Διπλωματική εργασία. της φοιτήτριας του Τμήματος Ηλεκτρολόγων Μηχανικών και Τεχνολογίας Υπολογιστών της Πολυτεχνικής Σχολής του Πανεπιστημίου Πατρών :

Transcript

1 ΠΑΝΕΠΙΣΤΗΜΙΟ ΠΑΤΡΩΝ ΤΜΗΜΑ ΗΛΕΚΤΡΟΛΟΓΩΝ ΜΗΧΑΝΙΚΩΝ ΚΑΙ ΤΕΧΝΟΛΟΓΙΑΣ ΥΠΟΛΟΓΙΣΤΩΝ ΤΟΜΕΑΣ ΣΥΣΤΗΜΑΤΩΝ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ Διπλωματική εργασία της φοιτήτριας του Τμήματος Ηλεκτρολόγων Μηχανικών και Τεχνολογίας Υπολογιστών της Πολυτεχνικής Σχολής του Πανεπιστημίου Πατρών : Γαρίνη Ευδοξίας Α.Μ 5604 Τίτλος : ΑΝΑΛΥΣΗ ΔΙΑΘΕΣΙΜΟΤΗΤΑΣ ΚΑΙ ΒΑΘΜΟΥ ΧΡΗΣΙΜΟΠΟΙΗΣΗΣ ΑΙΟΛΙΚΩΝ ΣΥΣΤΗΜΑΤΩΝ Επιβλέπων : Καθηγητής Αντώνης Θ. Αλεξανδρίδης Αριθμός Διπλωματικής Εργασίας : Πάτρα, 1

2 ΠΙΣΤΟΠΟΙΗΣΗ Πιστοποιείται ότι η διπλωματική εργασία με τίτλο : ΑΝΑΛΥΣΗ ΔΙΑΘΕΣΙΜΟΤΗΤΑΣ ΚΑΙ ΒΑΘΜΟΥ ΧΡΗΣΙΜΟΠΟΙΗΣΗΣ ΑΙΟΛΙΚΩΝ ΣΥΣΤΗΜΑΤΩΝ της φοιτήτριας του Τμήματος Ηλεκτρολόγων Μηχανικών και Τεχνολογίας Υπολογιστών Γαρίνη Ευδοξίας Α.Μ 5604 Παρουσιάστηκε δημόσια και εξετάστηκε στο Τμήμα Ηλεκτρολόγων Μηχανικών και Τεχνολογίας Υπολογιστών στις 28/11/2012 Ο Επιβλέπων Αντώνιος Αλεξανδρίδης Καθηγητής Ο Διευθυντής του Τομέα Αντώνιος Αλεξανδρίδης Καθηγητής 2

3 Αριθμός Διπλωματικής Εργασίας : Τίτλος : ΑΝΑΛΥΣΗ ΔΙΑΘΕΣΙΜΟΤΗΤΑΣ ΚΑΙ ΒΑΘΜΟΥ ΧΡΗΣΙΜΟΠΟΙΗΣΗΣ ΑΙΟΛΙΚΩΝ ΣΥΣΤΗΜΑΤΩΝ Φοιτήτρια : Γαρίνη Ευδοξία του Δημητρίου Επιβλέπων : Καθηγητής Αντώνης Θ. Αλεξανδρίδης 3

4 ΠΕΡΙΛΗΨΗ Σκοπός της παρούσας διπλωματικής εργασίας είναι η μελέτη των παραγόντων που επηρεάζουν την αξιοπιστία και τη διαθεσιμότητα των αιολικών συστημάτων. Η επεξεργασία των ανεμολογικών δεδομένων (SCADA) έγινε από διάφορες εταιρείες, για να βοηθήσουν στην πρόβλεψη της ενεργειακής παραγωγής. Εξετάζονται επίσης τα διάφορα είδη βλαβών που συμβαίνουν στα αιολικά πάρκα, ειδικά τα πρώτα χρόνια λειτουργίας τους, και πώς ακριβώς μπορούμε να μειώσουμε το ποσοστό τους αν επέμβουμε σωστά. Τέλος, δίνονται χρήσιμες πληροφορίες για το βαθμό χρησιμοποίησης της αιολικής ενέργειας στην Ελλάδα και παγκόσμια. Πιο αναλυτικά, η δομή της εργασίας οργανώνεται στα εξής εννέα κεφάλαια: Το πρώτο κεφάλαιο ξεκινάει με γενικές πληροφορίες για τις ανανεώσιμες πηγές ενέργειας και γιατί η χρήση τους έγινε επιτακτική. Κατόπιν, γίνεται εξειδίκευση στην αιολική ενέργεια με μια ιστορική αναδρομή για να μπορέσει να δει κανείς την εξέλιξη της στο πέρασμα του χρόνου. Αναφέρονται επίσης τα πλεονεκτήματα της αιολικής ενέργειας, τα προβλήματα που προκύπτουν από την αξιοποίησή της καθώς και διάφορες λύσεις για την αντιμετώπισή τους. Στο δεύτερο και τρίτο κεφάλαιο εξετάζεται η βασικότερη παράμετρος που οδήγησε την αιολική ενέργεια στο στάδιο που είναι σήμερα, ο άνεμος. Αναλύεται η συμπεριφορά του, τα κύρια χαρακτηριστικά του και η κατανομή του. Το τέταρτο κεφάλαιο παρουσιάζει τις μονάδες που συμβάλλουν στη δέσμευση και εκμετάλλευση της αιολικής ενέργειας. Παρουσιάζονται με λεπτομέρεια τα δομικά τους στοιχεία και αναφέρονται οι κατηγορίες στις οποίες ανήκουν ανάλογα με τα χαρακτηριστικά τους. Αναφέρονται επίσης, οι βασικοί τρόποι λειτουργίας τους καθώς και οι παράμετροι που επηρεάζουν την επιλογή της τοποθεσίας εγκατάστασής τους. Στο πέμπτο κεφάλαιο εξετάζονται τα ενεργειακά χαρακτηριστικά των ανεμογεννητριών και παρουσιάζονται επίσης τα στοιχεία που επιδρούν στην αναμενόμενη ενεργειακή παραγωγή και στο κόστος της αιολικής ενέργειας. Στο έκτο κεφάλαιο, δίνονται γενικές πληροφορίες για τα αιολικά πάρκα, τη λειτουργία και τη συντήρησή τους καθώς και κάποιοι οικονομικοί παράγοντες όσον αφορά τα υπεράκτια αιολικά πάρκα. 4

5 Στο έβδομο κεφάλαιο παρουσιάζονται τα αποτελέσματα της επεξεργασίας ανεμολογικών δεδομένων, ώστε να γίνουν κατανοητοί οι παράγοντες που επηρεάζουν και βελτιώνουν την αξιοπιστία των αιολικών συστημάτων. Στο όγδοο κεφάλαιο, εξετάζεται και αξιολογείται η διαθεσιμότητα των αιολικών συστημάτων, δίνονται πληροφορίες για τα διάφορα είδη της καθώς και διάφοροι τρόποι οι οποίοι συμβάλλουν στη βελτίωσή της, που είναι και το ζητούμενο για την οικονομική βιωσιμότητα του αιολικού πάρκου. Τέλος, στο ένατο κεφάλαιο, παρουσιάζεται η τρέχουσα κατάσταση στην Ελλάδα, στις χώρες της Ευρωπαϊκής Ένωσης αλλά και παγκόσμια. ABSTRACT The purpose of this diploma thesis is the study of factors that affect the reliability and availability of wind energy systems. Wind data from several companies were accumulated for a better prediction of the energy production. More specifically, the structure of the essay is organized in the following nine chapters : The first chapter starts with general information on renewable energy sources and the reasons why their use became imperative. Moreover, there is specialization in wind energy with a throwback which enables us to see the evolution of the passing of time. The second and third chapter examines the key parameters leading wind energy in its present form, the wind. The fourth chapter presents the system-units that contribute to the exploitation of wind energy. Their components are presented in detail, and the categories to which they belong are indicated according to their characteristics. The fifth chapter discusses the energy characteristics of the wind turbines and also presents the elements that affect the expected energy production and the cost of wind energy. In the sixth chapter, general information about wind farms are given, as well as information about operation, maintenance and some economic factors in offshore wind farms. 5

6 The seventh chapter presents the results of wind data processing in order to understand the factors that influence and improve the reliability of wind systems. The eighth chapter examines and evaluates the availability of wind energy systems. Information about the different types of availability are given, and also details about the different ways which contribute to the improvement of availability are presented. Finally, the ninth chapter presents the current situation in Greece, the countries of the European Union and worldwide. 6

7 Περιεχόμενα ΚΕΦΑΛΑΙΟ 1 : Αιολική ενέργεια Ανανεώσιμες πηγές ενέργειας Η αιολική ενέργεια στο πέρασμα του χρόνου Πλεονεκτήματα και μειονεκτήματα από την αξιοποίηση της αιολικής ενέργειας ΚΕΦΑΛΑΙΟ 2 : Κύρια χαρακτηριστικά του ανέμου Χαρακτηριστικές παράμετροι του ανέμου Μέση ταχύτητα του ανέμου Μέγιστη ταχύτητα του ανέμου Ριπές του ανέμου Διεύθυνση του ανέμου Τραχύτητα του εδάφους Ανατάραξη του αέρα Στροβιλισμός του αέρα ΚΕΦΑΛΑΙΟ 3 : Η κατανομή του ανέμου Εισαγωγή Στατιστικη μελέτη του ανέμου Ευστάθεια της ατμόσφαιρας Εκθετικός νόμος κατανομής του ανέμου Όριο τραχύτητας Κατανομή Weibull Κατανομή Rayleigh

8 ΚΕΦΑΛΑΙΟ 4 : Συστήματα αξιοποίησης αιολικής ενέργειας Γενικά για της ανεμογεννήτριες Κατηγορίες ανεμογεννητριών Η δομή μιας ανεμογεννήτριας Τρόποι λειτουργίας ανεμογεννητριών Σταθερής ταχύτητας ανεμογεννήτριες Ανεμογεννήτριες μεταβλητής ταχύτητας Το μέγεθος των ανεμογεννητριών Επιλογή της θέσης εγκατάστασης Παράμετροι επηρεάζουν την επιλογή της θέσης εγκατάστασης ΚΕΦΑΛΑΙΟ 5 : Ενέργεια και ισχύς από τον άνεμο Θεωρία δίσκου ενέργειας Ισχύς του ανέμου Θεωρητικά μέγιστη ενέργεια από τον άνεμο Απώλειες ανεμογεννήτριας Καμπύλη ισχύος ανεμογεννήτριας Βαθμός απόδοσης της ανεμογεννήτριας Απόδοση συστήματος παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας Συντελεστής αεροδυναμικής απόδοσης Βαθμός απόδοσης μετατροπέα αιολικής ενέργειας Ετήσια αναμενόμενη ενεργειακή παραγωγή Συντελεστής χρησιμοποίησης Συμβατικές Ανηγμένες Ώρες Λειτουργίας

9 5.7 Κόστος αιολικής ενέργειας Συμπεράσματα ΚΕΦΑΛΑΙΟ 6 : Αιολικά πάρκα Βασικά χαρακτηριστικά των αιολικών πάρκων Είδη αιολικών πάρκων Λειτουργία αιολικού πάρκου Συντήρηση Κόστος λειτουργίας - συντήρησης Οικονομικοί παράγοντες ΚΕΦΑΛΑΙΟ 7 : Αξιοπιστία αιολικών συστημάτων Αξιοπιστία συστημάτων στο χρόνο Ρυθμός βλάβης Ρυθμός επισκευής Αξιοπιστία λειτουργιάς συστήματος ηλεκτρικής ενέργειας Κατηγορίες βλαβών Κριτήρια αναγνώρισης των βλαβών Παράμετροι αξιοπιστίας Αξιοπιστία των αιολικών συστημάτων Επίδραση των εξελίξεων στο σχεδιασμό και την κατασκευή Μελέτη της αξιοπίστιας των αιολικών συστημάτων Επίδραση του περιβάλλοντος και αποτελέσματα επεξεργασίας δεδομένων SCADA ΚΕΦΑΛΑΙΟ 8 : Διαθεσιμότητα αιολικών συστημάτων

10 8.1 Ορισμός και είδη διαθεσιμότητας Διαθεσιμότητα κατασκευής Θεωρητική διαθεσιμότητα Οργανωτική διαθεσιμότητα Τεχνική διαθεσιμότητα Τεχνική διαθεσιμότητα αιολικού πάρκου Αξιολόγηση της διαθεσιμότητας Βαθμός απόδοσης αιολικού πάρκου Πεδίο ροής ομόρρου ανεμογεννήτριας Βαθμος απόδοσης αιολικού πάρκου ΚΕΦΑΛΑΙΟ 9 : Αιολικό δυναμικό στην Ελλάδα και παγκόσμια Αιολικό δυναμικό στην Ελλάδα Αιολικό δυναμικό στις χώρες της Ευρωπαϊκής Ένωσης Αιολικό δυναμικό σε παγκόσμιο επίπεδο ΒΙΒΛΙΟΓΡΑΦΙΑ

11 ΚΕΦΑΛΑΙΟ 1 ΑΙΟΛΙΚΗ ΕΝΕΡΓΕΙΑ 1.1 ΑΝΑΝΕΩΣΙΜΕΣ ΠΗΓΕΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ Οι ανανεώσιμες πηγές ενέργειας (Α.Π.Ε.) απασχολούν ιδιαίτερα την ανθρωπότητα τα τελευταία χρόνια. Ως ανανεώσιμες πηγές ενέργειας ή «ήπιες μορφές ενέργειας» ορίζονται οι μορφές εκμεταλλεύσιμης ενέργειας που προέρχονται από φυσικές διαδικασίες και υπάρχουν σε αφθονία στο φυσικό μας περιβάλλον, όπως ο ήλιος, ο άνεμος, η γεωθερμία, η ροή υδάτων και άλλες. Τα κυριότερα είδη Α.Π.Ε. είναι [1]: Αιολική ενέργεια: η κινητική ενέργεια που παράγεται από την ροή του ανέμου μετατρέπεται σε μηχανική ενέργεια και εν συνεχεία σε ηλεκτρική ενέργεια. Ηλιακή ενέργεια: αξιοποιείται μέσω τεχνολογιών που εκμεταλλεύονται το φάσμα ακτινοβολιών προερχόμενο από τον ήλιο. Οι τεχνολογίες που χρησιμοποιούνται είναι: 1. Ενεργητικά Ηλιακά Συστήματα: μετατροπή ηλιακής ακτινοβολίας σε θερμότητα. 2. Παθητικά Ηλιακά και Υβριδικά Συστήματα: βελτιστοποίηση της απευθείας εκμετάλλευσης ηλιακής ενέργειας για θέρμανση, κλιματισμό ή φωτισμό. 3. Φωτοβολταϊκά Ηλιακά Συστήματα: άμεση μετατροπή της ηλιακής ενέργειας σε ηλεκτρική. Υδραυλική ενέργεια: αξιοποιεί τις υδατοπτώσεις, με στόχο την παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας. Βιομάζα: είναι αποτέλεσμα της φωτοσυνθετικής δραστηριότητας, που μετασχηματίζει την ηλιακή ενέργεια με μία σειρά διεργασιών των φυτικών οργανισμών χερσαίας ή υδρόβιας προέλευσης. Γεωθερμική ενέργεια: η θερμική ενέργεια που προέρχεται από το εσωτερικό της γης και μετατρέπεται σε ηλεκτρική αφού προηγουμένως έχει μετατραπεί σε μηχανική. Αστικά Απορρίμματα: η αξιοποίηση του ενεργειακού περιεχομένου τους είτε μέσω καύσης τους είτε μέσω της καύσης του μεθανίου που παράγεται κατά την φυσική αποσύνθεσή τους. 11

12 Ενέργεια από θαλάσσια κύματα: εκμεταλλεύεται την δυναμική ενέργεια των θαλάσσιων κυμάτων και την μετατρέπει σε μηχανική η οποία μετασχηματίζεται σε ηλεκτρική. Παγκοσμίως ολοένα και περισσότερες χώρες στοχεύουν να αυξήσουν την παραγωγή ενέργειας από ανανεώσιμες πηγές, διαμορφώνοντας τα θεσμικά πλαίσια για την προσέλκυση επενδύσεων. Το έντονο ενδιαφέρον προήλθε ως αποτέλεσμα κυρίως της πετρελαϊκής κρίσης του 1973, η οποία κατέστησε σαφές διεθνώς ότι τα αποθέματα του πετρελαίου, στο οποίο βασιζόταν ως επί το πλείστον η παραγωγή οποιασδήποτε μορφής αξιοποιήσιμης ενέργειας, είναι «πεπερασμένα» και «περιορισμένα». Σε αυτό βοήθησε η χρήση ειδικών δορυφόρων οι οποίοι χαρτογράφησαν τα αποθέματα του «μαύρου χρυσού». Με την πάροδο των χρόνων, η εξέλιξη της τεχνολογίας και κατά συνέπεια της βιομηχανίας ήρθε να δημιουργήσει νέα δεδομένα στην ανθρωπότητα. Η ανάγκη για ενέργεια εμφανίζει συνεχώς αυξητικές τάσεις παγκοσμίως και κατά συνέπεια και στην Ελλάδα. Αρχικά οι εγκαταστάσεις των Α.Π.Ε. αποτελούσαν πειραματικές εφαρμογές και είχαν ιδιαίτερα υψηλό κόστος. Η αύξηση της παγκόσμιας εγκατεστημένης ισχύος τους όμως έχει επιφέρει συνεχή βελτίωση των εφαρμοζόμενων τεχνολογιών και μείωση του κόστους παραγωγής του τελικού προϊόντος. Ειδικά η αιολική, η υδροηλεκτρική ενέργεια και η βιομάζα ανταγωνίζονται πλέον σε μεγάλο βαθμό παραδοσιακές πηγές ενέργειας όπως ο άνθρακας και η πυρηνική ενέργεια. Σήμερα 58 χώρες έχουν θέσει στόχους για την χρήση των ανανεώσιμων πηγών ενέργειας στο ενεργειακό τους ισοζύγιο συμπεριλαμβανομένων και αναπτυσσόμενων χωρών αλλά και πολιτειών/περιφερειών των ΗΠΑ και του Καναδά, και η πλειοψηφία αυτών έχει διαμορφώσει συγκεκριμένες πολιτικές και κίνητρα για την χρήση ΑΠΕ. Την πρωτοπορία στον κλάδο διαθέτει η Ευρώπη, έχοντας άνω του 35% του παγκόσμιου δυναμικού σε παραγωγή ενέργειας από ανανεώσιμες. Στο παρακάτω σχήμα εικονίζεται η εγκατεστημένη ισχύς όλων των πηγών ενέργειας το 2000 και το 2011 για τις χώρες της ΕΕ όπου φαίνεται ότι η ισχύς από ΑΠΕ έχει αυξηθεί από 22,5% της συνολικής εγκατεστημένης ισχύος (το 2000) σε ποσοστό 31,1% το 2011 [28]. 12

13 Σχήμα 1.1. Η εγκατεστημένη ισχύς όλων των πηγών ενέργειας το 2000 και το 2011 για τις χώρες της ΕΕ 1.2 Η ΑΙΟΛΙΚΗ ΕΝΕΡΓΕΙΑ ΣΤΟ ΠΕΡΑΣΜΑ ΤΟΥ ΧΡΟΝΟΥ Οι άνεμοι παράγονται κυρίως από την άνιση θέρμανση της επιφάνειας της γης από τον ήλιο. Οι θάλασσες παρουσιάζουν μεγάλη θερμοχωρητικότητα αφού εκτός από την εξάτμιση, η θερμότητα μεταφέρεται προς το εσωτερικό των υδάτινων μαζών. Έτσι κατά τη διάρκεια της ημέρας ο αέρας πάνω από λίμνες και θάλασσες παραμένει σχετικά κρύος, σε σχέση με τον αέρα τις στεριάς που θερμαίνεται περισσότερο. Έτσι έχουμε και μια μείωση της πυκνότητάς του, με αποτέλεσμα την ανύψωσή του και τα κρύα βαρύτερα στρώματα του αέρα που βρίσκονται κοντά στην επιφάνεια της θάλασσας κινούνται για να πάρουν τη θέση του πάνω από την ξηρά [2]. Με τον τρόπο αυτόν παράγονται τα τοπικά παραλιακά ρεύματα που κατά τη διάρκεια της νύχτας τα ρεύματα αυτά αντιστρέφονται επειδή η θερμοκρασία της ξηράς ελαττώνεται πολύ γρηγορότερα από αυτή του νερού και έτσι ο ψυχρότερος άρα και βαρύτερος αέρας της ξηράς κινείται προς τη θάλασσα όπου αναπληρώνει αυτόν που ανυψώνεται από την επιφάνειά της. Η αξιοποίηση και η τιθάσευση του ανέμου απασχόλησε τον άνθρωπο για χιλιάδες χρόνια και ήταν ο ρυθμιστής για την ανάπτυξη και την εξέλιξη της ανθρωπότητας καθώς χρησιμοποιήθηκε τόσο στην ναυτιλία και την άρδευση όσο και στις αγροτικές καλλιέργειες. 13

14 Η οικονομική και παραγωγική δραστηριότητα των αρχαίων χρόνων τονίζεται με την αναφορά στον διαχειριστή των ανέμων τον Αίολο στην Ελληνική μυθολογία,παρόμοιες αναφορές υπάρχουν σε κάθε αρχαίο πολιτισμό. Η αιολική ενέργεια χρησιμοποιήθηκε αρχικά από τον άνθρωπο για την κίνηση των ιστιοφόρων πλοίων,για εμπορικές συναλλαγές,συγκοινωνία και εξερευνήσεις. Ιστορικές αναφορές δείχνουν πως και άλλοι λαοί εκτός των Ελλήνων όπως οι Πέρσες, οι Αιγύπτιοι και οι Κινέζοι χρησιμοποιούσαν αιολικές μηχανές. Οι κατασκευαστικές τεχνικές δείχνουν ότι χρησιμοποιούνταν ανεμόμυλοι με κάθετους άξονες προκειμένου να αξιοποιούν τις δυνατότητες του αέρα. Ανεμόμυλοι τέτοιας τεχνοτροπίας υπήρχαν κυρίως στις Αραβικές χώρες. Ενώ την ιδέα της τεχνοτροπίας αυτής την μετέφεραν αργότερα στην Ευρώπη οι σταυροφόροι. Στην Ευρώπη όμως, κυριάρχησαν οι ανεμόμυλοι οριζοντίου άξονα, με μια ελαφριά κλίση των πτερυγίων, στις αρχές του Μεσαίωνα. Η χρήση της αιολικής ενέργειας σε μεγάλη κλίμακα, στη Δυτική Ευρώπη ξεκίνησε από την Αγγλία και την Ολλανδία τον Μεσαίωνα. Ανεμόμυλοι την εποχή αυτή χρησιμοποιούνταν κυρίως για άντληση νερού και για άλεσμα (σχήμα 1.2). Σχήμα 1.2. Ανεμόμυλος του Μεσαίωνα 14

15 Περισσότεροι από ανεμόμυλοι είχαν εγκατασταθεί στη Βόρεια Ευρώπη. Στην Γερμανία στις αρχές του 20ου αιώνα, χρησιμοποιούνταν ακόμα περίπου ανεμόμυλοι. Από τον 19ο αιώνα και μετά, κυρίως στην Αμερική, διαδόθηκε ένας τύπος ανεμόμυλου γνωστός ως «western wheel» (σχήμα 1.3).Οι κατασκευές αυτές είχαν πολλά πτερύγια, περίπου 20, ήταν φτιαγμένες από ατσάλι, και χρησιμοποιούνταν κυρίως για άρδευση. Τον 20ο αιώνα, ως τα τέλη της δεκαετίας του 1930, είχαν εγκατασταθεί περίπου 8 εκατομμύρια τέτοιες μονάδες. Σχήμα 1.3. Aνεμόμυλος τύπου «western wheel» Η πρώτη απόπειρα να χρησιμοποιηθεί αιολική μηχανή για την παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας έγινε στα τέλη του δέκατου ένατου αιώνα, με την ανεμογεννήτρια συνεχούς ρεύματος ισχύος 12 kw η οποία κατασκευάστηκε από τον Brush στις ΗΠΑ. Εντούτοις για μια μεγάλη περίοδο του εικοστού αιώνα υπήρχε ελάχιστο ενδιαφέρον για την χρήση της αιολικής ενέργειας. Κάποιες αξιοσημείωτες εξαιρέσεις ήταν η ανεμογεννήτρια των αμερικανών Smith Putnam η οποία κατασκευάστηκε στις ΗΠΑ το 1941 (σχήμα 1.4). Η 15

16 εντυπωσιακή για την εποχή της μηχανή είχε ατσάλινο ρήτορα διαμέτρου 53 m και ονομαστική ισχύ 1250 KW. Σχήμα 1.4. Η ανεμογεννήτρια Smith Putnam Επίσης η ανεμογεννήτρια του Gedser στη Δανία το 1957, ονομαστικής ισχύος 200kW, με ρότορα διαμέτρου 24 m και η ανεμογεννήτρια Hütter W34 το 1958, ονομαστικής ισχύος 100 kw, με ρότορα διαμέτρου 34 m. Η ξαφνική αύξηση τις τιμής του πετρελαίου στην δεκαετία του 70 υποκίνησε μια σειρά από κυβερνητικά χρηματοδοτούμενα προγράμματα για έρευνα και ανάπτυξη ανεμογεννητριών. Στις ΗΠΑ αυτό οδήγησε στην κατασκευή μια σειράς πρωτοτύπων ανεμογεννητριών ξεκινώντας το 1975 με το μοντέλο Mod-0 διαμέτρου 38 m, ισχύος 100 ΚW και καταλήγοντας στο μοντέλο Mod-5B το 1987, με διάμετρο 97.5 m και ονομαστικής ισχύος 2.5 MW (σχήμα 1.5). 16

17 Σχήμα 1.5. Το μοντέλο Mod-5B Παρόμοιες προσπάθειες έγιναν στην Σουηδία, Γερμανία και Βρετανία. Την εποχή αυτή υπήρχε μεγάλη αβεβαιότητα ως προς το ποιά κατασκευαστική αρχιτεκτονική θα αποδειχθεί οικονομικά αποδοτικότερη, έτσι διερευνήθηκαν διάφορες καινοτόμες ιδέες. Στον Καναδά κατασκευάστηκε η Α/Γ κάθετου άξονα Darrieus με ισχύ 4 MW (σχήμα 1.6). Σχήμα 1.6. Ανεμογεννήτρια Darrieus 17

18 Ανεξάρτητα με την εξέλιξη στον τομέα των μεγάλων ανεμογεννητριών, σε χώρες όπως οι ΗΠΑ, η Δανία, η Γερμανία έγιναν ιδιαίτερες προσπάθειες να χρησιμοποιηθεί η αιολική ενέργεια σε μεγάλη κλίμακα. Στην Καλιφόρνια τη δεκαετία του 1980 εγκαταστάθηκαν Α/Γ με συνολική ισχύ περίπου 1500 MW. Στα πρώτα στάδια εξέλιξης χρησιμοποιούσαν Α/Γ της τάξης των 50 KW. Αργότερα, χρησιμοποιήθηκαν Α/Γ της τάξης των 100, 150, 250 και 500 KW. Η εξέλιξη αυτή έκανε δυνατή την μαζική παραγωγή των Α/Γ. Γι αυτό και μπορεί να παρατηρηθεί μια βελτίωση στον τομέα της αξιοπιστίας των συστημάτων αυτών. Σταδιακά η αύξηση του μεγέθους των Α/Γ οδήγησε σε μονάδες της τάξης των KW με πολλές δυνατότητες. 1.3 ΠΛΕΟΝΕΚΤΗΜΑΤΑ ΚΑΙ ΜΕΙΟΝΕΚΤΗΜΑΤΑ ΑΠΟ ΤΗΝ ΑΞΙΟΠΟΙΗΣΗ ΤΗΣ ΑΙΟΛΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ Τα τελευταία χρόνια, υπάρχει αλματώδης ανάπτυξη της αιολικής ενέργειας τόσο σε ευρωπαϊκό όσο και σε διεθνές επίπεδο. Η αιολική ενέργεια εμφανίζει τα ακόλουθα πλεονεκτήματα για την παραγωγή ηλεκτρισμού [3]: 1) Το βασικό «καύσιμο» παρέχεται δωρεάν απ` τη φύση, άφθονο και έτοιμο προς εκμετάλλευση χωρίς επιπλέον έξοδα. Το πετρέλαιο για παράδειγμα απαιτεί εξόρυξη, μεταφορά, επεξεργασία κ.τ.λ. 2) Είναι απολύτως ανανεώσιμη, αφού είναι πρακτικά ανεξάντλητη διότι προέρχεται από τον ήλιο. 3) Είναι άφθονη όπως είδαμε. Ο αέρας είναι ανεξάντλητη πηγή. Υπάρχει αρκετό αιολικό δυναμικό στον πλανήτη που μπορεί να καλύψει τις ενεργειακές μας ανάγκες κατά 4 φορές περισσότερο. Ένα ελάχιστο ποσοστό του παγκόσμιου αιολικού δυναμικού αξιοποιείται αυτή τη στιγμή. 4) Είναι απολύτως καθαρή μορφή ενέργειας αφού δεν μολύνει το περιβάλλον επομένως είναι απόλυτα φιλική προς αυτό. 5) Αντίθετα με τα εργοστάσια με άνθρακα, πετρέλαιο ή πυρηνικά καύσιμα, τα αιολικά πάρκα δεν αφήνουν κατάλοιπα ή άλλα (επικίνδυνα) παραπροϊόντα. 18

19 6) Είναι ασφαλής επένδυση καθώς υπάρχουν τεράστια αποθέματα και το πιο σημαντικό, «η πρώτη ύλη» παρέχεται δωρεάν. Επομένως η απόσβεση του κεφαλαίου είναι δεδομένη. Όλα αυτά με την προϋπόθεση ότι η περιοχή εγκατάστασης είναι κατάλληλη. Ειδικά στην Ευρώπη που δεν υπάρχουν πολλά αποθέματα ορυκτών καυσίμων, υπολογίζεται ότι στο μέλλον το 70% των ενεργειακών αναγκών θα καλύπτεται από εισαγωγές! 7) Οικονομικά συμφέρουσα εξαιτίας της εξέλιξης της τεχνολογίας χρόνο με το χρόνο και συνεπώς το κόστος εγκατάστασης αιολικών πάρκων είναι συγκρίσιμο με αυτό των συμβατικών. 8) Παρέχει αυτονομία. Στην Ευρώπη τα ήδη εγκατεστημένα αιολικά πάρκα ικανοποιούν τις ηλεκτρικές ανάγκες πάνω από Ευρωπαίων. Η αυτονομία που παρέχει είναι τόσο σε εθνικό επίπεδο, εφόσον μειώνονται οι εισαγωγές ηλεκτρικής ισχύος, αλλά και σε ατομικό επίπεδο αφού ο καθένας μπορεί να εγκαταστήσει στο χώρο του ανεμοκινητήρα σε οποιοδήποτε σημείο κι αν βρίσκεται. 9) Είναι τεχνολογία των τελευταίων ετών υπό εξέλιξη, άρα απορροφά χιλιάδες εργαζόμενους παγκοσμίως και συντελεί στην μείωση της ανεργίας. 10) Το κοινωνικό αγαθό, το ηλεκτρικό ρεύμα, μπορεί να πάει παντού ακόμη και σε ορεινές και δύσβατες περιοχές κάτι που στο παρελθόν ήταν οικονομικά ασύμφορο. 11) Τα αιολικά πάρκα αυξάνουν την αξιοπιστία του υπάρχοντος ισχυρού δικτύου και μπορούν να βοηθήσουν επαρκώς στην κάλυψη αιχμών. 12) Βοηθά στην μείωση της κατανάλωσης ορυκτών καυσίμων. 13) Προστατεύει κάποια ειδικά κτίρια, όπως εταιρειών τηλεφωνίας κ.α. στα οποία είναι απαραίτητη η παροχή ηλεκτρικής ισχύος ακόμη και όταν το υπόλοιπο κράτος είναι σε συντήρησης που ολική διακοπή, από πρόσθετες δαπάνες για αυτονομία, όπως ντηζελογεννήτριες, οι οποίες εκτός από το κόστος αγοράς και είναι αρκετά υψηλό απαιτούν συνεχή τροφοδότηση από συμβατικό καύσιμο. Αυτό έχει ως αποτέλεσμα και υψηλό κόστος λειτουργίας. Η αντικατάσταση αυτών των γεννητριών με ανεμογεννήτριες είναι οικονομικά συμφέρουσα και φιλική προς το περιβάλλον. 14) Μπορούν να παράγουν κατόπιν μετατροπής επιθυμητό είδος τάσης Ε.Ρ. (με ασύγχρονες ή σύγχρονες μηχανές) ή Σ.Ρ. (με μηχανές Σ.Ρ. με μόνιμους μαγνήτες) που είναι απαραίτητο για κάποιες ειδικές εφαρμογές. Για παράδειγμα σε κάθε εταιρεία σταθερής και κινητής τηλεφωνίας, τα κυκλώματά των ψηφιακών της κέντρων διαρρέονται από συνεχές ρεύμα. 19

20 15) Έχει μακρόπνοο ορίζοντα. Η αιολική βιομηχανία γνωρίζει αλματώδη ανάπτυξη και είναι ακόμα στο ξεκίνημα. Η αγορά των αιολικών έχει τη δυνατότητα να φτάσει στα σε λιγότερο από επτά χρόνια σύμφωνα με στοιχεία της EWEA. 16) Μπορεί να χρησιμοποιηθεί και για οικιακή χρήση όσο και για ευρεία. Στην Ευρώπη και με ελάχιστες εξαιρέσεις παγκοσμίως (Ιαπωνία, Γερμανία, Σουηδία κ.τ.λ.) τα φωτοβολταϊκά συστήματα χρησιμοποιούνται μόνο σε οικιακές χρήσεις. 17) Λόγω της τεράστιας ανάπτυξης που αναφέρθηκε, προσδίδουν «κύρος» σε αυτόν που λειτουργεί ανεμογεννήτριες ή αιολικά πάρκα γενικότερα, αφού χρησιμοποιεί μοντέρνα τεχνολογία. 18) Τα αιολικά πάρκα μπορούν να χρησιμοποιηθούν και για τουριστική εκμετάλλευση που μπορεί να οδηγήσει σε άνοδο του βιοτικού επιπέδου των ντόπιων και σε γνωστοποίηση της περιοχής που μέχρι τότε ήταν άγνωστη. Το μεγαλύτερο πρόβλημα με την αιολική ενέργεια, πέρα από τις (εν δυνάμει) περιβαλλοντολογικές επιπτώσεις (οπτική όχληση, αλλοίωση του χαρακτήρα και της λειτουργιάς μια περιοχής, θόρυβος, παρεμβολές στις τηλεπικοινωνίες, επιπτώσεις στα πτηνά) είναι η στοχαστική φύση του άνεμου. Η παραγωγή ρεύματος από τα αιολικά πάρκα είναι ασταθής και διακοπτόμενη επειδή ο αέρας φυσά με απρόβλεπτη δύναμη κάθε φορά. Η ταχύτητα του ανέμου για να λειτουργήσει μια Α/Γ κυμαίνεται μεταξύ 3m/s και 25m/s. Κάτω ή πάνω από αυτά τα όρια οι Α/Γ μένουν ακίνητες. Όταν όμως σταματάνε να λειτουργούν, τότε χάνουν το συγχρονισμό τους με το κεντρικό σύστημα και η παραγωγή ενέργειας σταματάει. Αυτό είναι ένα βασικό μειονέκτημα της αιολικής ενέργειας, ότι δηλαδή δε μπορούμε να έχουμε πάντα την απαραίτητη αιολική ενεργεία όταν τη χρειαζόμαστε. Έτσι, λόγω των μεγάλων διακυμάνσεων στην τιμή της παραγόμενης ισχύος καθίσταται αναγκαία η εφεδρεία άλλων ενεργειακών πηγών ή (δαπανηρές) μέθοδοι αποθήκευσης. Επιπλέον, το γεγονός της έντονης διακύμανσης του ρεύματος που παρέχουν οι Α/Γ, δημιουργεί μεγάλα προβλήματα στη σταθερότητα του συστήματος. Επειδή το φορτίο που παράγουν οι Α/Γ μπορεί να χαθεί ξαφνικά λόγω των μεταβαλλόμενων καιρικών συνθηκών, αυξάνεται ο κίνδυνος των γενικών μπλακ-αουτ ιδιαίτερα στην περίπτωση μεγάλης διείσδυσης των ΑΠΕ στο σύστημα. Είναι λοιπόν προφανές ότι η στοχαστικότητα του άνεμου, αποτελεί τροχοπέδη για την εξ ολοκλήρου διείσδυση στο σύστημα για λόγους ευστάθειας αυτού. 20

21 Για την αντιμετώπιση του προβλήματος της κυμαινόμενης ισχύος της αιολικής ενέργειας, εφαρμόζεται ο συνδυασμός ανεμογεννητριών με ηλιακούς φωτοβολταϊκούς σταθμούς, και -ιδιαίτερα στις αναπτυσσόμενες χώρες- με γεννήτριες Ντίζελ (Wind/Diesel Systems) για την παραγωγή ρεύματος, οι οποίες τίθενται σε λειτουργία, όταν η ταχύτητα του ανέμου πέφτει κάτω από το όριο λειτουργίας των ανεμογεννητριών. Ακόμη, ενδιαφέρον παρουσιάζει μία πρωτοποριακή μέθοδος που πρωτοεφαρμόστηκε στη δεκαετία του 1980, σύμφωνα με την οποία, τις ημέρες που το αιολικό δυναμικό μιας περιοχής είναι αυξημένο (μεγάλη ταχύτητα ανέμου), η περίσσεια ισχύος που παράγεται χρησιμοποιείται για τη διάσπαση νερού και την παραγωγή υδρογόνου. Σε ημέρες άπνοιας το υδρογόνο καίγεται σε θερμογεννήτριες, παράγοντας ενέργεια και εκπέμποντας μόνο υδρατμούς στο περιβάλλον. Επίσης, αξιοσημείωτη εφαρμογή της αιολικής ενέργειας είναι ο συνδυασμός της με την υδροηλεκτρική ενέργεια: ανεμοκινητήρες που κινούν αντλίες νερού μπορούν, τις ημέρες όπου το αιολικό δυναμικό παρουσιάζεται αυξημένο, να χρησιμοποιούν την παραγόμενη περίσσεια ισχύος για την αποταμίευση νερού σε ταμιευτήρες που βρίσκονται σε μεγάλο ύψος. Το νερό αυτό μπορεί να χρησιμοποιείται για άρδευση ή σε ημέρες άπνοιας να διατίθεται για την κίνηση υδροστροβίλων και την παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας. Από την άλλη πλευρά, για την καλύτερη αξιοποίηση της αιολικής ενέργειας στις χώρες που αναπτύσσουν αντίστοιχα προγράμματα, βασικό παράγοντα αποτελεί η χαρτογράφηση του αιολικού δυναμικού, αν και η πραγματοποίησή της είναι δαπανηρή και απαιτεί χρόνο. Το πρόβλημα, ωστόσο, αυτό επιλύθηκε κατά ένα μεγάλο μέρος με την ανάπτυξη -κατά τη δεκαετία του των αιολικών μοντέλων (κατ' εκτίμηση αιολικoί χάρτες για μία ευρύτερη περιφέρεια, οι οποίοι συντάσσονται με τη βοήθεια αριθμητικών μεθόδων και με βάση τα ανεμολογικά δεδομένα ορισμένων μόνο περιοχών της). Με τον τρόπο αυτό μπορεί σε σύντομο χρόνο να εκτιμηθούν και να επιλεγούν περιοχές με αυξημένο αιολικό δυναμικό, και στη συνέχεια να πιστοποιηθούν οι εκτιμήσεις, με μετρήσεις επί τόπου. Τέλος, ένα μειονέκτημα της αξιοποίησης της αιολικής ενέργειας είναι ότι λόγω μεγάλου αρχικού κόστους εφαρμογής σε μεγάλη επιφάνεια της γης, δεν υπάρχει η δυνατότητα κάλυψης των ενεργειακών αναγκών μεγάλων αστικών κέντρων, αλλά χρησιμοποιείται κυρίως συμπληρωματικά. Όμως η συνεχής εξέλιξη της τεχνολογίας και ο ανταγωνισμός μεταξύ των κατασκευαστών, έχει τα τελευταία χρόνια συμπιέσει σημαντικά τις τιμές των ανεμογεννητριών. 21

22 ΚΕΦΑΛΑΙΟ 2 ΚΥΡΙΑ ΧΑΡΑΚΤΗΡΙΣΤΙΚΑ ΤΟΥ ΑΝΕΜΟΥ 2.1 ΧΑΡΑΚΤΗΡΙΣΤΙΚΕΣ ΠΑΡΑΜΕΤΡΟΙ ΤΟΥ ΑΝΕΜΟΥ Η γνώση των χαρακτηριστικών του ανέμου είναι απαραίτητη στις μελέτες εκτίμησης της ενέργειας που περικλείει ο άνεμος. Για την επιλογή της κατάλληλης θέσης εγκατάστασης αιολικών συστημάτων θα πρέπει να γνωρίζουμε [4]: Την ταχύτητα του ανέμου. Την διεύθυνση του ανέμου Την επικρατούσα στην περιοχή ανατάραξη. Τον στροβιλισμό του ανέμου. Την μεταβολή με το ύψος της ταχύτητας του ανέμου (κατανομή του ανέμου) Μέση ταχύτητα του Ανέμου Η μέση ταχύτητα του ανέμου είναι ιδιαίτερα μεταβλητό μέγεθος (σχήμα 2.1). Έχουμε σημαντικές μεταβολές μέσα σε χρονικό διάστημα. Οι διακυμάνσεις μπορούν να θεωρηθούν τυχαίες, ενώ έχουμε σημαντική εξάρτηση από τα χαρακτηριστικά του εδάφους. Η στιγμιαία ταχύτητα του ανέμου είναι το άθροισμα της μέσης ταχύτητας και της διακύμανσης γύρω από την μέση τιμή: (Σχέση 2.1) 22

23 Σχήμα 2.1. Μέση ταχύτητα του ανέμου Μέγιστη Ταχύτητα του Ανέμου Η μέση ταχύτητα του ανέμου καθορίζει την αντοχή μιας αιολικής μηχανής. Εξαρτάται από την γεωγραφική θέση της περιοχής και τα χαρακτηριστικά του εδάφους. Υπολογίζεται: Με δεδομένα ωριαίων τιμών της ταχύτητας του ανέμου υπολογίζεται η μέγιστη ωριαία και στην συνέχεια η μέγιστη ημερήσια ταχύτητα του ανέμου. Για 20ετή και μεγαλύτερη χρονοσειρά ορίζουμε ως δείγμα μεγίστων ταχυτήτων ανέμου τις μέγιστες ετήσιες τιμές. Με τον στατιστικό νόμο των ακραίων τιμών εκτιμάται η μέγιστη ταχύτητα που αναμένεται να ξεπεραστεί κατά μέσο όρο μια φορά τουλάχιστον σ ένα αριθμό ετών. Ο αριθμός των ετών καθορίζει και τον χρόνο ζωής της αιολικής μηχανής κάτω από κανονικές συνθήκες λειτουργίας. 23

24 2.1.3 Ριπές του Ανέμου Η ριπή του ανέμου ορίζεται ως η ξαφνική και μικρής διάρκειας (~20sec) αύξηση της ταχύτητας του ανέμου (σχήμα 2.2). Η ταχύτητα του ανέμου μετά το πέρας της ριπής επανέρχεται στα προηγούμενα επίπεδα. Ισχύει ο εμπειρικός κανόνας: Η ριπή συνήθως ξεπερνά τα 9m/sec και διαφέρει από τα συνήθη επίπεδα περίπου κατά 4-5 m/sec. Καθορίζει την κόπωση της πτερωτής της ανεμογεννήτριας, ενώ αν οι ριπές διαρκέσουν περισσότερο από 30 sec θα πρέπει να υπάρχει πρόβλεψη η αιολική μηχανή να τεθεί εκτός λειτουργίας Σχήμα 2.2. Ριπές του ανέμου Διεύθυνση του Ανέμου Ως διεύθυνση του ανέμου ορίζεται το σημείο του ορίζοντα από το οποίο φυσά ο άνεμος σε σχέση με την θέση στην οποία μετράμε. Η διεύθυνση του ανέμου «ταλαντώνεται» συνεχώς γύρω από μία μέση θέση εμφανίζοντας όμως μικρότερες διακυμάνσεις από την ταχύτητα του ανέμου (σχήμα 2.3). Κύριες διευθύνσεις του ανέμου: 24

25 - Οι διευθύνσεις του ανέμου που συνεισφέρουν τουλάχιστον 10% στην συνολική διαθέσιμη αιολική ενέργεια. - Εξαρτώνται από τους προσανατολισμούς των τοποθεσιών, από την βλάστηση και από τα χαρακτηριστικά του εδάφους (λόφοι, βουνά, κοιλάδες, κτίρια,...). Επικρατούσες διευθύνσεις του ανέμου: - Οι διευθύνσεις που εμφανίζουν στην περιοχή που μελετάμε την μεγαλύτερη συχνότητα. - Η επικρατούσα διεύθυνση του ανέμου αλλάζει συχνά με την εποχή. Προσήνεμη Υπήνεμη Περιοχή - Προσήνεμη: Ο χώρος μεταξύ του σημείου που θέλουμε να εγκαταστήσουμε την αιολική μηχανή και του σημείου του ορίζοντα από το οποίο πνέει ο άνεμος (επικρατούσα διεύθυνση). - Υπήνεμη: Η περιοχή που είναι προστατευόμενη από τον άνεμο. Συχνά είναι η αντίθετη της προσήνεμης. Περιοχή που εκτίθεται σε ανέμους με ελάχιστη συχνότητα εμφάνισης. Σχήμα 2.3. Διεύθυνση του Ανέμου Ροδόγραμμα 25

26 2.1.5 Τραχύτητα εδάφους Ο ρόλος της διεύθυνσης του ανέμου στην επιλογή μιας θέσης για εγκατάσταση είναι σημαντικός για το καθορισμό της τραχύτητας του εδάφους. Κατά την διάρκεια της επιλογής θα πρέπει να προσδιοριστεί η τραχύτητα του εδάφους σε σχέση με τις επικρατούσες διευθύνσεις του ανέμου και στην συνέχεια να εκτιμηθεί το αιολικό δυναμικό της θέσης (σχήμα 2.4). Σχήμα 2.4. Τραχύτητα του εδάφους Η τραχύτητα του εδάφους εκφράζει το είδος του εδάφους. Τα μεγέθη που εκφράζουν την τραχύτητα του εδάφους είναι το μήκος τραχύτητας z 0 και η κλάση (κατηγορία) τραχύτητας (Πίνακας 2.1). Το μήκος τραχύτητας μπορεί να αλλάζει με τις εποχές, ενώ ορίζεται για επιφάνειες με ομοιόμορφη κατανομή στοιχείων τραχύτητας και επηρεάζεται από την πυκνότητα των εδαφικών χαρακτηριστικών. - Για επίπεδη περιοχή με τα στοιχεία τραχύτητας να καταλαμβάνουν 10-20% το Z ο συνδέεται με το μέσο ύψος (h) των στοιχείων τραχύτητας με την σχέση: Z 0 = 0.15h (Σχέση 2.2) 26

27 Αν z τότε έχουμε κατηγορία τραχύτητας: α = ln (z 0 ) / ln (150) Αν z 0 >0.03 τότε έχουμε κατηγορία τραχύτητας: α = ln (z 0 ) / ln ( ) Πίνακας 2.1. Μήκος τραχύτητας ανάλογα με τον τύπο του εδάφους 1. Κατηγορία τραχύτητας 1: Ανοικτές περιοχές χωρίς εμπόδια. Το έδαφος είναι επίπεδο ή με πολύ ελαφριές κλίσεις. Μπορεί να υπάρχουν μεμονωμένες αγροικίες και χαμηλοί θάμνοι. 2. Κατηγορία τραχύτητας 2: Καλλιεργημένη περιοχή με ορισμένα εμπόδια σε απόσταση μεγαλύτερη των 1000m μεταξύ τους και μερικά σπίτια. Το έδαφος είναι επίπεδο ή κυματώδες με δέντρα και σπίτια 27

28 3. Κατηγορία τραχύτητας 3: Συνδυασμός δάσους και καλλιεργημένης περιοχής με πολλά εμπόδια στα περίχωρα της πόλης. Τα εμπόδια είναι κοντά μεταξύ τους σε αποστάσεις μικρότερες από μερικές εκατοντάδες μέτρα. Επίπεδο πεδίο Ένα πεδίο θεωρείται επίπεδο αν: - Η διαφορά ύψους της θέσης μεταξύ της θέσης όπου πρόκειται να τοποθετηθεί η αιολική μηχανή και του περιβάλλοντος χώρου σε μια ακτίνα 6km είναι μικρότερη από 60m. - Ο λόγος h/l είναι μικρότερος του 0.02, όπου h το μέγιστο ύψος της περιοχής στα προσήνεμα της αιολικής μηχανής και l το διπλάσιο της απόστασης μεταξύ χαμηλότερου και ψηλότερου σημείου Στην περίπτωση αυτή θα πρέπει να έχουμε μία απόσταση «επίπεδη» τουλάχιστον 4km στα προσήνεμα της θέσης της αιολικής μηχανής και 0.8km στα υπήνεμα (Σχήμα 2.5). Σχήμα 2.5. Επίπεδο πεδίο (1ος ορισμός) 28

29 Το έδαφος θεωρείται επίπεδο αν το ύψος της πτερωτής (ZH-R) [ZH: ύψος άξονα πτερωτής και R: ακτίνα] από τα χαμηλότερο σημείο L του πεδίου στα προσήνεμα της μηχανής (~4km) είναι τουλάχιστον 3 φορές μεγαλύτερο από την διαφορά (hc) μεταξύ του ψηλότερου (H) και του χαμηλότερου (L) σημείου (Σχήμα 2.6): Σχήμα 2.6. Επίπεδο πεδίο (2ος ορισμός) Μη ομοιογενές πεδίο Όταν τα εδαφικά χαρακτηριστικά δεν είναι ομοιόμορφα κατανεμημένα ή/και το μέγεθός τους είναι της ίδιας τάξης μεγέθους με την αιολική μηχανή τότε το πεδίο δεν είναι ομοιογενές και δεν μιλάμε για μήκος τραχύτητας, αλλά για εμπόδια στη ροή του ανέμου. Θεωρούμε ότι υπάρχει εμπόδιο στα προσήνεμα μιας αιολικής μηχανής αν η αιολική μηχανή θα πρέπει να τοποθετηθεί σε απόσταση 10hc από το εμπόδιο (Σχήμα 2.7). 29

30 Σχήμα 2.7. Μη ομοιογενές πεδίο Ανατάραξη του αέρα Για να προβλεφθεί επακριβώς η απόδοση των Α/Γ, πρέπει να είναι γνωστή όχι μόνο η μέση ταχύτητα του ανέμου σε μια συγκεκριμένη θέση, αλλά και ο τρόπος με τον οποίο μεταβάλλεται η ταχύτητα του ανέμου με το χρόνο. Με το μετασχηματισμό μιας μακράς χρονικής σειράς ταχυτήτων του ανέμου στο πεδίο συχνότητας ως φάσμα ισχύος μπορεί να προσδιοριστεί η χρονική κλίμακα της ενέργειας του ανέμου (σχήμα 2.8). Είναι χρήσιμο να γίνεται διάκριση μεταξύ των μεταβολών σε τρεις χρονικές κλίμακες, ειδικότερα στη βραχεία (δευτερόλεπτα έως λεπτά), μέση (ώρες έως ημέρες) και μακρά (εβδομάδες έως έτη). Σχήμα 2.8. Χαρακτηριστικό φάσμα διακύμανσης της ταχύτητας του ανέμου 30

31 Πολύ συχνά για την εκτίμηση της αιολικής πυκνότητας μίας περιοχής, χρησιμοποιούνται οι χάρτες ανέμου (Wind Atlas), που εμφανίζουν τις τάξεις της αιολικής ισχύος ή της μέσης ταχύτητας ανέμου που αναφέρονται στην ετήσια κατανομή τους. Έτσι, έχουν διαμορφωθεί αυτοί οι χάρτες, βάσει μετεωρολογικών δεδομένων αρκετών ετών στο σύνηθες ύψος μέτρησης των 10 μέτρων. Η ανάγκη ύπαρξης αυτών των χαρτών εξηγείται από το πλέον χαρακτηριστικό γνώρισμα της αιολικής ενέργειας, τη διακύμανση της. Η αιολική διαθεσιμότητα μεταβάλλεται γεωγραφικά αλλά κι εποχιακά. Έχει προκύψει ότι η ετήσια πυκνότητα της αιολικής ισχύος είναι δυνατό να έχει απόκλιση έως και 13% από χρόνο σε χρόνο. Αυτό οφείλεται στην κυβική σχέση της ταχύτητας του ανέμου με τη διαθέσιμη αιολική ισχύ. Παρατηρώντας μακροσκοπικά το φαινόμενο αυτό, επεξηγείται η ύπαρξη πολλών διαφορετικών κλιμάτων στις διάφορες περιοχές της υφηλίου. Όμως, ακόμα και στην ίδια κλιματική περιοχή υπάρχει μεγάλη ποικιλία στη συμπεριφορά του ανέμου, σε μικρότερη κλίμακα όμως σε σχέση με την παγκόσμια διαφορετικότητα, η οποία επηρεάζεται από τη γεωγραφία της περιοχής, το μέγεθος της υδάτινης και εδαφικής της επιφάνειας, την τοπογραφία και τη βλάστηση της. Ως γνωστόν, πάνω από τις θάλασσες και γενικότερα τις υδάτινες επιφάνειες οι ταχύτητες του ανέμου είναι μεγαλύτερες, ενώ μειώνονται σημαντικά πάνω από τις ηπειρωτικές επιφάνειες. Η διακύμανση της ταχύτητας του αέρα γύρω από την μέση τιμή, (ή αλλιώς τύρβη): (Σχέση 2.3) Ο όρος που χρησιμοποιείται για να περιγράψει μαθηματικά την τύρβη λέγεται ένταση ή διασπορά τύρβης κι εξαρτάται από τη μέση τιμή της ταχύτητας ανέμου κι από τη διασπορά αυτής, ενώ παίρνει τιμές 5-20%. Για το σχεδιασμό των Α/Γ οι συνήθεις τιμές που λαμβάνονται είναι 16-18%. Η ένταση Ι της τύρβης ορίζεται ως (σ v η τυπική απόκλιση): (Σχέση 2.4) Η ένταση της ανατάραξης εξαρτάται από την τραχύτητα του εδάφους και μπορεί να υπολογιστεί με βάση το μήκος τραχύτητας z 0 : 31

32 (Σχέση 2.5) (Σχέση 2.6) Η ένταση της ανατάραξης είναι ένα από τα βασικά μεγέθη τα οποία πρέπει να γνωρίζει κανείς όταν πρόκειται να εγκαταστήσει μια αιολική μηχανή, γιατί δεν επιδρά μόνο στην συλλεγόμενη ισχύ, αλλά και στην όλη εγκατάσταση του συστήματος. Λόγω της έντονης και ξαφνικής διακύμανσης της ταχύτητας του ανέμου, υπάρχει καταπόνηση κυρίως των πτερυγίων μίας Α/Γ, για το χρονικό διάστημα μερικών δευτερολέπτων μέχρι να ενεργοποιηθεί ο κατάλληλος μηχανισμός, όπως θα αναλυθεί παρακάτω, που διαθέτει η κάθε Α/Γ για την προφύλαξη των μηχανικών της υποσυστημάτων. Όσον αφορά στο ηλεκτρικό σύστημα ελέγχου, θα πρέπει να υπάρχει απορριπτικό φορτίο (dump load), τέτοιο ώστε να απορροφήσει την πλεονάζουσα ισχύ που θα παράγει η γεννήτρια για το προαναφερθέν χρονικό διάστημα των λίγων δευτερολέπτων, ώστε να μην κινδυνέψει ο αντιστροφέας που συνδέεται η Α/Γ Στροβιλισμός του αέρα Η ανατάραξη του αέρα δημιουργεί τυχαίους στροβιλισμούς του αέρα λόγω της ύπαρξης διαφόρων χαρακτηριστικών της επιφάνειας του εδάφους. (Σχήμα 2.9). Τα εμπόδια στο έδαφος συχνά δημιουργούν οργανωμένους στροβίλους. Οι οργανωμένοι στρόβιλοι επηρεάζουν τόσο την παρεχόμενη ισχύ από τον άνεμο όσο και την όλη εγκατάσταση του συστήματος μιας αιολικής μηχανής. 32

33 Σχήμα 2.9. Στροβιλισμός του αέρα 33

34 ΚΕΦΑΛΑΙΟ 3 Η ΚΑΤΑΝΟΜΗ ΤΟΥ ΑΝΕΜΟΥ 3.1 ΕΙΣΑΓΩΓΗ Η κατανομή του ανέμου (wind profile) που ενδιαφέρει σε σχέση με την αιολική ενέργεια αναφέρεται στην μεταβολή της ταχύτητας του ανέμου με το ύψος, στις πρώτες λίγες εκατοντάδες μέτρα πάνω από το έδαφος. Η κατανομή του ανέμου επηρεάζει [5]: - Την αιολική ενέργεια που απορροφά η αιολική μηχανή. - Την κόπωση της αιολικής μηχανής. - Την αντοχή του πύργου στήριξης. Η μορφή της καμπύλης εξαρτάται από το τοπικό περιβάλλον και την ευστάθεια της ατμόσφαιρας. Σχήμα 3.1. Η κατανομή του ανέμου 34

35 Η μεταβολή της μέσης ταχύτητας με το ύψος δίνεται από την εξίσωση: (Σχέση 3.1) όπου: - u* η ταχύτητα τριβής η οποία εξαρτάται από την από την πυκνότητα του αέρα (ρ) και την επιφανειακή τάση Reynolds (τ): u*= (τ/ρ) - k είναι η σταθερά von Karman (~0.4 σταθερά αναλογίας) - z o το μήκος τραχύτητας του εδάφους - L η παράμετρος ευστάθειας της ατμόσφαιρας - φ συνάρτηση που εξαρτάται από την ατμοσφαιρική ευστάθεια H παράμετρος L της ευστάθειας της ατμόσφαιρας, δίνεται από την σχέση: (Σχέση 3.2) όπου g: η επιτάχυνση της βαρύτητας Τ: η απόλυτη θερμοκρασία του αέρα Hf: η κατακόρυφη ροή θερμότητας Cp: η ειδική θερμότητα σε σταθερή πίεση Στατιστική μελέτη του ανέμου Για την εκτίμηση του αιολικού δυναμικού μιας περιοχής απαιτούνται αναλυτικά δεδομένα της κατανομής συχνοτήτων των διαφόρων ταχυτήτων του ανέμου (Σχήμα 3.2) και μάλιστα 35

36 κατά διεύθυνση ώστε να μπορέσουμε να προσδιορίσουμε τις κύριες διευθύνσεις του ανέμου. Σχήμα 3.2. Κατανομή συχνοτήτων των ταχυτήτων του ανέμου Διαστήματα νηνεμίας Η μελέτη των διαδοχικών ημερών ή ωρών με νηνεμία ή χαμηλές ταχύτητες του ανέμου παρουσιάζει ιδιαίτερο ενδιαφέρον γιατί προσδιορίζουν την περίοδο όπου μια αιολική μηχανή βρίσκεται εκτός λειτουργίας. Καθορίζουν τα συστήματα υποστήριξης των αιολικών μηχανών (συσσωρευτές, ηλεκτρικό δίκτυο, κλπ.) Ευστάθεια της Ατμόσφαιρας Ορίζεται από την κατακόρυφη με το ύψος μεταβολή της θερμοκρασίας του αέρα. Η ευστάθεια της ατμόσφαιρας μετριέται από την τάση που έχει μία αέρια μάζα, που έχει μετακινηθεί κατακόρυφα, να επιστρέψει ή όχι στην αρχική της θέση. (Σχέση 3.3) (Σχέση 3.4) 36

37 (Σχέση 3.5) - Σε ευσταθείς συνθήκες το πάχος του ατμοσφαιρικού οριακού στρώματος μπορεί να φτάσει στα 10 m ενώ συνήθως είναι μεταξύ 50 m και 2 km. - Σε ουδέτερη ατμόσφαιρα η σχέση μεταβολής ανέμου καθ ύψος γίνεται (ύψη μεταξύ 3z o και 1000z o, z o : μήκος τραχύτητας): (Σχέση 3.6) 3.2 ΕΚΘΕΤΙΚΟΣ ΝΟΜΟΣ ΚΑΤΑΝΟΜΗΣ ΤΟΥ ΑΝΕΜΟΥ Όπως έχει τονισθεί, η ταχύτητα του ανέμου εξαρτάται από το ύψος, αυξανόμενη με αυτό σύμφωνα με την ακόλουθη σχέση: (Σχέση 3.7) Όπου z 1 το ύψος αναφοράς (συνήθως 10m), U z1 η αντίστοιχη ταχύτητα του ανέμου, z 2 το ύψος που θέλουμε και U z2 η αντίστοιχη ταχύτητα. Ο συντελεστής n είναι αδιάστατος και εξαρτάται από τη μορφή του εδάφους, όπως θα δούμε και παρακάτω. Αυτή η σχέση ονομάζεται εκθετικός νόμος κατανομής του ανέμου και: - Εφαρμόζεται σε μεγάλο πλήθος μετρήσεων και όχι σε ατομικές μετρήσεις. - Εμφανίζει καλή ακρίβεια σε περιπτώσεις που η διαφορά ύψους είναι περισσότερο από m. H ακρίβεια όμως ελαττώνεται πολύ για μεγάλες διαφορές υψών. 37

38 - Δεν χρειάζονται γνώσεις ευστάθειας της ατμόσφαιρας. - Το n δίνεται από τη σχέση, όταν το ύψος αναφοράς (z 2 ) είναι διαφορετικό από τα 10m (z o : μήκος τραχύτητας): Για ύψος αναφοράς z 2 =10m οι τιμές του n δίνονται από πίνακες (Πίνακας 3.1). (Σχέση 3.8) Πίνακας 3.1. Οι τιμές του n για διάφορες κατηγορίες τραχύτητας Πίνακας 3.2. Τυπικές τιμές του συντελεστή n Για ουδέτερες συνθήκες έχουμε (Τα ύψη z 1 και z 2 λαμβάνονται από τη ζώνη μηδενικής ταχύτητας ανέμου): 38

39 (Σχέση 3.9) Όριο Τραχύτητας Η διαχωριστική γραμμή μεταξύ δύο γειτονικών περιοχών διαφορετικής τραχύτητας έχει σαν αποτέλεσμα τη δημιουργία του ορίου τραχύτητας (Σχήμα 3.3). Η μεταβολή αυτή του μήκους τραχύτητας έχει σαν αποτέλεσμα την διαδοχική μεταβολή του κατανομής του ανέμου λόγω του σχηματισμού διαδοχικών εσωτερικών οριακών στρωμάτων. Απαιτείται προσεκτική διαστασιολόγηση του πύργου της αιολικής μηχανής ώστε η πτερωτή της μηχανής να μην βρίσκεται σε ζώνη σημαντικών «αναταράξεων». Σχήμα 3.3. Όριο τραχύτητας 39

40 3.3 ΚΑΤΑΝΟΜΗ WEIBULL Για να καταλήξουμε σε ασφαλή αποτελέσματα για την εγκατάσταση μιας αιολικής μηχανής απαιτούνται μακροχρόνιες και αναλυτικές μετρήσεις. Το κόστος των μετρήσεων και η αναπόφευκτη καθυστέρηση του έργου σε συνδυασμό με την συχνή έλλειψη μακροχρόνιων μετρήσεων στις περιοχές που ενδιαφερόμαστε οδηγούν στην χρήση ημιεμπειρικών μοντέλων. Τα μοντέλα αυτά μπορούν να περιγράψουν το αιολικό δυναμικό μιας περιοχής βάσει μικρού αριθμού παραμέτρων, ώστε να εκτιμηθεί η ενέργεια που μπορούμε να πάρουμε από τον άνεμο. Η κατανομή Weibull περιγράφει ικανοποιητικά τα ανεμολογικά χαρακτηριστικά στις περιοχές της εύκρατης ζώνης και για ύψος μέχρι 100m από το έδαφος [6] [8]: (Σχέση 3.10) Η σχέση αυτή εκφράζει την πιθανότητα η ταχύτητα V να βρίσκεται στην περιοχή V - dv / 2 και V + dv / 2. Η παράμετρος c συνδέεται με την μέση ταχύτητα με την σχέση: Ο κύβος της μέσης ταχύτητας του ανέμου δίνεται από την εξίσωση: (Σχέση 3.11) (Σχέση 3.12) Η παράμετρος k είναι αντιστρόφως ανάλογη της διακύμανσης σ 2 ανέμου ως προς την μέση ταχύτητα: των ταχυτήτων του (Σχέση 3.13) 40

41 Μεγαλύτερες τιμές του k εκφράζουν μικρότερη διασπορά των ταχυτήτων του ανέμου και συνεπώς μεγαλύτερη συγκέντρωση γύρω από την μέση τιμή. Υπολογισμός k και c Για την εύρεση της καμπύλης διάρκειας των ταχυτήτων του ανέμου πρέπει να προσδιοριστεί το χρονικό διάστημα για το οποίο η μετρημένη ταχύτητα είναι μικρότερη από κάποια προσδιορισμένη τιμή. Ολοκληρώνοντας την κατανομή Weibull έχουμε: Λογαριθμούμε: (Σχέση 3.14) Θέτουμε: (Σχέση 3.15) Με τη μέθοδο των ελάχιστων τετραγώνων υπολογίζουμε τα k και c : (Σχέση 3.16) (Σχέση 3.17) (Σχέση 3.18) (Σχέση 3.19) 41

42 (Σχέση 3.20) Η αναγωγή των τιμών της παραμέτρου c σε διάφορα ύψη μπορεί να γίνει με βάση το μοντέλο κατανομής του ανέμου το οποίο χρησιμοποιούμε για την συγκεκριμένη περιοχή της μελέτης. Η μεταβολή της παραμέτρου k καθ ύψος υπολογίζεται από νομόγραμμα το οποίο δίνει την μεταβολή της καθ ύψος. Η κατανομή της πυκνότητας πιθανότητας για τα ανεμολογικά δεδομένα του σχήματος 3.4: Συνολική επιφάνεια=1 Ο μέσος της κατανομής=6.6m/sec (ίσα εμβαδά) -Τον μισό χρόνο η ταχύτητα του ανέμου έχει τιμή μικρότερη από 6.6m/sec και τον άλλο μισό μεγαλύτερη από 6.6m/sec Μέση τιμή ανέμου: 7m/sec Η συχνότερη τιμή: 5.5m/sec Σχήμα 3.4. Κατανομή πυκνότητας πιθανότητας των ταχυτήτων του ανέμου 42

43 Από το σχήμα 3.4 φαίνεται ότι οι υψηλές ταχύτητες ανέμου σπανίζουν αλλά η συνεισφορά τους στην παραγόμενη ενέργεια είναι πολύ μεγάλη. Αυτό συμβαίνει διότι, όπως θα αποδείξουμε και σε επόμενο κεφάλαιο, η ισχύς του ανέμου ορισμένης ταχύτητας είναι: (Σχέση 3.21) όπου: - p είναι η πυκνότητα του αέρα - Α είναι η επιφάνεια από όπου διέρχεται ο άνεμος - u είναι η ταχύτητα του ανέμου Για τον υπολογισμό της αιολικής ισχύος δεν λαμβάνουμε υπόψη την μέση ταχύτητα αλλά πολλαπλασιάζουμε κάθε πιθανότητα μιας ορισμένης ταχύτητας ανέμου (από την Weibull) με την ισχύ που παράγεται σε αυτή η ταχύτητα. Έτσι σχηματίζεται η θεωρητική κατανομή της αιολικής ισχύος για κάθε ταχύτητα (σχήμα 3.5, γκρι καμπύλη). Μια Α/Γ δεν μπορεί να παραλάβει όλη αυτή την ισχύ γιατί τότε ο αέρας που θα περνούσε πίσω από την έλικα της ανεμογεννήτριας δεν θα απομακρύνονταν διότι θα είχε μηδενική κινητική ενέργεια στην έξοδο. Έτσι, δεν θα παραλάμβανε καθόλου ενέργεια επειδή ο στάσιμος αέρας στην έξοδο δεν θα επέτρεπε να εισαχθεί νέος. Στην αντίθετη περίπτωση θα διέρχονταν ο αέρας χωρίς καμία αντίσταση και δεν θα παράγονταν έργο. Έχει αποδειχτεί ότι μια ιδανική ανεμογεννήτρια θα πρέπει να μειώσει την αρχική ταχύτητα του αέρα κατά τα 2/3 της. Επιπλέον, όπως θα δούμε αναλυτικότερα και παρακάτω, σύμφωνα με τον νόμο του Albert Betz (1919): Η μέγιστη μηχανική ισχύς που μπορεί να παραχθεί από αιολική είναι ίση με 59,3% αυτής. 43

44 Σχήμα 3.5. Συνάρτηση πυκνότητας ισχύος ανέμου και ανεμογεννήτρια Όπως αναφέραμε, αν πολλαπλασιαστεί η ισχύς ανέμου για κάθε ταχύτητα (σχέση 3.21) με την αντίστοιχη πιθανότητα εμφάνισης αυτής της ταχύτητας (σχήμα 3.4) τότε προκύπτει η γκρι καμπύλη του σχήματος 3.5. Έτσι κάτω από την γκρι καμπύλη φαίνεται η θεωρητική ισχύς ανά τετραγωνικά μέτρα ροής αέρα (δεχόμενοι μια μέση ταχύτητα 7m/s και παράμετρο μορφής της Weibull 2). Η περιοχή κάτω από την μπλε καμπύλη αποτελεί το 59,3% της θεωρητικής, ενώ η κόκκινη περιοχή εκφράζει την πραγματική ηλεκτρική ισχύ που παράγεται από την ανεμογεννήτρια. Συγκρίνοντας την μορφή των σχημάτων 3.4 και 3.5 συμπεραίνουμε ότι το μεγαλύτερο μέρος της ηλεκτρικής ενέργειας από ανεμογεννήτρια κατά την διάρκεια ενός έτος παραλαμβάνεται σε ταχύτητες ανέμου μεγαλύτερες της μέσης (γι αυτό άλλωστε δεν μπορούμε να υπολογίσουμε το αιολικό δυναμικό από την μέση ταχύτητα). Η μορφή της κατανομής διαφέρει από τόπο σε τόπο και εξαρτάται από τις τοπικές κλιματολογικές συνθήκες, το ανάγλυφο του εδάφους και άλλους γεωγραφικούς παράγοντες. Στο σχήμα 3.7 φαίνονται οι μέσες ετήσιες ταχύτητες του ανέμου για όλη την Ευρώπη, µετρηµένες σε ύψος 50 µέτρων και για διάφορα είδη τοπικών µορφολογιών. 44

45 Σχήμα 3.7. Αιολικό δυναμικό στα 50 μέτρα ύψος για 5 διαφορετικές τοπογραφικές συνθήκες: 1) Sheltered terrain, 2) Open plain, 3) At a coast, 4) Open sea and 5) Hills and ridges. 45

46 Παραδείγματα Παράδειγμα 1: Υπολογισμός της καμπύλης Weibull με βάση μετρήσεις ανεμολογικών στοιχείων της περιοχής «Χώρα Κύθνου» το 1984 (Πίνακας 3.3). Πίνακας 3.3. Ετήσια κατανομή συχνότητας πιθανότητας συναρτήσει της ταχύτητας του ανέμου Υπολογισμός της συνάρτησης ολικής πιθανότητας F(V Vx ) σύμφωνα με τον πίνακα 3.4 : F(V 3.0) = F(0.0 V < 1.0) + F(1.0 V < 2.0) + F(2.0 V < 3.0) = = F(V 8.0) = =

47 Πίνακας 3.4. Αθροιστική συχνότητα ταχυτήτων ανέμου 47

48 Υπολογισμός των ζευγών x και y (Πίνακας 3.5) από τις σχέσεις 3.14 ως 3.19: x3=ln(3)= x8=ln(8)= y3=ln(-ln( ))= y8=ln(-ln( ))= Πίνακας 3.5. Υπολογισμοί των Χ, Υ Εφαρμογή της μεθόδου των ελαχίστων τετραγώνων : Όπου n=21 και όταν F ->1 θέτουμε F= Α= , Β= > Υ= *Χ 48

49 Σχήμα 3.8. Βέλτιστη καμπύλη Weibull Υπολογισμός των παραμέτρων k και c: c= k= Οπότε η αναλυτική μορφή της εξίσωσης Weibull είναι: (Σχέση 3.22) Η συγκριτική ανάλυση θεωρητικών και πειραματικών υπολογισμών φαίνονται στον πίνακα

50 Πίνακας 3.6. Συγκριτικά θεωρητικά και πειραματικά αποτελέσματα για την κατανομή Weibull Σχήμα 3.9. Σχηματικό διάγραμμα σύγκρισης πειράματος θεωρίας 50

51 Τα αποτελέσματα μπορούν να θεωρηθούν αρκετά ικανοποιητικά αν και εμφανίζονται αρκετές αποκλίσεις σε μικρές και μεσαίες ταχύτητες Κατανομή Rayleigh Συχνά, όταν είναι γνωστή μόνο η μέση ταχύτητα του ανέμου κι επειδή είναι δύσκολος ο υπολογισμός της παραμέτρου μορφής, λαμβάνεται η τιμή k=2, που τότε η κατανομή Weibull ονομάζεται κατανομή Rayleigh. Το πλεονέκτημα της κατανομής αυτής ειναι ότι εξαρτάται μόνο από την παράμετρο c, η οποία με τη σειρά της εξαρτάται μόνο από τη μέση ταχύτητα του ανέμου. Η μαθηματική της έκφραση είναι [7]: (Σχέση 3.23) Σχήμα Η κατανομή Rayleigh 51

52 ΚΕΦΑΛΑΙΟ 4 ΣΥΣΤΗΜΑΤΑ ΑΞΙΟΠΟΙΗΣΗΣ ΑΙΟΛΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ 4.1 ΓΕΝΙΚΑ ΓΙΑ ΤΙΣ ΑΝΕΜΟΓΕΝΝΗΤΡΙΕΣ Η αρχή λειτουργίας των ανεμογεννητριών είναι απλή. Ο άνεμος περιστρέφει τον ρότορα (δρομέα) που, με τη σειρά του, περιστρέφει τον κύριο άξονα ο οποίος είναι συνδεδεμένος στην πλήμνη του ρότορα. Μέσω του κιβωτίου ταχυτήτων, η κίνηση του άξονα του ρότορα μεταδίδεται στη γεννήτρια η οποία παράγει ηλεκτρισμό. Ο ανεμοκινητήρας από την εποχή της εμφάνισης του μέχρι σήμερα έχει περάσει από πολλά στάδια εξέλιξης, τόσο ως προς τον τύπο του (οριζοντίου ή κάθετου άξονα) όσο και ως προς τα υποσυστήματα του (πτερύγια, κιβώτιο ταχυτήτων, πύργος, αυτοματισμοί, γεννήτρια κ.α.)[2]. Εξελίξεις έχουν επίσης σημειωθεί και στον τρόπο δέσμευσης, αξιοποίησης, αποθήκευσης ή μεταφοράς της ενέργειας του ανέμου που μετατρέπεται από την ανεμογεννήτρια σε άλλη μορφή ενέργειας. Μια εικόνα των βασικών μερών που αποτελούν μια διάταξη εκμετάλλευσης της αιολικής ενέργειας καθώς και της ροής ενέργειας παρουσιάζεται στο σχήμα 4.1. Η διάταξη αυτή είναι μια γενική περίπτωση όπου η κινητική ενέργεια του ανέμου μετατρέπεται σε μηχανικό έργο με τη βοήθεια αεροδυναμικής διάταξης (π.χ. μιας έλικας). Αυτό το μηχανικό έργο μπορεί να είναι εκμεταλλεύσιμο επί τόπου ή να χρειαστεί να μετατραπεί σε μια άλλη μορφή ενέργειας και να μεταφερθεί στον τόπο της ζήτησης. 52

53 Σχήμα 4.1. Σχηματική αναπαράσταση εγκατάστασης εκμετάλλευσης της αιολικής ενέργειας Παραδείγματα εκμετάλλευσης της παραγόμενης ενέργειας επί τόπου είναι αυτό της παραγωγής υδρογόνου με ηλεκτρόλυση του νερού που μπορεί να αποθηκευτεί, μεταφερθεί, και να καεί ως αέριο καύσιμο με μηδαμινή επιβάρυνση του περιβάλλοντος. Στη δεύτερη που είναι και πιο ευρέως διαδεδομένη είναι αυτή της μετατροπής της μηχανικής ενέργειας σε ηλεκτρική ενέργεια λόγω της εύκολης μεταφοράς αλλά και της δυνατότητας που έχει να μετατρέπεται σε οποιαδήποτε άλλη μορφή θέλουμε. Βέβαια οι μεγάλες διακυμάνσεις της ενέργειας του ανέμου με το χρόνο πολλές φορές έχουν χρονική ασυμφωνία με την ζήτηση ενέργειας με αποτέλεσμα την αναγκαιότητα της αποθήκευσης της ενέργειας για τις χρονικές στιγμές στις οποίες η ισχύς του ανέμου πέφτει κάτω από ένα όριο. 4.2 ΚΑΤΗΓΟΡΙΕΣ ΑΝΕΜΟΓΕΝΝΗΤΡΙΩΝ Οι αιολικές μηχανές έχουν ως σκοπό την αξιοποίηση του μεγαλύτερου ποσοστού της κινητικής ενέργειας του ανέμου. Οι ανεμογεννήτριες (Α/Γ) μπορούν να ταξινομηθούν 53

54 σύμφωνα με τον προσανατολισμό των αξόνων τους σε σχέση με τη ροή του ανέμου. Οι πλέον διαδεδομένοι τύποι Α/Γ είναι οι εξής: - Οριζοντίου άξονα (Horizontal axis -head on): στους οποίους ο άξονας περιστροφής του δρομέα είναι παράλληλος προς την κατεύθυνση του ανέμου. - Οριζοντίου άξονα (Horizontal axis -Crosswind): στους οποίους ο άξονας περιστροφής είναι παράλληλος προς τη επιφάνεια της γης αλλά κάθετος στη διεύθυνση του ανέμου. - Κατακόρυφου άξονα (Vertical axis): στους οποίους ο άξονας περιστροφής είναι κάθετος στη ροή του ανέμου. Σχήμα 4.2. Α/Γ οριζόντιου και κατακόρυφου άξονα Οι Α/Γ οριζοντίου άξονα μπορούν διαχωριστούν σε σχέση με τη θέση του δρομέα ως προς το πύργο στήριξης και τη διεύθυνση του ανέμου. Οι Α/Γ που έχουν το δρομέα μπροστά από τον πύργο είναι τύπου up-wind ενώ αυτές που έχον το δρομέα πίσω από το πύργο είναι τύπου down-wind. Από την άλλη πλευρά οι πιο διαδομένες Α/Γ καθέτου άξονα είναι οι μηχανές τύπου Darrieus και οι μηχανές τύπου Savonius. 54

55 Γενικά, η δομή Α/Γ κατακόρυφου άξονα είναι απλούστερη κατασκευαστικά (άρα έχει μικρότερο κόστος κατασκευής) αλλά παρουσιάζει σημαντικά μειονεκτήματα. Το κατώτερο μέρος του δρομέα είναι πολύ κοντά στο έδαφος, οπότε λόγω των χαμηλών ταχυτήτων ανέμου έχει μέτρια συνολική απόδοση (αυτό ισχύει σε μεγάλο βαθμό για τον τύπο Savonius όπου δεν ξεπερνούν το 15%) ενώ η αεροδυναμική της ισχύς ταλαντώνεται έντονα λόγω της συνεχούς αλλαγής του βήματος των πτερυγίων. Επιπλέον, δεν εκκινούν μόνες τους αλλά πρέπει αρχικά να λειτουργήσουν σαν κινητήρες, παίρνοντας ρεύμα απ το δίκτυο. Οι Α/Γ οριζόντιου άξονα συγκεντρώνουν τα περισσότερα πλεονεκτήματα και γι αυτό είναι οι πλέον διαδεδομένες. Έχουν τον άξονα περιστροφής του δρομέα τοποθετημένο οριζόντια και σχεδόν παράλληλα με την κατεύθυνση ροής του ανέμου. Γενικά, έχουν υψηλό αεροδυναμικό συντελεστή (μια καλή μικρή ανεμογεννήτρια οριζόντιου άξονα έχει μέση απόδοση 30%-40%) αλλά η γεννήτρια και το κιβώτιο ταχυτήτων πρέπει να τοποθετηθούν στην κορυφή του πύργου, γεγονός που κάνει το σχεδιασμό τους πιο σύνθετο και ακριβό. Άλλο μειονέκτημά τους είναι η ανάγκη ύπαρξης σερβομηχανισμού, για τον προσανατολισμό της έλικας προς τον άνεμο. Οι μοντέρνες ανεμογεννήτριες ταξινομούνται επίσης ανάλογα με την ταχύτητα περιστροφής των πτερυγίων τους σε ταχύστροφες και σε αργόστροφες ανάλογα με την τιμή ενός αδιάστατου μεγέθους γνωστού ως παράμετρος περιστροφής ή λόγο ταχύτητας ακροπτερυγίου λ: (Σχέση 4.1) Όπου ω, η γωνιακή ταχύτητα του ρότορα σε rad/s, R η ακτίνα του ρότορα σε m και V w η ταχύτητα του ανέμου σε m/s. Ακόμα, οι ανεμογεννήτριες κατατάσσονται ανάλογα με τη μηχανική ισχύ N που παρέχουν σε τρεις μεγάλες κατηγορίες. 1. Μικρές Α/Γ όταν η ονομαστική ισχύς τους είναι μεταξύ: 50W N 10kW 2. Μεσαίες Α/Γ όταν η ονομαστική ισχύς τους είναι μεταξύ: 10kW N 200kW 55

56 3. Μεγάλες Α/Γ όταν η ονομαστική ισχύς τους είναι: 200kW N Μία παράμετρος που χρησιμοποιείται για το χαρακτηρισμό και την ταξινόμηση των Α/Γ είναι η παράμετρος στιβαρότητας (solidity) της κατασκευής S t. Η στιβαρότητα συνήθως ορίζεται ως ο λόγος του εμβαδού όλων των πτερυγίων, προς το εμβαδό της επιφάνειας που διαγράφουν τα πτερύγια κατά την περιστροφή. Για αιολικές μηχανές οριζοντίου άξονα η παράμετρος αυτή υπολογίζεται από τη σχέση: ενώ για αιολικές κατακορύφου άξονα υπολογίζεται από τη σχέση: (Σχέση 4.2) (Σχέση 4.3) όπου: Ν : ο αριθμός πτερυγίων c: μήκος χορδής των πτερυγίων Τέλος, ένα κριτήριο διαχωρισμού των Α/Γ είναι ο τύπος των πτερυγίων τους και ο τρόπος ελέγχου της γωνίας τους, προκειμένου να περιορίζεται η παραγόμενη αεροδυναμική ισχύς. Α/Γ με έλεγχο του βήματος των πτερυγίων (pitch control) Πρόκειται για Α/Γ με πτερύγια, που μπορούν να περιστραφούν κατά το διαμήκη άξονά τους. Με τη μεταβολή του βήματος της έλικας, δηλαδή της γωνίας β που σχηματίζει η χορδή της αεροτομής με την κατεύθυνση της κίνησης (pitch angle), ελέγχεται η γωνία πρόσπτωσης του ανέμου και κατά συνέπεια η ασκούμενη ροπή. Η γωνία β παίρνει τιμές 0 90 μοίρες. Πιο συγκεκριμένα, για έλεγχο ισχύος, παίρνει τιμές 0 35 μοίρες περίπου. Όταν η Α/Γ λειτουργεί με άνεμο πάνω από τον ονομαστικό, τα πτερύγια στρέφονται κατά κατάλληλη γωνία μέσα από ένα σύστημα ελέγχου, και έτσι εξασφαλίζεται ότι δε θα 56

57 αναπτυχθεί ροπή μεγαλύτερη της ονομαστικής. Βέβαια, για να σταματήσει η περιστροφή της Α/Γ (αεροδυναμική πέδηση) όταν η ταχύτητα του ανέμου φτάσει το όριο αντοχής της έλικας σε μηχανική καταπόνηση, τα πτερύγια στρέφονται στις 90 μοίρες, ώστε να παρουσιάζουν την ελάχιστη αντίσταση. Χάρη στο pitch control αναπτύσσονται χαμηλότερα φορτία στα πτερύγια και στο δομικό σύστημα της Α/Γ, περιορίζεται η αεροδυναμική ισχύς χωρίς διακοπή της λειτουργίας, ενώ παράλληλα επιτυγχάνεται καλύτερη απόδοση σε χαμηλό άνεμο. Τα κύρια μειονεκτήματα αυτού του συστήματος είναι η αυξημένη πολυπλοκότητα λόγω του ελέγχου τους καθώς και η καταπόνηση των πτερυγίων λόγω αδρανειακής φόρτισης. Α/Γ με παθητικό αεροδυναμικό έλεγχο (passive stall control) Πρόκειται για Α/Γ με αεροδυναμικό έλεγχο της ροής και ισχύος του δρομέα (passive stall control), χωρίς έλεγχο βήματος. Διαθέτουν πτερύγια σταθερής κλίσης τα οποία σε υψηλές ταχύτητες ανέμου εμφανίζουν απώλεια αεροδυναμικής στήριξης. Η ανυψωτική δύναμη παύει να αυξάνεται και έτσι περιορίζεται η αναπτυσσόμενη ροπή και η παραγόμενη ενέργεια και αποφεύγεται η φόρτιση της Α/Γ πέρα από τα όρια για τα οποία έχει σχεδιαστεί. Στα υπέρ αυτού του τρόπου ελέγχου είναι η απλότητα της κατασκευής, το χαμηλό κόστος και η απουσία ανάγκης συντήρησης, αποφεύγοντας κινούμενα τμήματα στο δρομέα και πολύπλοκα συστήματα ελέγχου. Βασικά μειονεκτήματα είναι τα υψηλά φορτία που αναπτύσσονται στο δρομέα και στο δομικό σύστημα, η αδυναμία ρύθμισης της ισχύος εξόδου και η μειωμένη παραγόμενη ισχύς σε μεγάλες ταχύτητες ανέμου. Α/Γ με ενεργό αεροδυναμικό έλεγχο (active stall control) Τελευταία, παρατηρείται η τάση να χρησιμοποιείται ενεργός έλεγχος του βήματος των πτερυγίων σε Α/Γ 1 MW και μεγαλύτερες (active stall). Η διαφορά αυτού του τρόπου ελέγχου σε σχέση με τον κλασικό έλεγχο του βήματος των πτερυγίων είναι ότι όταν η ταχύτητα του ανέμου ξεπεράσει την ονομαστική της τιμή και η Α/Γ πρόκειται να υπερφορτιστεί, η γωνία pitch μεταβάλλεται αντίθετα (negative pitch control), ώστε να γίνει πιο έντονο το φαινόμενο stall (stall effect) και να αποκοπεί με αυτόν τον τρόπο ηπερίσσεια αεροδυναμικής ισχύος. Το εύρος τιμών της γωνίας είναι μικρό, περίπου 0 4 μοίρες. Το πλεονέκτημα αυτής της μεθόδου είναι ότι η ισχύς εξόδου της γεννήτριας μπορεί να ελεγχθεί με μεγαλύτερη ακρίβεια και κατά συνέπεια δεν καταπονείται το σύστημα σε 57

58 περιόδους ριπών ανέμου. Επίσης, η Α/Γ μπορεί να αποδίδει σχεδόν την ονομαστική της ισχύ σε όλες τις υψηλές ταχύτητες ανέμου, σε αντίθεση με Α/Γ που χρησιμοποιούν passive stall control. Εκτός της καλύτερης απόδοσης, επιτυγχάνεται επίσης ευκολότερη εκκίνηση και αποσύνδεση. 4.3 Η ΔΟΜΗ ΜΙΑΣ ΑΝΕΜΟΓΕΝΝΗΤΡΙΑΣ Σχήμα 4.3. Βασικά δομικά στοιχεία ανεμογεννήτριας Τα βασικά δομικά χαρακτηριστικά της ανεμογεννήτριας που απεικονίζονται στο σχήμα 4.3 είναι τα εξής: 1. Κουβούκλιο: Το κουβούκλιο (ή αλλιώς άτρακτος) βρίσκεται στην κορυφή του πύργου και περιέχει όλα τα βασικά στοιχεία της ανεμογεννήτριας, συμπεριλαμβανομένου του κιβωτίου ταχυτήτων, και της ηλεκτρικής γεννήτριας. Πρόσβαση στο εσωτερικό της ανεμογεννήτριας επιτρέπεται μέσω του πύργου. Αριστερά από το κουβούκλιο φαίνονται στο σχήμα τα κινούμενα μέρη της ανεμογεννήτριας (τα πτερύγια και η κεφαλή). 58

59 2. Πτερύγια: Τα πτερύγια συλλαμβάνουν τον αέρα και μεταφέρουν την ισχύ του στην κεφαλή του ρότορα. Σε μια μοντέρνα ανεμογεννήτρια 1000kW κάθε πτερύγιο έχει μήκος 27 m και είναι σχεδιασμένο περίπου όπως ένα φτερό αεροπλάνου. 3. Κεφαλή: H κεφαλή του ρότορα είναι συνδεδεμένη με το διαφορικό χαμηλής ταχύτητας της ανεμογεννήτριας. Σχήμα 4.4. Κουβούκλιο ανεμογεννήτριας 4. Διαφορικό χαμηλών ταχυτήτων: Το διαφορικό χαμηλών ταχυτήτων συνδέει την κεφαλή του ρότορα με το κιβώτιο ταχυτήτων. Σε ανεμογεννήτρια 1000 kw ο ρότορας περιστρέφεται σχετικά αργά, περίπου 19 με 30 περιστροφές ανά λεπτό (rpm). Το διαφορικό περιέχει σωλήνες για το υδραυλικό σύστημα ώστε να μπορεί να λειτουργήσει το αεροδυναμικό φρένο. 5. Κιβώτιο ταχυτήτων: Το κιβώτιο ταχυτήτων έχει το διαφορικό χαμηλών στροφών από αριστερά και μεταφέρει την κίνηση στο διαφορικό υψηλών στροφών (από δεξιά) κάνοντάς το να περιστρέφεται με ταχύτητα 50 φορές μεγαλύτερη από αυτή του διαφορικού χαμηλών στροφών. Το κιβώτιο ταχυτήτων είναι ακριβό (και βαρύ) εξάρτημα της ανεμογεννήτριας και 59

60 οι μηχανικοί ερευνούν προς την κατεύθυνση ανεμογεννητριών «άμεσης ώθησης» ( directdrive ) οι οποίες λειτουργούν σε χαμηλότερες ταχύτητες περιστροφής και δεν χρειάζονται κιβώτιο ταχυτήτων. 6. Διαφορικό υψηλών ταχυτήτων: Το διαφορικό υψηλών ταχυτήτων περιστρέφεται περίπου με 1500 στροφές ανά λεπτό (rpm) και οδηγεί την ηλεκτρική γεννήτρια. Το διαφορικό είναι εξοπλισμένο με ένα δισκόφρενο σε περίπτωση έκτακτης ανάγκης. Το μηχανικό φρένο χρησιμοποιείται σε περίπτωση που το αεροδυναμικό φρένο υποστεί βλάβη ή η ανεμογεννήτρια επισκευάζεται. 7. Ηλεκτρική γεννήτρια: Η ηλεκτρική γεννήτρια είναι μια σύγχρονη ή μια ασύγχρονη γεννήτρια. Στις τελευταίες ανεμογεννήτριες η μέγιστη ηλεκτρική ισχύς είναι μεταξύ 600 και 3000 kw. 8. Μηχανισμός περιστροφής: Ο μηχανισμός περιστροφής χρησιμοποιεί ηλεκτρικές μηχανές (κινητήρας περιστροφής) για να στρέφει το κουβούκλιο απέναντι στον άνεμο. Ο μηχανισμός περιστροφής ελέγχεται από ηλεκτρονικό ελεγκτή ο οποίος αντιλαμβάνεται τη διεύθυνση του ανέμου χρησιμοποιώντας τον ανεμοδείκτη. 9. Ηλεκτρονικός ελεγκτής: Περιέχει ένα υπολογιστή που παρακολουθεί διαρκώς την κατάσταση της ανεμογεννήτριας και ελέγχει τον μηχανισμό περιστροφής. Σε κάθε περίπτωση επιπλοκής, π.χ. υπερθέρμανση του κιβωτίου ταχυτήτων ή της γεννήτριας, σταματά αυτόματα την ανεμογεννήτρια και καλεί τον υπολογιστή του ελεγκτή της ανεμογεννήτριας μέσω μιας τηλεφωνικής σύνδεσης. 10. Ανεμόμετρο & ανεμοδείκτης: Το ανεμόμετρο και ο ανεμοδείκτης χρησιμοποιούνται για να μετρούν την ένταση και τη διεύθυνση του ανέμου. Τα ηλεκτρικά σήματα του ανεμόμετρου χρησιμοποιούνται από τον ηλεκτρονικό ελεγκτή της ανεμογεννήτριας για να αρχίσει την λειτουργία της όταν η ταχύτητα του ανέμου ξεπεράσει μια ελάχιστη τιμή. Ο υπολογιστής σταματά τη λειτουργία της ανεμογεννήτριας αυτόματα αν η ταχύτητα του ανέμου υπερβεί ένα ανώτατο όριο προκειμένου να προστατεύσει την ανεμογεννήτρια και το περιβάλλον αυτής. Τα σήματα του ανεμοδείκτη χρησιμοποιούνται από τον ηλεκτρονικό ελεγκτή της ανεμογεννήτριας για να στρέφει αυτήν απέναντι στον άνεμο, μέσω του μηχανισμού περιστροφής. 11. Πύργος: Ο πύργος της ανεμογεννήτριας στηρίζει το κουβούκλιο και τα κινούμενα μέρη της. Γενικά είναι πλεονέκτημα ο πύργος να είναι ψηλός, αφού οι ταχύτητες του ανέμου 60

61 αυξάνονται όσο απομακρύνεται από το έδαφος. Μια σύγχρονη ανεμογεννήτρια 1000 kw θα έχει ένα πύργο μεταξύ 50 και 80 μέτρων (το ύψος ενός κτιρίου 17 έως 27 ορόφων). 12. Μονάδα ψύξης: Η μονάδα ψύξης περιέχει ένα ηλεκτρικό ανεμιστήρα που χρησιμοποιείται για να ψύχει την ηλεκτρική γεννήτρια. Επιπλέον περιέχει μια μονάδα ψύξης με λάδι η οποία χρησιμοποιείται για να ψύχει το λάδι στο κιβώτιο ταχυτήτων. Μερικές ανεμογεννήτριες έχουν υδρόψυκτες γεννήτριες. 13. Υδραυλικό σύστημα: Το υδραυλικό σύστημα χρησιμοποιείται για να επαναφέρει τα αεροδυναμικά φρένα της ανεμογεννήτριας. Μορφή πτερυγίων Τα πτερύγια σε μεγάλες ανεμογεννήτριες περιστρέφονται κατά μήκος του άξονά τους. Το πτερύγιο δέχεται τον άνεμο κατά μήκος του υπό διαφορετικές γωνίες. Η γωνία πρόσπτωσης αυξάνεται προς τη βάση του πτερυγίου. Οι πολύ μεγάλες γωνίες δεν έχουν το επιθυμητό αποτέλεσμα. Προκειμένου να υπάρχει ενιαία γωνία πρόσπτωσης κατά μήκος του πτερυγίου, το πτερύγιο έχει μορφή περιστροφική. Ο μηχανισμός περιστροφής της ανεμογεννήτριας Ο μηχανισμός περιστροφής της ανεμογεννήτριας χρησιμοποιείται για να στρέφει το δρομέα της ανεμογεννήτριας απέναντι στον αέρα. Η ανεμογεννήτρια λέγεται ότι έχει σφάλμα περιστροφής, αν ο δρομέας δεν είναι κάθετος στη διεύθυνση του ανέμου. Το σφάλμα περιστροφής συνεπάγεται ότι θα αξιοποιείται από την ανεμογεννήτρια μικρότερο μέρος της ενέργειας του ανέμου. Αν όμως αυτό ήταν το μόνο που συνέβαινε, τότε ο έλεγχος περιστροφής θα ήταν ένας εξαιρετικός τρόπος ελέγχου της ισχύος εισόδου στο ρότορα της Α/Γ. Εκείνο το μέρος του ρότορα,όμως, που βρίσκεται πλησιέστερα στη διεύθυνση από την όποια φυσάει θα δέχεται μεγαλύτερη δύναμη απ ότι το υπόλοιπο μέρος του ρότορα. Απ τη μια αυτό συνεπάγεται ότι ο ρότορας θα έχει την τάση να στρέφεται απέναντι στον αέρα αυτόματα. Απ την άλλη, σημαίνει ότι τα πτερύγια θα γέρνουν μπρος και πίσω σε μια ταλαντωτική κίνηση σε κάθε περιστροφή του ρότορα. Οι ανεμογεννήτριες που λειτουργούν με σφάλμα περιστροφής δέχονται μεγαλύτερα φορτία κόπωσης απ ότι Α/Γ που είναι στραμμένες σε μια διεύθυνση κάθετη στον αέρα. 61

62 Κιβώτια ταχυτήτων Η ενέργεια της περιστροφής του δρομέα της ανεμογεννήτριας μεταφέρεται στην γεννήτρια μέσω του άξονα χαμηλών ταχυτήτων, του κιβωτίου ταχυτήτων και του άξονα υψηλών ταχυτήτων. Στην περίπτωση που γινόταν χρήση μιας ηλεκτρικής τριφασικής γεννήτριας, απευθείας συνδεμένης με το τριφασικό δίκτυο η οποία είχε ένα, δύο, ή τρία ζεύγη πόλων, τότε η γεννήτρια αυτή θα έπρεπε να περιστρέφεται από 1000 ως 3000 στροφές ανά λεπτό. Αν υποτεθεί ότι ο ρότορας της ανεμογεννήτριας έχει διάμετρο 43 μέτρα τότε θα έπρεπε να περιστρέφεται με δυο φορές την ταχύτητα του ήχου. Ένα ακόμη ενδεχόμενο είναι να κατασκευαστεί μια αργόστροφη γεννήτρια με πολλά ζεύγη πόλων. Αν όμως η γεννήτρια αυτή συνδεόταν απευθείας με το δίκτυο, θα έπρεπε να έχει 100 ζεύγη πόλων για να φτάνει μια αξιοπρεπή ταχύτητα των 30 στροφών ανά λεπτό. Ένα ακόμα πρόβλημα είναι ότι η μάζα του ρότορα πρέπει να είναι ανάλογη στο μέγεθος της ροπής το οποίο δέχεται. Έτσι λοιπόν μια απευθείας οδηγούμενη γεννήτρια θα έπρεπε να είναι σε κάθε περίπτωση βαριά, γεγονός που σημαίνει υψηλό κόστος. Η πρακτική λύση είναι η χρήση ενός κιβωτίου ταχυτήτων. Σχήμα 4.5. Κιβώτιο ταχυτήτων ανεμογεννήτριας κατά την κατασκευή του 62

63 Το κιβώτιο ταχυτήτων σε μια ανεμογεννήτρια δεν «αλλάζει» ταχύτητες. Συνήθως έχει ένα λόγο ταχυτήτων ανάμεσα στην περιστροφή του δρομέα και της γεννήτριας. Για μια μηχανή 600 ή 750kW, ο λόγος ταχυτήτων είναι περίπου 1 προς 50. Πύργοι στήριξης Οι πύργοι των ανεμογεννητριών στηρίζουν το κουβούκλιο και τον ρότορα, μπορεί να είναι είτε χαλύβδινοι σωληνοειδείς πύργοι είτε δικτυωτοί πύργοι. Χαλύβδινοι σωληνοειδείς πύργοι: Οι περισσότερες ανεμογεννήτριες έχουν τέτοιου είδους πύργους, είναι κωνικοί, η διάμετρός τους δηλαδή αυξάνει προς τη βάση, προκειμένου να είναι ευσταθείς και να μειωθεί το χρησιμοποιούμενο υλικό. Σχήμα 4.6. Ανεμογεννήτριες με χαλύβδινους σωληνοειδείς πύργους 63

64 Δικτυωτοί πύργοι: Οι πύργοι αυτοί κατασκευάζονται με χαλύβδινα δικτυώματα. Το βασικό πλεονέκτημά τους είναι το μειωμένο κόστος, αφού απαιτεί το μισό υλικό απ ότι ο προηγούμενος. Το βασικό μειονέκτημά τους είναι η εμφάνισή τους. Για αισθητικούς λόγους οι πύργοι αυτοί έχουν εκλείψει. Σχήμα 4.7. Ανεμογεννήτρια με δικτυωτό πύργο 4.4 ΤΡΟΠΟΙ ΛΕΙΤΟΥΡΓΙΑΣ ΑΝΕΜΟΓΕΝΝΗΤΡΙΩΝ Υπάρχουν δύο βασικοί τρόποι λειτουργίας των συστημάτων μετατροπής της αιολικής ενέργειας σε ηλεκτρική : η μέθοδος λειτουργίας σταθερής ταχύτητας (fixed speed) και η μέθοδος λειτουργίας μεταβλητής ταχύτητας (variable speed) [2] Σταθερής ταχύτητας ανεμογεννήτριας Λειτουργία σταθερής ταχύτητας σημαίνει ότι ο δρομέας της ανεμογεννήτριας στρέφεται με σταθερό αριθμό στροφών ανεξάρτητα της ταχύτητας του ανέμου. Ο τρόπος σύνδεσης της γεννήτριας με το δίκτυο, είναι ο ίδιος με τον τρόπο σύνδεσης γεννητριών που τροφοδοτούνται από συμβατικές πηγές ενέργειας. Δηλαδή η σύνδεση γίνεται απευθείας, 64

65 χρησιμοποιώντας ένα μετασχηματιστή προσαρμογής του επιπέδου τάσης της γεννήτριας, σε αυτό του συστήματος μεταφοράς ηλεκτρικής ενέργειας (Σχήμα 4.8). Σχήμα 4.8. Αναπαράσταση ανεμογεννήτριας σταθερών στροφών Αυτός ο τρόπος σύνδεσης, επιβάλλει στην ανεμογεννήτρια την γωνιακή ταχύτητα περιστροφής της. Η γεννήτρια που χρησιμοποιείται μπορεί να είναι είτε σύγχρονη είτε ασύγχρονη. Ειδικότερα δε, όταν χρησιμοποιούνται σύγχρονες μηχανές ως γεννήτριες, ο αριθμός στροφών παραμένει σταθερός, ενώ όταν χρησιμοποιούνται ασύγχρονες μηχανές το εύρος μεταβολών των στροφών εξαρτάται από το φορτίο και είναι περιορισμένο. Τα συστήματα σταθερών στροφών σταθερής συχνότητας είναι συστήματα που βασίζονται στην υλοποίηση συστημάτων ελέγχου μεθόδου stall, είτε συστημάτων ελέγχου μεθόδου pitch. Οι συμβατικές ανεμογεννήτριες σταθερών στροφών διαθέτουν κυρίως γεννήτριες επαγωγής τύπου βραχυκυκλωμένου κλωβού. Ο λόγος που προτιμάται η ασύγχρονη γεννήτρια είναι γιατί είναι κατασκευαστικά απλούστερη κάτι που μειώνει το κόστος και αυξάνει την αξιοπιστία της συγκρινόμενη με τη σύγχρονη γεννήτρια. Επιπλέον η γωνιακή της ταχύτητα μπορεί να μεταβάλλεται σε ένα εύρος λίγο πάνω από τη σύγχρονη ταχύτητα. Αυτή η δυνατότητα έχει ως αποτέλεσμα να εξομαλύνονται οι διακυμάνσεις της ισχύος στην έξοδο της γεννήτριας καθώς και η καταπόνηση του μηχανικού συστήματος μεταφοράς. Το μεγάλο μειονέκτημα που παρουσιάζει είναι ότι, σε αντίθεση με την σύγχρονη γεννήτρια, απορροφά άεργο ισχύ. Για την τροφοδοσία της ασύγχρονης γεννήτριας με άεργο ισχύ, συνδέονται στους ακροδέκτες των τυλιγμάτων της κατάλληλοι πυκνωτές. Το σύστημα σταθερών στροφών παρουσιάζει το πλεονέκτημα της εξαιρετικής απλότητας και αξιοπιστίας και των μηδενικών αναγκών συντήρησης, γεγονός που συνέβαλε στην καθιέρωσή του, σε μια εποχή όπου η αξιοπιστία ήταν το βασικότερο από τα προς επίλυση 65

66 προβλήματα των ανεμογεννητριών. Ταυτόχρονα, όμως, χαρακτηρίζεται από μια σειρά από καθοριστικά μειονεκτήματα, τα οποία σχετίζονται αφ ενός με την σταθερότητα των στροφών και αφ ετέρου με τα ηλεκτρικά χαρακτηριστικά της μηχανής επαγωγής. Εάν η μεταβαλλόμενη αεροδυναμική ροπή περιέχει αρμονικές συνιστώσες, που βρίσκονται κοντά στις συχνότητες συντονισμού του μηχανικού συστήματος μετάδοσης της ισχύος, θα εμφανιστούν έντονες ταλαντώσεις σ αυτό αλλά και στην ισχύ εξόδου της γεννήτριας. Συνεπώς έχουμε αυξημένη μεταβλητότητα ροπών και της ισχύος εξόδου, ταλαντώσεις του μηχανικού συστήματος και τέλος λειτουργία του δρομέα σε υποβέλτιστο αεροδυναμικό συντελεστή ισχύος Ανεμογεννήτριες μεταβλητής ταχύτητας Στην λειτουργία μεταβλητής ταχύτητας, η ταχύτητα του δρομέα της ανεμογεννήτριας μεταβάλλεται κατά ελεγχόμενο τρόπο, ανάλογα με την ταχύτητα του ανέμου. Για την σύνδεση της ανεμογεννήτριας με το δίκτυο σταθερής συχνότητας χρησιμοποιείται μετατροπέας συχνότητας, με τον τρόπο αυτό η ταχύτητα περιστροφής αποδεσμεύεται από τη σταθερή συχνότητα του δικτύου και είναι δυνατή η μεταβολή της. Όπως φαίνεται και στο Σχήμα 4.9, στην έξοδο της γεννήτριας συνδέεται ένας τριφασικός ανορθωτής ελεγχόμενος ή μη, που μετατρέπει τα εναλλασσόμενα ηλεκτρικά μεγέθη σε συνεχή. Η σύνδεση στο δίκτυο γίνεται μέσω ενός αντιστροφέα, ο οποίος μετατρέπει τα συνεχή ηλεκτρικά μεγέθη σε εναλλασσόμενα, συχνότητας ίδιας με αυτήν του δικτύου. Οι μετατροπείς αυτοί μπορούν να αποτελούνται είτε από θυρίστορ, είτε από ημιαγωγικά στοιχεία ελεγχόμενης έναυσης και σβέσης, όπως θυρίστορ με πύλη σβέσης (GTO) ή τρανζίστορ μονωμένης πύλης (IGBT). Σχήμα 4.9. Αναπαράσταση ανεμογεννήτριας μεταβλητής ταχύτητας 66

67 Το βασικό πλεονέκτημα της λειτουργίας μεταβλητής ταχύτητας είναι η βελτιστοποίηση της ενεργειακής απόδοσης της μηχανής, καθώς αυξάνεται το ποσοστό εκμετάλλευσης της κινητικής ενέργειας του ανέμου κυρίως κατά τις χαμηλές ταχύτητες ανέμου, σε σχέση με την λειτουργία σταθερής ταχύτητας. Ένα ακόμα πλεονέκτημα είναι δυνατότητα ελέγχου της άεργου ισχύος ανάλογα με τον τύπο μετατροπέα που χρησιμοποιείται. Σημαντικό επίσης πλεονέκτημα από την λειτουργία μεταβλητής ταχύτητας είναι η εξομάλυνση της μεταβλητότητας των μηχανικών ροπών και απόσβεση των συντονισμών του μηχανικού συστήματος μετάδοσης της κίνησης, τα οποία σημαίνουν μείωση των μηχανικών καταπονήσεων και αύξηση της διάρκειας ζωής του συστήματος. Τα μειονεκτήματα αυτού του συστήματος είναι καταρχήν η αυξημένη πολυπλοκότητα λόγω του μετατροπέα συχνότητας και η αντίστοιχη αύξηση του κόστους. Επίσης λόγω του ηλεκτρονικού μετατροπέα παρουσιάζεται αύξηση των ανώτερων αρμονικών που εισέρχονται στο δίκτυο, κάτι που κάνει αναγκαία την εγκατάσταση φίλτρων για τον περιορισμό τους. Με την πρόοδο της τεχνολογίας των ηλεκτρονικών ισχύος, πολλά από τα παραπάνω προβλήματα αναμένεται να επιλυθούν, κάτι που θα κάνει τις Α/Γ μεταβλητών στροφών ακόμη πιο ελκυστικές. 4.5 ΤΟ ΜΕΓΕΘΟΣ ΤΩΝ ΑΝΕΜΟΓΕΝΝΗΤΡΙΩΝ Η μορφή των ανεμογεννητριών έχει περάσει από πολλά στάδια στην πάροδο των χρόνων, πριν φτάσουμε στην κλασσική μορφή των ανεμογεννητριών που χρησιμοποιούνται σήμερα. Σχεδόν σε όλες τις ανεμογεννήτριες έχουν δοκιμαστεί πολλές διαφορετικές λύσεις και όσον αφορά των αριθμό των πτερυγίων αλλά και τον προσανατολισμό του άξονα. Σχήμα Εξέλιξη του μεγέθους των ανεμογεννητριών 67

68 Η ισχύς εξόδου αυξάνεται όσο αυξάνει η επιφάνεια που καλύπτει ο δρομέας της ανεμογεννήτριας. Όταν ένας αγρότης αναφέρεται στην έκταση που καλλιεργεί, θα περιγράψει την έκταση που καλλιεργεί σε τετραγωνικά μέτρα, σε στρέμματα. Με μια ανεμογεννήτρια είναι περίπου το ίδιο, μόνο που στην καλλιέργεια η επιφάνεια αναφέρεται σε οριζόντιο επίπεδο ενώ στην Α/Γ σε κάθετο. Η επιφάνεια του δίσκου που καλύπτει ο ρότορας, καθώς και η ταχύτητα του ανέμου, φυσικά, καθορίζει την ενέργεια που παράγει η ανεμογεννήτρια. Το παρακάτω σχήμα 4.11 δίνει μια εικόνα των συνήθων μεγεθών των ανεμογεννητριών: Μια τυπική ανεμογεννήτρια 600kW θα έχει διάμετρο ρότορα 44m. Αν διπλασιαστεί η διάμετρος του ρότορα, τετραπλασιάζεται η επιφάνεια που καλύπτει. Αυτό σημαίνει ότι τετραπλασιάζεται και η ισχύς εξόδου. Σχήμα Συνηθισμένα μεγέθη ανεμογεννητριών Η διάμετρος του ρότορα μπορεί να διαφέρει λίγο από τα μεγέθη που δίνονται στο σχήμα, γιατί αρκετοί κατασκευαστές προσαρμόζουν τις μηχανές τους στις αιολικές συνθήκες κάθε περιοχής: μια μεγάλη ανεμογεννήτρια, απαιτεί περισσότερη ισχύ (ισχυρότερους ανέμους) για να περιστραφεί. Αν λοιπόν εγκατασταθεί μια ανεμογεννήτρια σε μια περιοχή με χαμηλό αιολικό δυναμικό θα μεγιστοποιηθεί η ετήσια ενεργειακή παραγωγή αν για δεδομένο 68

69 μέγεθος του ρότορα χρησιμοποιηθεί μια μικρότερη γεννήτρια (ή αντίστροφα για δεδομένη ισχύ γεννήτριας χρησιμοποιηθεί μεγαλύτερος δρομέας). Για μηχανή 600 kw το μέγεθος του ρότορα μπορεί να κυμαίνεται από 39m ως 48m. Ο λόγος για τον οποίο θα αυξηθεί η παραγωγή ενέργειας από μια σχετικά μικρότερη μηχανή σε περιοχές με χαμηλό αιολικό δυναμικό είναι ότι η ανεμογεννήτρια θα δουλεύει για περισσότερες ώρες κατά τη διάρκεια του χρόνου. 4.6 ΕΠΙΛΟΓΗ ΘΕΣΗΣ ΕΓΚΑΤΑΣΤΑΣΗΣ ΑΝΕΜΟΓΕΝΝΗΤΡΙΩΝ Σε γενικές γραμμές η επιλογή θέσης εγκατάστασης ανεμογεννήτριας παρουσιάζει τα ίδια προβλήματα με την επιλογή θέσης εγκατάστασης οποιουδήποτε συστήματος παραγωγής ενέργειας. Διαφέρει όμως σ' ένα βασικό σημείο: είναι αδύνατο να προσδιορισθεί η καθαρή παραγωγή ενέργειας ή το κατά προσέγγιση κόστος αυτής, αν δεν είναι γνωστή η ακριβής θέση εγκατάστασης της ανεμογεννήτριας. Η συμπεριφορά του ανέμου σε μία θέση, είναι αυτή που καθορίζει και τη λειτουργική συμπεριφορά της ανεμογεννήτριας. Έτσι, η οικονομική βιωσιμότητα μιας συγκεκριμένης ανεμογεννήτριας, σ' ένα συγκεκριμένο τόπο δεν μπορεί να προβλεφθεί χωρίς την ακριβή γνώση της συμπεριφοράς του ανέμου στη θέση αυτή. Επομένως, η ένταση του ανέμου και οι διακυμάνσεις στο μέτρο και τη διεύθυνση είναι οι βασικές παράμετροι για την επιλογή της θέσης της ανεμογεννήτριας όχι όμως και οι μοναδικές. Ανεμογεννήτριες τοποθετημένες σε βιώσιμες θέσεις πρέπει να πληρούν τις ακόλουθες ιδιότητες: Η παραγωγή ενέργειας να είναι συμφέρουσα οικονομικά (το κόστος της παραγόμενης KWh να είναι μικρό). Η εγκατάσταση να μην έχει αρνητικές επιπτώσεις στο περιβάλλον. Η λειτουργία της ανεμογεννήτριας να είναι συμβατή με τη λειτουργία του ηλεκτρικού δικτύου. Να έχουν ληφθεί υπόψη κατά το σχεδιασμό της ανεμογεννήτριας οι πιθανές ακραίες μετεωρολογικές συνθήκες της συγκεκριμένης θέσης (παγετοί, εξαιρετικά ισχυροί άνεμοι κλπ.). Η επιλεγμένη θέση να είναι αποδεκτή από το κοινό. 69

70 Η διαδικασία επιλογής θέσης εγκατάστασης ανεμογεννήτριας μπορεί να χαρακτηρισθεί επιτυχής, όταν είναι δυνατός, μέσα σε σύντομο χρονικό διάστημα, ο προσδιορισμός περιοχής με υψηλό αιολικό δυναμικό. Έπειτα, αφού γίνει προσεκτικός έλεγχος της περιοχής αυτής, επιλέγονται οι θέσεις που ικανοποιούν τις υπόλοιπες παραμέτρους που απαριθμήθηκαν προηγουμένως. Ένας πρωταρχικός παράγοντας που σχετίζεται με την οικονομική βιωσιμότητα της εγκατάστασης είναι το μέγεθος και οι περιοδικές διακυμάνσεις της έντασης του ανέμου. Η συμπεριφορά όμως του ανέμου κοντά στην επιφάνεια της γης είναι περίπλοκη και η ταχύτητα του μπορεί να μεταβληθεί απότομα, τόσο στο οριζόντιο όσο και στο κατακόρυφο επίπεδο. Οι τεχνικές που έχουν αναπτυχθεί για να ανάγουμε υπάρχοντα δεδομένα, σε θέσεις που μας ενδιαφέρουν δεν είναι ακριβείς. Έτσι, δεν είναι δυνατό να σχεδιαστεί ένα δίκτυο μετρήσεων ταχυτήτων του ανέμου που να μπορεί να δώσει το αιολικό δυναμικό σε κάθε θέση μιας μεγάλης περιοχής. Επίσης οι μετρήσεις χρειάζονται χρόνο και χρήματα για να πραγματοποιηθούν. Η πιο πρακτική λύση στο πρόβλημα επιλογής θέσης ανεμογεννήτριας (σχήμα 4.12), είναι να χρησιμοποιηθούν υπάρχουσες πληροφορίες για τον προσδιορισμό περιοχών με υψηλό αιολικό δυναμικό, τέτοιο που να δικαιολογεί την οικονομική βιωσιμότητα της εγκατάστασης. Έπειτα, μέσα στις περιοχές αυτές, επιλέγονται τοποθεσίες στις οποίες η εγκατάσταση ανεμογεννήτριας είναι πρακτικώς εφικτή. Τέλος, εκτελούνται μετρήσεις των ανέμων στις συγκεκριμένες πλέον θέσεις. 70

71 Σχήμα Γενικές αρχές για τη βέλτιστη τοποθέτηση εγκατάστασης μιας ανεμογεννήτριας Παράμετροι που επηρεάζουν την επιλογή της θέσης εγκατάστασης Το να προσδιορίσουμε μια τοποθεσία στην οποία πνέουν δυνατοί άνεμοι, δεν σημαίνει ότι βρήκαμε και τη βέλτιστη θέση για την εγκατάσταση της ανεμογεννήτριας. Πολλές και σημαντικές είναι οι επιμέρους παράμετροι, που πρέπει να έχει υπόψη του ο μηχανικός, προκειμένου να καταλήξει στην επιλογή της οριστικής θέσης εγκατάστασης. Και η επιλογή αυτή θα είναι η βέλτιστη, μόνον εφόσον γίνει σωστή και λεπτομερής αξιολόγηση των παραμέτρων τούτων. 71

72 Οικονομική αξία Ο σημαντικότερος στόχος μιας ανεμογεννήτριας είναι να μειώσει το κόστος της παραγόμενης ηλεκτρικής ενέργειας γι' αυτό η οικονομική βιωσιμότητα είναι η πρωταρχική ιδιότητα για την αποδοχή ή όχι μιας θέσης. Επειδή η ανεμογεννήτρια παράγει ηλεκτρική ενέργεια μόνο όταν φυσάει άνεμος, χρησιμοποιείται συνήθως σαν εξοικονομητής καυσίμου. Έτσι, το κόστος της παραγόμενης ενέργειας ποικίλει ανάλογα με την ώρα της ημέρας και την εποχή του έτους. Για να κρίνουμε επομένως την οικονομική βιωσιμότητα μιας θέσης ανεμογεννήτριας, χρειαζόμαστε πληροφορίες για το μέγεθος και τις διακυμάνσεις του ανέμου μέσα σ' ένα έτος. Ένας άλλος οικονομικός παράγοντας πρωταρχικού ενδιαφέροντος είναι το κόστος εγκατάστασης. Τούτο είναι αισθητά μειωμένο αν η εγκατάσταση γίνει κοντά σε υπάρχοντες δρόμους και γραμμές μεταφοράς ηλεκτρικής ενέργειας. Επιδράσεις στο περιβάλλον Γενικά, οι επιδράσεις των ανεμογεννητριών στο περιβάλλον είναι πολύ μικρές. Ωστόσο, σε ορισμένες μεμονωμένες περιπτώσεις μπορεί η ανεμογεννήτρια να έχει αρνητικές επιδράσεις στο περιβάλλον. Οι επιδράσεις που ενδιαφέρουν περισσότερο είναι: 1. Οπτικοαισθητική επίδραση Η εγκατάσταση μιας τεράστιας ανεμογεννήτριας σε μία όχι και τόσο ανοιχτή περιοχή δημιουργεί σε ορισμένους μια αρνητική οπτική εντύπωση. Αντίθετα η εγκατάσταση της ίδιας ανεμογεννήτριας σε μία αχανή έκταση περνάει σχεδόν απαρατήρητη. 2. Ηλεκτρομαγνητική αλληλεπίδραση Το πρόβλημα της ηλεκτρομαγνητικής αλληλεπίδρασης δημιουργείται από την ανάκλαση των ηλεκτρομαγνητικών κυμάτων πάνω στα περιστρεφόμενα πτερύγια της πτερωτής. 3. Γενικοί κανονισμοί και περιορισμοί στη χρησιμοποίηση της γης. Όταν γίνεται προσπάθεια για να βρεθούν οι κατάλληλες θέσεις για την εγκατάσταση ανεμογεννητριών, πρέπει να ληφθούν υπόψη οι κανονισμοί και οι νόμοι που πιθανόν να εμποδίζουν τη χρησιμοποίηση γης για εγκατάσταση μεγάλων ανεμογεννητριών. Τέτοιοι 72

73 νόμοι μπορεί να είναι σχετικοί με την προστασία του περιβάλλοντος, με την προστασία ιστορικών μνημείων και άλλων αρχαιολογικών χώρων. 4. Μετεωρολογικά προβλήματα Κατά την επιλογή θέσεων για την εγκατάσταση ανεμογεννητριών πρέπει να ληφθούν υπόψη πιθανές ακραίες μετεωρολογικές συνθήκες. Ορισμένες απ' αυτές μπορεί πράγματι να προκαλέσουν σημαντικές ζημιές στην κατασκευή. Άλλες πάλι απλώς επηρεάζουν το κόστος συντήρησης και τη διάρκεια ζωής της μηχανής. 5. Παγετός Η δημιουργία παγετού μπορεί να επηρεάσει τη λειτουργία ανεμογεννήτριας με διάφορους τρόπους. Πρώτα απ' όλα η επικάθηση στις κατασκευές αυξάνει τα στατικά και δυναμικά τους φορτία. Ως εκ τούτου, όλα τα συστήματα της ανεμογεννήτριας και οι γραμμές μεταφοράς πρέπει να έχουν υπολογιστεί ώστε να αντέχουν αυτά τα φορτία. Όταν επικάθηνται σημαντικές ποσότητες πάγου στα πτερύγια, εκτός του ότι αυξάνεται το φορτίο τους, υπάρχει και ο κίνδυνος να εκτοξευθεί κάποιο κομμάτι πάγου καθώς τα πτερύγια στρέφονται. Σε περίπτωση λοιπόν παγετού θα πρέπει να σταματάει η λειτουργία της ανεμογεννήτριας και να γίνεται καθαρισμός στα πτερύγια. Αυτό έχει σημαντικές επιπτώσεις στην παραγωγή ενέργειας, ιδιαίτερα όταν η περιοχή που έχει επιλεχτεί εμφανίζει συχνά φαινόμενα παγετού. Ακόμα υπάρχει ο κίνδυνος, με το πάγωμα των ανεμόμετρων, να χαλάσουν τα συστήματα ελέγχου της ανεμογεννήτριας. Καλό είναι λοιπόν κατά την εκλογή θέσης ανεμογεννήτριας να εκτιμάται από μετεωρολόγο η πιθανότητα και η συχνότητα εμφάνισης παγετών. Πρέπει να αποφεύγεται επίσης η επιλογή περιοχών που παρουσιάζουν υπερβολικές χιονοπτώσεις, γιατί αυξάνεται σημαντικά το κόστος λειτουργίας και συντήρησης της ανεμογεννήτριας, ιδιαίτερα όταν η περιοχή αποκλείεται συχνά από τα χιόνια. 6. Υπερβολικά ισχυροί άνεμοι Η συχνότητα με την οποία παρουσιάζονται θυελλώδεις άνεμοι σε μία περιοχή, καθώς και η έντασή τους, μπορεί να υπολογιστεί από υπάρχοντα κλιματολογικά δεδομένα. Αυτή η πληροφορία είναι χρήσιμη για το σχεδιασμό κατάλληλης ανεμογεννήτριας που να λειτουργεί όταν επικρατούν τέτοιοι θυελλώδεις άνεμοι. Έτσι, λοιπόν, ανάλογα με τη θέση που επιλέγεται, μεταβάλλεται και ο τύπος της ανεμογεννήτριας που θα εγκατασταθεί. 73

74 Επομένως μεταβάλλεται το κόστος κατασκευής αλλά και το κόστος της παραγόμενης ενέργειας. 7. Τύρβη Σε μία τυρβώδη ροή, το άνυσμα της ταχύτητας σε κάθε σημείο του ρευστού, υφίσταται διακυμάνσεις στο μέτρο και τη διεύθυνση. Όπως είδαμε, αυτές οι διακυμάνσεις εκτείνονται σε μέγεθος και διάρκεια και μπορεί να προκαλέσουν κόπωση της κατασκευής. Η τύρβη μπορεί να επηρεάσει τη διάρκεια ζωής ή το κόστος συντήρησης της μηχανής. Οι επιστήμονες γνωρίζουν ότι η τύρβη σε ροή πάνω από τραχύ, ανώμαλο έδαφος (βουνά, κοιλάδες, λόφοι, κ.λ.π.) είναι διαφορετική από αυτήν που παρατηρείται στη ροή πάνω από επίπεδο, ομαλό έδαφος. Ωστόσο υπάρχουν ελάχιστα δεδομένα που να αποσαφηνίζουν αυτές τις διαφορές. Η μεγάλη πλειοψηφία των μετρήσεων έχει γίνει πάνω από επίπεδο έδαφος, όπου μπορούν να αναπτυχθούν απλές θεωρίες για να περιγράψουν τη συμπεριφορά της ροής. Αλλά και αν υπήρχαν μετρήσεις της τύρβης πάνω από ανώμαλο έδαφος, θα ήταν δύσκολο να εκτιμηθεί η επίδρασή της στη διάρκεια ζωής και το κόστος συντήρησης της μηχανής. Κάτι τέτοιο απαιτεί περισσότερη εμπειρία, από τη λειτουργία μεγάλης ποικιλίας ανεμογεννητριών κάτω από ένα ευρύ φάσμα κλιματολογικών και τοπογραφικών συνθηκών. Προς το παρόν, θα ήταν επιθυμητό, να διαλέγονται θέσεις με όσο το δυνατό χαμηλότερο επίπεδο τύρβης. 8. Υλικά μεταφερόμενα από τον αέρα Ανεμογεννήτριες που πρόκειται να εγκατασταθούν σε παραθαλάσσιες περιοχές υπόκεινται σε διάβρωση επειδή ο αέρας σ' αυτές τις περιοχές περιέχει σημαντικές ποσότητες αλάτων. Πρέπει λοιπόν ορισμένα τμήματα της κατασκευής να προστατευθούν ώστε να διαθέτουν αντισκωρική προστασία. Αν μια ανεμογεννήτρια είναι τοποθετημένη σε άγονη περιοχή, είναι πιθανό ο αέρας να μεταφέρει επάνω της σκόνη, άμμο, ψιλό χαλίκι κλπ. Τέτοια τραχιά υλικά μπορούν να προξενήσουν ζημιές στα πτερύγια, τα προστατευτικά καλύμματα, τα λιπαντικά και αλλού. Προκειμένου να επιτύχουμε ικανοποιητική συντήρηση της μηχανής κάτω από τέτοιες συνθήκες, απαιτούνται σχεδιαστικές τροποποιήσεις και ειδικές διαδικασίες συντήρησης. 74

75 Τέτοιες διαδικασίες και τροποποιήσεις αυξάνουν το κόστος της παραγόμενης ηλεκτρικής ενέργειας. 9. Η σταθερότητα των ανέμων Οι διακυμάνσεις της ταχύτητας του ανέμου κατά το χρονικό διάστημα μιας ώρας, σαφώς επηρεάζουν τη λειτουργία της μηχανής, ενώ μπορούν να επιδράσουν και στη διάρκεια ζωής της. Αλλά και οι αλλαγές στην κατεύθυνση του ανέμου, στη διάρκεια μιας ώρας, επηρεάζουν τη λειτουργία και τη συμπεριφορά της μηχανής. Μια μελέτη της NASA πάνω στο μοντέλο ανεμογεννήτριας Clayton MOD-OA έδειξε ότι με την περιστροφή της μηχανής γύρω από τον κατακόρυφο άξονά της (yawing), προκειμένου αυτή να παρακολουθεί τις αλλαγές της κατεύθυνσης του ανέμου, αναπτύσσονται σημαντικά καμπτικά φορτία στα πτερύγια της μηχανής. Είναι φανερό ότι η λειτουργία μιας μηχανής σε μια θέση που παρουσιάζει συχνές αλλαγές στη διεύθυνση του ανέμου θα είναι μειονεκτικότερη μιας άλλης που είναι τοποθετημένη σε περιοχή με σταθερότερους ανέμους. Ένα άλλο ενδιαφέρον αιολικό χαρακτηριστικό είναι η διαχρονική μεταβλητότητα δηλαδή η μεταβολή των αιολικών χαρακτηριστικών μιας περιοχής από χρόνο σε χρόνο. Βέβαια οι από χρόνο σε χρόνο μεταβολές της ταχύτητας του ανέμου είναι συνήθως πολύ μικρότερες από τις εποχιακές ή ημερήσιες διακυμάνσεις κατά τη διάρκεια ενός δεδομένου έτους. Όμως η διαχρονική μεταβλητότητα επηρεάζει οπωσδήποτε το μέσο κόστος της ενέργειας που παράγεται καθ όλη τη διάρκεια ζωής της μηχανής. Όπως είναι γνωστό η μέση διάρκεια ζωής της ανεμογεννήτριας είναι 20 χρόνια, διάστημα μέσα στο οποίο η διαχρονική μεταβλητότητα μπορεί να είναι σημαντική. Έτσι, η διαχρονική μεταβλητότητα μπορεί να αποδειχθεί επικίνδυνη αν οι αποφάσεις για την επιλογή τοποθεσίας στηριχτούν σε δεδομένα ενός «άσχημου ή πολύ καλού αιολικού έτους». 10. Αποδοχή από την πλευρά του κοινού Η επιτυχής επιλογή μιας τοποθεσίας για την εγκατάσταση ανεμογεννήτριας εξαρτάται από την αποδοχή της από την κοινή γνώμη. Το κοινό πρέπει να νοιώσει ότι τα έργα υποδομής που θα γίνουν για την εγκατάσταση της ανεμογεννήτριας δεν θα αλλοιώσουν το τοπίο και η ανεμογεννήτρια που θα εγκατασταθεί θα ταιριάζει με το σκηνικό των γύρω περιοχών. Η στάση του κοινού επηρεάζεται τόσο από τις αντιλήψεις του για τις ανεμογεννήτριες γενικά, όσο και από τις αντιλήψεις του για τα οικονομικά οφέλη που θα προκύψουν από 75

76 την εγκατάσταση ανεμογεννήτριας στην συγκεκριμένη θέση. Προς το παρόν οι αντιλήψεις της πλειονότητας του κοινού για τις ανεμογεννήτριες είναι θετικές αφού αυτές δεν μολύνουν το περιβάλλον, χρησιμοποιούν σαν πρώτη ύλη ανανεώσιμη πηγή ενέργειας και εξοικονομούν καύσιμα. Τελειώνοντας πρέπει να αναφερθεί ότι όλες σχεδόν οι παράμετροι που αναφέρθηκαν παραπάνω, έχουν επίδραση στην οικονομική βιωσιμότητα της όλης κατασκευής γι' αυτό και πρέπει να λαμβάνονται υπόψη κατά την επιλογή θέσης εγκατάστασης ανεμογεννητριών. Θα πρέπει όμως να ληφθεί υπόψη ότι υπάρχει πάντα το στοιχείο του ρίσκου στην εκλογή θέσεων ανεμογεννητριών. Τα μετεωρολογικά φαινόμενα βρίσκονται σε μία κατάσταση διαρκούς μεταβολής. Όσο προσεκτικές μετρήσεις και αν έχουν ληφθεί, όσο κι αν έχουν γίνει σοβαρές μελέτες των τοπογραφικών χαρακτηριστικών μιας περιοχής, είναι πιθανό η απόφαση που θα παρθεί για τη θέση της εγκατάστασης να μην είναι η ορθή. 76

77 ΚΕΦΑΛΑΙΟ 5 ΕΝΕΡΓΕΙΑ ΚΑΙ ΙΣΧΥΣ ΑΠΟ ΤΟΝ ΑΝΕΜΟ 5.1 ΘΕΩΡΙΑ ΔΙΣΚΟΥ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ Σύμφωνα με τη θεωρία του δίσκου ενέργειας ο μηχανισμός δέσμευσης της κινητικής ενέργειας του ανέμου από το δρομέα του ανεμοκινητήρα θεωρείται ιδανικός. Ο δρομέας θεωρείται ως (κυκλικός) δίσκος που έρχεται σε επαφή με το ρευστό εν προκειμένω τον άνεμο και ενεργεί πάνω του. Σύμφωνα με το παρακάτω σχήμα μια στοιχειώδης αέρια μάζα ανάντι από το δίσκο όγκου U1, εμβαδού διατομής A και στατικής πίεσης p πλησιάζει το δίσκο με ταχύτητα Vw1. Ο δίσκος αφαιρεί ενέργεια από τον αέρα και κατάντι, μακριά από το δίσκο όπου η πίεση του αέρα θα έχει ξανά την πίεση του περιβάλλοντος, θα έχει ταχύτητα Vw3 για την οποία ισχύει Vw3<Vw1. Προκειμένου να υπάρχει διατήρηση της μάζας μέσα στο ροϊκό σωλήνα θα πρέπει η διατομή A και συνεπώς η διάμετρος του ροϊκού σωλήνα να μεγαλώνει κατάντι του δρομέα δηλαδή να υπάρχει διαστολή του ομόρρου του ανεμοκινητήρα [7], [9]. Σχήμα 5.1. Ροίκος σωλήνας δρομέα Α/Κ Το ρευστό μετά από τη διέλευσή του από το δίσκο έχει μικρότερη ενέργεια από αυτή που είχε πριν το δίσκο και επειδή η αξονική ταχύτητα του ρευστού πάνω στο δίσκο και οριακά λίγο πριν και λίγο μετά από το δίσκο παραμένει η ίδια για λόγους διατήρησης της μάζας, η 77

78 στατική πίεση του ρευστού μετά από το δίσκο θα είναι μικρότερη από τη στατική πίεση του ρευστού πριν το δίσκο. Η ενέργεια που αφαιρείται από τη στοιχειώδη αέρια μάζα είναι: (Σχέση 5.1) Η διαφορά κινητικής ενέργειας του ανέμου πριν και μετά από το δίσκο δεσμεύτηκε από τον ιδανικό δρομέα του ανεμοκινητήρα (στην επόμενη ενότητα θα προχωρήσουμε στη διατύπωση εξισώσεων που δικαιολογούν αυτόν το ισχυρισμό). Να αναφέρουμε ότι για την πλήρη μελέτη του αεροδυναμικού πεδίου γύρω από το δίσκο εφαρμόζονται οι γνωστοί νόμοι της Μηχανικής: α) διατήρηση μάζας β) διατήρηση της ορμής γ) ενεργειακός ισολογισμός δ) η εξίσωση ροπής της ορμής Ισχύς του ανέμου Ο άνεμος είναι κίνηση μαζών αέρα. Αν αέρια μάζα m κινείται με μέση ταχύτητα Vw η κινητική ενέργεια του ανέμου είναι : (Σχέση 5.2) 78

79 Σχήμα 5.2. Στοιχειώδης μάζα ενάντια στον άνεμο Ας θεωρήσουμε ότι άνεμος περνά κάθετα από μία επιφάνεια A, πάχους x οποιουδήποτε σχήματος. Αν η ροή του αέρα είναι ομαλή, χωρίς στροβιλισμούς και έχει πυκνότητα ρ τότε η μάζα αέρα που υπάρχει στο δοκίμιο του παραπάνω σχήματος είναι: (Σχέση 5.3) Από τις εξισώσεις 5.2 και 5.3 έχουμε ότι η κινητική ενέργεια της αέριας μάζας (ΚΕ) δίνεται από τη σχέση: Η κινητική ενέργεια της μάζας που διαπερνά το στοιχείο ανά μονάδα χρόνου είναι: (Σχέση 5.4) Όμως ισχύει ότι: (Σχέση 5.5) 79

80 (Σχέση 5.6) Άρα η εξίσωση 5.5 μέσω της εξίσωσης 5.6 γίνεται: (Σχέση 5.7) Η εξίσωση 5.7 είναι η βασική εξίσωση για τους υπολογισμούς ισχύος και αιολικής ενέργειας. Από εδώ βλέπουμε ότι η ισχύς του ανέμου είναι ανάλογη της τρίτης δύναμης της ταχύτητάς του και σε μέσα γεωγραφικά πλάτη δεν επηρεάζεται από την πυκνότητα του αέρα (η πυκνότητα του αέρα είναι σε κανονικές συνθήκες ρ = 1,201 kg/m3 ). Επομένως αυτή η σχέση δικαιολογεί γιατί η ταχύτητα του ανέμου σε μια περιοχή είναι κρίσιμο μέγεθος για την εγκατάσταση ή όχι αιολικής μηχανής. Αυτή η ισχύς είναι η ισχύς την οποία μπορεί να δεσμεύσει μια αιολική μηχανή. Στην πράξη ένας ανεμοκινητήρας (Α/Κ) δεν δεσμεύει όλη την παραπάνω ενέργεια αλλά μόνο ένα κλάσμα αυτής (Pαν). Αυτό συμβαίνει επειδή αφ` ενός μεν ο αέρας πρέπει να απομακρύνεται με κάποια ταχύτητα, αφ` ετέρου δε η φτερωτή του Α/Κ προκαλεί εκτροπή μέρους του αέρα το οποίο την παρακάμπτει χωρίς να την διαπεράσει. Η παράγραφος που ακολουθεί εξηγεί πλήρως τον παραπάνω ισχυρισμό. 80

81 Πίνακας 5.1. Μεταβολή της πυκνότητας ρ με το ύψος από την επιφάνεια της θάλασσας Θεωρητικά μέγιστη ενέργεια από τον άνεμο Όπως προαναφέρθηκε, από την συνολική ισχύ του ανέμου μόνο ένα κλάσμα εκμεταλλεύεται ένας ανεμοκινητήρας (Α/Κ). Αυτό είναι ένα φαινόμενο που συμβαίνει σε όλα τα συστήματα μετατροπής σύμφωνα με το οποίο όταν η ενέργεια μετατρέπεται από μια μορφή σε άλλη, η απόδοση μετατροπής περιορίζεται από διάφορους φυσικούς περιορισμούς. Με βάση το σχήμα 5.3 όταν μια μάζα αέρα με ταχύτητα V w1 προσπίπτει στα πτερύγια μιας αιολικής μηχανής ένα μέρος της ενέργειας που μεταφέρει προσλαμβάνεται από τη μηχανή ενώ το υπόλοιπο που τη διαπερνάει κινείται με μια μικρότερη ταχύτητα V w2 όπως είδαμε (V w2 <V w1 ). Η μείωση της ενέργειας της κινούμενης μάζας είναι: 81

82 (Σχέση 5.8) Σχήμα 5.3. Ταχύτητες ανέμου πριν και μετά το δρομέα Ας υποθέσουμε ότι έχουμε ένα ιδανικό αιολικό σύστημα. Κατ` αρχήν διαπιστώνουμε ότι η ταχύτητα V wr με την οποία περιστρέφονται τα πτερύγια μιας αιολικής μηχανής είναι μικρότερη από την V w1. Επειδή έχουμε ένα ιδανικό σύστημα όλη η μείωση της ταχύτητας V w1 πηγαίνει στο ρότορα του Α/Κ. Άρα η ταχύτητα V w2 είναι μικρότερη από τη V wr. Εξισώνοντας την εξίσωση 5.8 με την ενέργεια που απορροφάται κατά την αλλαγή της ορμής του αέρα m (V w1 -V w2 ) V wr έχουμε ότι: (Σχέση 5.9) 82

83 Από τις εξισώσεις (5.3) και (5.6) προκύπτει η ανά μονάδα χρόνου μεταφερόμενη αέρια μάζα: (Σχέση 5.10) Η ισχύς του ανέμου Pw που απομαστεύεται από τον άξονα του ανεμοκινητήρα θα είναι ο ρυθμός μεταβολής της μειούμενης κινητικής ενέργειας της αέριας μάζας, δηλαδή: Από τις εξισώσεις 5.9 και 5.11 έχουμε ότι: (Σχέση 5.11) (Σχέση 5.12) Αν παραγωγίσουμε την παραπάνω εξίσωση ως προς V w2 /V w1 (ο λόγος αυτός αποτελεί τη μεταφορά ισχύος) και εξισώσουμε με το μηδέν προκύπτει η ακόλουθη εξίσωση από την οποία βρίσκουμε τη μέγιστη μεταφορά ισχύος: 83

84 (Σχέση 5.13) Αντικαθιστώντας αυτή την τιμή στην εξίσωση 5.12 έχουμε ότι : (Σχέση 5.14) Η εξίσωση 5.14 λέγεται νόμος ή όριο Betz. Σύμφωνα με αυτόν ακόμη και σε ιδανική ενεργειακή μετατροπή η μέγιστη ισχύς που εξάγεται (που λαμβάνουμε) είναι μόνο ή 16/27 της συνολικής ισχύος Pw του ανέμου. Τα παραπάνω αναφέρονται σε ιδεατές ανεμογεννήτριες πράγμα το οποίο δεν υφίσταται στην πραγματικότητα. Οι πραγματικές ανεμογεννήτριες συναντούν αντίσταση λόγω του αέρα στα πτερύγιά τους προκαλώντας τριβές και συνεπώς απώλεια ενέργειας. Επιπλέον η περιστροφή του ρότορα της Α/Γ προκαλεί στροβιλισμό του ανέμου προκαλώντας μείωση της ροπής στρέψης των φτερών. Η επίδραση όλων των απωλειών που εμφανίζονται σε μία Α/Γ λαμβάνονται υπόψη από μία παράμετρο που συμβολίζεται C p και λέγεται συντελεστής αεροδυναμικής απόδοσης. Το C p έχει παρόμοια επίδραση στην ισχύ μίας Α/Γ με το cosφ κατά τον υπολογισμό της ενεργού ισχύος μιας συσκευής κ.τ.λ. Για παράδειγμα για μια ταχύτητα άνεμου V w1 κατάντι στην ανεμογεννήτρια η ισχύς που παράγεται είναι: 84

85 (Σχέση 5.15) η παράμετρος C p είναι αδιάστατη και δίνεται από τη σχέση: (Σχέση 5.16) Σε ιδανικές περιπτώσεις όταν Vw1/Vw2=1/3 το C p έχει τιμή ίση με 0,593 που είναι η μέγιστη τιμή του και λέγεται όριο Betz όπως αναφέραμε παραπάνω. Στις πραγματικές ανεμογεννήτριες παίρνει τιμές: 0 <C p <0.4. Για τιμή ίση με 0,4 διαπιστώνουμε ότι η ισχύς που απομαστεύεται από τον άνεμο είναι 0,4/0,593 ή 67% της ιδανικής θεωρητικής τιμής. Ο αεροδυναμικός συντελεστής ισχύος C p δεν είναι σταθερός. Εξαρτάται από δύο παράγοντες, το λόγο ταχύτητας ακροπτερυγίου λ (σχέση 4.1) και τη γωνία βήματος πτερυγίου β. Σχήμα 5.4. Τυπικά διαγράμματα Cp - λ για πληθώρα διατάξεων / πτερυγίων Α/Γ 85

86 Ο συντελεστής ισχύος C p (λ, β) είναι συνάρτηση των λ και β και για κάθε ταχύτητα του ανέμου πρέπει η γωνιακή ταχύτητα του ρότορα να παίρνει τιμές που να βελτιστοποιεί τα λ και β, έτσι ώστε να επιτυγχάνεται μέγιστη παραγωγή ισχύος από την Α/Γ. Για τον καθορισμό του συντελεστή C p για δεδομένες τιμές της παραμέτρου λ και της γωνίας β χρησιμοποιείται ένας γενικός προσεγγιστικός τύπος για διάφορους τύπους Α/Γ: (Σχέση 5.17) Όπου και C 1 έως C 9 συντελεστές που προκύπτουν από τα κατασκευαστικά χαρακτηριστικά της ανεμογεννήτριας. Για µεσαίες µέχρι µεγάλες α/γ (διάµετρος πάνω από 20 m) η τιµή του συντελεστή ισχύος είναι ίση µε 0.4, ενώ για µικρότερου µεγέθους µηχανές είναι µικρότερος του 0.4. Τυπικές τιµές του βαθµού απόδοσης είναι γιά διάφορους τύπους είναι: Picaresque Ολλανδική α/γ (4 βραχίονες) 16% Περιστρεφόµενος µε πτερύγια 30% Μεγάλης ταχύτητας (κατακόρυφος) 42% 5.2 ΑΠΩΛΕΙΕΣ ΑΝΕΜΟΓΕΝΝΗΤΡΙΑΣ Όσον αφορά στο μηχανικό - ηλεκτρικό κομμάτι μίας Α/Γ υπάρχουν απώλειες λόγω: της τριβής στον άξονα του δρομέα της αποτελεσματικότητας του κιβωτίου ταχυτήτων (εάν υπάρχει) της αποδοτικότητας της ηλεκτρικής γεννήτριας και του αντιστροφέα που συνδέεται της μεταφοράς της ηλεκτρικής ενέργειας στο δίκτυο (για διασυνδεδεμένα συστήματα) ή στις μπαταρίες (για αυτόνομα συστήματα) 86

87 της ανάγκης τροφοδότησης βοηθητικών λειτουργιών (εσωτερική κατανάλωση) και οργάνων μέτρησης που ενδεχομένως να υπάρχουν. Σχήμα 5.5. Ενδεικτικό σχεδιάγραμμα αποδόσεων κι απωλειών του μηχανικού κι ηλεκτρικού μέρους μίας Α/Γ. 5.3 ΚΑΜΠΥΛΗ ΙΣΧΥΟΣ ΑΝΕΜΟΓΕΝΝΗΤΡΙΑΣ Η καμπύλη ισχύος μίας Α/Γ αποτελεί το σημαντικότερο στοιχείο της και ουσιαστικά την χαρακτηρίζει, ενώ είναι το βέλτιστο κριτήριο για την σύγκριση μεταξύ διαφορετικών Α/Γ. Επίσης, είναι το στοιχείο αυτό που κρίνει την καταλληλότητα μίας Α/Γ συγκεκριμένης τεχνολογίας για μία συγκεκριμένη τοποθεσία, αφού διαφορετικές κατανομές ανέμου, προκαλούν διαφορετικές συμπεριφορές από τις Α/Γ κι άρα διαφορετική παραγωγή ενέργειας. Συνεπώς, η καμπύλη ισχύος βασίζεται σε διάφορα κριτήρια. Ανάλογα με την τεχνολογία της Α/Γ, βασίζεται στην αεροδυναμική της ποιότητα και στις μεμονωμένες αποδοτικότητες του μηχανικού και του ηλεκτρικού μέρους της κι ανάλογα με την τοποθεσία 87

88 που βρίσκεται, εξαρτάται και βασίζεται στις επικρατούσες συνθήκες ανέμου και στα χαρακτηριστικά του εδάφους (μήκος τραχύτητας και διάφορα εμπόδια) Η αεροδυναμική ποιότητα του δρομέα παρουσιάζεται μέσω του αεροδυναμικού συντελεστή ισχύος C p κι εξαρτάται ουσιαστικά από τον αεροδυναμικό σχεδιασμό των πτερυγίων, μέσω των οποίων γίνεται ουσιαστικά η απορρόφηση της αιολικής ισχύος κι εμφανίζει απώλειες λόγω: της αναπόφευκτης καθυστέρησης λόγω του yaw του δρομέα της επιδείνωσης της ποιότητας της επιφάνειας των πτερυγίων του φαινομένου της σκίασης του πύργου (tower shadow) (2-3%) Τα χαρακτηριστικά σημεία μίας καμπύλης ισχύος που την καθορίζουν και διακρίνονται εύκολα σε ένα διάγραμμα P(v w ) v w βρίσκονται σε τρεις χαρακτηριστικές, για κάθε Α/Γ, ταχύτητες ανέμου, οι οποίες είναι (Σχήμα 5.6) : η ταχύτητα ένταξης Vcut -in, η οποία αποτελεί την ταχύτητα κατά την οποία μία Α/Γ αρχίζει να λειτουργεί και να παράγει ισχύ, η ονομαστική ταχύτητα Vnom, η οποία αποτελεί την ταχύτητα κατά την οποία η Α/Γ ξεκινάει να λειτουργεί στα ονομαστικά της μεγέθη και να παράγει την ονομαστική της ισχύ, η ταχύτητα αποκοπής Vcut-out, η οποία αποτελεί την ταχύτητα κατά την οποία η Α/Γ σταματάει να λειτουργεί για λόγους ασφαλείας και για την αποφυγή μεγάλης καταπόνησης των υδραυλικών της κομματιών και κυρίως των πτερυγίων. Η ανάπτυξη μεγάλων ταχυτήτων στο δρομέα μπορεί να γίνει ανεξέλεγκτη, με κίνδυνο καταστροφής της γεννήτριας, εφόσον είναι δυνατόν να παραχθούν μεγάλα ρεύματα σε σχέση με τα μέγιστα της γεννήτριας, αλλά και κίνδυνο αποκόλλησης της φτερωτής κι άλλων μηχανικών κομματιών της με οδυνηρές συνέπειες για ότι βρίσκεται σε ακτίνα πολλών μέτρων (αναλόγως της διαμέτρου της έλικας και του ύψους ανύψωσης του δρομέα). Για το λόγο αυτό φρενάρεται μέσω συστημάτων πέδησης ή μέσω της απομάκρυνσης των πτερυγίων από την κατεύθυνση του πνέοντος ανέμου. Ο προσδιορισμός των τριών αυτών ταχυτήτων καθώς και της ισχύος εξόδου μιας αιολικής ηλεκτρογεννήτριας για μια συγκεκριμένη θέση είναι αντικείμενο βελτιστοποίησης που λαμβάνει υπ όψη του τις ενεργειακές ανάγκες, τα στοιχεία κόστους και τα ανεμολογικά δεδομένα. Εμπειρικά, η ετήσια παραγωγή ενέργειας είναι μέγιστη, όταν η ονομαστική 88

89 ταχύτητα είναι 1.5 με 2 φορές μεγαλύτερη από τη μέση ταχύτητα του ανέμου στη συγκεκριμένη θέση. Σχήμα 5.6. Καμπύλη ισχύος Α/Γ (pitch control) ονομαστικής ισχύος 600 kw, στην οποία είναι ευδιάκριτες οι χαρακτηριστικές ταχύτητες του ανέμου. 5.4 ΒΑΘΜΟΣ ΑΠΟΔΟΣΗΣ ΤΗΣ ΑΝΕΜΟΓΕΝΝΗΤΡΙΑΣ Για να προσδιοριστεί ο βαθμός απόδοσης μιας ανεμογεννήτριας συναρτήσει της ταχύτητας του ανέμου, πρέπει να διαιρεθεί κάθε ισχύς της αντίστοιχης καμπύλης ισχύος (σχήμα 5.6) της ανεμογεννήτριας με την θεωρητική ισχύ του ανέμου σε αυτή την ταχύτητα (σχέση 3.21). Έτσι προκύπτει ο βαθμός απόδοσης του σχήματος

90 Σχήμα 5.7. Βαθμός απόδοσης ανεμογεννήτριας Είναι προφανές ότι κάθε ανεμογεννήτρια μπορεί να είναι βελτιστοποιημένη ώστε να αποδίδει καλύτερα σε ένα εύρος ταχυτήτων. Μεταβάλλοντας μεγέθη όπως το ύψος της ή την γωνία και τη γεωμετρία των πτερυγίων ή το μέγεθος των πτερυγίων ή το μέγεθος της γεννήτριας μεταβάλλεται η ενεργειακή συμπεριφορά της. Αλλάζοντας τα δύο τελευταία μεγέθη μεταβάλλεται η καμπύλη ισχύος της ανεμογεννήτριας, ενώ το ύψος της επηρεάζει μόνο την ταχύτητα του ανέμου. Γενικά οι ανεμογεννήτριες πρέπει να έχουν τον μεγαλύτερο βαθμό απόδοσης στις ταχύτητες ανέμου που παράγεται η περισσότερη ενέργεια ετησίως (δηλ. στο εύρος των συχνότερων υψηλών ταχυτήτων). Για δεδομένο μέγεθος έλικα, όσο πιο μεγάλη είναι η γεννήτρια και όσο μεγαλύτερες οι ταχύτητες του ανέμου (αυτό επιτυγχάνεται αυξάνοντας το ύψος του ρότορα), τόσο πιο πολύ ενέργεια θα παράγεται, όμως συγχρόνως δεν θα αποδίδει ικανοποιητικά σε μικρές και μέσες ταχύτητες. Αντίθετα για την ίδια έλικα, όσο μικρότερη είναι η γεννήτρια τόσο καλύτερα θα αποδίδει σε αδύναμους ανέμους αλλά δεν θα αποδίδει ικανοποιητικά σε μεγάλες ταχύτητες. Οι μικρές ανεμογεννήτριες παράγουν μικρά ποσά ηλεκτρικής ενέργειας, όμως δεν απαιτούν ισχυρό δίκτυο, παράγουν σχετικά πιο σταθερή ισχύ (διότι αποδίδουν καλύτερα 90

91 σε μικρότερες ταχύτητες), απαιτούν μικρότερο κόστος θεμελίωσης και είναι αισθητικά πιο αποδεκτές από τους κατοίκους. Τέλος τα αιολικά πάρκα είναι προφανώς πιο αξιόπιστα όταν έχουν πολλές μικρές ανεμογεννήτριες. Με βάση τα παραπάνω φαίνεται ότι μια μεγάλη ανεμογεννήτρια δεν είναι πάντα η καλύτερη λύση λόγω της οικονομίας κλίμακας, αλλά εξαρτάται από την ταχύτητα των ανέμων και τις ανάγκες μας σε ηλεκτρική ενέργεια. Τέλος πρέπει να αναφερθεί ότι οι ανεμογεννήτριες παραλαμβάνουν περίπου μέσα σε 2-3 μήνες λειτουργίας όλη την ενέργεια που απαιτήθηκε για να κατασκευαστούν, ενώ οι παραθαλάσσιες ανεμογεννήτριες απαιτούν ακόμα λιγότερο χρόνο. 5.5 ΑΠΟΔΟΣΗ ΣΥΣΤΗΜΑΤΟΣ ΠΑΡΑΓΩΓΗΣ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΑΠΟ ΑΙΟΛΙΚΗ ΕΝΕΡΓΕΙΑ Συντελεστής αεροδυναμικής απόδοσης Αναφέρεται στο δρομέα του ανεμοκινητήρα και δίνεται από τη σχέση: (Σχέση 5.18) Ο συντελεστής αεροδυναμικής απόδοσης εκφράζει το ποσοστό της ισχύος του ανέμου λίγο πριν τον ανεμοκινητήρα (P w ) το οποίο μετατρέπεται σε μηχανική ισχύ στον άξονα του δρομέα (P m ) Βαθμός απόδοσης μετατροπέα αιολικής ενέργειας Ο συνολικός βαθμός απόδοσης του μετατροπέα αιολικής ενέργειας θα ισούται με: 91

92 (Σχέση 5.19) όπου: n gb είναι ο βαθμός απόδοσης του κιβωτίου ταχυτήτων n g ο βαθμός απόδοσης της ηλεκτρικής γεννήτριας P m η μηχανική ισχύς που απομαστεύει ο Α/Κ P w η ισχύς του ανέμου P mg η ισχύς στην έξοδο του κιβωτίου ταχυτήτων P η ηλεκτρική ισχύς στην έξοδο της γεννήτριας Ο βαθμός απόδοσης του συστήματος απεικονίζεται στο σχήμα 5.8: Σχήμα 5.8. Βαθμός απόδοσης μετατροπέα με κιβώτιο ταχυτήτων 5.6 ΕΤΗΣΙΑ ΑΝΑΜΕΝΟΜΕΝΗ ΕΝΕΡΓΕΙΑΚΗ ΠΑΡΑΓΩΓΗ Κατά την περίοδο των μετρήσεων των δεδομένων του ανέμου και πριν την εγκατάσταση μίας Α/Γ, είναι δυνατό να υπολογιστεί η αναμενόμενη ενεργειακή παραγωγή, δηλαδή η ηλεκτρική ενέργεια που μπορεί να παραχθεί θεωρητικά για την κατανομή ανέμου μίας περιοχής και για μία συγκεκριμένη καμπύλη ισχύος Α/Γ. Επιπροσθέτως, και με μεγαλύτερη ακρίβεια, αυτός ο υπολογισμός μπορεί να γίνει και μετά την εγκατάσταση μίας Α/Γ και την 92

93 παράλληλη μέτρηση της πραγματικής της καμπύλης ισχύος. Αναφέρεται ο όρος πραγματική καμπύλη ισχύος, αφού συχνά οι κατασκευαστικές καμπύλες ισχύος που συνοδεύουν μία Α/Γ είναι ιδανικότερες κι εξιδανικευμένες σε σχέση με την πραγματική συμπεριφορά της. Συνήθως, αυτός ο υπολογισμός γίνεται για περίοδο ενός έτους και για αυτό έχει καθιερωθεί ο όρος ετήσια αναμενόμενη ενεργειακή παραγωγή (Ετήσια ΑΕΠ) και δίνεται συνήθως από τη σχέση 5.20: (Σχέση 5.20) Όπου, - Ε, η ετήσια αναμενόμενη ενεργειακή παραγωγή (kwh) - h=8760, οι ώρες ενός έτους - P el, η ηλεκτρική ισχύς εξόδου της Α/Γ (kw) - H, η διακριτή και συνεχής κατανομή του ανέμου σε ποσοστά % (όταν δεν είναι γνωστά αρκετά στοιχεία, λαμβάνεται ως Rayleigh) Συντελεστής χρησιμοποίησης Ένα άλλο χαρακτηριστικό μέγεθος μιας ανεμογεννήτριας που εξαρτάται από την κατανομή της ταχύτητας του ανέμου κατά την διάρκεια του έτους, τον τόπο εγκατάστασής της και τα τεχνικά χαρακτηριστικά της, είναι ο συντελεστής εκμετάλλευσής της. Ο συντελεστής αυτός εκφράζει το λόγο της ετήσιας παραγόμενης ενέργειας προς αυτήν που θα παράγονταν αν η ανεμογεννήτρια λειτουργούσε στην ονομαστική ισχύ της συνεχώς κατά την διάρκεια του έτους (Σχέση 5.21). Ο συντελεστής χρησιμοποίησης έχει ιδιαίτερη σημασία, αφού σχετίζεται άμεσα με τη βιωσιμότητα μίας ενεργειακής επένδυσης και εκφράζει πόσο αξιοποιείται η ανεμογεννήτρια στον τόπο εγκατάστασής της. Εκτιµάται ότι η ελάχιστη τιµή του εν λόγω συντελεστή ώστε να εξασφαλίζεται η οικονοµική βιωσιµότητα ενός αιολικού σταθµού στα µη διασυνδεδεµένα νησιά είναι 27,5%. Συνήθεις τιμές του είναι 25-35%, δίχως να αποκλείονται χαμηλότερες τιμές. Είναι προφανές, ότι εάν προκύπτουν τιμές χαμηλότερες αυτού του διαστήματος, τότε η επένδυση αποτυγχάνει και δύσκολα αποσβήνεται το αρχικό κεφάλαιο επένδυσης. Επιπλέον, οι μεγαλύτερες τιμές προκύπτουν, 93

94 όπως γίνεται αντιληπτό για περιοχές με μεγάλη ετήσια ταχύτητα ανέμου, αλλά εξαρτάται επίσης από τη μορφή της καμπύλης ισχύος της Α/Γ και από τη διαθεσιμότητα της. (Σχέση 5.21) Όπου, - CF, ο συντελεστής χρησιμοποίησης - Ε, η ετήσια αναμενόμενη ενεργειακή παραγωγή (kwh) - Pn, η ονομαστική ηλεκτρική ισχύς μίας Α/Γ ή ενός Α/Π (kw) -, η μέση τιμή της παραγόμενης ισχύος (kw) Σχήμα 5.9. Ο συντελεστής χρησιμοποίησης συναρτήσει της μέσης ταχύτητας του άνεμου για 4 υπεράκτια αιολικά πάρκα στο Ηνωμένο Βασίλειο. 94

95 5.6.2 Συμβατικές Ανηγμένες Ώρες Λειτουργίας (ΣΑΩΛ) Ένα ακόμα χαρακτηριστικό μέγεθος είναι οι Συμβατικές Ανηγμένες Ώρες Λειτουργίας (ΣΑΩΛ). Αποτελούν χαρακτηριστικό ενός συστήματος κι ορίζονται ως το πηλίκο της μέγιστης δυνατής ετήσιας παραγωγής του προς την ονομαστική του ισχύ (Σχέση 5.22). Ουσιαστικά εκφράζουν τον ισοδύναμο χρόνο λειτουργίας του πάρκου υπό πλήρη ισχύ, ώστε να παράγει την μέγιστη δυνατή παραγωγή. Συνήθως, χρησιμοποιείται παράλληλα με τους συντελεστές διαθεσιμότητας και τους περιορισμούς διείσδυσης ενός συστήματος (μεμονωμένη Α/Γ ή Α/Π), όπως συμβαίνει άλλωστε και με όλα τα προαναφερθέντα μεγέθη. (Σχέση 5.22) 5.7 ΚΟΣΤΟΣ ΑΙΟΛΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ Μία σύγχρονη Α/Γ μπορεί να παράγει υψηλής ποιότητας ηλεκτρικό ρεύμα στη συχνότητα του δικτύου και να δουλεύει χωρίς επιτήρηση και με μικρές απαιτήσεις συντήρησης για περισσότερες από 20 χρόνια (ή ώρες λειτουργίας). Ένα αυτοκίνητο σχεδιάζεται να λειτουργεί για περίπου ώρες. Η οικονομική εκτίμηση της αιολικής ενέργειας μεταξύ άλλων περιλαμβάνει: την ετήσια παραγωγή ενέργειας το κόστος κεφαλαίου της εγκατάστασης το λειτουργικό κόστος και το κόστος συντήρησης το κόστος σύνδεσης του σταθμού με το ηλεκτρικό σύστημα ο χρόνος απόσβεσης της επένδυσης Το χρονικό σημείο απόσβεσης μιας επένδυσης είναι εκείνο το χρονικό σημείο οπού τα έσοδα και τα έξοδα της επένδυσης εξισώνονται. Εάν ο χρόνος απόσβεσης είναι σημαντικά μικρότερος του ωφελίμου χρόνου μιας ενεργειακής επένδυσης, τότε η επένδυση είναι πολύ ελκυστική από οικονομική άποψη. Στην περίπτωση που ο χρόνος απόσβεσης πλησιάζει ή υπερβαίνει το χρόνο ζωής της εγκατάστασης, τότε η επένδυση παύει να είναι βιώσιμη. 95

96 Το κόστος εγκατάστασης κατανέμεται περίπου κατά 66% στο κόστος των ανεμογεννητριών και κατά 25% στο κόστος διαμόρφωσης του χώρου και συναρμολόγησης. Σήμερα, το κόστος εγκατάστασης ενός αιολικού συστήματος είναι /kw. Ο συντελεστής χρησιμοποίησης (capacity factor) της ανεμογεννήτριας είναι ένας άλλος όρος που συχνά χρησιμοποιείται για να περιγράψει την παραγωγικότητα μιας μονάδας. Εάν η ανεμογεννήτρια δούλευε συνεχώς στην ονομαστική της ισχύ τότε θα είχε συντελεστή λειτουργίας 1 (100% λειτουργία). Στην πράξη, όπως είδαμε, και για τις περισσότερες ανεμογεννήτριες επιτυγχάνεται συντελεστή λειτουργίας 0,25. Όταν συμπεριλάβουμε όλα τα κόστη, το κόστος παραγωγής της ηλεκτρικής ενέργειας από την αιολική ενέργεια κυμαίνεται από 4-5 c /kwh για «καλές» θέσεις, μέχρι 6-8 c /kwh, για όχι τόσο καλές τοποθεσίες. Οι υπολογισμοί αυτοί βασίζονται σε δυναμικότητα α/γ 850-1,500 kw, ενώ το κόστος επένδυσης είναι στην περιοχή /kw, έξοδα λειτουργίας και συντήρησης ~ 1,2 c /kwh για 20 χρόνια, και για εσωτερικό επιτόκιο 7,5% το χρόνο. Για σύγκριση με την παραγωγή ηλεκτρισμού από συμβατικά καύσιμα θα πρέπει να λαμβάνεται υπόψη και το λεγόμενο εξωτερικό κόστος (External Cost), δηλ. το κόστος που προέρχεται από ενέργειες που «έχουν επιπτώσεις σε πληθώρα αποδεκτών, όπως την ανθρώπινη υγεία, τα φυσικά οικοσυστήματα και τα κτήρια» (European Community, 1994), και δεν συμπεριλαμβάνεται στο κόστος που πληρώνουν οι καταναλωτές. Πίνακας 5.2. Εκτίμηση εξωτερικού κόστους στην Ελλάδα σε c /kwh Στο σχήμα 5.10 παρουσιάζεται η πτωτική εξέλιξη της τιμής παραγωγής ηλεκτρικής ισχύος από ανεμογεννήτριες από το 1980 και γίνονται προβλέψεις για την τιμή του στο μέλλον. Η πτωτική τάση οφείλεται σε: αύξηση μεγέθους Α/Γ, τεχνικές βελτιώσεις και βελτίωση στην κατασκευή. 96

97 Σχήμα Κόστος ηλεκτρικής ενέργειας από αιολικά συστήματα. (Μέσο κόστος παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας στις ΗΠΑ 7 cents/kwh.) 5.8 ΣΥΜΠΕΡΑΣΜΑΤΑ Συνοψίζοντας, δίνονται επιγραμματικά τα στοιχεία που επιδρούν σε μεγάλο βαθμό στην καμπύλη ισχύος και στην αναμενόμενη ενεργειακή παραγωγή : Αιολικό δυναμικό τοποθεσίας (μέση ταχύτητα ανέμου, στατιστική κατανομή του ανέμου, wind shear) Πυκνότητα αέρα (διαφορά ανάλογα με το υψόμετρο και τη θερμοκρασία), επισύρονται διορθώσεις στην κατασκευαστική καμπύλη ισχύος σύμφωνα με την επικρατούσα πυκνότητα ανέμου Τύρβη και τραχύτητα εδάφους (χαμηλότερη απόδοση της Α/Γ και καταπόνηση των αντοχών της) Διάμετρος φτερωτής (αύξηση της ισχύος με το τετράγωνο της καλυπτόμενης περιοχής π R 2 (swept area) του δρομέα) Αεροδυναμικός συντελεστής C p (εξαρτάται από την αεροδυναμική κι από τον αριθμό των πτερυγίων) Ταχύτητα περιστροφής δρομέα (μεταβλητών ή σταθερών στροφών) 97

98 Σύστημα ελέγχου Α/Γ (pitch ή stall control) Εγκατεστημένη ισχύς της γεννήτριας Ύψος πλήμνης δρομέα (εξαρτάται από το wind shear και την τάξη τραχύτητας που παρουσιάζει μία περιοχή) Λειτουργικό φάσμα ταχυτήτων (όσο μεγαλύτερο, τόσο καλύτερο) 98

99 ΚΕΦΑΛΑΙΟ 6 ΑΙΟΛΙΚΑ ΠΑΡΚΑ 6.1 ΒΑΣΙΚΑ ΧΑΡΑΚΤΗΡΙΣΤΙΚΑ ΤΩΝ ΑΙΟΛΙΚΩΝ ΠΑΡΚΩΝ Ένα αιολικό πάρκο είναι μία συστοιχία πολλών ανεμογεννητριών, οι οποίες εγκαθίστανται και λειτουργούν σε μία περιοχή με υψηλό αιολικό δυναμικό και διοχετεύουν το σύνολο της παραγωγής του στο ηλεκτρικό σύστημα. Υπάρχει βέβαια και η δυνατότητα οι ανεμογεννήτριες να λειτουργούν αυτόνομα, για την παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας σε περιοχές που δεν ηλεκτροδοτούνται ή για την παραγωγή μηχανικής ενέργειας για χρήση σε αντλιοστάσια [10]. Σχήμα 6.1. Δομή αιολικού πάρκου Στην παραπάνω εικόνα διακρίνονται οι τοποθετημένες Α/Γ, οι κύριοι δρόμοι πρόσβασης, τα καλώδια σύνδεσης με το δίκτυο, το υπάρχον δίκτυο της Δ.Ε.Η. και στο βάθος ο υποσταθμός. 99

100 Από την άποψη της ροής ηλεκτρικής ισχύος, ένα αιολικό πάρκο λειτουργεί παράλληλα με το συμβατικό δυναμικό παραγωγής της εταιρείας ηλεκτρισμού για την κάλυψη των απαιτήσεων σε ισχύ του συνδεδεμένου φορτίου. Οι σειρές μπορεί να αποτελούνται από εκατοντάδες μηχανών με ένα συνδυασμένο δυναμικό ισχύος του αιολικού πάρκου της τάξης των εκατοντάδων MW. Σχεδόν πάντοτε οι συμβατικές πηγές παρέχουν το μεγαλύτερο μέρος της ισχύος που απαιτείται από το φορτίο. Γενικά, η αναλογία του δυναμικού αιολικής παραγωγής προς το συνολικό δυναμικό (αιολικό συν συμβατικό) που εξυπηρετεί ένα ηλεκτρικό φορτίο σε οποιαδήποτε δεδομένη χρονική στιγμή υπολογίζεται από την αιολική διείσδυση WP: (Σχέση 6.1) Για παράδειγμα, υποτίθεται ότι σε μία δεδομένη στιγμή της ημέρας το ηλεκτρικό φορτίο είναι MW και ότι η ζήτηση αυτή καλύπτεται από συνδυασμό αιολικών και συμβατικών πηγών ηλεκτροπαραγωγής. Εάν το υφιστάμενο αιολικό δυναμικό είναι 100 MW και το συμβατικό δυναμικό MW, τότε σ' αυτή τη χρονική στιγμή η τιμή της αιολικής διείσδυσης θα είναι 0,0909 ή 9,1%. Με την τρέχουσα ηλεκτρική τεχνολογία των Α/Γ, η μέγιστη τιμή αιολικής διείσδυσης με την οποία τα περισσότερα ηλεκτρικά συστήματα είναι ασφαλή κυμαίνεται μεταξύ 10 και 15%. Το άνω όριο στην ποσότητα της αιολικής ενέργειας που μπορεί να απορροφηθεί από ένα ηλεκτρικό σύστημα αντικατοπτρίζει τις ανησυχίες γύρω από τα τεχνικά χαρακτηριστικά της ισχύος που παρέχεται από το αιολικό σύστημα, που είναι η ποιότητα ισχύος. Ειδικότερα, η ανησυχία σχετίζεται με την επίδραση της χρονικά μεταβαλλόμενης αιολικά παραγόμενης ισχύος στη βραχυπρόθεσμη ευστάθεια της τάσης και της συχνότητας της συνδυασμένης ισχύος που παρέχεται στο φορτίο. Η αποδεκτή τιμή διείσδυσης εξαρτάται από διάφορους παράγοντες, μεταξύ των οποίων είναι οι λεπτομέρειες της αιολικής τεχνολογίας, τα λειτουργικά χαρακτηριστικά των συμβατικών πηγών παραγωγής, και η δυναμικότητα και το μήκος των γραμμών μεταφοράς που συνδέουν τις πηγές με το φορτίο. Το άνω όριο στην ποσότητα της αιολικής 100

101 ενέργειας που μπορεί να συνδυαστεί με τις συμβατικές πηγές δεν αποτελεί αυστηρό περιορισμό, και η τιμή του θα αυξηθεί με την απόκτηση περισσότερης λειτουργικής εμπειρίας, τις αλλαγές της τεχνολογίας και την πιο στενή συσχέτιση των συστημάτων ελέγχου των αιολικών και των συμβατικών πηγών. Η εντατική ανάπτυξη των συστημάτων αυτών τα προηγούμενα 15 έτη οδήγησε στην αύξηση του μοναδιαίου μεγέθους τους (τελευταία, οι δυναμικότητες ισχύος των Α/Γ που σχεδιάζονται πρωτίστως για χρήση σε αιολικά πάρκα κυμαίνονται από περίπου 300 kw έως 1,5 MW, με τις αντίστοιχες διαμέτρους δρομέων να κυμαίνονται από 35 έως 65m), καθώς και στη θεαματική βελτίωση της αξιοπιστίας και των οικονομικών τους. Τα οικονομικά των διασυνδεδεμένων αιολικών συστημάτων μεγάλης κλίμακας προσεγγίζουν σήμερα εκείνα κάποιων συμβατικών συστημάτων ηλεκτροπαραγωγής. Σχήμα 6.2. Ροή του ανέμου μέσω μιας Α/Γ Όπως είδαμε και στο προηγούμενο κεφάλαιο, στην περίπτωση που το C p φθάσει το θεωρητικό του μέγιστο (όριο "Betz"), η ταχύτητα του ανέμου V 2 πίσω από το δρομέα είναι μόνο το 1/3 της ταχύτητας V 1, μπροστά από αυτόν (σχήμα 6.2). Έτσι, οι Α/Γ που εγκαθίστανται σε ένα αιολικό πάρκο παράγουν λιγότερη ενέργεια λόγω της μείωσης της ταχύτητας του ανέμου που προκαλείται από τις Α/Γ που βρίσκονται μπροστά τους. Οι απώλειες ενέργειας μπορούν να μειωθούν με την αύξηση της απόστασης μεταξύ των Α/Γ, καθώς ο άνεμος πίσω από μια Α/Γ θα επιταχυνθεί ξανά από το περιβάλλον αιολικό πεδίο. Ένα καλά σχεδιασμένο αιολικό πάρκο μπορεί να εμφανίζει λιγότερο από 10% απώλειες λόγω των φαινομένων αμοιβαίας αλληλεπίδρασης. Όπως υπάρχει ένα εύρος μεγεθών των Α/Γ, έτσι υπάρχει και ένα εύρος μεγεθών των αιολικών πάρκων. Τα μεγάλα πάρκα της Καλιφόρνιας είναι στο ένα άκρο αυτού του φάσματος, με το άλλο άκρο να αντιστοιχεί σε μια μικρή συστοιχία Α/Γ που εξυπηρετεί μια 101

102 δημοτική εταιρεία ηλεκτρισμού, ένα συνεταιριστικό αγρόκτημα, ή μια βιομηχανική μονάδα. Στο σχήμα 4.15 φαίνεται η ανοδική τάση στην εγκατεστημένη ισχύ των αιολικών πάρκων στην Ελλάδα. Ανεξάρτητα από το μέγεθος, τα βασικά χαρακτηριστικά ενός αιολικού πάρκου είναι ότι: 1) οι Α/Γ διασυνδέονται σε ένα ηλεκτρικό δίκτυο, 2) το αιολικό δυναμικό παραγωγής συνήθως αποτελεί εν γένει μικρό ποσοστό του συμβατικού δυναμικού που τροφοδοτεί το φορτίο του ηλεκτρικού συστήματος (χαμηλές τιμές αιολικής διείσδυσης) 3) οι Α/Γ απαιτούν κάποιου είδους ηλεκτρική υποστήριξη από το ηλεκτρικό δίκτυο. Ανάλογα με τις λεπτομέρειες της γεννήτριας και των άλλων ηλεκτρικών τεχνολογιών που χρησιμοποιούνται σε μια Α/Γ, η υποστήριξη μπορεί να κυμαίνεται από μια απλή αναφορά στη συχνότητα (για το συγχρονισμό του αιολικά παραγόμενου ηλεκτρισμού με αυτόν των συμβατικών πηγών) μέχρι την κατανάλωση άεργης ισχύος (απαιτείται για τη λειτουργία των γεννητριών των Α/Γ. Ανεξάρτητα από το μέγεθος του αιολικού πάρκου, χρησιμοποιούνται τυποποιημένες ηλεκτρικές τεχνικές και συνιστώσες (π.χ. μετασχηματιστές και προστατευτικός εξοπλισμός διανομής) για τη σύνδεση των Α/Γ με το δίκτυο. Η Α/Γ αποτελεί τη μόνη μη τυποποιημένη ηλεκτρική συνιστώσα. Σχήμα 6.3. Εγκατεστημένη ισχύς αιολικών πάρκων στην Ελλάδα ( ) 102

103 6.1.1 Είδη αιολικών πάρκων Τα αιολικά πάρκα μπορούν να ταξινομηθούν σε τρεις κατηγορίες: αυτά που είναι στην ξηρά ή αλλιώς χερσαία (onshore), αυτά που είναι κοντά στην ακτή (nearshore) και αυτά που είναι στη θάλασσα ή αλλιώς υπεράκτια (offshore). Χερσαία αιολικά πάρκα Χερσαία αιολικά πάρκα, ονομάζονται αυτά που κατασκευάζονται στις κορυφογραμμές περιοχών με μεγάλο σχετικά υψόμετρο τουλάχιστον τρία χιλιόμετρα προς το εσωτερικό από την πλησιέστερη ακτογραμμή. Αυτό συμβαίνει για την εκμετάλλευση της λεγόμενης τοπογραφικής επιτάχυνσης, με άλλα λόγια την επιτάχυνση του ανέμου καθώς διασχίζει μια κορυφογραμμή. Μία αύξηση της ταχύτητας του ανέμου οδηγεί και σε αύξηση της παραγόμενης ενέργειας. Μεγάλη προσοχή δίνεται στην χωρική διάταξη των ανεμογεννητριών μέσα στο αιολικό πάρκο που αποσκοπεί στη βέλτιστη αξιοποίηση του αιολικού δυναμικού. Τέλος, αξίζει να σημειωθεί ότι η περιοχή στην οποία εγκαθίσταται το αιολικό πάρκο, μεταβάλλεται μόνο απο οπτικής απόψεως ενώ το έδαφος παραμένει το ίδιο αξιοποιήσιμο (σε σχέση με πριν) για γεωργία ή κτηνοτροφία. Σχήμα 6.4. Αιολικό πάρκο στο βουνό Αττάβυρος της Ρόδου 103

104 Αιολικά Πάρκα κοντά στην ακτή Έτσι ονομάζονται τα πάρκα που βρίσκονται στην ξηρά εντός της ζώνης των τριών χιλιομέτρων από την ακτογραμμή ή στην θάλασσα εντός της ζώνης των δέκα χιλιομέτρων από την ακτογραμμή. Αυτές οι τοποθεσίες είναι αποδοτικές για εγκατάσταση λόγω του ανέμου που δημιουργείται από την θερμοκρασιακή διαφορά μεταξύ θάλασσας και ξηράς καθημερινά. Σχήμα 6.5. Αιολικό πάρκο κοντά στην ακτή στην βιομηχανική ζώνη της Κοπεγχάγης Υπεράκτια Αιολικά Πάρκα (offshore) Τα υπεράκτια αιολικά πάρκα βρίσκονται εγκατεστημένα σε θαλάσσιες περιοχές πέραν των δέκα χιλιομέτρων από την ακτή. Λόγω του ότι η επιφάνεια του νερού δεν έχει την ίδια τραχύτητα με το έδαφος, η ταχύτητα του ανέμου είναι μεγαλύτερη από ότι στη ξηρά, έτσι ο συντελεστής χρησιμοποίησης (Capacity Factor) είναι υψηλότερος των άλλων δυο τύπων αιολικών πάρκων. Βέβαια, η μεταφορά, η εγκατάσταση και η λειτουργία των ανεμογεννητριών στη θάλασσα έχει ιδιαίτερες απαιτήσεις και κυρίως κοστίζουν πολύ περισσότερο από τις εγκαταστάσεις αιολικής ενέργειας στη στεριά. Οι πρώτες δυσκολίες εμφανίζονται στη μεταφορά του πύργου και του ρότορα, που ξεπερνούν σε μήκος τα 50 μέτρα, για τόσο μεγάλες 104

105 αποστάσεις από την ξηρά (Σχήμαα 6.6). Το ίδιο ισχύει και στις περιπτώσεις μεταφοράς πολύπλοκων δομών, όπως για παράδειγμα τα θεμέλια πολλών πυλώνων. Σχήμα 6.6. Μεταφορά προσυναρμολογημένου στροφέα (70 μέτρα διάμετρος) για τοποθέτηση στο αιολικό πάρκο Yttre Stengrund Αξίζει να αναφερθεί ότι η μεταφορά της ενέργειας γίνεται με υποθαλάσσιο καλώδιο, και σε περιπτώσεις μεγάλων αποστάσεων από την ακτή χρησιμοποιείται μεταφορά με συνεχές ρεύμα υψηλής τάσης (HVDC) για ελαχιστοποίηση των απωλειών κατά την μεταφορά. Όταν υπάρχουν μεγάλες αποστάσεις από την ηπειρωτική χώρα προτιμάται η μεταφορά της ενέργειας από το θαλάσσιο πάρκο σε επίπεδο υψηλής τάσης. Αυτό απαιτεί έναν υποσταθμό μετασχηματισμού στην περιοχή του αιολικού πάρκου. Σε αυτόν τον υποσταθμό καταλήγουν σε ένα κεντρικό σημείο όλες οι γραμμές από τις ανεμογεννήτριες και εκεί η ενέργεια μετασχηματίζεται σε υψηλής τάσης. Εκτός από αυτό ο υποσταθμός περιέχει όλους τους απαραίτητους πίνακες μεταγωγής και άλλες ηλεκτρικές εγκαταστάσεις όπως, για παράδειγμα, συστήματα διόρθωσης του συντελεστή ισχύος. 105

106 Εικόνα 6.7. Υπεράκτιος υποσταθμός του αιολικού πάρκου Nysted Rodsand Σε σχέση με τα χερσαία έργα αιολικής ενέργειας, η κατασκευή υπεράκτιων ανεμογεννητριών απαιτεί σημαντική εφαρμοσμένη μηχανική όσον αφορά την υποδομή, τοποθέτηση, ηλεκτρική σύνδεση και την χρήση υλικών, τα οποία αντέχουν στο διαβρωτικό θαλάσσιο περιβάλλον. Η έδραση / θεμελίωση είναι η κύρια διαφορά μεταξύ των υπεράκτιων και των χερσαίων σχεδίων ανεμογεννητριών. Ενώ οι χερσαίες ανεμογεννήτριες απαιτούν μεγάλες κατασκευές έδρασης από σκυρόδεμα, οι υπεράκτιες ανεμογεννήτριες απαιτούν διαφορετικούς τύπους κατασκευών έδρασης αναλόγως του βάθους και του υλικού του θαλάσσιου βυθού. Στις κατασκευές έδρασης των υπεράκτιων ανεμογεννητριών συγκαταλέγονται οι μονοί πυλώνες, τα τρίποδα, οι θεμελιώσεις βαρύτητας από σκυρόδεμα και οι πλωτές δομές έδρασης. Η επιλογή του τύπου έδρασης εξαρτάται από το βάθος και τη φύση του πυθμένα της θάλασσας. Παραδείγματα βασικών αρχών έδρασης παρουσιάζονται στo παρακάτω σχήμα. 106

107 Σχήμα 6.8. Βασικές αρχές έδρασης υπεράκτιων ανεμογεννητριών Μολονότι, όπως αναφέρθηκε, η ταχύτητα των υπεράκτιων ανέμων είναι γενικά μεγαλύτερη αυτής των ανέμων της στεριάς, οι προαναφερθέντες παράγοντες δεν επέτρεψαν την υπεράκτια χρήση των ανεμογεννητριών κατά το παρελθόν. Παρά το γεγονός ότι τα υπεράκτια αιολικά πάρκα αντιστοιχούν σήμερα στο 0.4% μόνο της παγκόσμιας εγκατεστημένης ισχύος στη στεριά, οι τελευταίες εξελίξεις στην αιολική τεχνολογία οδηγούνται από την αναδυόμενη υπεράκτια αγορά. 107

108 Σχήμα 6.9. Το μεγαλύτερο θαλάσσιο αιολικό πάρκο στη νοτιοδυτική Αγγλία (Κεντ) Γενικά, τόσο το δυναμικό όσο και η εφικτότητα από την άποψη του κόστους της υπεράκτιας αιολικής ενέργειας καθίστανται πιο ελκυστικά σήμερα λόγω της προόδου της τεχνολογίας και όσο περισσότεροι κατασκευαστές ανεμογεννητριών αρχίζουν να παράγουν ανεμογεννήτριες για υπεράκτια χρήση. Η αύξηση του μεγέθους των ανεμογεννητριών και της απόστασης από την ακτή (για τη μείωση του θορύβου) συνεπάγονται την εγκατάσταση ολοένα και αποδοτικότερων ανεμογεννητριών, πράγμα που σημαίνει και τη μείωση του κόστους παραγωγής της υπεράκτιας αιολικής ενέργειας. 108

109 Σχήμα Τυπικές παράμετροι υπεράκτιου και χερσαίου αιολικού πάρκου Μπορεί βέβαια να ενσκήψουν κάποια κοινωνικά ζητήματα, ανάλογα με την κουλτούρα και την οικονομική κατάσταση του τόπου. Με προσεκτικό όμως προγραμματισμό και μελέτη, μπορούν να αποφευχθούν τόσο η διατάραξη του περιβάλλοντος όσο και οι αισθητικές επιπτώσεις, αλλά και οι όποιες αντιπαραθέσεις με άλλους τομείς δραστηριότητας. Γι αυτό, πρέπει να εξετάζονται και να αξιολογούνται οι μετεωρολογικές συνθήκες και οι προβλέψεις για τις προτεινόμενες τοποθεσίες. Ουσιαστικά, η κατανόηση των αιολικών χαρακτηριστικών είναι υψίστης σημασίας. Η ταχύτητα των ανέμων στη θάλασσα είναι συνήθως μεγαλύτερη και ομαλότερη απ ό,τι στην ξηρά. Το βάθος και η φύση του βυθού της θάλασσας είναι παράγοντες που πρέπει να εξετάζονται, σε ορισμένες τοποθεσίες. Οι επιλογές που υπάρχουν όσον αφορά τις 109

110 κατασκευές έδρασης είναι περιορισμένες και αυτό έχει σημαντική επίπτωση στο συνολικό κόστος τοποθέτησης των γεννητριών. Επίσης, θα πρέπει να εξετάζονται παράγοντες όπως το παλιρροϊκό εύρος, το μέγιστο ύψος κύματος που αναμένεται καθώς και η απόσταση από την ακτή και τους σταθμούς εξυπηρέτησης. Το τελευταίο μπορεί να επηρεάσει τόσο το χρόνο όσο και το κόστος ανέγερσης του αιολικού πάρκου, καθώς και τις εργασίες συντήρησης. Ακόμη, είναι επιτακτική ανάγκη να λαμβάνονται υπόψη η ναυσιπλοΐα, η αλιεία και οι διάδρομοι του θαλάσσιου εμπορίου. Ανάλογα με το μέγεθος του αιολικού πάρκου, είναι πιθανόν να επηρεάζονται τα δρομολόγια των εμπορικών πλοίων. Το υπεράκτιο αιολικό πάρκο ενδέχεται να έχει επιπτώσεις στο οικοσύστημα. Συνεπώς, θα πρέπει να εξετάζεται η κατάσταση όσον αφορά τα ψάρια, τα θαλάσσια θηλαστικά και πτηνά στην περιοχή. Τέλος, όσον αφορά τον τεχνικό εξοπλισμό, οι υπεράκτιες ανεμογεννήτριες συγκριτικά με τις χερσαίες, έχουν πολύ περισσότερες απαιτήσεις: Πολύ μεγαλύτερη αντιδιαβρωτική προστασία σε όλα σχεδόν τα δομικά στοιχεία. Άτρακτοι με καλύτερη σφράγιση. Κλειστό σύστημα ψύξης για τη γεννήτρια. Συστήματα παρακολούθησης και ελέγχου που μπορούν να επαναπρογραμματιστούν από τη στεριά. Ύπαρξη ειδικού γερανού επάνω στην άτρακτο για τη διευκόλυνση της συντήρησης και επισκευής. Ειδικά εργαλεία άρσης στην άτρακτο και στον πύργο για τα βαρέα στοιχεία και φορτία. Πλατφόρμες σύνδεσης για σκάφη συντήρησης με ειδικές ενισχύσεις πρόσβασης σε περίπτωση θαλασσοταραχής. Φωτισμό, σύμφωνα με τους κανόνες στη θάλασσα. 110

111 Σχήμα Χάρτης υπεράκτιας αιολικής ενέργειας στην Ευρώπη 6.2 ΛΕΙΤΟΥΡΓΙΑ ΤΟΥ ΑΙΟΛΙΚΟΥ ΠΑΡΚΟΥ Η καθημερινή λειτουργία ενός αιολικού πάρκου παρακολουθείται και ελέγχεται με τη χρήση ενός συστήματος εποπτικού ελέγχου και συλλογής δεδομένων (SCADA). Το σύστημα αυτό διασυνδέει όλα τα συστατικά μέρη (δηλ. ανεμογεννήτριες, μετεωρολογικούς σταθμούς και υποσταθμούς) του αιολικού πάρκου σε έναν κεντρικό Η/Υ, που παρέχει τη δυνατότητα στο χειριστή να παρακολουθεί και να ελέγχει τη λειτουργία του αιολικού πάρκου. Το σύστημα παρέχει και αποθηκεύει πληροφορίες σχετικά με τη λειτουργία του αιολικού πάρκου και έτσι μπορούν να εντοπιστούν αστοχίες ή προβλήματα λειτουργίας συγκεκριμένων ανεμογεννητριών. 111

112 6.3 ΣΥΝΤΗΡΗΣΗ Ο προσδοκώμενος χρόνος ζωής των Α/Γ είναι γενικά 20 χρόνια. Καθώς προορίζονται για εγκατάσταση σε απομακρυσμένα µέρη, εκτεθειμένα στον καιρό και σε δυνατούς ανέµους, η συντήρηση τους είναι γενικά δύσκολη και ακριβή. Περιλαµβάνει επιτόπιους ελέγχους των εξαρτηµάτων και των συνδέσεων µε το δίκτυο σε τακτική βάση, επιδιόρθωση βλαβών και αντικατάσταση των εξαρτηµάτων που συµπλήρωσαν τον χρόνο ζωής τους ή αστόχησαν. Οι δονήσεις που δέχονται, κυρίως τα πτερύγια αλλά και άλλα μέρη μιας ανεμογεννήτριας από τον άνεμο είναι ο παράγοντας που καθορίζει κατά το μέγιστο την πιθανότητα λειτουργικής αστοχίας ή ατυχήματος. Οι δονήσεις μπορούν να προκαλέσουν τη μετατόπιση υλικών, την αποκόλληση κάποιων συνδέσμων ακόμα και το μερικό ή ολικό σπάσιμο των πτερυγίων. Ένας άλλος παράγοντας που μπορεί να οδηγήσει σε μία πιθανή βλάβη στην ανεμογεννήτρια είναι η σκόνη. Η σκόνη (με τη μορφή γύρης, χνουδιών, σπόρων, εντόμων, κλπ.) παρεμποδίζει τη ροή του αέρα και μειώνει την ψύξη και κατά συνέπεια αυξάνεται η θερμοκρασία των διαφόρων μηχανικών και ηλεκτρικών εξαρτημάτων, όπως είναι η γεννήτρια παραγωγής ηλεκτρικού ρεύματος, το κιβώτιο ταχυτήτων, κλπ. Κάθε κατασκευαστής ανεμογεννητριών παρέχει το δικό του εγχειρίδιο και πρόγραμμα προληπτικής συντήρησης. Η ετήσια προληπτική συντήρηση περιλαμβάνει διάφορες εργασίες, ελέγχους, και δραστηριότητες στα διαφορετικά μέρη των ανεμογεννητριών. H συντήρηση, η επισκευή τα έξοδα και η διαθεσιμότητα (που θα αναλυθεί παρακάτω) είναι αλληλοεξαρτώμενα μεγέθη. Με αυξανόμενη την προληπτική συντήρηση τα έξοδα συντήρησης αλλά και τα έξοδα επισκευής ελαττώνονται αλλά και δημιουργούνται λιγότερες απρόβλεπτες βλάβες. Δεν μπορεί βέβαια κάποιος να κάνει λόγο για περισσότερη προληπτική συντήρηση διότι σε τελευταία ανάλυση και για την προληπτική συντήρηση χρειάζεται χρόνο ο οποίος αφαιρείτε από τον χρόνο παραγωγής. Για το λόγο αυτό και τα τελευταία 20 χρόνια η προσοχή στρέφεται όλο και ποιό πολύ στο να έχουν οι μηχανές εκ των προτέρων μεγάλη διαθεσιμότητα και όχι να αποκτά η μηχανή διαθεσιμότητα με μέτρα διαρκούς συντήρησης. Η προληπτική συντήρηση είναι σημαντική εκτός των άλλων και για τη βελτίωση της λειτουργίας των ανεμογεννητριών. Για παράδειγμα, η λίπανση των κινούμενων μερών που 112

113 περιλαμβάνεται στην προληπτική συντήρηση εάν δεν εκτελεστεί, μπορεί να προκαλέσει σοβαρές συνέπειες ακόμα και σε βραχυπρόθεσμες λειτουργίες. Εκτός της προληπτικής συντήρησης, υπάρχει και η «έγκαιρη» συντήρηση. Οι στόχοι της είναι οι ίδιοι, δηλαδή να βελτιωθεί η αξιοπιστία εξαλείφοντας πιθανές βλάβες. Ωστόσο, έχει ορισμένες ιδιαιτερότητες. Αυτού του τύπου η συντήρηση βασίζεται στην ανάλυση συγκεκριμένων στοιχείων για μία έγκαιρη ανίχνευση των μεταβολών στις συνθήκες λειτουργίες. Η συντήρηση αυτή επίσης εκτελείται τακτικά, αναλύοντας ορισμένα δεδομένα, τα οποία οι τεχνικοί καταχωρούν και προσφέρουν τη δυνατότητα ανάλυσης και σύγκρισης τους. Έτσι προκύπτουν σημαντικά συμπεράσματα σχετικά με την εξέλιξη κάποιων μεταβλητών. Η εκτίμηση αυτή επιτρέπει τον προγραμματισμό διορθωτικών εργασιών με την ελάχιστη δυνατή επίδραση στην παραγωγικότητα της κάθε ανεμογεννήτριας. Ένα άλλο είδος συντήρησης, για τις ανεμογεννήτριες, είναι η προαιρετική (proactive) συντήρηση. Η προαιρετική συντήρηση ασχολείται κυρίως με την ανάλυση των υπαρχόντων βλαβών και την προέλευσή τους. Εστιάζει στην αναγνώριση και διόρθωση των αιτιών των βλαβών τόσο στα εξαρτήματα της κάθε ανεμογεννήτριας όσο και στην διαδικασία εγκατάστασής της. Υπάρχουν πολλοί τρόποι για την πρόληψη αυτού του είδους των σφαλμάτων. Τροποποιήσεις στο σχεδιασμό, βελτίωση των διαδικασιών συντήρησης, και βελτιώσεις στην εκπαίδευση και την εμπλοκή του προσωπικού συντήρησης, είναι κάποιοι από αυτούς. Σε οποιαδήποτε φάση συντήρησης η πρώτη εργασία που εκτελείται αμέσως με την άφιξη στο αιολικό πάρκο είναι ο έλεγχος της κατάστασης κάθε ανεμογεννήτριας. Εάν μία ανεμογεννήτρια δεν λειτουργεί εξαιτίας βλάβης, τότε απαιτείται διορθωτική ενέργεια (διορθωτική συντήρηση). Η διορθωτική συντήρηση σε μία ανεμογεννήτρια είναι η εκτέλεση των απαιτούμενων εργασιών συντήρησης με στόχο την διόρθωση πιθανών σφαλμάτων, την αντικατάσταση εξαρτημάτων ή τη διόρθωση οποιασδήποτε ανωμαλίας ανιχνεύθηκε κατά τη διάρκεια οποιουδήποτε είδους συντήρησης που προηγήθηκε. Η διορθωτική συντήρηση μπορεί να είναι αρκετά πολύπλοκη και χρονοβόρα ανάλογα με το είδος βλάβης που εντοπίζεται. Ορισµένοι ειδικοί έλεγχοι πιθανόν να µην µπορούν να γίνουν επί τόπου, και να χρειάζεται να µεταφερθεί το εξάρτηµα στο εργοστάσιο κατασκευής (παράδειγµα το κιβώτιο 113

114 ταχυτήτων). Ιδιαίτερα δύσκολη είναι η συντήρηση του ρότορα και των πτερυγίων καθώς απαιτείται πρόσβαση σε µεγάλο ύψος, ενώ σε ορισµένες περιπτώσεις είναι αναγκαία η αφαίρεση τους και η επισκευή από τον κατασκευαστή. Στις επισκευές περιλαμβάνονται οι αναλώσιμες εργασίες, οι επιδιορθώσεις βλαβών που οφείλονται σε μετεωρολογικές συνθήκες, όπως υγρασία, πάγος, υπερθέρμανση και σε φυσική φθορά ορισμένων τμημάτων του εξοπλισμού (σκουριά και διάβρωση) ή σε καταστροφές από πτώσεις κεραυνών, καταστροφές ηλεκτρολογικού εξοπλισμού από ανωμαλίες δικτύου, ενώ ευρώ είναι το κόστος ασφάλισης των εγκαταστάσεων για αστική ευθύνη και ανωτέρα βία. Από τις χαρακτηριστικές εργασίες συντήρησης είναι η σύσφιξη των κοχλιών των πτερυγίων με την πλήμνη που πρέπει να γίνεται κάθε χρόνο. Επίσης, κάθε χρόνο θα πρέπει να γίνεται και η επιθεώρηση των ακροπτερυγίων για ζημιά από τους κεραυνούς καθώς και έλεγχος του υδραυλικού συστήματος ενεργοποίησής τους. Όσον αφορά τους πύργους στήριξης, πρέπει να γίνεται σύσφιξη των κοχλιών βάσεως, σύνδεσης ενδιαμέσων τμημάτων του πύργου και κλιμάκων κάθε χρόνο ή κάθε 500 ώρες λειτουργίας. Κάθε χρόνο θα πρέπει να γίνεται επίσης έλεγχος για ρωγμές στις συγκολλήσεις, διάβρωση και κατάσταση των θυρών. Σχήμα Ειδικός γερανός για εργασίες συντήρησης Η κόπωση των εξαρτηµάτων είναι ιδιαίτερα έντονη και οδηγεί πολλές φορές σε αστοχία των υλικών. Επιβαρύνεται από το γεγονός ότι, ιδιαίτερα σε περιοχές µε έντονη τυρβώδη ροή του ανέµου, οι καταπονήσεις από τις ροπές και τις δυνάµεις που αναπτύσσονται 114

115 ακολουθούν την στοχαστική κατανοµή του ανέµου. Η µεταβλητότητα του ανέµου εξαναγκάζει επίσης την εγκατάσταση συστήµατος ελέγχου της παραγόµενης ισχύος, ώστε να µην επιτρέπεται να υπερβαίνει τα όρια αντοχής της Α/Γ. Αυτός ο έλεγχος γίνεται είτε µε αλλαγή της κλίσης των πτερύγων στο σύνολο τους, είτε µε αλλαγή της κλίσης µόνον του άκρου των πτερύγων, είτε µε κατάλληλο σχεδιασµό των πτερύγων που να εξαναγκάζει σε στολάρισµα πάνω από ορισµένη ταχύτητα του ανέµου, και σαν συνέπεια να τίθεται εκτός λειτουργίας. Οι διαδοχικοί σχεδιασµοί των Α/Γ κατά την διάρκεια των τελευταίων χρόνων εξέλιξης τους έχουν οδηγήσει στο συµπέρασµα ότι µεγάλης σηµασίας είναι η απλότητα της κατασκευής του ρότορα ώστε να κερδίζει σε αξιοπιστία και ευκολία συντήρησης. Υπάρχει έτσι η διάχυτη πεποίθηση ότι όσο περισσότερο πολύπλοκο είναι ένα εξάρτηµα (ώστε να µπορεί να εκµεταλλεύεται καλύτερα τον άνεµο) τόσο λιγότερο αξιόπιστο είναι και δύσκολο να συντηρηθεί. Το µεγαλύτερο ποσοστό βλαβών το παρουσιάζει το ηλεκτρικό σύστηµα ελέγχου. Στην περίπτωση που η βλάβη επέλθει στο δίκτυο, πράγµα όχι σπάνιο, η Α/Γ τίθεται εκτός λειτουργίας. Σπάνιες είναι οι περιπτώσεις αστοχίας του πύργου όπως αυτή που συνέβη τον Απρίλιο 2004 στο αιολικό πάρκο της Κρατήγου (Μυτιλήνη) όταν ο πύργος λύγισε και καταστράφηκε µε αποτέλεσµα να καταστραφεί η Α/Γ. Οι κυριότερες αιτίες γιά µειωµένη παραγωγή προκύπτουν από κακή εκτίµηση και επιλογή της θέσης εγκατάστασης της Α/Γ (σε επίπεδο µικροκλίµακας), αλλά και από την βροχή και την σκόνη που επικάθονται στα πτερύγια και προκαλούν προβλήµατα στην καλή ροή του ανέµου γύρω από αυτά. Ένας πλήρες και λεπτομερές πρόγραμμα συντήρησης απαιτείται για τη βελτίωση της απόδοσης ενός αιολικού πάρκου. Η καθυστέρηση πραγματοποίησης μιας συντήρησης μπορεί να προκαλέσει προβλήματα λειτουργίας αλλά δεν είναι πάντα εύκολο να αποφευχθεί καθώς η συντήρηση εξαρτάται από τις καιρικές συνθήκες, το μέγεθος των παρατηρούμενων βλαβών κλπ. 115

116 Πέρα από τις τεχνικές εργασίες, υπάρχει και η ανάγκη διατήρησης εγγράφων σχετικά με τις διάφορες λειτουργίες και εργασίες στο αιολικό πάρκο. Σχεδόν όλα τα τεχνικά έγγραφα στα αιολικά πάρκα είναι εγχειρίδια συντήρησης, τα οποία περιλαμβάνουν ένα σύνολο εργασιών προληπτικής συντήρησης που πρέπει να εκτελεστούν. Υπάρχουν επίσης έγγραφα και προτεινόμενες διαδικασίες που καθορίζουν τον τρόπο διασφάλισης της ποιότητας, την πρόληψη ατυχημάτων, τη διαχείριση των πιθανών απορριμμάτων, τα ωράρια εργασίας του προσωπικού, κλπ Κόστος Λειτουργίας Συντήρησης Το κόστος Λειτουργίας και Συντήρησης (O&M) είναι ο συνδυασμός όλων των τεχνικών και διοικητικών ενεργειών κατά τη διάρκεια ζωής ενός έργου (life cycle) με σκοπό τη διατήρηση του ή την επαναφορά του σε μια κατάσταση τέτοια ώστε να μπορεί να εκτελεί την επιθυμητή λειτουργία. Το κόστος Λειτουργίας θεωρείται σταθερό κατά τα έτη, αγνοώντας παραμέτρους πληθωρισμού και άλλους παράγοντες του αβέβαιου οικονομικού περιβάλλοντος. Περιλαμβάνει όσες λειτουργίες είναι απαραίτητες για την λειτουργία των Α/Π, όπως τις δαπάνες πληρωμών, την ετήσια μίσθωση της γης κ.α. Το κόστος Συντήρησης αποτελείται από την Προληπτική συντήρηση (Preventive maintenance) και την Διορθωτική συντήρηση (Corrective maintenance). Η πρώτη πραγματοποιείται σε προκαθορισμένα διαστήματα με σκοπό την μείωση της πιθανότητας βλαβών των εξαρτημάτων. Η συντήρηση αυτή είναι περιοδική και προγραμματισμένη, ωστόσο μπορεί να γίνεται και βασιζόμενη σε συστήματα παρακολούθησης της λειτουργίας. Η δεύτερη πραγματοποιείται ύστερα από την αναγνώριση βλάβης και σκοπό έχει την αποκατάσταση του εξαρτήματος σε κατάσταση τέτοια ώστε να μπορεί να εκτελεί την επιθυμητή λειτουργία. Αναφέρεται εδώ ότι οι εταιρείες κατασκευής Α/Γ παρέχουν συμβόλαιο για την συντήρηση των μηχανών (Warranty of Maintenance) το οποίο αποτελεί κομμάτι του after sales marketing και περιλαμβάνει ό,τι αφορά την προληπτική συντήρηση. 116

117 6.4 ΟΙΚΟΝΟΜΙΚΟΙ ΠΑΡΑΓΟΝΤΕΣ Με ολοένα και περισσότερα υπεράκτια αιολικά πάρκα να κατασκευάζονται, το κόστος επένδυσης των αιολικών πάρκων μειώνεται καθώς εξελίσσεται η τεχνολογία και το μέγεθος των αιολικών πάρκων γίνεται μεγαλύτερο [1]. Το κόστος επένδυσης του πρώτου υπεράκτιου αιολικού πάρκου που κατασκευάστηκε στη Δανία ήταν της τάξης των /kw, ενώ στο αιολικό πάρκο του Horns Rev αυτό μειώθηκε στα /kw. Τα κόστη επένδυσης αναμένεται να μειωθούν περαιτέρω με την εξέλιξη της τεχνολογίας, και αυτό λόγω της αύξησης της ισχύος των ανεμογεννητριών και της αποκτηθείσας από προηγούμενα έργα εμπειρίας. Επίσης, κατασκευάζονται ειδικά πλοία για τη μεταφορά και εγκατάσταση των ανεμογεννητριών. Εκτιμάται ότι το κόστος των κατασκευών έδρασης θα μπορούσε να είναι έως και 30% μεγαλύτερο από αυτό των χερσαίων θεμελιώσεων, με τα άλλα κόστη να είναι υψηλότερα κατά 25% περίπου. Το κόστος κεφαλαίου σε ορισμένα νεώτερα αιολικά πάρκα ανέρχεται στο ποσό των /kw, που είναι σαφώς πιο συγκρίσιμο με τα κόστη κεφαλαίου της τάξης των /kw των χερσαίων αιολικών πάρκων. Το ανά κιλοβάτ (ή μεγαβάτ) κόστος κεφαλαίου αναμένεται να μειωθεί μελλοντικά λόγω της διαρκούς εξέλιξης των ειδικών πλοίων που χρησιμοποιούνται για την μεταφορά και εγκατάσταση των ανεμογεννητριών. Το αυξανόμενο μέγεθος των ανεμογεννητριών (δηλ. μεγαλύτερη ισχύς) συνεπάγεται οικονομίες κλίμακας. Ως αποτέλεσμα των αιολικών συνθηκών στις υπεράκτιες τοποθεσίες, το συνολικό κόστος ανά παραγόμενη κιλοβατώρα αναμένεται να καταστεί μικρότερο σε σχέση με αυτό μιας χερσαίας τοποθεσίας. Τεχνολογικοί κίνδυνοι: Οι τεχνολογικές τάσεις είναι προς τη χρήση ανεμογεννητριών μεγαλύτερης ισχύος (2 2,5 MW ή και περισσότερο) σε υπεράκτιες εφαρμογές. Υπάρχουν κίνδυνοι που σχετίζονται με την εντατική έρευνα και ανάπτυξη προς την επίτευξη του σκοπού αυτού. Αν και υπάρχουν οικονομίες κλίμακας στα κόστη παραγωγής της ενέργειας, αυτές μπορεί να αυξήσουν τα κόστη κεφαλαίου και το κόστος της περαιτέρω έρευνας και ανάπτυξης. Ωστόσο, οι κίνδυνοι αυτοί μπορούν να ξεπεραστούν με τις οικονομίες κλίμακας και τη βελτίωση της αποδοτικότητας των ανεμογεννητριών, λόγω των σταθερότερων αιολικών συνθηκών στις παράκτιες και υπεράκτιες τοποθεσίες. 117

118 Οι τεχνολογικοί κίνδυνοι σχετίζονται και με τον τομέα σχεδιασμού των συνιστωσών. Σε μια προσπάθεια μείωσης του κόστους συντήρησης, διεξάγεται έρευνα για την αντικατάσταση του κιβωτίου ταχυτήτων, ενός σημαντικού και δαπανηρού εξαρτήματος, με ένα σύστημα απευθείας μετάδοσης της κίνησης. Μια τέτοια εξέλιξη αυτή θα αυξήσει τους κινδύνους λόγω της μη δοκιμασμένης ακόμα σχεδίασης του συστήματος. Η χρηματοδότηση των έργων από τους επενδυτές ήταν μέχρι τώρα περιορισμένη λόγω του υψηλού κόστους κεφαλαίου που απαιτούνταν ως αποτέλεσμα του κόστους των θεμελιώσεων και του υψηλού κόστους συντήρησης λόγω του απομακρυσμένου των τοποθεσιών. 118

119 ΚΕΦΑΛΑΙΟ 7 ΑΞΙΟΠΙΣΤΙΑ ΑΙΟΛΙΚΩΝ ΣΥΣΤΗΜΑΤΩΝ 7.1 ΑΞΙΟΠΙΣΤΙΑ ΣΥΣΤΗΜΑΤΩΝ ΣΤΟ ΧΡΟΝΟ Θεωρούμε ότι κάθε μονάδα (ή σύστημα) έχει έναν χρόνο ζωής Τ ο οποίος δεν μπορεί να είναι γνωστός εκ των προτέρων και για αυτό θεωρείται τυχαία μεταβλητή με τιμές στο [0, ). Θεωρούμε λοιπόν ότι μία μονάδα ξεκινά να λειτουργεί στο χρόνο 0 και παραμένει στην κατάσταση λειτουργίας μέχρι και την τυχαίο χρόνο Τ. Μετά από τη στιγμή αυτή θα θεωρούμε ότι η μονάδα παραμένει σε κατάσταση αποτυχίας (σε αυτή την περίπτωση λέγεται ότι έχουμε μη ανανεώσιμες μονάδες)[11]: Σχήμα 7.1 Αν εξετάσουμε την μονάδα αυτή σε συγκεκριμένο χρόνο t (όπως στο Κεφάλαιο 1), τότε είτε αυτή θα λειτουργεί (αν Τ t) είτε θα έχει αποτύχει (αν Τ < t). Επομένως, η αξιοπιστία R(t) της μονάδας αυτής στο χρόνο t θα πρέπει να είναι: R(t) = P (να λειτουργεί στο χρόνο t) = P(T t), t 0. (Σχέση 7.1) Μπορούµε επίσης να υπολογίσουµε την αναξιοπιστία του συστήµατος ως 1 R(t). Ένα κριτήριο αξιοπιστίας που παρουσιάζει επίσης ενδιαφέρον είναι ο µέσος χρόνος µέχρι την εμφάνιση μιας αστοχίας/βλάβης ενός συστήµατος, MTTF. οσµένης της αξιοπιστίας του συστήµατος R(t), ο MTTF µπορεί να υπολογιστεί ως: 119

120 (Σχέση 7.2) Ένας άλλος πολύ σημαντικός δείκτης απόδοσης μιας μηχανής ή εξαρτήματος ή ενός συστήματος είναι ο μέσος χρόνος μεταξύ αστοχιών (Mean Time Between Failure). Δηλαδή μετρώνται οι ώρες λειτουργίας συνολικά και διαιρούνται με τον αριθμό των αστοχιών/βλαβών Ρυθμός βλάβης/αστοχίας Έστω μία μη-αρνητική συνεχής τυχαία μεταβλητή Τ με συνάρτηση κατανομής F = 1 R και σ.π.π. f. Η ποσότητα (Σχέση 7.3) για t 0 ώστε R(t) > 0, καλείται ρυθμός αστοχίας ή (στιγμιαία) βαθμίδα αποτυχίας ή ένταση αποτυχίας ή ένταση θνησιμότητας (failure rate, intensity of failures, hazard rate, force of mortality) Ρυθµός επισκευής (Repair rate) O ρυθµός επισκευής πρέπει να λαµβάνεται υπόψη σε ακριβή µοντέλα αξιοπιστίας συστηµάτων. Ωστόσο είναι δύσκολη η αναπαράσταση της δραστηριότητας επισκευής µε αναλυτικό τρόπο. Υπάρχουν πολλοί παράγοντες που επηρεάζουν τον ρυθµό µε τον οποίο συµβαίνει η επισκευή περιλαµβάνοντας ανθρώπινη επιδεξιότητα, απαιτούµενο χρόνο µετακίνησης, δυνατότητα διάγνωσης και την διαθεσιµότητα εξαρτηµάτων. Παρά την έλλειψη θεωρητικής γνώσης σε βάθος, τα πιθανοτικά µοντέλα κάνουν υποθέσεις για τον ρυθµό επισκευής µε ανάλογο τρόπο του ρυθµού αστοχίας. Για την επίλυση µοντέλων αξιοπιστίας που περιλαµβάνει τόσο ρυθµό αστοχίας και ρυθµό επισκευής απαιτείται η χρήση µοντέλων στα οποία συνήθως γίνεται η υπόθεση ότι η επισκευή ενός συστήµατος που έχει αστοχήσει επαναφέρει το σύστηµα µε τέτοιο τρόπο ώστε ο ρυθµός αστοχίας του συστήµατος να παραµένει ο ίδιος σαν να µην είχε συµβεί κάποια αστοχία. Στην περίπτωση εκθετικού µοντέλου (σταθερό ρυθµό αστοχίας) κάτι 120

121 τέτοιο ισχύει και ο ρυθµός επισκευής συνδέεται µε τον αναµενόµενο χρόνο επισκευής (MTTR - Mean time to repair) ενός συστήµατος ή µιας συνιστώσας που έχει αστοχήσει µε την σχέση μ=1/mttr. Αυτή η υπόθεση είναι λιγότερο έγκυρη για την Weibull διαδικασία αλλά γίνεται για να επιτυγχάνονται αναλυτικές λύσεις. 7.2 ΑΞΙΟΠΙΣΤΙΑ ΛΕΙΤΟΥΡΓΙΑΣ ΣΥΣΤΗΜΑΤΩΝ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ Ο όρος αξιοπιστία έχει μία ευρεία έννοια, όπως φαίνεται και από τον πλέον διαδεδομένο και κοινά αποδεκτό ορισμό του [12]: Αξιοπιστία είναι η πιθανότητα του συστήματος να εκτελεί την αποστολή του επαρκώς για τη σχεδιαζόμενη χρονική περίοδο και τις επικρατούσες λειτουργικές συνθήκες. Χρειάζεται να αναγνωρισθεί η γενικότητά του όρου και να χρησιμοποιηθεί προκειμένου να εξετασθεί η συνολική ικανότητα του συστήματος να πραγματοποιεί τον στόχο του. Για αυτό τον λόγο, συχνά γίνεται η θεώρηση ότι η εκτίμηση της αξιοπιστίας ενός συστήματος παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας υποδιαιρείται στις ακόλουθες κατηγορίες: επάρκεια του συστήματος και ασφάλεια αυτού. Η επάρκεια του συστήματος σχετίζεται με την ύπαρξη εγκαταστάσεων ικανών να ικανοποιήσουν τη ζήτηση του φορτίου. Πρόκειται για εγκαταστάσεις απαραίτητες για την παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας αλλά και τη μεταφορά και διανομή αυτής μέχρι τα τελικά σημεία κατανάλωσης. Η επάρκεια αναφέρεται σε στατικές καταστάσεις οι οποίες δεν περιλαμβάνουν διαταραχές του συστήματος. Από την άλλη, η ασφάλεια σχετίζεται με την ικανότητα του συστήματος να ανταποκρίνεται στις διαταραχές που δημιουργούνται, τοπικές ή πιο απομακρυσμένες. Σε κάθε μελέτη αξιοπιστίας ενός συστήματος κρίνεται αναγκαίο να καθοριστούν οι κατηγορίες βλαβών των συστημάτων, οι διάφορες ζώνες του προβλήματος και να αφιερωθεί ο απαιτούμενος χρόνος για τη συλλογή δεδομένων και την ανάλυση μεθόδων και τεχνικών. 121

122 7.2.1 Κατηγορίες βλαβών Οι βλάβες που συμβαίνουν στα συστήματα ηλεκτρικής ενέργειας διακρίνονται στις ακόλουθες κατηγορίες: Παθητικές Βλάβες (Passive Failures): είναι οι καταστάσεις βλάβης των στοιχείων του συστήματος, οι οποίες δεν προκαλούν την επενέργεια των διακοπτών προστασίας του συστήματος και τίθενται εκτός λειτουργίας μόνο τα στοιχεία που ανήκουν στον κλάδο όπου παρουσιάστηκε η βλάβη. Ενεργές Βλάβες (Active Failures): είναι οι καταστάσεις βλάβης των στοιχείων του συστήματος που προκαλούν την ενεργοποίηση της πρωταρχικής ζώνης προστασίας και επομένως την πιθανή αποσύνδεση και άλλων κλάδων, εκτός από αυτόν όπου παρουσιάστηκε η βλάβη. Μόνιμες Βλάβες (Permanent Failures): είναι οι βλάβες που προκαλούν φθορά των στοιχείων και για την αποκατάστασή τους απαιτείται η επισκευή τους. Διαρκούν ένα αρκετά σημαντικό χρονικό διάστημα. Παροδικές Βλάβες (Temporary Failures): οι παροδικές βλάβες μπορούν να μην προκαλέσουν φθορά των στοιχείων και ο χρόνος επισκευής τους είναι σημαντικά μικρότερος από τον αντίστοιχο των μόνιμων βλαβών. Μεταβατικές Βλάβες (Transient Failures): πρόκειται για τις βλάβες που δεν προκαλούν φθορά των στοιχείων και η ομαλή λειτουργία του συστήματος αποκαθίσταται με την αυτόματη λειτουργία των διακοπτών προστασίας. Είναι μικρής χρονικής διάρκειας και η επίδρασή τους στους δείκτες αξιοπιστίας του συστήματος είναι συνήθως αμελητέα. Βλάβες Κοινής Αιτίας (Common Mode Failures): είναι τα ενδεχόμενα βλάβης που προκαλούνται από ένα εξωτερικό αίτιο και θέτουν δύο ή περισσότερα στοιχεία εκτός λειτουργίας ενώ αυτές οι βλάβες δεν μπορούν να θεωρηθούν σαν επακόλουθο η μία της άλλης. 122

123 Συντήρηση (Maintenance): είναι η προγραμματισμένη αποσύνδεση κλάδων του συστήματος ώστε να λάβουν χώρα διαδικασίες συντήρησης σε ένα ή περισσότερα από τα στοιχεία που περιλαμβάνονται στους αντίστοιχους κλάδους. Ο χρόνος αποσύνδεσης εξαρτάται από το χρόνο που απαιτείται για τη συντήρησή του Kριτήρια αναγνώρισης των βλαβών Για να είναι δυνατό να αναγνωρισθούν όλα τα πιθανά ενδεχόμενα βλάβης σε ένα σύστημα, χωρίς να παραλειφθεί κάποιο, εφαρμόζονται τα ακόλουθα δύο κριτήρια: I. Kριτήριο Ολικής Απώλειας Συνέχειας Τα ενδεχόμενα που προκαλούν ολική απώλεια της συνέχειας σε ένα ζυγό έχουν σαν αποτέλεσμα την πλήρη απομόνωσή του από τα σημεία παραγωγής με επακόλουθο την ολική απώλεια τροφοδότησης του φορτίου. II. Κριτήριο Μερικής Απώλειας Συνέχειας Τα ενδεχόμενα που προκαλούν μερική απώλεια της συνέχειας σε ένα ζυγό έχουν σαν αποτέλεσμα την αποσύνδεση μερικών οδεύσεων τροφοδότησης του ζυγού από τα σημεία παραγωγής με επακόλουθο την υπερφόρτιση των οδεύσεων που παραμένουν σε λειτουργία και τη μερική απώλεια του φορτίου του ζυγού Παράμετροι αξιοπιστίας Είναι συχνά απαραίτητο, η αξιοπιστία του συστήματος να εκφρασθεί ποσοτικά μέσω κάποιων παραμέτρων στις οποίες θα αποδοθούν αριθμητικές τιμές. Τέτοιες παράμετροι είναι: Ρυθμός Βλάβης, λ: ορίζεται ως ο λόγος του ολικού αριθμού των παρατηρούμενων βλαβών προς το συνολικό χρόνο χρόνο λειτουργίας του συστήματος για την περίοδο της ανάλυσης και έχει μονάδες αντίστροφου χρόνου. Συνήθως εκφράζεται σαν επί της εκατό τιμή για 1000 ώρες ή ένα ημερολογιακό έτος (8760 ώρες) λειτουργίας. Συχνά 123

124 γίνεται θεώρηση τριών καταστάσεων καιρικών συνθηκών (κανονικές, άσχημες, θεομηνίες) στις οποίες ο ρυθμός βλαβών των στοιχείων του συστήματος λαμβάνει αντίστοιχες τιμές. Μέσος Χρόνος Μεταξύ Βλαβών, ΜΧΜΒ (Mean time between failures, ΜΤBF): ορίζεται ως η μέση τιμή της διάρκειας των χρονικών περιόδων μεταξύ διαδοχικών βλαβών για ορισμένη περίοδο της ζωής ενός στοιχείου και υπολογίζεται ως ο λόγος του συνολικού χρόνου λειτουργίας προς τον ολικό αριθμό των παρατηρούμενων βλαβών. Μέσος Χρόνος Εμφάνισης Βλάβης, ΜΧΕΒ (Mean time to failure, MTTF): ορίζεται ως ο λόγος του συνολικού χρόνου λειτουργίας προς τον ολικό αριθμό των παρατηρούμενων βλαβών. Διαφέρει από τον ΜΧΜΒ μόνο ως προς τον τρόπο χρησιμοποίησής του, καθώς αναφέρεται σε στοιχεία που δεν επισκευάζονται ενώ ο ΜΧΜΒ χρησιμοποιείται για στοιχεία που επισκευάζονται. Σε πολλές περιπτώσεις ο MTBF είναι ίσος με τον MTTF διότι η επισκευή είναι άμεση με αντικατάσταση κάποιου υλικού που υπάρχει σε διαθεσιμότητα σε χρόνο πολύ μικρό. Μέσος Χρόνος Διάρκειας Επισκευής, ΜΧΔΕ (Mean time to repair, MTTR): oορίζεται ως η μέση τιμή της διάρκειας των χρονικών περιόδων επισκευής των στοιχείων που έχουν υποστεί βλάβη. Όπως είδαμε, ο ΜΧΔΕ εκπεφρασμένος σαν ρυθμός, δηλαδή ως αντίστροφος του χρόνου, δίνει τον ρυθμό επισκευής, μ, ενός στοιχείου. Μη Διαθεσιμότητα, ΡΜΠΔ (Unavailability, U): η μη διαθεσιμότητα μιας μονάδας παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας είναι η πιθανότητα βλάβης της σε κάποια χρονική στιγμή στο μέλλον και είναι περισσότερο γνωστή ως Ρυθμός Μη Προγραμματισμένων Διακοπών. Ορίζεται ως ο λόγος δύο χρονικών περιόδων: U = Xρόνος εκτός λειτουργίας / (Χρόνος λειτουργίας + Χρόνος εκτός λειτουργίας) Διαθεσιμότητα Μονίμου Καταστάσεως, Α (Availability, A): σε αντιστοιχία με τη μη διαθεσιμότητα, η διαθεσιμότητα μιας μονάδας παραγωγής ορίζεται ως εξής: Α = Xρόνος λειτουργίας / (Χρόνος λειτουργίας + Χρόνος εκτός λειτουργίας λόγω βλάβης) 124

125 Α = Μέσος Χρόνος Μεταξύ Βλαβών / (Μέσος Χρόνος Μεταξύ Βλαβών + Μέσος Χρόνος Εκτός Λειτουργίας λόγω Βλάβης) ( ) A ( ) ( ) (Σχέση 7.4) Ισχύει U = 1-A. 7.3 ΑΞΙΟΠΙΣΤΙΑ ΤΩΝ ΑΙΟΛΙΚΩΝ ΣΥΣΤΗΜΑΤΩΝ Κάθε αιολικό πάρκο τα πρώτα χρόνια λειτουργιάς του, έχει ένα μεγάλο αριθμό βλαβών που αλληγορικά ονομάζουμε παιδικές ασθένειες ή teething problems, αριθμός που ελαττώνεται με την πάροδο του χρόνου, εφόσον επεμβαίνουμε σωστά. Οι πληροφορίες των βλαβών αυτών, όπως αναφέρθηκε και παραπάνω, είναι πολύ χρήσιμες για την σταθεροποίηση της παραγωγής αλλά και για την αντιμετώπιση των προβλημάτων [13], [14], [15]. Στο παρακάτω σχήμα βλέπουμε τρείς κρίσιμες περιόδους στη ζωή ενός αιολικού πάρκου. Η καμπύλη που δημιουργείται λέγεται και λεκανοειδής καμπύλη (bathtub curve) λόγω του σχήματός της (σχήμα 7.2). 125

126 Σχήμα 7.2. Κρίσιμες περίοδοι της ζωής του αιολικού πάρκου I : Η πρώτη περίοδος καλείται βρεφική περίοδος (early life period). Σε αυτήν τη χρονική περίοδο το αιολικό πάρκο ξεκινά με μεγάλη βαθμίδα αποτυχίας η οποία μειώνεται (όσο περνά ο χρόνος, το σύστημα λειτουργεί ομαλότερα) ΙΙ : Στη συνέχεια ακολουθεί η λεγόμενη χρήσιμη περίοδος (useful period) ζωής. Σε αυτή την χρονική περίοδο η βαθμίδα αποτυχίας παραμένει περίπου σταθερή και σχετικά χαμηλή (η κατάσταση του συστήματος παραμένει σταθερή). ΙΙΙ : Εάν περάσει τις δύο προηγούμενες περιόδους, το αιολικό πάρκο εισέρχεται στην λεγόμενη περίοδο φθοράς (wear-out period). Η βαθμίδα αποτυχίας εδώ αυξάνεται συνεχώς όσο περνά ο χρόνος. Οι αποτυχίες σε αυτό το διάστημα συμβαίνουν λόγω φθοράς γήρανσης του συστήματος. 126

127 7.3.1 Επίδραση των εξελίξεων στο σχεδιασμό και την κατασκευή Οι πρώτης γενιάς ανεμογεννήτριες που εγκαταστάθηκαν στην Καλιφόρνια στις αρχές της δεκαετίας του '80 αντιμετώπισαν πολλές αστοχίες (μερικές αρκετά θεαματικές), οι οποίες εν μέρει οφείλονταν στην ανεπαρκή κατανόηση της επίδρασης των δυνάμεων ρίπησης του ανέμου στον τρόπο αστοχίας λόγω κάμψης ή κόπωσης των δομικών συνιστωσών. Με τη σημαντικά βελτιωμένη γνώση της πραγματικής δομής των ριπών του ανέμου, την ανάπτυξη και διάδοση βελτιωμένων εργαλείων προσομοίωσης και σχεδίασης, τις βελτιωμένες τεχνικές κατασκευής και την εμπειρία από εκατομμύρια ώρες λειτουργίας, έχει βελτιωθεί εντυπωσιακά η αξιοπιστία των σημερινών Α/Γ. Οι βελτιώσεις στην αξιοπιστία αφορούν όχι μόνο τις κύριες δομικές συνιστώσες, αλλά και τα υποσυστήματα υποστήριξης της Α/Γ, όπως είναι για παράδειγμα το σύστημα ελέγχου μέσω Η/Υ της Α/Γ, και τα συστήματα εκτροπής και μεταβολής του βήματος. Επίσης, βελτιώθηκαν τα προγράμματα διασφάλισης ποιότητας και επιθεώρησης των κατασκευαστών. Από την άλλη, οι σχεδιαστές έχουν δώσει ιδιαίτερη προσοχή στην επισκευασιμότητα και τη συντηρησιμότητα των υποσυστημάτων των Α/Γ. Σχήμα 7.3. Μείωση του ρυθμού βλάβης των ανεμογεννητριών με το πέρασμα του χρόνου 127

128 Εξάλλου, έχει επεκταθεί το διάστημα μεταξύ των σημαντικών γενικών επισκευών, για παράδειγμα από πέντε σε δέκα έτη ή/και περισσότερο. Υπάρχουν διάφοροι τρόποι μέτρησης αυτών των βελτιώσεων και της τρέχουσας αξιοπιστίας, στους οποίους περιλαμβάνονται ο μέσος χρόνος μεταξύ βλαβών για τις κύριες συνιστώσες και τα υποσυστήματα, ο μέσος χρόνος για επισκευή και το κόστος για την επιδιόρθωση μιας βλάβης. Ένα μέτρο της αξιοπιστίας ολόκληρου του συστήματος που χρησιμοποιείται συχνά είναι η διαθεσιμότητα, με την οποία θα ασχοληθούμε εκτενέστερα στην επόμενη ενότητα Μελέτη της αξιοπιστίας των αιολικών συστημάτων Τα τελευταία χρόνια, έχουν γίνει πολλές μελέτες αιολικών πάρκων που λειτουργούν σε όλον τον κόσμο. Το έργο Reliawind, είναι χρηματοδοτούμενο από την Ευρωπαϊκή Ένωση, με συνολικό προϋπολογισμό 7,7 εκατομμύρια ευρώ, και έχει ως στόχο να επιτευχθεί καλύτερη απόδοση για ανεμογεννήτριες μέσω της ανάπτυξης νέων συστημάτων με μειωμένες απαιτήσεις συντήρησης και την αύξηση της διαθεσιμότητας [29]. Το Reliawind σκοπεύει να εγκαινιάσει μια νέα γενιά πιο αποτελεσματικών και αξιόπιστων ανεμογεννητριών, προσφέροντας πρακτικά αποτελέσματα που θα χρησιμοποιηθούν στο σχεδιασμό, τη λειτουργία και τη συντήρησή τους. 128

129 Σχήμα 7.4. Διάφορες πηγές δεδομένων σχετικά με την αξιοπιστία των αιολικών συστημάτων, συμπεριλαμβανομένου και του έργου Reliawind. Μέχρι σήμερα, περίπου 350 χερσαίες ανεμογεννήτριες που λειτουργούν για διάφορα χρονικά διαστήματα έχουν αναλυθεί, και downtime events (δηλαδή χρόνοι αποτυχίας/διακοπής της λειτουργίας της Α/Γ) έχουν καταγραφεί. Η ανάλυση των δεδομένων αυτών, επιτρέπει τον υπολογισμό του ετήσιου ρυθμού βλάβης για κάθε τμήμα της ανεμογεννήτριας, όπως φαίνεται στο Σχήμα 7.5. Συγκεκριμένα, στο πρώτο σχήμα παρατηρούμε ότι υψηλότερο ποσοστό βλαβών της ανεμογεννήτριας εμφανίζεται στο σύστημα ελέγχου πτερυγίων ή pitch control (πάνω από 20%), στο σύστημα προσανατολισμού της νασέλας ή yaw system (πάνω από 10%), στο μετατροπέα συχνότητας (πάνω από 10%) και στο κιβώτιο ταχυτήτων (περίπου 5%). Από το σχήμα 7.6, καταλήγουμε στο συμπέρασμα ότι οι βλάβες στα κιβώτια ταχυτήτων προκαλούν τις περισσότερες διακοπές λειτουργίας. Παρόλα αυτά, κάτι τέτοιο είναι χαρακτηριστικό των μικρών ανεμογεννητριών, όπως φαίνεται στο σχήμα

130 Σχήμα 7.5. Ρυθμός βλάβης των υποσυνόλων της Α/Γ Σχήμα 7.6. Ετήσια συχνότητα αστοχίας και χρόνοι διακοπής λειτουργίας ανά αστοχία, των υποσυνόλων της Α/Γ 130

131 Σχήμα 7.7. Οι χαμένες ώρες ανά αστοχία σε διάφορα μεγέθη Α/Γ Η ανάλυση των δεδομένων έδειξε ότι υπάρχει μια γενική τάση μείωσης της αξιοπιστίας όσο αυξάνεται το μέγεθος της ανεμογεννήτριας, όπως φαίνεται και στο παρακάτω σχήμα. 131

132 Σχήμα 7.8. Αξιοπιστία και μέγεθος Α/Γ Τέλος, πραγματοποιήθηκε ανάλυση της αξιοπιστίας συναρτήσει των μηνών του έτους και σ αυτήν συμπεριλήφθησαν αιολικά πάρκα της νοτιοδυτικής Ευρώπης. Όπως ήταν αναμενόμενο, τους πιο κρύους και ανεμώδεις μήνες του χειμώνα, ο ρυθμός βλάβης των Α/Γ και οι χρόνοι διακοπής λειτουργίας ήταν μεγαλύτεροι όπως φαίνεται στα δύο παρακάτω σχήματα. 132

133 Σχήμα 7.9. Εποχιακή ανάλυση του χρόνου διακοπής λειτουργίας (σε ώρες) Σχήμα Εποχιακή ανάλυση αξιοπιστίας 133

134 7.3.3 Επίδραση του περιβάλλοντος και αποτελέσματα επεξεργασίας δεδομένων SCADA Ένα κοινό ερώτημα κατά την εξέταση της αξιοπιστίας των ανεμογεννητριών είναι: τι επίδραση έχει το περιβάλλον στο οποίο λειτουργεί μια ανεμογεννήτρια στο ρυθμό βλάβης της; Η εταιρεία Garrad Hassan που ιδρύθηκε το 1984 στο Ηνωμένο Βασίλειο, επεξεργάστηκε 10 λεπτά δεδομένων SCADA για να εξάγει μια εκτίμηση του ρυθμού βλάβης (%), για διαφορές ταχύτητες του άνεμου και θερμοκρασίες. Οι μέσες και μέγιστες θερμοκρασίες φαίνονται στα σχήματα 7.11 a και b, τα όποια δείχνουν μια σταθερή αύξηση για ταχύτητες μέχρι 20 και 27 m/s σε κάθε διάγραμμα αντίστοιχα. Για μεγαλύτερες ταχύτητες, ο ρυθμός βλάβης αυξάνεται ραγδαία [33]. Στη συνεχεία, η ένταση της τύρβης φαίνεται στο σχήμα 7.11 c. Παρατηρούμε μια σταθερή αύξηση όσο αυξάνεται η διακύμανση του αέρα. Βεβαία, κανονικά αναμένεται υψηλότερη διακύμανση για χαμηλότερες ταχύτητες του άνεμου, κάτι που έρχεται σε αντίθεση με τα προηγούμενα αποτελέσματα. Αυτό το γεγονός υπογραμμίζει τη διάκριση μεταξύ συσχέτισης και αιτιώδους συνάφειας. Τέλος, το σχήμα 7.11 d δείχνει ότι οι χρόνοι διακοπής λειτουργίας και ο ρυθμός βλάβης αυξάνονται για θερμοκρασίες του αέρα που είναι μικρότερες από 0 C και μεγαλύτερες από 27 C. 134

135 Σχήμα Περιβαλλοντολογική επίδραση στην αξιοπιστία του συστήματος 135

136 ΚΕΦΑΛΑΙΟ 8 ΔΙΑΘΕΣΙΜΟΤΗΤΑ ΑΙΟΛΙΚΩΝ ΣΥΣΤΗΜΑΤΩΝ 8.1 ΟΡΙΣΜΟΣ ΚΑΙ ΕΙΔΗ ΔΙΑΘΕΣΙΜΟΤΗΤΑΣ Η διαθεσιμότητα ορίζεται ως το ποσοστό του χρόνου που οι ανεμογεννήτριες είναι διαθέσιμες να λειτουργήσουν και είναι ουσιαστικά ένας ποσοτικός προσδιορισμός της αξιοπιστίας του αιολικού συστήματος [16]. Η διαθεσιμότητα είναι παράγοντας πρωταρχικής σημασίας, βασικότερη και από τον ρυθμό απόδοσης ενός μηχανήματος. Υπάρχουν διάφορα είδη διαθεσιμότητας: η διαθεσιμότητα κατασκευής, η θεωρητική, η οργανωτική, η παραγωγική, η τεχνική, η αποδοτική και η ποιοτική. Στην ενότητα αυτή θα ασχοληθούμε με τη διαθεσιμότητα κατασκευής, τη θεωρητική, την οργανωτική και την τεχνική, δηλαδή τα είδη που μας ενδιαφέρουν περισσότερο Διαθεσιμότητα κατασκευής Κατά την παραγωγική διαδικασία μεγάλων κατασκευαστικών μονάδων συναντώνται περιπτώσεις όπου ένα σύστημα είναι διαθέσιμο χωρίς όμως να παράγει. Εκτός αυτού, υπάρχουν διάφοροι άλλοι παράγοντες που επηρεάζουν τη διαθεσιμότητα, π.χ. ο μέσος χρόνος επισκευής μιας βλάβης, MTTR καθώς και ο μέσος χρόνος μεταξύ των βλαβών, MTBF. Η κατασκευαστική διαθεσιμότητα Α ορίζεται ως: Α=(MTBF-MTTR)/MTBF= 1-λ/μ (Σχέση 8.1) 136

137 Σχήμα 8.1 Διαθεσιμότητα κατασκευής Θεωρητική διαθεσιμότητα Η τιμή της διαθεσιμότητας Α ενός αιολικού πάρκου για μια ορισμένη χρονική περίοδο μπορεί να προκύψει από τις τιμές ημερήσιας διαθεσιμότητας κάθε Α/Γ. Γενικά, για μία καθορισμένη χρονική περίοδο (π.χ. μία ημέρα, εβδομάδα, ένα μήνα ή ένα έτος), η διαθεσιμότητα ορίζεται ως ο λόγος των ωρών που το αιολικό σύστημα ήταν σε θέση να παράγει ισχύ προς τον αριθμό των ωρών αυτής της χρονικής περιόδου: (Σχέση 8.2) Ένας άλλος, πιο δύσκολος στον καθορισμό του και εν γένει διφορούμενος ορισμός είναι ο λόγος των πραγματικών ωρών λειτουργίας προς τον αριθμό των ωρών που οι ταχύτητες του ανέμου βρίσκονταν εντός του εύρους λειτουργίας. Ανεξάρτητα του πώς καθορίζεται, η βέλτιστη τιμή διαθεσιμότητας θα ήταν 100%, που σημαίνει ότι το σύστημα δεν θα έχει καμία διακοπή λειτουργίας ή δυσλειτουργία που να το εμποδίζει από το να παράγει ισχύ. 137

138 Τα σύγχρονα αιολικά πάρκα επιτυγχάνουν συνήθως τιμές διαθεσιμότητας 97% ή περισσότερο, αρκετά επάνω από το 60% ή/και λιγότερο των αρχών της δεκαετίας του '80. Σχήμα 8.2. Ετήσια κατανομή της διαθεσιμότητας του αιολικού συστήματος Οργανωτική διαθεσιμότητα Η θεωρητική διαθεσιμότητα ελαττώνεται από τις οργανωτικές απώλειες. Οι χρόνοι που οφείλονται σε οργανωτικές απώλειες μπορούν να διαχωριστούν σε χρόνους καθαρά οργανωτικών απωλειών όπως για παράδειγμα διαλείμματα, έλλειψη υλικών κτλ, και σε χρόνους οργανωτικών απωλειών που εξαρτώνται από τις μηχανές. Εάν μια κατασκευή είναι επιτυχής, δηλαδή μπορεί να μονταριστεί εύκολα και να συντηρηθεί σωστά, τότε οι εργασίες συντήρησής της μειώνονται κατακόρυφα. Οι χρονικές απώλειες που εξαρτώνται από την μηχανή, πρέπει να έχουν ληφθεί υπ όψιν από τον κατασκευαστή, στην φάση της μελέτης. 138

139 8.1.4 Τεχνική διαθεσιμότητα Η σχέση του χρόνου παραγωγής που παραμένει, αφού αφαιρεθούν τεχνικές διακοπές ως προς τον οργανωτικά διαθέσιμο χρόνο, ορίζεται σαν τεχνική διαθεσιμότητα [17]. Η τεχνική διαθεσιμότητα είναι εκείνη που αγοράζει κανείς από την κατασκευαστική εταιρεία, δηλαδή σχετίζεται με την εγγύηση από αυτήν για περισσότερη διαθεσιμότητα χωρίς τεχνικά προβλήματα. Η τεχνική, δεν πρέπει απαραίτητα να είναι μικρότερη από την οργανωτική διαθεσιμότητα. Πάντως είναι αποδεδειγμένο στην πράξη, ότι και η καλύτερη μηχανή, με κακή οργάνωση αποδίδει λιγότερη παραγωγή, όπως άλλωστε συμβαίνει και με μια άριστα οργανωμένη κακή μηχανή. Είναι δηλαδή απαραίτητος ο συνδυασμός καλών μηχανών και καλής οργάνωσης. Αυτό το είδος της διαθεσιμότητας συνδέεται άμεσα με τις βλάβες των ανεμογεννητριών και τις φθορές κάποιου υποσύνολου τους που επιβάλλουν άμεση επισκευή και συντήρηση. Όπως φαίνεται και στο παρακάτω σχήμα, ο μέσος χρόνος μεταξύ βλαβών τώρα είναι: MTBF=MTTF+MTTR+ Logistic delay time (υλικοτεχνικός χρόνος καθυστέρησης, δηλαδή ο χρόνος αναμονής για συντήρηση, μεταφορά ανταλλακτικών κ.τ.λ.) Και η τεχνική διαθεσιμότητα Α υπολογίζεται ως εξής: Α= MTTF/MTBF < 1-λ/μ (Σχέση 8.3) Είναι δηλαδή μικρότερη από τη διαθεσιμότητα κατασκευής που ορίσθηκε σε παραπάνω ενότητα. 139

140 Σχήμα 8.3. Τεχνική διαθεσιμότητα Η τεχνική διαθεσιμότητα είναι το πιο «ρεαλιστικό» είδος διαθεσιμότητας αφού συνυπολογίζει όλους τους χρόνους καθυστέρησης, υλικοτεχνικούς αλλά και διοικητικούς (απεργίες προσωπικού κ.τ.λ.) καθώς και τους χρόνους που χάνονται λόγω προληπτικής και διορθωτικής συντήρησης. Η τεχνική διαθεσιμότητα είναι και η περισσότερο επιζητούμενη, αφού μαζί με την αξιοπιστία του εξοπλισμού αποτελούν από τους κυριότερους παράγοντες που επηρεάζουν την ενεργειακή παραγωγή. Τη δεκαετία του '90 στην Ελλάδα, παρουσιάστηκαν σημαντικές βλάβες σε εγκατεστημένες ανεμογεννήτριες, δημιουργώντας βραχυπρόθεσμα αρνητικό κλίμα για τις επενδύσεις αξιοποίησης της αιολικής ενέργειας. Παράλληλα με τη μείωση εσόδων από τη μείωση της ενεργειακής, αυξάνεται και το κόστος συντήρησης και λειτουργίας των Α/Γ. 140

141 Σχήμα 8.4. Εξέλιξη της απόδοσης των αιολικών πάρκων ( ) Οι σημαντικότεροι λόγοι μείωσης της τεχνικής διαθεσιμότητας των ανεμογεννητριών είναι: 1) Προγραμματισμένη συντήρηση 2) Προβλήματα απορρόφησης παραγόμενης ενέργειας από το δίκτυο 3) Προβλήματα συντήρησης 4) Λανθασμένη αναγγελία βλάβης 5) Αστοχία υλικών 6) Ακραίες καιρικές συνθήκες 7) Φαινόμενα διάβρωσης του εξοπλισμού 8) Ανωτέρα βία 9) Αστάθμητοι παράγοντες Τεχνική διαθεσιμότητα αιολικού πάρκου Η τεχνική διαθεσιμότητα ενός αιολικού πάρκου εξαρτάται από την εξέλιξη της τεχνολογίας "Δο", την ηλικία της εγκατάστασης "Δn", την προσβασιμότητα στην περιοχή εγκατάστασης 141

142 "Δ w " και την ικανότητα απορρόφησης της αιολικής ενέργειας από το τοπικό ηλεκτρικό δίκτυο "Δ G ". Ισχύει ότι: (Σχέση 8.4) Σχήμα 8.5. Μείωση της τεχνικής διαθεσιμότητας συναρτήσει της ηλικίας του αιολικού πάρκου. 8.2 ΑΞΙΟΛΟΓΗΣΗ ΤΗΣ ΔΙΑΘΕΣΙΜΟΤΗΤΑΣ Κατά τη διάρκεια των τελευταίων δέκα ετών η εταιρεία Garrad Hassan έχει αξιολογήσει εκατοντάδες αιολικά πάρκα που λειτουργούν σε όλο τον κόσμο για να βοηθήσει στην επαλήθευση της πρόβλεψης της ενεργειακής παραγωγής [18], [25]. Διαθεσιμότητα και ταχύτητα του ανέμου Η ίδια εταιρεία έχει αξιολογήσει τη διαθεσιμότητα σε σχέση με την ταχύτητα του ανέμου και τα αποτελέσματα (σχήμα 8.6) δείχνουν ότι η διαθεσιμότητα είναι σχετικά σταθερή για ταχύτητες μεταξύ 7 και 14 m/s (εύρος στο οποίο παράγεται η περισσότερη ενέργεια). Άνω των 15 m/s η διαθεσιμότητα μειώνεται. Αυτό μπορεί να οφείλεται σε σφάλματα υψηλού 142

143 φορτίου, όπως είναι οι συναγερμοί δόνησης, υπερθέρμανση γεννήτριας, περιορισμένη χωρητικότητα του δικτύου, καθώς και μεγάλοι χρόνοι επισκευής λόγω περιορισμένης πρόσβασης. Για ταχύτητες ανέμου κάτω από 7 m/s η διαθεσιμότητα είναι επίσης χαμηλότερη. Επίσης, στο ίδιο σχήμα με μπλε γραμμή είναι σχεδιασμένο το αθροιστικό ποσοστό του χρόνου κατά τον οποίο ο άνεμος έχει συγκεκριμένες ταχύτητες (για μια τοποθεσία με ονομαστική ετήσια μέση ταχύτητα ανέμου 8 m/s) και παρατηρούμε πως το 90% του χρόνου ο άνεμος έχει ταχύτητα κάτω από 14 m/s. Με κόκκινη γραμμή είναι σχεδιασμένη η αθροιστική ποσότητα ενέργειας που παρέχεται σε ένα έτος και παρατηρούμε ότι η συντριπτική πλειοψηφία της ενέργειας παρέχεται σε υψηλές διαθεσιμότητες. Επίσης, όπως φαίνεται και στο σχήμα, 40% της ενεργείας παράγεται για ταχύτητες μεγαλύτερες των 11 m/s. Το παρακάτω σχήμα δείχνει τη σχέση της διαθεσιμότητας με την ταχύτητα του ανέμου, δεδομένα που μετρήθηκαν σε 25 αιολικά πάρκα με διαφορετικές κλιματικές συνθήκες, διαφορετική τοποθεσία και μέγεθος. Σχήμα 8.6. Διαθεσιμότητα και ταχύτητα του ανέμου 143

144 Σχήμα 8.7. Διαθεσιμότητα και ταχύτητα του ανέμου σε 4 αιολικά πάρκα του Ηνωμένου Βασιλείου Διαθεσιμότητα και μέγεθος τουρμπίνας Όταν οι παιδικές ασθένειες (teething problems) έχουν επιλυθεί (συνήθως αυτό συμβαίνει κατά το πρώτα δύο έτη λειτουργίας του αιολικού πάρκου) η διαθεσιμότητα είναι σχετικά ανεξάρτητη τόσο από το μέγεθος της τουρμπίνας όσο και από το μέγεθος του πάρκου. Κατά τη διάρκεια του πρώτου έτους, μεγαλύτερες ανεμογεννήτριες έχουν χαμηλότερη διαθεσιμότητα από τις μικρότερες ανεμογεννήτριες, κυρίως λόγω της μεγαλύτερης πολυπλοκότητας των νεότερων και μεγαλύτερων μονάδων. 144

145 Σχήμα 8.8. Η διαθεσιμότητα σε σχέση με το μέγεθος της ανεμογεννήτριας και το μέγεθος του αιολικού πάρκου Διαθεσιμότητα και ηλικία Η διαθεσιμότητα διαφέρει ανάλογα με την ηλικία του αιολικού πάρκου. Το Σχήμα 8.9 δείχνει ότι η διαθεσιμότητα αυξάνεται με την πάροδο του χρόνου (όταν επιλύονται οι παιδικές ασθένειες ). Κατά μέσο όρο, τα αιολικά πάρκα επιτυγχάνουν τιμή διαθεσιμότητας 93%, περίπου κατά το πρώτο τρίμηνο της λειτουργίας τους. Το ποσοστό αυτό ανέρχεται σε σχεδόν 96% στο τέλος του δεύτερου έτους. Μετά από δύο χρόνια, η διαθεσιμότητα φτάνει περίπου 97%, και αυξάνεται ακόμα περισσότερο μετά τον έκτο χρόνο. 145

146 Σχήμα 8.9. Η σχέση της διαθεσιμότητας με την ηλικία του αιολικού πάρκου Διαθεσιμότητα χερσαίων και υπεράκτιων αιολικών πάρκων Η διαδικασία συντήρησης τόσο των υπεράκτιων ανεμογεννητριών όσο και των χερσαίων ανεμογεννητριών απαιτεί παρόμοια τεχνογνωσία, λόγω του ότι χρησιμοποιούν παρόμοιες συνιστώσες [19]. Ωστόσο, η λειτουργία και συντήρηση των υπεράκτιων αιολικών πάρκων είναι πιο δύσκολη και μεγαλύτερου κόστους από τις ισοδύναμες δραστηριότητες που λαμβάνουν χώρα σε παράκτια αιολικά πάρκα. Οι συνθήκες των υπεράκτιων περιοχών καθιστούν το έργο της συναρμολόγησης και τις διαδικασίες προμηθειών επαχθές. Η προσβασιμότητα δε για το καθιερωμένο σέρβις και συντήρηση των μηχανημάτων καθίσταται μεγάλο ζήτημα. Κατά τη διάρκεια των δριμείων περιόδων του χειμώνα, ένα ολοκληρωμένο αιολικό πάρκο μπορεί να μην είναι προσβάσιμο για αρκετές ημέρες λόγω την θάλασσας, του αέρα και της κακής ορατότητας. 146

147 Ακόμα όμως και κατά τη διάρκεια των περιόδων που οι καιρικές συνθήκες είναι καλές, το έργο της λειτουργίας και συντήρησης είναι πιο ακριβό από εκείνο που λαμβάνει χώρα στις παράκτιες περιοχές επειδή επηρεάζεται από την απόσταση που έχουν τα Παράκτια Συστήματα Μετατροπής Αιολικής Ενέργειας (OWECS) από την ακτή και το λιμάνι, την έκθεση της τοποθεσίας, το μέγεθος των Παράκτιων Συστημάτων Μετατροπής Αιολικής Ενέργειας (OWECS), την αξιοπιστία των ανεμογεννητριών και τη στρατηγική συντήρησης κάτω από την οποία καθίστανται λειτουργικά. Οι υπεράκτιες εγκαταστάσεις απαιτούν ειδικό εξοπλισμό ανέγερσης προκειμένου να εγκατασταθούν και να αλλαχθούν τα μεγάλα εξαρτήματα. Για τα παράκτια αιολικά πάρκα, ένας τέτοιος εξοπλισμός ανέγερσης εφοδιάζεται συνήθως από την περιοχή που βρίσκεται και χωρίς να απαιτείται από πριν χρόνος. Οι δριμείες καιρικές συνθήκες που αντιμετωπίζουν τα Παράκτια Συστήματα Μετατροπής Αιολικής Ενέργειας (OWECS) επιτάσσουν την ανάγκη για εξαρτήματα υψηλής αξιοπιστίας σε συνδυασμό με κατάλληλη περιβαλλοντολογική προστασία κυριολεκτικά για όλα τα εξαρτήματα που εκτίθενται στις συνθήκες της θάλασσας. Το παρακάτω σχήμα επιδεικνύει το πόσο σημαντική είναι η ύπαρξη αξιόπιστων ανεμογεννητριών, ιδίως για τις απομακρυσμένες υπεράκτιες τοποθεσίες, που μερικές φορές απέχουν χλμ. από την ακτή, όπως στην περίπτωση του αιολικού πάρκου Horns Rev, το οποίο είναι εγκατεστημένο στη Δανία. Συγκεκριμένα παρατηρούμε: Η διαθεσιμότητα και η αξιοπιστία των Α/Γ χερσαίας σχεδίασης (φαίνεται στο σχήμα 8.10 με κόκκινο χρώμα) μειώνεται καθώς απομακρυνόμαστε από τη στεριά και πέφτει στο 50% όταν εγκαθίστανται σε πολύ απομακρυσμένα από την ακτή αιολικά πάρκα. Αντίθετα, οι βελτιωμένης τεχνολογίας Α/Γ (φαίνονται με κίτρινο χρώμα) και οι ακόμη περισσότερο βελτιωμένες τεχνολογικώς Α/Γ (φαίνονται με πράσινο χρώμα) είναι πιο αξιόπιστες και έχουν αυξημένα ποσοστά λειτουργικής διαθεσιμότητας και επομένως το υπεράκτιο αιολικό πάρκο αν και έχει μεγαλύτερο κόστος από ένα χερσαίο, εφόσον λειτουργεί συνεχώς θα αντισταθμίζει το αρχικό κεφαλαιακό κόστος από τα αυξημένα έσοδα λόγω της μεγαλύτερης παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας. 147

148 Σχήμα Διαθεσιμότητα και αξιοπιστία χερσαίων και υπεράκτιων Α/Γ Οι ανεμογεννήτριες σχεδιάζονται έτσι ώστε να απαιτούνται περιοδικοί έλεγχοι μία έως τρεις φορές κατ έτος. Στην περίπτωση του αιολικού πάρκου Horns Rev, στη Δανία, οι ανεμογεννήτριες σχεδιάστηκαν για δύο ετήσιες επισκέψεις συντήρησης. Οι περιοδικοί έλεγχοι συντήρησης διαφέρουν ασφαλώς ανάλογα με τις οδηγίες του κατασκευαστή και την τεχνολογία που χρησιμοποιεί η συγκεκριμένη ανεμογεννήτρια. Η μη προγραμματισμένη συντήρηση μπορεί να αυξήσει σημαντικά το κόστος συντήρησης (δηλαδή τις δαπάνες λειτουργίας και διαχείρισης, συνεπώς το κόστος ανά κιλοβατώρα). Η Vestas παρέθεσε μια σύγκριση της βαθμίδας διαθεσιμότητας μεταξύ του παραλιακού αιολικού πάρκου Fjaldene και του παράκτιου Tuno Knob. Ο μέσος όρος διαθεσιμότητας που κατεγράφη για το Fjaldene είναι 99.3% κυρίως λόγω της κοντινής απόστασης του αιολικού πάρκου από το Τμήμα Κεντρικής Εξυπηρέτησης της Vestas. Ο μέσος όρος διαθεσιμότητας του Tuno Knob που κατεγράφη είναι 97.9%, 98.1% και 95.2% για τα έτη 1996 έως 1998 [20]. Η ζήτηση για σέρβις της παρούσας γενιάς των παράκτιων ανεμογεννητριών σε ό,τι αφορά τις εργατοώρες είναι της τάξεως των 40 με 80 ώρες. Οι επισκέψεις για σέρβις γίνονται τακτικά, (εκτός του πρώτου χρόνου), συνήθως κάθε έξι μήνες. Κάθε πέντε χρόνια γίνεται πιο ενδελεχής έλεγχος ο οποίος απαιτεί περίπου 100 ώρες εργασίας. Η εμπειρία από το Tuno Knob δείχνει ότι ο συνολικός αριθμός επισκέψεων ήταν περίπου το χρόνο, ένας μέσος όρος δηλαδή περίπου 5 επισκέψεων για κάθε ανεμογεννήτρια 148

149 κάθε χρόνο. Ο αριθμός των επισκέψεων που ακυρώνονται (ακυρώσεις της τελευταίας στιγμής λόγω των καιρικών συνθηκών) είναι περίπου το 15% σε σχέση με τον αριθμό των επισκέψεων που πραγματοποιούνται. Η προσβασιμότητα μιας δεδομένης παράκτιας τοποθεσίας μπορεί να είναι καθοριστική για την οικονομία ενός προγράμματος. Συνήθως, οι παράκτιες τοποθεσίες στη Δανία, όπως το Vindeby και το Tuno, έχουν ένα μέσο όρο προσβασιμότητας με πλοίο της τάξεως του 85%. Για πιο δριμείες συνθήκες, όπως αυτές της Βορείου Θάλασσας, η προσβασιμότητα με ένα τυποποιημένο πλοίο μπορεί κάλλιστα να πέσει στο 60%. Συνεπώς, υπάρχει μεγάλη ζήτηση για βελτιωμένες μεθόδους πρόσβασης προκειμένου να βελτιωθεί η διαθεσιμότητα του αιολικού πάρκου και έτσι η οικονομική βιωσιμότητα [21]. Σχήμα Μέθοδος πρόσβασης σε υπεράκτια Α/Γ Τα υπεράκτια αιολικά πάρκα λοιπόν κοστίζουν παραπάνω σε σχέση με τα χερσαία τόσο στο αρχικό κεφαλαιουχικό κόστος εγκατάστασης όσο και στη συντήρηση τους. Όμως, λόγω του μεγαλύτερου αιολικού δυναμικού που υπάρχει στις υπεράκτιες περιοχές το αυξημένο κεφαλαιουχικό κόστος και το κόστος συντήρησης αντισταθμίζεται, εκτός και αν 149

150 δεν υπάρχουν αξιόπιστες α/γ, οι οποίες θα απαιτούν παραπάνω ώρες συντήρησης με αποτέλεσμα να εξαλείφεται το πλεονεκτήματα του υψηλού αιολικού δυναμικού, το οποίο εμφανίζεται στις υπεράκτιες περιοχές. Συμπεραίνουμε ότι η μελλοντική εξέλιξη των ανεμογεννητριών για χρήση στα παράκτια αιολικά πάρκα θα πρέπει να καθοδηγηθεί με περαιτέρω προσαρμογή στο δριμύ περιβάλλον της θάλασσας. Σε ό,τι αφορά τη μείωση του κόστους ζωής των Παράκτιων Συστημάτων Μετατροπής Αιολικής Ενέργειας θα πρέπει να επιληφθούμε των παρακάτω ζητημάτων: Βελτίωση των μεθόδων προσβασιμότητας Ανάπτυξη μεθόδων προσβασιμότητας που θα είναι λιγότερο ευαίσθητες στις εκάστοτε συνθήκες αέρα/κύματος. Μείωση του χρόνου που απαιτείται για τις εργασίες στις παράκτιες περιοχές Σχεδιασμός της ανεμογεννήτριας με σκοπό τη μειωμένη συντήρηση. Αυτό επίσης συνεπάγεται: - Μείωση του συνολικού αριθμού εξαρτημάτων και απλοποίηση του σχεδιασμού. - Τμηματικό σχεδιασμό της ανεμογεννήτριας που διευκολύνει την ανταλλαγή των ελαττωματικών τμημάτων. - Χρήση εξαρτημάτων υψηλής αξιοπιστίας. - Επανατοποθέτηση των ηλεκτρικών μονάδων σε τμήμα της γεννήτριας που ελέγχεται περιβαλλοντολογικά. - Εφαρμογή τεχνολογίας για την προστασία από την παράκτια διάβρωση. - Ανάπτυξη αποτελεσματικής εποπτείας των συνθηκών και συστημάτων τηλεχειρισμού. Ανάπτυξη κατάλληλων στρατηγικών συντήρησης για σέρβις και επισκευές. 8.3 ΒΑΘΜΟΣ ΑΠΟΔΟΣΗΣ Πεδίο ροής ομόρρου ανεμογεννήτριας Ως ομόρρου μιας ανεμογεννήτριας εννοούμε την κατάντι σε αυτή περιοχή της ροής όπου σε σχέση με την προσπίπτουσα στη μηχανή ροή του ανέμου παρατηρείται σημαντικό έλλειμμα (Σχήμα 8.12). Το έλλειμμα αυτό ταχύτητας αντιστοιχεί στην κινητική ενέργεια που απορρόφησε η μηχανή. 150

151 Ο σπουδαιότερος παράγοντας που επηρεάζει τη φύση της ροής του ομόρρου, είναι η ώση. Η ώση είναι μια δύναμη από το δρομέα στο ρευστό, η οποία προκύπτει λόγω της εξαγωγής ισχύος από τη ροή. Η δύναμη αυτή ενεργεί στη διεύθυνση της ταχύτητας του αδιατάραχτου ρεύματος. Σημαντικοί παράγοντες είναι επίσης η επίδραση του πύργου, η επίδραση του εδάφους, το ατμοσφαιρικό οριακό στρώμα, τα επίπεδα τύρβης της ροής του ανέμου και άλλοι. Σχήμα Ομόρρους ανεμογεννήτριας Βαθμός απόδοσης αιολικού πάρκου Ο βαθμός απόδοσης αιολικού πάρκου εκφράζει τις απώλειες που έχουμε λόγω της αλληλεπίδρασης λόγω ομόρρου των ανεμογεννητριών ενός αιολικού πάρκου και ορίζεται από την σχέση: (Σχέση 8.5) 151

152 όπου n Τ είναι το πλήθος των ανεμογεννητριών του πάρκου, P i η ισχύς της i-οστής ανεμογεννήτριας και P w η ισχύς που αντιστοιχεί στην ταχύτητα αναφοράς του ανέμου και εκφράζει την ισχύ που θα παρήγαγε κάθε ανεμογεννήτρια αν λειτουργούσε μόνη της. Ο βαθμός απόδοσης αιολικού πάρκου αναφέρεται σε συγκεκριμένη ταχύτητα και διεύθυνση του ανέμου. Για να υπολογιστεί ο ετήσιος βαθμός απόδοσης του πάρκου, πρέπει να ληφθεί υπόψη η συχνότητα εμφάνισης κάθε ταχύτητας και διεύθυνσης. Για τον υπολογισμό είναι απαραίτητο να γνωρίζουμε τη χωροθέτηση του αιολικού πάρκου, αναλυτικά ανεμολογικά δεδομένα, τα χαρακτηριστικά των ανεμογεννητριών (γεωμετρικά χαρακτηριστικά, καμπύλη ισχύος και συντελεστή ώσης). 152

153 ΚΕΦΑΛΑΙΟ 9 ΑΙΟΛΙΚΟ ΔΥΝΑΜΙΚΟ ΣΤΗΝ ΕΛΛΑΔΑ ΚΑΙ ΠΑΓΚΟΣΜΙΑ 9.1 ΑΙΟΛΙΚΟ ΔΥΝΑΜΙΚΟ ΣΤΗΝ ΕΛΛΑΔΑ Η Ελλάδα ως χώρα είναι ευλογημένη από άποψη ενεργειακών πηγών λόγω της αφθονίας του ήλιου ενώ ο αέρας είναι δυνατός, ειδικά στα νησιά, στα οποία είναι αρκετός ώστε να αναπτυχθούν αιολικά πάρκα, οικονομικώς βιώσιμα [30]. Στα νησιά του Αιγαίου υφίστανται δυνατοί άνεμοι, των οποίων η ταχύτητά τους κυμαίνεται από 7-11m/s κατά μέσο όρο. Ακόμη, μετρήσεις έχουν δείξει, πως στα νησιά του Κεντρικού Αιγαίου η μέση ταχύτητα του ανέμου είναι μεγαλύτερη από τα 7m/s και σε τυπικά μέρη κυμαίνεται μεταξύ 8-10m/s και σε εξαιρετικές (υπερβολικές) περιπτώσεις φθάνει τα 12m/s. Στα βόρεια και νότια νησιά του Αιγαίου η ταχύτητα του ανέμου κυμαίνεται στα 6m/s. Στο σχήμα 9.1 φαίνονται οι μέσες τιμές της ταχύτητας του ανέμου για όλες τις περιοχές της Ελλάδας. Σύμφωνα με τη ΡΑΕ (Ρυθμιστική Αρχή Ενέργειας), σε κάθε μη διασυνδεδεμένο νησί υπάρχει αυστηρός περιορισμός (περίπου 30% της μέγιστης ζήτησης του έτους) ως προς το συνολικό μέγεθος ισχύος των αιολικών που μπορούν να εγκατασταθούν. Το τεχνικά εκμεταλλεύσιμο συνολικό αιολικό δυναμικό στην Ελλάδα, όπως προκύπτει με βάση τις σημερινές τεχνολογικές δυνατότητες και τους βασικούς περιορισμούς χωροθέτησης αιολικών πάρκων εκτιμάται σε MW για ταχύτητες ανέμου πάνω από 6 m/s. 153

154 Σχήμα 9.1. Χάρτης της μέσης ετήσιας ταχύτητας του άνεμου στην Ελλάδα. Πηγή: ΚΑΠΕ (Κέντρο Ανανεώσιμων Πηγών Ενέργειας) Η πρώτη εγκατάσταση ανεμογεννήτριας στην Ελλάδα έγινε από τη ΔΕΗ το 1982 στη Κύθνο με ισχύ 100 KW. Ήταν αποτέλεσμα της συνεργασίας Ελλάδος με τη Δυτική Γερμανία. Η εγκατάσταση αυτή ήταν πειραματική και λειτουργούσε παράλληλα με τον ηλεκτροπαραγωγικό σταθμό, ο οποίος λειτουργούσε με πετρέλαιο. 154

155 Στη συνέχεια η ΔΕΗ δημιούργησε δύο άλλα αιολικά πάρκα, ένα στη Μύκονο (108 KW, τεχνολογία της MICON) και ένα στην Κάρπαθο (175 KW, τεχνολογία της HMZ). Χρησιμοποιήθηκαν διαφορετικές τεχνολογίες, επειδή η ΔΕΗ είχε την πρόθεση να μελετήσει ποια ήταν καταλληλότερη για μελλοντικά προγράμματα. Επίσης, εγκατέστησε ακόμη δύο αιολικές μονάδες. Η πρώτη αφορούσε την εγκατάσταση αιολικών μηχανών James Howden ισχύος 400 KW στην Μύκονο (η οποία είναι αποδεδειγμένα ένα εξαιρετικό σημείο για την εγκατάσταση αιολικών πάρκων) μιας και η μέση ταχύτητα του ανέμου ανέρχεται στα 11m/s. Η δεύτερη αφορούσε την εγκατάσταση ανεμογεννητριών ισχύος 350 KW κάθετου τύπου της εταιρείας SIEMENS στη νήσο Άνδρο, όπου η μέση ταχύτητα του ανέμου ανέρχεται στα 9m/s. Το πρώτο ιδιωτικό αιολικό πάρκο λειτουργεί από το 1988 στην Κρήτη, ισχύος 10,2 MW (Κοινότητα Μετόχι Σητείας) καλύπτοντας τις ενεργειακές ανάγκες νοικοκυριών. Ένα άλλο πάρκο 27,5 MW λειτουργεί από το 2000, με ετήσια παραγωγή 90 GWh, καλύπτοντας 5% των ετήσιων ηλεκτρικών αναγκών της Κρήτης. Μέχρι το 2003 έχουν εγκατασταθεί στην Ελλάδα 37 MW από τη ΔΕΗ και 338 MW από άλλους φορείς. Στα Ελληνικά νησιά του Αιγαίου, στην Κρήτη και στην Ανατολική Στερεά Ελλάδα (με επίκεντρο την Εύβοια) μέσες ταχύτητες ανέμου 6-7 μέτρων το δευτερόλεπτο, δεν είναι σπάνιο φαινόμενο. Αυτό σημαίνει ότι, σε περιοχές σαν αυτές, το κόστος της παραγομένης ενέργειας είναι ιδιαίτερα ικανοποιητικό και υπάρχει έντονο ενδιαφέρον για τις εφαρμογές της αιολικής ενέργειας. Μέχρι το τέλος του 2009 στην Ελλάδα είχαν εγκατασταθεί αιολικά πάρκα ισχύος 1087MW καταλαμβάνοντας την 17η θέση παγκοσμίως. Αιολικές μονάδες στην Ελλάδα έχουν εγκατασταθεί στον Έβρο, στην Κρήτη, στην Εύβοια, στη Λακωνία, στην Πάτρα και σε νησιά των Κυκλάδων όπως η Κύθνος, η Άνδρος, η Μύκονος κ.α. H αιολική ενέργεια το 2011 είχε ρυθμό ανάπτυξης 23%, καθώς η εγκαταστημένη ισχύς των αιολικών πάρκων έφθασε στο τέλος του χρόνου στα 1.626,5 ΜW προσθέτοντας 306 MW σε σχέση με το Σύμφωνα με τα τελευταία στοιχεία της ΕΛΕΤΑΕΝ (Ελληνική Επιστημονική Ένωση Αιολικής Ενέργειας), το πρώτο πεντάμηνο του 2012 η εγκατεστημένη ισχύς έφτασε τα 1723,1 MW δηλαδή 88 MW επιπλέον σε σχέση με το προηγούμενο έτος, όπως φαίνεται και στο σχήμα 9.2, και ο στόχος μέχρι το 2020 είναι ο ρυθμός ανάπτυξης της αιολικής ενέργειας να ξεπεράσει το 40%. 155

156 Σχήμα 9.2. Συνολική εγκατεστημένη αιολική ισχύς ( ) Σε επίπεδο περιφερειών (σχήμα 9.3) η Στερεά Ελλάδα παραμένει στην κορυφή των αιολικών εγκαταστάσεων αφού φιλοξενεί 546,2 MW (31,7%) και ακολουθεί η Πελοπόννησος με 341,05 MW (19,8%) που έχει πλέον περάσει την Ανατολική Μακεδονία - Θράκη όπου βρίσκονται 240,55 MW (14%). Σχήμα 9.3. Συνολική εγκατεστημένη ισχύς στις περιφέρειες της Ελλάδας 156

157 Πρέπει να σημειωθεί ότι η ΡΑΕ χορήγησε Άδεια Παραγωγής Ηλεκτρικής Ενέργειας από υπεράκτιο αιολικό πάρκο, ισχύος 498,15 MW, αποτελούμενο από 81 Α/Γ ισχύος 6,15 MW έκαστη, βορειοανατολικά της Νήσου Λήμνου, στην εταιρεία CITY ELECTRIC A.E., θυγατρική κατά 100% της εταιρείας συμμετοχών RF ENERGY Α.Ε.. Πρόκειται το πρώτο υπεράκτιο αιολικό πάρκο στην Ελλάδα και το τρίτο σε μέγεθος στον κόσμο! Η υλοποίηση της επένδυσης θα επιφέρει οικονομική ανάπτυξη και προβολή στην περιοχή του βορειανατολικού Αιγαίου και της νήσου Λήμνου. Το υπεράκτιο αιολικό πάρκο σε συνδυασμό με τη γραμμή διασύνδεσης του με το Εθνικό Δίκτυο της χώρας στη Βόρεια Ελλάδα ανάγεται σε έργο εθνικής σημασίας δεδομένου ότι συμβάλλει σημαντικά στην επίτευξη των εθνικών στόχων για τις ΑΠΕ στο 2020 ( ). Μετά την υλοποίηση του, το έργο θα παράγει «πράσινη» ενέργεια 1.692,3 GWh ετησίως, ικανή να τροφοδοτήσει νοικοκυριά περίπου, όσο δηλαδή μια πόλη στο μέγεθος της Θεσσαλονίκης, ενώ η λειτουργία του θα συμβάλει στη μείωση των εκπομπών CO2 κατά τόνους ετησίως. Επίσης, τον περασμένο Σεπτεμβριο εγκρίθηκε η αίτηση εταιρίας του ομίλου Κοπελούζου για υπεράκτιο αιολικό πάρκο ισχύος 216 ΜW ανοικτά της Αλεξανδρούπολης. Το έργο ανήκει στην εταιρία "Θρακική Αιολική Α.Ε." και αποτελείται από 9 μικρά διάσπαρτα πάρκα, ισχύος 24 MW το καθένα. Όπως φαίνεται και στον χάρτη, έξι από τα πάρκα αυτά βρίσκονται πολύ κοντά στην ακτή, νότια της πόλης, ενώ άλλα τρία βρίσκονται ανατολικότερα, στα όρια του Δέλτα του Έβρου. Τα πάρκα θα είναι έκτασης 1 τετραγωνικού χιλιομέτρου το καθένα. Σχήμα 9.4. Σχέδιο υπεράκτιου αιολικού πάρκου στα ανοιχτά της Αλεξανδρούπολης 157

158 Για την ίδια περιοχή βρίσκεται σε αναμονή προς εξέταση, η αίτηση της "ΤΕΡΝΑ Ενεργειακής-Αιολικής Προβατά" για ενιαίο πάρκο νότια της Αλεξανδρούπολης, σε απόσταση 3-10 χιλιόμετρα από την ακτή, έκτασης 162 τετραγωνικών χιλιομέτρων και ισχύος 585 MW. Τέλος, εκκρεμεί αίτηση της "Γεώργιος Βουλγαράκης ΜΕΠΕ" (εδρεύει στην Αλεξανδρούπολη και δραστηριοποιείται στις ΑΠΕ), για αιολικό πάρκο στην περιοχή των Δικέλλων, σε απόσταση 2-4 χιλιομέτρων από την ακτή, έκτασης 6 τετραγωνικών χιλιομέτρων και ισχύος 50 MW. 9.2 ΑΙΟΛΙΚΟ ΔΥΝΑΜΙΚΟ ΣΤΙΣ ΧΩΡΕΣ ΤΗΣ ΕΥΡΩΠΑΙΚΗΣ ΕΝΩΣΗΣ Από τον ευρωπαϊκό αιολικό άτλαντα (σχήμα 3.7) παρατηρούμε ότι πολλές χώρες της Ευρωπαϊκής ένωσης έχουν κατάλληλες κλιματολογικές συνθήκες για την ανάπτυξη αιολικών πάρκων. Ειδικά στην υπεράκτια περιοχή Νότια της Γαλλίας καθώς και στο βόρειο υπεράκτιο τμήμα τόσο της Ισπανίας, της Γαλλίας αλλά και των υπολοίπων χωρών του Ευρωπαϊκού Βορρά (Σκανδιναβικές χώρες, Ηνωμένο Βασίλειο, Γερμανία) αναπτύσσονται κατάλληλες συνθήκες για εκτεταμένη χρήση αιολικών πάρκων. Γι αυτούς τους λόγους στις χώρες της Ευρωπαϊκής Ένωσης των δεκαπέντε χωρών μελών η συνολικά εγκατεστημένη ισχύς το 2003 ήταν MW (23,4% μεγαλύτερη σε σχέση με το 2002) [27]. Στις δέκα νέες χώρες μέλη της ΕΕ, η συνολικά εγκατεστημένη ισχύς το 2003 ήταν 102 MW (από τα οποία 57 MW στην Πολωνία). Στη διευρυμένη Ευρωπαϊκή Ένωση των Εικοσιπέντε χωρών μελών η συνολικά εγκατεστημένη ισχύς το 2003 ήταν MW. Στις υπόλοιπες Ευρωπαϊκές χώρες το 2003 είχαν εγκατασταθεί 164 MW, από τα οποία 101 MW στην Νορβηγία. Επίσης, στις χώρες τις ΕΕ έχουν εγκατασταθεί μέχρι και το 2009 τα περισσότερα αιολικά πάρκα (με βάση την ισχύ τους) σε σχέση με τον υπόλοιπο κόσμο. Επίσης, κρίνεται ενδιαφέρον να αναφερθεί ότι η περιοχή που παρουσιάζει την μεγαλύτερη ανάπτυξη της βιομηχανίας αιολικής ενέργειας στην Ευρώπη, είναι η πολιτεία Ναβάρα της Ισπανίας στα Πυρηναία Όρη. Η περιοχή από το 1998 καλύπτει 23% της ηλεκτρικής ενέργειας από την αιολική ενέργεια. Σε μία προσπάθεια να τονωθεί η βιομηχανία και η οικονομία της περιοχής και παράλληλα να λυθεί το ενεργειακό πρόβλημα αντικαθιστώντας την ηλεκτροπαραγωγή από πυρηνική ενέργεια, θερμική ενέργεια από άνθρακα και την εισαγωγή ηλεκτρικής ενέργειας από άλλες περιοχές της Ισπανίας, αποφασίστηκε η 158

159 παροχή φορολογικών ελαφρύνσεων και άλλων οικονομικών ενισχύσεων για την εκμετάλλευση της αιολικής ενέργειας. Η συνολική εγκατεστημένη αιολική ισχύς στο τέλος του 2011 (σήμερα έχει ξεπεράσει τα 100 GW), έφθασε στις χώρες της Ευρωπαϊκής Ένωσης τα MW, αρκετά για να παρέχουν το 6.3% του ηλεκτρισμού της. Στα παρακάτω σχήματα (9.5, 9.6) φαίνεται η συνολική εγκατεστημένη αιολική ισχύς για κάθε μια χώρα της Ευρωπαϊκής Ένωσης. Σχήμα 9.5. Συνολική εγκατεστημένη αιολική ισχύς σε χώρες της ΕΕ σε GW το έτος 2011 Την πρωτοκαθεδρία την κατέχει η Γερμανία με συνολική εγκατεστημένη ισχύ MW. Στη δεύτερη θέση ανάμεσα στις χώρες της ΕΕ βρίσκεται η Ισπανία με εγκατεστημένη ισχύ MW και ακολουθούν η Γαλλία, η Ιταλία και το Ηνωμένο Βασίλειο με ισχύ 6.800, και 6.540MW αντίστοιχα. Αξίζει να σημειωθεί ότι η αιολική ενέργεια καλύπτει το 20% της ζήτησης για ενέργεια στην Ισπανία και τη Δανία, ενώ στη Γερμανία το ποσοστό αυτό ανέρχεται σε 10% και αναμένεται να φτάσει το 25% μέχρι το

160 Σχήμα 9.6. Συνολική εγκατεστημένη αιολική ισχύς σε όλες τις χώρες της ΕΕ για το έτος 2011 To 2012, η Ευρωπαϊκή Ένωση ξεπέρασε τα 100 GW εγκατεστημένης αιολικής ισχύος, τα οποία μπορούν να παράγουν σε ένα χρόνο, ηλεκτρική ενέργεια που καλύπτει την κατανάλωση 57 εκατομμυρίων νοικοκυριών. Για να φτάσει η Ε.Ε. σε αυτό το επίτευγμα χρειάστηκε περίπου 33 χρόνια: 20 για να αγγίξει τα πρώτα 10 GW και 13 χρόνια για να προστεθούν επιπλέον 90 GW. Παρ όλο που αξιοποιείται μόλις ένα ελάχιστο ποσοστό από το τεράστιο αιολικό δυναμικό της Ευρώπης, η αιολική ενέργεια συμβάλει σημαντικά στην ενεργειακή ασφάλεια, στην 160

161 προστασία του περιβάλλοντος, στη δημιουργία νέων «πράσινων» θέσεων εργασίας και την ενίσχυση της εξαγωγής τεχνολογίας. Τα 100 GW αιολικής ισχύος μπορούν σε ένα χρόνο να παράγουν την ίδια ποσότητα ηλεκτρικής ενέργειας, όπως: 62 μονάδες ηλεκτροπαραγωγής με καύση άνθρακα, ή 39 εργοστάσια πυρηνικής ενέργειας, ή 52 σταθμοί φυσικού αερίου Οι πιο πρόσφατες εγκαταστάσεις αιολικής ενέργειας που συνέβαλαν στην συμπλήρωση των 100 GW είναι: Anholt, υπεράκτιο αιολικό πάρκο ισχύος 400 MW της εταιρείας DONG στα ανοικτά των ακτών της Δανίας. Linowo, 48 MW της εταιρείας EDF Energies Nouvelles Polska στην Πολωνία Ausumgaard, 12 MW, ενός ιδιώτη γαιοκτήμονα στη Δανία Ακούμια, 7,2 MW της εταιρείας ΔΕΗ Ανανεώσιμες στην Κρήτη Επίσης, σημαντική πρόοδος συμβαίνει και στην εγκατάσταση σημαντικών σε ισχύ υπεράκτιων αιολικών πάρκων στις χώρες της ΕΕ. Η συνολική εγκατεστημενη ισχύς από υπεράκτια αιολικά πάρκα στο τέλος του 2011, φαίνεται στο παρακάτω σχήμα. 161

162 Σχήμα 9.7. Συνολική υπεράκτια εγκατεστημένη αιολική ισχύς στο τέλος του 2011 στις χώρες της ΕΕ Πρέπει να αναφερθεί ότι η υπεράκτια αιολική δυναμικότητα της Ευρώπης αυξήθηκε κατά 50% στο πρώτο 6μηνο του 2012, σε σχέση με πέρυσι, δείχνουν στοιχεία της Ευρωπαϊκής Ένωσης Αιολικής Ενέργειας. Η έκθεση της EWEA «βασικές τάσεις και στατιστικά» αναφέρει ότι 132 νέες παράκτιες ανεμογεννήτριες, που παρέχουν 523 MW ισχύος, συνδέθηκαν πλήρως με το δίκτυο τους πρώτους 6 μήνες του 2012, συγκριτικά με τα μεγαβάτ για την ίδια περίοδο το Ακόμη πιο εντυπωσιακά είναι τα στοιχεία για τις κατασκευές των ανεμογεννητριών, που από τον Ιανουάριο έχουν εγερθεί 103 σε 5 αιολικά πάρκα- αύξηση 95% σε σχέση με την αντίστοιχη περίοδο το Ο μέσος όρος μεγέθους των ανεμογεννητριών αυξήθηκε στα 4 MW, αύξηση 14% συγκριτικά με πέρυσι, ενώ κατά 30% περισσότερες ανεμογεννήτριες συνδέθηκαν στο δίκτυο. Τέλος, τα στοιχεία της έκθεσης δείχνουν ότι στην άνθηση των ανανεώσιμων πηγών ηγείται η Βρετανία μεταξύ Ιανουαρίου και Ιουλίου, εγκαθιστώντας 8 νέα αιολικά πάρκα ενώ Γερμανία και Δανία εγκατέστησαν 2 νέες ανεμογεννήτριες. Συνολικά, μέχρι τις 30 Ιουνίου του 2012 στην Ευρώπη λειτουργούσαν 4,336 MW παράκτιας αιολικής δυναμικότητας, 162