Instalowanie programowalnych sterowników logicznych (PLC), które nie są dostarczane przez producenta turbin wiatrowych jako elementy wbudowane, zwiększa wydajność i zmniejsza koszty utrzymania tych urządzeń – dzięki usprawnieniu obsługi pomiarów z czujników, co służy podejmowaniu lepszych decyzji eksploatacyjnych.
Większość turbin wiatrowych wykorzystuje anemometry mechaniczne i wiatrowskazy do pomiaru warunków wiatrowych, a prędkość i kierunek wiatru są przekazywane do sterowników turbiny. Jednak w wielu aplikacjach wbudowane systemy kontroli i sterowania wykazywały dużo potencjalnych słabości, co prowadziło do wysokich kosztów utrzymania i niskiej wydajności energetycznej turbin.
Wykorzystanie wiatru
Farma wiatrowa Buffalo Gap, zlokalizowana w środkowym Teksasie w Stanach Zjednoczonych, składa się z 296 turbin wiatrowych (fot. 1), które zostały zbudowane w trzech fazach, w latach 20062008. W fazie pierwszej powstała instalacja złożona z 67 turbin o mocy 1,8 MW. Faza druga – to instalacja 155 turbin o mocy 1,5 MW. W fazie trzeciej przybyły kolejne 74 turbiny, o mocy 2,3 MW. Wydajność całej farmy wiatrowej wynosi 524 MW, dzięki czemu jest to siódma największa farma wiatrowa na świecie. Generuje ponad 1 600 000 MWh czystej, odnawialnej energii na rok.
Problem związany z tą inwestycją stanowił jednak fakt, że czujniki wykorzystują części ruchome. Anemometr korzysta z czasz do pomiaru prędkości wiatru, a wiatrowskaz wykorzystuje łopatkę do pomiaru wektora zmiany lub kierunku wiatru. Inspekcja terenowa wykazała wiele uszkodzonych czujników, a większość uszkodzeń wynikała z problemów z łożyskami, co powodowało spadek dokładności i krótszą żywotność urządzenia. Zwiększenie oporu toczenia łożyska również wpływało na dokładność pomiaru wiatru, a przez to na wydajność turbiny, gdyż dane te są wykorzystywane do optymalizacji parametrów jej pracy i w efekcie wydajności. W okresie zimy odkryte elementy mechaniczne czujników zamarzały, co zwiększało wymagania dotyczące konserwacji.
Turbiny jednego z producentów były najbardziej podatne na działanie niskich temperatur. Niewielka ilość wilgoci w połączeniu z temperaturami poniżej zera powodowała blokowanie anemometru i wiatrowskazu, a w efekcie wyłączenie turbiny. Z kolei turbiny innego producenta mają podgrzewane czujniki, które lepiej znosiły niskie temperatury, ale żywotność łożysk była o wiele niższa ze względu na pracę w wyższych temperaturach.
Drugim problemem była wydajność samych czujników. Badania i testy dowiodły, że czujniki oparte na czaszach i łopatkach są niedokładne w czasie wysokich turbulencji lub przy dużych uskokach wiatru i nie były przystosowane do aplikacji z wiatrem od strony wirnika, ze względu na duże turbulencje.
W czasie normalnej pracy przyspieszenie wirnika rośnie stopniowo z prędkością wiatru. Jednak gdy anemometr podaje zaniżoną prędkość wiatru w wyniku błędu, przyspieszenie wirnika rośnie, co oznacza, że duża część energii wiatrowej (około 10%) nie zostaje przetworzona na energię elektryczną. Tę energię pochłania główne łożysko i układ napędowy, a następnie rozprasza ją ruch wirnika.
Łożyska anemometru zazwyczaj zwiększają z czasem opór toczenia, aż do całkowitego zatrzymania. W najlepszym wypadku, gdy turbina „zauważy” nietypowe działanie ze względu na zwiększony opór toczenia, zaraportuje błąd przed całkowitym zatrzymaniem. Jednak w wielu przypadkach turbina nigdy „nie dostrzeże” problemu, a wówczas ta częściowa awaria anemometru staje się nawet bardziej szkodliwa niż jego całkowite uszkodzenie, gdyż to właśnie może uszkodzić napęd turbiny.
Ulepszanie systemu
Do bezpiecznej pracy turbiny wiatrowe potrzebują precyzyjnych informacji o warunkach wiatrowych, gdyż są one kluczowe dla rozpoznawania turbulencji i ochrony turbiny. Jeśli prędkość obrotu anemometru nie może się szybko zmienić, jak to dzieje się w czasie pracy z niesprawnymi łożyskami, turbulencje nie zostaną precyzyjnie zmierzone. System sterowania turbiny odpowiednio dostosowuje nachylenie łopat i prędkość wirnika, w zależności od stopnia turbulencji, aby chronić łopaty i napęd przed nadmiernym zużyciem ze względu na niewłaściwe ustawienie profilu łopat. Złe pomiary anemometru oznaczają niewłaściwe korekty, co zwiększa zużycie.
Ważny jest również precyzyjny pomiar kierunku wiatru. Jeśli niewspółosiowość turbiny przekroczy ±10%, jej wydajność znacznie spada. Porównując te współczynniki z sąsiednimi turbinami o potwierdzonym prawidłowym działaniu wiatrowskazu, stwierdzono 20-procentowy spadek wydajności, co mogło wynikać z działania urządzeń z częściowo niesprawnym wiatrowskazem. To odkrycie pokazało, że do tego zastosowania bardziej odpowiadały pomiary za pomocą instrumentów ultradźwiękowych, które zapewniłyby dokładniejsze i bardziej wiarygodne wskazania panujących warunków wiatrowych.
Aby lepiej sterować turbinami wiatrowymi, czujniki mechaniczne pomiaru wiatru zastąpiono jednym czujnikiem ultradźwiękowym (fot. 2) i zastosowano programowalny sterownik logiczny (PLC) do przetworzenia sygnałów z czujników oraz obsługi funkcji sterowania turbiną.
Sygnał należało przekonwertować z ultradźwiękowego na taki, który mógł być wykorzystany przez sterowniki turbiny. Żaden dostępny czujnik ultradźwiękowy nie zapewniał specyficznych i różnorodnych informacji, niezbędnych do działania sterowników turbiny. Dlatego zainstalowano adapter Modbus, który odbiera sygnał czujnika ultradźwiękowego i wysyła go do sterownika PLC przez protokół Modbus.
Sterownik PLC działa jak emulator dla turbin. Znaczy to, że w zależności od marki i modelu turbiny napisano odpowiednie programy drabinkowe do emulacji cyfrowego, logicznego sygnału czujnika, niezbędnego dla każdego sterownika turbiny. Można było również opracować algorytmy, aby zapewnić poprawki nielinearne dla elementów dynamicznych, takich jak przełożenie gondoli lub skos odchylenia. Cały sprzęt, z zasilaczem o mocy 240 W, mieści się bez problemu w gondoli turbiny razem z dotychczasowym oryginalnym, wbudowanym sterownikiem turbiny.
Przy użyciu technologii LIDAR do oceny oczekiwanej wydajności i dalszego stosowania narzędzi i metod statystycznych zespół obsługi turbin zauważył, że wydajność turbiny można jeszcze zwiększyć. Skos odchylenia (współosiowość) i korekta prędkości wiatru (przełożenie gondoli) okazały się parametrami potencjalnie dynamicznymi i nielinearnymi. Dane te pozwoliły inżynierom napisać algorytmy do korekty zakłóceń danych prędkości i kierunku wiatru, przed ich interpretacją przez system sterowania turbiny, dzięki czemu zwiększono uzysk energii i zmniejszono zużycie napędu.
Dane ze sterowników PLC są teraz przekazywane do centrum sterowania, gdzie inżynierowie przeprowadzają analizę statystyczną, programują sterowniki PLC i sterowniki turbiny, a także analizują dane, aby przewidzieć możliwość awarii, zanim do nich dojdzie.
Mniej postojów, większa efektywność
Choć systemy wciąż są dopracowywane, początkowe rezultaty pokazują większą dokładność meteorologiczną, mniej postojów i zmniejszone obciążenie napędu turbiny, przy zwiększonej jej wydajności.
Autor: Tristan Lee jest inżynierem odpowiedzialnym za wydajność w firmie AES Corp., mieszczącej się w Buffalo Gap w Teksasie.
Tekst pochodzi z dodatku „ENERGIA 2016”. Jeśli Cię zainteresował, ZAREJESTRUJ SIĘ w naszym serwisie, a uzyskasz dostęp do darmowej prenumeraty w formie drukowanej i/lub elektronicznej.
