Metodyka oceny lokalnych zasobów energetycznych wiatru

Prawidłowe oszacowanie zasobów energetycznych wiatru ma decydujące znaczenie dla procesu lokalizacji elektrowni wiatrowej oraz analizy opłacalności inwestycji tego typu. Określenie rocznej produkcji energii (AEP) dla danej lokalizacji wymaga znajomości rozkładów prędkości i kierunków oraz długoterminowych średnich prędkości wiatru. Przy tym nawet stosunkowo niewielkie odchylenia średniej prędkości wpływają na powstawanie znacznych różnic w produkcji energii. Badania wykazują, że przy średniej prędkości wiatru równej 5 m/s odchylenie 0.5 m/s (a więc 10%) powoduje powstanie 20% różnicy w szacowanej rocznej produkcji energii.

2. Prędkość wiatru

Prędkość i kierunek wiatru w danym punkcie są wynikiem działania szeregu różnych czynników. Ogólna, wielkoskalowa cyrkulacja atmosferyczna jest w znacznym stopniu modyfikowana przez wpływy lokalne, wśród których należy wymienić przede wszystkim:

- ukształtowanie terenu
- temperaturę powietrza
- lokalny stan równowagi atmosfery
- typ pokrycia podłoża (szorstkość)
- obecność zbiorników wodnych
- różnego rodzaju przeszkody terenowe (zabudowania, duże drzewa itp.)

Prędkość wiatru podlega również zmianom czasowym, od krótkookresowych (porywy i turbulencja), poprzez dobowe (rys. 1), sezonowe i roczne (rys.2), aż do długookresowych (powyżej jednego roku). W przebiegu dobowym najwyższe prędkości wiatru notowane są w ciągu dnia, z maksimum w godzinach okołopołudniowych. Wtedy również mamy do czynienia z największą intensywnością turbulencji i pionową wymianą pędu, co powoduje zmniejszenie pionowych gradientów prędkości. Po zachodzie słońca turbulencja stopniowo zanika, a prędkość wiatru przy powierzchni ziemi spada. Zahamowanie pionowej wymiany pędu powoduje, że wzrost prędkości wiatru z wysokością jest szybszy niż w ciągu dnia. W przebiegu rocznym wyższe prędkości wiatru notowane są z reguły w miesiącach zimowych (rys.2). Rzeczywiste ciągi pomiarowe prędkości wiatru wykazują jednak duże fluktuacje czasowe i znaczne odstępstwa od średniej (rys.3). Silne oddziaływanie czynników lokalnych wpływa także na znaczne zróżnicowanie przestrzenne prędkości wiatru (rys.4).

Rys. 1 Dobowe zmiany prędkości wiatru wraz z odchyleniami standardowymi (Kisielice luty-grudzień 2000)

Rys. 2 Roczne zmiany prędkości wiatru (Kisielice luty- grudzień 2000).

Rys. 3 Rezultaty pomiarów prędkości wiatru w Kisielicach - luty 2000 r.

Rys. 4 Przebieg średnich miesięcznych prędkości wiatru w Kisielicach i na najbliższych stacjach pomiarowych.

3. Metody szacowania zasobów energetycznych wiatru

Metody szacowania zasobów energetycznych wiatru muszą umożliwiać:

- przeprowadzenie analizy dla złożonych terenów
- uwzględnienie lokalnej zmienności czasowej prędkości wiatru
- określenie prędkości wiatru na wysokości piasty wirnika

Wyróżniamy dwa zasadnicze typy podejścia do problemu:

1. Obliczenia w oparciu o długoterminowe dane ze stacji meteorologicznej położonej w pobliżu miejsca planowanej lokalizacji elektrowni

2. Obliczenia w oparciu o krótkookresowe pomiary na maszcie ustawionym w pobliżu miejsca planowanej lokalizacji elektrowni, skorelowane z długookresowymi seriami danych z pobliskiej stacji meteorologicznej.

W przypadku, jeżeli w pobliżu miejsca planowanej lokalizacji elektrowni wiatrowej znajduje się stacja meteorologiczna pochodzące z niej dane długoterminowe mogą być bezpośrednio wykorzystane do oszacowania zasobów energetycznych wiatru. Jest to jednak możliwe tylko w przypadku, kiedy stacja meteorologiczna jest reprezentatywna dla miejsca planowanej lokalizacji, tzn. w jej otoczeniu występują zbliżone warunki klimatyczne, podobna jest topografia i szorstkość podłoża. Niestety w warunkach polskich nader rzadko mamy do czynienia z podobną sytuacją. Przeciętne odległości między stacjami meteorologicznymi wynoszą ok. kilkudziesięciu kilometrów, prędkości wiatru są mierzone na masztach o wysokości 10 m i rejestrowane co 3 godziny z dokładnością do 1 m/s, a więc niewystarczającą na potrzeby energetyki wiatrowej. W takich sytuacjach konieczne jest zastosowanie nieco innego podejścia. Wymaga ono zlokalizowania w pobliżu miejsca planowanej usytuowania elektrowni wiatrowej masztu pomiarowego i przeprowadzenia serii precyzyjnych pomiarów prędkości wiatru. Uzyskane dane koreluje się następnie z danymi długoterminowymi z najbliższych stacji meteorologicznych (tzw. metoda MCP). W celu określenia najlepszego miejsca do lokalizacji elektrowni wiatrowej otrzymane dane wprowadzane są do modelu meteorologicznego (metoda mikrolokalizacji).

Obecnie stosowane są następujące typy modeli meteorologicznych:

- modele zachowania masy ("mass-consistent", np. NOABL, AIOLOS)
- modele liniowe (WAsP, MS3DJH)
- uproszczone modele mezoskalowe

Jednak nawet zastosowanie takiej metody nie gwarantuje uniknięcia błędów określania zasobów energetycznych wiatru. Źródłem tego typu błędów mogą być:

1. Błędy w wejściowych danych meteorologicznych:

- błędy pomiarowe
- brak ciągłości w zarejestrowanych danych
- niejednorodność ciągów pomiarowych
- niedostateczna częstotliwość i dokładność rejestrowania danych
- niereprezentatywność stacji pomiarowej
- zastosowanie zbyt krótkiego ciągu danych pomiarowych

2. Błędy w innych danych wejściowych:

- nieprawidłowe określenie szorstkości podłoża
- błędy w ocenie przeszkód terenowych
- błędy w określeniu zróżnicowania topograficznego w miejscu planowanej lokalizacji

3. Błędy metod obliczeniowych

- niedostosowanie modelu do lokalnych warunków terenowych
- uproszczenia modelowe, uniemożliwiające realistyczne odwzorowanie warunków meteorologicznych na danym obszarze
- błędy metod numerycznych

4. Przykład oszacowania zasobów energetycznych wiatru - lokalizacja elektrowni wiatrowej w gminie Kisielice

W roku 2000 w EC BREC/IBMER przygotowane zostało Wstępne studium budowy elektrowni wiatrowej w gminie Kisielice. Wykorzystano w nim wyniki pomiarów prowadzonych na maszcie o wysokości 30 m od lutego 2000 r. Za pomocą oprogramowania WAsP, przeznaczonego do oceny zasobów energetycznych wiatru w terenie o skomplikowanej topografii i pokryciu, wykonano mapę zasobów energii wiatru na terenie gminy. Cel ten został osiągnięty dzięki grantowi udzielonemu gminie Kisielice przez US AID EcoLinks Program.

W ramach pracy jednym z kluczowych zadań była ocena zasobów energii wiatru dla wybranych miejsc w gminie Kisielice (powiat Iława), a także utworzenie mapy szacowanej rocznej produkcji mocy dla całej gminy.

W tym celu potrzebne było najpierw uzyskanie niezbędnych informacji, jakimi są:

1) wyniki pomiarów prędkości i kierunków wiatru,
2) osłonięcie terenu wokół rozpatrywanych miejsc,
3) rzezba terenu
4) szorstkość terenu, na podstawie których można określić dane wejściowe modelu.

Rozpatrując możliwość wykorzystania danych pomiarowych z najbliższych stacji meteorologicznych IMGW, autorzy doszli do wniosku, że one nie mogą być użyte jako dane wejściowe modelu w celu obliczenia regionalnego klimatu wiatru. Wynika to ze zbyt wielkiej odległości tych stacji od Kisielic (80-100 km w zależności od stacji), zbyt małej wysokości, na której przeprowadzono pomiary (12-13 m nad poziomem gruntu) i znacznej liczby przeszkód w ich pobliżu (budynki, roślinność). Oprócz tego, sposób w jaki są zbierane i zapisywane dane o prędkościach i kierunkach wiatru nie odpowiada standardom i wymaganiom energetyki wiatrowej.

Z tego powodu niezbędne było przeprowadzenie pomiarów prędkości i kierunku wiatru na maszcie pomiarowym. Maszt został usytuowany w odległości 1km na południe od miasta Kisielice, w pobliżu oczyszczalni ścieków. Przy lokalizacji masztu decydującą rolę odegrały takie czynniki, jak:

- warunki terenowe (reprezentatywne dla obszaru gminy),
- brak przeszkód terenowych od strony zachodniej,
- łatwość dojazdu do miejsca pomiarów,
- bezpieczeństwo przyrządów (stały nadzór).

Ponieważ dane z masztu pomiarowego zbierane były przez okres około jednego roku, ze względu na wieloletnie zmiany potencjału wiatru, niezbędna jest ich korelacja z danymi wieloletnimi z pobliskich stacji meteorologicznych. W przypadku projektu w gminie Kisielice do przeprowadzenia korelacji dla wszystkich sektorów róży wiatrów wykorzystano dane ze stacji w Mławie i Olsztynie. Przy takim zastosowaniu danych pomiarowych z dwóch stacji meteorologicznych ich dokładność nie jest znacząca, jeżeli przez cały wieloletni okres pomiarów nie było zmiany wysokości i typu anemometru, techniki zapisu oraz otoczenia stacji pomiarowej. Na stacjach w Mławie i w Olsztynie takich zmian nie było od roku 1990, dlatego dane potrzebne do skorelowania wybrano z okresu 1990 - 1999. W wyniku korelacji otrzymano współczynniki poprawki długoterminowej danych o prędkościach wiatru. Poprawione w ten sposób dane pomiarowe z Kisielic reprezentują długoterminowe zmiany potencjału wiatru z większą wiarygodnością.

Aby umożliwić obliczanie parametrów wiatru na dowolnym miejscu w gminie, wykorzystano duńskie oprogramowanie WAsP. WAsP jest programem symulacyjnym, przeznaczonym dla komputerów PC i służy do ekstrapolacji danych wiatrowych. Model WAsP został sformułowany w duńskim instytucie RISO, w 1989 roku. Jego autorami są Ib Troen, Niels Mortensen i Erik Lundtang Petersen. WAsP działa w oparciu o liniowy model meteorologiczny wykorzystujący teorię Jacksona-Hunta. W modelach tego typu przepływ powietrza nad danym obszarem rozpatrujemy jako sumę przepływu wielkoskalowego (niezaburzonego) oraz lokalnych zaburzeń wprowadzanych przez topografię i aerodynamiczną szorstkość podłoża. Umożliwia to odtworzenie pola wiatru nad danym obszarem na podstawie danych pomiarowych pochodzących z jednego punktu.

W pierwszej kolejności niezbędne było obliczenie regionalnego klimatu wiatru, czyli atlasu wiatru. Atlas wiatru przedstawia parametry wiatrowe nad terenem Kisielic zredukowane do warunków standardowych (niezależnych od lokalnej topograficznej sytuacji). W tym celu dokonano analizy przeszkód terenowych wokół masztu pomiarowego i utworzono mapę cyfrową terenu w promieniu pięciu kilometrów od miejsca usytuowania masztu.

Mapa cyfrowa terenu wykonana jest na podstawie skanowanych map topograficznych w skali 1: 25000. Zawiera ona linie wysokości - poziomice i linie oddzielające różne obszary szorstkości. Wartości szorstkości są ocenione w przybliżeniu, na podstawie czterostopniowej skali szorstkości podanej przez duński instytut RISO. Szorstkość aerodynamiczna z0 jest określona jako wysokość nad poziomem gruntu (w metrach), na której średnia prędkość wiatru równa się zero, przy logarytmicznym profilu wiatru. Informacje o przeszkodach wokół masztu pomiarowego włączane są do programu poprzez określenie dla każdej z nich wartości czterech współrzędnych, które dokładnie wyznaczają odległość przeszkody od masztu i jej położenie.

Na podstawie: mapy cyfrowej orografii (rys. 5) i szorstkości terenu, listy przeszkód wokół stacji pomiarowej oraz danych prędkości wiatru na 30m, przeprowadzona została symulacja regionalnego klimatu wiatru - atlasu wiatru dla obszaru gminy Kisielice. Dla standartowych wysokości nad poziomem gruntu (10, 25, 50, 100 i 200 m) i dla czterech standartowych klas szorstkości terenu obliczono przewidywane średnioroczne prędkości i przewidywane średnie gęstości mocy wiatru. Sporządzone zostały mapy średnich rocznych prędkości wiatru oraz szacowanej rocznej produkcji energii dla terenu gminy (rys. 6) na różnych wysokościach nad poziomem gruntu. Na ich podstawie dokonano wyboru miejsca pod lokalizację elektrowni wiatrowej o mocy 1.5 MW.

W ramach pracy wykonano także szereg eksperymentów numerycznych mających na celu ocenę wpływu na oszacowanie rocznej produkcji energii takich czynników, jak:

- dobór aerodynamicznej szorstkości podłoża
- rozmiary obszaru modelowania
- sposób definiowania przeszkód terenowych
- długość serii pomiarowej

Przykładowy wynik jednego z takich eksperymentów, mającego na celu określenie wpływu długości serii pomiarowej na szacowaną roczną produkcję energii przedstawiono na rys. 7. Widoczne są znaczne różnice zarówno w różach wiatru i rocznej produkcji energii jak i w rozkładach prędkości wiatru. Różnica pomiędzy średnimi rocznymi prędkościami wiatru wynosząca 0.25 m/s spowodowała powstanie znaczącej różnicy w szacowanej rocznej produkcji energii (ok. 200 MWh).

Rys. 5 Mapa topograficzna regionu gminy Kisielice (przedstawiono wysokości nad poziomem morza)

Rys. 6 Mapa rozkładu wydajności energetycznej elektrowni Enron 1.5SL, hw=85 m, otrzymana za pomocą modelu WAsP 7.0.

Rys. 7 Róże prędkości wiatru i produkcji energii oraz rozkłady prędkości wiatru dla okresu pomiarowego luty czerwiec 2000 (gorne) oraz luty-grudzień 2000 (dolne)

5. Wnioski

Dotychczasowe doświadczenia EC BREC w zakresie oceny zasobów energii wiatru wskazują na bardzo znaczącą rolę dokładności określania średniej rocznej prędkości wiatru dla prawidłowego oszacowania średniej rocznej produkcji energii. Lokalizacja elektrowni wiatrowej, szczególnie w terenie o skomplikowanej topografii i pokryciu powinna być poprzedzona analizą ogólnych warunków meteorologicznych na danym terenie, przeprowadzeniem możliwie długiej serii pomiarowej na maszcie oraz zastosowaniem modelu meteorologicznego dla pełnego odwzorowania warunków wiatrowych na danym obszarze. Zespół wiatrowy EC BREC/IBMER planuje dalsze badania mające na celu dobór najwłaściwszej metodyki oceny zasobów energetycznych wiatru w warunkach polskich.

Wszelkie prawa zastrzeżone.
Created by Paweł Premicz 2000-2006 KVM