Analiza danych wiatrowych - Elektrownie wiatrowe

Pomiary wiatru na potrzeby energetyki wiatrowej przeprowadza się w wybranym miejscu przez okres nie krótszy niż jeden rok. Taka krótkookresowa baza danych nie powinna zawierać przerw w rejestracji. Do zaakceptowania są jedynie ciągi pomiarowe z nielicznymi!, bardzo krótkimi lukami, których uzupełnienie jest możliwe przy zastosowaniu metod klimatologicznych i nie pociągnie to za sobą zerwania jednorodności ciągu pomiarowego.

Do najczęstszych przyczyn zerwania jednorodności serii pomiarowej zaliczyć można:

- zmianę wiatromierzy,
- zmianę miejsca usytuowania wiatromierza,
- zmianę otoczenia stacji meteorologicznej (tzn. zmiany w zabudowie, wycinka drzew itd.),
- przeniesienie stacji meteo lub punktu pomiarowego w obrębie tej samej miejscowości.

Przeanalizowanie możliwości wystąpienia wszystkich wymienionych przyczyn niejednorodności serii pomiarowej jest szczególnie ważne na etapie określania reprezentatywności czasowej serii pomiarowej zebranej przez inwestora. Tę krótkookresową serię pomiarową porównuje się do wieloletniej serii danych ze stacji meteorologicznej. Porównanie to pozwala na wykrycie osobliwości jakimi cechował się okres pomiarowy i w konsekwencji umożliwia wprowadzenie do prognozy energetycznej odpowiednich współczynników korekcyjnych.

Najczęściej wykorzystywane są w porównaniach serie dziesięcioletnie. Pojawiają się jednak pytania: czy zastosowana do porównania dekada jest reprezentatywna dla dłuższego okresu czasu, i co ważniejsze, jak dużego odchylenia należy się spodziewać od dekad w przyszłości? Badania nad zmiennością klimatyczną Europy Północnej [2,3] wykazały, że z dekady na dekadę oczekiwać można wahań energii wiatru sięgających nawet 30% (Rys.5.). Inne badania prowadzone na podstawie 22 letniej serii danych dotyczących wytwarzania energii przez elektrownię wiatrową z wirnikiem zawieszonym na 45m n.p.g. dały wynik, że zmienność oczekiwanej produkcji energii z roku na rok wynosi w przybliżeniu 13% [2].

Rys.1. Średnie konsekutywne 5-cioletnie energii wiatru dla Hesselo, Dania, 1873-1982 [2]

Podczas gdy zmienność z roku na rok średniej rocznej prędkości wiatru wydaje się trudna do przewidzenia, to zmienność prędkości wiatru w ciągu roku może być dobrze scharakteryzowana poprzez rozkład prawdopodobieństwa. W energetyce wiatrowej do tego celu wykorzystuje się rozkład Weibulla.

Rozkład Weibulla można opisać wzorem:

gdzie: f(v) jest częstością pojawiania się prędkości wiatru v, k - parametrem kształtu, A - parametrem skali. Parametr A znajduje się w następującym związku ze średnią prędkością wiatru (np. średnią roczną):

Parametr kształtu k opisuje zmienność w stosunku do średniej prędkości wiatru za badany okres (np. za 1 rok). Wyższe wielkości tego parametru, np. 2,5 lub 3,0 , charakteryzują miejsca, gdzie zmienność średniej godzinnej lub 10-minutowej prędkości wiatru (w zależności od zastosowanej częstości uśredniania pomiaru wiatru) w stosunku do średniej za badany okres jest niewielka. Odpowiednio, niskie wielkości k, takie jak 1,5 lub 1,25 , mówią o dużej zmienności w stosunku do średniej. Przykłady przedstawia Rys. 2.

Rys.2. Przykłady rozkładu Weibulla dla różnych wielkości parametru k

Do określenia prawdopodobieństwa wystąpienia prędkości wiatru do zadanej wielkości v wykorzystuje się skumulowany rozkład Weibulla F(v), wyrażany wzorem:

Wyjątkowym przypadkiem rozkładu Weibulla jest rozkład Rayleigh'a, w którym zmienny jest jedynie parametr A, a parametr k jest równy 2,0. Według European Wind Atlas [3] dla większości stacji w Europie Północnej parametr k jest rzeczywiście zbliżony do tej wielkości.

Często popełniany jest błąd wstępnego szacowania warunków wiatrowych dla danego miejsca tylko na podstawie średniej rocznej prędkości wiatru. Poniżej przedstawiono (Rys.3.) przykładowe rozkłady Weibulla dla różnych miejsc, w których średnia roczna prędkość wiatru wynosi 6,0 mˇs-1. Mimo, że wielkość ta jest taka sama, rozkład prędkości jest zdecydowanie odmienny. Nieuwzględnienie zatem rozkładu Weibulla w ocenie warunków wiatrowych prowadzić może do zdecydowanego niedoszacowania potencjału energetycznego wiatru (Tab. 1), a tym samym do poważnego ryzyka inwestycyjnego.

W analizie warunków wiatrowych niezbędne jest prześledzenie sytuacji ekstremalnych. Dotyczy to w szczególności oceny wystąpienia maksymalnych prędkości wiatru oraz porywów wiatru, zagrażających pracy elektrowni wiatrowych, bądˇ nawet prowadzących do ich zniszczenia.

Ponieważ ruch powietrza jest głównie ruchem zaburzonym, ważne jest określenie zjawiska turbulencji. Najczęściej stosowanym i bardzo uproszczonym wskaˇnikiem jest tzw. intensywność turbulencji, obliczana ze wzoru:

gdzie: b jest odchyleniem standardowym od średniej prędkości wiatru v w interwale czasowym 10-60 minut.

Zmienność tego wskaˇnika jest powodowana głównie dużą zmiennością przepływu powietrza, ale również, o czym trzeba pamiętać, wpływa na nią zastosowany w pomiarach czas uśredniania oraz jakość przyrządów pomiarowych. W obszarach nizinnych, homogenicznych, intensywność turbulencji jest funkcją wysokości nad gruntem i szorstkości terenu. W warunkach równowagi obojętnej, dla różnych obszarów, wielkości Ti kształtują się następująco: otwarte obszary trawiaste - 13%, morza - 8%, tereny o urozmaiconej rzeˇbie - 20% i więcej, przy czym w tym przypadku wskaˇnik ten charakteryzuje się dużą lokalną zmiennością przestrzenną.

Z uwagi na obszerność tematyki związanej ze zjawiskiem turbulentnego przepływu powietrza, a jednocześnie na istnienie dość bogatej literatury tematu, w niniejszym opracowaniu ograniczono się jedynie zasygnalizowania problemu.

Rys.3. Przykładowe rozkłady Weibulla dla miejsc ze średnią roczna prędkością 6,0 m/s.

Tab.1. Przykładowe różnice w gęstości energii wiatru E dla różnych rozkładów prędkości wiatru v

Uzupełnieniem do szczegółowej analizy prędkości wiatru jest scharakteryzowanie róży wiatru dla wybranego miejsca. Określenie dominującego kierunku wiatru oraz kierunku drugorzędnego pozwala na zoptymalizowanie ustawienia względem siebie turbin w parku wiatrowym. W klimatologii najczęściej stosowana jest 16-sektorowa róża wiatru odpowiadająca kierunkom świata. W energetyce wiatrowej z kolei przyjęło się używać róży 12-sektorowej, dzielącej horyzont co 30°. Dla każdego sektora kierunków określana jest częstość jego wystąpienia oraz dodatkowo parametry A i k rozkładu Weibulla. Niezbędną informacją jest określenie częstości cisz atmosferycznych a także odchylenia standardowego kierunku jako dodatkowej charakterystyki dla oceny turbulencji przepływu powietrza.

Ilościowej ocenie potencjału energetycznego wiatru dla wybranego terenu służą dobrze znane matematyczno-fizyczne modele komputerowe, np. WAsP, WindPro. Danymi wejściowymi do WAsP (Wind Atlas Analysis and Application Program)[4] są: dane o prędkości i kierunku wiatru ze stacji meteorologicznej bądˇ z masztu pomiarowego, zdygitalizowane mapy orografii i szorstkości terenu oraz dane o przeszkodach terenowych w pobliżu masztu pomiarowego. Program umożliwia między innymi wertykalną i horyzontalną ekstrapolacja danych, uzyskanie mapy gęstości energii wiatru w skali lokalnej oraz rozkładu przestrzennego parametrów A i k. Po wprowadzeniu krzywej mocy dla wybranego typu elektrowni wiatrowej uzyskuje się szacunkową roczną produkcję energii. Dane te mogą być bazą dla projektowania parków wiatrowych przy zastosowaniu programu WindPro, pozwalającego na optymalne rozstawienie turbin.

Podsumowanie

- Poprawnie wykonana ocena potencjału energetycznego wiatru dla miejsca lokalizacji przyszłej elektrowni wiatrowej jest niezbędnym krokiem w realizacji całej inwestycji.

- Podstawą do oceny jest wysoka jakość kolekcjonowanych danych wiatrowych, poddawanych profesjonalnej ocenie jakościowej i merytorycznej. Nawet niewielkie odchylenie od poprawnego pomiaru prowadzi w rezultacie do olbrzymiego błędu w ocenie potencjału energetycznego wiatru i przyczynia się do zwiększenia ryzyka inwestycyjnego.

- Przyjęte standardy europejskie mówią, że pomiary prędkości i kierunku wiatru na potrzeby energetyki wiatrowej przeprowadza się w wybranym miejscu przez okres nie krótszy niż jeden rok. Warunek ten może być spełniony tylko wtedy, gdy w relatywnie niewielkiej odległości znajduje się reprezentatywna dla regionu stacja meteorologiczna z długoletnią serią pomiarową.

- Porównanie serii pomiarowej z długoletnią serią ze stacji meteorologicznej pozwala na wykrycie osobliwości jakimi cechował się okres pomiarowy i w konsekwencji umożliwia wprowadzenie do prognozy energetycznej odpowiednich współczynników korekcyjnych.

- Średnia roczna prędkość wiatru nie jest wystarczającym kwantyfikatorem energii wiatru charakterystycznej dla danego miejsca. Nieuwzględnienie np. rozkładu Weibulla w ocenie warunków wiatrowych prowadzić może do zdecydowanego niedoszacowania potencjału energetycznego wiatru, a tym samym do poważnego ryzyka inwestycyjnego.

- W zależności od typu terenu intensywność turbulencji Ti w warunkach równowagi obojętnej przyjmuje średnio następujące wielkości : otwarte obszary trawiaste - 13%, morza - 8%, tereny o urozmaiconej rzeˇbie - 20% i więcej, przy czym w tym przypadku wskaˇnik ten charakteryzuje się dużą lokalną zmiennością przestrzenną.

- Określenie dominującego kierunku wiatru oraz kierunku drugorzędnego pozwala na zoptymalizowanie ustawienia względem siebie turbin w parku wiatrowym.

- Ekstremalne warunki meteorologiczne przyczynić mogą się do zaburzeń w pracy elektrowni wiatrowej a nawet jej zniszczenia. Niezbędne jest zatem określenie prawdopodobieństwa wystąpienia prędkości wiatru większych od prędkości krytycznych, prawdopodobieństwa uderzeń pioruna, wystąpienia oblodzenia itp.

- Ilościowej ocenie potencjału energetycznego wiatru dla wybranego terenu służą dobrze znane matematyczno-fizyczne modele komputerowe, np. WAsP, WindPro.

Literatura

[1] Łukomska A Migała K. Sobik M. (1998) Potencjał energetyczny wiatru w obszarach o urozmaiconej rzeˇbie terenu na przykładzie Lubawki (woj. jeleniogórskie), materiały konferencyjne: Ogólnopolskie Forum Odnawialnych Źródeł Energii, V konferencja Naukowo-Techniczna, Gdańsk 13-15.10.1998

[2] Petersen E.L. Mortensen N.G. Landberg L. Hojstrup J. Frank H.P. (1998) Wind power meteorology. Part I: Climate and turbulence, Wind Energy, 1., 25-45

[3] Troen I. Petersen E.L. (1989) European Wind Atlas, Risoe National Laboratory, Roskilde, Dania

[4] Mortensen N. Landberg L. Troen I. Petersen E. (1993) Wind Atlas Analysis and Application Program (WASP), Risoe National Laboratorium, Rsokilde, Dania, 1993

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