VĚTRNÉ ELEKTRÁRNY

Historické poznámky

Plachta

Větrný mlýn

Nejstarší zmínka využití větru (lodní plachta) pochází přibližně z 1000 let př. n. l. [Janoška, 2003]. Větrné mlýny (Obrázek 1) se v Evropě objevují poprvé na přelomu 1. a 2. tisíciletí n. l. Od 19. století se větrné turbíny používaly i pro čerpání vody ze studní, a v druhé polovině 20. století se začaly používat i pro výrobu elektřiny způsobem jaký známe dnes, viz Obrázek 2.

1: Větrný mlýn u Ruprechtova s Halladayvou turbínou

2: Skupina větrných elektráren v Břežanech u Znojma

Jedná se o 5 jednotek Vestas V52 každá s instalovaným výkonem 850 kW, výškou sloupu 74 m a průměrem rotoru 52 m. Zdroj parametrů.

James Blyth

Elektrický akumulátor

Pravděpodobně první pokus vyrábět elektřinu z větru učinil v roce 1887 Skotský profesor James Blyth (1839-1906), když na své zahradě postavil větrnou turbínu pohánějící elektrické dynamo pro dobíjení akumulátoru. Účelem byl výzkum elektřiny a elektrických akumulátorů. Větrná turbína byla konstruována jako klasické mlýnské kolo s plátěnými lopatkami.

Onshore

Offshore

Současné větrné elektrárny, v drtivé většině případů s horizontální osou rotace, jsou složeny ze sloupu, na kterém je umístěna gondola s turbínou, převodovkou i generátorem, viz Obrázek 2. Větrné elektrárny umisťované na pevnině se označují v angličtině slovem onshore a elektrárny budované na moři se anglicky označují slovem offshore. Sloupy offshore elektráren mohou být v betonovém základu zapuštěného do dna, přišroubované k příhradové konstrukci pevně stojící na dně, nebo mají plovoucí základ, který je ke dnu ukotven pouze lany (tato varianta umožňuje stavět elektrárny dále od pobřeží ve větších hloubkách [Cejnarová, 2010]), viz Obrázek 4.

4: Plovoucí větrná elektrárna Hywind Tampen

Průměr rotoru tohoto typu elektrárny je 167 m při instalovaném výkonu 8 MW. Svislý plovák, ke kterému je sloup připevněn, je ke dnu ukotven lany. Elektrické vedení je vedeno podél jednoho kotevního lana. Zdroj parametrů [Anon., 2020]. Autor obrázku: Kværner

Offshore

Onshore

V současnosti (2020) největší větrné elektrárny stavěné na souši dosahují výšky sloupu kolem 180 m, respektive špice lopatek dosahuje do výše kolem 250 m – elektrárny instalované na moři jsou nižší, ale s větším průměrem rotorů při vyšších výkonech, protože nad oceánem jsou nižší turbulence a vyšší rychlosti větru. Na druhou stranu jsou elektrárny typu offshore daleko od konzumentů elektřiny, proto jsou větrná pole vybavovány transformátorovou plošinou pro převod vyrobené elektřiny na velmi vysoké napětí, nebo dokonce usměrňovači na stejnosměrný proud (HVDC), který má menší ztráty než střídavý.

6: Větrná mapa ČR ve výšce 10 m nad povrchem (2005)

V^– [m·s^-1] průměrná hodnota rychlosti větru za rok. Zdroj [Ústav fyziky atmosféry AV ČR].

Výkon větrné elektrárny

Rychlost větru ve vybrané lokalitě není jediný parametr, na kterém závisí výkon větrné elektrárny, ten je podstatně závislý i na průměru rotoru turbíny. Jestliže chceme předpovědět výkon větrné elektrárny a její roční výrobu elektřiny v dané lokalitě, pak musíme nutně umět předpovědět rychlost větru, přesněji rychlostní profil v daném místě a parametry větrné turbíny.

Rychlost větru

Výkon větrné elektrárny

Třída drsnosti

Inverze proudu vzduchu

Výkon větrné elektrárny se počítá z rychlosti větru v ose turbíny, tj. ve výšce této osy. Nejpřesnějším řešením stanovení rychlosti větru v dané lokalitě je měření rychlosti větru v dané výšce (minimálně jeden rok). Pokud je k dispozici měření rychlosti větru na stejném místě ale pro jinou výšku než osa turbíny, pak bude zcela jistě tato rychlost ve výšce osy turbíny jiná. To je dáno tím, že mezi hlavním proudem vzduchu a povrchem země se vytváří mezní vrstva s rychlostním profilem, který lze přibližně vypočítat podle Rovnice 7 a tříd drsnosti zemského povrchu, které jsou funkcí reliéfu okolní krajiny, viz Tabulka 8. Ve vyšších vrstvách může docházet dokonce i k inverzi proudu vzduchu, tj. může se podstatně, téměř skokově, změnit směr i rychlost větru.

7: Vzorec pro výpočet rychlosti větru v požadované výšce nad povrchem

a [SI] exponent jehož velikost se odvozuje od reliéfu krajiny – odvozeno od třídy drsnosti zemského povrchu, viz Tabulka 8; z₁ [m] výška měření rychlosti V_z1; z₂ [m·s^-1] požadovaná výška, ve které je rychlost větru V_z2; V_z1 [m·s^-1] rychlost větru ve výšce, ve které byla hodnota rychlosti měřena; V_z2 [m·s^-1] rychlost větru v požadované výšce. Zdroj [Crome, 2002].

Ekonomická rychlost

Z výkové charakteristiky větrné turbíny a četnosti rychlosti větru v dané lokalitě lze vypočítat produkci elektrické energie, viz Obrázek 10. Rychlost větru, při které očekáváme, že elektrárna vyrobí za rok souhrnně nejvíce elektrické energie lze označit za ekonomickou rychlost V_E. Čím bližší jsou si ekonomická rychlost větru V_E a optimální rychlosti větru turbíny V_opt, tím vhodnější je tato turbína pro danou lokalitu, viz Úloha 1.

10: Stanovovaní průměrné roční rychlosti větru a potenciál výroby elektřiny za rok

e [kWh] očekávané množství vyrobené energie při dané rychlosti větru za rok; P [W] výkon generátoru při dané rychlosti větru; V_E [m·s^-1] ekonomická rychlost větru (rychlost větru, která má největší podíl na výrobě elektřiny za rok); V_inst [m·s^-1] rychlost větru, při které elektrárna dosahuje instalovaného výkonu P_inst; V_start [m·s^-1] startovací rychlost větru; V_breakdown [m·s^-1] odstavovací rychlost větru.

Roční využití instalovaného výkonu

Množství vyrobené elektřiny za rok získáme sečtením množství elektřiny vyrobené pro jednotlivé rychlosti větru na Obrázku 10, viz také Úloha 1. Poměr dodané elektrické energie do sítě za rok ku množství elektrické energie, které by elektrárna za rok vyrobila při maximálním instalovaný výkonu, je parametrem informující o kvalitě výběru větrné turbíny pro tuto lokalitu a nazývá se roční využití instalovaného výkonu větrné elektrárny (capacity factor C_f).

Roční využití instalovaného výkonu

Rychlost větru

Sloup

Roční využití instalovaného výkonu je ovlivněno i četnosti větru, respektive čím je velikost rychlosti větru stálejší, tím lze lépe výkon elektrárny optimalizovat na tuto rychlost. To lze ovlivnit výškou sloupu turbíny, protože obecně platí, že čím je větší výška sloupu, tím jsou i menší rozdíly v rychlosti větru v oblasti rotoru během roku.

Sloup

Sloup větrné elektrárny přenáší tíhu celého soustrojí a sílu od větru na základ. Středem sloupu také vede servisní žebřík, schodiště nebo výtah a elektrické vedení do gondoly. Tvar sloupu by měl také splňovat i estetické požadavky v lokalitě.

Konstrukce sloupu

Konstrukce sloupu je nejčastěji tvořena ocelovým dutým kuželem (u malých turbín ocelovým sloupem) případně kombinován se železobetonovým tubusem. Při větších výškách se používají sloupy z příhradové konstrukce z krátkých nosníků. Společnost GE začala v roce 2014 používat kombinaci příhradové konstrukce nosníku potaženého sklolaminátovými pláty pro lepší ochranu konstrukce sloupu před větrem a deštěm a pro chránění přístupové cesty ke gondole [Anon., 2014]. Jednotlivé konstrukce sloupů se od sebe odlišují dobou stavby a její logistikou a také cenou [Hau, 2006, s. 444].

Multirotorová větrná elektrárna

Životnost

Logistika

Mimo klasickou konstrukci s jednou gondolou na jednom sloupu se vážně experimentuje i s více menšími rotory na jednom sloupu – tzv. multirotorové větrné elektrárny. S výkonem klasických jednorotorových elektráren totiž rostou i jejich rozměry a hmotnosti součástek. To jednak klade vysoké požadavky na konstrukci (vysoké měrné zatížení, které zvyšuje opotřebení pohyblivých dílů), a jednak na dopravní infrastrukturu, respektive logistika výstavby. Kdežto v případě multirotorové elektrárny se použije sice více, ale menších součástek (zavádí se sériovost) a dokonce lze uvažovat i menších základech sloupu, na který působí menší páka od axiálních sil rotoru.

Na Obrázku 12 je prototyp čtyřrotorové větrné elektrárny Vestas. Větrná elektrárna obsahuje čtyři gondoly s vlastním příslušenství a rotorem. Ramena gondol na stejné výškové úrovni jsou propojena a mají společná axiální a radiální ložiska pomocí kterých se mohou otáčet kolem sloupu. Výška sloupu je 60 m, gondoly jsou převzaty z elektráren Vestas V29 s průměrem rotoru 29 m. Celkově instalovaný výkon elektrárny je 4x225 kW, tedy srovnatelný výkon jako jedné elektrárny na Obrázku 2.

Multirotorová větrná elektrárna

Uvedené očekávané výhody multirotových větrných elektráren (snížení měrných nákladů, požadavků na dopravní infrastrukturu při stavbě i oprav a zvýšení spolehlivosti) jsou předmětem výzkumu, stejně tak, jako vliv sloupu u níže položené dvojice na proudění, kde se ukazuje, že je při nízkých rychlostech větru pozitivní [Laan at al., 2019].

Hlavní ložisko

Hlavní ložisko turbíny, které tvoří spojovací článek mezi rotorem (jeho nábojem) přírubou hřídele převodovky je klíčovou součástí větrné elektrárny. Spolehlivost tohoto ložiska určuje životnost elektrárny. Na Obrázku 13 je typ ložiska pro větrné turbíny společnosti Schaeffler Technologies AG & Co. KG přírubového typu s řádově metrovými průměry. Otvory v ložisku slouží pro umístěný senzorů teploty, kvality maziva, kontroly předpětí šroubů, kontrola vůlí v ložisku a měření vibrací. Predikce spolehlivosti a trvanlivosti těchto ložisek je jeden z podkladů, pomocí kterých se zákazník rozhoduje o koupi turbíny. Dodávky těchto ložisek představují pro výrobce prestižní záležitost. Investuje se nejen do vývoje, ale i testování ložisek [Anon., 2012a] a to testování, které má co nejlépe predikovat trvanlivost nových typů, u kterých není ještě dostatečné množství dat z provozu. To je velmi důležité při zavádění nových větrných elektráren s většími průměry, aby bylo možné tyto turbíny ihned nasazovat ve větších množství s jistou garancí trvanlivosti.

13: Přírubové ložisko pro větrné turbíny typu FAG společnosti Schaeffler

Elektrický generátor

Napětí na svorkách generátoru větrné turbíny záleží na typu a výkonu. U velmi malých větrných elektráren pracující v ostrovním režimu se jedná většinou o stejnosměrné generátory o napětí 12 až 24 V. U větrných elektráren pro domácnosti to může být až 230 V/fázi. U velkých elektráren napětí často nepřesahuje 1000 V, ale dodávají se generátory pro větrné turbíny o jmenovitém napětí 6,3 kV až 11 kV. Napětí generátoru je transformováno v objektu elektrárny (ve sloupu) na 22 kV nebo vyšší podle místního napětí přenosové soustavy.

Šplhající jeřáb

Problémy s mobilními jeřábovými komplexy byly podnětem k vývoji tzv. šplhajícího jeřábu. Prototyp takového jeřábu představila společnost Koalalifter v roce 2023, viz Obrázek 15. Tento jeřáb využívá konstrukci sloupu, po kterém pomocí speciálního upínáku šplhá, přičemž dokáže zvedat břemena výše než je upevněm – takto dokáže přidávat ke stávající konstrukci sloupu další segmenty, po kterých může následně vyšplhat výše.

15: Šplhající jeřáb Koalalifter

Zdroj: koalalifter.com.

Montáž lopatek

Při opravě nebo výměně jedné lopatky větrné turbíny^10. se musí demontovat celý rotor turbíny v jednom kuse. Takový úkon je opět velmi citlivý na rychlost větru (rozměrná turbína a nutná přesnost při montáži). Proto v roce 2012 představila společnost AREVA Wind GmbH nový systém (Single blade insttalation-SBI) umožňující montáž rotoru ve výšce po jedné lopatce, viz Obrázek 16. Uvedený systém umožňuje montáž lopatky přímo na hřídel gondoly ve výšce v náklonu lopatky až do 330 ° při rychlosti větru do 12 m·s^-1 [Sharpley, 2012]. Konstruktéři společnosti vyřešili především problém se šikmým zavěšením jedné lopatky během montáže.

Životní cyklus větrné elektrárny

Aktivní doba produkce elektřiny ve větrné elektrárně je omezena její projektovanou životností a v mnoha případech i dobou platnosti povolení k provozu. Jestliže pomineme problémy s povolením, lze na konci této aktivní doby elektrárnu renovovat a prodloužit její aktivní dobu produkce nebo recyklovat. Nová legislativa EÚ umožňuje navíc i tzv. repowering dané lokality.

Renovace

Lopatka

Turbulizátor

V drtivé většině případů lze na konci projektované životnosti elektrárny provést její renovaci. Ta spočívá v regeneraci povrchu lopatek, které jsou po 20 letech provozu značně poškozené. Povrch lopatek lze renovovat na pozici, protože jej lze renovovat za studena očištěním stávajících povrchů a nalepením nové vrstvy. Pokud lopatky neobsahovaly turbolizátory^10., pak jej lze lopatku tímto zařízením dovybavit.

Přemístění

Renovaci lze provádět za účelem dalšího fungování elektrárny v dané lokalitě nebo i za účelem přemístění (prodeje) do nové lokality. Takto se v současné době prodávají po renovacích větrné elektrárny budované v západní Evropě v devadesátých letech do východních částí evropy, kde se s větrnou energetikou teprve začíná.

Repowering

Jestliže se vymění použité části větrné elektrárny s prošlou životností za výkonnější, pak mluvíme o tzv. repoweringu. Repowering využívá pokroku v dostupných typech větrných elektráren, který nastal během aktivní doby produkce původního typu větrné elektrárny. To znamená například, že v lokalitě, kde doposud bylo pět větrných elektráren, které před dvaceti lety představovali špičku nabídky pro dané parametry lokality, tak dnes lze těchto pět větrných elektráren nahradit pouze jednou nebo dvěma se souhrnně stejným výkonem.

Stavební povolení

Repowering je i legislativním pojmem. Pod pojmem repowering se rozumí automatické získání prodloužení povoleních potřebných pro stavbu a provoz větrné elektrárny. Takže repowering by měl být časově méně náročný na legislativní proces než stavba větrné elektrárny v nové lokalitě.

Rozestup větrných elektráren

Fyzická přítomnost větrné elektrárny ovlivňuje své okolí, jednak se kolem ní snižuje energie větru, a jednak vznikají turbulence. Proto má smysl další turbínu v rámci větrného pole postavit až ve vzdálenosti, kde už bude proud vzduchu, který prošel rotorem turbíny, opět promíchán s okolním a získá zpět ztracenou kinetickou energii. Minimální vzájemné vzdálenosti větrných turbín doporučuje výrobce (obvykle odpovídá 7 průměrům rotoru [Al-Shemmeri, T., 2010]) a povolují příslušné úřady. Další větrné elektrárny směrem do stran se staví ve vzdálenosti odpovídající 4 průměrům rotoru [Al-Shemmeri, T., 2010]. Ale tento technický parametr je nutné brát jen jako nejmenší možnou vzdálenost, protože je nutno brát v úvahu i narušení krajinného rázu, čemuž velká hustota větrných elektráren nemusí vždy vyhovovat.

Stroboskopický efekt

Hlučnost

Den

Noc

Dalším omezením větrné elektrárny v krajině, tentokrát hygienickým, je stroboskopický efekt otáčejícího se rotoru a především hlučnost elektrárny, což je problém zejména v obydlených oblastech, například ve vzdálenosti 300 m od elektrárny Vestas V52, při výšce sloupu 49 m lze naměřit hlučnost na úrovni 45 až 40,8 dB, tedy podobná hlučnost jako od větru v blízkých korunách stromů. Hlučnost lze snižovat natáčením lopatek (například v režimu den/noc), i když se sníží výkon elektrárny.

Námraza

Ptactvo

Při výběru vhodné lokality by se, mimo její větrnosti, mělo přihlížet i na možnost tvorby námrazy (námraza svou tíhou narušuje vyváženost rotoru a při pádu z rotoru může ohrožovat okolí) a zohledňovat tahy velkých ptáků a ochrana přírody obecně, viz pokyny v [Anon., 2011].

Zemědělství

Rybolov

V okolí větrné elektrárny může být zaznamenán pokles jiného hospodářského využití krajiny, například zemědělství lesnictví a nebo rybolovu v případě off-shore turbín. Dokonce se chystá v tomto směru i několik zákonů na automatické odškodnění uživatelům okolní krajiny.

Energetická infrastruktura

HVDC

Akumulace

S rozmístěním větrných elektráren v krajině se přebudovává i energetická infrastruktura. To znamená budování hustších sítí klasického vedení, tak i dálkových jednosměrných vedení HVDC (High-Voltage Direct Current). Bude se jistě rozvíjet i možnosti akumulace elektřiny vyrobené tímto způsobem, protože jejich výrobu lze jen těžko ovlivnit. Je to tedy i výzva pro způsob konzumace elektřiny.

Záchranné systémy

Mimo energetické infrastruktury se změny týkají i dalších typů infrastruktur. Již zmíněné cesta pro transport dílu větrných elektráren, které pak dále slouží k obsluze a i příjezdu techniky záchranného systému v případě havárií a požárů.