Energetyka wiatrowa jest jedną z prężniej rozwijających się gałęzi energetyki odnawialnej. Ze względu na jej potencjał wciąż przybywa takich instalacji na lądzie i na morzu, co z kolei napędza postęp w zakresie technologii ich kluczowych komponentów. Takimi są turbiny, które odpowiadają za konwersję energii kinetycznej wiatru w energię mechaniczną w postaci ruchu obrotowego wirnika. Następnie jest ona przekazywana do generatora, który zamienia energię mechaniczną w elektryczną. Napęd, ze względu na rolę, jaką odgrywa i przez to jego wpływ na osiągi całej instalacji, jest w kręgu zainteresowania projektantów turbin wiatrowych. W tym zakresie dominują, zarazem konkurując ze sobą, przede wszystkim dwie konstrukcje: napędy z przekładnią i napędy bezpośrednie. Dalej przedstawiamy zalety i ograniczenia obu i analizujemy, jakie są ich szanse na zmonopolizowanie rynku turbin wiatrowych w przyszłości.
Rola przekładni, napędy bezpośrednie
W tego typu turbinach wirnik o małej prędkości obrotowej jest połączony z generatorem, który wymaga większej szybkości obrotów, za pośrednictwem przekładni, która tę różnicę niweluje. Typowe wartości współczynnika przełożenia wynoszą w przybliżeniu 100:1, a nawet więcej, co pozwala uzyskać szybkość rzędu kilku tysięcy obrotów na minutę przy prędkości wirnika rzędu kilku–kil kudziesięciu obrotów na minutę. Obecność przekładni komplikuje konserwację oraz wymaga rozwiązań chroniących ten element turbiny przed niszczącym wpływem uciążliwych czynników środowiskowych (wysokich, niskich temperatur, wilgoci, drgań, pyłów) i naprężeń.
Na te ostatnie komponenty przekładni są narażone w związku ze specyfiką źródła energii – im silniejszy i bardziej zmienny wiatr, tym większe obciążenie i prawdopodobieństwo uszkodzenia, zwykle większe w przypadku morskich niż lądowych farm wiatrowych.
Aby uniknąć tych ograniczeń i nieuniknionych strat energii w układzie przenoszenia napędu, opracowano napędy bezpośrednie – pierwsze tego typu konstrukcje zostały wprowadzone w latach 90. ubiegłego wieku. Wirnik jest w nich połączony z generatorem synchronicznym typu PMG (Permanent Magnet Generator) albo EESG (Electrically Excited Synchronous Generator). Te drugie nie mają magnesów trwałych. Pierwsze z kolei wyróżnia mniejsza waga i kompaktowa konstrukcja, jak też większa sprawność energetyczna. Choć są w nie głównie wyposażane turbiny o małej mocy, można w oparciu na nich konstruować również instalacje o mocy rzędu megawatów.
Przekładnie vs napędy bezpośrednie
Generalnie, ze względu na wymagania w zakresie momentu obrotowego, turbiny wiatrowe z napędem bezpośrednim o mocy od kilku do kilkudziesięciu megawatów wymagają większych i cięższych generatorów, w porównaniu do mniejszych i lżejszych turbin z układem przeniesienia napędu z jedno- albo dwustopniową przekładnią. Na korzyść pierwszych przemawia tymczasem wspomniana duża sprawność energetyczna generatorów synchronicznych z magnesami trwałymi, nawet w warunkach niestabilnej dostępności energii na wejściu wynikającej ze specyfiki źródła, jakim jest energia wiatrowa. Brak przekładni to również mniejszy hałas oraz mniej elementów ruchomych, co z kolei zmniejsza koszty konserwacji i wydłuża żywotność turbiny.
Producenci od lat starają się zwiększyć konkurencyjność turbin wiatrowych z napędem bezpośrednim w porównaniu do tych z przekładniami, z którymi jeszcze do niedawna ze względu na koszt i wagę nie mogły rywalizować. Ostatnio jednak w obu aspektach odnotowano na tyle istotną poprawę, że popularność turbin z napędem bezpośrednim znacząco wzrosła. Za rozwojem turbin z przekładniami przemawia z kolei fakt, że w użytku jest ich obecnie wciąż wiele i nie mogą zostać z dnia na dzień wycofane ani z eksploatacji, ani nie mogą zniknąć z rynku. W ramce przedstawiamy prognozę na temat tego, która z konstrukcji ostatecznie zdominuje rynek.
Przekładnie vs napędy bezpośrednie – co lepsze?Zdaniem wielu ekspertów obie technologie mają na rynku energetyki wiatrowej jak na razie równe szanse i zarówno turbiny z przekładnią, jak i te z napędem bezpośrednim znajdować będą nabywców i dzięki temu będą współistnieć na rynku. W przyszłości jednak, prędzej czy później, w miarę jak te konstrukcje będą się rozwijać, w końcu prawdopodobnie jedna z nich zwycięży. 
W związku z tym nie brakuje głosów, że technologia napędów bezpośrednich ostatecznie stanie się dominującą. Za tą tezą przemawia kilka argumentów. Przede wszystkim konstrukcja ta ma większy potencjał w zakresie dalszych ulepszeń, tymczasem w zakresie zwiększania wydajności turbin wiatrowych z przekładnią jest bliżej do momentu, w którym postęp będzie mniej zauważalny. Oprócz tego wyższa sprawność energetyczna będzie ich atutem, w miarę jak rosnąć będzie popyt na turbiny wiatrowe o większej mocy znamionowej. |
Monitorowanie stanu elektrowni wiatrowych
Projekt farmy wiatrowej optymalizuje się pod względem: kosztów realizacji oraz zagwarantowania niezawodności, turbiny wiatrowe bowiem działają w różnych miejscach, od łatwo dostępnych pól, po odległe lokalizacje na morzu lub w górach. Wszelkie naprawy i nieplanowane konserwacje wynikające z krótkiej żywotności komponentów tych instalacji są zatem niezwykle kosztowne oraz czasochłonne. Dlatego, żeby im zapobiec, a przynajmniej efektywniej zaplanować inspekcje wdraża się predykcyjne utrzymanie ruchu.
Opiera się ono na systemach CMS (Condition Monitoring System), które monitorują instalację, by wykryć zmiany w jej stanie wskazujące na rozwijającą się usterkę. Wykorzystuje się w nich to, że większość awarii jest poprzedzonych oznakami. Rozpoznając je, można zawczasu zastosować środki zapobiegające ich rozwojowi, co pozwala uniknąć usterki nie tylko danego elementu, ale i rozprzestrzeniania się uszkodzeń na sąsiednie. Obniża to koszty napraw oraz ułatwia planowanie konserwacji, ograniczając przestoje. Opłaca się także dlatego, że dbając o komponenty instalacji, można maksymalnie wykorzystać ich deklarowaną przez producenta żywotność.
CMS dzieli się na systemy offline oraz online: pierwsze opierają się na regularnych inspekcjach, pomiarach i analizach, na przykład pobieraniu próbek oleju przekładniowego turbiny wiatrowej poddawanych następnie analizie w laboratorium. Natomiast systemy CMS online wykorzystują urządzenia pomiarowe zainstalowane na stałe w obiekcie inspekcji. W turbinach wiatrowych monitorowane są elementy konstrukcyjne, jak konstrukcja wsporcza czy łopaty wirnika, jak również komponenty układu napędowego turbiny.
Jak wykryć awarię napędu?
Standardem w przypadku wielomegawatowych wiatrowych farm lądowych oraz morskich turbin wiatrowych są pomiary wibracji elementów układu napędowego: łożyska głównego, przekładni (łożyska, wału, kół zębatych), łożyska generatora, jak też drgań wieży elektrowni. W systemach CMS zbierających oraz analizujących dane o zmienności tej wielkości wykorzystuje się fakt, że większość uszkodzeń maszyn wirujących, jak również niewyważenie czy niewspółosiowość ich komponentów powoduje nadmierne wibracje, o charakterystycznym widmie. Analizując charakterystykę drgań danego elementu, można w niej zauważyć nietypowe składowe, świadczące o zbliżającej się usterce – przykładowo rozpoznając niewyważenie albo niewspółosiowość w układzie napędowym turbiny wiatrowej, gdy jeszcze się zbyt nie nasiliły, można skutecznie zapobiec jego uszkodzeniu.
Do pomiaru wibracji zwykle wykorzystuje się akcelerometry. Ich ważne parametry to: zakres częstotliwości pracy, zakres dynamiczny i czułość. Poszczególne komponenty turbiny mają specyficzne wymagania w zakresie: liczby czujników, ich położenia, orientacji (osiowo, promieniowo) i zakresu częstotliwości. Aby wykryć anomalie, wyniki pomiarów trzeba porównywać w odpowiedni sposób, inaczej łatwo jest o fałszywe alarmy. Przykładowo zaleca się, żeby poziomy drgań porównywać z poprzednimi zmierzonymi, kiedy turbina produkowała zbliżoną ilość mocy czynnej. W systemach CMS zwykle analizuje się trend, obrazujący zmienność danego wskaźnika stanu – na przykład poziomu wibracji – w czasie, i porównuje się jego wartości aktualne z tymi historycznymi, zmierzonymi w warunkach, które uznano za wzorcowe.
Pomiary w turbinach
Poza tym monitorowany jest stan oleju smarnego w przekładniach turbin wiatrowych. Ma to na celu po pierwsze sprawdzanie jego właściwości, pozwala ocenić jego jakość, jak też skuteczność układu filtrującego i na tej podstawie zdecydowanie o konieczności jego wymiany, a oprócz tego informacja o obecności zanieczyszczeń ściernych może wskazywać na rozwijające się usterki w elementach przekładni. Testy przeprowadza się zarówno online, jak i pobiera próbki do sprawdzenia w laboratorium. W tych pierwszych, podobnie jak w pomiarach wibracji, zwykle analizowany jest trend, który może świadczyć o problemach w układzie napędowym.
Zadaniem systemów CMS monitorujących łopatki turbin wiatrowych jest wykrycie pogorszenia się ich integralności strukturalnej, które może mieć różne przyczyny, m.in.: uderzenie pioruna, oblodzenie, niewyważenie wirnika lub ich nieprawidłowe ustawienie, jak również słaba jakość materiału, z jakiego je wykonano. W tym zastosowaniu też używane są czujniki wibracji. Wykorzystuje się w tym przypadku fakt, że ewentualne zmiany właściwości geometrycznych albo sztywności łopatki modyfikują częstotliwość drgań. Nietypowe składowe w ich widmie są wykrywane przez porównywanie charakterystyk wibracji wszystkich łopatek, co pozwala dostrzec odchyłkę jednej lub kilku z nich względem pozostałych albo ich zestawienie z danymi historycznymi.
Monitoring konstrukcji wsporczych
Poza tym pękanie czy rozwarstwianie materiału łopatek wykrywane jest z wykorzystaniem czujników piezoelektrycznych. Odkształcenia tych komponentów turbin wiatrowych są też mierzone przez tensometry. Generalnie, ze względu na rozmiary łopatek oraz specyfikę ich uszkodzeń, dla ich efektywnego lokalizowania kluczowa jest liczba oraz rozmieszczenie sensorów.
Elementem predykcyjnej strategii utrzymania ruchu elektrowni wiatrowych jest także monitoring ich wież oraz fundamentów. W tym zakresie korzysta się z podobnych rozwiązań, pod względem sprzętowym oraz analitycznym jak w kontroli stanu łopat. Elementy konstrukcyjne elektrowni są monitorowane pod kątem m.in.: zmęczenia materiału konstrukcji, zniszczeń w strefie rozbryzgu, podmycia fundamentów, ciągłości spoin, korozji.
Systemy CMS stanowią dopełnienie systemów SCADA. Te zaś są niezbędnym narzędziem do zarządzania rozległymi i często, jak w przypadku farm wiatrowych i elektrowni słonecznych, rozproszonymi instalacjami pozyskiwania energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych.
Pyranometry – zastosowanie i budowaPyranometry mierzą całkowite natężenie promieniowanie Ec, tzn. ilość energii słonecznej padającej na jednostkę powierzchni pod określonym kątem θ, w jednostce czasu, przez półkulistą kopułę, której źródłem jest bezpośrednie Eb, jak i rozproszone Er promieniowanie słoneczne. Zatem: Ec = Eb ∙ cos θ + Er. Jeżeli czujnik jest ustawiony poziomo, mierzy wskaźnik GHI. Jeżeli zostanie ustawiony pod kątem, mierzy parametr POA. Szczególnym przypadkiem jest pomiar, w którym pyranometr jest ustawiony poziomo, ale jednocześnie jest skierowany w dół. Wówczas mierzy natężenie promieniowania odbitego od ziemi. Pyranometry poza instalacjami fotowoltaicznymi wykorzystywane są w monitorowaniu pogody. Główne komponenty pyranometrów
Tytułowe czujniki wykorzystują zjawisko termoelektryczne. Ich główne komponenty to: kopuła, absorber, termostos, korpus oraz układy elektroniczne. Kopuła działa jak filtr, który przepuszcza promieniowanie z zakresu: bliskiej podczerwieni, światła widzialnego, UV- A i częściowo UV- B, natomiast blokuje promieniowanie cieplne, o długości fali powyżej 3 μm. Jest wykonywana ze specjalnego szkła. Jego przepuszczalność to teoretycznie 100%, zaś praktycznie osiągalne jest 90%. Kopuła chroni też absorber i termostos przed czynnikami zewnętrznymi. Przefiltrowane promieniowanie jest pochłaniane przez absorber i zamieniane w nim na ciepło. W ten sposób tworzy się gradient temperatury na styku absorber–termostos–korpus pyranometru, który działa jak radiator. Termopary wytwarzają napięcie proporcjonalne do różnicy temperatur. Stos termoelektryczny składa się z wielu takich czujników, które są połączone szeregowo – taka konstrukcja pozwala wykrywać małe różnice temperatur. Napięcie termostosu jest równe sumie napięć na poszczególnych termoparach. Mierzone natężenie promieniowania natomiast jest równe ilorazowi tego napięcia i czułości pyranometru. Ostatnią wyznacza się, kalibrując czujnik względem pyranometru odniesienia. Pomiary z wykorzystaniem pyranometrówW zależności od dokładności pyranometrom przypisuje się klasę zgodnie ze standardem ISO 9060. Ważne aspekty praktyczne w zakresie wykonywania pomiarów z wykorzystaniem tych czujników obejmują przede wszystkim ich ustawienie – w tym celu wyposaża się je w rozwiązania konstrukcyjne i czujniki ułatwiające ich poziomowanie i kontrolowanie kąta nachylenia. |
Systemy SCADA
Systemy SCADA stanowią kombinację komponentów sprzętowych i programowych, które są wykorzystywane do monitorowania stanu oraz analizy wydajności nadzorowanego obiektu na podstawie danych zbieranych z różnego rodzaju urządzeń, przede wszystkim czujników, a w przypadku elektrowni fotowoltaicznych również: inwerterów solarnych, stacji pogodowych, trackerów śledzących ruch słońca i podłączonych do falowników łańcuchów połączonych modułów fotowoltaicznych oraz wyposażenia podstacji.
Podstawowa funkcjonalność systemów SCADA polega na dostarczaniu informacji, w oparciu na których operatorzy takich instalacji mogą się upewnić, czy ich wyposażenie działa prawidłowo i czy zapewnia zakładaną wydajność. Dane są rejestrowane, prezentowane w czasie rzeczywistym oraz zapisywane w archiwum. W pierwszym przypadku są przedstawiane operatorowi razem z podsumowaniem zawierającym wykresy trendów, alarmy informujące o anomaliach i raporty. Natomiast dane historyczne są zwykle eksportowane do dalszej analizy w innych systemach zarządzania przedsiębiorstwem.
SCADA na farmach słonecznych
Standardowo funkcjonalność systemów SCADA obejmuje więc: pozyskiwanie danych w czasie rzeczywistym, możliwość nadzorowania pracy obiektu, wizualizację danych, lokalne oraz zdalne zarządzanie alarmami, zbieranie i analizę danych historycznych. Ponadto są rozwijane pod kątem zapewnienia użytkownikom możliwości: konfigurowania zabezpieczeń i zdalnego dostępu przez Internet i za pośrednictwem urządzeń mobilnych i autodiagnostyki, ułatwiającej rozwiązywanie problemów.
W przypadku systemów SCADA w elektrowniach fotowoltaicznych jest dodatkowo rozszerzona o: integrację z aplikacjami do prognozowania pogody umożliwiającymi przewidywanie ilości energii elektrycznej spodziewanej do wygenerowania w określonych warunkach nasłonecznienia, analizę na poziomie pojedynczych urządzeń, na przykład inwerterów, co ułatwia detekcję oraz reakcję na problemy w małej skali, mogące się jednak odbić na wydajności całej instalacji, nadzorowanie systemu śledzenia słońca oraz reakcję na jego niską efektywność, skutkującą spadkiem ilości wytwarzanej energii i szacowanie strat energii, które pozwala rozpoznać elementy instalacji działające nieoptymalnie.
Systemy śledzenia słońca
Trakery solarne to ruchome elementy, na których montuje się panele fotowoltaiczne. Umożliwiają ich ustawienie w taki sposób, by światło słoneczne padało na nie pod optymalnym kątem, przy którym efektywność jego przetwarzania w energię elektryczną będzie maksymalna. Systemy śledzenia słońca generują dużo danych, dlatego mają duży wpływ na wydajność systemu SCADA. Zależy to także od szczegółów integracji tych dwóch rozwiązań.
Kluczowa kwestia to możliwość komunikacji z trakerami. Zazwyczaj nie jest to problemem, gdyż standardem w systemach śledzących ruch słońca są popularne protokoły, jak na przykład Modbus TCP/IP, które mogą być łatwo odczytane przez większość systemów SCADA.
Komunikacja jest wymagana, żeby system SCADA mógł na przykład przesyłać zbiorczo sygnały sterujące do trakerów w sytuacjach awaryjnych. Takimi są zmiany warunków pogodowych na niekorzystne – przykładowo, jeżeli spodziewany jest silny wiatr, panele słoneczne należałoby ustawić równolegle względem ziemi, żeby uniknąć ich uszkodzenia przez wichurę.
Aplikacje dedykowane
Oprócz tego systemy śledzenia słońca są często oferowane w zestawie z oprogramowaniem. Aplikacje te przeważnie mają tylko ograniczoną funkcjonalność – pozwalają na sprawdzenie podstawowych parametrów, jak poziom naładowania akumulatora, czy stan silnika. W bardzo dużych instalacjach jest to ogromną zaletą. W zależności bowiem od sposobu zorganizowania trakerów wiele rzędów paneli może współdzielić jeden napęd, lecz może być też tak, że jeden napęd obsługuje tylko jeden rząd. W elektrowniach megawatowych w drugim przypadku oznaczać to więc może, że w systemie śledzenia położenia słońca działa nawet kilka tysięcy napędów. Monitorowanie ich szczegółowych parametrów przez system SCADA znacząco by go obciążało. Zamiast tego, komunikując się z dedykowaną aplikacją obsługującą trakery, system nadrzędny uzyskuje ogólną albo zbiorczą informację o ich stanie.
Jak zmierzyć dni?
Ustawieniem paneli fotowoltaicznych system SCADA steruje na podstawie danych ze stacji pogodowych albo innych systemów, które dostarczają mu informacji niezbędnych w tym celu. Ostatnie to przede wszystkim poziom nasłonecznienia, czyli strumień promieniowania słonecznego przypadającego na jednostkę powierzchni wyrażany w W/m². W tym zakresie mierzonych jest kilka wskaźników, które są wykorzystywane w różny sposób.
Jednym z nich jest DNI (Direct Normal Irradiance). Charakteryzuje on strumień promieniowania, które pada bezpośrednio na powierzchnię ustawioną względem niego prostopadle. W pogodny dzień jest ono źródłem nawet do 95% energii słonecznej odbieranej na powierzchni Ziemi, z kolei w pochmurny jest ona bliska zeru. Pomiar wskaźnika DNI ma kluczowe znaczenie w przypadku technik konwersji promieniowania słonecznego w energię, w których jest ono koncentrowane na jej przetworniku, jak w elektrowniach termicznych w technologii CSP (Concentrated Solar Power) czy instalacjach fotowoltaicznych typu CPV (Concentrated Photovoltaic). DNI jest mierzone czujnikiem o małym kącie widzenia (zwykle 5°), który montowany jest na trakerze. System sterowania wykorzystuje ten wskaźnik do obliczania optymalnego ustawienia panelu fotowoltaicznego albo reflektora w instalacji CSP.
Czym jest DHI, GHI, POA?
Typowo źródłem 5% energii słonecznej odbieranej na powierzchni Ziemi w pogodny dzień i nawet 100% w pochmurny jest promieniowanie rozpraszane w atmosferze. Na panele fotowoltaiczne pada ono pod różnymi kątami. Jego ilość wyrażana jest wskaźnikiem DHI (Diffuse Horizontal Irradiance). Mierzy się go czujnikiem montowanym na trakerze, który powinien być osłonięty przed bezpośrednim nasłonecznieniem.
Kolejny wskaźnik to Global Horizontal Irradiance (GHI). Jest to suma DNI skorygowanego o kąt θ, pod jakim pada i DHI (GHI = DNI × cos(θ) + DHI). Pomiar wskaźnika GHI umożliwia porównanie dostępnej energii słonecznej w różnych lokalizacjach.
Ważnym parametrem jest POA (Plane Of Array). Jest to natężenie promieniowania padającego na pochyloną płaszczyznę jak panel fotowoltaiczny. Jest trudne do obliczenia na podstawie wyników pomiarów innych wskaźników, gdyż wymaga uwzględnienia promieniowania odbitego (od podłoża, elementów konstrukcyjnych panelu) i wpływu jego zacienienia. Można je za to dokładnie zmierzyć czujnikiem nachylonym pod takim kątem jak panele. Jest wykorzystywane do oceny sprawności instalacji fotowoltaicznej przez porównanie ilości energii elektrycznej, jaka jest spodziewana do wyprodukowania przy danym POA z tą rzeczywiście wytwarzaną w danej instalacji. Jej spadek może dowodzić konieczności jej przeglądu i konserwacji.
Do pomiaru nasłonecznienia wykorzystywane są pyranometry. Więcej o nich piszemy w ramce.
Czujniki w produkcji biopaliw
Nie tylko elektrownie wiatrowe i słoneczne stanowią nagromadzenie różnego typu czujników. Są one wykorzystywane także w innych gałęziach energetyki odnawialnej. Jednymi z powszechniej spotykanych są sensory poziomu oraz przepływu.
Są one popularne m.in. w produkcji biopaliw. W procesie tym z biomasy wytwarzane są paliwa płynne, takie jak etanol, metanol oraz biodiesel lub paliwa gazowe, takie jak wodór oraz metan.
Na przykład etanol powstaje przez przetworzenie węglowodanów z biomasy w cukier. Ten jest potem przekształcany w to biopaliwo w szeregu reakcji chemicznych, zachodzących w czasie fermentacji – etanol (i dwutlenek węgla) jest produkowany, kiedy cukier jest "zjadany" przez drożdże i bakterie.
Kontrola poziomu w zbiorniku fermentacyjnym może się okazać szczególnie trudna – na używane w tym celu sensory nie powinno energetyka odnawialna wpływać mieszanie, napowietrzanie ani obecność zapienienia. W związku z tym w przypadku ciągłej kontroli tej wielkości w tym zastosowaniu najodpowiedniejsze będą sondy radarowe z falowodem lub wyporowe czujniki poziomu, a w pomiarach punktowych sprawdzi się przełącznik pływakowy.
Biodiesel jest wytwarzany w procesie, w którym oleje pochodzenia organicznego łączy się z alkoholem (etanolem albo metanolem) w obecności katalizatora, tworząc ester etylowy albo metylowy. Biodiesel może być wytwarzany z olejów roślinnych lub tłuszczów zwierzęcych. Najczęściej stosuje się oleje sojowy i rzepakowy.
Biodiesel produkowany jest w reaktorach, w których składniki są dodawane i z sobą mieszane. W tym zastosowaniu w pomiarach ciągłych korzysta się najczęściej z radarów z falowodem, radarów TAR (Thru-Air) oraz wyporowych przetworników poziomu, zaś w pomiarach punktowych również z przełączników pływakowych.
Radary z falowodem oraz radary TAR sprawdzą się również w ciągłym pomiarze poziomu, zaś przełączniki pływakowe w jego kontroli punktowej w monitorowaniu zbiorników, w których przechowuje się m.in. wodę, biodiesel, metanol, etylen, katalizatory oraz ścieki pod kątem przepełnienia i niedopełnienia, które powoduje kawitację pomp. W ramce przedstawiamy przykładowe aplikacje i czujniki wykorzystywane w produkcji biogazu.
Czujniki w produkcji biogazuBiogaz powstaje przykładowo w wyniku biologicznego rozkładu materii organicznej przy braku tlenu w procesie fermentacji beztlenowej. W ten sposób przetwarzane są biomasa, obornik, ścieki, rośliny, odpady roślinne oraz odpady komunalne. Tak wyprodukowany biogaz składa się z metanu i dwutlenku węgla. Inny typ biogazu, gaz syntezowy (syngaz), jest wytwarzany z biomasy w procesie zgazowania – gazyfikatory to reaktory ogrzewające biomasę w środowisku o małej zawartości tlenu. Syngaz składa się głównie z wodoru, azotu, tlenku węgla ze śladowymi ilościami metanu. 
Odzysk gazu ze składowisk to trzeci sposób produkcji biogazu. Na przykład z wysypisk można odzyskać metan, powstający podczas rozkładu odpadów w warunkach niskotlenowych. W tym przypadku w składowisku wykonuje się odwierty łączone systemem rur zbierających biogaz. We wszystkich metodach produkcji biogazu niezbędny jest bezpieczny i niezawodny pomiar przepływu gazu. Generalnie od przetworników tej wielkości wymaga się czułości i małego spadku ciśnienia, jak również tolerancji dla zmian temperatury oraz ciśnienia. |
Automatyka w hydroelektrowniach
Także na potrzeby tytułowych instalacji energetyki odnawialnej oferowane są rozwiązania w zakresie pomiarów oraz sterowania. Przykładowo asortyment dostawców dedykowany sekcji generacji energii elektrycznej i podłączenia hydroelektrowni do publicznej sieci energetycznej obejmuje systemy automatyki w zakresie zadań: wzbudzania, zabezpieczenia, synchronizacji i sterowania turbiną.
Jeżeli chodzi o te ostatnie, to podstawowa funkcja regulatora turbiny hydraulicznej to jej rozruch i regulowanie oraz utrzymanie jej prędkości zapewniającej synchronizację z siecią energetyczną – zadaniem sterownika jest więc utrzymywanie częstotliwości systemu po synchronizacji przez dostosowywanie mocy turbiny do zmiennego obciążenia. W odpowiedzi na odchyłkę częstotliwości regulator w planowy sposób może również współdzielić zmiany obciążenia z innymi turbinami. Zadaniem sterownika jest ponadto regulowanie pracy turbiny zgodnie z nastawami operatora lub poleceniami z systemu nadrzędnego. Odpowiada też za zatrzymanie zespołu w razie jego normalnego lub awaryjnego wyłączenia. Standardowo jest to realizowane w ramach systemu ze sprzężeniem zwrotnym, w którym mierzone są prędkość i moc jednostki wytwórczej lub poziom wody albo przepływ, a wyniki pomiarów są zestawiane z nastawami, w celu wyregulowania elementów wykonawczych. Przykładami takich są: wzmacniacze elektrohydrauliczne, zawory sterujące, serwosilniki.
Za co odpowiada AVR?
Z kolei układy wzbudzenia generatora synchronicznego umożliwiają zasilenie sieci energetycznej energią wytworzoną przez silnik (turbinę) elektrowni wodnej. Są projektowane jako statyczne z bezpośrednimi połączeniami z uzwojeniami wirnika albo jako wzbudnice bezszczotkowe. Decyzja o tym, jaki typ układu wzbudzenia wybrać, jest uwarunkowana oczekiwaniami w zakresie niezawodności, opłacalności oraz wymagań operacyjnych sieci.
Podstawowym zadaniem układu wzbudzenia jest utrzymywanie stabilnego napięcia na zaciskach generatora synchronicznego w stanie stacjonarnym, jak i w czasie zdarzeń przejściowych, za co odpowiedzialny jest regulator AVR (Automated Voltage Regulator). Częścią oferowanych rozwiązań są także regulatory do sterowania mocą bierną i współczynnikami mocy oraz ograniczniki utrzymujące generator synchroniczny w bezpiecznym zakresie roboczym przez cały czas. Można także włączyć różne funkcje stabilizujące. Oprócz tego układ wzbudzenia jest sprzętowo zabezpieczany przed błędami z przyczyn zewnętrznych i wewnętrznymi. Standardowo układ wzbudzenia jest też wyposażony w interfejsy do komunikowania się z nadrzędnym systemem sterowania hydroelektrownią. Lokalnie natomiast konfigurowanie i nadzorowanie jego pracy umożliwiają panele sterownicze.
Monika Jaworowska
