Широкое внедрение ветроагрегатов и длительный опыт их эксплуатации дают возможность определить основные эксплуатационные показатели — ко­эффициент использования установленной мощности и удельную годовую вы­работку, под которой подразумевают отношение вырабатываемой за год элек­троэнергии к площади ометаемой поверхности.

Датские ветротурбины выпуска начала 90-х годов характеризуются ко­эффициентом использования установленной мощности порядка 0,2-0,3. Луч­шие ветротурбины имеют более высокий коэффициент — до 0,4-0,5. Для сравнения, этот коэффициент для тепловых станций — 0,65-0,7, для атомных станций -0,7-0,8, а для ГЭС — 0,3-0,45.

Американские ветроэлектрические станции в 1995 г. имели средний ко­эффициент использования установленной мощности 0,21. Для различных крупнейших ВЭС значения этого показателя лежат в пределах 0,18-0,29.

Показатель удельной годовой выработки электроэнергии на единицу площади ометаемой поверхности характеризует условия работы ветроагрега - та, степень его совершенства. Эта характеристика помогает покупателю сори­ентироваться в возможностях приобретаемой ветротурбины.

Повышение эффективности работы ветроустановок среднего класса мощ­ностью 250-500 кВт с течением времени можно проследить на рис. 2.14.

Сравнение показывает, что современная ветротурбина способна вырабо­тать энергии в 2,5 раза больше, чем ее предшественница в 1980 г. Анализ имеющихся данных позволяет выявить еще одну тенденцию: рост удельной выработки электроэнергии в значительной степени зависит от установленной мощности. Так, ветроагрегат с установленной мощностью 1,5 МВт может иметь удельный показатель на 50-60% более высокий, чем 500-к ил оваттная ветротурбина. Это одно из объяснений тенденции к постепенному внедрению все более мощных машин. Кстати, один из проектов программы Европейского Союза THERMIE предусматривает увеличение диаметра стандартной ветро - турбины NEG-MICON мощностью 1 МВт с 53 до 60 м, чтобы повысить выра­ботку энергии на 22% при размещении в местах с невысокой скоростью ветра.

Надежность ветроагрегатов. В середине 90-х годов аварийность ветро - турбин была значительно ниже по сравнению с турбинами первых поколений, но оставалась довольно высокой — одна-две остановки в год каждой турбины. Сравнение надежности компонентов ветроустановки свидетельствует, что са­мым уязвимым оказывается ротор, состоящий из лопастей, оголовка и под­шипников. Число его поломок составляет 26%. Случаи поломки башни оцени­ваются величиной 21%. Надежность остальных компонентов — трансмиссии (редуктора, муфты, тормозов), электрической части и системы управления (генератора, выключателей и т. д.) характеризуется почти одинаковыми пока­зателями 21 и 20%. Следует отметить, что существует возможность достаточ­но быстрой замены или ремонта элементов ветротурбмны.