tone echivalent petrol
CV Certificat verde
CENELEC Comitetul European pentru Standardizări în Electrotehnică
ANRE Autoritatea Națională de Reglementare în domeniul Energiei
MT Medie tensiune
CAPITOLUL I
PROMOVAREA SISTEMULUI DE PRODUCERE A ENERGIEI
DIN SURSE REGENERABILE
Dezvoltarea surselor regenerabile de energie
Sursele regenerabile de energie (SRE) constituie în prezent o alternativă la energia obținută din combustibili fosili deosebit de apreciată, importanța lor fiind recunoscută la nivel mondial. Pentru a promova utilizarea SRE, cele mai multe state au dezvoltat și totodată au implementat politici respectiv strategii pentru susținerea investițiilor în acest domeniu cu scopul de a facilita accesul acestor surse în sistemul electroenergetic. Eficiența surselor regenerabile este recunoscută prin faptul că acestea sunt inepuizabile, utilizarea lor în sistemul electroenergetic are drept consecință un impact minim asupra mediului înconjurător, emisia de gaze cu efect de seră este practic nulă și în același timp nu se produc deșeuri.
În România sistemul pentru promovarea producerii energiei electrice având ca sursă primară sursele regenerabile de energie este aplicabil pentru cazurile în care energia electrică livrată în rețeaua electrică sau pentru consumatori este produsă din:
energie hidraulică din centralele cu o putere instalată de cel mult 10 MW;
energie eoliană;
energie geotermală;
biomasă;
biolichide, biogaz;
gazul de fermentare a deșeurilor (aprobare prin O.U. nr.88 din 12 octombrie 2011);
gaz de fermentare a nămolurilor din instalațiile de epurare a apelor uzate. [1]
Costurile din domeniul producției energiei sunt asigurate de către companiile producătoare de energie, iar planificarea sistemului de transport precum și funcționarea fiabilă a acestuia se află în sarcina operatorilor sistemului de transport. În vederea satisfacerii cerințelor de piață, aceștia se asigură de faptul că sistemul de transport are suficientă capacitate pentru conectarea tuturor unităților de producție noi și pentru tranzacționarea pe piață a energiei produse.
Conform datelor prezentate în comunicatul de presă din ianuarie 2014 de către Institutul Național de Statistică, principalele resurse de energie primară în perioada 01.01 2013- 30.11.2013 au scăzut cu 9,4 % față de aceeași perioadă a anului 2012, iar cele de energie electrică au înregistrat o scădere de 4,0 % în raport cu aceeași perioadă a anului precedent. Exprimată în cifre, cantitatea totală a resurselor de energii primare reprezentând producția internă la care s-a adăugat și cantitatea de resurse primare importate a atins valoarea de 28221,5 mii tone echivalent petrol (tep),în primele unsprezece luni din anul 2013, în scădere cu 2945,1 mii tep față de aceeași perioadă a anului 2012.
Datele privind analiza producției interne și importul resurselor de energie primară pentru cele două perioade considerate, sunt sintetizate în tabelul de mai jos pentru fiecare categorie de combustibil: [6]
Tabelul 1.1 Analiza principalelor resurse de energie primară 2012/2013
Sursa: http://www.insse.ro – Comunicat de presă nr.12/2014
ENERGIE ELECTRICĂ – PERIOADA 01.01 – 30.11
-resurse-
2012 2013
Producție 97,7 % Producție 99,2 %
2,3 % Import 4,1 % 0,8 % Import 8,0 %
Termocentrale clasice Hidrocentrale Centrale nuclearo-electrice
Centrale electrice eoliene
-destinații-
Sursa:http://www.insse.ro/cms/files/statistici/comunicate/energie/a13/energie11r13
Resursele de energie electrică din perioada analizată aferentă anului 2013 au totalizat 53154,5 milioane KWh, în scădere cu 2230,0 milioane KWh față de resursele înregistrate în perioada similară a anului 2012, cauza principală fiind scăderea producției. Conform aceleiași surse, în primele unsprezece luni ale anului 2013 producția de energie electrică din termocentrale a fost de 23930,4 mil. KWh în scădere cu 6077,5 mil. KWh, cea din hidrocentrale a fost de 13964,0 mil. KWh, în creștere cu 2609,5 mil. KWh, iar cea din centralele nuclearo-electrice a fost de 10613,8 mil. KWh de asemenea în creștere cu 138,5 mil. KWh. În același context, analiza efectuată arată că s-a înregistrat creșterea exportului de energie electrică, acesta fiind de 1049,3 mil. KWh în anul 2013, mai mare cu 121,4 mil. KWh decât perioada similară din 2012 iar consumul propriu tehnologic în rețele și stații a fost de 5846,3 mil. KWh în scădere cu 79,5 mil. KWh. [6]
Utilizarea surselor de energie regenerabile creează avantaje care în mare parte vin în sprijinul societății și mediului (exemplu – dependența redusă de carburant și reducerea emisiilor) și mai puțin în folosul dezvoltatorului proiectului. În acest sens, politica de promovare a sistemului de producere a energiei din SRE are ca scop crearea unor condiții de concurență echitabile pentru energia produsă din surse regenerabile, prin comparația între costul mare al producției și posibilitatea mică de a controla instalațiile de producere. Aceste condiții au fost realizate cu ajutorul unor scheme de sprijin care au ca rezultat returnarea valorilor obținute din avantajele utilizării SRE către investitor, scopul final fiind de reducere a decalajului între valoarea investiției la care se adaugă și costurile de operare ale SRE și veniturile obținute din vânzarea pe piață a energiei.
Actul legislativ care promovează extinderea utilizării SRE la nivel national impune: [1]
atragerea în balanța energetică a surselor de energii regenerabile în vederea creșterii securității și siguranței în alimentarea cu energie și reducerea importului de surse convenționale;
stimularea dezvoltării durabile la nivel local și național și crearea a noi locuri de muncă necesare în procesele tehnologice pentru valorificarea energiilor regenerabile;
reducerea poluării mediului prin diminuare emisiilor poluante și gazelor cu efect de seră;
atragerea surselor financiare externe pentru cofinanțarea promovării SRE.
Condiții de integrare a energiilor regenerabile în sistemul electroenergetic
La nivel mondial, integrarea surselor regenerabile în sistemele electroenergetice este reglementată prin actul normativ denumit „Standard for interconnecting Distributed resources with electric power systems”, reprezentând documentul care stabilește un standard uniform de le și stații a fost de 5846,3 mil. KWh în scădere cu 79,5 mil. KWh. [6]
Utilizarea surselor de energie regenerabile creează avantaje care în mare parte vin în sprijinul societății și mediului (exemplu – dependența redusă de carburant și reducerea emisiilor) și mai puțin în folosul dezvoltatorului proiectului. În acest sens, politica de promovare a sistemului de producere a energiei din SRE are ca scop crearea unor condiții de concurență echitabile pentru energia produsă din surse regenerabile, prin comparația între costul mare al producției și posibilitatea mică de a controla instalațiile de producere. Aceste condiții au fost realizate cu ajutorul unor scheme de sprijin care au ca rezultat returnarea valorilor obținute din avantajele utilizării SRE către investitor, scopul final fiind de reducere a decalajului între valoarea investiției la care se adaugă și costurile de operare ale SRE și veniturile obținute din vânzarea pe piață a energiei.
Actul legislativ care promovează extinderea utilizării SRE la nivel national impune: [1]
atragerea în balanța energetică a surselor de energii regenerabile în vederea creșterii securității și siguranței în alimentarea cu energie și reducerea importului de surse convenționale;
stimularea dezvoltării durabile la nivel local și național și crearea a noi locuri de muncă necesare în procesele tehnologice pentru valorificarea energiilor regenerabile;
reducerea poluării mediului prin diminuare emisiilor poluante și gazelor cu efect de seră;
atragerea surselor financiare externe pentru cofinanțarea promovării SRE.
Condiții de integrare a energiilor regenerabile în sistemul electroenergetic
La nivel mondial, integrarea surselor regenerabile în sistemele electroenergetice este reglementată prin actul normativ denumit „Standard for interconnecting Distributed resources with electric power systems”, reprezentând documentul care stabilește un standard uniform de interconectare a SRE cu sistemele electroenergetice și în care sunt evidențiate cerințele privind performanța, exploatarea, condițiile de siguranță și întreținere a instalațiile de producere a energiei și al cărui conținut constă în ghiduri de proiectare, funcționare și conectarea în sistem a SRE, proceduri referitoare la testarea compatibilității echipamentelor folosite în instalațiile de producere a energiei, instrucțiuni privind monitorizarea și controlul fluxului informațional între sursa regenerabilă, sistemul de transport și distribuție. [2]
Extinderea continuă combinată cu o competiție acerbă într-o piață liberalizată, în paralel cu necesitatea menținerii unei stabilități în sistemul electroenergetic au avut un efect major în dobândirea unei eficiență crescute, limitele impuse obligând pe cei din domeniul de proiectare dar și operatorii de rețea să achiziționeze echipamente de electronică de putere precum și sisteme sofisticate de control automat, chiar dacă acestea din urmă în multe situații sunt atât de neliniare încât modul unic de abordare este cel prin simulare.
Atât la nivel european cât și național există o serie de acte normative pentru reglementarea sectorului energiilor regenerabile. Astfel, pentru integrarea energiilor regenerabile în sistemul electroenergetic, au fost stabilite pe de o parte metode de sprijin a investitorilor în acest domeniu dar în același timp și condiții pe care trebuie să le îndeplinească cu privire la parametrii care caracterizează energia produsă.
Obligațiile ce revin producătorului de energie electrică utilizând SRE pot fi sintetizate la îndeplinirea următoarele condiții:
stabilirea domeniului de tensiune și a frecvenței de operare;
controlul tensiunii ;
compensarea puterii reactive;
reglementarea puterii active funcție de frecvență.
Oricare nou producător de energie electrică obținută din SRE care dorește racordarea la sistemul electroenergetic va beneficia de informațiile necesare complete referitoare la:
costurile legate de racordarea la sistem;
termenul pentru primirea și analizarea cererii de racordare;
informații legate de garanții financiare pentru racordarea la rețeaua electrică.
Variantele de sprijin a investitorilor în producerea de energie utilizând surse regenerabile sunt următoarele:
– tariful fix la integrare (feed-in tariff) și presupune un venit garantat, pe termen îndelungat, raportat la cantitatea de energia electrică produsă din surse regenerabile, asigurând o garanție a venitului pentru producătorul de energie și chiar un adăpost privitor la riscurile pieței;
– subvenționarea diferenței dintre costul de producție și prețul energiei electrice produse sau reduceri fiscale pentru investiția în sistemele de producere;
– emiterea de certificate verzi, CV pentru o cantitate de 1 MWh energie electrică produsă din surse regenerabile în combinație cu plafoane de emisie.
În România, piața de certificate verzi a devenit funcțională din anul 2005, promovarea producției de energie electrică din SRE combinând emiterea de CV cu sistemul cotelor obligatorii, sistem definit ca „achiziția de furnizori a unor cote obligatorii de energie electrică produsă din SRE în vederea vânzării către consumatorii deserviți”, conform reglementărilor ANRE – Autoritatea Națională pentru Reglementări în domeniul Energiei. [3]
Energia eoliană. Aspecte privind integrarea instalațiilor eoliene
în sistemul electroenergetic
Dezvoltarea rapidă în ultimii ani a energiei eoliene a captat atenția producătorilor de energie astfel că principala preocupare în acest domeniu a fost aceea de a găsi soluția perfectă pentru integrarea instalațiilor cu turbine eoliene eoliene (ITE) în sistemele electroenergetice, scopul fiind cel de păstrare a stabilității sistemelor existente.
În ultimii ani, ITE au ocupat un rol important în structura sistemelor electroenergetice din toată lumea, un interes major pentru acest domeniu fiind dobândit mai ales în Europa. În paralel cu această categorie de sursă regenerabilă de energie o dezvoltare importantă au înregistrat și alte surse ca de exemplu energia solară (utilizarea panourilor fotovoltaice), microhidrocentrale, centrale pe biomasă sau biogaz, capacitățile instalate în ultimii 3 ani fiind reprezentate în figura 1.1.
Sursa: http://www.solar-magazin.ro/solare/energia-curata-2013.html
Figura 1.1. Surse regenerabile de energie în România – capacități instalate [MW]
În acest sens, multe dintre țările producătoare de energie au procedat la adaptarea și modificarea de normative tehnice pentru integrarea surselor eoliene în sistemul electroenergetic national, pentru fiecare țară în parte fiind stabilite condiții obligatorii în funcție de specificul rețelelor, nivelul tensiunii de racordare etc.
În Europa, condițiile pentru integrarea instalațiior cu turbine eoliene în sistem sunt stabilite prin Normativul EN 50160 emis de CENELEC (European Committee for Electrotechnical Standardization), normativ de referință în care sunt stipulate date referitoare la parametrii tensiunii aferente energiei din rețelele publice de distribuție și transport. [2]
În România, Transelectrica este operatorul care permite racordarea la rețeaua de transport pentru oricare solicitant, condiția fiind îndeplinirea cerințelor prevăzute în lege și respectarea normelor și performanțelor înscrise în codul tehnic al RET: norme tehnice, reglementări conexe, condițiile privind licența de transport, etc.
Potrivit datelor furnizate de Transelectrica, producția de energie eoliană în România a avut o ascensiune rapidă astfel că în anul 2011 țara noastră se afla printre țările cu cele mai mari capacități noi instalate, ocupând locul 7, cu o capacitate totală instalată de 982 MW. Deși pe parcursul anului 2012 au fost instalate noi capacități puterea instalată totală ajungând la 2.335 MW iar în primele 11 luni ale anului 2013 proiectele existente în acest sector au avut o creștere de cca 60% față de anul precedent Romănia a ocupat locul 10 în Uniunea Europeană în ce privește producția de energie eoliană, capacitatea totală instalată ajungând la 3.757 MW. La nivel european, la sfârșitul anului 2013, instalațiile cu turbine eoliene au totalizat capacitatea de 106.000 MW, ponderea cea mai mare în acest domeniu fiind deținută de Germania, cu peste 30.000 de MW, fiind urmată de Spania, unde au fost instalate turbine cu capacitatea totală de peste 20.000 de MW, pe pozițiile următoare aflându-se Franța Italia și Marea Britanie. [5]
Condițiile pentru funcționarea sistemelor eoliene în regim permanent sunt cele referitoare la domeniul de tensiune, care este diferit pentru fiecare țară în parte, fiind influențat de condițiile locale specifice și frecvența sistemului care variază în funcție de echipamentele din sistemul electri (exemplu, în Europa, frecvența specifică de lucru a echipamentelor din sistem este de 50 Hz iar în America aceasta este de 60 Hz).
Stabilitatea unui sistem energetic este asociată în general cu defectele din rețea: scurtcircuite, deconectarea unor linii, oprirea accidentală a unei centrale electrice, etc., defecte care pot perturba echilibrul de putere activă și putere reactivă și pot duce la variații ale tensiunii peste limita de stabilitate. Funcționarea sigură și fiabilă a unui sistem energetic obligă operatorii rețelelor de transport să dimensioneze și să asigure rezervele de putere necesare care să poată înlocui orice dezechilibru care poate surveni în alimentarea cu energie electrică a consumatorilor. Calitatea energiei eoliene este determinată și de locul în care este amplasată instalația cu turbine eoliene, energia electrică produsă fiind mai bună cu cât aceasta este mai aproape de consumator. [4]
CAPITOLUL II
UTILIZAREA INSTALAȚIILOR CU TURBINE EOLIENE
ÎN PRODUCEREA ENERGIEI ELECTRICE
2.1. Structura generală și funcționarea instalațiilor în conversia energiei eoliene
Evoluția ITE din ultimii 30 de ani a cunoscut o ascensiune rapidă din punct de vedere al variantelor constructive dar și al puterii instalate, o contribuție importantă în acest domeniu fiind atribuită materialelor și tehnologiilor moderne de obținere a acestor instalații iar prin utilizarea cunoștințelor în domeniul electronicii de putere, controlul și monitorizarea funcționării ITE a devenit mai ușor de realizat .
Variantele constructive ale ITE sunt clasificate în raport de elementul de bază care realizează conversia energiei eoliene și anume turbina de vânt. Astfel, în funcție de poziția axului de rotire a palelor rotorului turbinei, acestea pot fi:
turbine cu ax vertical, axul de rotire perpendicular pe direcția vântului;
turbine cu ax orizontal, axul de rotire paralel cu direcția vântului (fig. 2.1.).
b)
Fig. 2.1. Variante constructive ale ITE:
a – turbine eoliene cu ax vertical; b – turbine eoliene cu ax orizontal.
Pentru fiecare din cele două variante putem prezenta atât avantaje cât și dezavantaje. Astfel pentru instalațiile cu turbine cu ax vertical constituie avantaj faptul că acestea au un cost de transport și instalare mai mic, pot fi ușor întreținute majoritatea echipamentelor fiind amplasate în apropierea solului. Acest tip de instalații impun însă necesitatea unui teren cât mai neted pentru amplasare dar și instalații suplimentare pentru punerea în funcțiune (consum suplimentar de energie pentru pornire) ceea ce reprezintă dezavantaje al turbinelor cu ax vertical.
În cazul instalațiilor cu turbine cu ax orizontal ca avantaje pot fi considerate următoarele aspecte:
– stabilitatea construcției prin amplasarea palelor turbinei pe aceeași parte a centrului de gravitație al acesteia;
– sistemul se orientează în funcție de direcția vântului putând prelua maximul de putere din energia vântului pe durata funcționării;
– posibilitatea minimizării defectelor în caz de condiții nefavorabile (vânt puternic), prin înclinarea rotorului turbinei;
– permit amplasarea în orice zonă prin intermediul turnului de susținere (ex. peste coronamentul arborilor), etc.
Dezavantajele acestui tip de instalații sunt reprezentate de costurile mari de transport, indiferent de locul de amplasare (cca 20% din valoarea echipamentului) și necesită personal specializat în domeniu pentru instalare și punerea în funcțiune.
Pentru obținerea energiei electrice utilizând ca sursă primară energia vântului, instalațiile eoliene au fost echipate cu una din variantele mașinilor electrice de mai jos și anume:
generatoare sincrone, cu excitație în curent continuu sau magneți permanenți;
generatoare asincrone (de inducție), care au fost realizate cu rotor în colivie, rotor bobinat sau în construcție specială – cu două înfășurări statorice.
Conectarea la rețea a acestor instalații poate fi realizată în două moduri:
direct, variantă obținută prin conectarea rigidă la rețea;
indirect, variantă care presupune utilizarea de dispozitive electronice care să realizeze interfața între generator și rețea cu scopul de a controla și adapta parametrii electrici ai energiei obținute (tensiune, frecvență, curent).
În cazul conectării indirecte la rețeaua electrică a ITE, utilizarea convertorului static de putere este de mare importanță în reglajul tensiunii și cel al frecvenței, poate de asemenea conecta și deconecta instalația la/de la rețea și totodată prin intermediul lui se pot atenua vibrațiile .
Deși tehnologia turbinelor eoliene a înregistrat o evoluție rapidă în ultimii ani principiul conversiei energiei eoliene în energie electrică este neschimbat și constă în două procese realizate de două componente de bază ale turbinei și anume:
– extragerea energiei cinetice a vântului și convertirea ei în cuplu generator, prin intermediul rotorului turbinei ;
– transformarea cuplului generator în energie electrică, cu ajutorul mașinii electrice cu care turbina eoliană este echipată (generatorul), energie care poate fi livrată direct beneficiarilor (consumatorilor izolați) sau poate fi evacuată în rețelele de distribuție ale sistemului electroenergetic uttilizând echipamente suplimentare care să realizeze interfața între componentele de bază ale instalației și asocierea lor în vederea obținerii protecției , măsurării și monitorizării funcționării ITE (fig. 2.2.)
Fig. 2.2. Principiul conversiei energiei eoliene în energie electrică
O atenție deosebită în funcționarea corespunzătoare a unei ITE se acordă și pentru restul echipamentelor cu care aceasta este realizată. Asfel, pe lângă elementul de bază, pentru realizarea unei instalații cu turbină cu ax orizontal sunt folosite componente ca: multiplicator de turație (cutie de viteze), cele două axe de legătură: axul lent,între rotorul turbinei și multiplicator respectiv axul de turație mare, între multiplicator și generatorul electric, sistem de frână mecanică, sistem de orientare, sistem de conducere (controller), mecanism pentru rotirea turbinei, turn de susținere, etc. (fig. 2.3.) și nu în ultimul rând fundației acesteia care asigură stabilitatea întregului sistem.
Sursa: http://xa.yimg.com/kq/groups/23196227/1454876048/name/Automatizari
Fig. 2.3. Componente constructive ale ITE cu ax orizontal
Performanțele unei turbine eoliene sunt asociate în principiu cu forma palelor rotorice, motiv pentru care profilul acestora este conceput și realizat pe baza tehnologiilor din domeniul aeronautic.
În acest context, varianta constructivă cu un randament mai bun în funcționare s-a dovedit a fi turbina eoliană cu ax orizontal deși cheltuielile cu achiziția și punerea în funcție a acesteia este mai mare. Pentru acest tip de ITE coeficientul de putere Cp poate atinge valori de până la 0,593 apropiate de limita lui Betz,conform teoriei sale, (fig. 2.4.) însă în realitate acesta nu depășește valoarea de 0,36 ÷ 0,40 % din puterea vântului chiar și pentru cele mai performante turbine.
Fig. 2.4. Variația coeficientului de putere Cp în raport cu viteza specifică de rotație λ pentru diferite variante constructive ale turbinelor eoliene cu ax orizontal
Realizarea unui proiect eolian necesită efectuarea unui studiu privind locația în care o turbină eoliană se poate instala astfel ca producția de energie pe care o produce să justifice costul investiției. Studiul se derulează pe durata a minimum 12 luni iar în lipsa unor date concrete acesta se poate prelungi până la doi ani și vizează informații privind valori ale vitezei medii și maxime ale vântului inclusiv nivelul turbulențelor.
2.2. Particularități ale turbinei eoliene MICON M 1500 – 600/150 KW – reutilizată
Studiul unei turbine eoliene model M1500- 600/150 KW reutilizată a fost realizată pe baza datelor obținute în funcționarea a două astfel de turbine pe durata anului 2012 respectiv anul 2013, proprietar societatea SC ENERGYCUM W SRL, cu sediul în orașul Adjud și racord în stația electrică SE Șișcani.
Puterea instalată pentru fiecare turbină este Pi= 600 KW , capacitatea totală egală cu 1,2 MW, producția de energie electrică fiind evacuată în linia de distribuție MT, LEA 20 KV Șișcani – Căiuți. Cele două unități de producere a energiei electrice au fost achiziționate în anul 2007 iar lucrările de asamblare și instalare au fost finalizate la sfârșitul anului 2008, punerea în funcțiune fiind efectuată la data de 24 octombrie 2009. Până la data achiziționării cele două unități au funcționat pe teritoriul Germaniei în perioada 29 martie 1995 – 12 septembrie 2007, perioadă în care producția de energie electrică obținută a totalizat 16.940 MWh [8] .
Turbina eoliană M1500 – 600/150 KW este produsul firmei daneze NEG MICON, caracterizat prin durabilitate și fiabilitate cu posibilitate de funcționare în locații și condiții climaterice diferite. Sistemul are la bază o metodă de construcție simplă, cu echipamente bine testate, sarcinile în funcționare fiind preluate prin intermediul componentelor constructive și transmise către fundație. În realizarea fundației au fost respectate cerințele normativului pentru proiectarea structurilor de fundare directă, NP 112-2004 privind condițiile de rezistență și stabilitate, pentru talpă fiind utilizat beton armat C20/25, turnat monolit iar pentru egalizări beton C 6/7,5 , având forma pătrată și dimensiunile de 12,50 m/12,50 m, cu grosimea variabilă, de la 1,00 m în exterior la 2,00 m spre centru totalizând 70 m3 de beton și 8 tone armături din fier. Cuzinetul din beton armat C25/30 turnat monolit are un diametru de 3,80 metri și o înălțime de 2,00 m. Suprastructura construcției cuprinde turnul de susținere al turbinei eoliene care este alcătuit dintr-un număr de trei secțiuni tronconice tip HH Edged NL înălțimea totală de 46,40 m cu diametrul de 3,00 m la bază respectiv 1,64 m la vârf, fixat prin 24 lamele metalice cu grosimea de 15 mm din oțel tip St-52-3 încastrate în fundație. Rotorul turbinei cu diametrul de 44 m în care sunt montate cele trei pale tip LM 19.1, lungime 19,04 m și suprafața totală de 65,70 m2 iar greutate totală cca 41 tone (în care au fost însumate greutatea nacelei, a generatorului, palelor și echipamentelor auxiliare). [9]
Mașina electrică a sistemului este un generator model ELIN, MCT 445J21F9N, asincron trifazat, două înfășurări statorice G1, G2, cu rotorul în scurtcircuit, având datele tehnice prezentate în tabelul 2.1.:
Tabel 2.1. Caracteristici tehnice generator turbină MICON M 1500 – 650/150 KW
Sursa: http://cordis.europa.eu/documents/documentlibrary/47698351EN6.pdf
Compensarea energiei reactive se realizeză cu ajutorul a trei baterii de condensatori, fiecare cu capacitatea de 50 KVAr, care intră în circuit în funcție de puterea dezvoltată de către turbină și anume la puteri de până la 150 KW – corespunzătoare la viteza vântului de 7-8 m/s în circuit se află doar o baterie de condensatori conectată, iar la viteze peste 9 m/s, generatorul trece automat pe înfășurarea de 600 KW compensarea fiind asigurată cu cele trei baterii de condensatori.
2.3. Amplasarea și racordarea ITE la rețeaua electrică MT
Pentru alegerea zonei de instalare ale celor două grupuri eoliene au fost efectuate studii pe perioada anilor 2007/2008 cu privire la capacitatea eoliană maximă a zonei de amplasare și cât de bine această capacitate poate fi folosită în orice moment din perioada de funcționare al ITE. Cu datele obținute în urma studiului au fost stabilite coordonatele geografice ale amplasamentului, acesta fiind situat la aproximativ 1 Km de drumul național DN 2 (E 85) la ieșirea din orașul Adjud, valoarea caracteristică a presiunii de referință a vântului qref = 0,5 kPa (fig. 2.5.).
Fig. 2.5. Stabilirea datelor pentru alegerea amplasamentului ITE
Stabilirea zonei de instalare a ITE a fost determinată de valoarea următorilor factori:
– valori medii ale vitezei vântului în zona de amplasare ;
– frecvența vântului;
– energia generată pe tipuri de turbine (fig. 2.6.) .
Fig. 2.6. Graficul vitezelor medii și roza vântului pentru zona studiată
Racordarea la rețeua electrică MT a centralelor eoliene poate fi realizată în mai multe moduri, cea mai eficientă schemă fiind cea cu dubla alimentare a unui generator asincron, metodă care permite recuperarea pierderilor cauzate de abaterea vitezei de antrenare față de cea de obținere a puterii normate prin conectarea rotorului la rețeaua electrică de alimentare. Deoarece în cele două circuite ale mașinii electrice valoarea frecvenței este diferită, statorul având frecvența rețelei de alimentare fs = 50 Hz iar rotorul o frecvență redusă, fr = s * fs, unde s reprezintă alunecarea mașinii, conectarea între rotorul mașinii și rețeaua de distribuție se face cu ajutorul unui circuit convertor bidirecțional (fig. 2.7.).
Fig. 2.7. Schema de conectare a generatorului asincron cu dublă alimentare
la rețeaua electrică MT
Schema de mai sus prezintă avantajul că la valori ale vitezei de antrenare a mașinii electrice peste viteza de sincronism, puterea de pierderi din rotorul mașinii este transferată prin circuitul de conversie în rețeaua electrică iar dacă viteza de antrenare a mașinii electrice scade sub viteza sincronă, în rotorul mașinii va fi injectată prin intermediul convertorului bidirecțional puterea suplimentară necesară, modul de funcționare al mașinii electrice asincrone fiind similar cu cel al unei mașini sincrone [11]. Metoda aduce o creștere a eficienței conversiei energiei eoliene, nu determină nesimetrii în rețeaua electrică, dezavantajul fiind producerea fluctuațiilor de tensiune.
Fig. 2.8. Schema electrică monofilară pentru racordarea la rețeaua MT
2.4. Regimul de funcționare al turbinei eoliene MICON M 1500 – 600/150 KW
Funcționarea turbinei eoliane MICON M1500 – 600/150 KW este posibilă la valori ale vitezei vântului relativ mici, viteza de comutare începând cu valori de 2,5 – 3m/s, valoarea critică de funcționare fiind de 25 m/s iar viteza de supraviețuire este de 69 m/s. Puterea electrică dezvoltată de generatorul turbinei este dependentă de potențialul eolian din zona amplasării (fiind direct proporțională cu cubul vitezei vântului) iar condițiile de funcționare sunt stabilite de următorii factori:
temperatura;
densitatea aerului;
intensitatea turbulențelor vântului;
viteza de rotație a rotorului.
Pentru exploatarea eficientă a turbinei, factorii care condiționează funcționarea acesteia trebuie să aibă valorile înscrise în tabelul 2.2., puterea electrică dezvoltată pentru diferite valori ale vitezei vântului fiind sintetizată în tabelul 2.3. [10].:
Tabelul 2.2. Condiții optime de funcționare ale turbinei
Tabelul 2.3. Puterea electrică dezvoltată de turbină raportată la viteza vântului
Valoarea factorilor care condiționează funcționarea unei ITE stabilește ce tip de turbină poate fi amplasată în zona studiată astfel încât să se asigure o funcționare în siguranța a instalației. În cazul studiat, zona de amplasare este încadrată la categoria I caracterizată de o viteză medie anuală a vântului de 5-6 m/s, iar la rafală poate atinge valori de 15-17 m/s , tipul de turbină instalată fiind din clasa III, cu funcționare la viteze medii ale vântului de 7,5 m/s conform standard IEC – Comisia Internațională pentru Electrotehnică, care a stabilit o clasificare a turbinelor eoliene în raport de valoarea medie a vântului la înălțimea nacelei și a turbulențelor vântului (tabelul 2.4.) [12]
Tabelul 2.4. Clasele ITE conform standard IEC-61400
Valoarea vitezei medii a vântului la înălțimea nacelei este măsurată regulat la intervale de 3 secunde fiind determinată apoi viteza medie rezultată pe durata a 10 minute. Pe baza acestor valori se poate aprecia cantitatea de energie produsă anual de ITE valori sintetizate în tabelul 2.5. iar pe baza datelor din tabel se poate trasa graficul producției anuale de energie – distribuția Rayleigh (fig. 2.9. )
Tabelul 2.5. Producție anuală de energie în raport cu viteza medie anuală a vântului
Producție energie
MWH/an
3000
2500
2000
1500
1000
500
0
4 5 6 7 8 9 10 11 Viteza vântului , m/s
Fig. 2.9. Producție anuală de energie raportată la viteza vântului
Distribuția Rayleigh
Producția anuală de energie electrică obținută și evacuată în rețeaua de distribuție de la darea în exploatarea a celor două sisteme precum și numărul de certificate verzi emise producătorului sunt evidențiate în tabelul 2.6. [16]
Tabelul 2.6. CV emise lunar și energie electrică totală produsă anual
SC ENERGICUM W SRL
Sursa: http://rwea.ro/wp-content/uploads/2009/10/11/12/13/CV – Emise_lunar_
Nota: – perioadă în care 1 MWh produs = 2 CV emise producătorului
CAPITOLUL III
DEFECTE ÎN EXPLOATAREA INSTALAȚIILOR CU TURBINE
EOLIENE
3.1. Ponderea la defectare a principalelor componente constructive ale ITE
Extinderea rapidă a utilizării energiei eoliene în producerea energiei electrice a avut ca efect evoluția semnificativă a tehnologiei de obținere a instalațiilor cu turbine eoliene, tehnologie care conferă acestor sisteme un nivel de calitate ridicat, prin care ITE au obținut o disponibilitate tehnică în procent de până la 98%. În general aceste instalații sunt proiectate pentru o funcționare pe o perioadă de minimum 20 ani iar literatura de specialitate nu a emis o concluzie finală privind durata reală de viață nefiind disponibilă nici o experiență reală în acest sens. Se poate afirma însă că odată cu creșterea vârstei de funcționare a ITE frecvența defectelor în exploatarea lor scade ipoteza fiind demonstrată în cazul turbinelor cu capacități de peste 500 KW și în special pentru cele din categoria 500/600 KW [13] . Studiul efectuat în acest sens pe instalațiile moderne cu puteri instalate chiar și mai mari de 1 MW a confirmat o scădere a frecvenței defectelor începând chiar din primul an de funcționare (fig.3.1.)
Sursa: www.researchgate.net/…Reliability_of_Wind_Turbines.
Fig. 3.1. Rata de defectare în raport cu anul de funcționare
Un echipament defect se caracterizează prin diminuarea sau întreruperea capacității sale de a funcționa în condițiile specificate pentru care a fost produs.
Defectul – criteriul fundamental în teoria fiabilității, reprezintă o deviație de la condiția standard a cel puțin unei proprietăți caracteristice echipamentului, fiind efectul unor etape de degradare în timp a elementelor sale componente. Cauzele producerii defectelor variază, ele pot fi legate de modul de fabricare a echipamentului sau condițiile în care acesta este exploatat însă totdeauna se caută cauza primară care a dus la defectare. Defectarea unui echipament se poate produce în mai multe moduri (defect intern-datorat de nefuncționarea unui component al acestuia, sau defect extern-datorat unui alt echipament) însă este util să se cunoască toate modurile de defectare, deoarece acest lucru facilitează determinarea în fază incipientă a cauzelor care produc avarii.
Stabilirea fiabilității unui sistem presupune cunoașterea ratelor de defectare a componentelor constructive ale sistemului respectiv dar și a „timpului mort ” , cauzat de timpul de remediere a defectului dependent la răndul său de factori ca: disponibilitatea pieselor de schimb sau capacitatea personalului care remediază defectul. În exploatarea unei ITE componentele predispuse la defecte de funcționare și ponderea lor în producerea acestora sunt reprezentate în fig. 3.2 (conform studiului efectuat în Germania). [13]
Sursa: www.researchgate.net/…Reliability_of_Wind_Turbines.
Fig. 3.2. Ponderea la defecte pentru principalele componente în funcționare ale unei ITE
3.2. Moduri de defectare pentru componentele constructive ale ITE
Pentru fiecare component al unei ITE defectarea este specifică, acesta putând prezenta mai multe aspecte în funcționare (vibrații, încălzire, urme de agenți de lubrifiere, zgomote mecanice, etc.) care să conducă la depistarea în timp util a cauzei care poate produce defectarea. De asemenea, pentru același echipament modul de defectare poate fi diferit, acesta fiind dependent de starea și condițiile de exploatare.
Modurile de defectare ale unui echipament sunt raportate la o stare sigură în funcționarea acestuia, pentru o stare de funcționare diferită a echipamentului, modul de defectare se poate modifica. Principalele componente constructive ale unei ITE supuse defectelor în funcționare sunt : turnul de suținere, sistemul de antrenare al turbinei eoliene, nacela cu echipamentele montate în interior, palele rotorice, la care se poate adăuga transformatorul electric de la baza ITE (de conectare cu rețeaua).
3.2.1. Defecte la nivelul turnului de susținere al ITE
Importanța turnului de susținere a sistemului de conversie a energiei eoliene este bine cunoscută, acesta asigurând stabilitatea dinamică a ITE. Defectele care pot surveni la turnul de susținere pe durata de exploatare a ITE pot fi de natură mecanică – fisuri ale cordoanelor de sudură, deformări, apariția fisurilor între fundația betonată și structura metalică a turnului sau de natură chimică – corodarea suprafeței metalice a secțiunilor componente ale turnului și apariția punctelor de rugină. O atenție deosebită se acordă și scărilor de acces din interiorul turnului prin intermediul căreia se asigură accesul la echipamentele componente montate în nacelă. Constatarea unui defect în cadrul reviziilor/verificărilor efectuate periodic la ITE impune măsuri urgente pentru remediere.
3.2.2. Defecte ale sistemului de antrenare (girație) al turbinei eoliene
Sistemul de antrenare al turbinei eoliene permite orientarea acesteia pe direcția vântului și oferă un avantaj în ce privește durata maximă de funcționare a turbinei (atât cât viteza medie a vântului are valori peste viteza de comutare a turbinei ) și preluarea puterii maxime din energia cinetică a vântului. Sistemul se compune din cele 3 motoare electrice care ara rolul de a asigura pivotarea turbinei eoliene și elementul care transmite mișcarea – coroana dințată (fig. 3.3.).
Fig. 3.3. Componente ale sistemului de antrenare al turbinei eoliene : motor electric pentru pivotare și element de transmisie al mișcării
La nivelul sistemului de antrenare pot apare defecte specifice echipamentelor în mișcare și anume defecte la nivelul arborelui de transmitere a mișcării ; fisuri, crăpături, dezechilibre de masă, etc. Cauzele care pot provoca apariția defectelor la nivelul sistemului de antrenare se pot datora:
sarcini subestimate la proiectare, materiale sau mod de fabricație necorespunzător;
problemă de transport sau asamblare necorespunzătoare (centrare proastă);
asamblare defectuoasă a lagărelor și elementelor acestora;
forțe rotorice asimetrice care duc la încovoiere;
suprasarcină la cuplu.
Apariția defectelor la nivelul sistemului de antrenare al turbinei eoliene poate fi detectată cu ajutorul senzorilor inductivi care permit măsurarea mișcării arborelui pe durata rotației.
3.2.3. Defecte ale lagărelor de rostogolire
Pot fi de grupate pe diverse categorii, cauzele care duc la apariția lor fiind specifice fiecărei categorii iar detectarea acestora poate fi realizată prin metoda algoritmilor statici (analiza distribuției temporale a vibrațiilor), algoritmi bazați pe reprezentarea în timp a vibrațiilor sau algoritmi pe baza semnăturii frecvențiale.
3.2.4. Defecte ale multiplicatorului de turații (cutie de viteze)
Pot fi grupate ca și cele din lagărele de rostogolire în mai multe categorii, cauzele producerii acestora și consecințele lor fiind sintetizate în tabelul 3.1.:
Tabelul 3.1. Defecte ale multiplicatorului de turații al ITE
Detectarea defectelor care pot apare în funcționarea multiplicatorului de turații ale unei ITE se poate realiza ca și în cazul celor la lagărele de rostogolire, pe baza algoritmilor, în plus acestea mai pot fi depistate prin metoda analizei frecvențelor tip “side – band”. [11]
3.2.5. Defecte ale generatorului electric
Funcționarea necorespunzătoare a unei mașini electrice rotative de înaltă tensiune este cauzată de defecte care pot fi de natură electrică, termică, mecanică sau de mediul în care mașina este exploatată, mediu care poate determina degradarea izolației statorice a acesteia. Solicitarea termică excesivă poate constitui cauza primară în cazul multor defecte care se pot produce la acest tip de echipamente.
Generatorul electric al unei ITE reprezintă componenta de bază care poate stabili fiabilitate unei astfel de instalații. Monitorizarea permanentă a funcționării generatorului electric menține integritatea unei turbine eoliene, rolul fiind cel de prevenire a apariției defectelor la nivelul acestuie. Cel mai critic parametru în funcționarea generatorului electric este sistemul de izolație, deteriorarea lui (fenomen care durează ani de zile) duce la creșterea pierderilor, și mai rău poate duce la avarierea izolației conductoarelor sau chiar topirea miezului de fier al statorului . Defectele în exploatare la generator pot fi cauzate de prezența corpurilor străine care pot pătrunde în inteiorul acestuia deteriorând suprafața crestăturilor, de încălzirea excesivă sau deteriorarea izolației. Costul reparației unui generator este amplificat și de costul profitului pierdut prin nefuncționarea sa pe durata reparației. Metoda de detectare a defectelor în cazul generatorului electric constă în verificarea periodic a calității izolației miezului statoric prin teste cu inducție nominală.
2.6. Defecte ale transformatorului de tensiune
Pot fi de natură electrică, termică, mecanică, magnetică – funcție de sistemul în care acestea se produc, așa cum sunt prezentate mai jos:
sistemul electric: – modificare parametri sau conturnare racordului de
înaltă tensiune;
– străpungere divizor capacitiv sau modificare
parametri divizor
– străpungerea bobinei de inducție sau modificare
parametri bobină
– străpungere/conturnare înfășurare primară ÎT;
– străpungere/conturnare înfășurare primară JT;
– uzura/străpungere borne secundare
– modificare/conturnare bornă legare la pământ;
sistemul magnetic: – uzura miez magnetic;
sistem de izolare: – modificare parametri izolatori suport;
– modificare parametri izolatori borne secundare;
– modificare /conturnare izolație hărtie izolantă;
– modificare parametri ulei electroizolant;
sistem consolidare mecanică – întrerupere/străpungere cuvă;
– întrerupere/străpungere ecran;
– modificare parametri borne secundare;
– modificare parametri orificii de ridicare;
– uzura/conturnare indicator nivel ulei;
– străpungerea flanșei;
– uzura dop probe/completare ulei;
sistem pentru răcire – modificare parametri ulei electroizolant;
sistem protecție/diagnoză – străpungere/conturnare eclator protecție;
– modificare/uzura parametri separator legare la
pământ
– incendiu.
3.3. STUDIU DE CAZ
Defecte în exploatarea ITE MICON M 1500 – 600/150 KW –reutilizată
Studiul efectuat în prezenta lucrare sintetizează defectele și/sau cazurile cu funcționare necorespunzătoare a echipamentelor constructive componente la cele două turbine eoliene MICON M1500 – 600/150 KW –reutilizate, defecte produse în perioadele de funcționare cuprinse în intervalul 01.01.2012 – 31.12.2012, pespectiv 01.01.2013 – 31.12.2013 conform tabelelor 2.5 și 2.6 întocmite pe baza datelor înscrise în registrul de evidență a lucrărilor/verificărilor efectuate de personalul de exploatare.
Datele menționate în tabele cuprind și numărul de opriri accidentale în funcționarea turbinelor eoliene (în special cazul turbinei G1- opriri datorită senzorului de temperatură), cauzate de incidente (avarii) survenite în exploatare fără a fi necesară înlocuirea componentei care a produs incidentul însă au fost luate în calcul duratele de nefuncționare a sistemului .
Tabelul 3.2. Defecte turbina G1
Notă: * – remedierea defectului nu a necesitat achiziționarea echipamentului defect (schimbătorul de căldură), funcționarea corespunzătoare a acestuia fiind posibilă după verificarea circuitului de personalul care efectuează lucrările de mentenanță ale turbinei.
Tabelul 3.3. Defecte turbina G2
Notă: 1 Timpul necesar pentru deplasarea de la punctul de lucru (sediu firmă) în zona unde
sunt amplasate turbinele este inclus în timpul total atribuit lucrărilor de reparații.
3.4. Strategii în exploatarea ITE MICON M 1500 – 600/150 KW
Pentru o durată de viață căt mai mare în funcționarea unei ITE este necesar un plan de mentenanță care să cuprindă lucrări de revizii și verificări periodice ale echipamentelor componente. Cele mai frecvente avarii produse în funcționarea turbinelor eoliene sunt cele de natură mecanică, reprezentând aproximativ 40 % din daunele provocate la nivel global fiind urmate de avarii provocate în urma fulgerelor cu un procent de cca 20% din totalul daunelor, incendii 9%, și cele provocate de fenomenele atmosferice extreme cu un procent de aproximativ 5 %, diferența de procente fiind avarii datorate altor cauze: cutremure, alunecări de teren, furturi sau vandalizarea echipamentelor componente ale turbinelor eoliene.
Evitarea producerii defectelor dar și a timpilor de nefuncționare în exploatarea ITE, impune respectarea normelor tehnice de operare și aplicarea graficului de lucrări/verificări impus de producător pentru o de viață de 20 ani conform tabelului 2.4.
Tabelul 3.4. Grafic pentru lucrări și / sau verificări în exploatarea ITE
MICON M 1500 – 600/150 KW
Notă:
B – serviciu care se execută la 6 luni de la punerea în funcție repetat la interval de 1 an;
C – serviciu care se execută la interval de 1 an;
D – serviciu care se execută după primii 2 ani de funcționare;
E – serviciu care se execută la interval de 5 ani
X1,– lucrări suplimentare executate după primul an de funcționare;
X2, X3, X4 – lucrări suplimentare executate la interval de 2 , 3 respectiv 10 ani.
După punerea în funcțiune a ITE, la un interval de 3 luni se execută o primă verificare (cod A) operațiune care se execută o singură dată și care implică verificări vizuale ale structurii de susținere ale instalației și modul de funcționare a echipamentelor. Dacă la verificarea suprafeței betonate și anume în zona de tranziție dintre partea betonată și structura încorporată vor fi depistate eventuale fisuri eliminarea acestora va fi posibilă prin intermediul unui produs gudron flexibil (ex. copal ). [10]
Serviciile/verificările periodice efectuate în exploatarea unei turbine eoliene prevăd execuția următoarelor operațiuni:
– verificare vizuală a modului de fixare a segmentelor turnului de susținere (integritatea șuruburilor de asamblare) la urcarea în nacelă precum și starea suprafețelor galvanizate sau vopsite pentru depistarea punctelor de rugină;
– verificarea etanșeității nacelei;
– verificarea modului de fixare a componentelor constructive pe cadrul de bază al turbinei;
– gresarea elementelor în mișcare (verificarea sistemului automat de lubrifiere a lagărelor multiplicatorului de turație, a rulmenților la arborele principal și secundar, a rulmenților generatorului electric, etc).
Se vor controla tuburile circuitului de lubrifiere precum și elementele de etanșare iar după caz se va completa nivelul de ulei (cu respectarea tipului utilizat );
– verificarea și completarea după caz a nivelului de ulei din cuva multiplicatorului de turație cu demontarea capacului de vizitare și vizualizarea sistemului de roți dințate;
– verificarea butucului rotorului turbinei prin demontarea capacului de vizitare , controlul modului de prindere a palelor rotorice în butuc și integritatea racordurilor hidraulice de acționare a palelor;
– verificarea vizuală a echipamentului electric, a blocului de comandă (contactori, întrerupătoare, siguranțe automate, rezistențe etc), verificare vizuală, acustică și prin palpare a carcaselor elementelor în mișcare;
– verificarea gradului de uzură a plăcuțelor la frâna mecanică a sistemului;
– verificarea integrității coroanei dințate din componența sistemului de girație și totodată funcționarea motoarelor electrice care asigură poziționarea turbinei pe direcția vântului
– verificarea transformatoarelor electrice 20 /0,69 KV, de conectare cu rețeaua MT.
În cadrul operațiilor care se execută cu ocazia mentenanței planificate vor fi verificate de asemenea și echipamentele din circuitul de racordare al turbinelor la rețeaua de MT:
– stâlpi electrici, separatoare, întrerupătoare;
– descărcătoare de supratensiuni;
– grup de măsură;
– separator telecomandat.
Monitorizarea permanentă a modului de funcționare este necesară în cazul principalelor componente ale unei ITE, metoda oferind prompt informații privind comportarea acestora în exploatare.
Moduri de instalare a senzorilor pentru diferite compenente ale unei ITE și spectre de frecvență obținute prin analiza vibrațiilor [11]:
Fig. 3.4. Schema de instalare a senzorilor pentru monitorizare nacelă și cutie de viteze:
1, 2 – senzori de joasă frecvență 0,1 – 10 Hz, pentru monitorizare nacelei (detecția și măsurarea oscilațiilor nacelei pe direcție axială și transversală)
3 – senzor frecvență înaltă 10Hz – 10 kHz pentru monitorizarea cutiei de viteze (detecția și măsurarea vibrațiilor cutiei de viteze)
Fig. 3.5. Spectru de frecvență al oscilațiilor transversale ale nacelei :
în față- partea stângă și în spate – partea dreaptă
Fig. 3.6. Schema de instalare a senzorului pentru cutia de viteze (1) și rotorul turbinei (2)
cu spectrul de frecvență al oscilațiilor cutiei de viteze
Fig. 3.7. Spectru de frecvențăal oscilațiilor lagărelor generatorului pentru viteze diferite:
1544 rpm – 25,73 Hz (stânga) ; 1642 rpm – 27,37 Hz (dreapta)
CAPITOLUL IV
FIABILITATEA INSTALAȚIILOR CU TURBINE EOLIENE
4.1. Generalități privind noțiunea de fiabilitatea sistemelor
Necesitatea obiectivă de creștere a capacității unitare, extinderea automatizării în vederea obținerii unor parametri funcționali cu valoare ridicată au avut ca efect complexarea sistemelor și subsistemelor tehnice și au condus la noi standarde privind abordarea modului de studiu a acestora, scopul urmărit fiind realizarea unor indicatori cu o disponibilitate cât mai mare. Pentru atingerea obiectivului propus s-a recurs la prelucrarea și valorificarea informațiile statistice privind comportarea în exploatare a sistemelor și au fost elaborate metodologii noi, specializate în vederea prognozării indicatorilor noilor sisteme.
Indicatorul de bază pentru caracterizarea sistemelor și serviciilor într-o economie este calitatea acestora, indicator care însumează mai multe componente, unul dintre acestea fiind reprezentat de fiabilitate. Matematic, fiabilitatea unui sistem se definește ca fiind probabilitatea sistemului respectiv de a îndeplini o funcție impusă în condiții date și într-un interval de timp dat. Calculul fiabilității unui sistem are la bază teoria fiabilității, teorie care cuprinde toate etapele obținerii sistemului și anume: proiectare, fabricare, transport, montaj și exploatare.
Teoretic, studiul fiabilității unui sistem presupune trei etape și anume[14]:
– analiza sau modelarea sistemului;
– calculele;
– interpretarea rezultatelor obținute.
Etapa de analiză a sistemului cuprinde la rândul său trei faze astfel:
– analiza structurală și funcțională a sistemului (analiză tehnică);
– stabilirea modelului;
– alegerea procedeului și metodei de realizare a modelului stabilit.
Etapa de apreciere a rezultatelor obținute implică rezolvarea următoarele aspecte:
– identificarea minusurilor din punct de vedere al fiabilității și căile de eliminare a acestora;
– obținerea valorilor optime pentru indicatorii de fiabilitate a componentelor sistemului pe baza criteriilor economice sau a nivelului de risc acceptat.
În cazul sistemelor, fiabilitatea poate fi analizată din două puncte de vedere:
– calitativ, reprezentând capacitatea sistemului de a funcționa fără defecțiuni în decursul unui anumit interval de timp și în condiții de exploatare specificate;
– cantitativ, reprezentând probabilitatea ca sistemul să îndeplinească funcțiunile cu anumite performanțe fără a se defecta în intervalul de timp și condițiile specificate, funcție dependentă de două variabile : timpul și comportarea sistemului în funcționare.
Analiza calitativă – furnizează informații referitoare la funcționarea sistemului analizat, a modurilor de defectare a elementelor componente și se poate caracteriza prin anumiți indicatori:
– capacitatea sistemului (sau elementelor componente) de a ne se defecta;
– durata de viață a sistemului;
– capacitatea de restabilire a sistemului (repunerea în funcție după defectare).
Analizei calitativă a fiabilității unui sistem are ca obiective următoarele aspecte:
– determinarea punctelor slabe în procesul de proiectare, montare și exploatare;
– evidențierea posibilelor defecte și importanța sau criticitatea lor;
– obținerea datelor necesare efectuării analizei cantitative a fiabilității.
Etapele pentru analiza calitativă a fiabilității unui sistem impun:
– analizarea modului de defectare și cuantificarea consecințelor producerii defectelor asupra sistemului analizat;
– organizarea și reprezentarea grafică a datelor obținute în analiza precedentă printr-o schemă logică (diagrama bloc).
Analiza cantitativă – cuantifică nivelul de fiabilitate a sistemului sub forma unor indicatori numerici prin:
– comparația a două sau mai multe metode de obținere a performanțelor dorite în ce privește siguranța în funcționare;
– demonstrația încadrării indicatorilor de fiabilitate a sistemului analizat în limitele impuse, pentru puncte de referință sau legătură cu alte sisteme (instalații, dispozitive, echipamente, linii electrice, etc.);
– identificarea verigilor slabe pentru sistemele analizate;
– preliminarea de indicatori pentru garantarea funcționării sistemului, indicatori care vor fi incluși în oferte și contracte;
– evaluarea indicatorilor specifici privind exploatarea operativă a sistemului;
– evaluarea indicatorilor specifici pentru optimizarea condițiilor de stabilire a planurilor de mentenață [15].
Metoda de calcul a indicatorilor fiabilității unui sistem presupune determinarea indicatorilor de fiabilitate pentru elementele componente ale sistemului analizat precum și structura sistemului.
4.2. Realizarea schemei pentru calculul fiabilității unei ITE
Calculul fiabilității unui sistem poate fi efectuat utilizând teoria probabilităților pentru obținerea funcțiilor de repartiție R(t)-funcția de fiabilitate și care reprezintă probabilitatea ca sistemul să funcționeze fără a se defecta într-un interval de timp (0,t) și F(t) – funcția de nonfiabilitate (complementară funcției de fiabilitate) reprezentând probabilitatea ca sistemul să se defecteze în intervalul (0,t) adică durata T de funcționare a sistemului până la prima defectare să fie mai mică decât valoarea t. În calculul fiabilității unui sistem sunt necesare informații privind:
– schema tehnologică a sistemului și obiectul calculului;
– indicatorii de fiabilitate la nivel detaliat pe componente constructive;
– funcțiunile analizate;
– stările de succes/insucces ca urmare a funcțiunilor specificate pentru sistem;
– puncte ale schemei tehnologice unde sunt analizate stările de succes/insucces;
– perioada de referință a calculului;
– nomenclator pentru indicatori de fiabilitate necesar în calcul.
ITE reprezintă un sistem alcătuit din mai multe componente, calculul de fiabilitate pentru acest tip de sistem va cuprinde valorile indicatorilor de fiabilitate pentru:
– rotorul turbinei eoliene;
– arborele principal (pentru cuplarea rotorului turbinei și cutiei de viteze);
– cutia de viteze;
– arborele secundar (pentru cuplarea cutiei de viteze cu generatorul electric);
– generatorul electric;
– transformatorul electric;
– echipamentul de automatizare.
Pe baza informațiilor statistice, un element component al unui sistem care se poate afla în două stări posibile – funcționare sau avarie, este caracterizat de :
– timpul mediu de funcționare M[Tf];
– timpul mediu de reparare M[Td];
– intensitatea de defectare (avariere) λ ;
– intensitatea de reparare µ.
Pentru efectuarea calculului parametrilor de fiabilitate a turbinelor eoliene studiate în prezenta lucrare s-au utilizat datele privind timpul de funcționare (ore/an) pentru cele două sisteme și sintetizate în tabelul 4.1.:
Tabelul 4.1. Durate de funcționare ale ITE MICON M1500 600/150 KW-reutilizate studiate în perioada 01.01.2012 – 31.12.2013 [ore/an]
Poziționarea componentelor constructive ale unei ITE trebuie analizată din două puncte de vedere : structural – funcțional și fiabilistic, analiză care determină realizarea a două scheme diferite și anume:
– schema constructiv-funcțională, cu ajutorul căreia se redă poziția relativă a componentelor în structura instalației (dispunerea acestora fiind de tip serie) și analiza funcțională a acesteia (fig. 4.1) ;
Fig. 4.1. Schema constructiv – funcțională a componentelor unei ITE
– schema logică de fiabilitate care stabilește modul în care fiabilitatea instalației este influențată de fiabilitatea unuia din componentele constructive (fig. 4.2.).
Input Output
Fig. 4.2. Schema logică de fiabilitate a unei ITE
Pentru realizarea schemei logice de fiabilitate a instalației, componentele constructive au fost numerotate după cum urmează:
rotorul turbinei eoliene = componenta “1”
arborele principal = componenta “2”
cutia de viteze = componenta “3”
arborele secundar = componenta “4”
generatorul electric = componenta “5”
transformatorul electric = componenta “6”
echipamente automatizare = componenta “7”
4.3. Calculul fiabilității ITE MICON M1500 600/150 KW – reutilizate
Probabilitatea de succes a instalației cu turbină eoliană este probabilitatea stării corespunzătoare cu toate elementele componente în funcțiune (sistem cu elemente serie), aceasta fiind calculată cu relația (4.1) :
(4.1)
iar probabilitatea de insucces a instalației cu turbină eoliană este corespunzătoare stării în care cel puțin un element component este defect și este dată de relația (4.2):
(4.2)
unde Π pi este produsul probabilităților de succces a tuturor componentelor turbinelor eoliene,iar i are valori de la 1 ÷ 7 .
Funcția de fiabilitate R(t), pentru fiecare din turbinele eoliene analizate raportată la perioada de funcționare t, este dată de produsul funcțiilor de fiabilitate pentru componentele sistemului, conform relației:
R(t) = Π Ri (t) (4.3)
Funcția de nonfiabilitate F(t), complementară funcției de fiabilitate este dată de relația:
F(t) = 1- R(t) (4.4)
Calculul probabilităților de succes/insucces pentru sistemele de turbine G1 și G2, impune determinarea intensitații de defectare λ și intensitatea de reparare µ detaliată pentru fiecare component constructiv și pentru fiecare turbină, valori care pot obținute utilizând relațiile (4.5) și (4.6) conform [17] astfel:
(4.5)
unde M[Tfi] – reprezintă timpul mediu de funcționare a componentei;
(4.6)
unde M[Tdi] – reprezintă timpul mediu de reparare sau înlocuire a componentei defecte.
Pe baza indicatorilor de fiabilitate obținuți, pentru fiecare turbină în parte pot fi calculați și alți indicatori care caracterizează fiabilitatea unui sistem, conform [11] astfel:
– timpul mediu de funcționare până la prima defectare MTTF cu formula:
(4.7)
– numărul mediu anual de întreruperi eliminate prin reparații, cu formula:
(4.8)
în care valoarea echivalentă pentru intensitatea de defectare λe respectiv intensitatea de reparare µe, pot fi apreciate cu relațiile (4.9) și (4.10):
(4.9)
și
(4.10)
pentru i cu valori de de la 1 ÷ 7 .
Utilizând datele privind exploatarea turbinelor eoliene G1 respectiv G2 și pe baza relațiilor în cele ce urmează vom calcula indicatorii de fiabilitate a celor două instalații .
BREVIAR DE CALCUL PENTRU INDICATORII DE FIABILITATE
ITE MICON M1500-600/150 KW- reutilizate
PRECIZARE: Calculul indicatorilor de fiabilitate a fost efectuat pentru perioada compactă 01.01.2012 – 31.12.2013 iar indicii utilizați în notarea indicatorilor reprezintă:
prima cifră – numărul turbinei pentru care se calculează indicatorul de fiabilitate ;
a doua cifră – numărul componentei constructive din schema logică a turbinei pentru care se calculează indicatorul respectiv.
turbina eoliană G1 :
componenta “1” – rotor turbină:
intensitatea de defectare
intensitatea de reparare
probabilitatea de succces
probabilitatea de insucces va fi:
componenta “2” – arbore principal
– deoarece nu au fost înregistrate defecte în exploatarea componentei respective vom utiliza valori din literatura de specialitate conform [11] pentru indicatori de fiabilitate a acesteia pentru care:
intensitatea de defectare
intensitatea de reparare
probabilitatea de succces
probabilitate de insucces
componenta “3” – cutie de viteze
intensitatea de defectare
intensitatea de reparare
probabilitatea de succces
probabilitatea de insucces va fi
componenta “4” – arbore secundar
– deoarece nu au fost înregistrate defecte în exploatarea componentei respective vom utiliza valori din literatura de specialitate conform [11] pentru indicatori de fiabilitate a acesteia pentru care:
intensitatea de defectare
intensitatea de reparare
probabilitatea de succces
probabilitate de insucces
componenta “5” – generator electric
intensitatea de defectare
intensitatea de reparare
probabilitatea de succces
probabilitatea de insucces va fi:
componenta “6” – transformator electric
– deoarece nu au fost înregistrate defecte în exploatarea componentei respective vom utiliza valori din literatura de specialitate conform [11] pentru indicatori de fiabilitate a acesteia pentru care:
intensitatea de defectare
intensitatea de reparare
probabilitatea de succces
probabilitate de insucces
componenta “7” – echipament automatizare
intensitatea de defectare
intensitatea de reparare
probabilitatea de succces
probabilitatea de insucces va fi
Cu valorile obținute în urma calculului probbilității de succes pe fiecare componentă în parte, obținem:
– probabilitatea de succes PG1 pentru turbina eoliană G1, dată de relația:
– probabilitatea de insucces QG1 egală cu:
Pentru durată de funcționare t = 1000 h, funcția de fiabilitate R(t) pentru turbina eoliană G1 este dată de relația:
,
unde ,
Rezultă astfel:
Funcția de nonfiabilitate rezultă:
Timpul mediu de funcționare până la prima defectare MTTF:
Numărul mediu anual de întreruperi eliminate prin reparații:
Valoarea echivalentă a indicatorilor de defectare respectiv reparare este:
Rezultă:
Tabelul 4.2. Valori indicatori de fiabilitate pentru componente/sistem turbină G1
turbina eoliană G2 :
componenta “1” – rotor turbină:
intensitatea de defectare
intensitatea de reparare
probabilitatea de succces
probabilitatea de insucces
componenta “2” – arbore principal
– valori similare cu cele calculate pentru turbina G1, nefiind înregistrate defecte în exploatare:
intensitatea de defectare:
intensitatea de reparare:
probabilitatea de succces :
probabilitate de insucces:
componenta “3” – cutie de viteze
intensitatea de defectare
intensitatea de reparare
probabilitatea de succces
iar probabilitatea de insucces
componenta “4” – arbore secundar
– valori similare cu cele calculate pentru turbina G1, nefiind înregistrate defecte în exploatare:
intensitatea de defectare
intensitatea de reparare
probabilitatea de succces
probabilitate de insucces
componenta “5” – generator electric
– deoarece nu au fost înregistrate defecte în exploatarea componentei respective vom utiliza valori din literatura de specialitate conform [11] pentru indicatori de fiabilitate a acesteia pentru care:
intensitatea de defectare
intensitatea de reparare
probabilitatea de succces
probabilitatea de insucces va fi:
componenta “6” – transformator electric
– valori similare cu cele calculate pentru turbina G1, nefiind înregistrate defecte în exploatare:
intensitatea de defectare
intensitatea de reparare
probabilitatea de succces
probabilitate de insucces
componenta “7” – echipament automatizare
intensitatea de defectare
intensitatea de reparare
probabilitatea de succces
probabilitatea de insucces
În baza valorile obținute în urma calculului probbilității de succes pe fiecare componentă în parte, obținem probabilitățile de succes respectiv insucces pentru sistemul turbină G2 astfel :
– probabilitatea de succes PG2 este dată de relația:
– probabilitatea de insucces QG2 egală cu:
Pentru durată de funcționare t = 1000 h, funcția de fiabilitate R(t) pentru turbina eoliană G2 este dată de relația:
unde
Rezultă astfel:
Funcția de nonfiabilitate rezultă:
Timpul mediu de funcționare până la prima defectare MTTF:
Numărul mediu anual de întreruperi eliminate prin reparații:
Valoarea echivalentă a indicatorilor de defectare respectiv reparare este:
Rezultă:
Tabelul 4.3. Valori indicatori de fiabilitate pentru componente/sistem turbină G2
Se poate concluziona faptul că defectele care conduc la scoaterea din funcțiune a unui sistem poate duce la consecințe costisitoare în exploatare, iar efectul acestor consecințe vor determina în cele din urmă creșterea costului de producție a energiei electrice ca urmare a cheltuielilor cu investigația și intervenția personalului specializat pentru identificarea și remedierea defectului survenit.
În paralel cu obiectivele planului de mentenanță prevăzut pe durata de exploatare al unei instalații cu turbină eoliană se urmărește creșterea eficienței economice a unei astfel de instalații, obiectiv care poate fi atins prin:
– îmbunătățirea fiabilității componentelor structurale și în final a întregului sistem;
– reducerea numărului întreruperilor și durata acestora în funcționarea sistemului;
– reducerea lucrărilor de reparații neplanificate;
– reducerea costului lucrărilor de reparații.
CAPITOLUL V
ANALIZA TEHNICO-ECONOMICĂ A INSTALAȚIILOR
CU TURBINE EOLIENE
5.1. Premise în extinderea proiectelor cu instalații de valorificare a SRE
Utilizarea programelor de simulare pe computer în dezvoltarea proiectelor cu instalații de valorificare a SRE oferă date importante pentru investițiile în acest domeniu, efectuarea unei analize tehnico-economică fiind esențială în reducerea riscurilor tehnice și financiare ce se pot înregistra în derularea acestor proiecte. În prezent, programele moderne de simulări pot oferi o analiză tehnică eficientă pentru unele tipuri de surse regenerabile, cazul energiei eoliene necesitând însă aplicații destul de costisitoare și complexe, care impun utilizarea de personal bine pregătit profesional.
Efectuarea unei analiza tehnico-economice în cadrul unui proiect de valorificare a SRE necesită studii de prefezabilitate și fezabilitate, care includ:
stabilirea potențialului sursei regenerabile și prelucrarea datelor;
calculul energetic al proiectului cuprinzând: amplasamentul, posibilități de racordare cu rețeaua electrică existentă în zonă, estimarea producției anuale de energie electrică și/sau temică;
date privind tehnologii utilizate, caracteristici echipamente, scheme tehnice;
studiul impactului asupra mediului;
estimarea costului realizării proiectului, a cheltuielilor cu exploatarea și mentenanța instalației de valorificare a SRE și a veniturilor obținute cu determinarea rentabilității și poziționarea pe piața energetică;
anliza riscului investitiilor în realizarea proiectului;
contribuția proiectului la reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră.
Viabilitatea economică a unui proiect eolian este dependentă de anumiți factori care determină profitabilitatea acestuia, variația profitabilității proiectului fiind proporțională cu variațiile factorilor (cel mai important factor pentru proiectele eoliene fiind variația resurselor de vânt).
Performanța economică pentru o ITE este caracterizată cel mai bine prin factorul de livrare a energiei, factor care stabilește cantitatea de energie livrată în decursul unui an de funcționare și în același timp poate determina performanța anuală a zonei. Media anuală a factorului de livrare a energiei este dată de cantitatea de energie (KWh) livrată pe parcursul anului raportată la produsul dintre capacitatea instalată a ITE și numărul de ore din an, valoarea acestui factor fiind în procent de 30%÷40%.
În paralel cu determinarea performanței economice a unei turbine eoliene va fi realizată și o analiză de sensibilitate, care va estima costul energiei electrice produse, cost care variază în jurul unei valori de referință și care va depinde de regulă de variația vitezei vântului și a radiației solare.
Indicele de profitabilitate IP reprezintă un factor important în realizarea proiectelor eoliene, acesta exprimând rentabilitatea relativă a investiției pe durata de viață estimată a proiectului și se determină ca fiind raportul dintre valoarea actualizată netă VP0 (din care se deduce investiția inițială) și investiția inițială I0:
IP = VP0/ I0
Analiza de profitabilitate a unei ITE implică următoarele aspecte:
amplasarea ITE în raport de viteza vântului la vârful turbinei;
costul inițial de instalare al ITE:
costul total al instalării ITE (costul inițial + cost punere în funcție) și nivelul ratei dobânzii în cazul apelării la credite;
durata de viață a proiectului;
costul cu exploatarea ITE (operare și mentenanță – O&M);
valoarea medie al prețului de vânzare a energiei produsă.
Pentru o profitabilitate crescută a unei ITE este necesar a se acorda o atenție deosebită investiției încă din faza de proiectare prin care se va urmări:
facilitatea accesului la ITE pentru cazurile de intervenție;
metode simple de montare / demontare a eventualelor componente defecte;
existența grupului de măsură și accesul ușor la acesta;
adoptarea de instrucțiuni de lucru precise pentru defecte previzibile.
5.2. Costul energiei electrice produsă de ITE
În literatura de specialitate [Walford C.], costul unitar al energiei electrice produsă prin conversia energiei eoliene COE, (exprimat în u.m./kwh) se determină cu relația 5.1.:
(5.1.)
în care:
ICC – cost de capital inițial, [u.m.];
FCR – rata anuală de actualizare, fixă, [%/an];
CUI – cost unitar de înlocuire, [u.m./an];
OδM – costul cu operarea și mentenanța, [u.m./kwh];
Wnet – producție anuală de energie, [kwh/an].
Producția anuală de energie Wnet, este afectată de fiabilitatea ITE ca urmare a perioadelor de întrerupere apărute în funcționarea turbinelor eoliene asociate cu durata necesară mentenanței preventive și corective aplicată.
Costurile pentru operare și mentenanță OδM, includ cheltuielile cu deplasarea la locul intervenției, cu echipamentul de protecție a personalului executant și manopera pentru aplicarea mentenanței preventive/corective la ITE.
Costul unitar de înlocuire CUI este asociat cu reparațiile capitale și înlocuirea de componente din structura ITE a căror durată de viață este mai mică decăt durata de viață estimată pentru turbina eoliană și include cheltuielile cu :
– energia electrică și serviciile aferente pentru funcționarea turbinelor;
– cheltuielile de amortizare;
– cheltuieli cu salarii și asimilate;
– cheltuieli financiare pe taxe, comisioane, impozite, asigurări etc.
Rata anuală de actualizare FCR, permite compararea la data evaluării, a fluxului de venit care va fi generat în perioada următoare, prin calculul costului unității de energie eoliană care va fi efectuat pentru 3 valori a ratei de actualizare și anume pentru o rată de actualizare de 5%, 7,5% și 10% în vederea eliminării supraevaluării sau subevaluării fluxului de venit.
Costul capitalului inițial al unei turbine eoliene ICC, este determinat cu relația:
(5.2)
în care sunt incluse costul cu achiziționarea turbinei eoliene CITE, costul de instalare a sistemului Cinstalare,(la care s-a luat în calcul și costul cu achiziționarea amplasamentului) cel pentru racordarea la rețeaua electrică Cracordare și costul pentru punerea în funcțiune CPIF a turbinei . În tabelul 5.1. sunt înscrise valorile costului de producere a unității de energie electrică prin funcționarea ITE, raportate pentru fiecare an, valoarea costului de capital inițial fiind conform [18], pentru trei scenarii privind valoarea ratei de actualizare:
Tabelul 5.1. Cost unitar de producere a energiei electrice – SC ENERGYCUM W SRL
O comparație pe baza rezultatelor obținute în calculul costului unitar al energiei electrice din energia eoliană arată că pentru anul 2012 costul unității de energie produsă a fost mai mic în comparație cu cel din anul 2013 (indiferent de valoarea ratei de actualizare utilizată în calcul). Acest lucru s-a datorat înregistrării unui număr de defecte mai mare în anul 2013 față de 2012 în funcționarea celor două sisteme, lucrările de mentenanță planificată efectuate fiind aceleași pentru fiecare an. Pentru majoritatea producătorilor care utilizează astfel de instalații există preocuparea reducerii costului de producție a energiei, singura metodă fiind cea de reducere a cheltuielilor cu mentenanța însă varianta intervenției doar în momentul defectării unui echipament poate avea consecințe grave din punct de vedere financiar.
CONCLUZII
Stadiul actual al economiei la nivel mondial și național reflectă necesitatea acordării unei atenții deosebite domeniului cu cel mai mare impact asupra planetei – resursele energetice. Creșterea continuă a cerințelor de energie în toate formele, a dus la intensificarea extragerii de combustibil convențional care asigură un procent de peste 80% din necesarul de surse energetice.
O alternativă pentru reducerea consumului de combustibil convențional este reprezentată de valorificarea surselor regenerabile de energie, una dintre acestea fiind energia eoliană.
Dezvoltarea tehnologiei și automatizările utilizate în ultimii ani au eficientizat instalațiile pentru conversia energiei eoliene în energie electrică, iar în România perspectiva stabilității financiare și adoptarea unor programe de promovare a utilizării surselor regenerabile au avut ca rezultat creșterea capacităților instalate de la 982 MW la sfârșitul anului 2011 la 2782,5 MW la sfârșitul anului 2013
Costul de producție a unității de energie electrică prin utilizarea instalațiilor cu turbine eoliene a devenit competitiv cu cel produs prin metoda convențională, avantajul constând în gratuitatea sursei primare și lipsa emisiilor de gaze cu efect de seră
Performanța unei instalații cu turbină eoliană este determinată de capacitatea echipamentelor componente de a funcționa fără defecțiuni, fiabilitatea în funcționare a acestora fiind în general rezultatul serviciului de mentenanța care are ca obiectiv:
– prevenirea apariției avariilor și asigurarea condițiilor de funcționare a sistemului ;
– mărirea gradului de disponibilitate a instalației cu turbină eoliană;
– prelungirea duratei de viață a instalațiilor prin creșterea calității lucrărilor și utilizarea corectă a procedurilor și strategiei de mentenanță.
BIBLIOGRAFIE
[1] LEGEA 220/27octombrie 2008 -STABILIREA SISTEMULUI DE PROMOVARE A
PRODUCERII ENERGIEI DIN SURSE REGENERABILE DE ENERGIE
forma actualizată, valabilă cu 31 decembrie 2013
[2] Rob Van Gerwen (KEMA Nederland)- Producerea Distribuită și Regenerabilă.
Noiembrie 2006, disponibil la http://www.scribd.com/doc/145422692
[3] Raportul ANRE/2005 privind funcționarea pieței de certificate verzi
[4] Alexandru Miron, M. Dragomir, Răzvan Beniugă, Crenguța. Bobric, C. Popa- “Utilizarea aplicațiilor WAP pentru prevenirea pierderii stabilității
sistemului energetic în România”
Buletinul AGIR (CNCSIS – B+), anul XVII, No.2, apr.-iun. 2012
[5] http://www.solar-magazin.ro/energie/romania locul-10-energie-eoliana.html
[6] http://www.insse.ro/cms/files/statistici/comunicate/energie/a13/energie11r13 Comunicat de presă nr.12/10 ianuarie 2014
[7] http://xa.yimg.com/kq/groups/23196227/1454876048/name/Automatizari
[8] Registru evidență producție&mentenanță MICON M1500-600/150 KW – nr.41/12441 /1995
[9] Memoriu tehnic –Proiect fundații centrale eoliene SC ENERGYCUM W SRL
[10] http://cordis.europa.eu/documents/documentlibrary/47698351EN6.pdf
[11] http://www.rasfoiesc.com/inginerie/electronica
Studiul privind exploatarea și mentenanța unui parc eolian
[12] Univers ingineresc nr.7/2012, 1-15.04.2012
[13] Berthold Hahn, Michael Durstewitz, Kurt Rohrig-
Reliability of Wind Turbines Institut für Solare Energieversorgungstechnik (ISET)
Verein an der Universität Kassel e.V., 34119 Kassel, Germany
[14] Ioan P VIZITEU – Fiabilitatea instalațiilor energetice- curs, Bacău 2008
[15] NTE 005/06/00 – Normativ privind metodele și elementele de calcul al
siguranței în funcționare a instalațiilor energetice
[16] http://rwea.ro/wp-content/uploads/2009/10/11/12/13/ CV-Emise_lunar_
[17] Fiabilitatea instalațiilor energetice – Editura tehnică București -1979
[18] Mentenanța instalațiilor eolieneTurbina Micon–600/150 KW
Mihai Ion–Universitatea “Vasile Alecsandri” din Bacău
Facultatea de inginerie, lucrare de licență –sesiunea iulie 2012
BIBLIOGRAFIE
[1] LEGEA 220/27octombrie 2008 -STABILIREA SISTEMULUI DE PROMOVARE A
PRODUCERII ENERGIEI DIN SURSE REGENERABILE DE ENERGIE
forma actualizată, valabilă cu 31 decembrie 2013
[2] Rob Van Gerwen (KEMA Nederland)- Producerea Distribuită și Regenerabilă.
Noiembrie 2006, disponibil la http://www.scribd.com/doc/145422692
[3] Raportul ANRE/2005 privind funcționarea pieței de certificate verzi
[4] Alexandru Miron, M. Dragomir, Răzvan Beniugă, Crenguța. Bobric, C. Popa- “Utilizarea aplicațiilor WAP pentru prevenirea pierderii stabilității
sistemului energetic în România”
Buletinul AGIR (CNCSIS – B+), anul XVII, No.2, apr.-iun. 2012
[5] http://www.solar-magazin.ro/energie/romania locul-10-energie-eoliana.html
[6] http://www.insse.ro/cms/files/statistici/comunicate/energie/a13/energie11r13 Comunicat de presă nr.12/10 ianuarie 2014
[7] http://xa.yimg.com/kq/groups/23196227/1454876048/name/Automatizari
[8] Registru evidență producție&mentenanță MICON M1500-600/150 KW – nr.41/12441 /1995
[9] Memoriu tehnic –Proiect fundații centrale eoliene SC ENERGYCUM W SRL
[10] http://cordis.europa.eu/documents/documentlibrary/47698351EN6.pdf
[11] http://www.rasfoiesc.com/inginerie/electronica
Studiul privind exploatarea și mentenanța unui parc eolian
[12] Univers ingineresc nr.7/2012, 1-15.04.2012
[13] Berthold Hahn, Michael Durstewitz, Kurt Rohrig-
Reliability of Wind Turbines Institut für Solare Energieversorgungstechnik (ISET)
Verein an der Universität Kassel e.V., 34119 Kassel, Germany
[14] Ioan P VIZITEU – Fiabilitatea instalațiilor energetice- curs, Bacău 2008
[15] NTE 005/06/00 – Normativ privind metodele și elementele de calcul al
siguranței în funcționare a instalațiilor energetice
[16] http://rwea.ro/wp-content/uploads/2009/10/11/12/13/ CV-Emise_lunar_
[17] Fiabilitatea instalațiilor energetice – Editura tehnică București -1979
[18] Mentenanța instalațiilor eolieneTurbina Micon–600/150 KW
Mihai Ion–Universitatea “Vasile Alecsandri” din Bacău
Facultatea de inginerie, lucrare de licență –sesiunea iulie 2012
Copyright Notice
© Licențiada.org respectă drepturile de proprietate intelectuală și așteaptă ca toți utilizatorii să facă același lucru. Dacă consideri că un conținut de pe site încalcă drepturile tale de autor, te rugăm să trimiți o notificare DMCA.
Acest articol: Consideratii Legate de Buna Exploatare Si Mentenanta Unei Instalatii cu Turbine Eoliene (ID: 162180)
Dacă considerați că acest conținut vă încalcă drepturile de autor, vă rugăm să depuneți o cerere pe pagina noastră Copyright Takedown.