Polski

FAQ

 

 

Przy wyborze terenu pod farmę wiatrową decydujące znaczenie mają często uwarunkowania administracyjne i środowiskowe: zgodność projektu z lokalnym planem zagospodarowania przestrzennego, brak stref chronionych, a także stosunki własnościowe. Jeśli jednak przyjąć, że od tej strony sytuacja jest sprzyjająca trzeba uwzględnić kilka innych czynników:

  • Zasoby wiatru– czynnik o decydującym wpływie na opłacalność przedsięwzięcia. O wstępną opinię na temat zasobów wiatru można zwrócić się do stacji meteorologicznych sieci IMiGW, czy instytucji monitorujących jakość powietrza. Przede wszystkim jednak warto próbować uzyskać takie dane od właściciela najbliższego i możliwie mało oddalonego masztu postawionego na użytek energetyki wiatrowej. Pewnym rozwiązaniem jest też sięgnięcie do różnego typu atlasów wiatru (piszemy o tym w innym miejscu). Analiza map topograficznych lub wizja lokalna umożliwiają wyszukanie obszarów, które prawdopodobnie charakteryzują się warunkami wiatrowymi lepszymi od innych w regionie.
  • Odległość od siedlisk– nie mniejsza niż 500 m ze względu na hałas, ruchomy cień/odblaski;
  • Drogi, otoczenie dróg– powinny umożliwiać transport elementów wielkogabarytowych o dużej masie;
  • Bliskość linii przesyłowych– czasem nie opłaca się budować farmy wiatrowej, gdy wymagane są wielkie nakłady do budowy nowej linii przesyłowej i GPZ. Należy uzyskać informacje o zdolności sieci do przyjęcia energii z farmy.

Tak. w tym wypadku obliczenia wykonalibyśmy na podstawie danych zakupionych z WindNavigator – atlasu wiatru opracowanego przez współpracującą z nami firmę AWS Truepower. Jest to wg naszego przekonania najlepszy atlas wiatru niemal całego świata. Mapy wiatru i dane z „masztu wirtualnego” (virtual met mast – VMM) dostępne są w rozdzielczości poziomej co 200 m, na wysokościach od 10 do 100 m. Są to produkty z najlepszego systemu modelowania wiatru dla dużych obszarów, rozwijanego od wielu lat. Polecamy zapoznanie się z informacją na stronie AWSTruepower. Dokładność tych danych ustępuje jednak pomiarom na maszcie, jest to zwykle około 5-7%, ale w przypadku braku danych pomiarowych lub dużej odległości od masztu jest to, być może, najlepsze źródło.

To duża odległość. Uważa się, że zadawalająca jest prognoza warunków wiatrowych w promieniu nie większym niż 3-5 km od masztu pomiarowego. Na potrzeby wstępnej analizy jest to może warunek zbyt ostry, ale bez znajomości konkretnego przypadku trudno o rozstrzygnięcie. Charakter terenu w obszarze masztu i przewidywanej lokalizacji: jego ukształtowania i pokrycie oraz klimat wiatru mają decydujące znaczenie.

4. Jaki jest minimalny czas trwania pomiarów dla poprawnego oszacowania warunków wiatrowych?

Czas trwania pomiarów nie powinien być mniejszy niż rok, co umożliwia oszacowanie sezonowych zmian warunków wiatrowych. Dane z dwóch czy więcej lat pozwolą zmniejszyć niepewność prognozy wiatru, produkcji energii i tym samym zredukować ryzyko przedsięwzięcia. Taki sam efekt ma dostęp do wysokiej jakości danych referencyjnych, dobrze skorelowanych z „naszym” pomiarem. Obowiązuje jednak złota zasada: im dłużej mierzysz, tym większa jest trafność przygotowanych prognoz długoterminowych.

Celem pomiarów jest uzyskanie danych o prędkości i kierunku wiatru, ciśnieniu atmosferycznym i temperaturze powietrza. Parametry te są potrzebne do oszacowania zasobów energetycznych wiatru i, w konsekwencji – prognozy produkcji energii. Moc wiatru jest proporcjonalna do gęstości powietrza oraz trzeciej potęgi prędkości. Prędkość ma więc największe znaczenie, a mniejsze – gęstość powietrza, która zależy od ciśnienia atmosferycznego i temperatury (stąd pomiar tych wielkości).
Znajomość charakterystyki kierunkowej wiatru umożliwia takie rozmieszczanie turbin w farmie, aby straty wynikające z ich wzajemnego oddziaływania były możliwie najmniejsze.

Punkt posadowienia masztu powinien być reprezentatywny dla obszaru przeznaczonego pod budowę farmy w sensie jego usytuowania względem otoczenia z uwzględnieniem rzeźby i pokrycia terenu. Maszt należy instalować możliwie jak najdalej od obiektów, których istnienie może zaburzać pomiar. Przyjmuje się, że na kierunku wiatrów dominujących, odległość od takich przeszkód nie powinna być mniejsza niż 10 ich wysokości. Trzeba też uwzględnić warunki bezpieczeństwa: maszt powinien być usytuowany w odległości nie mniejszej niż 1.5 jego wysokości od sieci przesyłowych, ulic, dróg, budynków lub jakichkolwiek konstrukcji lub obiektów, które mogłyby ucierpieć na skutek jego upadku.

7. Czy przed instalacją masztu pomiarowego wymagane są jakieś uzgodnienia i zezwolenia?

Tak, jest ich kilka:

  • Przede wszystkim trzeba porozumieć się z właścicielem gruntu i dokonać formalnej dzierżawy terenu pod maszt. Umowa powinna zawierać: lokalizację masztu, całkowitą powierzchnię działki, ubezpieczenie, gwarancję dostępu do działki oraz wysokość i harmonogram płatności;
  • Skontaktować się z miejscowymi władzami i sprawdzić, czy wymagane jest pozwolenie na instalację masztu. Zwykle tak. Uzyskać je po złożeniu wymaganej dokumentacji;
  • Sprawdzić w lokalnych przepisach ruchu lotniczego czy oświetlenie i malowanie masztu jest wymagane.

Produkcja energii jest proporcjonalna do średniej długoterminowej prędkości wiatru w potędze 2.5-2.7. Oznacza to, że błąd oszacowania jej wartości na poziomie 5% skutkuje z błędem oszacowania produkcji na poziomie 14 %. Takie przeszacowanie prognozy może pociągnąć za sobą katastrofalne skutki. Biorąc to pod uwagę, nie należy oszczędzać i rezygnować z najlepszych czujników pomiarowych. Koszty związane z ich nabyciem są pomijalnie małe w stosunku do ryzyka, jakie pociąga za sobą mało pewny pomiar. Ilustruje to przykład: różnica w nakładach na wyposażenia masztu pomiarowego w wariancie skrajnie ubogim i zalecanym to co najwyżej 40 000 zł, co stanowi ok. 0.010-0.015 % wpływów z produkcji sprzedanej pochodzącej z farmy o mocy zainstalowanej 30MW. Natomiast różnica w niepewności prognozy produkcji przy takich wariantach wyposażenia sięga 2-3 %.

Przede wszystkim należy zwrócić uwagę na zgodność systemową rejestratora z różnymi czujnikami (liczba czujników, rodzaj sygnału, częstość próbkowania i rejestracji). Dotyczy to zwłaszcza rejestratorów „z niższej półki”. Poza tym: liczba kanałów, pobór mocy.

Rejestrator może być zasilany z sieci. Zwykle jednak nie jest to możliwe. Wtedy jako źródła energii stosuje się ogniwo fotowoltaiczne, zwykle w parze z mikro elektrownią wiatrową, które zasilają akumulator. Przy większym zapotrzebowaniu na moc (światła przeszkodowe, podgrzewane przyrządy) źródła zasilania są powielane.

Przesyłanie danych odbywa się przez sieć GSM. Zdalny transfer danych pozwala na bieżący dostęp do danych oraz na ich bieżącą analizę, dzięki czemu problemy z pomiarami i rejestracją danych mogą być wykryte i bezzwłocznie usunięte.

Przede wszystkim maszt powinien być dostatecznie wysoki – wg norm IEC, nie niższy niż 2/3 wysokości wieży przewidywanych elektrowni. Do wyboru są maszty rurowe i kratownicowe. w porównaniu z masztem kratownicowym, maszt rurowy jest: łatwiejszy w transporcie, lżejszy, tańszy, łatwiejszy we wznoszeniu (zwykle nie wymaga fundamentu), jest jednak trudniejszy w serwisowaniu, ma większy wpływ na wskazania anemometrów i czujników kierunku wiatru. w grupie masztów najwyższych dominują maszty kratownicowe.

13.Jak racjonalnie rozmieścić anemometry na maszcie?Ile powinno ich być?

Dobór czujników oraz ich właściwe usytuowanie mają bardzo duży wpływ na jakość pomiarów. Zalecane jest stosowanie anemometrów wysokiej jakości (pierwszej klasy), gwarantujących dostatecznie pewny pomiar. Jednak korzyści wynikające z dobrego czujnika mogą być zmarnowane, jeśli nie zadba się o takie ich mocowanie, aby zmniejszyć do minimum oddziaływanie aerodynamiczne między czujnikami a innymi elementami masztu: jego trzonem, odciągami, wspornikami, piorunochronem, a także interferencję między samymi czujnikami. Ważne jest więc, aby czujniki mocowane były na niezależnych i dostatecznie długich wspornikach, a czujnik na szczycie był wyniesiony dostatecznie powyżej trzonu masztu. Celowe jest mocowanie anemometrów na trzech lub więcej wysokościach, na każdej z nich parami, na wspornikach ustawionych wzajemnie pod kątem 90°. Sektor między wspornikami powinien być zwrócony na kierunek wiatrów dominujących. Takie umieszczenie anemometrów umożliwia zmniejszenie wpływu śladu za masztem na pomiar prędkości. Ważne jest też, aby osie czujnika prędkości i kierunku były usytuowane ściśle pionowo, a czujnik kierunku był ściśle zorientowany kierunkowo.

Niekoniecznie. Elektrownia powinna być dobrana do warunków wiatrowych. Parametr zwany mocą właściwą (ang. specific power), wyrażający się ilorazem mocy znamionowej i pola powierzchni zakreślanej wirnikiem, odgrywa w takim doborze kluczową rolę. Zasada, w uproszczeniu, jest taka: im słabsze warunki wiatrowe tym mniejsza powinna być wartość mocy właściwej. Jeśli wartość tego parametru jest za duża moc znamionowa generatora niemal nigdy nie jest osiągana, generator przewymiarowany „marnuje się”, a dodatkowo praca na poziomie mocy ułamka mocy znamionowej charakteryzuje się małą sprawnością. Jeśli natomiast wartość tego parametru jest zbyt mała – moc znamionowa osiągana jest przy zbyt małej prędkości wiatru. Ponieważ moc znamionowa nie może być przekraczana – wirnik musi być regulowany i znaczna część potencjału wiatru jest marnowana. Pytanie dotyczy wartości jednego z paru parametrów wskaźnikowych charakteryzujących wielkość produkcji energii w farmie/elektrowni wiatrowej. Jego polska nazwa cytowana w pytaniu jest myląca. Jest to bowiem umowna (ekwiwalentna) liczba godzin pracy w roku z mocą znamionową (i tylko z taką mocą), wyrażająca się liczbowo jako iloraz energii wyprodukowanej w ciągu roku i mocy znamionowej farmy/elektrowni. Nie jest to więc rzeczywista liczba godzin pracy przy pełnej mocy. Znaczenie, jakie przypisuje się wartości tego parametru w Polsce, ma swój rodowód w energetyce cieplnej. Jego sens na gruncie energetyki wiatrowej bywa często źle interpretowany: „im więcej godzin tym lepiej”.
Bardzo duża liczba godzin może świadczyć o tym, że elektrownia nie jest trafnie dobrana do warunków wiatrowych; wystarczyłoby tę samą elektrownię wyposażyć w „większy” generator a produkcja wzrosłaby, mimo że „liczba godzin” byłaby mniejsza. Liczba godzin nie powinna być więc interpretowana jako wskaźnik charakteryzujący trafność doboru elektrowni do danej lokalizacji, ani jako parametr dający się wprost przełożyć na opłacalność przedsięwzięcia.
Parametrem o podobnym znaczeniu, używanym często zwłaszcza na Zachodzie, jest współczynnik wykorzystania mocy znamionowej CF (ang. capacity factor), wyrażający się ilorazem średniej rocznej mocy użytecznej farmy/elektrowni i jej mocy znamionowej. Oba parametry są ze sobą związane:

 

 

Ekwiwalentna liczba godzin = liczba godzin w roku * współczynnik wykorzystania mocy zainstalowanej.

Wirnik elektrowni, pobierając energię z wiatru, zmniejsza jego prędkość. Za wirnikiem na odległość wielu jego średnic rozciąga się obszar, w którym średnia prędkość wiatru jest mniejsza od tej, przed wirnikiem. Obszar ten, zwany śladem (lub cieniem) aerodynamicznym, w miarę oddalania się od wirnika „rozmywa się” i daleko za wirnikiem zanika. Elektrownia, której wirnik znajdzie się w śladzie, wytwarza mniej energii niższa niż ta, której wirnik pracuje w przepływie niezaburzonym. Straty aerodynamiczne farmy wiatrowej wyrażają w procentach ubytek produkcji farmy powstały na skutek opisanego efektu. Przy projektowaniu farmy dąży się do tego, aby straty te nie były większe niż kilka procent. Można to osiągnąć dzięki doborowi liczby elektrowni i właściwym ich rozmieszczeniu z uwzględnieniem kierunku wiatrów mających największy udział energetyczny. Sprawność aerodynamiczna farmy to iloraz energii produkowanej w farmie do energii, jaką wyprodukowałyby łącznie wszystkie elektrownie farmy pracujące pojedynczo w miejscu ich posadowienia w farmie

Prognoza produkcji nie jest – bo nie może być – absolutnie ścisła; jest obciążona niepewnością wynikającą z jej „technologii”: z przybliżonych modeli i niepewności pomiarów. Nie można więc mówić o prognozie produkcji „w ogóle”, ale o prognozie, której przekroczenie jest prawdopodobne w określonym stopniu. Tak więc termin prognoza przy P(90) oznacza, że istnieje 90% prawdopodobieństwo tego, że produkcja nie będzie mniejsza od prognozowanej. Zrozumiałe jest, że przy większym prawdopodobieństwie prognoza musi być mniejsza. O tym, jak wielkość prognozowanej produkcji zmienia się z poziomem prawdopodobieństwa, decyduje niepewność prognozy, której istotnym składnikiem jest niepewność pomiaru i prognozy prędkości średniej długoterminowej.

Prognoza produkcji sporządzana jest na podstawie prognozy warunków wiatrowych średnich długoterminowych. Warunki średnie w pierwszym roku użytkowanie farmy mogą być przeciętne, w wyniki czego 5-letnie warunki będą poniżej oczekiwanych dla wielolecia. Znaczy to, że prognoza w pierwszym roku obciążona jest większą niepewnością niż prognoza za okres pierwszych 5 lat użytkowania elektrowni. Innymi słowy, prawdopodobieństwo tego, że produkcja w jednym roku będzie równa średniej rocznej prognozowanej dla wielolecia, jest niższe niż produkcja roczna średnia w okresie 5-letnim. Dlatego prognoza produkcji średniej rocznej w wieloleciu jest obciążona mniejszą niepewnością niż średnia w jednym czy paru latach.

To problem wielowątkowy:

  1. Zapotrzebowanie na moc cieplną zmienia się bardzo znacznie w ciągu roku. w sezonie zimowym jest ono parokrotnie większe niż w letnim. Tak więc średnia moc grzewcza nie zapewnia zapotrzebowania „ponad średniego”. Oznacza to, że moc dyspozycyjna powinna być znacznie większa od średniej. Państwa kocioł ma zapewne moc znamionową nie mniejszą niż 10 kW.
  2. Energia z wiatru, która ma charakter losowy (najmroźniejsze wyże syberyjskie są bezwietrzne) i jako taka może stanowić poważne uzupełnienie w bilansie energetycznym, nie może wypierać mocy zainstalowanej w systemie. Czyli grzałka zasilana z wiatraka w akumulatorze ciepła może być jedynie elementem instalacji, w której grzać można w sposób tradycyjny.
  3. Moc znamionowa wiatraka ma dość luźny związek z mocą średnią, jaką można stamtąd otrzymać; w bardzo dobrym wypadku jest to ¼ mocy znamionowej. Tak jest jednak pod warunkiem, że znamionowa prędkość wiatru (przy której wiatrak osiąga moc znamionową) jest nie większa niż 1.8-2.0 x średnia roczna prędkość wiatru w wybranej lokalizacji, na wysokości osi wirnika.
  4. 4. Podawane w ofertach parametry wiatraka, a w szczególności moc znamionowa i prędkość znamionowa, są często nierzetelne. Orientacyjnie można jedynie powiedzieć, że moc średnia na wzmiankowanym poziomie może być osiągnięta, gdy prędkość znamionowa będzie nie większa niż 7.8 m/s, co jest osiągalne, gdy iloraz mocy zainstalowanej do powierzchni zakreślanej przez wirnik (moc charakterystyczna) będzie w granicach 90-100 W/m2.
    Tak więc jeśli moc średnia z wiatraka miałaby wynosić 1.5 kW, moc znamionowa powinna być na poziomie 6.7 kW przy średnicy wirnika 8.5-9.5 m. Wskazana moc znamionowa przy mniejszej średnicy wirnika oznacza, że prędkość znamionowa będzie wyższa, a w konsekwencji moc średnia w stosunku do mocy zainstalowanej – mniejsza.
Przytoczone oszacowanie odnosi się do lokalizacji dobrze eksponowanej na wiatr z prędkością średnioroczną ok. 4 m/s na wysokości 15 m.

Podstawową charakterystyką elektrowni wiatrowej, której warto poświęcić sporo uwagi jest tzw. krzywa mocy. Jest to zależność między chwilowymi wartościami mocy i prędkości wiatru, przedstawiana zwykle w formie tabelarycznej. w odniesieniu do małych wiatraków pojęcie prędkości/mocy „chwilowej” należy rozumieć jako ich średnie z kilkudziesięciu sekund. Krzywą mocy można uznać za realną, jeśli jest certyfikowana. Zwykle jednak taka nie jest, co może oznaczać, że jest „fałszywką”, chwytem reklamowym, obliczonym na naiwność klientów nieznających się na rzeczy

Można ocenić, czy krzywa mocy jest realna. Oto jak to zrobić: w energetyce wiatrowej funkcjonuje wielkość zwana współczynnikiem mocy, wyrażana ilorazem mocy użytecznej i mocy strumienia wiatru. Po uwzględnieniu wartości stałych w tym związku (np. gęstość powietrza), współczynnik mocy CP wyraża się wzorem:

Cp = 2.08\frac{P}{D^2 \cdot V^3}

w którym:
P– moc elektrowni, [W],
D– średnica wirnika, [m],
V– prędkość wiatru, [m/s].

Jeśli pominąć wszelkie straty, teoretycznie największa wartość tego współczynnika wynosi 16/27 ≈ 0.597 1 ,
a jego praktyczna wartość maksymalna sięga 0.48 ÷ 0.50 w największych elektrowniach. w małych, przydomowych, wartość ta zawiera się w zakresie 0.25 ÷ 0.40 i jest tym mniejsza, im mniejsza jest średnica wirnika elektrowni. 2 Efekt skali jest tu wyraźnie widoczny. Jeśli znamy średnicę wirnika i krzywą mocy, możemy wyznaczyć wartości C P w całym zakresie prędkości użytkowych i sprawdzić czy są realne, czyli czy zawierają się w wymienionych przedziałach. Prześledźmy to na przykładzie .

PRZYKŁAD: Ze strony www.generatory-wiatrowe.plwybieramy trzy elektrownie VENTUS – 500, 1000 i 2000 o średnicach wirników 1.72 m, 2.79 m oraz 3.155 m i czwartą, oznaczoną „Model 2kW” – o średnicy wirnika 3.2 m. Poniżej przedstawiono krzywe mocy wspomnianych elektrowni VENTUS:

Tab. 1. Tabela generowanej mocy chwilowej w zależności od prędkości wiatru

Prędkość wiatru,
[m/s]

Moc chwilowa, [W]

VENTUS 500

VENTUS 1000

VENTUS 2000

3.5

58

85

180

4.0

78

120

220

5.0

115

230

490

6.0

235

340

680

7.0

340

480

970

8.0

490

700

1390

9.0

555

1000

1900

10.0

660

1210

2300

11.0

720

1320

2600

Na podstawie tych charakterystyk wyznaczamy z podanego wcześniej wzoru zależność między prędkością wiatru a współczynnikiem mocy. Wyniki przedstawione są w Tab. 1 i na Rys. 2 poniżej. w legendzie Rys. 2 podano typ elektrowni, średnicę wirnika D oraz moc znamionową P r ; zaznaczono również maksymalną teoretycznie wartość współczynnika mocy C P =16/27, której przekroczenie oznaczałoby podważenie podstawowych praw fizyki.

Tab. 2. Współczynnik mocy elektrowni VENTUS zależnie od prędkości wiatru

Prędkość wiatru,
[m/s]

Współczynnik mocy elektrowni ( C p ), [-]

VENTUS 500

VENTUS 1000

VENTUS 2000

3.5

0.951

0.530

0.877

4.0

0.857

0.501

0.718

5.0

0.647

0.492

0.819

6.0

0.765

0.421

0.658

7.0

0.697

0.374

0.591

8.0

0.673

0.365

0.567

9.0

0.535

0.367

0.545

10.0

0.464

0.323

0.481

11.0

0.380

0.265

0.408

12.0

0.220

0.230

0.351

Rys. 1. Zależność między współczynnikiem mocy a prędkością wiatru czterech elektrowni pośród oferowanych na stronie www.generatory-wiatrowe.pl, oraz charakterystyki certyfikowane dużej elektrowni VESTAS i przydomowej SKYSTREAM

Rys. 1. Zależność między współczynnikiem mocy a prędkością wiatru czterech elektrowni pośród oferowanych na stronie www.generatory-wiatrowe.pl, oraz charakterystyki certyfikowane dużej elektrowni VESTAS i przydomowej SKYSTREAMNa rysunku pokazano także, dla porównania, certyfikowane charakterystyki dwóch elektrowni: dużej elektrowni VESTAS z wirnikiem o średnicy 112 m i mocy znamionowej 3000 kW oraz elektrowni SKYSTREAM z wirnikiem
o średnicy 3.7 m i mocą 2.1 kW. Z rysunku widać, że charakterystyki wyznaczone na podstawie krzywych mocy pobranych z oferty są we wszystkich czterech przypadkach absurdalne; wydajność energetyczna elektrowni wyznaczona na ich podstawie byłaby PAROKROTNIE przeszacowana.

A oto podsumowanie recepty, jak nie dać się nabrać na fałszywe dane:

  1. Domagać się certyfikowanej krzywej mocy.
  2. Jeśli taka nie jest osiągalna, sprawdzić tę niecertyfikowaną w taki sposób, jak tu pokazano. Jeśli maksymalna wartość współczynnika mocy elektrowni o średnicy wirnika do 10 m przekracza wartość 0.4, jest niemal pewne, że mamy do czynienia z nierzetelną ofertą. A zatem – trzeba szukać dalej!
  3. Jeśli dostawcy powierzamy usługę kompleksową łącznie z rozpoznaniem warunków wiatrowych – z wyborem miejsca postawienia elektrowni i jej typu – radzimy domagać się gwarancji na średnią produkcję roczną w całym okresie eksploatacji objętej tą gwarancją na poziomie nie mniejszym
    niż ….
Krzywa mocy nie jest jedynym kryterium, na które warto zwracać uwagę, kiedy dokonuje się wyboru elektrowni. Równie ważna jest niezawodność czy trwałość, a także jakość serwisu i warunki gwarancji.  Warto więc wydobyć od sprzedawcy kontakt to użytkowników upatrzonej elektrowni i poznać ich opinię.

1 Wartość ta odnosi się do wirnika nietunelowanego, tj. w przepływie swobodnym.

2 Wymienione wartości odnoszą się do elektrowni z wirnikami o poziomej osi obrotu.

To zależy od tego, co się rozumie pod pojęciem „pomiary turbin”. Na początek parę słów o wietrze w warunkach miejskich, który charakteryzuje się dwoma cechami:

  • z racji szorstkości i swoistego pokrycia terenu pionowy profil prędkości średniej nad miastem charakteryzuje się dużymi wartościami wysokości początkowej, gdzie w modelach profilu prędkość jest równa zeru ( ang. displacement height), oraz, w zależności od tego modelu – dużą szorstkością aerodynamiczną czy wartością wykładnika w modelu potęgowym. Oznacza to, że w mieście wiatr „zaczyna się” dość wysoko nad ziemią i silnie rośnie z wysokością, choć „generalnie” jest mniejszy, niż na przestrzeni otwartej;
  • na taki obraz nakładają się efekty lokalne (skala “mikro”), związane z opływem konkretnego obiektu i ew. interferencją ze strony najbliższych sąsiadów. w takiej sytuacji pole prędkości w skali obiektu, a w ślad za tym i produkcja energii, mogą być bardzo zróżnicowane w miejscach niezbyt odległych od siebie. Jest to główna cecha odróżniająca warunki wiatrowe w środowisku miejskim i otwartej przestrzeni.

A teraz do rzeczy:

  1. Krzywa mocy, podobnie jak charakterystyka aerodynamiczna wirnika, są cechami osobniczymi elektrowni wiatrowej i dlatego muszą być wyznaczane wg standardowych metod. Nie ma więc krzywej mocy na polu czy na dachu – jest krzywa mocy wyznaczona w warunkach do tego celu przewidzianych i jest ona “odciskiem palca” elektrowni. Jeśli więc chodzi o te właśnie charakterystyki – to mogą być one poprawnie wyznaczone jedynie wtedy, gdy spełnionych będzie szereg warunków i procedur (patrz norma ICM 61400-12). Umiemy to robić.
  2. Lokalizacja, w której nie da się takich warunków zapewnić, nie nadaje się do wyznaczenia krzywej mocy czy charakterystyki aerodynamicznej wirnika: nie będziemy w stanie mierzyć tego, co należałoby. Gdzie w takich warunkach mierzyć prędkość wiatru? w punktach odległych o kilkanaście czy nawet kilka metrów (przed czy za kominem, na krawędzi dachu czy na jego kalenicy) prędkości mogą być zupełnie różne podobnie jak i „krzywe mocy” wyznaczane w takich warunkach.   Nie podejmujemy się wyznaczenia ani krzywej mocy elektrowni, ani charakterystyki aerodynamicznej wirnika w warunkach miejskich.
  3. Istnieją metody zarówno obliczeniowe, jak i doświadczalne za pomocą których – jeśli tylko znany jest “klimat wiatru” nad miastem – można wskazać na konkretnym obiekcie miejsca korzystniejsze do instalacji elektrowni. Umiemy to robić.
  4. W warunkach miejskich wstępne oszacowanie produkcji elektrowni o znanej krzywej mocy jest możliwe po zrealizowaniu punktu zapisanego wyżej. Umiemy to robić.
  5. W warunkach specyficznej lokalizacji możemy mierzyć jedynie wydajność (produkcję, energię), ale nie charakterystyki elektrowni. Dla porządku warto dodać, że aby mieć wyobrażenie o produkcji w konkretnym miejscu, rozumianej, jako średnia statystyczna, pomiary powinny trwać wystarczająco długo. Umiemy to robić.
Elektrownia wiatrowa zainstalowana w środowisku miejskim jest poddana bardziej złożonemu stanowi obciążeń niż elektrownia na terenie otwartym. Dwa możliwe tego źródła to: specyficzny, lokalny profil prędkości średniej oraz większa intensywność turbulencji. Badania statystycznych i widmowych charakterystyk zarówno wiatru jak i obciążeń wydaje się celowe.  Wiemy jak to robić, ale nie podejmujemy się.

Lista powyżej przedstawia pytania często zadawane przez naszych klientów. Jeśli nie znalazłeś odpowiedzi na interesujący Cię problem zapraszamy do kontaktu.