Trendy w technologii turbin wiatrowych / Mladen Bošnjaković, Marko Katinić , Robert Santa and Dejan Marić

0
1006

Fot. Turbiny wiatrowe i podstacja elektryczna morskiej farmy wiatrowej Alpha Ventus na Morzu Północnym.

 

Streszczenie

Wzrost cen tradycyjnych źródeł energii, wysoka zależność wielu krajów od ich importu oraz związana z tym potrzeba zapewnienia bezpieczeństwa dostaw doprowadziły do dużych inwestycji w nowe elektrownie wiatrowe. Chociaż wytwarzanie energii wiatrowej jest dojrzałą technologią, a zrównany koszt energii elektrycznej jest niski, nadal istnieje możliwość jego poprawy. Przegląd dostępnej literatury wskazuje, że rozwój turbin wiatrowych w nadchodzącej dekadzie będzie opierał się na zwiększaniu skali turbin wiatrowych i drobnych ulepszeniach konstrukcyjnych. Obejmują one dalsze ulepszenia aerodynamiki łopat wirnika, aktywną kontrolę systemu obrotu łopat wirnika i hamulce aerodynamiczne, które doprowadzą do zwiększenia wydajności wytwarzania energii. Ulepszenia w zakresie konserwacji systemu i wczesnego diagnozowania usterek związanych z transmisją i mocą oraz uszkodzeń powierzchni łopat skrócą czas przestoju turbiny wiatrowej oraz zwiększą niezawodność i dostępność systemu. Produkcja turbin wiatrowych o większych wymiarach stwarza problemy związane z transportem i montażem, które są rozwiązywane poprzez produkcję łopat z segmentów. Analiza numeryczna jest coraz częściej wykorzystywana zarówno w analizie wydajności turbin wiatrowych, jak i w analizie naprężeń i drgań. Napęd bezpośredni staje się coraz bardziej konkurencyjny w stosunku do tradycyjnego przenoszenia mocy za pomocą przekładni. Trendem w morskich farmach wiatrowych jest zwiększanie rozmiarów turbin wiatrowych i umieszczanie ich dalej od wybrzeża i na głębszych wodach, co wymaga nowych form pływających fundamentów. Ze względu na inne wymagania dotyczące pracy i trudniejsze warunki środowiska morskiego, obecnie opracowywane są metody optymalizacji budowy morskich konstrukcji wsporczych. Istnieją plany wykorzystania kabli 66 kV do przesyłu energii z morskich farm wiatrowych zamiast obecnych kabli 33 kV. Morskie farmy wiatrowe mogą odegrać ważną rolę w przejściu na gospodarkę wodorową. W tym kontekście planowana jest znaczna wydajność produkcji „zielonego” wodoru poprzez elektrolizę wody. Turbiny wiatrowe pierwszej generacji zbliżają się do końca okresu eksploatacji, dlatego opracowywane są strategie ich ponownego zasilania, przedłużenia ich żywotności lub demontażu i recyklingu.

Słowa kluczowe:
turbina wiatrowa; trend rozwojowy; energia elektryczna; odnawialne źródła energii

applsci-12-08653-v2

1. Wstęp

Problemy środowiskowe, zanieczyszczenie powietrza i poważne zmiany klimatyczne są rozwiązywane poprzez wykorzystanie odnawialnych źródeł energii, z energią wiatrową odgrywającą wiodącą rolę. W Europie jest to dodatkowo podkreślone przez trudności w pozyskiwaniu klasycznych źródeł energii, ropy naftowej i gazu ziemnego, ze względu na wojnę na Ukrainie i zakłócone stosunki handlowe z Rosją. Technologia wykorzystania energii wiatrowej poczyniła ogromne postępy w ciągu ostatnich dwóch dekad i jest obecnie dojrzała. Duże inwestycje w przyszłą moc turbin wiatrowych zachęciły również do inwestowania w dalsze ulepszanie technologii turbin wiatrowych, aby wytwarzanie energii elektrycznej było jak najbardziej niezawodne, wydajne i opłacalne.

Z powodu pandemii wirusa COVID-19 nastąpiło opóźnienie w instalacji nowych mocy odnawialnych źródeł energii i trudności w pozyskiwaniu tradycyjnych źródeł energii. W związku z tym wiele krajów szybko zwiększa inwestycje we własne odnawialne źródła energii. Oprócz tego negatywnego aspektu, pandemia COVID-19 zainicjowała analizę opóźnień projektów i możliwości zwiększenia wydajności oraz skrócenia czasu produkcji komponentów instalacji [1]. Europa, jako wiodący na świecie region produkcji turbin wiatrowych z dużym doświadczeniem w tej dziedzinie, powinna kontynuować ścieżkę rozwoju turbin wiatrowych i ulepszeń technologicznych. Według IRENA (Międzynarodowa Agencja Energii Odnawialnej, Masdar City, Abu Dhabi), całkowita moc lądowych farm wiatrowych ma wzrosnąć trzykrotnie do 2030 roku i czterokrotnie do 2050 roku [2].

Rosyjska inwazja na Ukrainę doprowadziła do gwałtownego wzrostu cen podstawowych produktów, zwłaszcza paliw. Bezpieczeństwo dostaw energii i żywności budzi coraz większe obawy w Europie i na całym świecie. Od drugiej połowy 2021 r. ceny energii w Europie i na świecie wzrosły. Na sytuację wpłynęła również decyzja Rosji o wstrzymaniu dostaw gazu do niektórych państw członkowskich Unii Europejskiej. Przywódcy 27 państw członkowskich Unii Europejskiej (UE-27) zgodzili się co do potrzeby zmniejszenia zależności od rosyjskich paliw kopalnych i przyspieszenia przejścia na odnawialne źródła energii. Może to oznaczać skrócenie planowanych terminów instalacji turbin wiatrowych, co doprowadziłoby do gwałtownego wzrostu produkcji energii elektrycznej. Innymi słowy, prognozy energetyczne na lata 2030 i 2050 mogłyby zostać zrealizowane wcześniej (rysunek 1) [2]. Będzie to jednak wymagało znacznego wysiłku, ponieważ w 2021 r. w Europie zainstalowano 17 GW nowej mocy elektrowni wiatrowych, w tym 11 GW w UE-27, co stanowi mniej niż połowę planu UE dotyczącego osiągnięcia celów klimatycznych i energetycznych do 2030 r.

Rysunek 1. Przewidywania dotyczące sposobu wytwarzania energii elektrycznej [ 2 ].
Lądowe farmy wiatrowe odpowiadają za 81% nowych mocy w Europie w 2021 r., przy czym największy udział mają Szwecja, Niemcy i Turcja. Jeśli chodzi o nowe światowe moce wiatrowe na morzu, w 2021 r. oddano do użytku 21,1 GW, czyli trzy razy więcej niż w 2020 r., co czyni rok 2021 najlepszym rokiem w historii morskiej energii wiatrowej. Jednocześnie Chiny odpowiadały za 80% globalnej mocy wiatrowej na morzu dodanej w 2021 r. W przypadku farm wiatrowych na lądzie Chiny wyprzedziły Europę, stając się największym rynkiem energii wiatrowej na lądzie, odpowiadając za prawie jedną trzecią światowej mocy zainstalowanej [ 2 ].

Instalacja planowanych 6044 GW energii wiatrowej może wygenerować ponad jedną trzecią całkowitego zapotrzebowania na energię elektryczną w 2050 r. Zmniejszyłoby to emisję dwutlenku węgla związaną z energią o 6,3 gigaton CO₂, co stanowi ponad jedną czwartą całkowitej redukcji emisji potencjał z odnawialnych źródeł energii i środki efektywności energetycznej.

Jednocześnie prognozuje się, że ceny energii elektrycznej wytwarzanej przez farmy wiatrowe będą spadać ( Tabela 1 ), podobnie jak koszty inwestycji ( Tabela 2 ) [ 2 ].

Tabela 1. Uśredniony koszt energii elektrycznej z energii wiatrowej [ 2 ].
Tabela 2. Całkowity koszt instalacji * [ 2 ].

O zainteresowaniu rozwojem turbin wiatrowych świadczy duża liczba artykułów opublikowanych w ciągu ostatnich dwóch dekad. Na przykład tematyczne przeszukiwanie bazy danych Web of Science (WoS) przy użyciu tylko słów kluczowych „turbina wiatrowa” daje 45 559 artykułów opublikowanych w ciągu ostatnich 10 lat, podczas gdy baza danych Scopus zawiera 61 321 opublikowanych artykułów (Rysunek 2 ).

Rysunek 2. Liczba opublikowanych artykułów w bazie WoS i Scopus (wyszukaj temat „turbina wiatrowa”).

2. Materiały i metody

Informacje do przeprowadzenia badania opierają się na publikacjach w czasopismach, książkach, konferencjach, a także naukowych bazach danych, takich jak Science Direct, Scopus, Google Academic, Google Scholar oraz określonych tematach na stronach internetowych. W niniejszej pracy wykorzystano również niektóre raporty i dokumenty publikowane przez Unię Europejską (Dyrektywy UE, Bruksela, Belgia), Stowarzyszenie WindEurope oraz Międzynarodową Agencję Energii Odnawialnej (IRENA, Masdar City, Abu Dhabi). Dane, dla których nie ma wiarygodnych i cytowanych źródeł, nie są brane pod uwagę. Analizując dane z powyższych źródeł zidentyfikowano stan technologii turbin wiatrowych, a także obszary, w których prowadzone są badania mające na celu identyfikację możliwości doskonalenia. Następnie, syntetyzując zidentyfikowane fakty, określono główne kierunki rozwoju technologicznego w przyszłości.

3. Dyskusja

3.1. Rozwój lądowych turbin wiatrowych

Na podstawie dostępnej literatury ustalono, że rozwój turbin wiatrowych w nadchodzącej dekadzie będzie się opierał na zwiększeniu mocy turbin wiatrowych, a co za tym idzie wymiarów, a także drobnych udoskonaleniach konstrukcyjnych ( Rysunek 3 i Rysunek 4 ).

Rysunek 3. Średnice mocy i wirników istniejących i planowanych lądowych farm wiatrowych [ 2 ].
Rysunek 4. Średnice mocy i wirników istniejących i planowanych morskich farm wiatrowych [ 2 ].

Ulepszenia te obejmują dalsze ulepszenia aerodynamiki łopat wirnika, systemu zarządzania operacyjnego farmą wiatrową oraz systemu konserwacji i diagnostyki usterek, co skutkuje poprawą wydajności, niezawodności i dostępności farmy wiatrowej [3 ] . Krzywa mocy turbiny wiatrowej ( Rysunek 5 ) pokazuje moc wyjściową turbiny przy różnych prędkościach wiatru. Roczna produkcja energii elektrycznej przez turbinę wiatrową zależy między innymi od dwóch ważnych punktów na krzywej mocy: prędkości wiatru, przy której turbina wiatrowa jest włączona, oraz prędkości wiatru, przy której turbina wiatrowa jest wyłączana, tak że nie ma nadmiernych naprężeń i uszkodzeń części turbiny wiatrowej, jeśli prędkość wiatru nadal rośnie.

Rysunek 5. Typowa krzywa mocy turbiny wiatrowej.

Im niższa prędkość włączania i wyższa prędkość wyłączania, tym więcej energii wyprodukuje turbina wiatrowa w skali roku. Rozwój turbin wiatrowych generujących energię przy niskich prędkościach wiatru teoretycznie rozszerza możliwości budowy farm wiatrowych na terenach o niższych średniorocznych prędkościach wiatru. Dlatego analizujemy, przy jakiej cenie energii elektrycznej taka turbina wiatrowa (np. o mocy 3,4 MW i średnicy wirnika 208 m) byłaby konkurencyjna w europejskim systemie elektroenergetycznym. Chociaż cena energii elektrycznej z takiej elektrowni jest obecnie o 45% wyższa niż w przypadku konwencjonalnej lądowej turbiny wiatrowej o tej samej wysokości piasty, wykazano, że technologia ta może w przyszłości przynieść ponad dwukrotnie więcej energii elektrycznej niż konwencjonalne turbiny w Europie system na obszarach, gdzie przeważają mniejsze prędkości wiatru [4 ].

Podobnie rysunek 5 pokazuje, że pożądane jest zaprojektowanie turbin wiatrowych tak, aby mogły nadal wytwarzać energię elektryczną przy bardzo silnym wietrze (przesuwając granicę w prawo). Nawet w przypadku istniejących turbin wiatrowych możliwa jest poprawa krzywej mocy turbiny wiatrowej poprzez aktualizację systemu sterowania. W ten sposób turbina wiatrowa może być z jednej strony narażona na silne wibracje i naprężenia, ale z drugiej strony znaczny jest wzrost energii produkcyjnej [ 5 ].

Obecnie wdrażane są różne mechaniczne i aerodynamiczne układy hamulcowe do kontroli nadmiernej prędkości turbin wiatrowych przy ekstremalnych prędkościach wiatru. Niedawne podejście próbuje aerodynamicznie kontrolować nadmierną prędkość turbin wiatrowych poprzez umieszczanie szczelin cięciwy (otworów). Umieszczenie szczelin zmienia rozkład nacisku na powierzchni łopaty i zmniejsza prędkość turbiny wiatrowej w dopuszczalnych granicach. W ten sposób nadmierna prędkość wirnika turbiny jest skutecznie zmniejszana bez wpływu na produkcję energii. W pracy Kumara i in. [ 6 ] przeanalizowano wpływ różnych parametrów szczeliny na cięciwę, takich jak położenie i długość szczeliny, na wytwarzanie energii, a parametry szczeliny zoptymalizowano eksperymentalnie i obliczeniowo.

3.1.1. Łopaty Turbin Wiatrowych

Postęp technologiczny prowadzi do poprawy wydajności i niezawodności farm wiatrowych oraz niższych kosztów komponentów. Aby napędzać swój rozwój technologiczny, przemysł energii wiatrowej przyjął materiały, systemy i produkty z innych sektorów, takie jak czujniki z elektrotechniki, technologie z przemysłu lotniczego i stoczniowego do produkcji łopat wirnika oraz z przemysłu wydobywczego do technologii górniczej. Ponieważ technologia energii wiatrowej w coraz większym stopniu przekracza granice tych sektorów, rozwój nowych technologii jest niezbędny do napędzania rozwoju turbin wiatrowych.

Jeśli chodzi o aerodynamikę łopat wirnika, analiza numeryczna może dostarczyć przydatnych informacji. Na przykład Urbahs i in. [ 7 ] wykorzystali analizę numeryczną do określenia kąta natarcia, współczynnika siły nośnej oraz stosunku oporu do siły nośnej dla wybranego profilu łopaty turbiny wiatrowej „Espero”. W wyniku obliczeń i symulacji komputerowych wyznaczono optymalne wartości współczynników dla wariantów łopaty ze skręceniem geometrycznym i bez: opóźnienia przepływu, mocy idealnej, strat krawędzi i profilu łopaty oraz właściwego stosunku prędkości końcówki łopaty.

Stosując obliczeniową dynamikę płynów, Madsen i in. [ 8 ] próbowali zoptymalizować kształt końcówki ostrza. Przewidywanie wydajności projektu aerodynamicznego łopaty przy użyciu metody Deep Learning zostało przedstawione w pracy Du et al. [ 9 ]. Zaproponowano dwie metody parametryzacji oparte na relacjach geometrycznych i sieci neuronowej. Metody mogą generować gładkie i kompletne profile łopatek. Zbyt długie ostrza stanowią szczególny problem. Problemy aerodynamiki takich łopat badali Chetan i in. [ 10 ].

Duthe i in. [ 11 ] zajęli się problemem erozji powierzchni na krawędzi natarcia łopat wirnika. Może to stanowić poważny problem dla niezawodności turbin wiatrowych, ponieważ prowadzi do zmniejszenia wydajności, niezrównoważonych obciążeń aerodynamicznych, zwiększonej emisji hałasu i dodatkowych kosztów konserwacji. Nieskorygowana prowadzi do pogorszenia funkcjonalności ostrza.

Rozkład kąta skrętu (TAD) wzdłuż łopatek określa ich efektywność pod względem wytwarzania energii. Ponieważ łopaty wiatrowe są zwykle używane w dynamicznych środowiskach wietrznych, w których prędkość wiatru znacznie się zmienia, ważne jest znalezienie optymalnego TAD dla różnych prędkości wiatru. W swojej pracy Jia i in. [ 12 ] przedstawiają opartą na uczeniu się metodę znajdowania optymalnego TAD, którą nazywają RL-TAD. Przeprowadzono studium przypadku w celu walidacji proponowanej metody. Badanie to wskazuje, że metoda może osiągnąć optymalny TAD trzy do pięciu razy szybciej niż metoda oparta na algorytmie genetycznym.

Celem badań Sohaila i Farzaneha [ 13 ] było zdefiniowanie kompleksowego podejścia do modelowania matematycznego opartego na maksymalizacji współczynnika mocy (Cp) w celu uzyskania sterowania kątem pochylenia łopaty i współczynnikiem prędkości końcówki (TSR), z uwzględnieniem szczegółowe straty mocy w różnych częściach turbiny wiatrowej. Podejście to służy do określenia optymalnego współczynnika mocy układu napędowego turbiny wiatrowej dla konfiguracji z napędem bezpośrednim i skrzynią biegów.

Aktualnym tematem badań w dziedzinie projektowania skrzydeł są tzw. „inteligentne skrzydła”, które zmieniają swój kształt w zależności od warunków wietrznych. W ramach tej kategorii projektowania skrzydeł istnieje wiele podejść, w tym aerodynamiczne powierzchnie sterowe lub materiały do ​​inteligentnych siłowników. Cel badań [ 14] ma na celu ograniczenie obciążeń końcowych i naprężeń wpływających na zmęczenie materiału lub zwiększenie dynamicznego pochłaniania energii. Badania opierają się na podobnych koncepcjach w sterowaniu śmigłowcami i są prowadzone przez Instytuty Badawcze ds. Energii Wiatrowej. Te aerodynamiczne powierzchnie sterujące obejmują lotki końcówek łopat, sterowanie nachyleniem łopat, przechylenie łopaty i kontrolę warstwy granicznej. Dzięki wprowadzeniu nowych technologii i materiałów kształtujących możliwe są bardziej złożone kształty ostrzy. Jednak ekonomika produkcji w połączeniu z trudnością analizy złożonego projektu zadecyduje o ostatecznym kształcie ostrza. Wiodący producenci turbin wiatrowych optymalizują takie cechy, jak kąt skrętu, długość cięciwy i geometria łopat.

Na całym świecie dominuje konstrukcja pozioma turbin wiatrowych z trzema łopatami. System rotacji łopat stosuje się ze względu na jego wydajność, dopuszczalny poziom hałasu oraz trwałość. Zbadano wiele alternatyw dla tego projektu, ale odrzucono je ze względu na wyższe koszty i niższą wydajność. Z badań [ 14 ] wynika, że ​​większą efektywność kosztową uzyskuje się budując turbiny o większej średnicy wirnika. Jednak wkrótce może się to zmienić, ponieważ zwiększające się gabaryty zwiększają problem transportu i montażu, co nałoży ograniczenia. Systematyczne drobne ulepszenia w konstrukcji łopat wirnika i innych zespołów turbin wiatrowych staną się wówczas wyższym priorytetem.

Łopata wirnika turbiny wiatrowej przechodzi więcej cykli zmęczenia materiału w ciągu jednego roku niż skrzydło samolotu przez cały okres swojego życia, dlatego jest to największy problem producentów i operatorów turbin wiatrowych. Metal nie jest pod tym względem zadowalający, dlatego łopaty turbin wiatrowych wykonuje się z poliestru, żywicy epoksydowej wzmocnionej włóknem szklanym lub włókna szklanego. Włókno węglowe lub kevlar są również stosowane jako materiały wzmacniające w celu ochrony przed pękaniem lub pękaniem. Firma Enel Green Power opracowuje innowacyjne ostrze wykonane ze specjalnej tkaniny technicznej [ 15 ]. Tkanina ta umożliwia generowanie większej ilości energii, obniża koszty produkcji oraz ułatwia recykling po zużyciu ostrza.

Ze względu na ortotropowe właściwości mechaniczne kompozytu o właściwościach strukturalnych arkusza decyduje orientacja włókien. W swoim artykule Torregrosa i in. [ 16 ] przedstawiają zalety optymalizacji kąta każdej warstwy kompozytu. Podają oni, że pochylona konstrukcja zwiększa krytyczną prędkość wiatru dla zdefiniowanego układu sterowania i instalacji elektrycznej o 10%, co przyczynia się do wyższej sprawności turbiny wiatrowej.

Kompozyty z włóknami szklanymi i węglowymi są wykorzystywane do produkcji łopat turbin wiatrowych w celu uzyskania większej wytrzymałości, niższej wagi i lepszej odporności na korozję. Głównymi problemami związanymi z tymi materiałami są ich dostępność, biodegradowalność, zagrożenie dla zdrowia ludzi oraz wysokie koszty ich produkcji. Z tego powodu prowadzone są badania nad możliwością zastąpienia tych materiałów włóknami naturalnymi [ 17 , 18 ]. Rozwój tkanin na bazie włókien naturalnych do produkcji kompozytów to nowa technologia, która może sprostać wyzwaniu zrównoważonych właściwości mechanicznych kompozytów. W pracy Lamhoura i in. [ 19], włókna alfa i wełniane zostały użyte jako wzmocnienie do opracowania czterech tkanin oraz nienasycona żywica epoksydowa o niskiej lepkości jako matryca. Tkaniny zostały wykonane techniką tkania tafty. Do uzyskania kompozytu hybrydowego wybrano proces formowania próżniowego, ponieważ zapewnia on doskonałe korzyści. Wyniki badań statycznych tego wzmocnionego kompozytu wykazały poprawę wytrzymałości na rozciąganie i zginanie.

Andoha i in. [ 20 ] zbadali przydatność nowego kompozytu włókien bambusowych i plastiku pochodzącego z recyklingu do produkcji łopat turbin wiatrowych. Udział włókien w dziesięciu próbkach wahał się od 2,5% do 25%. Wyniki pokazały, że wraz ze wzrostem procentowej zawartości włókien bambusa w próbce wzrastała również wytrzymałość na rozciąganie i pękanie udarowe. Autorzy doszli do wniosku, że kompozyt z 25% włóknami bambusowymi nadaje się na łopaty wirników turbin wiatrowych.

Segmentacja łopat wirnika może przyspieszyć proces produkcji części łopat wirnika, obróbki mechanicznej i powlekania w celu ochrony powierzchni. Jednak segmentacja niesie ze sobą wyzwania w zakresie minimalizacji wspólnej masy, przenoszenia obciążenia między segmentami i logistyki [ 21 , 22 ].

Warto również wspomnieć o możliwości zastosowania technologii druku 3D i symulacji pracy turbiny wiatrowej w celu dodatkowej weryfikacji i usprawnienia pracy turbiny wiatrowej [ 23 ]. QBlade to program typu open source do obliczeń turbin wiatrowych. Pozwala użytkownikom projektować łopaty wirnika i obliczać osiągi oraz stosować je bezpośrednio w projekcie, a także weryfikować charakterystykę turbiny wiatrowej poprzez symulację. Inne programy wykorzystywane do projektowania turbin wiatrowych to FOCUS6, HAWC2, QBlade, Simpack i inne.

3.1.2. Wieża

Zabudowa wieży, czyli fundamentu podtrzymującego konstrukcję elektrowni wiatrowej, uległa zmianie w stosunku do pierwszych wiatraków budowanych z drewna. Obecnie wieża turbiny wiatrowej jest zwykle wykonana ze stali, aby uzyskać solidną i odporną konstrukcję. Kolejnym materiałem użytym do budowy wieży jest beton, który również spełnia niezbędne wymagania dotyczące integralności strukturalnej, wytrzymałości i trwałości. Ostatnio zastosowano techniki optymalizacji, aby zmaksymalizować nośność przy jednoczesnym zmniejszeniu zużycia materiałów i kosztów. Podczas eksploatacji farmy wiatrowej wieża jest poddawana okresowym obciążeniom ze względu na zmieniające się prędkości wiatru, co może powodować wyginanie się wieży w przód iw tył. Aby zmniejszyć ten ruch, częstotliwość wieży musi być zrównoważona z częstotliwością drgań własnych innych elementów. Dlatego, konieczna jest analiza relacji między wieżą a innymi elementami elektrowni wiatrowej, takimi jak wirnik, gondola i fundament. Ponadto, aby wybrać optymalny projekt, należy wziąć pod uwagę koszt materiałów, produkcję komponentów, montaż i wpływ na środowisko [24 ].

3.1.3. Układ napędowy

Skrzynia biegów jest częścią turbiny, która wymaga największej konserwacji. Tak więc, jeśli go usuniesz, niezawodność turbiny zostanie zwiększona. Jest to również najbardziej masywny element w gondoli turbiny, więc usunięcie go poprawi również ten aspekt turbiny. Z tego powodu od lat prowadzone są badania mające na celu optymalizację turbin o napędzie bezpośrednim [ 25], aby uczynić je bardziej konkurencyjnymi niż turbiny z przekładniami. Ten typ generatora prądu nie ma przekładni i pracuje z taką samą prędkością jak wirnik turbiny wiatrowej. Generatory te są bardzo duże, a wyjściowa energia elektryczna jest przetwarzana na stałą częstotliwość i napięcie za pomocą energoelektroniki. Z drugiej strony, napęd bezpośredni eliminuje dwie trzecie napędu konwencjonalnego: skrzynię biegów, sprzęgło i wysokoobrotowy generator. Ponadto turbiny z napędem bezpośrednim są bardziej praktyczne przy wyższych prędkościach wiatru. Jednak do niedawna rozmiar i cena generatora nie pozwalały im stać się głównym konkurentem turbin z przekładnią zębatą. Rozwój turbin z napędem bezpośrednim i spadek cen magnesów trwałych doprowadziły do ​​powstania tańszego i lżejszego modelu z napędem bezpośrednim. Należy pamiętać, że tysiące turbin z przekładniami pracują i jeszcze długo będą funkcjonowały. Z tego powodu technologia przekładni nadal jest udoskonalana w celu obniżenia kosztów i zwiększenia niezawodności.

Eksperci umieszczają te dwie technologie obok siebie, co można interpretować na dwa sposoby: albo obie technologie będą ewoluować, aż jedna z nich zwycięży, albo obie technologie znajdą wystarczającą liczbę użytkowników, aby współistnieć na rynku. Inni eksperci uważają, że technologia napędu bezpośredniego z czasem zwycięży. Potwierdzają to trzema argumentami:

  • Koszt morskich konstrukcji wsporczych dla turbin wiatrowych z napędem bezpośrednim jest niższy ze względu na ich mniejszą masę.

  • Podczas gdy turbina wiatrowa z przekładnią osiągnęła prawie maksymalną wydajność, napęd bezpośredni oferuje większy potencjał do dalszych ulepszeń.

  • Napęd bezpośredni jest bardziej wydajny przy wyższych prędkościach wiatru, ponieważ turbiny wiatrowe z przekładnią wymagają dodatkowych stopni przekładni, co powoduje większe straty w skrzyni biegów. Istnieje również możliwość wykonania konstrukcji hybrydowej, łączącej w sobie elementy skrzyni biegów oraz napędu bezpośredniego [ 14 ].

Rozwój zaowocował systemami elektromagnetycznymi turbin wiatrowych, które zawierają mniej miedzi i są lżejsze. Wirnik zawiera komponenty, które wytwarzają pole magnetyczne, a zatem reprezentują obracające się bieguny. Istnieją dwa rodzaje komponentów, które mogą wykonać to zadanie: generatory synchroniczne i asynchroniczne. Tak zwane generatory synchroniczne mają proste magnesy trwałe podobne do zwykłych magnesów podkowiastych. W generatorze synchronicznym wirnik i pole magnetyczne obracają się z tą samą prędkością (synchronicznie). Generatory te są coraz częściej stosowane w turbinach wiatrowych ze względu na dużą gęstość mocy i małą masę. Wyzwania, przed którymi stoją te generatory, to rozmagnesowanie magnesów trwałych w przypadku generowania ekstremalnego ciepła, co powoduje, że generator nie nadaje się do użytku, oraz niemożność generowania mocy o stałej częstotliwości. Wynika to ze zmienności prędkości wiatru i rotacji przy tej samej prędkości. Dlatego generatory te wymagają prostownikowych przetwornic mocy. Alternatywą dla generatora synchronicznego jest generator asynchroniczny. Generuje pole elektryczne za pomocą dodatkowych cewek. Zgodnie z prawem Faradaya prąd elektryczny i pole magnetyczne zawsze występują razem. Tak więc pole magnetyczne może być użyte do indukowania prądu elektrycznego, ale pole magnetyczne można również wytworzyć, przesyłając prąd przez cewkę. To właśnie robią generatory asynchroniczne. Ten typ generatora wymaga specjalnego zasilania magnesów, ale w zamian za to mniejsze są uszkodzenia i wyższa niezawodność. Ponadto wahania prędkości obrotowej wirnika są znacznie łatwiej absorbowane ze względu na wyższy stopień tłumienia.26 ].

3.1.4. System sterowania turbiną wiatrową

Głównym zadaniem systemu sterowania turbiną wiatrową jest maksymalizacja uzysku energii i zmniejszenie obciążeń dynamicznych konstrukcji. System ten obejmuje różne podsystemy, takie jak:

  • System optymalizacji mocy i obciążenia

  • System monitorowania stanu

  • System wykrywania lodu i przeciwoblodzeniowy

  • System kontroli migotania cienia

  • System przeciwpożarowy

  • System ochrony nietoperzy

  • System wykrywania wyładowań atmosferycznych

  • System monitorowania zanieczyszczeń olejowych.

System obejmuje różne czujniki, siłowniki, połączenia kablowe, zdecentralizowane sterowanie oraz specjalne komputery i oprogramowanie. Dlatego projektowe wykonanie systemu sterowania jest podzielone na kilka jednostek funkcjonalnych. Zwykle składa się z centralnego komputera umieszczonego u podstawy wieży, jednostki sterującej i przełączającej w gondoli oraz kilku zdecentralizowanych elementów sterujących. Tutaj generowane są wartości domyślne dla zespołu funkcjonalnego i podłączany jest system zdalnego monitorowania. W jednostce sterującej gondoli przetwarzane są sygnały ze zdecentralizowanych układów sterowania, a wyniki przesyłane są systemem magistrali danych do komputera centralnego. Na przykład system kontroli nachylenia łopat jest skoncentrowany w głowicy wirnika. Prawie cała kontrola skoku łopaty, od pozyskiwania danych o wietrze do kontroli parametrów odbywa się w dużej mierze autonomicznie za pośrednictwem tak zwanych „skrzynek nachylenia”. Systemy sterowania stają się coraz bardziej zaawansowane i wydajne, analizowany jest również wpływ czynników środowiskowych na działanie systemu [27 ]. Algorytmy sterowania można dostosować do konkretnych wymagań, a monitorowanie może odbywać się w czasie rzeczywistym.

Poprawa wydajności farmy wiatrowej to duże wyzwanie, zwłaszcza gdy pracuje ona w niestabilnych warunkach pogodowych. Dlatego konieczne jest zainstalowanie urządzenia śledzącego maksymalną oczekiwaną moc wyjściową z turbiny wiatrowej (MPPT). Podejścia oparte na (pokonywaniu wzniesień) zostały zastosowane do symulacji urządzeń śledzących maksymalną moc, ale mają one ograniczenia pod względem szybkości i wydajności śledzenia. Fathy i in. [ 28 ] proponują najnowsze wydajne podejście algorytmu optymalizacji Archimedesa (AOA) do symulacji MPPT. Zaproponowany algorytm dostosowuje cykl pracy falownika w celu maksymalizacji mocy wyjściowej. Wyniki badań eksperymentalnych potwierdzają solidność proponowanego podejścia w osiąganiu najlepszych osiągów systemu energetyki wiatrowej.

Należy zauważyć, że wydajność turbiny wiatrowej pracującej w warunkach przejściowych maleje wraz z wiekiem. Byrne i in. [ 29 ] przeanalizowali 13-letnie dane operacyjne turbin wiatrowych Vestas i doszli do wniosku, że wydajność turbin wiatrowych spadła o około 5% w okresie 10 lat, a spadek wydajności nie był liniowy.

3.1.5. Ponowne zasilanie farmy wiatrowej

Moc około 38 GW lądowych farm wiatrowych w Europie zakończy swój normalny okres eksploatacji wynoszący 25 lat (tj. 20 lat) do 2025 r. [ 30]. Gdy dobiegną końca okresu użytkowania, na jaki uzyskali koncesję, są trzy możliwości: wydłużenie okresu użytkowania, na który należy uzyskać nowe koncesje, wycofanie z eksploatacji lub przywrócenie przepustowości (repowering). Repowering farmy wiatrowej polega na wymianie starych turbin wiatrowych na mocniejsze i wydajniejsze nowe modele. Regeneracja średnio podwaja moc farmy wiatrowej i potraja produkcję energii elektrycznej. Repowering jest szczególnie skuteczny i ważny, ponieważ najstarsze (i najmniej wydajne) farmy wiatrowe w Europie znajdują się w miejscach o najlepszych warunkach wietrznych, ponieważ tam powstały pierwsze farmy wiatrowe. Nowoczesne turbiny w tych lokalizacjach mogą wyprodukować znacznie więcej energii elektrycznej niż istniejące farmy wiatrowe.

Według dostępnych danych, realizowane są już duże projekty repoweringowe. Jednym z takich przykładów jest projekt Windplan Groen w holenderskiej prowincji Flevoland. Na tym terenie stało kiedyś 98 turbin wiatrowych o łącznej mocy 168 MW. Obecnie są one zastępowane przez 90 nowych, wydajniejszych turbin wiatrowych. Zwiększy to moc farmy wiatrowej do około 500 MW, co wystarczy do zasilenia w energię elektryczną całego województwa. Połowa turbin wiatrowych jest budowana przez Vestas, w tym 37 turbin wiatrowych EnVentus V162–6,2 MW i osiem turbin wiatrowych V126–3,45 MW. Główne cechy turbiny V162–6,2 to: średnica wirnika 162 m, powierzchnia omiatania 20 612 m 2, wysokość piasty 166 m. Włączana prędkość wiatru wynosi 3 m/s, a wyłączana prędkość wiatru 25 m/s. Ślad węglowy wynosi 6,1 g CO2e/kWh, a wskaźnik recyklingu wynosi 88%. Jednocześnie są to najpotężniejsze turbiny w Holandii [ 30 ]. Pozostałe turbiny w ramach projektu zostaną dostarczone przez firmy Nordex i General Electric (GE).

Farma wiatrowa w Malpica (Hiszpania) przeszła jeszcze większą przebudowę. Liczba turbin spadła z 69 do 7, ale produkcja energii elektrycznej podwoiła się [ 30 ]. Repowering może być zatem bardzo skutecznym środkiem. Jednak mniej niż 10% wycofanych z eksploatacji turbin wiatrowych jest obecnie odnawianych. Powolne i złożone procesy autoryzacyjne oraz zmieniające się przepisy zniechęcają operatorów. Zamiast tego większość lądowych farm wiatrowych, które osiągnęły 25 (lub 20) lat eksploatacji, otrzymuje koncesję na przedłużenie ich eksploatacji.

Inną opcją jest zaprzestanie eksploatacji farm wiatrowych, ich demontaż i recykling. Podczas gdy beton i stal można łatwo poddać recyklingowi, kompozyty, z których wykonane są łopaty wirnika, stanowią problem. Problem ten był badany przez Chen i in. [ 31 ], Beauson i in. [ 32 ] oraz Ruane i in. [ 33 ]. Należy zauważyć, że w ciągu najbliższych pięciu lat w Europie ma zostać wycofanych i wycofanych z eksploatacji 9,4 GW mocy.

Artykuł 16 Dyrektywy OZE wymaga od państw członkowskich UE wydawania pozwoleń na nowe projekty OZE w ciągu 2 lat, a na repowering w ciągu 1 roku (nie uwzględnia to terminów wykonania ocen oddziaływania na środowisko ani terminów rozstrzygania sporów prawnych). Niestety większość krajów nie przestrzega tych terminów. Procedura wydawania zezwoleń jest zbyt powolna i skomplikowana, a przyczyny tego stanu rzeczy to przede wszystkim:

  • Przepisy są złożone. Coraz więcej ograniczeń w planowaniu przestrzennym (np. minimalne odległości od budynków mieszkalnych, ograniczenia wysokości budynków itp.). Ponadto przepisy różnią się nie tylko w poszczególnych państwach członkowskich, ale także w różnych regionach tego samego państwa członkowskiego.

  • Niepotrzebna biurokracja. Procedury są powolne, ponieważ zaangażowanych jest zbyt wiele organów administracyjnych na szczeblu krajowym, regionalnym i lokalnym. To zwielokrotnia liczbę aplikacji, które muszą złożyć przedsiębiorstwa energetyczne, i liczbę procedur, których należy ściśle przestrzegać, zwiększając koszty dla przedsiębiorstw i czas potrzebny na rozwiązanie problemów.

  • Agencje wydające pozwolenia nie dysponują wystarczającymi zasobami cyfrowymi i/lub ludzkimi, aby przetwarzać rosnącą liczbę wniosków o pozwolenia.

Według WindEurope, czas oczekiwania na pozwolenia jest najdłuższy w Chorwacji (do 120 miesięcy), Grecji, Belgii i Szwajcarii (do 110 miesięcy). Najszybciej pozwolenia wydawane są w Turcji (8 miesięcy), Anglii (26 miesięcy), Niemczech i Rumunii (30 miesięcy). Zgodnie z prawem chorwackim inwestorzy muszą korzystać z technologii określonej w pierwotnym wniosku o pozwolenie, podczas gdy większość krajów europejskich zezwala na modernizację technologii. Czas wydawania pozwoleń dłuższy niż pięć lat oznacza, że ​​projekty stają się przestarzałe przed rozpoczęciem budowy, a zmiana technologii spowodowałaby konieczność ubiegania się o nowe pozwolenie, co z kolei wydłużyłoby okres budowy. W Chorwacji sytuacja ta ma się zmienić wraz z wejściem w 2021 roku nowej ustawy o odnawialnych źródłach energii. Zgodnie z tą ustawą okres wydawania pozwoleń wyniesie maksymalnie dwa lata. Chociaż finansowanie projektów OZE jest powszechnie dostępne, duże opóźnienia w uzyskiwaniu pozwoleń zniechęcają inwestorów do realizacji projektów. Dlatego rządy stanowe muszą drastycznie uprościć procedury wydawania zezwoleń [30 ].

3.1.6. Konserwacja turbin wiatrowych

Konserwacja turbin wiatrowych jest niezwykle ważna w całym okresie ich eksploatacji, gdyż zapewnia niezawodną pracę. Farmy wiatrowe, które odniosły największy sukces, wykorzystywały niezawodne turbiny wiatrowe i przestrzegały dobrych programów eksploatacji i konserwacji.

Pewnej poprawy można spodziewać się również w tym obszarze. Na przykład w kontekście monitorowania stanu komponentów turbiny wiatrowej (CM) Wang i in. [ 34] zaproponowali nową technikę wielowymiarowej oceny stanu (MSET), aby zapewnić wczesne ostrzeganie o awarii komponentów. Aby ulepszyć MSET i uczynić go bardziej elastycznym, zaproponowano metodę tworzenia dynamicznej macierzy pamięci oraz dwie metody CM oparte na pozostałościach w czasie rzeczywistym do wczesnego ostrzegania o awarii. Gdy kilka kolejnych wartości resztkowych przekroczy wartość progową, tworzone jest ostrzeżenie o awarii. W dłuższej perspektywie metoda dzieli historyczne pozostałości na dni i analizuje je za pomocą wykresów kontrolnych. Zaproponowaną metodę zweryfikowano eksperymentalnie w dwóch rzeczywistych przypadkach uszkodzeń spowodowanych przegrzaniem łożysk przekładni i łożysk generatora. Wyniki pokazały, że metoda znacząco zmniejsza błąd estymacji MSET.

Przekładnia planetarna jest krytycznym elementem turbin wiatrowych i ma ogromne znaczenie dla ich bezpieczeństwa i niezawodności. Inteligentny system diagnostyki usterek tych przekładni osiągnął pewne sukcesy w oparciu o dostępność dużej ilości danych. Li i in. [ 35 ] zaproponowali nową metodę diagnozowania usterek, która łączy uczenie się skrzyni biegów z modelem dynamicznym w celu określenia stanu technicznego przekładni planetarnych.

Przeprowadzono wiele innych badań i analiz oraz zaproponowano ulepszenia związane z konserwacją elementów turbiny wiatrowej [ 36 , 37 , 38 , 39 ]. Część badań dotyczy ochrony przed uderzeniem pioruna i wykrywania uszkodzeń łopat, które uległy uderzeniu pioruna [ 40 , 41 , 42 ], ponieważ roczne uszkodzenia w tym obszarze są znaczne. Na podstawie wszystkich tych ustaleń przewiduje się znaczny wzrost współczynnika wydajności turbin wiatrowych ( tabela 3 ).

Tabela 3. Średni współczynnik wydajności turbin wiatrowych [ 2 ].

Według WindEurope [ 43 ] średni współczynnik mocy w 2021 r. wyniósł 23 % dla lądowych farm wiatrowych w UE i 34 % dla morskich farm wiatrowych, co jest wartością niższą niż średnia światowa.

3.2. Rozwój morskich turbin wiatrowych

Projektowanie morskich turbin wiatrowych stanowi wyzwanie ze względu na szeroki i złożony zakres parametrów projektowych, a także zróżnicowane wymagania operacyjne i trudne warunki środowiskowe. Żywotność morskich turbin wiatrowych wynosi zwykle 50 lat, chociaż fundamenty są zaprojektowane tak, aby służyły dłużej. Wieża musi być w stanie wytrzymać obciążenia statyczne, dynamiczne i cykliczne oraz ich krytyczne kombinacje, dlatego wymagana jest odpowiednia analiza zmęczenia materiału [ 44 ]. Aby rozwiązać te wyzwania, stosuje się różne techniki optymalizacji. Dzięki nim możliwe jest uzyskanie zoptymalizowanych parametrów dla różnych konstrukcji morskich turbin wiatrowych, przy równoczesnym zrównoważeniu wpływu na produkcję energii i żywotność turbiny wiatrowej. Praca Chena i Kima [ 45] zawiera przegląd podstawowych zasad różnych krytycznych technik optymalizacji i ich zastosowania w procesie projektowania morskich turbin wiatrowych. Dzieło Sundaya i Brennana [ 46 ] oraz Trojnara [ 47] zawiera zwięzły przegląd ważnych aspektów technicznych, ostatnich ulepszeń w projektowaniu morskich turbin wiatrowych na monopalach oraz wyzwań stojących przed przyszłymi projektami monopala w odniesieniu do zwiększania rozmiaru monopala i wydajności turbiny. Analiza koncentruje się przede wszystkim na połączeniach fundament-wieża, tłumieniu analizy strukturalnej monopala, modelowaniu interakcji grunt-monopal oraz korozji. Wykonane obliczenia potwierdziły, że wyporność monopala hybrydowego jest o 40–70% mniejsza w porównaniu do monopala standardowego o podobnych wymiarach. Ważna część kosztów fundamentów dotyczy ochrony przed szorowaniem, ponieważ dryfowanie materiału może prowadzić do niestabilności i zawalenia się konstrukcji. Badania Fazeresa-Ferradosa [ 48] pokazuje, że ochrona fundamentów przed szorowaniem jest bardzo wymagającym obszarem badań, który wciąż pozostawia wiele pytań otwartych.

Liczne inne prace dotyczą również kwestii optymalizacji strukturalnej z uwzględnieniem naprężeń strukturalnych [ 49 , 50 ], naprężeń w kołnierzach o dużej średnicy w pierwotnej ścieżce obciążenia fundamentów turbin wiatrowych, zwykle występujących u podstawy wież turbin [ 51 ]. Nowa konstrukcja pływających platform hybrydowych obniży koszt całego systemu dzięki szybszemu montażowi i mniejszej ilości stali. Projekt pływającej farmy wiatrowej „Salamander” firmy Ocergy w 2021 roku umożliwił wgląd w technologię podkonstrukcji.

Zwiększenie mocy znamionowej turbiny wiatrowej jest jednym z najważniejszych sposobów na obniżenie kosztów wytwarzania energii elektrycznej z morskich farm wiatrowych. Producenci wolą jedną większą turbinę wiatrową niż budowę kilku mniejszych turbin wiatrowych o tej samej mocy, co obniża koszt zainstalowanego kilowata mocy [ 52 ].

Największą działającą turbiną wiatrową na świecie jest prototyp GE Haliade-X w Rotterdamie, który dzięki zwiększeniu mocy generatora ma moc 13 MW. Praktyka zwiększania mocy wyjściowej istniejącej turbiny poprzez zwiększanie wydajności generatora i układu napędowego za pomocą tego samego wirnika jest powszechna wśród producentów OEM (producentów oryginalnego wyposażenia) na rynkach morskiej energii wiatrowej. Jest to sposób na zwiększenie mocy wyjściowej turbiny wiatrowej na tej samej platformie bez wprowadzania zmian w konstrukcji łopaty. Zwiększenie mocy wyjściowej generatora może wytworzyć więcej mocy i poprawić wydajność, ale należy dokładnie rozważyć zwiększone zmęczenie materiału spowodowane zwiększonym obciążeniem i skróconą żywotnością [ 53 ].

Korzyści ze zwiększenia wydajności poprzez skalowanie wymiarów są potencjalnie nawet większe niż w przypadku turbin lądowych. W pracy Papiego i in. [ 54 ] przedstawiono krytyczną analizę technicznych konsekwencji zwiększania skali, koncentrując się na aerodynamice łopat oraz naprężeniach i elastyczności konstrukcji. Opracowanie opiera się na referencyjnych pływających turbinach wiatrowych NREL 5 MW i IEA 15 MW.

Kontrola wibracji pływającej turbiny wiatrowej staje się coraz ważniejsza wraz ze wzrostem rozmiaru turbiny wiatrowej. Dlatego w pracy Liu i in. [ 55 ]. Ruchy kołysania, pochylania i odchylania turbiny wiatrowej na regularnych i nieregularnych falach są obliczane w celu ilościowego określenia wydajności systemu cumowniczego. W pracy Jahani i in. [ 56 ] przeanalizowano główne kwestie związane z dynamiką strukturalną morskich turbin wiatrowych, w tym wyrównanie modalne, aeroelastyczność, hydroelastyczność, interakcję dna, interakcję liny cumowniczej z pływakiem, wibracje układu napędowego i inne.

Morskie turbiny wiatrowe mogą mieć większe rozmiary, ponieważ ich transport nie jest tak problematyczny jak turbin wiatrowych na lądzie. Vestas planuje opracować turbinę wiatrową o mocy 15 MW, której prototyp ma wejść do eksploatacji w 2022 r. Przy średnicy wirnika wynoszącej 236 m, ta turbina wiatrowa będzie miała większy obszar omiatany przez wiatr niż jakakolwiek inna działająca turbina. Produkcja seryjna planowana jest na 2024 rok [ 53 ].

Pływające farmy wiatrowe są wielkim przełomem w technologii energii oceanicznej. Pływające fundamenty oferują dwie ważne możliwości:

  • zapewniają dostęp do miejsc o głębokości wody większej niż 60 m, oraz

  • ułatwiają instalację turbiny nawet na średnich głębokościach wody (30–50 m) i ostatecznie mogą stanowić tańszą alternatywę dla stałych fundamentów. Zasadniczo fundamenty pływające przynoszą korzyści dla środowiska w porównaniu z fundamentami stałymi, ponieważ podczas instalacji wymagana jest mniejsza ingerencja w dno morskie.

Pływające turbiny wiatrowe mogą być instalowane daleko od brzegu i na głębokich wodach. Przejście na offshore zwiększy wykorzystanie morskich farm wiatrowych. Istnieją plany zainstalowania większej liczby pływających turbin wiatrowych w Azji Południowo-Wschodniej, Oceanii i Europie Północnej ( Rysunek 6 ).

 

Rysunek 6. Globalne projekty pływającej morskiej energii wiatrowej według głębokości, kraju i wielkości projektu [ 53 ].

Najpopularniejszym typem fundamentu dla morskich turbin wiatrowych (OWT) jest monopal: pojedynczy pal o średnicy od sześciu do ośmiu metrów i długości od 20 do 30 m poniżej dna morskiego. Stanowi około 80% zainstalowanych fundamentów OWT.

Rysunek 7 przedstawia technologię podkonstrukcji morskiej farmy wiatrowej dla przyszłych projektów. W przyszłych projektach wykorzystanie fundamentów płaszczowych wzrośnie ponad czterokrotnie. Ponadto udział monopali zmniejszy się do 51,6% rynku. Zmiana ta wynika z faktu, że planowane są projekty na głębszych wodach oraz zwiększenie możliwości produkcji kurtek. Rośnie również udział fundamentów pływających. Jednak zdolność branży do przystosowania monopali do głębszych wód przy zachowaniu niskich kosztów może spowodować, że monopale pozostaną przez pewien czas dominującym typem fundamentu. Z informacji o planowanych projektach wynika, że ​​fundamenty grawitacyjne zwiększą swój udział w rynku, ponieważ lepiej sprawdzają się na gruntach skalistych, gdzie wbijanie monopalów może być utrudnione.

Rysunek 7. Ogłoszone typy fundamentów morskich farm wiatrowych w przyszłych projektach [ 53 ].

Większość projektów pływających farm wiatrowych przewiduje półzanurzalną konstrukcję nośną. Zaletą tego typu podkonstrukcji jest stosunkowo płytkie zanurzenie oraz stabilność hydrodynamiczna podczas pracy elektrowni wiatrowej. Pozwala to na instalację na nabrzeżu i holowanie na miejsce bez użycia ciężkich statków.

Rysunek 8 pokazuje stały wzrost globalnej mocy morskich turbin wiatrowych. Ten ciągły wzrost mocy znamionowej jest jednym z czynników, które doprowadziły do ​​obniżenia kosztów morskich farm wiatrowych [ 57 ]. Znaczący rozwój dużych morskich farm wiatrowych w Europie wynika również z ulepszeń turbin wiatrowych i podstawowych konstrukcji [ 58 ].

Rys. 8. Zainstalowane i planowane nowe roczne moce turbin morskich do 2025 r. [ 53 ].\

Rysunek 9 przedstawia skumulowane rozmieszczenie pływających morskich turbin wiatrowych. Spośród 3688 MW pływających morskich turbin wiatrowych, które zostaną zainstalowane do 2026 r., większość będzie zlokalizowana w Korei Południowej (2300 MW), Arabii Saudyjskiej (500 MW), Hiszpanii (365 MW) i Francji (132 MW). Inne farmy wiatrowe będą rozmieszczone równomiernie w Europie, a niektóre z nich są jeszcze w fazie planowania [ 53 ].

Rysunek 9. Skumulowana pływająca moc wiatrowa na morzu [ 53 ].

Pływające konstrukcje turbin wiatrowych muszą wytrzymać trudne warunki. Połączone działanie silnych wiatrów i fal powoduje wibracje, zmęczenie materiału i poważne obciążenia elementów turbiny wiatrowej. Problemy te prowadzą do wzmożonych prac konserwacyjnych i zwiększają ryzyko awarii [ 59 ].

Dlatego konserwacja jest bardzo ważna, ponieważ zmniejsza liczbę wymaganych napraw. Lepsze planowanie konserwacji może obniżyć koszty i zwiększyć dostępność turbiny. Rozwinęła się również możliwość zdalnej obsługi. Obejmuje to zdalny monitoring, który umożliwia wczesne wykrywanie problemów i konserwację zapobiegawczą. Opracowano również sprzęt podwodny do kontroli i naprawy trudno dostępnych elementów [ 53 ].

Poprawa i modernizacja sieci elektroenergetycznej jest konieczna w wielu krajach, aby pomieścić duże ilości energii odnawialnej, w tym energii z morskich farm wiatrowych. Decydenci muszą pilnie zmobilizować więcej publicznych i prywatnych inwestycji w bezpieczne, inteligentne i elastyczne sieci, które mogą obsłużyć stale rosnący udział energii odnawialnej. W przeciwnym razie dostępność odpowiednich połączeń sieciowych, przepustowości i linii przesyłowych może być znaczącym wąskim gardłem dla rozwoju nowych projektów energii wiatrowej i słonecznej na skalę przemysłową. Sieci wymagają kompleksowej modernizacji nie tylko pod względem infrastruktury fizycznej, ale również pod względem inteligencji. Sieć w przyszłym systemie energetycznym będzie prawdopodobnie siecią danych wszczepioną w sieć fizyczną, umożliwiającą wielokierunkowy przepływ energii i informacji przy skutecznych i precyzyjnych kontrolach.

Ponadto rozwój portów i statków przyspiesza, aby nadążyć za rosnącą produkcją morskich turbin wiatrowych i wzrostem ich wymiarów [ 60 ].

Gwałtowny wzrost projektów morskich farm wiatrowych prowadzi do wzrostu zapotrzebowania na kable podmorskie. Rynek dzieli się na kable łączące podstację morską ze stacją lądową oraz kable łączące sąsiednie turbiny wiatrowe i podstacje morskie. Szacuje się, że zapotrzebowanie na kable podmorskie w Europie wyniesie około 2000 km rocznie. Ponadto czynione są starania o układanie kabli o napięciu 66 kV, w porównaniu z obecnymi 33 kV [ 53 ].

Praca Turnbulla i in. [ 61] analizuje trendy rynkowe w zakresie technologii offshore w Europie i zawiera szczegółowy przegląd mocy zainstalowanej i planowanej. Istnieje wyraźne przejście od mniejszych turbin z przekładnią redukcyjną do większych turbin z napędem bezpośrednim. Aby zbadać wpływ tej zmiany na niezawodność farm wiatrowych, przeanalizowano wskaźniki awaryjności 39 farm wiatrowych w Europie i Ameryce Południowej z napędem bezpośrednim i turbinami zębatymi. Analiza ujawniła kilka kluczowych podobieństw między konfiguracjami, przy czym układ elektryczny był odpowiedzialny za większość awarii turbin w obu przypadkach. Biorąc pod uwagę łączny czas przestoju z powodu awarii wszystkich komponentów, największą wartość miała turbina wiatrowa z napędem bezpośrednim, przede wszystkim ze względu na relatywnie większy czas przestoju związany z układem elektrycznym, generatorem i układem sterowania.

Szacuje się, że koszt energii elektrycznej dla pływających morskich turbin wiatrowych spadnie ze 160 $ /MWh (2010) do 50-105 $ /MWh (2030), czyli można powiedzieć, że postęp technologiczny w projektowaniu pływających turbin wiatrowych doprowadzi do znacznej redukcji kosztów [ 2 , 62 ]. W ten sposób mogą się spełnić prognozy na rok 2050 ( Rysunek 1 ), że większość energii elektrycznej będzie pochodzić z turbin wiatrowych.

Jak pokazuje wiele aktualnych scenariuszy, wodór będzie odgrywał kluczową rolę w neutralnej pod względem emisji dwutlenku węgla gospodarce Europy. Wodór wytwarzany przez elektrolizę energii elektrycznej z turbin wiatrowych to nowa technologia. Może potencjalnie przyczynić się do elastyczności systemu, działając jako „sezonowe magazynowanie”, pomagając w integracji różnych odnawialnych źródeł energii. Wodór przyczynia się do „połączenia sektorowego” między systemem elektroenergetycznym a przemysłem, budownictwem i transportem. Ze względu na istnienie rozległej infrastruktury gazowej, którą można wykorzystać do transportu mieszanin wodoru i gazu ziemnego, a także przekształcić w transport czystego wodoru, UE ma dobrą pozycję, aby stać się wiodącym regionem w światowej gospodarce wodorowej [ 63 ] . W swoim raporcie [ 2], IRENA prognozuje wzrost globalnego potencjału gospodarczego wodoru z odnawialnych źródeł energii o 19 eksadżuli w całkowitym zużyciu energii końcowej do 2050 r. Stanowiłoby to 5% całkowitego zużycia energii końcowej, a 16% wytworzonej energii elektrycznej byłoby wykorzystywane na wodór produkcji do 2050 r.

Rządy, przedsiębiorstwa energochłonne (firmy chemiczne, producenci stali itp.) oraz użytkownicy końcowi są coraz bardziej zainteresowani morską energią wiatrową jako źródłem energii do produkcji zielonego wodoru (wytwarzanego w drodze elektrolizy z odnawialnych źródeł energii), który może być wykorzystywany w różnych sektorów gospodarki (np. transport, ciepłownictwo, przemysł, elektroenergetyka) jako paliwo o zerowej emisji zanieczyszczeń. Shell, RWE, Equinor, Gasunie, Gascade, Ørsted i Boskalis planują kilka globalnych projektów na wczesnym etapie. Producenci ci planują zainstalować 10 GW energii wiatrowej do pozyskiwania wodoru w ramach projektu AquaVentus/AquaDuctus. Wodór może zatem odgrywać kluczową rolę we wdrażaniu unijnej strategii morskiej energii odnawialnej. Celem jest uzyskanie do 1 miliona ton wodoru od 2035 roku [ 63]. POSCO, jako jeden z największych południowokoreańskich producentów stali, planuje wykorzystać morską farmę wiatrową Ørsted o mocy 1,6 GW do produkcji wodoru potrzebnego do dalszej produkcji stali. Projekt PosHydon firmy Neptune Energy planuje wykorzystać wyprodukowany wodór dla holenderskich przedsiębiorstw Gasunie, Eneco, Noordgastransport i Northern Offshore Gas Transfer. Projekt produkcji wodoru H2RES firmy Ørsted będzie wykorzystywał dwie morskie turbiny wiatrowe o mocy 3,6 MW w Avedøre Holme do pozyskiwania jednej tony wodoru dziennie na potrzeby „ekologicznego” transportu drogowego w obszarze miejskim Kopenhagi [ 5 ] .

Na koniec warto zauważyć, że niektóre badania dotyczyły analizy i ulepszania turbin wiatrowych o pionowej osi obrotu, chociaż są one bardzo rzadko używane w porównaniu z turbinami wiatrowymi o poziomej osi obrotu. W pracy Shoumana i in. [ 64 ], rozważana jest modyfikacja turbin wiatrowych Savonius. Proponowana modyfikacja polega na ustawieniu kurtyny z dodatkowymi żeberkami na lameli. Efekt proponowanej modyfikacji został przewidziany za pomocą symulacji CFD z wykorzystaniem oprogramowania ANSYS FLUENT. Stwierdzono, że maksymalny współczynnik mocy wirnika Savoniusa przy optymalnym ustawieniu kurtyny (długości lamel kurtyny 1000 mm i 1150 mm oraz kąty lamel kurtyny 30 i 50) wraz z dodatkiem tylko jednej płetwy zwiększył się o około 42%.

Obrót wywołany przepływem przez zmodyfikowany wirnik Savoniusa, w którym łopatka składa się z półkolistego profilu i eliptycznego kształtu, jest badany w pracy Le i in. [ 65 ] przy użyciu symulacji przepływu nieustalonego (CFD). Zmodyfikowany wirnik zapewnia doskonałe osiągi przy współczynniku prędkości wierzchołkowej (TSR) większym niż 0,8, a nowy współczynnik mocy szczytowej Cp jest osiągany przy TSR = 1,4, co jest typowym stanem pracy turbin wiatrowych na obszarach miejskich. Zatem ich badania nie tylko przyczyniają się do podstawowego zrozumienia mechanizmu przepływu wokół wirnika, ale także sugerują dobre praktyczne zastosowanie tego typu wirnika do wytwarzania energii na obszarach miejskich. W pracy Tiana i in. [ 66] zaprojektowano i przeanalizowano nową turbinę wiatrową o pionowej osi obrotu (VAWT) z nachodzącymi na siebie wirnikami Savoniusa. Nowy VAWT składa się z wielu wirników Savoniusa, których odległość między sąsiednimi osiami wirnika jest mniejsza niż średnica wirnika. Stwierdzono, że nowy VAWT ma niesamowitą poprawę wydajności o 46,95% przy TSR = 0,4. Kaya i Acir zajęli się poprawą osiągów aerodynamicznych turbiny wiatrowej Savoniusa przy użyciu metody optymalizacji Taguchiego [ 67 ]. Praca Ahmada i in. [ 68 ] zajmuje się optymalizacją projektu podwójnej hybrydowej turbiny wiatrowej Darrieus o pionowej osi obrotu. Ponadto Al-Ghriybah i in. [ 69] przeanalizować aerodynamikę i wydajność wirnika Savonius z dodatkowymi łopatami. Chociaż wiele innych artykułów analizuje możliwe udoskonalenia konstrukcji turbin wiatrowych z osią pionową, nie oczekuje się, że podejście to wniesie znaczący wkład w wytwarzanie energii.

4. Konkluzje

Celem artykułu jest pokazanie trendu rozwojowego nowoczesnych turbin wiatrowych. Rozwój turbin wiatrowych w nadchodzącej dekadzie będzie się opierał na zwiększeniu mocy, a tym samym wielkości turbin wiatrowych oraz na drobnych udoskonaleniach konstrukcyjnych. Obejmą one udoskonalenia aerodynamiki łopat wirnika, zastosowanie nowych materiałów oraz produkcję segmentowanych łopat wirnika. Systemy sterowania stają się coraz bardziej wyrafinowane, umożliwiając sterowanie, monitorowanie i zarządzanie turbinami wiatrowymi w czasie rzeczywistym. Oczekuje się, że wzrost mocy, wymiarów i ulepszeń, w tym inteligentne łopaty wirnika i poprawa aerodynamiki łopat wirnika, a także rozszerzenie zasięgu działania farmy wiatrowej (punkty włączenia i odcięcia na krzywej mocy) przyczyni się do wyższej sprawności farmy wiatrowej, a w konsekwencji na niższą cenę za wytwarzaną energię elektryczną. Umożliwi to również ekonomiczną instalację turbin wiatrowych na obszarach o nieco niższych średnich prędkościach wiatru.

Różne opcje budowy morskich farm wiatrowych zwiększą produkcję energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii na całym świecie. Spośród wszystkich rodzajów fundamentów morskich turbin wiatrowych, monopale prawdopodobnie pozostaną najpopularniejszym rodzajem fundamentów, zwłaszcza w Europie, ale coraz częściej będą stosowane również platformy pływające, co pozwoli na instalowanie turbin wiatrowych daleko od brzegu i na głębokich wodach. Pływające fundamenty nie tylko ułatwiają umieszczanie turbin, ale także zapewniają korzyści środowiskowe w porównaniu z konstrukcjami naziemnymi.

Rozwój technologii produkcji wodoru na drodze elektrolizy z energii wiatru mógłby przyczynić się do uelastycznienia systemu, co ułatwi integrację różnych odnawialnych źródeł energii. W ten sposób sieć gazowa zostałaby zdekarbonizowana.

Chociaż istnieje wystarczające finansowanie projektów w zakresie energii odnawialnej i wsparcie polityczne dla instalowania większej mocy, procesy wydawania zezwoleń okazały się krytycznym wąskim gardłem dla przyspieszenia instalacji nowych mocy. Ponieważ powolne wydawanie pozwoleń prowadzi do wzrostu kosztów dla inwestora i dużej niepewności, istnieje ryzyko, że inwestycje w nowe moce turbin wiatrowych zostaną powstrzymane.

Nowe sposoby recyklingu i utylizacji łopat wirnika pomogą zmniejszyć wpływ turbin wiatrowych na środowisko i stworzyć piękniejszy obraz wdrażania turbin wiatrowych w przyrodzie.

Autorskie Wkłady

MB Konceptualizacja, metodologia, dochodzenie, pisanie — przygotowanie oryginalnego projektu; Pisanie MK — przegląd i edycja, walidacja, kuracja danych; nadzór RS; Wizualizacja DM. Wszyscy autorzy przeczytali i zgodzili się na opublikowaną wersję manuskryptu.

Finansowanie

Badania te nie otrzymały żadnego zewnętrznego finansowania.

Oświadczenie instytucjonalnej komisji rewizyjnej

Nie dotyczy.

Oświadczenie o świadomej zgodzie

Nie dotyczy.

Oświadczenie o dostępności danych

Nie dotyczy.

Konflikt interesów

Autorzy deklarują brak konfliktu interesów.

Nomenklatura

AOA Algorytm optymalizacji Archimedesa
Kontrakty CFD Komputerowa dynamika płynów
CM Monitorowanie stanu
COVID 19 Koronawirus choroba
str Współczynnik mocy
UE Unia Europejska
MAE Międzynarodowa Agencja Energetyczna
IRENA Międzynarodowa Agencja Energii Odnawialnej
MPPT Śledzenie maksymalnego punktu mocy
MSET Technika wielowymiarowej estymacji stanu
NREL Krajowe Laboratorium Energii Odnawialnej
OEM producent oryginalnego Wyposażenia
OWT Morskie turbiny wiatrowe
RL-TAD Optymalny rozkład kąta skrętu
BERBEĆ Rozkład kąta skrętu
TSR Stosunek prędkości końcówki
VAWT Turbina wiatrowa o pionowej osi
WoS Sieć nauki

Bibliografia

  1. Lerche, J.; Lorentzen S.; Enevoldsen, P.; Neve, HH Wpływ COVID-19 na produktywność projektów morskich farm wiatrowych — studium przypadku. Odnowić. Sust. Energia. Rev. 2022 , 158 , 112188. [ Google Scholar ] [ CrossRef ]
  2. IRENA. Przyszłość instalacji wiatrowych, inwestycje, technologia, integracja sieci i aspekty społeczno-ekonomiczne. Dostępne w Internecie: https://www.irena.org (dostęp: 20 lipca 2022 r.).
  3. Enevoldsen, P.; Xydi, G. Badanie trendów 35-letniego wzrostu kluczowych komponentów turbin wiatrowych. Podtrzymanie energii. Dev. 2019 , 50 , 18–26. [ Google Scholar ] [ CrossRef ]
  4. Swisher, P.; Leon, JPM; Gea-Bermudez, J.; Koivisto, M.; Madsen, Ha; Munster, M. Konkurencyjność turbiny wiatrowej o niskiej mocy właściwej i niskiej prędkości wyłączenia w Europie Północnej i Środkowej do 2050 r. Appl. Energia 2022 , 306 Pt B , 118043. [ Google Scholar ] [ CrossRef ]
  5. Astolfi, D.; Castellani, F.; Lombardi, A.; Terzi, L. O przedłużeniu krzywej mocy turbiny wiatrowej w regionie silnego wiatru. J. Sol. Energia inż. Trans. ASME 2019 , 141 , 014501. [ Google Scholar ] [ CrossRef ]
  6. Kumar, BN; Rajendran S.; Vasudevan, A.; Balaji, G. Analiza aerodynamicznego układu hamulcowego turbiny wiatrowej o poziomej osi przy użyciu płata szczelinowego. Matko. Dziś proc. 2020 , 33 Pt 7 , 3970–3979. [ Google Scholar ] [ CrossRef ]
  7. Urbahs, A.; Kuleshov, N.; Titovs, D.; Chernin, L. Obliczenia i symulacja charakterystyk aerodynamicznych turbiny elektrowni wiatrowej. W Proceedings of the 18th International Scientific Conference on Engineering for Rural Development (ERD), Jelgava, Łotwa, 22–24 maja 2019 r. [ Google Scholar ] [ CrossRef ]
  8. Madsen, MHA; Zahle, F.; Horcas, SG; Barlas, TK; Sorensen, NN Projekt kształtu zakrzywionej końcówki łopat turbiny wiatrowej oparty na CFD. Nauka o energii wiatrowej. 2022 , 7 , 1471–1501. [ Google Scholar ] [ CrossRef ]
  9. Du, Q.; Li, Y.; Yang, L.; Liu, T.; Zhang, D.; Xie, Y. Przewidywanie wydajności i optymalizacja projektu profilu łopaty turbiny metodą głębokiego uczenia. Energy 2022 , 254 Pt A , 124351. [ Google Scholar ] [ CrossRef ]
  10. Chetan, M.; Sakib, MS; Griffith, DT; Yao, S. Badanie projektu aerodynamicznego ultralekkich segmentowych ultralekkich łopat wirnika o ekstremalnej skali. Na forum AIAA Aviation 2019 ; Amerykański Instytut Aeronautyki i Astronautyki: Dallas, Teksas, USA, 2019. [ Google Scholar ] [ CrossRef ]
  11. Duthé, G.; Abdallah, I.; Fryzjer S.; Chatzi, E. Modelowanie i monitorowanie erozji krawędzi natarcia łopat turbin wiatrowych. Energies 2021 , 14 , 7262. [ Google Scholar ] [ CrossRef ]
  12. Jia, LY; Hao, J.; Hall, J.; Nejadkhaki, HK; Wang, GX; Yan, Y.; Sun, MY Metoda wyszukiwania rozkładu kąta skręcenia łopat oparta na uczeniu się przez wzmacnianie w celu optymalizacji mocy energetycznej turbiny wiatrowej. Energia 2021 , 215 Pt A , 119148. [ Google Scholar ] [ CrossRef ]
  13. Sohail, K.; Farzaneh, H. Model śledzenia optymalnego współczynnika mocy i redukcji strat w systemach turbin wiatrowych. Energies 2022 , 15 , 4159. [ Google Scholar ] [ CrossRef ]
  14. Adaramola, M. Technologia turbin wiatrowych, zasady i projektowanie ; Apple Academic Press: Nowy Jork, NY, USA, 2014; P. 364. [ Google Scholar ] [ CrossRef ]
  15. Moc Enelgreena. Turbiny wiatrowe wykonane z tkaniny: nowa granica wydajności i zrównoważonego rozwoju. Dostępne w Internecie: https://www.enelgreenpower.com/media/news/2021/10/act-blade-innovative-wind-turbines (dostęp: 6 sierpnia 2022 r.).
  16. Torregrosa, AJ; Gil, A.; Quintero, P.; Cremades, A. O wpływie materiałów ortotropowych na ochronę przed trzepotaniem elastycznych łopat turbin wiatrowych. J. Wiatr inż. Ind. Aerodyn. 2022 , 227 , 105055. [ Google Scholar ] [ CrossRef ]
  17. Kalagi, GR; Patil R.; Nayak, N. Eksperymentalne badanie właściwości mechanicznych polimerowych materiałów kompozytowych wzmocnionych włóknami naturalnymi do łopat turbin wiatrowych. Matko. Dziś proc. 2018 , 5 , 2588–2596. [ Google Scholar ] [ CrossRef ]
  18. Miliket, TA; Ageze, MB; Tigabu, MT; Zeleke, MA Eksperymentalna charakterystyka hybrydowego kompozytu wzmocnionego włóknami naturalnymi do łopat turbin wiatrowych. Heliyon 2022 , 8 , e09092. [ Google Scholar ] [ CrossRef ] [ PubMed ]
  19. Lamhour, K.; Rouway, M.; Tizliouine, A.; El Hachemi Omari, L.; Salhi, H.; Cherkaoui, O. Eksperymentalne badanie właściwości kompozytu epoksydowego wzmocnionego tkanymi tkaninami Alfa / wełną jako zastosowania w łopatach turbin wiatrowych. J. Compos. Matko. 2022 , 56 , 3253–3268. [ Google Scholar ] [ CrossRef ]
  20. Andoh, PY; Agyei-Agyemang, A.; Tawiah, PO; Sekyere, CKK; Asante, CM Opracowanie materiału kompozytowego na łopaty turbin wiatrowych. J. Appl. inż. Techno. nauka JAETS 2021 , 2 , 139–150. [ Google Scholar ]
  21. Escalera Mendoza, AS; Yao, S.; Chetan, M.; Griffith, DT Projekt i analiza segmentowej łopaty wirnika turbiny wiatrowej o mocy 50 MW. inż. wiatru 2022 , 46 , 1146–1172. [ Google Scholar ] [ CrossRef ]
  22. Bhat, C.; Noronha, DJ; Saldanha, FA Ocena wydajności strukturalnej segmentowej łopaty turbiny wiatrowej za pomocą symulacji metodą elementów skończonych. Int. J. Mech. Mechatron. inż. 2015 , 9 , 996–1005. [ Google Scholar ]
  23. Alber, J.; Assfalg, L.; Nayeri, CN; Paschereit, Kolorado; Lahr, M.; Semmler L.; Twele, J.; Fortmann, J.; Fischer, J.; Latoufis, K.; i in. Wydrukowane w 3D łopaty wirnika do badawczej turbiny wiatrowej: projektowanie i testowanie aerodynamiczne i strukturalne. J. Fiz. konf. Ser. 2022 , 2265 , 042070. [ Google Scholar ] [ CrossRef ]
  24. Stratton, D.; Martino, D.; Lewis, K.; Hall, J. Wybór zrównoważonej geometrii i materiału wieży turbiny wiatrowej przy użyciu wielopoziomowego procesu decyzyjnego. W Proceedings of the ASME 2014 International Design Engineering Technical Conferences and Computers and Information in Engineering Conference, Buffalo, NY, USA, 17 sierpnia 2014 r. [ Google Scholar ] [ CrossRef ]
  25. Koster, R.; Binder, A. Optymalizacja wielocelowa generatora turbiny wiatrowej z napędem bezpośrednim z uzwojeniem wzbudzenia HTS. IEEE Trans. Aplikacja Supercond. 2022 , 32 , 5200508. [ Google Scholar ] [ CrossRef ]
  26. LUVSIDE. Generatory do zastosowań w turbinach wiatrowych — część 2: jak wybrać jeden. Dostępne online: https://www.luvside.de/en/generators-how-to-pick-one/ (dostęp: 16 lipca 2022 r.).
  27. Cascianelli S.; Astolfi, D.; Castellani, F.; Cucchiara, R.; Fravolini, ML Monitorowanie krzywej mocy turbiny wiatrowej na podstawie danych środowiskowych i operacyjnych. IEEE Trans. Ind. Inform. 2022 , 18 , 5209–5218. [ Google Scholar ] [ CrossRef ]
  28. Fathy, A.; Alharbi AG; Alshammari, S.; Hasanien, HM Archimedes algorytm optymalizacyjny oparty na algorytmie śledzenia maksymalnego punktu mocy dla systemu wytwarzania energii wiatrowej. Ain Shams inż. J. 2022 , 13 , 101548. [ Google Scholar ] [ CrossRef ]
  29. Byrne, R.; Astolfi, D.; Castellani, F.; Hewitt, NJ Badanie spadku wydajności turbiny wiatrowej wraz z wiekiem poprzez analizę danych operacyjnych. Energie 2020 , 13 , 2086. [ Google Scholar ] [ CrossRef ]
  30. WiatrEuropa. Zregenerowane farmy wiatrowe wykazują ogromny potencjał wymiany starych turbin. Dostępne w Internecie: https://windeurope.org/newsroom/news/repowered-wind-farms-show-huge-potential-of-replacing-old-turbines/ (dostęp: 18 lipca 2022 r.).
  31. Chen, J.; Wang, J.; Ni, A. Recykling i ponowne wykorzystanie materiałów kompozytowych do łopat turbin wiatrowych: przegląd. J. Reinf. Plast. Compo. 2019 , 38 , 567–577. [ Google Scholar ] [ CrossRef ]
  32. Beauson, J.; Lilholt, H.; Brøndsted, P. Recykling stałych pozostałości odzyskanych z kompozytów wzmocnionych włóknem szklanym — przegląd zastosowany do materiałów łopat turbin wiatrowych. J. Reinf. Plast. Compo. 2014 , 33 , 1542–1556. [ Google Scholar ]
  33. Ruane, K.; Zhang, Z.; Nagle, A.; Huynh, A.; Alshannaq, A.; McDonald, A.; Leahy, P.; Soutsos, M.; McKinley, J.; Szlachta, R.; i in. Charakterystyka materiałowa i strukturalna łopaty turbiny wiatrowej do zastosowania jako dźwigar mostowy. Transp. Rez. Rekord 2022 , 2676 , 354–362. [ Google Scholar ] [ CrossRef ]
  34. Wang, Z.; Liu, C. Monitorowanie stanu turbiny wiatrowej w oparciu o nowatorską technikę wielowymiarowej estymacji stanu. Pomiar 2021 , 168 , 108388. [ Google Scholar ] [ CrossRef ]
  35. Li, D.; Zhao, Y.; Zhao, Y. Metoda diagnostyki usterek oparta na modelu dynamicznym dla przekładni planetarnej turbiny wiatrowej z wykorzystaniem sieci głębokiego uczenia. Prot. Mod kontroli. Moc. Syst. 2022 , 7 , 22. [ Google Scholar ] [ CrossRef ]
  36. Kim, D.; Lee, D. Hierarchiczna kontrola odporna na awarie przy użyciu modelowej kontroli predykcyjnej dla usterek siłownika skoku turbiny wiatrowej. Energie 2019 , 12 , 3097. [ Google Scholar ] [ CrossRef ]
  37. Bebars, AD; Eladl, AA; Abdulsalam, GM; Badran, EA Techniki wykrywania wewnętrznych usterek elektrycznych w turbinach wiatrowych opartych na DFIG: przegląd. Prot. Mod kontroli. Moc. Syst. 2022 , 7 , 18. [ Google Scholar ] [ CrossRef ]
  38. Tsai, TC; Wang, CN Akustyczna metoda identyfikacji uszkodzeń powierzchni łopat turbin wiatrowych za pomocą splotowej sieci neuronowej. miara nauka Techno. 2022 , 33 , 085601. [ Google Scholar ] [ CrossRef ]
  39. Liang, JP; Zhang, K.; Al-Durra, A.; Muyeen, SM; Zhou, D. Najnowocześniejszy przegląd diagnostyki uszkodzeń przetwornic energii wiatrowej. Energy Rep. 2022 , 8 , 5341–5369. [ Google Scholar ] [ CrossRef ]
  40. Matsui, T.; Yamamoto, K.; Ogata, J. Wykrywanie anomalii w turbinie wiatrowej uszkodzonej w wyniku uderzenia pioruna. elektr. System zasilania Rez. 2022 , 209 , 107918. [ Google Scholar ] [ CrossRef ]
  41. Krajewski D.; Oleksy, M.; Oliwa, R.; Bulanda, K.; Czech, K.; Mazur D.; Masłowski, G. Metody polepszania właściwości elektrycznych kompozytów na osnowie epoksydowej. Energies 2022 , 15 , 4562. [ Google Scholar ] [ CrossRef ]
  42. Chen, C.; Gao, J.; Chu, P. Nowatorski system ochrony oparty na absorpcji energii dla stanów przejściowych przepięć w systemie farm wiatrowych na dużą skalę. Przód. Odporność na energię 2020 , 10 , 846714. [ Google Scholar ] [ CrossRef ]
  43. Komusanac, I.; Brindley, G.; Kruche, D .; Ramirez, L. Energetyka wiatrowa w Europie – statystyki 2021 i perspektywy na lata 2022–2026 ; WindEurope: Bruksela, Belgia, 2022; P. 37. Dostępne online: https://windeurope.org/intelligence-platform/product/wind-energy-in-europe-2021-statistics-and-the-outlook-for-2022-2026/ (dostęp: 28 lipca 2022 r.) .
  44. Basack S.; Dutta, S.; Saha, D.; Das, G. Wytwarzanie energii przez morskie turbiny wiatrowe: przegląd najnowszych badań i osiągnięć. WSEAS Trans. System zasilania 2021 , 16 , 254–261. [ Google Scholar ]
  45. Chen, J.; Kim, M.-H. Przegląd najnowszych metodologii badań i optymalizacji morskich turbin wiatrowych w ich projektowaniu. J. Mar. Sci. inż. 2022 , 10 , 28. [ Google Scholar ] [ CrossRef ]
  46. niedziela, K.; Brennan, F. Przegląd osiągnięć i wyzwań w zakresie projektowania konstrukcji morskich monopalów wiatrowych. Ocean inż. 2021 , 235 , 109409. [ Google Scholar ] [ CrossRef ]
  47. Trojnar, K. Uproszczony projekt nowych hybrydowych fundamentów jednopalowych dla morskich turbin wiatrowych. Ocean inż. 2021 , 219 , 108046. [ Google Scholar ] [ CrossRef ]
  48. Fazeres-Ferradosa, T.; Chambel, J.; Taveira-Pinto, F.; Rosa-Santos, P.; Taveira-Pinto, FVC; Giannini, G.; Haerens, P. Scour Zabezpieczenia dla morskich fundamentów technologii pozyskiwania energii morskiej: przegląd. J. Mar. Sci. inż. 2021 , 9 , 297. [ Google Scholar ] [ CrossRef ]
  49. Li, Q.; Prendergast, LJ; Askarinejad, A.; Gavin, K. Wpływ obciążenia pionowego na zachowanie pali fundamentowych obciążonych bocznie: przegląd. J. Mar. Sci. inż. 2020 , 8 , 1029. [ Google Scholar ] [ CrossRef ]
  50. Jiang, Z.; Hu, W.; Dong, W.; Gao, Z.; Ren, Z. Strukturalna analiza niezawodności turbin wiatrowych: przegląd. Energie 2017 , 10 , 2099. [ Google Scholar ] [ CrossRef ]
  51. Mehmanparast, A.; Lotfian, S.; Vipin, SP Przegląd wyzwań i możliwości związanych z przykręcanymi połączeniami kołnierzowymi w branży morskiej energetyki wiatrowej. Metale 2020 , 10 , 732. [ Google Scholar ] [ CrossRef ]
  52. Tarcze, M.; Beiter, P.; Nunemaker, J.; Cooperman, A.; Duffy, P. Wpływ rozbudowy turbiny i elektrowni na wyrównany koszt energii dla morskiej energii wiatrowej. Aplikacja Energy 2021 , 298 , 117189. Dostępny online: https://www.nrel.gov/docs/fy21osti/78126.pdf (dostęp: 10 lipca 2022). [ Odnośnik krzyżowy ]
  53. Musiał, W.; Spitsen, P.; Beiter, P.; Duffy, P.; Markiz, M.; Cooperman, A.; Hammond, R.; Shields, M. Offshore Wind Market: edycja 2021. Dostępne w Internecie: https://www.energy.gov/sites/default/files/2021-08/Offshore%20Wind%20Market%20Report%202021%20Edition_Final.pdf (dostęp: 6 sierpnia 2022 r.).
  54. Papi, F.; Bianchini, A. Wyzwania techniczne w zwiększaniu skali pływających morskich turbin wiatrowych: analiza krytyczna oparta na turbinach referencyjnych NREL 5 MW i IEA 15 MW. Odnowić. Podtrzymywać. Energy Rev. 2022 , 162 , 112489. [ Google Scholar ] [ CrossRef ]
  55. Liu S.; Yang, Y.; Wang, CY; Tu, YG; Liu, ZQ Propozycja nowego systemu cumowniczego wykorzystującego trzy rozwidlone liny cumownicze dla przybrzeżnych turbin wiatrowych typu Spar. Energies 2021 , 14 , 8303. [ Google Scholar ] [ CrossRef ]
  56. Jahani, K.; Langlois, RG; Afagh, FF Dynamika strukturalna morskich turbin wiatrowych: przegląd. Ocean inż. 2022 , 251 , 111136. [ Google Scholar ] [ CrossRef ]
  57. Biuro Technologii Wiatrowych. Najważniejsze trendy w morskiej energii wiatrowej. 2021. Dostępne w Internecie: https://www.energy.gov/eere/wind/articles/top-trends-offshore-wind (dostęp: 20 lipca 2022 r.).
  58. Soares-Ramos, EPL; de Oliveira-Assis, L.; Sarrias-Mena, R.; Fernández-Ramírez, LM Aktualny stan i przyszłe trendy morskiej energetyki wiatrowej w Europie. Energia 2020 , 202 , 117787. [ Google Scholar ] [ CrossRef ]
  59. Salic, T.; Charpentier, J.-F.; Benbouzid, M.; Boulluec, M. Strategie kontroli pływających morskich turbin wiatrowych: wyzwania i trendy. Elektronika 2019 , 8 , 1185. [ Google Scholar ] [ CrossRef ]
  60. Ekstrand, L. Turbiny zeroodpadowe do 2040 r. Vestas Wind Systems. Dostępne online: https://www.vestas.com/en/media/blog/sustainability/Zero-waste-turbines-by-2040 (dostęp: 20 lipca 2022 r.).
  61. Turnbull, A.; McKinnon, C.; Karol, J.; McDonald, A. O rozwoju technologii morskich turbin wiatrowych: ocena wskaźników niezawodności i metod wykrywania usterek na zmieniającym się rynku. Energies 2022 , 15 , 3180. [ Google Scholar ] [ CrossRef ]
  62. Mądrzejszy, R.; Rand, J.; Seel, J.; Beiter, P.; Baker, E.; Lantz, E.; Gilman, P. Badanie pozyskiwania ekspertów przewiduje spadek kosztów energii wiatrowej o 37% do 49% do 2050 r . Nat. Energia 2021 , 6 , 555–565. [ Google Scholar ] [ CrossRef ]
  63. Chatzimarkakis, J.; Levoyannis, C.; van Wijk, A.; Wouters, F. Hydrogen Act: Ku stworzeniu europejskiej gospodarki wodorowej. wodna Eur. 2021 , 39. Dostępne online: https://profadvanwijk.com/hydrogen-act-towards-the-creation-of-the-european-hydrogen-economy/ (dostęp: 20.07.2022).
  64. Shouman, MR; Helal, MM; El-Haroun, AA Numeryczna prognoza poprawy wydajności wirnika Savoniusa z osłoną i dodatkiem płetwy na ostrzu. Alex. inż. J. 2022 , 61 , 10689–10699. [ Google Scholar ] [ CrossRef ]
  65. Ołów; Minh Duc, B.; Van Hoang, T.; Tran, H. Zmodyfikowana turbina wiatrowa Savoniusa do pozyskiwania energii wiatrowej w środowiskach miejskich. ASME J. Płyny inż. 2022 , 144 , 081501. [ Google Scholar ] [ CrossRef ]
  66. Tian, ​​W.; Ni, X.; Mao, Z.; Wang, Y.-F. Badanie wydajności nowego VAWT z nachodzącymi na siebie wirnikami Savonius. Przetwarzanie energii. Manag. 2022 , 264 , 115746. [ Google Scholar ] [ CrossRef ]
  67. Kaya, AF; Acır, A. Poprawa właściwości aerodynamicznych turbiny wiatrowej Savoniusa przy użyciu metody optymalizacji Taguchiego. Źródła energii Część A Narzędzie do odzyskiwania. Otaczać. efekt. 2022 , 44 , 5610–5626. [ Google Scholar ] [ CrossRef ]
  68. Ahmad, M.; Shahzad, A.; Akram, F.; Ahmad, F.; Ali Shah, SI Optymalizacja projektu hybrydowej turbiny wiatrowej o pionowej osi Double-Darrieus. Ocean inż. 2022 , 254 , 111171. [ Google Scholar ] [ CrossRef ]
  69. Al-Ghriybah, M.; Hdaib, II; Al-Omari, Z.; Al-Husban, Y. Badanie aerodynamiki i produktywności wirnika Savoniusa z dodatkowymi łopatkami. Int. J. Odnów. Odporność na energię 2022 , 12 , 1167–1174. [ Google Scholar ]
Uwaga wydawcy: MDPI pozostaje neutralne w odniesieniu do roszczeń jurysdykcyjnych w opublikowanych mapach i powiązań instytucjonalnych.
Trendy w technologii turbin wiatrowych

przez:

1 Wydział Techniczny, Uniwersytet Slavonski Brod, Trg Ivane Brlić Mažuranić 2, 35000 Slavonski Brod, Chorwacja
2 Wydział Mechaniczny, Uniwersytet Slavonski Brod, Trg Ivane Brlić Mažuranić 2, 35000 Slavonski Brod, Chorwacja
3 Wydział Inżynierii Mechanicznej i Nauk o Materiałach, Uniwersytet Dunaujvaros, Tancsics Mihaly 1/A, 2400 Dunaujvaros, Węgry
*
Autor do którego korespondencja powinna być adresowana.
Aplikacja nauka 2022 , 12 (17), 8653; https://doi.org/10.3390/app12178653
Otrzymano: 10 sierpnia 2022 r / Zaktualizowano: 24 sierpnia 2022 r / Przyjęto: 26 sierpnia 2022 r / Opublikowano: 29 sierpnia 2022 r
(Ten artykuł należy do wydania specjalnego Turbiny wiatrowe: stan obecny, trendy i wyzwania Technologie )
Link do artykułu: https://www.mdpi.com/2076-3417/12/17/8653
Obraz wyróżniający: Turbiny wiatrowe i podstacja elektryczna morskiej farmy wiatrowej Alpha Ventus na Morzu Północnym. By SteKrueBe – Own work, CC BY-SA 3.0, https://commons.wikimedia.org/w/index.php?curid=17009450