Problemy morskiej energetyki wiatrowej

Obecnie najintensywniej rozwijaną na świecie technologią uzyskiwania energii odnawialnej jest korzystanie z energii wiatru [12]. Dodatkowo motywują to obawy przed zagrożeniami terrorystycznymi elektrowni atomowych oraz awaria reaktorów jądrowych w Japonii w marcu 2011 r., spowodowana przez tsunami wywołane trzęsieniem ziemi. Uważa się to za ostrzeżenia wskazujące, że należy rozwijać technologie uzyskiwania energii ograniczające korzystanie z elektrowni atomowych. Największe możliwości daje energetyka wiatrowa. Szacuje się, że wiatry mogą wytworzyć ponad 20- krotnie więcej energii elektrycznej niż wynoszą obecne potrzeby ludzkości.

Turbiny wiatrowe są produkowane z osią poziomą i pionową. Ostatnio powstała koncepcja turbiny, której położenie osi dostosowuje się automatycznie do kierunku wiatru. Współcześnie najczęściej są stosowane turbiny z osią poziomą. Główne elementy takiej turbiny przedstawiono na rys.1. Przykłady turbiny z osią pionową są pokazane na rys. 2. Została opracowana koncepcja przemiany energii wiatru w energię elektryczną przez wykorzystanie zjawiska piezoelektrycznego. Maksymalna możliwa do uzyskania turbiną wiatrową energia stanowi około 45% całkowitej energii kinetycznej powietrza przepływającego przez wirnik turbiny.

Rys.1. Elementy turbiny wiatrowej z poziomą osią obrotów: 1-łopata wirnika, 2-wirnik, 3-system ustawiania łopaty wirnika odpowiednio do kierunku i siły wiatru, 4-hamulec, 5-wał małej prędkości, 6-skrzynia biegów, 7-generator elektryczności, 8-wyłącznik turbiny, 9-wiatromierz, 10-wiatrowskaz , 11-gondola turbiny, 12-wał dużej prędkości , 13 i 14-mechanizm i silnik naprowadzania wirnika na kierunek wiatru (obrotu turbiny względem osi pionowej), 15-wieża turbiny (w niej jest system komputerowy regulujący pracę turbiny), 16-kierunek wiatru [Wind Turbine News, 22.05.2018]

Rys. 2. Przykłady pływających turbin wiatrowych z pionową osią obrotów [Pole Mer Mediterranean Sea]

Rys.3. Rozwój w czasie wielkości turbin wiatrowych z poziomą osią obrotów (w USA podjęto obecnie prace nad turbiną 50MW)

Wielkość wiatrowych turbin elektrycznych stale zwiększa się (rys. 3). Obecnie producenci oferują turbiny o mocy 8 ÷ 9 MW. W opracowaniu są turbiny o mocy 12 MW i rozpoczęto prace nad turbinami 15 ÷ 20 MW. Do przemysłowego przetwarzania energii i wiatru w energię elektryczną są stosowane zespoły turbin, nazywane farmami wiatrowymi. Turbiny wiatrowe początkowo umieszczano na lądzie, a obecnie są instalowane głównie w morzu (rys. 4).

Rys. 4. Morska farma wiatrowa

Największa na świecie grupa farm wiatrowych znajduje się na obszarach pustynnych chińskiej prowincji Gansu. W 2012 r. mogła wygenerować moc ponad 6000 MW, a od 2020 r. ma produkować 20 GW. Jednak w 2017 r. wiele turbin Gansu nie pracowało. Wszystkie europejskie farmy wiatrowe produkują niewiele ponad 12,6 GW. Obecnie największą europejską morską farmą wiatrową jest brytyjska Walney Extension. Znajduje się w Morzu Irlandzkim, w odległości około 19 km od północno- zachodniego wybrzeża Anglii. Ma moc 659 MW, składa się ze 87turbin 8,25 MW, zajmuje obszar 149 km2. Turbiny mają wirniki o średnicy 120, 154 lub 164 m. Wielka Brytania ma czołową pozycję w rozwoju morskiej energetyki wiatrowej [3]. Dotychczas zainstalowała farmy o mocy 5,1 GW. Planuje zbudować w latach 2018-2026 kolejne farmy o mocy 17,2 GW, kosztem 84,55 mld USD. Są czynione starania o zwiększenie w tym okresie mocy farm o 19,8 GW i nakładów inwestycyjnych na farmy do 91 mld USD.

Powodem rozwoju morskiej energetyki wiatrowej są niedogodności związane z lądowymi farmami wiatrowymi: konieczność dysponowania dużym obszarem terenu, uciążliwość dla mieszkających w pobliżu ludzi (hałas, dokuczliwy zwłaszcza nocami), zagrożenie pożarem (obecnie w ciągu roku spala się na świecie rzędu 120 turbin), zastrzeżenia estetyczne dotyczące wpływu widoku farmy wiatrowej na krajobraz [12]. Tych problemów nie ma w przypadku turbin wiatrowych zlokalizowanych w morzu, z dala od brzegu. Ponadto farmy morskie są w stanie produkować więcej energii niż lądowe, gdyż wiatry morskie wieją dłużej i silniej niż nad lądem. Jednak morskie farmy wiatrowe są droższe niż lądowe, z tym że ich koszty zwracają stosunkowo szybko: wymagają dużych środków finansowych na zbudowanie, ale ich codzienne koszty operacyjne są niskie. Generalnie zalety farm morskich znacznie przewyższają ich wady. Nie pogarszają w pobliżu warunków życia: nie zanieczyszczają powietrza, hałas z ich turbin nie jest słyszalny. Do tego są energooszczędne. To powoduje współczesny intensywny rozwój morskich farm wiatrowych. W Niemczech w ubiegłym roku farmy te dostarczyły do sieci przesyłowych na lądzie 864 MW energii elektrycznej. Aby obniżyć koszty wytwarzania przez morskie farmy wiatrowe energii elektrycznej, są prowadzone prace nad turbinami wiatrowymi o zwiększonej wydajności produkcji elektryczności nawet o 10% oraz nad systemami morskich centrów energii wiatrowej. Prognozowane moce europejskich farm wiatrowych, które mają być zbudowane w Morzu Północnym (także w Skagerrak i Kattegat, z wyłączeniem Morza Irlandzkiego i Kanału La Manche) zawiera tablica.

Podparcia morskich turbin wiatrowych na dnie morza [2],[13],[16].

Koszt podparcia turbin stanowi 30÷50% całkowitego kosztu morskiej farmy wiatrowej. Podparcia są wzorowane na platformach wiertniczych przemysłu wydobywczego ropy naftowej i gazu [18]. Podparcie turbiny zależy od jej wielkości i głębokości wody w miejscu, w którym ma być zainstalowana. Stale są doskonalone rozwiązania podparć, dostosowujące je do co raz większych turbin i większych głębokości wody oraz obniżające koszt uzyskiwania morskiej energii wiatrowej.

Rys. 5. Fundamenty grawitacyjne turbin wiatrowych: a - zwykle stosowany z podstawą żelbetową lub stalową [Garrad Hassan and Partners Ltd], b - firmy Strabag; szyb i dźwigary skrzynkowe są wypełnione piaskiem (całkowity ciężar turbiny z uwzględnieniem wyporu wody wynosi 80 MN) [13].

Rys. 6 Podparcie turbiny wiatrowej pojedynczym palem; rura J - doprowadza przewody elektryczne od turbiny do kabli podmorskich [Garrad Hassan and Partners Ltd]

Rys.7. Schemat wsysania dzwonu w dno morza [Universal Foundation]

Rys.8. Podparcia turbin wiatrowych na dnie morza: a - kratownicowe, stosowane do głębokości wody 60 m, b - trójnóg, stosowane do głębokości 35 m; rura J - doprowadza przewody elektryczne z turbiny do kabli podmorskich [Garrad Hassan and Partners Ltd]

Fundament grawitacyjny (gravity based foundation) [5],[8]. Takie rozwiązanie (rys. 5) jest preferowane w wodzie o głębokości do 25-30 m, gdy w podłożu dna występują przeszkody utrudniające użycie pali. Fundament jest betonową lub stalową skrzynią, wypełnioną po ustawieniu na dnie balastem z kamieni, piasku lub żwiru. Fundament przeciwstawia się przewróceniu turbiny swoim ciężarem. Wymaga starannego przygotowania dna. Jest podatny na podmycie. Na przykład w farmie Array 2 (rejon Blyth, północno-wschodnia Anglia), podłożem dna są zagęszczone piaski, turbina ma moc 8 MW, piastę na wysokości 109,5 m nad poziomem morza, wirnik średnicy 164 m. Fundament grawitacyjny ma wysokość 60 m, podstawę żelbetową średnicy 30 m i stalowy rurowy trzon. Masa fundamentu z balastem wynosi 15 000 t.
Pojedynczy pal (monopile foundation). Jest to (rys. 6) najczęściej stosowane podparcie turbin w morzu (zostało zastosowane w ponad 80% turbin). Nadaje się w wodzie o głębokości do 25-30 m. Ma postać rury stalowej średnicy 4 ÷ 6 m, zagłębionej w dno metodą wbijania i/lub wiercenia. Część łącząca wieżę turbiny z palem jest umieszczona na nim teleskopowo i połączona iniekcją cementową wypełniającą pierścieniową przestrzeń pomiędzy tymi elementami.
Dzwon wsysany w dno morza (suction caisson), rys.7. Ma postać cylindra zamkniętego u góry. Jest stosowany w przemyśle wydobywczym nafty i gazu od początku lat osiemdziesiątych ubiegłego wieku do kotwiczenia pływających platform w dnie morza, na dużych głębokościach - nawet przekraczających 1500 m. Po ustawieniu na dnie dzwonu z połączoną z nim dolną częścią wieży turbiny, wypompowuje się z niego wodę. Powoduje to napływ wody z zewnętrz do dzwonu, rozluźniający przy nim dno morza. W osłabione dno dzwon zagłębia się wciskany ciężarem własnym dolnej części wieży turbiny i wody nad dzwonem. Dzwon bywa wyposażony w system wpłukiwania ułatwiający jego zagłębianie w dno. Po zagłębieniu, grunt pod dzwonem i wokół niego petryfikuje się iniekcją zaczynu cementowego. Dzwony mają średnicę od kilku do kilkunastu metrów, wysokość kilka metrów. Na przykład turbiny wiatrowe farmy Frederikshavn w Danii oparto na dzwonach średnicy 12 m, wysokości 6 m i masie 135 t. Zaletami fundamentu z wessanego dzwonu są: mały hałas w czasie instalowania, relatywnie mała masa fundamentu, stosunkowo szybkie instalowanie, nieznaczne przygotowanie dna morskiego do instalowania, przydatność w głębokiej wodzie, łatwość usunięcia fundamentu.
Podparcie kratownicowe (jacket) (rys. 8a). Jest stosowane w wodzie głębokości 30÷60 m. Kratownica jest zwykle wykonana z zespawanych rur stalowych średnicy 0,5÷1,5 m i oparta na wierconych lub wbitych w dno palach średnicy 0,8 ÷ 2,5 m. Masa kratownicy może przekroczyć 500 t.
Trójnóg i czwórnóg symetryczny lub niesymetryczny (tri-pod, for-pod), rys. 8b. Takie podparcia są stosowane w wodzie głębokości do 35 m. To konstrukcje z zespawanych rur stalowych średnicy 1,0 ÷ 5,0 m. Są oparte na wessanych w dno dzwonach lub na palach średnicy 0,8 ÷ 2,5 m, wbijanych lub wierconych. Pale są zagłębione w dno morskie 10 ÷ 20 m, zależnie od miejscowych warunków geotechnicznych. W celu zainstalowania pali dno wyrównuje się przez bagrowanie specjalistycznym sprzętem obsługiwanym z dwóch statków. Na dnie umieszcza się samopoziomujący szablon, który lokalizuje miejsca instalowania pali. Poprzez szablon wbija się lub wierci pale. Do wbijania jest stosowany młot hydrauliczny o energii około 1000 kNm. Roboty palowe są obsługiwane ze statku wyposażonego w żuraw o udźwigu 1000 t. Po wbiciu pali umieszcza się na nich konstrukcję podparcia turbiny wiatrowej, wprowadzając rurowe nogi konstrukcji na wystające z dna odcinki pali. Nogi łączy się z palami wtłaczając pomiędzy nogi i pale iniekt o dużej wytrzymałości.

Podparcia pływające turbin wiatrowych [2],[8],[14]

Rys. 9. Turbina oparta na pływaku masztowym: a - elementy turbiny i pływaka (rozwiązanie Uniwersytetu Kyoto i trzech japońskich korporacji, b - przekrój pływaka średnicy 7-10 m, c-przykład ciężarów głównych elementów turbiny o mocy 11 MW, mającej wirnik średnicy 183 m i wysokość osi turbiny nad poziomem morza 122 m [17c]

Rys.10. Oceaniczna platforma "WindFloat 1" firmy Principle Power Inc. użyta u wybrzeży Portugalii dla turbin wiatrowych 2MW, z wirnikiem O 80 m; kolumny-zbiorniki O 8,2 m; wyporność platformy 2800 t; turbiny na takich platformach przetrwały sztorm z falami wysokości 17m i wiatrem o szybkości 120- 150 km/h [WindFloat Project, EDP, Peniche, 2011].

Rys. 11. Turbina wiatrowa oparta na platformie z "rozciąganymi nogami"- TPL [14].

Platformy pływające udostępniają dla energetyki wiatrowej obszary morskie/ oceaniczne, z których dotychczas nie korzystała ze względu na głębokość wody.

Pływak masztowy (spar floater, spar buoy), rys.9. Jest to pływający odpowiednik podparcia turbiny pojedynczym palem, stosowany w wodzie o głębokości przekraczającej 120 m. Jest utrzymywany na miejscu kotwicami. Do pobocznicy pływaka bywa przyspawany spiralny element stalowy, który łagodzi skutki wirów morskich. Przykładem turbin opartych na pływakach masztowych są użyte w farmie Hywind Scotland uruchomionej w 2017 r.[3]. Farma została zainstalowana 25 km od Peterhead w Szkocji. Zajmuje obszar około 4 km2, na którym głębokość wody wynosi 95÷129 m. W farmie jest pięć turbin, każda o mocy 6 MW. Piasta turbiny jest 101 m nad poziomem morza, wirnik ma średnicę 154 m. Pływak masztowy turbiny ma średnicę 7,5 m, wysokość 80 m, z odcinkiem przejściowym wysokości 7,5 m. Masa pływaka wynosi 148 t, jego zanurzenie 78 m. Turbinę utrzymują trzy kotwice, każda o masie 111 t. Turbiny dostosowano do silnych sztormów. W grudniu 2017 r. przetrzymały bez uszkodzeń huraganowe wiatry o prędkości około 160 km/h, powodujące fale wysokości przekraczającej 8 m. Gdy wiatry są silne, to regulator ruchu wirnika zmienia kąt ustawienia jego łopat względem kierunku wiatru. Zapobiega to nadmiernej prędkości obrotów wirnika. Przy bardzo silnych wiatrach mechanizmy turbiny są automatycznie odłączane od wirnika, a po zmniejszeniu siły wiatrów - dołączane.
Platforma pływająca (semi-submersible floater). Nadaje się w wodzie głębokości 30÷120 m. Jest zlokalizowana zespołem kotwiczenia. Platformę użytą w oceanie u wybrzeży Portugalii pokazano na rys. 10. Odchylenia wieży turbiny od pionu, powodowane wiatrem i falowaniem morza, zmniejszają poziome płyty w dolnych końcach pionowych rur platformy oraz zmienianie w nich balastu wodnego, pompą sterowaną automatycznie. Maksymalizuje to wydajność energetyczną turbiny. Tego rodzaju podparcia nadają się także dla turbin o dużej mocy.
Platforma z rozciąganymi nogami (tension leg platform - TPL). Wieża z turbiną (rys. 11) jest ustawiona na pływającej platformie wciśniętej w wodę przy użyciu systemu zawierającego liny zakotwione w dnie morza i sprzężone z nimi siłowniki hydrauliczne, zainstalowane na platformie. Liny napięte zwiększoną wypornością wciśniętej w wodę platformy eliminują jej ruchy pionowe oraz minimalizują przechylenia i ruchy poziome powodowane falowaniem morza. Symulacje komputerowe zachowania się TPL z turbiną w warunkach huraganu wykazały, że wtedy ruchy boczne platformy są w zakresie 0,9 ÷ 1,8 m, a śmigła wirnika turbiny - powyżej szczytów fal. Ze względu na wiatr katastrofalny bywają instalowane amortyzatory, które dodatkowo ograniczą ruchy platformy. Platformy TLP są stosowane w wodzie głębokości 50 ÷ 200 m. Ich koszt wynosi 1/3 kosztu oparcia turbiny na dnie morza. Zaletą TPL jest zajmowanie przez system jej kotwiczenia relatywnie małej przestrzeń podwodnej.

Kotwiczenie platform pływających [7],[11],[15]

Rys. 12. Kotwice Stevpris Mk6 produkcji firmy Vryhof Anchors; wleczone zagłębiają się w dno; przenoszą obciążenie o 20% większe niż kotwice innych rodzajów; były stosowana w morzu głębokości 100 m: a - widok i charakterystyka kotwic, b - schemat zagłębienia kotwic w dno [15]

Platforma musi być umiejscowiona niezawodnie. Jest to poważny problem. Lina cumownicza platformy z turbiną mającą wirnik średnicy 200 m bywa obciążona siłą około 20 MN. Koszt kotwiczenia stanowi do 20% wszystkich kosztów pływającej turbiny wiatrowej, a w przypadku trudnych warunków instalowania i dużej głębokości wody, może wynosić nawet około 50%. Dlatego duży wysiłek jest skierowany na opracowanie kotwic niezawodnych w ekstremalnych warunkach morskich. Interesujące rozwiązanie kotwicy, która wleczona po dnie morza zagłębia się w jego osady pokazano na rys. 12. Kotwica jest wyposażona w zespół urządzeń, które umożliwiają kontrolę aktualnej skuteczności kotwiczenia. Platformy z turbinami bywają także kotwione w dnie morza wessanymi dzwonami. Natomiast do kotwiczenia w mocnym podłożu dna, pod głęboką wodą, są stosowane kotwy śrubowe. Ich przykładem są kotwy Raptor Rock Anchor firmy Sustainable Marine Energy, zdalnie wwiercane ze statku w dno morza. Stosowano je w gnejsie. Uciąg kotwy osadzonej w tej skale wynosi około 150 t. Można obniżyć koszt kotwiczenia platform, przyjmując w farmach mniejszą liczbę silniejszych punktów kotwiczenia.

Kolizje z morskimi turbinami wiatrowymi

Morskie farmy wiatrowe stanowią przeszkodę dla ruchu jednostek pływających [12]. Przyczyną kolizji statków z turbinami mogą być błędy nawigacji lub utrata zdolności manewrowania statkiem. Aby zmniejszyć ryzyko kolizji wymaga się, aby odległość farm wiatrowych od tras statków była możliwie największa. Na przykład według przepisów niemieckich farma powinna być w odległości co najmniej 4,5 km od szlaków żeglugowych. Akceptowanym ryzykiem jest jedno na 100 lat uderzenie w turbinę większego statku, bez spowodowania poważnych obrażeń lub śmierci człowieka. Częstsze są kolizje z łodziami serwisowymi obsługi konserwacji i napraw turbin. To ryzyko zmniejsza odpowiedni system przechodzenia ludzi z łodzi na turbinę. Możliwe zagrożenia są analizowane na etapie projektowania turbin.

Zimą, w rejonach północnych, morskie turbiny wiatrowe są narażone na uderzenia lodu. W takich warunkach podparcia turbin są projektowane z uwzględnieniem obciążenia lodem [12],[17a] oraz zabezpieczane przed uszkodzeniami według zasad ochrony kadłubów statków pływających po morzach z polami lodowymi. Dolne konstrukcje turbin mają kształt stożka, wzorowany na fundamentach mostu Konfederacji w Kanadzie, optymalny w warunkach dryfowania zwałów lodu. Miejsca udostępniające turbinę obsłudze serwisowej, narażone na zabryzgiwanie wodą, są podgrzewane, aby zapobiec ich oblodzeniu.

Magazynowanie energii elektrycznej [17b],[19]

Jest to kluczowy problem racjonalnego wykorzystania energii produkowanej przez elektrownie wiatrowe. Wynika ze zmienności siły wiatru i zmian w ciągu doby zapotrzebowania na energię elektryczną. Stąd warunkiem racjonalnej gospodarki energią elektryczną uzyskiwaną z farm wiatrowych jest magazynowanie jej nadmiaru produkowanego w czasie silnych wiatrów i poza godzinami szczytu zapotrzebowania, aby ją dostarczać w szczytach poboru. Korzystanie ze zmagazynowanej energię eliminuje konieczność uruchamiania rezerwowych generatorów lub kosztownych jej zakupów na rynku lokalnym. Ograniczenie zależności od zmian siły wiatru czyni elektrownie wiatrowe bardziej atrakcyjnymi ekonomicznie i ułatwia ich integrację z przesyłowymi lądowymi sieciami elektrycznymi.

Do magazynowania tysięcy megawatów energii wytwarzanych przez farmy wiatrowe są nieprzydatne akumulatory, nawet litowo-jonowe. Dlatego powstało szereg pomysłów magazynowania energii elektrycznej, m.in. wykorzystujące:
- grawitację (nadwyżka produkowanej energii jest stosowana do podnoszenia ciężaru, który obniżany w godzinach szczytu poboru energii napędza generator elektryczności),
- wodór (wytwarzany poza szczytem poboru energii elektrycznej napędza w godzinach szczytu generatory elektryczne, nie powodując emisji CO2),
- argon (przepływający pomiędzy dwoma zbiornikami napędza pompę ciepła, która go spręża i podgrzewa, doprowadzając w jednym zbiorniku temperaturę do +500 0 C, w drugim do -160 0 C; w okresach szczytowego zapotrzebowania energii pompa ciepła pracuje odwrotnie: jako silnik ciepła rozprężający i chłodzący argon wytwarza energię elektryczną).

Obecnie najczęściej stosowanym sposobem magazynowania energii wiatrowej jest system elektrowni wodnej. Poza godzinami szczytowego poboru energii elektrycznej jej produkowany nadmiar jest używany do przepompowywania wody ze zbiornika usytuowanego niżej do zbiornika wyższego. W godzinach szczytowego zapotrzebowania energii woda spuszczana do zbiornika niższego obraca turbinę napędzającą prądnicę. Duńczycy opracowali koncepcję "Green Power Island" magazynowania energii na wyspie z głębokim zbiornikiem [9]. W okresach nadprodukcji energia elektryczna ma być wykorzystywana do napędu pomp usuwających wodę ze zbiornika do morza. Natomiast w godzinach szczytowego poboru energii - woda z morza będzie spływała do zbiornika na wyspie, obracając turbinę napędzającą prądnicę. Największe zainteresowanie koncentruje się na magazynowaniu energii w sprężonym powietrzu. Poza godzinami szczytowego zapotrzebowania energii powietrze jest sprężane i magazynowane, a w godzinach szczytu zasila turbinę napędzającą generator elektryczny. Opracowano koncepcję magazynowania sprężonego powietrza głęboko w wodzie, w balonach średnicy około 40m i objętości ponad 36.000 m3 . Efektywność działania sprężonego powietrza zwiększa ciśnienie hydrostatyczne obciążające balon. Metoda jest znana od dawna, ale dotychczas odzyskiwano tylko nieco ponad 40% energii zużytej do sprężenia powietrza. Efektywny system konwersji energii elektrycznej w potencjalną, zmagazynowaną w sprężonym powietrzu, opracowała amerykańska firma SustainX. Minimalizuje straty energii przez pobór ciepła ze sprężanego powietrza wtryskiwaną w nie wodą. Rozgrzana woda jest magazynowana i wykorzystywana do podgrzewania powietrza w czasie jego rozprężania. W metodzie SustainX generatory elektryczności są napędzane silnikami tłokowymi zasilanymi sprężonym powietrzem, a nie turbinami gazowymi. Silniki tłokowe wytwarzają znacznie większe ciśnienia powietrza niż turbiny - do 70-krotnie większego niż atmosferyczne. To umożliwia magazynowanie większej energii. Podobno rozwiązanie SustainX zwiększa sprawność energetyczną systemu konwersji do 95%.

Centrum morskiej energii wiatrowej

Obecnie większość morskich farm wiatrowych jest bezpośrednio połączona podmorskimi przewodami z lądowymi sieciami przesyłowymi, do których dostarczają prąd przemienny. Znaczne korzyści ekonomiczne i techniczne przynosi przesyłanie prądu stałego o wysokim napięciu (wtedy są mniejsze straty energii) [1]. W tym celu przesyła się prąd z farm do centrów zbiorczych, w nich transformuje w stały wysokonapięciowy i taki dostarcza specjalnymi kablami podmorskimi do stacji konwersji na lądzie, które zasilają prądem przemiennym lądowe sieci przesyłowe (rys. 13) [2].

Dotychczas transformatory prądu przemiennego w prąd stały o wysokim napięciu są opierane w morzu na dolnych konstrukcjach kratownicowych. Największy transformator Siemens'a "SylWin alpha" o mocy 864 MW został zainstalowany w Morzu Północnym w pobliżu Sylt, wschodniej wyspy archipelagu Fryzyjskiego [20].

Rys. 14. Centra sieci połączeń farm wiatrowych Morza Północnego i Bałtyku po 2020 r. [TenneT]

Rys.15. Wizja sztucznej wyspy centrum sieci połączeń farm wiatrowych Morza Północnego [10]

Firmy holenderska, niemiecka i duńska podpisały w 2016 r. umowę o zbudowaniu w latach 2030-2050, w odległości około 100 km od wschodniego wybrzeża Anglii, sztucznej wyspy o powierzchni 6 km2 i na niej - Centrum Dystrybucji Energii Wiatrowej Morza Północnego (North Sea Wind Power Hub)[10]. Centrum to (rys. 14 i 15) będzie usytuowane w rejonie Dogger Bank - ławicy w Morzu Północnym pomiędzy wybrzeżem Wielkiej Brytanii i Półwyspem Jutlandzkim, mającej powierzchnię około 17.600 km², długość około 260 km, szerokość 30 ÷ 60 km. W okresie ostatniego zlodowacenia ławica była częścią lądu łączącego kontynent Europy z dzisiejszymi wyspami brytyjskimi. Głębokość morza w miejscu ławicy wynosi 13-37 m. Z Centrum będą połączone podwodnymi przewodami morskie farmy wiatrowe zainstalowane w pobliżu wybrzeży Holandii, Niemiec, Danii i Wielkiej Brytanii. Centrum będzie odbierało z farm energię elektryczną o łącznej mocy do 100 GW. Będzie ją magazynowało i przekazywało w postaci prądu stałego o wysokim napięciu podmorskimi magistralami przesyłowymi do lądowych stacji konwersji w prąd przemienny, zasilających sieci przesyłowe tych krajów. Centrum ma także produkować wodór. W rezultacie nastąpi znacznie obniżenie kosztu energii elektrycznej uzyskiwanej z farm wiatrowych: oczekuje się, że jej cena będzie wynosiła około 50 euro/MWh. Od 2050 r. Centrum ma dostarczać energię odnawialną 70-100 milionom mieszkańców Europy.

Została również zapoczątkowana integracja morskich farm wiatrowych Bałtyku. W 2016 r. 14 organizacji z 8 krajów nadbałtyckich przystąpiło do realizacji projektu "Baltic InteGrid" (Zintegrowany rozwój morskiej energetyki wiatrowej Bałtyku). Jego celem jest opracowanie koncepcji zintegrowanej infrastruktury przesyłowej energii elektrycznej produkowanej przez morskie farmy wiatrowe zainstalowane w Bałtyku.

Koszty [12]

Koszt samej turbiny wiatrowej wynosi 1,1 ÷ 2,2 mln USD/MW wytwarzanej przez nią mocy, koszt farmy wiatrowej - od 3 do 5 mld USD/GW jej mocy produkcyjnej, a zakładana długość życia użytkowego farmy 25 lat. Farma morska kosztuje 1,5-2,0 razy więcej niż lądowa o takiej samej mocy. Stąd koszt energii elektrycznej dostarczanej z farm morskich jest większy niż z lądowych. Eksploatacja i utrzymanie morskich farm wiatrowych są szacowane na 15 do 30% kosztów cyklu ich życia.

Według Westwood Global Energy cena energii elektrycznej dostarczanej z brytyjskich farm morskich wynosi obecnie około 155 USD/MWh. Dla porównania: w ciągu ostatnich lat ceny hurtowe energii elektrycznej na wyspach brytyjskich wahały się od 42,45 do 66,33 USD/MWh, a energia z elektrowni jądrowej Hinkley Point C kosztowała 122,70 USD/MW·h. Brytyjskie prognozy przewidują, że do 2023 r. koszt energii elektrycznej z farm morskich zostanie obniżony o 24-30%. Natomiast według norweskiego Equinor (dawny Statoil) zwiększenie wydajności pływających turbin wiatrowych umożliwi do 2030 r. obniżenie kosztu energii elektrycznej do 50-74 USD za MWh. Ważnym kierunkiem obniżania kosztu energii z morskich farm wiatrowych jest doskonalenie systemów jej przesyłania. Ten koszt stanowi 15 ÷ 30% kosztów energii i zwiększa się z odległością farmy od brzegu. Stąd wynika koncepcja centrów energii i doskonalenie systemów dostarczania morskiej energii do sieci przesyłowych na lądzie.

Technologie przyszłości [2]

Departament Energii oraz Narodowa Fundacji Naukowej USA przewidują, że w najbliższych latach opracowania w dziedzinie nowych technologii energetyki wiatrowej będą skoncentrowane na:
- doskonaleniu metod instalowania turbin w głębokiej wodzie,
- automatyzacji utrzymania położenia platform pływających,
- turbinach z wirnikiem umieszczonym od strony zawietrznej (rys. 16),
- dużych turbinach wiatrowych z wirnikiem od strony zawietrznej - do 50 MW (rys. 17) [6],
- generatorach z napędem bezpośrednim,
- wykonaniu wież turbin z materiałów kompozytowych,
- doskonaleniu wykonania łopat wirników z materiałów kompozytowych,
- wieżach z wieloma turbinami mającymi przednie lub tylne wirniki (rys. 18) [4],`
- transmisji prądu stałego o wysokim napięciu podmorskimi magistralami przesyłowymi.

Rys.16. Sposoby umieszczenia wirnika turbiny: a- od strony nawietrznej, b - od strony zawietrznej (ta turbina jest lżejsza, nie ma mechanizmu naprowadzającego ją na kierunek wiatru, łopaty jej wirnika są lżejsze i elastyczniejsze, co zmniejsza obciążenia wieży; jej wadą jest większe zmęczenie materiałów turbiny wskutek turbulencji wiatru działającego na łopaty; turbulencje wywołuje wieża znajdująca się przed wirnikiem; tę wadę można zminimalizować odpowiednio kształtując wieżę).

Rys. 17. Koncepcja łopat o długości ponad 200 m dla turbiny przyszłości o mocy 50 MW, z segmentowym ultra-lekkim wirnikiem Morphinga (Segmented Ultralight Morphing Rotor); łopaty są wzorowane na odpornych na huragany koronach palm. Próby wirnika ma przeprowadzić zespół z University of Illinois, University of Colorado, Colorado School of Mines, National Renewable Energy Laboratory i Sandia National Laboratories [6]

Rys.18 Wieża z czterema turbinami wiatrowymi [4]

W zakresie podparć turbin wiatrowych w morzu prognozowanymi kierunkami obniżania kosztów budowy, instalowania i użytkowania są następujące [17d]:

stosowanie podparć z materiałów odpornych na korozję - z betonu kompozytowego o lepiszczu geopolimerowym, zbrojonego prętami z nici bazaltowych połączonych żywicą epoksydową; wydłuży to życie użytkowe podparć do 100 lat, czyli będą służyły 4 generacjom turbin,
wykonywanie podparć na pokładach oceanicznych katamaranów przycumowanych do nabrzeży, a nie na nabrzeżach; zlikwiduje to koszty ich wynajmowania oraz przemieszczania podparć z lądu na statki; katamaran będzie miał odpowiednio duży pokład rozdzielony usytuowaną w środku sterówką, na którym będą budowane w szalowaniu ślizgowym dwa podparcia; zostanie wyposażony w napęd główny oraz w dwa pędniki azymutalne za rufą i dwa dziobowe silniki strumieniowe sterowane przez system pozycjonowania dynamicznego, umożliwiające dokładne ustawienie statku nad miejscem instalowania podparcia; na dno morza katamaran będzie opuszczał podparcia urządzeniami kompensującymi jego przechyły, z wciągarkami liniowymi i syntetycznymi linami o dużej wytrzymałości; staną się zbędne holowniki i pływające żurawie o dużym udźwigu; koszty wykonania i instalacji podparć będą ułamkiem obecnych kosztów podparć stalowych,
zastąpienie pali stalowych, palami z betonu epoksydowego zbrojonego prętami bazaltowymi.

W przyszłości centra energii produkowanej przez morskie elektrownie wiatrowe będą także zasilane przez elektrownie wykorzystujące prądy występujące w morzach i oceanach.

Polskie zainteresowania morską energetyką wiatrową

Fundacja na Rzecz Zrównoważonej Energii oraz Instytut Morski w Gdańsku uczestniczą z ramienia Polski w projekcie "Interreg Baltic InteGird" (Zintegrowany bałtycki rozwój energetyki wiatrowej). Projekt jest realizowany przez 14 instytucji z 8 krajów nadbałtyckich. Ma na celu opracowanie podstaw rozwoju wspólnej infrastruktury morskich farm wiatrowych państw regionu Morza Bałtyckiego, w tym koordynację planowania integracji sieci przesyłowych energii elektrycznej wytwarzanej przez morskie farmy wiatrowe.

Politechnika Gdańska, Stocznia Remontowa Nauta SA z Gdyni, Norweski Instytut Badania Jakości Wody (NIVA) oraz Aanderaa Data Instruments AS realizują projekt naukowo-badawczy WIND-TU-PLA. Jego celem jest rozwój istniejących oraz opracowanie nowych rozwiązań podparć i kotwiczenia morskich turbin wiatrowych przydatnych w warunkach południowego Bałtyku. Zainteresowania badawcze koncentrują się obecnie na platformach "z rozciąganymi nogami" i na pływakach masztowych.

Szczecińska firma ST3 Offshore jest producentem stalowych elementów morskich farm wiatrowych. Firma stosuje unikalne technologie spawalnicze oraz dysponuje najwyższą i najnowocześniejszą w Europie suwnicą bramową, mającą udźwig 1400 t i wysokość 120 m. Szczecińska firma seryjnie wytwarza podparcia turbin wiatrowych: kratownice i wsysane dzwony.

We wrześniu 2017 r. na międzyparlamentarnym spotkaniu EUFORES 17 w Tallinie Polska podpisała "Deklarację Morza Bałtyckiego". Jest to porozumienie dotyczące współpracy na rzecz rozwoju morskiej energetyki wiatrowej w rejonie Bałtyku. Sygnatariusze Deklaracji: Estonia, Dania, Finlandia, Niemcy, Łotwa, Litwa, Polska i Szwecja, zobowiązali się przyspieszyć rozwój energetyki wiatrowej.

W marcu 2018 r. Polenergia - największa prywatna grupa energetyczna w Polsce - poinformowała, że zamierza we współpracy z norweskim przedsiębiorstwem Equinor zbudować dwie morskie farmy wiatrowe: "Polenergia Bałtyk II" w odległości około 37 km od brzegu w rejonie gminy Smołdzino oraz "Polenergia Bałtyk III" w odległości 22 km od brzegu w rejonie Łeby. Farma "Bałtyk III" miała rozpocząć dostawę energii elektrycznej w 2022 r., a "Bałtyk II" - w 2026 r., jednak ze względu na brak stosownych regulacji dotyczących offshore, zgodnie z nowym harmonogramem prac, pierwsza dostawa energii elektrycznej z morskiej farmy wiatrowej na Bałtyku nastąpi najwcześniej w 2025 roku. Termin rozpoczęcia budowy morskich farm uzależniony jest jednak od wejścia w życie stosownego systemu regulacyjnego, a ten wciąż nie jest uchwalony przez stronę publiczną.

Farmy będą miały moc po 600 MW. W drugim etapie obie farmy mają być rozbudowane, każda do mocy 1200 MW. Zakładany okres użytkowania farm wynosi 25 lat. Rozważa się zainstalowanie w pierwszym etapie w każdej farmie 120 turbin o mocy 8-10 MW z wirnikami średnicy 250 m, umieszczonymi na wysokości 300 m nad poziomem morza. Farma "Bałtyk II" ma zajmować powierzchnię około 122 km 2 , "Bałtyk III" - około 117 km 2 . W miejscu farmy "Bałtyk II" głębokość morza wynosi 23 ÷ 41 m, a farmy "Bałtyk III" - 25 ÷ 39 m.

Firma Simens wykonuje łopaty wirników w całości, jako jeden element robiony z żywicy epoksydowej zbrojonej włóknem szklanym i drewnem balsa. Łopata nie ma szwów i styków. Jest wyjątkowo wytrzymała. Gdy wiatr wieje z prędkością 10m/s, to ogromny wirnik o średnicy 154 m musi wytrzymać uderzenia masy powietrza o energii 200 ton/s.

Budowa w stoczni pływających turbin wiatrowych

Koncepcja traw wiatrowych dla Dubaju wykorzystujących zjawisko piezoelektryczne Październik 2011

Farma wiatrowa dla Dubaju

"Gravity Power" - sposób magazynowania energii elektrycznej z wykorzystaniem grawitacji

Turbulencje powietrza przepływającego przez rejon morskiej farmy wiatrowej

PIŚMIENNICTWO

[1] AC Solutions for offshore wind connections ABB. 22.05.2013 [https://new.abb.com/systems/offshore-wind-connections, main -2ac].

[2] Anaya-Lara O., Tande J.O., Uhlen K., Merz K.: Offshore Wind Energy Technology. J. Wiley & Sons Ltd. Chichester, UK, 2018.

[3] Chapman S.: The Hywind Project: The Wolrd's first floating wind farm. ENERGY, 19 October 2017.

[4] Cooke L.: Vestas shakes up wind power with a 12-blade turbine tower. 07.06.2016
[https://inhabitat.com/vestas-shakes- up-wind-power-with-a-12-blade-turbine-tower/]

[5] Gajewski R., Jarzębowski T.: Fundamenty elektrowni wiatrowych - przykład stosowania betonów wysokowartościowych w Polsce. "Inżynieria i Budownictwo", nr 5/2007.

[6] Gerdes J.: Design for 50MW Offshore Wind Turbine Inspired by Hurricane-Resilient Palm Trees. GTM. 16.04.2018.

[7] Golightly C.R.: Anchoring for Floating Wind Turbines. Future Offshore Foundations, Brussels, 8th Nov. 2017

[8] Jarominiak A.: Uwagi do artykułu dotyczącego fundamentowania elektrowni wiatrowych w morzu. "Inżynieria I Budownictwo", nr 4/2008.

[9] Liggett B.: Green Power Islands Store Clean Energy From the Wind and Sun. Inhabitat 08.09.2010. [https://inhabitat.com/green-power-islands-store-clean-energy-from-the-wind-and-sun/].

[10] Mafi N.: This Is Why Europeans Are Planning to Build a Man-Made Island. 2018.
[https://www.architecturaldigest.com/story/europeans-are-planning-to-build-man-made-island].

[11] Mochet C. Fixing Floaters . Offshore Engineer, Nov. 2017

[12] Musial W. Ram B.: Large-Scale Offshore Wind Power in the United States: Assessment of Opportunities and Barriers. Research Gate, Sept. 2010. NREL. [https://www.nerl.gov/ docs/fy10osti/40745.pdf].

[13] Sedlacek G., Miehe A., Librerors A., Heider Y.: Geotechnical Stability of Gravity Base
Foundation for Offshore Wind Turbine on Granular Soil. 31-st International Conference on Ocean, Offshore and Arctic Engineering, ASME 2012. Rio de Janeiro.

[14] Deep water. The next step for offshore wind energy. A report by the European Wind Energy Association - July 2013.

[15] Stevtrack Anchor Data Acquisition System. Vryhof Anchors Comp, 2010
[http:// vryhof.com/products/anchor data acquisition.html].

[16] Structural Integrity of Offshore Wind Turbines. Oversight of Design, Fabrication and Instalation. Transportation Research Board of the National Academies Special Report 305. Washington, D.C. 2011 [onlinepubs.trb.org/onlinepubs/sr/sr305.pdf]

[17] Windpower, Engineering & Development Magazine
(a) Tahkoluoto: the world's first offshore wind farm for icy condition. Oct. 2017.
(b) Froese M.: The many facets of energy storage. Aug. 2017
(c) Filak A.: Comparing floating foundations for offshore wind farms. Aug. 2017
(d) Fllak A.: Improved foundation. Apr. 2018.

[18] Jarominiak A.: Platformy przybrzeżne inspiracją postępu w inżynierii mostowej. "Inżynieria I Budownictwo", nr 2/2001.

[19] Electrical Energy Storage. International Electrotechnical Commission
[www.iec.ch/whitepaper/pdf/iecWP-energystorage-LR-en.pdf]

[20] Garus K.: HVDC platform SylWin alpha is complete. Offshore Wind Industry , 28.July. 2014