Wiadomości wstępne o elektrowniach i farmach wiatrowych (Na podstawie wytycznych w zakresie prognozowania oddziaływania na środowisko farm wiatrowych (Maciej Stryjecki Krzysztof Mielniczuk)

Turbiny wiatrowe (elektrownie wiatrowe) budowane są zarówno na lądzie, jak i na morzu. Mogą być

lokalizowane pojedynczo lub w grupach zwanych farmami wiatrowymi lub parkami wiatrowymi.

Postęp technologiczny w energetyce wiatrowej jest bardzo dynamiczny. Nowe modele turbin wiatrowych:

• mają większą moc i sprawność, dzięki czemu mogą produkować więcej energii przy takiej samej sile wiatru,

• instalowane są na coraz wyższych wieżach i mają coraz dłuższe śmigła, aby móc efektywnie wykorzystywać jak najsłabsze wiatry,

• emitują coraz mniejszy hałas mechaniczny oraz pola elektromagnetyczne.

Elektrownia wiatrowa składa się z:

• fundamentu– w zależności od parametrów geologicznych podłoża wykonuje się fundamenty

betonowe, zwykle w kształcie koła lub ośmioboku o promieniu ok. 20 m, wkopane na głębokość

ok. 2-3 m lub posadowione dodatkowo na betonowych palach wbijanych w grunt.

• wieży– zwykle jest to stalowa konstrukcja stożkowa, o przekroju koła, o średnicy podstawy ok.

4–6 m (malejącej w kierunku wierzchołka) i całkowitej długości ok. 80–150 m, składająca się

z kilku lub kilkunastu połączonych ze sobą stalowych lub betonowych segmentów.

• gondoli– o przeciętnych wymiarach ok. 10 m (długość) x 3 m (wysokość) x 3 m (szerokość),

w której znajduje się generator prądu. Gondola umieszczona jest na wieży, ustawia się w kierunku wiatru.

• wirnika (rotora)– wirnik typowej turbiny wiatrowej składa się z trzech łopat, wykonanych

na ogół z włókna szklanego lub węglowego, a jego średnica mieści się obecnie w przedziale 40–100 m.

• piasty– centralny element wirnika odpowiedzialny za obracanie się łopat.

W skład przedsięwzięcia, polegającego na budowie farmy wiatrowej, zalicza się następujące elementy:

• elektrownie wiatrowe, zbudowane z: fundamentu, wieży, gondoli z generatorem prądu i rotora (śmigła i piasta).

• infrastruktura drogowa trwała, w skład której wchodzą drogi dojazdowe na teren farmy, łączące

FW z najbliższą drogą publiczną, drogi dojazdowe na terenie farmy, prowadzące do poszczególnych elektrowni wiatrowych oraz place manewrowe. Ponadto na etapie budowy i likwidacji, na potrzeby procesu budowlanego, tworzy się infrastrukturę drogową czasową, w skład której wchodzą:

– tymczasowe drogi dojazdowe, place manewrowe, montażowe i place składowe.

Po zakończeniu robót budowlanych infrastruktura drogowa tymczasowa, jest likwidowana.

• infrastruktura przyłączeniowa wewnętrzna zlokalizowana na terenie farmy. Składa się z kabli

energetycznych prowadzących prąd od poszczególnych generatorów umieszczonych w gondolach elektrowni wiatrowych, poprzez wieżę wiatraka i teren farmy wiatrowej do punktu zbiorczego. Takim punktem zbiorczym dla infrastruktury przyłączeniowej często jest stacja transformatorowa – tzw. „GPZ farmy” lub „GPZ wewnętrzny”. GPZ (Główny Punkt Zasilania) przekształca doprowadzony z EW prąd na wyższy poziom napięcia, tak aby możliwe było wprowadzenie wytworzonej energii do Krajowego

Sytemu Elektroenergetycznego. Nie wszystkie farmy wiatrowe są jednak wyposażone w GPZ

wewnętrzny, często bowiem zmiana napięcia z niskiego na średnie lub wysokie, następuje bezpośrednio w miejscu przyłączenia farmy do sieci elektroenergetycznej. Może to następować

w transformatorach umieszczanych bezpośrednio na słupach elektroenergetycznych lub w „GPZ zewnętrznym”, czyli położonym poza farmą wiatrową i nie wchodzącym w jej skład.

W takich przypadkach, elementem infrastruktury przyłączeniowej wewnętrznej będzie miejsce,

w którym kable z poszczególnych elektrowni wiatrowych łączą się w jeden kabel lub pęk kabli,

które wyprowadzają prąd poza teren farmy wiatrowej. Natomiast GPZ zlokalizowany poza farmą, będzie elementem infrastruktury przyłączeniowej zewnętrznej. Do infrastruktury przyłączeniowej wewnętrznej zaliczamy także kable światłowodowe, łączące poszczególne elektrownie z centrum zarządzania. Przebieg infrastruktury przyłączeniowej wewnętrznej jest określany w projekcie budowlanym farmy

wiatrowej.

Farma wiatrowa przyłączana jest do Krajowego Systemu Elektroenergetycznego poprzez infrastrukturę przyłączeniową zewnętrzną, która zlokalizowana jest poza terenem farmy i może

stanowić odrębne przedsięwzięcie inwestycyjne.

• infrastruktura przyłączeniowa zewnętrzna składa się na ogół z kabla podziemnego lub linii

napowietrznej (nierzadko kilkudziesięciokilometrowej), która łączy GPZ wewnętrzny farmy

z Krajowym Systemem Elektroenergetycznym w tzw. „miejscu przyłączenia”. Jedna infrastruktura przyłączeniowa zewnętrzna może służyć przyłączeniu kilku niezależnych farm wiatrowych, a także innych źródeł wytwórczych.

W takich przypadkach, w jej skład wchodzi także GPZ zbiorczy, będący „GPZ zewnętrznym” dla przyłączonych do niego wszystkich źródeł wytwórczych, będących odrębnymi przedsięwzięciami. Może się zdarzyć, że w skład infrastruktury przyłączeniowej zewnętrznej bę-dzie wchodzić więcej niż jeden GPZ. Taka sytuacja może mieć miejsce, gdy istnieje konieczność przekształcania napięcia energii na kolejne, wyższe poziomy napięcia – z niskiego na średnie i ze średniego na wysokie napięcie, w przypadku gdy miejscem przyłączenia nie jest sieć dystrybucyjna (linia średnich napięć), ale przesyłowa (linie wysokich napięć). Miejsce przyłączenia oraz sposób przyłączenia farmy do KSE są określane przez właściwego operatora sieci w tzw. warunkach przyłączenia do sieci, wydawanych zgodnie z przepisami ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. Prawo energetyczne (Dz. U. 2006 Nr 89, poz. 625 ze zm.).W warunkach przyłączenia określany jest także zakres inwestycji, niezbędnych dla przyłączenia danej FW do KSE, np.: budowa lub rozbudowa stacji transformatorowej, do której FW będzie przyłączona lub/i modernizacja lub budowa nowych linii przesyłowych. Określenie pełnego zakresu inwestycji składających się na budowę infrastruktury przyłączeniowej zewnętrznej w warunkach przyłączenia, następuje nierzadko na etapie późniejszym niż uzyskanie dsu dla farmy wiatrowej i w takiej sytuacji, może nie być przedmiotem jednej Procedury OOŚ.

Rys. Schemat budowy farmy wiatrowej z infrastrukturą przyłączeniową. Farma wiatrowa z GPZ wewnętrznym. Na zielono zaznaczono elementy infrastruktury przyłączeniowej wewnętrznej, a na

czerwono infrastruktury zewnętrznej.

Rys. Schemat budowy farmy wiatrowej i infrastruktury przyłączeniowej zewnętrznej.

Dwie farmy wiatrowe ze wspólnym przyłączem zewnętrznym. Farma A posiada GPZ wewnętrzny, a farma B jest przyłączona bezpośrednio do GPZ zewnętrznego. Na zielono zaznaczono elementy infrastruktury przyłączeniowej wewnętrznej, a na czerwono infrastruktury zewnętrznej.

Etap budowy i likwidacji

Projekty farm wiatrowych (na etapie budowy i likwidacji) najczęściej mogą oddziaływać na następujące

komponenty środowiska:

• wody powierzchniowe i podziemne (poprzez zanieczyszczenie wód),

• powietrze (poprzez zanieczyszczenie powietrza),

• klimat akustyczny (poprzez emisję hałasu),

• pola elektromagnetyczne (poprzez jego imisję),

• glebę (poprzez zanieczyszczenie gleby i wytwarzanie odpadów),

• warunki życia i zdrowie ludzi (poprzez hałas, pylenie oraz zakłócenie dotychczasowych warunków

życia),

• faunę (poprzez zniszczenie miejsc przebywania, kryjówek, żerowisk i tras migracji zwierząt oraz

zakłócenia funkcjonowania ich populacji), florę oraz siedliska przyrodnicze,

• krajobraz (poprzez spowodowanie widocznych zmian w krajobrazie),

• dobra materialne, zabytki i krajobraz kulturowy (poprzez szkody lub korzyści w dobrach materialnych, w obiektach zabytkowych lub stanowiskach archeologicznych, zmiany w krajobrazie kulturowym).

Według danych firmy SEVIVON Sp. z o.o. czas realizacji farmy wiatrowej o mocy od 2-3,6MW trwa około 5lat. Kolejne etapy procesu to:

– przygotowanie studium wykonalności

– umowa dzierżawy terenu

– studium oddziaływania na środowisko naturalne

– pomiar siły wiatru

– postępowanie w celu uzyskania pozwolenia na budowę

– budowa

Dla środowiska najbardziej oddziałujący jest oczywiście etap budowy. Wymagania jakie powinien spełniać teren na którym będzie postawiona siłownia wiatrowa to między innymi:

– wykonane drogi utwardzone o minimalnej szerokości 5m

– promień skrętu dla samochodów dostawczych elementów turbiny od 18-30m (rozbieżność wartości związana jest tutaj z wielkością poszczególnych typów turbin i wymaganiami odnośnie samych pojazdów)

– utwardzona powierzchnia do ustawienia dźwigu 600-1000m2

– miejsce na fundament 20x20m

Oczywiście, jak na każdym placu budowy konieczne jest jego zagospodarowanie, a więc doprowadzenie wody, elektryczności, posadowienie kontenerów dla pracowników, ogrodzenie itp.

Etap likwidacji

Czas pracy siłowni wiatrowych szacuje się na 25lat. Po tym okresie siłownia powinna być zlikwidowana co uwzględnia sie w projekcie technicznym jako tzw. etap likwidacji. W ramach likwidacji turbina i maszt zostają rozebrane a fundament rozkruszony. Siłownia wcześniej odłączana jest od systemu EE.

Rozbieranie przestarzałej turbiny na ogół nie wchodzi w grę, gdyż jest zbyt niebezpieczne i kosztowne. Tańsze jest jej wysadzenie, tak jak w przypadku wysokich kominów, chyba, że inwestorowi zależy na odzyskaniu cennych elementów. W czasie rozbiórki może dojść do zanieczyszczenia gleby olejem i ciężkimi metalami.

Fot. Wysadzona elektrownia wiatrowa (Niemcy)

Koszt likwidacji elektrowni wiatrowej według danych niemieckich to około 30.000 euro. W 2014 roku w Niemczech zlikwidowano łącznie 544 siłownie wiatrowe (źródło: Handelsblatt) na około 25000 istniejących. Likwidacja nastąpiła z uwagi na wyeksploatowanie i spadek dotacji co spowodowało nierentowność siłowni.

Etap eksploatacji

Oddziaływanie na ornitofaunę

Oddziaływanie farm wiatrowych na ptaki jest przedmiotem wielu badań zagranicznych i krajowych.

Podstawowe rodzaje negatywnych oddziaływań farm wiatrowych na awifaunę obejmują:

• możliwość śmiertelnych zderzeń z elementami wiatraków (śmiertelność generowana na skutek zderzeń z elektrowniami wiatrowymi wynosi jedynie od 0,01% do 0,02% wszystkich przypadków śmierci ptaków),

• bezpośrednią utratę siedlisk oraz ich fragmentację i przekształcenia,

• zmianę wzorców wykorzystania terenu,

• tworzenie efektu bariery- zmiana trasy przelotów spowodowana uniknięciem siłowni

W zakresie oddziaływania na zwierzęta hodowlane, nie stwierdzono negatywnego wpływu farm wiatrowych. Wykorzystanie terenu elektrowni pod wypas jest powszechną praktyką. Co więcej, wieże turbin stanowią dla zwierząt źródło cienia.

Wpływ farm wiatrowych na chiropterofaunę (nietoperze) obejmuje następujące zagadnienia:

– niszczenie bądź zakłócenie kwater zimowych i kolonii rozrodczych;

– przecinanie tras przelotów nietoperzy;

– uniemożliwienie korzystania z terenów łownych;

– zagrożenie kolizjami.

Badania przeprowadzone na zamówienie Bonneville Power Administration w USA pozwoliły określić, że populacje nietoperzy migrujących późnym latem i jesienią są w większym stopniu zagrożone kolizją z elektrowniami wiatrowymi, w przeciwieństwie do nietoperzy zamieszkujących tereny znajdujące się w sąsiedztwie turbin wiatrowych.

Oddziaływanie akustyczne

Turbina wiatrowa jest źródłem dwóch rodzajów hałasu:

1. hałasu mechanicznego, emitowanego przez przekładnię i generator

2. szumu aerodynamicznego, emitowanego przez obracające się łopaty wirnika, którego natężenie

jest uzależnione od „prędkości końcówek” łopat (tzw. tip speed).

Dzięki zaawansowanym technologiom izolacji gondoli, hałas mechaniczny został w stosowanych

obecnie modelach turbin ograniczony do poziomu poniżej szumu aerodynamicznego. Wynika to również z faktu, iż poziom emitowanego hałasu mechanicznego nie wzrasta wraz ze wzrostem wielkości

turbiny w takim tempie, jak obserwuje się to w przypadku szumu aerodynamicznego.

Pomiary prowadzone przez Państwowy Zakład Higieny wykazały, że natężenie dźwięku na wysokości gondoli ( 100 m.n.p.g) kształtuje się na poziomie 100- 105 dB, pod samą turbiną wiatrową wynosi 50 dB, a w odległości 500 metrów nie przekracza 35 dB. Stwierdzono również, że w praktyce dźwięki o takim natężeniu nie są słyszalne, gdyż zlewają się z szumem wiatru i otoczenia naturalnego.

Rys. Rozkład natężenia dźwieku dla elektrowni VESTAS 1650kW.

Natężenie emitowanego przez farmę hałasu uzależnione jest od wielu czynników, przede wszystkim od:

• sposobu rozmieszczenia turbin w obrębie farmy oraz ich modelu,

• ukształtowania terenu,

• prędkości i kierunku wiatru oraz

• rozchodzenia się fal dźwiękowych w powietrzu.

To, w jaki sposób człowiek będzie odbierać dźwięki emitowane przez turbiny (czy będą one dla

niego uciążliwe czy nie), w głównej mierze uzależnione jest od poziomu tzw. hałasu tła oraz od odległości od farmy. Jeżeli natężenie hałasu tła jest zbliżone do poziomu hałasu emitowanego przez pracującą turbinę, dźwięki emitowane przez farmę wiatrową stają się właściwie „nierozróżnialne” od otoczenia (Pedersen i Waye, 2004). Należy zatem na terenie, na którym planowana jest FW wykonać pomiary tła akustycznego. Podstawowym sposobem na ograniczenie uciążliwości hałasu generowanego przez elektrownie wiatrowe jest utrzymanie odpowiedniej odległości tych instalacji od terenów, dla których wyznaczono normy w zakresie klimatu akustycznego. Odległość ta powinna wynikać z przeprowadzonych przez ekspertów analiz.

Oddziaływanie infradźwięków

Elektrownie wiatrowe, z racji charakteru pracy i wymogów odnośnie odpowiedniej siły wiatru,

są niewątpliwie również źródłem hałasu infradźwiękowego, który według wielu obiegowych opinii osiąga duże poziomy i stanowi zagrożenie dla otoczenia. Infradźwięki mogą wystąpić w środowisku nawet w znacznych odległościach od źródeł. Podstawową drogą percepcji infradźwięków są receptory czucia wibracji człowieka. Energia towarzysząca infradźwiękom może wywoływać zjawisko rezonansu narządów wewnętrznych człowieka. Pomiary wykonane przez dr inż. Ryszard Ingielewicz i dr inż. Adam Zagubień z Politechniki Koszaliń-skiej na farmie wiatrowej złożonej z dziewięciu elektrowni typu VESTAS V80 – 2,0 MW OptiSpeed pozwoliły stwierdzić, że praca elektrowni wiatrowych nie stanowi źródła infradźwięków o poziomach mogących zagrozić zdrowiu ludzi.

Ze względu na brak kryteriów oceny hałasu infradźwiękowego w środowisku naturalnym, posiłkowano się kryteriami dotyczącymi stanowisk pracy. W odległości 500 m od wieży turbiny zmierzone poziomy

infradźwięków zbliżone były praktycznie do poziomów tła.

W odpowiedzi na liczne głosy ze strony społeczeństwa dotyczące potencjalnego negatywnego

oddziaływania elektrowni wiatrowych, a w szczególności emitowanego przez nie hałasu oraz infradźwięków, na zdrowie człowieka, Amerykańskie Stowarzyszenie Energetyki Wiatrowej oraz Kanadyjskie Stowarzyszenie Energetyki Wiatrowej powołały w 2009 roku międzynarodowy interdyscyplinarny panel naukowy, w którego skład weszli niezależni eksperci z dziedziny akustyki, audiologii, medycyny i zdrowia publicznego. Zadaniem panelu było dokonanie przeglądu najbardziej aktualnej literatury dotyczącej potencjalnego negatywnego oddziaływania hałasu emitowanego przez elektrownie wiatrowe na zdrowie człowieka oraz opracowanie na jej podstawie kompleksowego

i powszechnie dostępnego dokumentu informacyjnego na ten temat.

Efektem prac panelu jest opublikowany w grudniu 2009 roku raport pt. „Wind Turbine Sound and Health Effects. An Expert Panel Review”. Autorzy raportu mają następujące spostrzeżenia i doszli do następujących wniosków:

1. Wibracje ciała człowieka wywołane dźwiękiem o częstotliwości rezonansu (czyli o takiej częstotliwości, która wywołuje wzrost amplitudy drgań układu, na który dany dźwięk oddziałuje) mają

miejsce tylko w przypadku bardzo głośnych dźwięków (powyżej 100dB). Biorąc pod uwagę

poziom hałasu emitowanego przez elektrownie wiatrowe, w ich przypadku z takim zjawiskiem

nie mamy do czynienia.

2. Hałas emitowany przez elektrownie wiatrowe nie stwarza ryzyka pogorszenia ani utraty słuchu.

Z ryzykiem takim możemy mieć do czynienia dopiero wtedy, gdy poziom ciśnienia akustycznego przekracza poziom 85 dB. Hałas emitowany przez elektrownie wiatrowe nie przekracza tej granicy ciśnienia akustycznego.

3. Przeprowadzone doświadczenia wykazały, że infradźwięki emitowane na poziomie od 40 do 120 dB nie wywołują negatywnych skutków zdrowotnych.

4. Negatywne oddziaływanie elektrowni wiatrowych na zdrowie i samopoczucie człowieka

w wielu przypadkach wywołane jest przez tzw. efekt nocebo (przeciwieństwo efektu placebo).

Uczucie niepokoju, depresja, bezsenność, bóle głowy, mdłości czy kłopoty z koncentracją to objawy powszechnie występujące u każdego człowieka i nie ma żadnych dowodów na to, że częstotliwość ich występowania wyraźnie wzrasta wśród osób mieszkających w sąsiedztwie farm wiatrowych (powodując tzw. „wind turbine syndrome”). Efekt nocebo łączy występowanie tego typu objawów nie z potencjalnym źródłem poczucia takiego dyskomfortu (w tym przypadku farmą wiatrową), ale z negatywnym nastawieniem do niego i brakiem akceptacji jego obecności.

5. Nie ma żadnych wiarygodnych badań i dowodów na to, by elektrownie wiatrowe wywoływały

tzw. chorobę wibroakustyczną (Vibroacoustic Disease, VAD) – jednostkę chorobową powodującą zaburzenia w całym organizmie człowieka. Badania przeprowadzone na zwierzętach wykazały, że ryzyko zachorowania na tę chorobę pojawia się w przypadku ciągłej, minimum 13-to tygodniowej ekspozycji na dźwięki o niskich częstotliwościach, emitowane na poziomie ok.100 dB, czyli o ok. 50–60 dB wyższym od tego, który emitują elektrownie wiatrowe.

Oddziaływanie pola elektromagnetycznego

Wyróżniamy dwa rodzaje źródeł pola elektromagnetycznego występującego w środowisku:

• naturalne, obejmujące naturalne promieniowanie Ziemi, Słońca i jonosfery

• sztuczne.

Ze wszystkich pól naturalnych najlepiej znane jest pole geomagnetyczne, którego natężenie mieści

się w granicach od 16 do 56 A/m. Nad powierzchnią Ziemi występuje również naturalne pole elektryczne o natężeniu około 120 V/m przy normalnej pogodzie. Szczególnie interesujące, ze względu na swą

powszechność, są sztuczne źródła pola elektromagnetycznego o częstotliwości 50Hz – głównie urządzenia elektryczne. Specyfika pola elektromagnetycznego wytwarzanego przez takie urządzenia

powoduje, że można w jego przypadku oddzielnie rozpatrywać składową elektryczną i magnetyczną.

Pole magnetyczne towarzyszy każdemu przepływowi prądu, a pole elektryczne występuje wszędzie

tam, gdzie pojawia się napięcie elektryczne. Do pozostałych sztucznych źródeł pola elektromagnetycznego średnich i wysokich częstotliwości należą przede wszystkim radiowo-telewizyjne

stacje nadawcze, stacje bazowe telefonii komórkowej, urządzenia radiolokacyjne używane w sektorze

wojskowym oraz urządzenia radionawigacyjne portów lotniczych i portów morskich. Ponadto istotnym źródłem pola elektromagnetycznego jest również radiokomunikacja amatorska, w tym stacje fal

długich i nadajniki CB.

Dopuszczalne wartości parametrów fizycznych pól elektromagnetycznych zostały określone

w rozporządzeniu Ministra Środowiska z dnia 30 października 2003 r. w sprawie dopuszczalnych

poziomów pól elektromagnetycznych w środowisku oraz sposobów sprawdzania dotrzymania tych poziomów (Dz.U. 2003 Nr 192, poz. 1883). Dla terenów przeznaczonych pod zabudowę mieszkaniową dopuszczalny poziom pól elektromagnetycznych dla zakresu częstotliwości jakie wytwarza generator

elektrowni wiatrowej wynosi 1000 V/m dla pola elektrycznego i 60 A/m dla pola magnetycznego.

Ze względu na lokalizację turbiny wiatrowej na wysokości ok. 100 m nad poziomem gruntu poziom pola elektromagnetycznego generowanego przez elementy elektrowni na poziomie terenu (na wysokości 2 m) jest w praktyce pomijalny. Urządzenia generujące fale elektromagnetyczne (zarówno generator jak i transformator) znajdują się wewnątrz gondoli i są zamknięte w przestrzeni otoczonej metalowym przewodnikiem o właściwościach ekranujących, co w konsekwencji powoduje, że efektywny wpływ elektrowni wiatrowej na kształt klimatu elektromagnetycznego środowiska jest nieznaczące. Pole generowane przez generator jest polem o częstotliwości 100Hz, natomiast pole

generowane przez transformator – polem o częstotliwości 50Hz. Wypadkowe natężenie pola elektrycznego na wysokości 2 m n.p.t. wynosi ok. 9 V/m, natomiast wypadkowe pole magnetyczne

wynosi ok. 4,5 A/m.

Oddziaływanie na krajobraz

Negatywny wpływ farmy wiatrowej na otaczający ją krajobraz maleje wraz ze wzrostem odległości

od inwestycji. Posiłkując się następującym uproszczonym schematem podziału na strefy tzw. „wizualnego oddziaływania” elektrowni wiatrowych dla terenu płaskiego wyróżnić można:

1. Strefa I (w odległości do 2 km od farmy wiatrowej) – farma wiatrowa jest elementem dominującym w krajobrazie. Obrotowy ruch wirnika jest wyraźnie widoczny i dostrzegany przez człowieka.

2. Strefa II (w odległości od 2 do 4,5 km od farmy wiatrowej) – elektrownie wiatrowe wyróżniają

się w krajobrazie i łatwo je dostrzec, ale nie są elementem dominującym. Obrotowy ruch wirnika jest widoczny i przyciąga wzrok człowieka.

3. Strefa III (w odległości od 4,5 do 7 km od farmy wiatrowej) – elektrownie wiatrowe są widoczne,

ale nie są „narzucającym się” elementem w krajobrazie. W warunkach dobrej widoczności

można dostrzec obracający się wirnik, ale na tle swojego otoczenia same turbiny wydają się być

stosunkowo niewielkich rozmiarów.

4. Strefa IV (w odległości powyżej 7 km od farmy wiatrowej) – elektrownie wiatrowe wydają się

być niewielkich rozmiarów i nie wyróżniają się znacząco w otaczającym je krajobrazie. Obrotowy ruch wirnika z takiej odległości jest właściwie niedostrzegalny.

Należy zaznaczyć, że powyższe wartości są orientacyjne i mogą bardzo często przyjmować daleko odmienne parametry. W terenie pagórkowatym te odległości mogą być znacząco niższe, lub

wyższe w zależności od położenia punktu obserwacyjnego oraz lokalizacji elektrowni. Elektrownie

położone poza wzniesieniami znajdującymi się na linii obserwacyjnej mogą być niewidoczne, pomimo bliskiej odległości. Jeśli jednak umiejscowione są na szczytach wzniesień, ich widzialność będzie

znacząco wzrastać. Przy niektórych lokalizacjach może ona sięgnąć wartości nawet 20 km.

Biorąc powyższe pod uwagę, opracowano szereg wytycznych, których uwzględnienie na etapie projektowania farmy może znacząco ograniczyć jej potencjalny negatywny wpływ na otaczający ją krajobraz oraz negatywne podejście ze strony społeczeństwa,

• stosowanie w obrębie jednej farmy wiatrowej lub kilku sąsiadujących ze sobą farm wiatrowych

elektrowni wiatrowych o tej samej wielkości,

• jasne kolory wież i łopat wirnika (np. szary, beżowy, ewentualnie biały) lub kolor elektrowni wiatrowych dopasowany do otoczenia,

• wybór elektrowni wiatrowych, których wirniki składają się z trzech łopat,

• farma wiatrowa jest bardziej „przyjazna”, gdy składa się na nią mniejsza liczba turbin, ale

o większej mocy niż większa liczba turbin o małej mocy,

• należy unikać lokalizowania elektrowni wiatrowych w pobliżu miejsc, dla których wyznaczono

normy w zakresie klimatu akustycznego i w miejscach gdzie będą dominującym składnikiem

w krajobrazie przedstawiającym szczególne walory widokowe.

Istotne jest również unikanie lokalizowania elektrowni wiatrowych na terenach o wybitnych walorach krajobrazowych, ze szczególnym wyróżnieniem parków krajobrazowych i obszarów chronionego

krajobrazu. Należy przy tym pamiętać, że taka lokalizacja nie jest zabroniona, a o dopuszczalności usytuowania farmy wiatrowej na terenie parku krajobrazowego lub obszaru chronionego krajobrazu

powinien decydować wynik OOŚ, zgodnie z przepisami ustawy o ochronie przyrody – art. 17 ust. 1

pkt 1 i ust. 3 (parki krajobrazowe) i art. 24 ust. 1 pkt 2 i ust. 3 (obszary chronionego krajobrazu).

Kwestie związane z oddziaływaniem farm wiatrowych na krajobraz wymagają pilnie dalszych

prac i badań, uszczegóławiających i poszerzających wiedzę z tego zakresu.

Wpływ na sieć energetyczną

Krąży wiele negatywnych opinii na temat szkodliwego oddziaływania elektrowni wiatrowych na sieć elektroenergetyczną. Faktycznie, na skutek wpięcia do sieci turbiny wiatrowej, u odbiorcy końcowego, jakim jest gospodarstwo domowe, może wystąpić migotanie oświetlenia. Należy jednak podkreślić, że główną przyczyną takiego stanu rzeczy jest słabo rozwinięta i przestarzała sieć energetyczna na terenach wiejskich, gdzie najczęściej lokuje się turbiny wiatrowe.

Nie jest ona odporna na wahania ilości energii dostarczanej do systemu. Ma to jednak miejsce, kiedy do sieci dystrybucyjnych średniego napięcia podłącza się małą farmę, bądź turbinę wiatrową o niewielkiej mocy, zwłaszcza starego typu. Natomiast, coraz częściej budowane, duże farmy wiatrowe są przyłączane do linii przesyłowych wysokiego napięcia, poprzez co, opisywany problem nie występuje. Ponad to nowoczesne turbiny posiadają specjalne systemy, które zabezpieczają sieć przed nagłymi wahaniami napięcia. Można do nich zaliczyć łagodny start, dzięki któremu możliwe jest stopniowe przyłączenie i odłączenie turbiny wiatrowej do sieci.

Zagrożenia ze strony farm wiatrowych

(Na podstawie prof. dr hab. Grzegorz Pojmański – Opinia dotycząca zagrożeń związanych z eksploatacją i awariami turbin wiatrowych)

Aktualny stan prawny

Turbiny wiatrowe nie polegają kontroli ani ze strony Dozoru Technicznego, ani Nadzoru Budowlanego. Art. 4. ust 1. pkt b) Ustawy o dozorze technicznym (Dz. U. Nr 122, poz 1321) określa, że ustawa dotyczy urządzeń technicznych, które mogą stwarzać zagrożenie dla życia lub zdrowia ludzkiego oraz mienia i środowiska wskutek wyzwolenia energii potencjalnej lub kinetycznej przy przemieszczaniu ludzi lub ładunków w ograniczonym zasięgu. W definicji tej nie mieszczą się turbiny wiatrowe, ze względu na brak elementu “przemieszczania ludzi lub ładunków” . Rozporządzenie Rady Ministrów z dnia 16 lipca 2002 r. w sprawie rodzajów urządzeń technicznych podlegających dozorowi technicznemu nie wymienia turbin wiatrowych. Z kolei Nadzór Budowlany [1] nie zajmuje się ruchomymi częściami budowli twierdząc, że w kręgu ich zainteresowań znajdują się jedynie fundament i maszt turbiny.

Tymczasem urządzenie techniczne w postaci gondoli wraz z pędnikiem stwarza zagrożenie życia i mienia na znacznym obszarze wskutek wyzwolenia energii potencjalnej (dla samych łopat jest ona rzędu 20,000,000 Nm) i kinetycznej (rzędu 6,000,000 Nm) zarówno w przypadku awarii jak i podczas normalnej eksploatacji.

Lukę w prawie obecnie próbuje przeforsować PiS w nowej ustawie (luty 2016) zmieniając definicję elektrowni wiatrowej „Projekt ustawy o inwestycjach w zakresie elektrowni wiatrowych wprowadza definicję elektrowni wiatrowej, zgodnie z którą jest to budowla w rozumieniu przepisów prawa budowlanego, składająca się co najmniej z fundamentu, wieży oraz elementów technicznych, o mocy większej niż mikroinstalacja, czyli 40 kW, przy czym przez elementy techniczne elektrowni wiatrowej należy rozumieć „wirnik z zespołem łopat, zespół przeniesienia napędu, generator prądotwórczy, układy sterowania i zespół gondoli wraz z mocowaniem i mechanizmem obrotu”. W momencie pisania tego artykułu ustawa poddawana jest konsultacji.

Zagrożenie związane z oblodzeniem

Typowe turbiny dużej mocy (Tabela 1.) pracują w zakresie prędkości wiatru od kilku do ok. 20 m/s obracając się w tempie od 9 do 19 obrotów na minutę W nominalnych warunkach eksploatacyjnych (prędkość wiatru rzędu 10 m/s) końcówka łopaty porusza się z prędkością liniową ok. 80-90 m/s, czyli 290-320 km/h. Przy tak dużych prędkościach oraz znacznej wysokości turbiny nad poziomem terenu dowolna masa odrywająca się od końcówki łopaty staje się pociskiem, który może poszybować na znaczną odległość.

Tabela 1. Przykładowe prędkości końcówki płatów w wybranych siłowniach.

W okresie zimowym, a w górach także w innych porach roku, w sprzyjających okolicznościach pogodowych na łopatach turbiny gromadzi się śnieg i lód, który jest rozrzucany wokół wiatraka. Obracający się płat działa tutaj jak katapulta.

Jak daleko może został wyrzucony odłamek lodu? Trudno jednoznacznie na to pytanie odpowiedzieć. Odległość nazwijmy – „rzutu” zależeć będzie od bardzo wielu czynników:

– masy odłamka

– prędkości obrotowej w danej chwili płatu

– kształtu odłamka

– oporu powietrza

– kształtu terenu

– miejsca usytuowania odłamka na płacie, największą prędkość odłamek uzyska na końcu płata, ale oderwać może się w każdym miejscu.

Fot.1,2 Oblodzona siłownia wiatrowa, po prawej fragment oderwanego płata lodu.

Według prac naukowych prowadzonych na świecie (np. RISK ANALYSIS OF ICE THROW FROM WIND TURBINES, Henry Seifert, Annette Westerhellweg, Jürgen Kröning, DEWI, Deutsches Windenergie-Institut GmbH) zasięg rzutu odłamkiem lodu w siłowni wiatrowej można wyznaczyć z zależności:

gdzie:

d- zasięg rzutu odłamkiem lodu w [m]

D- średnica rotora [m]

H- wysokość piasty rotora nad ziemią [m]

Ta empiryczna zależność jest, jak sami autorzy opracowania sugerują wartością przybliżoną, która może stanowić wstępne rozpoznanie zagrożeń, ale nie przewidzi wszystkich możliwych przypadków. Ciekawostką wyżej wymienionej pracy są symulacje oddziaływania turbiny przy wietrze wiejącym z różną siłą i z różnych kierunków, jak też zasięg rzutu odłamków lodu przy unieruchomionej ale oblodzonej siłowni wiatrowej.

Rys.1 Zasięg rzutu odłamkami lodu w obrębie siłowni wiatrowej. po lewej zagrożenie tylko dla drogi lokalnej, po prawej dla drogi głównej.

Co daje powyższa informacja? (rys.). Jeśli na turbinie znajduje sie system ostrzegania przed oblodzeniem i zostało wykryte realne zagrożenie, system sterowania siłownią wiatrową może ją unieruchomić, gdy kierunek wiatru i zasięg rzutu w danym momencie mógłby zagrażać użytkownikom drogi.

Nie należy też zapominać o bezpieczeństwie personelu siłowni wiatrowej. O ile na płatach warstwa gromadzącego się lodu nie osiąga zwykle dużych wartości i masy, o tyle na gondoli siłowni, w wyniku topnienia i zamarzania śniegu, lód może osiągać znaczne wymiary i jego przypadkowe zsunięcie jest zawsze bardzo niebezpieczne dla obsługi. Zsunięcie lodu może ponadto nastąpić także w czasie jej postoju, przy silnym wietrze. Poniżej kolejna zależność pokazuje zasięg takiego odłamka.

gdzie:

v- prędkość wiatru w m/s

D – średnica rotora [m]

H – wysokość piasty [m]

Rys.2 zasięg odłamków lodu przy różnych prędkościach wiatru i ciężarze przy unieruchomionej siłowni wiatrowej

W tym wypadku pole rzutu tworzy się na szczęście za siłownią, po stronie zawietrznej, dzięki czemu można je lepiej przewidzieć. Generalnie autorzy pracy proponują, aby w stosunku do każdej siłowni wiatrowej tworzyć model zagrożeń, przyjmując jako punkt wyjścia prawdopodobieństwo oblodzenia w danej lokalizacji, prędkość wiatru, ilość osób znajdujących się w bezpośrednim sąsiedztwie (w zasięgu rzutu) siłowni w ciągu roku, itp. Na tej podstawie powinien być sporządzany wykres prawdopodobieństwa zranienia kawałkami lodu (np. na 15000 osób przemieszczających się rocznie w pobliżu siłowni wiatrowej prawdopodobieństwo trafienia odłamkami lodu wynosi 1trafienie na 300 lat) i porównywany z innymi zagrożeniami na danym terenie (np. wypadki drogowe). Przy prawidłowej lokalizacji siłowni zagrożenie z jej strony nie powinno przewyższać innych zagrożeń.

Jeśli przyjąć powyższe rozważania, to dla typowej w warunkach polskich siłowni wiatrowej Vestas V90/2MW o wysokości masztu 105m i średnicy wirnika 90 m zasięg rzutu wyniesie (105+90)x1,5 =292,5m. Według prof. Grzegorza Pojmańskiego obliczenia takie są nieobiektywne i nie biorą pod uwagę wszystkich aspektów. Poprawna metodologia badań wymaga tutaj określenia warunków brzegowych problemu, zastosowania równań dynamiki dla ruchu bryły sztywnej i ich całkowania. W zagadnieniu, z jakim mamy do czynienia, podstawowym problem jest nieznajomość kształtu i rozkładu gęstości bryły podlegającej rzutowi. Rachunek można jednak wykonać metodą symulacji dla skończonej liczby przypadków szczególnych i odszukać “najgorszy możliwy scenariusz”, wynikający z praw fizyki.

W przypadku rzutu elementem oderwanym od turbiny warunki brzegowe określone są przez prędkość początkową v0 i punkt oderwania elementu x0 (początkowe wektory prędkości i położenia elementu), prędkość wiatru oraz kształt i rozkład masy w elemencie. Na element działa siła grawitacji Fg oraz siła aerodynamiczna RA , której składowe – siła oporu RD i siła nośna RL zależą od orientacji elementu względem chwilowego wektora prędkości v. Określenie współczynnika oporu CD i współczynnika siły nośnej CL dla dowolnej bryły nie jest w ogólności możliwe (w praktyce wyznacza się je w tunelu aerodynamicznym) i dlatego uzyskane rozwiązania są w pewnym stopniu przybliżone. Dla wielu brył (profil skrzydła turbiny, kula śniegowa, sopel) współczynniki te są jednak dość dobrze znane.

Rys.3 Trajektoria lotu odłamka lodu i działające na niego siły.

Jako przykładowe bryły rozważymy kulę (współczynnik oporu C_D=0.47) i sopel (C_D=0.82-1.17).

Wiarygodne uwzględnienie siły nośnej jest większości przypadków praktycznie niemożliwe. Siła ta działając na nieregularny fragment będzie miała dość przypadkową wartość a jej kierunek i zwrot będą się zmieniać podczas rotacji bryły. Może to oczywiście doprowadzić do zmiany trajektorii lotu, ale zważywszy, że działa ona prostopadle do kierunku lotu, nie powinna zmienić zasięgu w sposób istotny. Pełne rachunki aerodynamiczne przedstawione zostały m.in. przez Slegersa, który pokazał, że nawet dla profilu ściśle aerodynamicznego (urwany fragment łopaty) wpływ siły nośnej na zasięg rzutu i zachowanie głównej płaszczyzny rotacji bryły jest nieznaczny. Z tego powodu w przedstawionej analizie nie uwzględniono wpływu siły nośnej na trajektorię lotu. Maksymalny zasięg rzutu uzyskuje się przy początkowym nachyleniu toru lotu ok. 45 stopni do horyzontu. Rzut z wyższego położenia (w prawo, nad turbiną) ma nieco dłuższą trajektorię, ale ostatecznie odłamek spada bliżej turbiny niż podczas rzutu z położenia niższego.

Rys.4 Zasięg rzutu z położenia wyższego i niższego.

Rys.5 Trajektoria lotu kul lodowych o masach 0.1 kg (niebieski), 1 kg (zielony) i 10 kg (czerwony). Kolorem żółtym zaznaczono teoretyczną trajektorię bez oporu powietrza.

Rys.6 Trajektorie lotu sopli lodowych lecących jak strzała, masy jw.

Rys.7 Zasięg maksymalny rzutu w zależności od masy lodu. Kolor czerwony – sople lecące jak strzała, kolor niebieski – kule lodowe, zielony – sople obracające się.

Na ostatnim rys. przedstawiono zasięg rzutu w zależności od masy odłamka. Prędkość końcowa silnie zależy od masy odłamka i skaluje się liniowo z jej logarytmem:

Vkonc ~ 48 + 13 log(m) [m/s].

Oznacza to, że jednokilogramowy odłamek spadnie na ziemię z prędkością ok. 170 km/h. Według prof. często przytaczana jest opinia, że większość wyrzucanych odłamków spada w pobliżu turbiny. Symulacje pokazują, że to nieprawda. Ze względu na specyfikę krzywej balistycznej znaczna część przypadkowo wystrzeliwanych odłamków ląduje w pobliżu zasięgu maksymalnego. Ukazuje to rys. , na którym przedstawiono prawdopodobieństwo upadku w zależności od odległości od turbiny.

Rys. Prawdopodobieństwo upadku odłamka o masie 1kg w funkcji odległości od turbiny. Prawa część diagramu odpowiada rzutowi ponad wiatrakiem (w prawo), lewa część – rzutowi w lewo.

Widać na nim, że prawdopodobieństwo upadku odłamka najpierw maleje wraz z odległością od masztu, a następnie gwałtownie rośnie w pobliżu maksymalnego zasięgu rzutu. Z diagramu wynika, że 1/4 odłamków o danej masie poleci na odległość większą niż 85% zasięgu maksymalnego.

Kawałki lodu spadające wokół turbin mają zwykle niewielkie rozmiary. Wielokrotnie jednak znajdowano fragmenty o masie ponad 1 kg i rozmiarach rzędu 1m (np. 1.8 kg, 100 cm w Alpach szwajcarskich).

Zgodnie z przeprowadzonymi symulacjami oznacza to, że istnieje realne zagrożenie, że największe i najgroźniejsze odłamki mogą spadać w odległościach większych od 600-700 m.

Metody ochrony płatów przed oblodzeniem

Na świecie stosowane są generalnie trzy systemy

– mechaniczny

– pasywny

– aktywny

Mechaniczny – najbardziej kosztowny i nie zawsze możliwy do zastosowania, polega na czyszczeniu mechanicznym płatów z lodu przy użyciu dźwigu. Metoda pracochłonna

Pasywny – polega na zastosowaniu rozwiązań w konstrukcji płatów, które ochronią je przed oblodzeniem bez konieczności dostarczenia dodatkowej energii. Wyróżnić tutaj można:

– malowanie płatów na kolor czarny, metoda skuteczna ale w bardziej surowym klimacie, w klimacie umiarkowanym czarny kolor w lecie może być niebezpieczny dla laminatu z uwagi na nagrzewanie się do zbyt wysokiej temperatury.

Fot. System ochrony pasywny tzw. Black point, płaty malowane na kolor czarny przyspieszający rozmrażanie

zalety

– łatwe i tanie do zastosowania

– badania w Yukonie (Kanada) wykazały wyraźną poprawę wydajności

– korzystne w miejscach gdzie oblodzenie jest niewielkie i występuje stosunkowo rzadko

wady

– skuteczność tylko przy słonecznym dniu

– specjalne płaszcze ochronne na płatach, rozwiązanie polega na zastosowaniu na płatach warstw super-hydrofobowych które utrudniają lub wręcz uniemożliwiają przywieranie wody i lodu,

Zaletą – niskie koszty wykonania i czysta gładka powierzchnia dodatkowo zabezpieczająca przed gromadzeniem się brudu. Wady – nie znaleziono do tej pory odpowiedniego materiału, który spełniałby wszystkie wymagania stawiane płatom. Testowane materiały ulegały stopniowej biodegradacji (pojawiała się chropowatość), hydrofobowość nie powodowała też całkowitego braku oblodzenia.

Metody chemiczne – polegają na aplikowaniu na powierzchnię płatów płynów (głównie na bazie glikolu propylenowego) zapobiegających zamarzaniu. Technologia znana jest w lotnictwie. Wadą rozwiązania jest ograniczone w czasie działanie i konieczność ciśnieniowego nakładania z wykorzystaniem skomplikowanych urządzeń.

Systemy aktywne

Opierają się na zastosowaniu dwóch elementów

– czujnika oblodzenia

– elementu ochronnego włączanego w momencie pojawienia się zagrożenia

System aktywny wymaga zawsze dodatkowej energii, zwykle elektrycznej jest więc prądożerny i obniża przez to sprawność ogólną siłowni. Jego największą zaletą jest jednak to, że siłownia w momencie oblodzenia zachowuje się tak, jak w przypadku zbyt silnego wiatru, czyli wyhamowuje. Ponowne uruchomienie następuje dopiero po usunięciu zagrożenia. Zapobiega to wypadkom i niekontrolowanym przemieszczaniem się oderwanych od płatów kawałów lodu. Na świecie jest obecnie wiele rozwiązań stosowanych przez producentów turbin lub osobne konsorcja. Najpopularniejsze z nich to:

– Kelly Aerospace

– VTT (KAT)

– Enercon

– EcoTEMP

– IceCODE/Goodrich

– Simens

– Microwave

– LM Glasfiber

Większość z nich nie jest jednak jeszcze dobrze opisanych i pozostaje bardziej w stadium badań i ciekawostek technicznych niż praktycznych rozwiązań. Generalnie wyróżnić tutaj można dwa odrębne rozwiązania:

Elektrycznie ogrzewane płaty – polega na zastosowaniu na płatach (głównie samych krawędziach natarcia) specjalnych folii grzewczych podłączonych do systemu elektrycznego siłowni i uruchamianych przy spadku temperatury poniżej 4-5C. Rozwiązanie jest znane z przemysłu lotniczego i stosowane w wielu konstrukcjach lotniczych. Jego wadą jest dość duży pobór mocy, przykładowo dla jednego płata siłowni o mocy znamionowej 600kW jest to 15 kW.

Fot. Ogrzewane elektrycznie płaty.

Folia grzewcza nie podnosi masy płata, nie zmienia jego geometrii i nie wpływa na sprawność aerodynamiczną. Może być instalowana w fabryce lub bezpośrednio na placu budowy. Rozwiązanie stosowane min. przez Kelly Aerospace.

Ogrzewanie płatów przy użyciu termowentylatora – to patent firmy Enercon. Płat w swojej wewnętrznej budowie podzielony jest na kanały umożliwiające cyrkulację powietrza. Gorące powietrze nawiewane jest od razu na krawędź natarcia płatu, gdzie najszybciej podnosi się jego temperatura. Poniżej jest to zilustrowane na zdjęciach z kamery termowizyjnej.

Rys.8 Enercon – płaty ogrzewane termowentylatorem.

Fot. Zdjęcia termiczne systemu wykonane na turbinie zainstalowanej w Alpach na wysokości 1600m.

Maksymalna temperatura nawiewanego powietrza nie przekracza tutaj 72ºC. System współpracuje z czujnikiem pogodowym i przy newralgicznym położeniu siłowni (w pobliżu dróg o dużym natężeniu ruchu) unieruchamia siłownię wymagając ręcznego jej restartu. W mniej wrażliwych lokalizacjach restart możliwy jest automatycznie.

Pożary turbin wiatrowych

Jedną z częstszych awarii turbin wiatrowych są pożary, czasami powstające w wyniku oddziaływania wyładowań atmosferycznych podczas gwałtownych burz. W tym przypadku poważne zagrożenie stanowią płonące elementy gondoli i łopat, które z wiatrem przenoszone są na duże odległości i mogą stanowić źródło pożarów wtórnych. Na płonące fragmenty działa siła wyporu związana z obecnością rozgrzanego powietrza wokół elementów, która zmniejsza ciążenie efektywne i powoduje, że czas spadku na ziemię oraz droga przebyta z wiatrem znacznie się wydłużają. Nie sposób dokładnie obliczyć jak duża jest zagrożona strefa, (zależy to od siły wiatru) ale patrząc na poniższe zdjęcie. można przyjąć, że dla niektórych płonących fragmentów kąt spadania na ziemię jest nie większy niż 5-10 stopni, co oznacza, że mogą one polecieć na odległość rzędu 10-krotnej wysokości wieży.

Fot. Pożar turbiny wiatrowej.

Pożar turbin wiatrowych jest zdarzeniem skrajnie niebezpiecznym, także z uwagi na brak możliwości jego ugaszenia. Wysokość turbiny uniemożliwia użycie standardowego sprzętu gaśniczego, dlatego zadaniem straży pożarnej jest na ogół tylko wyznaczenie strefy bezpiecznej i niedopuszczenie do przebywania w niej ludzi, ewentualnie gaszenie pożarów wtórnych wzniecanych na ziemi. Pożar powoduje też całkowite zniszczenie turbiny. Gondola i wirnik wykonane są z laminatu, w czasie pożaru ogień rozprzestrzenia się bardzo szybko, gwałtownie wzrasta też temperatura. która niszczy wszystkie cenne mechanizmy.

Wykres. Liczba pożarów turbin wiatrowych w latach 2000-2011.(na podstawie http://www.caithnesswindfarms.co.uk)

W latach 2000-2011 stwierdzono łącznie 175 pożarów turbin, najczęstszą przyczyną było uderzenie pioruna lub awaria instalacji elektrycznej. Straty z tytułu pożarów wyniosły dla pojedynczego zdarzenia od 750.000-2mln $, przy czym były związane nie tylko z wymianą uszkodzonych elementów ale także związanym z tym przestojem turbiny.

Fot. Dogasająca turbina wiatrowa po pożarze.

W 2008 roku zostały opublikowane wytyczne VdS 3523 odnoszące sie do ochrony przeciwpożarowej turbin wiatrowych, które w znaczący sposób podniosły poziom bezpieczeństwa nowobudowanych obiektów.

Więcej w dziale ochrona odgromowa turbin wiatrowych.

Uszkodzenia mechaniczne turbin wiatrowych

Łopaty turbin wiatrowych zbudowane są z laminatu epoksydowego lub poliestrowego na bazie włókien szklanych i węglowych. Materiał ten charakteryzuje się dużą, w stosunku do ciężaru, wytrzymałością, która jednak maleje pod wpływem powtarzalnych obciążeń . Dlatego żywotność łopat jest dopasowana do projektowanego czasu eksploatacji elektrowni. Po tym okresie ich wytrzymałość może zmaleć poniżej poziomu obciążeń eksploatacyjnych, co prowadzi do złamania łopaty.

Częstość występowania awarii polegającej na uszkodzeniu rotora (urwaniu się łopaty lub jej fragmentu) jest znana z literatury. Scott Larwood cytuje m.in. następujące badania: 0.02 awarii/turbinę rocznie w Holandii, 0.003 do 0.005 w Danii, 0.003 w USA, 0.012 z badań SERI, 0,015 w Niemczech z analiz WindStats. Pomimo stosunkowo nikłej statystyki i oczywistej niechęci operatorów farm wiatrowych do ujawniania takich danych przyjąć należy, że częstość awarii rotora jest rzędu 0.01. Na farmie liczącej 50 turbin można się zatem spodziewać awarii raz na kilka lat, czyli wielokrotnie w okresie jej eksploatacji. Konieczne jest zatem uwzględnienie zagrożenia związanego z awarią rotora przy planowaniu lokalizacji turbin w sąsiedztwie terenów zamieszkanych i użytkowych.

W Polsce – ostatnio takie zdarzenie miało miejsce na farmie wiatrowej w Korszach (rys.) , gdzie urwał sie 5.5-metrowy koniec łopaty i według opinii świadków zdarzenia “przeleciał pół kilometra” (źródło „Gazeta Olsztyńska”).

Fot. Urwana łopata wirnika w Korszach.

Ze względu na dostępność danych dotyczących profili aerodynamicznych w analizie tych przypadków można próbować uwzględnić siłę nośną. Procedura sprowadza się do dodatkowego całkowania siły aerodynamicznej (zależnej do kąta natarcia) po powierzchni płata. Lot urwanego fragmentu jest o tyle specyficzny, że współczynnik oporu płata w kierunku jego ruchu jest bardzo mały (CD~0.01 od strony krawędzi natarcia, 0.025 od strony krawędzi spływu) i pozostaje taki tak długo, jak długo wirująca łopata nie zmieni istotnie kąta natarcia. Sorensen („On the Calculation of Trajectories for Blades Detached from Horizontal Axis Wind Turbines.” Wind Engineering 8(3): pp. 160-175.) pokazał, że stosowanie współczynników oporu większych od 0.15-0.4 do analizy ruchu urwanej łopaty jest nieuzasadnione.

Rys.9 Trajektoria lotu urwanej łopaty: kolor niebieski – fragment o długości 5.5 m (przypadek Korsze); zielony – ¼ łopaty; czerwony – połowa łopaty; pomarańczowy – cała łopata. Kolorem żółtym oznaczono maksymalny zasięg rzutu w próżni.

Na rys. 9 przedstawione zostały możliwe trajektorie lotu urwanego fragmentu łopaty w zależności od jego długości. Elementy o masach rzędu kilkudziesięciu kilogramów i więcej mogą odlecieć na odległość niewiele mniejszą od maksymalnego zasięgu rzutu. Skrócenie zasięgu następuje dla małych fragmentów łopaty, o masie kilku-kilkunastu kilogramów lub w przypadku zmiany kąta natarcia łopaty podczas lotu.

Warto podkreślić, że upadek fragmentu bezpośrednio pod turbiną, po jego nawietrznej stronie, jest bardzo mało prawdopodobny, ponieważ w typowych warunkach zmęczeniowe oderwanie łopaty następuje przy silnym wietrze, który znosi fragment kilka- kilkanaście metrów za wiatrak.

Awaria systemu hamowania i/lub sterowania

Jeszcze większe zagrożenie wiąże się z możliwością uszkodzenia systemów zatrzymywania turbiny. Najbardziej spektakularny przykład takiego zdarzenia to rozpad turbiny w Hornslet w Danii w dniu 23 lutego 2008, gdzie urządzenie Nordtank NKT 600-180/43 o mocy 600 kW i średnicy 43 m utraciło system hamowania, rozpędziło się znacznie powyżej maksymalnej dopuszczalnej prędkości i rozpadło się, ścinając przy tym stalowy maszt o wysokości 44.5m. Fragmenty łopat zostały odrzucone na odległość 300-500 m.

Turbiny, ze względu na konieczność optymalizacji kosztów i wydajności, projektowane są z niewielkim współczynnikiem bezpieczeństwa wynoszącym typowo 1.5. Dla łopat i wirnika współczynnik ten jest rzędu 1.2. Oznacza to, że nawet przy niewielkim przekroczeniu maksymalnych obrotów konstrukcja wirnika zbliża się do granicy wytrzymałości. Dlatego krytycznym elementem w konstrukcji turbin są mechanizmy obracania łopat, które w przypadku zbyt silnego wiatru (zwykle powyżej 25 m/s) powinny ustawić łopaty w “chorągiewkę”. Jeśli wskutek awarii urządzenia nie będzie to możliwe – turbina zacznie obracać się z prędkością większą od dopuszczalnej i może ulec rozpadowi. Zdarzenia takie obserwowano wielokrotnie – najczęściej podczas gwałtownych burz i nawałnic.

Obracające się łopaty poddane są ogromnym siłom zginającym i rozciągającym. Dość powiedzieć, że przy nominalnych obrotach 19 obr/min w turbinie G90 przeciążenie na końcu łopaty jest 18-krotnie większe od ciążenia ziemskiego (18 g). Przy zwiększeniu obrotów o 50% przeciążenia te (jak również siły zginające) rosną ponad dwukrotnie, co przy wspomnianym niewielkim współczynniku bezpieczeństwa musi prowadzić do złamania/oderwania łopaty bezpośrednio lub wskutek uderzenia o maszt.

W tej sytuacji prędkość początkowa rzutu fragmentami łopaty będzie znacznie większa niż podczas normalnej pracy. Ilustruje to rys. 10 na którym pokazano zasięg rzutu fragmentem ¼ łopaty przy nominalnej prędkości obrotowej, prędkości 1.5 raza większej oraz 2 razy większej. Jak widać, zasięg rzutu zwiększa się wraz ze wzrostem obrotów turbiny i wyrzucone elementy zagrażają terenom znajdującym się w odległości 1.5-2 km od masztu. Szczegóły tych trajektorii bardzo silnie zależą od kształtu urwanego fragmentu i warunków początkowych zagadnienia. Jeśli fragment łopaty zacznie wirować wokół osi podłużnej to średni współczynnik oporu silnie wzrośnie, i odległość rzutu zmaleje. Wyniki odpowiednich symulacji również przedstawiono na rysunku.

Rys.10 Zasięg rzutu fragmentem łopaty (Ľ) w przypadku nominalnej prędkości obrotowej (niebieski), prędkości 1.5x większej (czerwony), 2x większej (zielony). Odległości dalsze otrzymano przy założeniu, że łopata nie zmienia kąta natarcia; odległości bliższe przy założeniu, że łopata wiruje wokół długiej osi.

Podsumowanie (prof. dr hab. Grzegorz Pojmański)

Modelowanie numeryczne rzutu lodem oraz fragmentami urwanej łopaty z turbiny wiatrowej o dużej mocy prowadzi do wniosku, że podczas normalnej eksploatacji bezpośrednie zagrożenie uderzeniem odłamkami istnieje w odległości niewiele mniejszej od teoretycznego zasięgu rzutu maksymalnego, a w przypadku awarii systemów hamowania także nawet w odległości dwukrotnie większej. Również fragmenty płonącej gondoli mogą przenosić się z silnym wiatrem na znaczne odległości.

Przyjmując najgorsze możliwe scenariusze wydarzeń przyjąć należy, że strefa zagrożenia ze strony wiatraka powinna być określona przez maksymalny zasięg rzutu ukośnego z prędkością początkową odpowiadającą zastosowanemu przy budowie śmigła współczynnikowi bezpieczeństwa (1.2-1.5), czyli przynajmniej dwukrotnie większą od prędkości nominalnej. Dla typowej turbiny o mocy 2-3 MW oznacza to strefę zagrożenia o promieniu 1.5-2 km, czyli 15 razy większym od wysokości masztu.