możliwości rozwoju energetyki wiatrowej na terenie

Transkrypt

MOŻLIWOŚCI ROZWOJU ENERGETYKI WIATROWEJ
NA TERENIE GMINY STOSZOWICE
Wrocław, 2014
MOŻLIWOŚCI ROZWOJU
ENERGETYKI WIATROWEJ
NA TERENIE GMINY
STOSZOWICE
WPROWADZENIE
Pomiary wiatru na potrzeby energetyki wiatrowej przeprowadzono
w miejscowości Budzów, na terenie gminy Stoszowice. Obliczono moc
i energię wiatru, przeanalizowano statystyczno-probabilistyczny rozkład
prędkości wiatru. Wszystkie uzyskane dane opisano w opracowaniu oraz
zawarto w załącznikach w postaci zestawień tabelarycznych.
OCENA POTENCJAŁU ENERGETYCZNEGO WIATRU
OCENA POTENCJAŁU ENERGETYCZNEGO
WIATRU
WPROWADZENIE
Praca została wykonana w ramach projektu ENERGYREGION „Efektywny rozwój rozproszonej
energetyki odnawialnej w połączeniu z konwencjonalną”, wdrażanym w ramach Programu dla Europy
Środkowej i współfinansowanym przez Regionalny Fundusz Rozwoju Regionalnego.
Podstawę merytoryczną do wykonania analizy oceny potencjału energetycznego wiatru stanowią
dokumenty strategiczne takie jak: „Polityka energetyczna Polski do 2030 roku” oraz „Strategia rozwoju
energetyki odnawialnej”, w których Polska zakładała zwiększenie udziału energii opartej o źródła
odnawialne do 15% w 2020 roku. Energetyka wiatrowa, obok energii geotermalnej i energii wód, jest
jedną z podstawowych form pozyskania energii z odnawialnych źródeł energii. Zgodnie z założeniami aż
45% energii odnawialnej ma pochodzić z instalacji wiatrowych, 29.3% z biomasy, 17.4% z biogazu
a 8.1% z energetyki wodne [1].
W ramach projektu ENERGYREGION zostały przeprowadzone badania potencjału energetycznego
wiatru dla małych i średnich turbin wiatrowych. W celu potwierdzenia wartości danych wietrzności,
odczytanych na ogólnych mapach wietrzności, został zainstalowany maszt pomiarowy w miejscowości
Piotrkowice , a pomiar był wykonywany przez okres pełnego roku. Uzyskane dane z czujników
pomiarowych przetwarzane były w specjalistycznych oprogramowanych w celu wykonania szeregu analiz
wietrzności i szacowanej produkcji energii elektrycznej.
Celem niniejszego opracowania jest analiza zebranych parametrów wiatru w badanej lokalizacji,
analiza statystyczna, identyfikacja podstawowych parametrów opisujących wiatr oraz ocena potencjalnych
zasobów energetycznych wiatru.
Opracowanie zawiera następujące elementy:





wyniki z pomiarów prędkości wiatru pomierzone na wysokościach 28m, 38m i 48m,
prędkości i kierunki wiatru – przedstawione za pomocą róży wiatrów,
histogramy prędkości wiatru i rozkłady Weibulla,
wizualizacje 3D w terenie,
zestawienia tabelaryczne wyników analiz.
Strona 1
SUMMARY
The study has been done within the project no 3CE393P3 “Effective development of dispersed
renewable energy in combination with conventional energy in regions – ENERGYREGION” financed from
the European Regional Development Fund.
Electrical energy is essential for economic growth and well-being of human populations. The growing
concern with pollution resulting from the use of fossil fuels in-creases the pressure to use renewable energy
sources to produce electricity. One of such resources is the energy obtained from wind. Location of wind
farms producing electricity requires careful and combined analysis of numerous criteria such as technical
requirements, as well as environmental, social and spatial constraints.
The basis for the analysis of wind energy potential were strategic documents such as: "Energy Policy
of Poland until 2030" and "The Strategy of Renewable Energy Sources Development", in which Poland
assumes an increase the share of energy from renewable sources to 15% in 2020. Wind energy near
geothermal and water energy, is one of the basic forms of energy generation from renewable energy
sources. According to the assumptions 45% of renewable energy will come from wind power plants, 29.3%
from biomass, 17.4% from biogas and energy 8.1% of water [1].
Wind measurement for the assessment of wind energy potential in the Budzów, the municipality of
Stoszowice in Lower Silesia (SW Poland), was carried out and presented within this paper. The obtained
wind characteristics were statistically analyzed using the Weibull distribution function. A region’s mean wind
speed and its frequency distribution have to be taken into account to calculate the amount of electricity that
can be produced by wind turbines.
The study contains the following elements:
 the results of wind speed measurements measured at height 28m, 38m and 48m above
ground level (agl),
 speeds and wind directions - represented by wind roses,
 histograms of wind speeds and Weibull distribution,
 3d visualization in the field,
 summary of the results analyzes on all measured heights.
RESULTS AND DISCUSSION
MEAN WIND SPEED AND WIND DIRECTION ANALYSIS
The determination of the wind potential of the selected site was made by analyzing the wind
characteristics, such as the wind speed, the prevailing direction, their duration and availability and the
power density. Fig. 1 shows the results of the wind speed data analysis. As it can be seen, the windiest
months were December and February with the mean wind speed reaching approximately 8.2 m/s at 48m
agl, while the calmest month was August where the mean wind speed did not exceed 2.7 m/s at 28m agl.
Using the data of this diagram, it has been calculated that the corresponding annual mean speed at height
48m agl was approximately 5.5 m/s, at height 38m agl – 4.91 m/s and 28m agl – 4.60 m/s.
Strona 2
9
8.24
8
7.15
7
wind speed, m/s
6
5.3
4.67
5
4.59
4
3
3.94
4.27
4.05
3.72
2
5.37
6.76
5.14
4.13
4.12
3.69
2.62
1
0
April
4.82
3.28
6.77
4.38
4.21
4.02
3.99
5.54
48m agl
May
June
July
38m agl
August
September October
28m agl
November December
January
February
March
WIND DIRECTION
Usually, in wind data analysis, the prediction of the wind direction is also very important, especially
when planning the installation and the micrositting of a wind turbine or a wind farm. The annual wind rose
based on time at height 48m, 38m and 28m agl and the corresponding percentages of time were shown
in Fig. 2.
48m above ground level – annual wind rose
Wind speed (m/s)
Strona 3
Wind speed (m/s)
Wind speed (m/s)
Fig. 2. Annual wind roses
Strona 4
Most of the time the prevailing winds in Budzów were the west-southwest (WSW). The highest
percentage of time wind was blowing from a particular direction, was approx. 18%.
PROBABILITY DENSITY FUNCTIONS
Simple knowledge of the mean wind speed of the selected area could not be taken as sufficient for
obtaining a clear view of the available wind potential. Therefore, in order to surpass the nonpredictability
of the wind characteristics, a statistical analysis was considered necessary. For this reason, Weibull
distribution model was applied. Fig. 3, 4 and 5 show the probability density function of the annual wind
speed distribution, in which Weibull models have been fitted.
Fig. 3. Weibull distribution model – 48m above ground level.
Strona 5
Strona 6
The probability density function indicates the frequency of time for which a wind speed possibly
prevails at the area under investigation. It can be observed in Fig. 3, 4 and 5 that the most frequent wind
speed is between 2-5 m/s
WIND POWER DENSITY ANALYSIS
The results of the wind speed variation and the prevailing wind directions which characterized the
location under investigation were further analyzed with respect to the corresponding mean wind power
density Fig. 6. Wind power is a measure of the energy available in the wind. It is a function of the cube
(third power) of the wind speed.
Strona 7
30.00
Power, W/m2
25.00
48m agl
20.00
38m agl
28m agl
15.00
10.00
5.00
0.00
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26
Wind speed, m/s
Fig. 6. The mean power density
The resulting mean annual wind power density was estimated to be 160 W/m2.
GENERATED WIND ENERGY
The energy generated by a windmill depends on the power generation as mentioned above - and
how often, or how many hours the wind blows – that means - the "wind speed frequency distribution" at the
actual location. The results from calculating of potential energy are presented in tables below:
Tab. 1. The amount of energy produced depending on the applied wind turbine
Hub height
Energy generates
[m]
[MWh]
VESTAS V112 3075 - 3 MW
119
9 922
NORDEX N100-2 500 – 2,5 MW
100
7 229
ENERCON E-66/15.66-1 500 –
1,5 MW
85
3 079
ENERCON E-18-80 – 80 kW
40
132
ZEFIR D21-P70-T18 - 70 kW
48
195
ZEFIR D14-P30-T15- 30 kW
48
83
48
37
38
68
38
31
28
12
Type of wind turbine
Wind characteristics have been analyzed for the Budzów, Stoszowice municipality, in this study
based on a measured data source over 12-months period (April 2013 - March 2014). Characteristics such
as annual, monthly wind speed variations were examined and the annual wind direction variations were
also investigated. The wind speed data reveal that the windy months in Budzów are from November to
March, with December being the windiest month. The wind power density is approximately 160 W/m2.
Strona 8
P O D S TAW Y T E O R E T YC Z N E
Energia pochodząca z wiatru uważana jest za tzw. energię „czystą”. Do jej głównych zalet należy
przede wszystkim łatwy dostęp do źródła energii odnawialnej czyli wiatru, zaś do słabych stron
nierównomierny dostęp do źródła energii wiatru w czasie, co spowodowane jest różną prędkością wiatru
lub nawet jego brakiem w pewnych okresach roku. Mimo, że wiatr obecnie wykorzystywany jest w ułamku
procenta, to możliwości rozwoju energetyki wiatrowej w Polsce są bardzo obiecujące [2]. Potwierdzają to
wyniki wieloletnich badań dotyczących kierunków i prędkości wiatrów w Polsce prowadzonych przez
Instytutu Meteorologii i Gospodarki Wodnej (IMGW), co przedstawia Rysunek 1. Przyjmuje się, że siłownie
wiatrowe mogą powstawać na obszarach gdzie prędkości wiatru osiągają już prędkość powyżej 4,5 m/s,
co jest dość powszechne w Polsce.
Rysunek. 1. Strefy energetyczne wiatru w Polsce
(Źródło: Na podstawie danych Ośrodka Meteorologii IMGW, Warszawa)
Z powyższej mapy wynika, że na ponad 60% powierzchni Polski występują warunki odpowiednie
dla rozwoju energetyki wiatrowej. Podział przeprowadzony został w oparciu o średnią prędkość wiatru
a wysokości 30 m powyżej gruntu przekraczającą 4 m/s, a w rejonie wybrzeża nawet 6 m/s [2].
Wiatr w województwie dolnośląskim uwarunkowany jest charakterem ogólnej cyrkulacji
atmosferycznej nad Europą Środkową oraz jej lokalną modyfikacją przez rzeźbę terenu, a także pokrycie
podłoża o różnym współczynniku szorstkości. Województwo charakteryzuje się zadowalającymi warunkami
wietrznymi, jednak mniej korzystnymi niż tereny Polski północnej i północno-zachodniej. W zależności od
min. prędkości wiatru wystarczającej do efektywnej pracy siłowni wiatrowej potencjalnie odpowiednie
warunki występują na dużych obszarach Przedgórza Zachodniosudeckiego i obszarach nizinnych. Wyniki
badań wietrzności jednoznacznie wskazują, że najbardziej niekorzystnymi warunkami charakteryzują się
kotliny śródgórskie [1].
Wiatr jako źródło energii jest dobrą alternatywą dla paliw kopalnych. Wiąże się to
z wszechobecnością wiatru, jego szeroką dostępnością i brakiem emisji zanieczyszczeń. Turbiny wiatrowe
zamieniają energię kinetyczną wiatru w energię mechaniczną, która w konsekwencji przekształcana jest w
energię elektryczną. Największe budowane dziś turbiny wiatrowe osiągają moc ponad 6MW (Enercon
E-126). Rozpatrywanie przepływów zachodzących w turbinie wiatrowej jest bardzo skomplikowane.
Szerokie zmiany kątów natarcia strugi, turbulencje, zawirowania, zniekształcenia spowodowane opływem
wieży i inne zaburzenia powodują wiele komplikacji w ich analizie.
Strona 9
Ze względu na znaczącą zmienność mocy energii wiatru od prędkości ważne jest precyzyjne
określenie potencjału energii z wiatru. W przypadku szacowania potencjału technicznego możliwych do
wykorzystania określa się częstości występowania prędkości progowych wiatru: minimalnej i maksymalnej.
Wyznaczają one zakres prędkości wiatru w jakich możliwa jest produkcja energii. Wartości prędkości
progowych uzależnione są od konstrukcji elektrowni wiatrowych. Z reguły minimalna prędkość progowa –
tzw. prędkość startowa wynosi ok. 3 – 4 m/s, natomiast prędkość maksymalna – tzw. prędkość wyłączenia
ok. 25 m/s. Zaawansowane metody określania potencjału energii wiatrowej muszą uwzględniać zatem
dane pomiarowe, dla których tworzy się statystyczny rozkład prędkości wiatru.
L O K A L I ZAC JA M A Ł YC H E L E K T O W N I W I AT RO W YC H
Coraz bardziej popularne w Polsce stają się małe przydomowe elektrownie wiatrowe o mocach
poniżej 100 kW. Mogą one służyć jako dodatkowe źródło energii, które w pewnym stopniu uniezależnia
od sieci energetycznej lokalnego dystrybutora [9]. Do lokalizacji małych elektrowni wiatrowych najlepiej
nadają się tereny wiejskie o otwartych przestrzeniach. Wiele obszarów wykazuje lokalnie znacznie lepsze
warunki wietrzne niż wynikałoby to z przynależności do stref wietrznych określonych przez Instytut
Meteorologii i Gospodarki Wodnej (IMGW). Lepsze warunki wietrzności wynikać mogą z korzystnego
ukształtowania terenu.
Podstawą budowy elektrowni wiatrowej jest rzetelny audyt wietrzności. Jest to szczegółowe
badanie wszystkich kluczowych elementów, które określają, czy dany obszar jest odpowiedni dla rozwoju
energetyki wiatrowej. Zawiera on między innymi oszacowanie minimalnej energii, którą może
wyprodukować urządzenie ustawione na maszcie o danej wysokości i w określonym miejscu. Pomiar wiatru
(zalecany jest 12 miesięczny okres) odbywa się za pomocą masztu pomiarowego ustawionego na danej
wysokości [8].
Schemat poniżej pokazuje, jakie przeszkody dla wiatru mogą występować i w jaki sposób ich
uniknąć.
Rysunek. 2. Lokalizacja różnych turbin wiatrowych
(Źródło: 8)
Strona 10
METODYKA POMIARÓW
Wiatr to poziomy ruch powietrza względem powierzchni Ziemi spowodowany różnicą ciśnienia
atmosferycznego, gdzie powietrze przemieszcza się od wyższego do niższego ciśnienia. Energia kinetyczna
wiatru, czyli przemieszczających się mas powietrza jest praktycznie niewyczerpalna. Prędkość wiatru,
a więc i także i energia, jaką można z niego uzyskać, zmienia się dla danej lokalizacji zarówno w ciągu
doby jak i w poszczególnych miesiącach i porach roku. Zasoby energii wiatru są możliwe do oszacowania
na podstawie analizy cech klimatycznych i fizycznych obszaru, są to m.in.: rozkłady prawdopodobieństwa
prędkości i kierunków wiatru, średnie prędkości wiatru, cechy geomorfologiczne oraz tzw. szorstkość terenu,
na którą wpływ mają m.in. szata roślinna, sposób użytkowana terenu i zabudowa. Czynniki te modyfikują
cyrkulację atmosferyczną i wielkość energii elektrycznej wiatru [1].
Badania warunków wietrznych na danym obszarze polegają na określeniu dwóch jego cech:
kierunku i prędkości. Kierunek wiatru określa kierunek, z którego wieje wiatr. Mierzony jest od kierunku
północy geograficznej i najczęściej wyrażony jest w stopniach. Prędkość wiatru to droga jaką powietrze
przebywa względem urządzenia pomiarowego w jednostce czasu. Mierzona jest anemometrami
i wyrażana w m/s, a prędkość wiatru mierzona jest w okresach 10 minutowych.
Obszar przedmiotowej oceny obejmuje działkę geodezyjną nr 107/12 w obrębie Budzów gm.
Stoszowice. Najbliższe zabudowania względem lokalizacji masztu pomiarowego położone są w odległości
około 500m (Rys.3) Współrzędne geograficzne masztu pomiarowego określają następujące parametry:
N = 50°34'52''
E = 16°40'03''.
Rysunek. 3. Wizualizacja terenu wokół masztu pomiarowego wraz z różą wiatrów.
Strona 11
Pomiary prędkości wiatru w miejscowości Budzów wykonano za pomocą specjalistycznego
50 metrowego masztu pomiarowego. Maszt został wyposażony w trzy czujniki prędkości i kierunku wiatru,
rejestrator danych, czujnik wilgotności i temperatury, czujnik ciśnienia atmosferycznego oraz automatyczne
zasilanie i sygnalizacje ostrzegawczą. Kierunki i prędkości wiatru były mierzone na trzech wysokościach:
28, 38 i 48 m n.p.t. od kwietnia 2013 do marca 2014 roku z 10 minutowym interwałem zapisu danych.
Wynikiem są otrzymane surowe ciągi danych: data, godzina, średnie 10-minutowe dla prędkości i
kierunków wiatru, a także wilgotności, temperatury i ciśnienia powietrza. Dane te służą do odtworzenia
lokalnego klimatu wietrzności dla projektowanej farmy wiatrowej.
A N A L I Z A P O T E N C JA Ł U E N E RG I I W I AT RO W E J
Celem przeprowadzonych badań było uzyskanie uszczegółowionych informacji o potencjalnej
energii wiatru na terenie gminy Stoszowice, z uwzględnieniem cech szorstkości podłoża. Na podstawie
zebranych danych z masztu pomiarowego możliwe było: wyznaczenie dokładnych parametrów wiatru jak:
kierunek – oznaczający, skąd wieje wiatr, określony za pomocą róży wiatrów; prędkość – wyrażana
najczęściej w m/s. Analizowana seria pomiarowa prędkości wiatru obejmuje, N = 52 559 pomiarów
zarejestrowanych od kwietnia 2013 do marca 2014. Przebiegi zmienności średniej prędkości wiatru na
wysokościach: 28, 38 i 48 m n.p.t. zostały przedstawione na rysunku poniżej:
25.00
H = 38m
Średnia prędkość wiatru
20.00
15.00
10.00
4,91
5.00
0.00
kwi-13 maj-13 cze-13
lip-13
sie-13
wrz-13 paź-13
lis-13
gru-13
sty-14
lut-14 mar-14
Rysunek. 4. Przebieg zmienności prędkości wiatru na wysokości 38 m n.p.t.
Zauważyć można różnice pomiędzy okresami prędkości maksymalnej i minimalnej. Prędkości
maksymalne obserwowane są w okresie grudzień - luty; natomiast najniższe w okresie letnim: lipiec –
wrzesień.
Strona 12
9
8
7
m/s
6
5
4
3
2
1
48m n.p.t.
0
kwiecień
maj
czerwiec
lipiec
38m n.p.t.
sierpień
28m n.p.t.
wrzesień październik listopad
grudzień
styczeń
luty
marzec
Rysunek. 5. Średnie prędkości wiatru w poszczególnych miesiącach
Siłę i kierunek wiejącego wiatru na wysokości: 28, 38 i 48m n.p.t. zaprezentowano za pomocą róży
wiatrów utworzoną w specjalistycznym programie WindRose Pro firmy Enviroware i zaprezentowano na
rysunkach poniżej.
a) analiza siły i kierunku wiejącego wiatru na wysokości 38m - wartości roczne
N
NNW
16.00%
NNE
14.00%
12.00%
NW
NE
10.00%
8.00%
WNW
ENE
6.00%
4.00%
2.00%
W
E
0.00%
WSW
ESE
SW
SE
SSW
SSE
S
Strona 13
Tab. 1 Częstość [%] występowania dominujących i drugorzędnych kierunków wiatru – wartości roczne
Kierunek wiatru
S
SSW
SW
WSW
W
WNW
NW
NNW
Częstość występowania
wiatru [%]
9,18
10,08
13,14
12,68
6,56
4,92
7,13
10,59
[m/s]
6,14
6,42
6,79
6,06
3,38
3,41
4,11
4,76
Na podstawie rocznej róży wiatrów można odczytać, że dominującym kierunkiem wiatru jest
kierunek SW i WSW i stanowi on odpowiednio 13.14% i 12.68% udziału wiatru w roku. Kierunek
drugorzędny przypada na sektory od S do W oraz kierunek NNW. Obserwowane średne prędkości wiatru
dla kierunków głównych (SW) są zazwyczaj nieco wyższe niż średnia dla całego roku [10], jest to
odpowiednio 6,79 m/s i 4,86 m/s. W tabeli poniżej zaprezentowano procentowy udział poszczególnych
przedziałów prędkości wiatru w rozbiciu na dominujące kierunki.
Tab. 2 Częstość [%] poszczególnych przedziałów prędkości
wiatru w rozbiciu na dominujące kierunki
Zakres prędkości
wiatru [m/s]
SW
WSW
częstość [%]
0-1
0,28%
0,33%
1-2
0,55%
0,67%
2-4
2,00%
2,39%
4-6
3,15%
3,56%
6-8
2,85%
2,50%
8 - 10
1,84%
1,63%
10 - 12
1,09%
0,83%
12 - 14
0,75%
0,45%
14 - 16
0,46%
0,23%
16 - 18
0,17%
0,09%
18 - 23
0,01%
0,01%
SUMA
13,14%
12,68%
Z analizy wynika, że dominują wiatry o prędkościach w zakresie od 1m/s do 8 m/s, łączenie ponad 78%,
gdzie największy udział bo aż 29,3% zawiera się w przedziale od 2 m/s do 4 m/s, oraz 22%
w przedziale od 4m/s do 6 m/s.
Strona 14
b) analiza siły i kierunku wiejącego wiatru na wysokości 38m w ciągu nocy
N
NNW
16.00%
NNE
14.00%
12.00%
NW
NE
10.00%
8.00%
WNW
ENE
6.00%
4.00%
2.00%
W
E
0.00%
WSW
ESE
SW
SE
SSW
SSE
S
Tab. 3 Częstość [%] występowania dominujących i drugorzędnych kierunków wiatru – wartości w ciągu nocy
Kierunek wiatru
S
SSW
SW
WSW
W
WNW
NW
NNW
wiatru [%]
8,82
13,11
15,20
14,70
7,74
5,56
8,14
8,69
[m/s]
5,57
6,55
6,94
6,38
3,12
3,09
3,64
4,35
Na podstawie rocznej róży wiatrów w ciągu nocy można odczytać, że dominującym kierunkiem
wiatru jest SW i WSW i stanowi on odpowiednio 15.20% i 14.70% udziału wiatru w roku. Kierunek
drugorzędny przypada na sektory od S do W.
Strona 15
c) analiza siły i kierunku wiejącego wiatru na wysokości 38m w ciągu dnia
N
NNW
16.00%
NNE
14.00%
12.00%
NW
NE
10.00%
8.00%
WNW
ENE
6.00%
4.00%
2.00%
W
E
0.00%
WSW
ESE
SW
SE
SSW
SSE
S
Tab. 4 Częstość [%] występowania dominujących i drugorzędnych kierunków wiatru – wartości w ciągu dnia
Kierunek wiatru
S
SSW
SW
WSW
W
WNW
NW
NNW
wiatru [%]
9,49
7,56
11,42
11,00
5,57
4,39
6,30
12,18
[m/s]
6,60
6,23
6,61
5,71
3,67
3,76
4,62
5,01
Na podstawie rocznej róży wiatrów można odczytać, że dominującym kierunkiem wiatru jest
kierunek NNW i stanowi on 12.18% udziału wiatru w roku. Kierunek drugorzędny przypada na sektory od
S do W.
Z punktu widzenia zastosowania energii do ogrzewania pomieszczeń wiatru porównano jego roczny
przebieg zmienności z temperaturą i przedstawiono w zależności od mierzonej wysokości 38m n.p.t. na
rysunku 6. Wyraźnie widać, że okres zapotrzebowania na energię w znacznej mierze pokrywa się z
okresem wzmożonego występowania wiatru. Czyli jesienią i zimą wieje najmocniej a wtedy właśnie mamy
największe zapotrzebowanie na energię. Średnia roczna prędkość wiatru osiągnęła tu 4,84m/s na
wysokości 48m. Tak niska prędkość wiatru jest typowa dla instalacji małych elektrowni wiatrowych.
Strona 16
35.00
H = 38m
Temperatura [C°]
30.00
25.00
20.00
15.00
10.00
4.86
5.00
0.00
kwi-13 maj-13 cze-13
-5.00
lip-13
sie-13
wrz-13 paź-13
lis-13
gru-13
sty-14
lut-14 mar-14
-10.00
-15.00
Rysunek 6. Przebieg zmian temperatury i prędkości wiatru w rozważanej lokalizacji
ANALIZA STATYSTYCZNA HISTOGRAMÓW PRĘDKOŚCI WIATRU
Podstawowym przedmiotem analizy jest rozkład prędkości wiatru w ciągu roku. Na jego podstawie
wyznacza się procentowy czas występowania wiatru o określonych prędkościach w okresie roku, a w efekcie
i produkcję energii przez elektrownię wiatrową. W tym celu posłużono się histogramem. Ustalono szerokości
przedziałów klas ∆v = 0,1m/s i pogrupowano dane, dzięki czemu można było określić liczebność klas ni,
czyli ilość wystąpień prędkości wiatru w każdej, i-tej klasie. Z pojęciem liczebności wiąże się częstość fi,
określona jako stosunek liczebności do ilości wszystkich danych pomiarowych [3]:
𝑓𝑖 =
𝑛𝑖
𝑁
[1]
Częstość fi można interpretować jako prawdopodobieństwo wystąpienia wiatru w i-tym przedziale
prędkości. Jeżeli odniesiemy to do podstawowego okresu pomiarowego (oznaczany jako T), jakim jest jeden
rok, to można wyznaczyć czas trwania (tt) w ciągu jednego roku wiatru o prędkości średniej vi w danym
przedziale [3]:
𝑡(𝑣 = 𝑣𝑖 ) = 𝑡𝑖 = 𝑓𝑖 ∗ 8760,
[ℎ/𝑟𝑜𝑘]
[2]
Na podstawie wyżej przedstawionych wzorów możliwe jest wykreślenie rozkładu empirycznego
prędkości wiatru w formie histogramu. Jest on funkcją częstości prędkości wiatru dla poszczególnych
przedziałów klasowych. Empiryczną częśtość występowania średnich (10-minutowych) prędkości wiatru na
poszczególnych wysokościach pomiarowych, w klasach co 0,1 m/s zamieszczono na rysunku poniżej.
Strona 17
0.18
Moda
0.16
Częstość, fi
0.14
0.12
0.10
0.08
0.06
0.04
0.02
0.00
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
Prędkość, m/s
Rysunek. 7. Częstość [%] roczna występowania średnich (10-minutowych) prędkości wiatru – wartości roczne na wysokości 38m n.p.t.
Uzyskany histogram wskazuje, iż w rozpatrywanej lokalizacji przeważający udział mają wiatry o
prędkościach w zakresie od 2m/s do 5 m/s.
Do charakterystyki czasowej wiatru określającej częstość występowania poszczególnych prędkości
wiatru stosuje się funkcję rozkładu prawdopodobieństwa. Najczęściej stosowanym modelem jest
2-parametryczny rozkład Weibulla określony wzorem:
𝑓(𝑣) =
𝛼 𝑣 𝛼
( )
𝛽 𝛽
−1
𝑣 𝛼
𝑒𝑥𝑝 (− ( ) )
𝛽
[3]
dla: v > 0
gdzie:
𝑓(𝑣) – częstość pojawiania się prędkości wiatru o wartości v,
𝛼 – parametr kształtu,
𝛽 – parametr skali.
Występujący w powyższym równaniu parametr kształtu α charakteryzuje zmienność prędkości
wiatru w stosunku do uśrednionej wartości prędkości wiatru za badany okres. Parametry kształtu o wielkości
2.5 lub 3.0 są charakterystyczne dla miejsc o niewielkiej zmienności średniej prędkości do wartości średniej.
Niskie wartości parametru k rzędu 1.5 , 1.25, 1.0 specyficzne są dla lokalizacji o dużej zmienności warunków
wiatrowych w odniesieniu do wartości uśrednionych prędkości wiatru [4]. Na rysunkach
8, 9 i 10 przedstawiono rozkłady prędkości wiatru z dopasowanym rozkładem Weibulla w podziale na
kierunki.
Strona 18
Rysunek 8. Rozkład Weibulla prędkości wiatru – 48m n.p.t.
Strona 19
Strona 20
Z analizowanych danych wynika, że w całym okresie badań na różnych wysokościach wiatr osiągał
najczęściej prędkość ok. 2 - 5 m/s. Zarejestrowane podmuchy wiatru o prędkości ponad 9 m/s miały
niewielki udział w analizowanej lokalizacji. Prędkości wiatru powyżej zakresu pracy małej elektrowni
wiatrowej ( >15 m/s) stanowią znikomy udział w rozkładzie prawdopodobieństwa.
Strona 21
MOC WIATRU
Prędkość wiatru ma podstawowy wpływ na jego moc ponieważ jest wyrażana w trzeciej potędze.
Dwa razy większa prędkość wiatru to 8 razy większa jego moc. Potencjał teoretyczny oszacowano przy
założeniu stuprocentowej sprawności przetworzenia energii kinetycznej wiatru w energię elektryczną. Moc
wiatru traktowanego jako gaz o gęstości 𝜌 przepływający przez powierzchnię A z prędkością v jest
określona zależnością [3]:
𝑃=
3
𝜌 ∗ 𝑣ś𝑟
∗𝐴
2
[4]
gdzie:
P – moc energii wiatrowej, [W],
𝜌 – gęstość powietrza, kg/m3 ,
vśr – prędkość wiatru, m/s,
𝐴 – powierzchnia, przez którą przepływa strumień powietrza, m2.
Do obliczeniach przyjęto gęstość powietrza równą 1,2225 kg/m3, która występuje przy normalnym
ciśnieniu atmosferycznym (1013 hPa) i temperaturze powietrza 15ºC. Jako powierzchnie, przez którą
przypływa strumień powietrza określono jako 1m2 oraz średnioroczną prędkość wiatru uzyskaną
z pomiarów.
Moc jednostkową wiatru w i-tym przedziale prędkości jest określona zależnością:
𝜌 ∗ 𝑣𝑖3
𝑃𝑖 =
= 0,6125 ∗ 𝑣13
2
[5]
gdzie:
𝑃𝑖 – moc jednostkowa wiatru, [W/m2].
Wykorzystując powyższe wyniki obliczeń z równania [3] oszacowano czas trwania wiatru
w poszczególnych przedziałach jego prędkości v1 i v2 według formuły:
𝑣2
𝑡12 = 𝑇 ∫ 𝑓(𝑣)𝑑𝑣, , [𝑊ℎ]
𝑣1
gdzie:
𝑓(𝑣) – rozkład Weibulla,
T – liczba godzin w roku (8760h).
Wyniki obliczeń przedstawia tabela 5.
Strona 22
[6]
Tab. 5. Wyniki obliczeń w zależności na wysokości anemometru 38m n.p.t.
Przedział
prędkości
wiatru
Moc jednostkowa
wiatru
(teoretyczna)
Moc jednostkowa
wiatru
częstość (na podstawie
rozkładu Weibulla)
dvi
Pwi
Pewi
fi
[m/s]
[W/m2]
[W/m2]
[-]
-
0
0
0,0000
0,0000
1
0,61
0,0647
0,1058
2
4,89
0,7084
0,1449
3
16,50
2,5443
0,1542
4
39,12
5,6289
0,1439
5
76,41
9,3708
0,1226
6
132,03
12,8502
0,0973
7
209,66
15,2442
0,0727
8
312,96
16,1175
0,0515
9
445,60
15,4880
0,0348
10
611,25
13,7128
0,0224
11
813,57
11,2984
0,0139
12
1056,24
8,7284
0,0083
13
1342,92
6,3594
0,0047
14
1677,27
4,3902
0,0026
15
2062,97
2,8827
0,0014
16
2503,68
1,8059
0,0007
17
3003,07
1,0823
0,0004
18
3564,81
0,6219
0,0002
19
4192,56
0,3433
0,0001
20
4890,00
0,1823
0,0000
21
5660,79
0,0933
0,0000
22
6508,59
0,0461
0,0000
23
7437,08
0,0220
0,0000
24
8449,92
0,0101
0,0000
25
9550,78
0,0045
0,0000
64 563
130
1
Strona 23
30.00
25.00
Moc, W/m2
48m n.p.t
20.00
38m n.p.t.
15.00
28m n.p.t.
10.00
5.00
0.00
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26
Prędkość, m/s
Rysunek. 11. Moc wiatru na wysokości anemometrów
Z przeprowadzonych obliczeń (tab.5) wynika, iż w analizowanej lokalizacji w ciągu jednego roku
przez powierzchnię 1m2 przepływa odpowiednio od wysokości strumień wiatru o mocy: 130 W/m2.
Dominują wiatry o prędkościach w zakresie od 1m/s do 6 m/s. Czas trwania wiatru w tym przedziale
wynosi 6603 godziny rocznie, co stanowi 75% czasu w roku.
SZACOWANIE WIELKOŚCI PRODUKCJI ENERGII ELEKTRYCZNEJ
Otrzymany rozkład gęstości prawdopodobieństwa Weibulla, stanowi podstawę do wyboru typu
elektrowni wiatrowej i określenia jej wydajności energetycznej. Na podstawie charakterystyki elektrowni,
czyli zależności mocy elektrowni od prędkości wiatru podawanej przez producenta wykonano obliczenia
wydajności energetycznej [2]. Dane producenta zawierają informacje o prędkości startu elektrowni
wiatrowej, tj. prędkość, przy której zostaje ona włączona do pracy. Wynosi ona zwykle od 2,5 m/s dla
małych konstrukcji do około 4,5 m/s dla większych mocy. Wyłączenie elektrowni występuje zazwyczaj przy
prędkości wiatru 25 m/s. Dla elektrowni małych mocy prędkość wyłączenia może być większa, np. 30 m/s.
Małe elektrownie wiatrowe to obiekty z turbinami o średnicy mniejszej niż 15 m mocy poniżej 50
kW. Jednak większość małych turbin wiatrowych ma średnicę około 7 metrów i moce w zakresie od 1 kW
do 10 kW. Bardzo małe elektrownie wiatrowe to urządzenia z turbinami o mocy 1 kW lub mniejszej
z średnicą wirnika mniejszą niż 2 m. Średnie turbiny wiatrowe to obiekty mające średnicę wirnika (15-30)
metrów i moc (50-250) kW.
Dysponując obliczonymi wcześniej danymi i charakterystykami elektrowni wiatrowych obliczono
wartość mocy ( Pewi) dla prędkości wiatru ( vi) kolejnych przedziałów klasowych (tab.6). Następnie obliczono
energię techniczną (Eewi, Etch ) wyprodukowaną przez elektrownię w ciągu jednego roku w kolejnym i-tym
przedziale klasowym:
𝐸𝑒𝑤𝑖 = 𝑃𝑒𝑤𝑖 𝑡𝑖 = 𝑃𝑒𝑤𝑖 𝑓𝑖 𝑇,
Strona 24
[𝑊ℎ] [7]
Lub korzystając bezpośrednio z zależności:
𝑣2
𝐸𝑒𝑤𝑖 =
𝑇 ∫𝑣1 [𝑃𝑡𝑐ℎ (𝑣)𝑓(𝑣)]𝑑𝑤
𝐹𝑡𝑐ℎ
[8]
gdzie:
𝐸𝑒𝑤𝑖 – potencjał energii wiatrowej technicznie możliwe do pozyskania [kW·h],
𝑃𝑡𝑐ℎ – moc siłowni wiatrowej przy prędkości wiatru v, wg krzywej mocy [kW],
𝐹𝑡𝑐ℎ – powierzchnia wirnika [m2];
v1– prędkość startowa [m/s] (zgodnie z krzywymi mocy),
v2– prędkość wyłączenia [m/s] (zgodnie z krzywymi mocy).
Całkowita energia wytworzona w ciągu roku przez elektrownię jest sumą energii składowych ze
wszystkich przedziałów:
𝑘
𝐸𝑒𝑤 = ∑ 𝐸𝑒𝑤𝑖 ,
[𝑊ℎ] [9]
𝑖=1
Potencjał energii wiatrowej możliwy techniczne do wykorzystania określono dokonując wyboru
dostępnych na ryku urządzeń. Dla celów obliczeniowych wybrano następujące siłownie wiatrowe:
- VESTAS V112 3075 o mocy 3 MW
- NORDEX N100-2 500 o mocy 2,5 MW
- ENERCON E-66/15.66-1 500 o mocy1,5 MW
- ENERCON E-18-80 o mocy 80 kW
- ZEFIR D21-P70-T18 o mocy 70 kW
Obliczenia przeprowadzono przy założeniu, że wysokość prowadzonych pomiarów prędkości
wiatru jest taka sama oraz różna niż wysokości zawieszenia osi wirnika elektrowni.
Na podstawie danych producenta określono moc elektrowni (Pewi) dla prędkości wiatru (vi) z
kolejnych przedziałów klasowych. Na tej podstawie, korzystają z obliczonego już wcześniej czasu trwania
wiatru w poszczególnych przedziałach prędkości, wyznaczono energię Ewi wyprodukowaną przez
elektrownię w ciągu jednego roku w każdym przedziale (dvi). Suma wszystkich energii cząstkowych według
wzoru ( Ewi) daje energię roczną. Rezultaty obliczeń zamieszczono w tabeli 6.
Z rezultatów obliczeń wynika, iż elektrownia o mocy 3 MW wyprodukuje w ciągu roku, przy danych
warunkach wiatrowych na wysokości 119m n.p.t. - 9 922,7 MWh energii. Szczegółowe wyniki obliczeń
zestawiono w tabeli 6 poniżej oraz zaprezentowano na rysunkach 13 i 14.
Strona 25
Tab. 6. Wyniki obliczeń na wysokości zawieszenia osi wirnika – 119m n.p.t.
Przedział
prędkości wiatru
dvi
Moc elektrowni
wiatrowej
Pewi
Energia w
przedziale i
Ewi
[m/s]
[kW]
[MWh/rok]
0
0,00
0,00
1
0,00
0,00
2
0,00
0,00
3
25,3
36,1
4
129,5
123,6
5
294,1
237,6
6
536,6
376,0
7
883,4
540,3
8
1339,2
721,6
9
1907,0
906,4
10
2583,4
1047,1
11
2970,0
1071,3
12
3067,0
980,7
13
3075,0
846,2
14
3075,0
711,9
15
3075,0
585,6
16
3075,0
470,
17
3075,0
367,4
18
3075,0
279,5
19
3075,0
206,7
20
3075,0
148,8
21
3075,0
104,3
22
3075,0
71,2
23
3075,0
47,4
24
3075,0
30,9
25
3075,0
12,1
SUMA
9 922,7
Rysunek. 12. Rozkład Weibulla na wysokości zawieszenia osi wirnika – 119m n.p.t.
Strona 26
Rysunek. 13. Róża energii na wysokości zawieszenia osi wirnika – 119m n.p.t.
Rysunek. 14. Średnia prędkość wiatru na wysokości zawieszenia osi wirnika – 119m n.p.t.
Strona 27
Tab. 7. Ilość wyprodukowanej energii w zależności od zastosowanej turbiny wiatrowej
Typ turbiny wiatrowej
Wysokość osi
wirnika
Ilość
wyprodukowanej
energii
[m]
[MWh]
VESTAS V112 3075 - 3 MW
119
9 922
NORDEX N100-2 500 – 2,5 MW
100
7 229
ENERCON E-66/15.66-1 500 –
1,5 MW
85
3 079
40
132
48
195
48
83
48
37
38
68
38
31
28
12
Z rezultatów obliczeń wynika, iż elektrownia o mocy 70 kW wyprodukuje w ciągu roku, przy danych
warunkach wiatrowych, na wysokości osi wirnika 48m n.p.t. - 195 MWh energii, natomiast elektrownia o
mocy 5 kW jest w stanie wyprodukować około 12 MWh energii na wysokości osi wirnika 28m n.p.t.
Strona 28
ZASTOSOWANIE MAŁYCH I ŚREDNICH TURBIN WIATROWYCH
Małe elektrownie wiatrowe znajdują szerokie zastosowanie do zasilania samodzielnych systemów
telekomunikacyjnych i nawigacyjnych, gospodarstw oraz domów letniskowych, pompowni, oświetlenia
wolnostojących obiektów oraz wielu innych systemów znajdujących się w znacznej odległości od sieci
energetycznej. Małe elektrownie wiatrowe często współpracują w systemach hybrydowych z modułami
fotowoltaicznymi. Taka kombinacja to niezawodne i optymalne rozwiązanie zaspokajające
zapotrzebowanie na energię [8].
Rysunek 17. Różne zastosowania małych elektrowni wiatrowych (Źródło: 8)
POTENCJAŁ ENERGETYCZNY WIATRU NA RÓŻNYCH WYSOKOŚCIACH
W przypadku gdy elektrownia będzie na wyższym lub niższym maszcie, należy dokonać
ekstrapolacji otrzymanych wyników prędkości wiatru według wzorów [2]:
𝑣2
ℎ2 𝛼
=( )
𝑣1
ℎ1
[12]
lub:
𝐸2
ℎ2 3𝛼
=( )
𝐸1
ℎ1
[13]
gdzie:
𝑣1 – prędkość wiatru na wysokości ℎ1 ,
E1 – energia na wysokości ℎ1 ,
α – wykładnik o wartości zależnej od szorstkości terenu, wyznaczany doświadczalnie lub dobierany w przybliżeniu
z tablic. We wzorze tym istotna rolę odgrywa tzw. szorstkość terenu.
Strona 29
Tab. 23. Charakterystyka klas szorstkości terenu, wysokości wiatru gradientowego HG oraz wartości wykładnika
potęgowego α w zależności od współczynnika szorstkości K [1]
Klasa
szorstkości
Współczynnik
szorstkości
K
Wykładnik
potęgowy
α
Opis terenu
0
0,005
0,150
Teren płaski otwarty, na którym wysokość nierówności jest
mniejsza od 0,5 m
1
0,007
0,165
Teren płaski otwarty lub nieznacznie pofalowany. Mogą
występować pojedyncze zabudowania lub drzewa w dużych
odległościach od siebie
2
0,010
0,190
Teren płaski lub pofalowany z otwartymi dużymi przestrzeniami.
Mogą występować grupy drzew lub niska zabudowa w znacznej
odległości od siebie
3
0,015
0,220
Teren z przeszkodami, tj. tereny zalesione, przedmieścia
większych miast oraz małe miasta, tereny przemysłowe luźno
zabudowane
4
0,025
0,270
Teren z licznymi przeszkodami w niedużej odległości od siebie, tj.
skupiska drzew, budynków w odległości min. 300 m od miejsca
obserwacji.
5
0,350
0,350
Teren z licznymi dużymi przeszkodami położonymi blisko siebie,
obszary leśne, centra dużych miast
Rysunek 18. Graficzna interpretacja szorstkości terenu do wyboru wartości współczynnika α we wzorze Suttona
(Źródlo:5)
Strona 30
Zwiększenie wysokości posadowienia wirnika w terenach o wysokiej szorstkości jest bardziej
korzystne niż w terenach o niskiej szorstkości. Ale w terenach o wyższej szorstkości występują większe
zawirowania strug powietrza.
OCENA EFEKTYWNOŚCI EKOLOGICZNEJ
Korzyści o charakterze ekologicznym wynikają przede wszystkim z przeciwdziałania degradacji
środowiska, wywoływanej wykorzystaniem energetyki konwencjonalnej. Wśród nich wyszczególnia się [6]:
- przeciwdziałanie pogorszeniu jakości powietrza poprzez wyeliminowanie, na etapie produkcji
energii, emisji zanieczyszczeń gazowych (SO2, NOx, CO2) i pyłów do atmosfery,
- przeciwdziałanie pogorszeniu jakości wód oraz gleby z powodu bezodpadowej i bezściekowej
produkcji energii,
- wyeliminowanie strat w obiegu wody i ingerencji w położenie zwierciadła wód podziemnych,
- przeciwdziałanie zmianom klimatu w wyniku redukcji emisji gazów cieplarnianych do atmosfery
(zgodnie z polityką UE),
- wyeliminowanie ryzyka poważnej awarii, powodującej znaczące straty w środowisku.
Efekt ekologiczny można zatem opisać jako ilość zanieczyszczeń, które nie zostały wprowadzone
do środowiska poprzez eksploatację nowych urządzeń, będących przedmiotem inwestycji. Ocena
efektywności ekologicznej została obliczona jako wielkość emisji unikniętej w odniesienie do jednego roku
[6]. Wyraża to wzór:
𝑒 = ∑ 𝐸𝑖 𝑊𝑒,𝑖
[15]
gdzie:
𝐸𝑖 – ilość wyprodukowanej energii MWh,
𝑊𝑒,𝑖 – wskaźnik emisji kg/MWh.
Tab. 27. Wskaźniki emisji: dla dwutlenku węgla oraz pozostałych zanieczyszczeń (emisja równoważna pyły, SO2, NO2)
Rodzaj paliwa lub nośnika energii
zastąpionego przez energię
odnawialną
Wskaźnik
emisji CO2
kg/MWh
Wskaźnik emisji
równoważnej We (pyły,
SO2, NO2) kg/MWh
Węgiel brunatny
400
3,56
Węgiel kamienny
342
3,56
Drewno (biomasa)
20
2,83
Olej opałowy
270
3,26
Gaz ziemny
205
0,42
Energia elektryczna wytw. w skojarzeniu
333
4,92
Ciepło z elektrociepł.
111
1,64
Źródło: [6]
Strona 31
W przypadku projektów z zakresu budowy elektrowni wodnych i wiatrowych jako rodzaj
eliminowanego paliwa/nośnika energii należy przyjąć energię elektryczną wytwarzaną w skojarzeniu [6].
Korzyścią ekologiczną wyprodukowania 1 kWh energii elektrycznej z elektrowni wiatrowej, w stosunku do
tradycyjnie wyprodukowanej w elektrowni węglowej, jest uniknięcie emisji do atmosfery następujących
zanieczyszczeń: 5,5 g SO2, 4,2 g NOx, 700 g CO2, 49 g pyłów i żużlu.
Na podstawie wzoru [18] obliczono efekt ekologiczny dla danej lokalizacji w rozbiciu na emisję
CO2 i pozostałe zanieczyszczenia (NO2, SO2 i pyły) [6]. Zależnie od przyjętej turbiny wiatrowej i wysokości
do dalszej analizy spodziewać się można redukcji emisji do atmosfery zanieczyszczeń w ilości:
Tab. 28. Prognozowane efekty ekologiczne - 119m n.p.t.
Rodzaj turbiny
CO2 [kg/MWh]
pyły, SO2, NO2
VESTAS V112 3075 - 3 MW
3 304 259,10
48 819,68
NORDEX N100-2 500 – 2,5 MW
2 407 290,30
35 567,17
ENERCON E-66/15.66-1 500 – 1,5
MW
1 025 440,20
15 150,65
44 155,80
652,39
PODSUMOWANIE
Wyznaczanie potencjału energetycznego wiatru wymaga długookresowych pomiarów
i szczegółowych analiz danych klimatologicznych. Na nizinnym obszarze Dolnego Śląska prognozowane
prędkości wiatru wynoszą ok. 5.0-5.5 m/s dla wysokości 80 m n.p.t. i ok. 6.0 m/s dla wysokości 120 m n.p.t.
Na podstawie przeprowadzonej analizy wietrzności w miejscowości Budzów otrzymano następujące
wartości prędkości wiatru (z uwzględnieniem klasy szorstkości): na wysokości 48 m n.p.t.: 5,52 m/s , na
wysokości 38 m n.p.t. 4,91 m/s oraz na wysokości 28m n.p.t.: 4,57 m/s. Na podstawie rocznej róży
wiatrów odczytano, że dominującym kierunkiem wiatru jest kierunek WSW (zachodni południowy zachód) i
stanowi on 18.36% na wysokości 48m n.p.t. udziału wiatru w roku. Obserwowane średnie prędkości wiatru
dla kierunków głównych są zazwyczaj nieco wyższe niż średnia dla całego roku, jest to odpowiednio
7,64m/s i 5,52m/s na wysokości 48m n.p.t; 6,50m/s i 4,91m/s na wysokości 38m n.p.t. oraz 5,93m/s i
4,57m/s na wysokości 28m n.p.t. Kierunki drugorzędne przypadały na sektory od S do W oraz kierunek
NNW. Rozpatrując prędkości wiatru w ciągu roku zaznacza się ich dość znaczne zróżnicowanie. Najwyższe
prędkości obserwowane są w miesiącach zimowych, najniższe w letnich, są to wartości od 2,62 do 3,28 m/s
(sierpień) do ponad 6,77 - 8,24 m/s (grudzień).
Prędkości wiatru powyżej zakresu pracy małej elektrowni wiatrowej ( >15 m/s) stanowią niewielki
udział w rozkładzie gęstości. Wartości średnich prędkości wiatru na mierzonych wysokościach jak
i wartości gęstości prawdopodobieństwa dla bardzo niskich prędkości wiatru pozwalają sądzić, że
elektrownia wiatrowa zainstalowana w Budzowie będzie posiadała około 25-35% wykorzystania mocy
zainstalowanej, gdyż mała elektrownia wiatrowa rozpoczyna produkcję energii elektrycznej przy
prędkościach wiatru większych niż (2,9 – 3,0) m/s.
Uwzględniając topografię terenu, długość okresów ciszy (z rozkładu Weibulla) oraz odnosząc
wyniki średniej wartości prędkości wiatru do własności wybranych turbin wiatrowych, stwierdzono że na
terenie miejscowości Budzów występują dogodne warunki dla rozwoju małych i średnich turbin wiatrowych
ale i także panują korzystne warunki dla turbin wiatrowych o większych mocach.
Strona 32
LITERATURA
[1] Aktualizacja Studium Przestrzennych Uwarunkowań Rozwoju Energetyki Wiatrowej w Województwie
Dolnośląskim, WBU, Wrocław 2014
[2] Duraczyński M., Badania i analiza energii wiatru dla potrzeb energetyki w Polsce Południowo –
Wschodniej. Praca doktorska AGH w Krakowie, Kraków, 2013
[3] OCENA ZASOBÓW ENERGII WIATRU NA POTRZEBY MAŁEJ ENERGETYKI WIATROWEJ Piotr Michalak
- Katedra Systemów Energetycznych i Urządzeń Ochrony Środowiska, Akademia Górniczo-Hutnicza w
Krakowie („Elektrotechnika i Elektronika”, Tom 28, zeszyt 1-2, 2009)
[4] MAŁE (PRZYDOMOWE) ELEKTROWNIE WIATROWE, Nowy Sącz, 2012
[5] http://www.zaber.com.pl
[6] Metodologia wyliczania efektu ekologicznego dla działania 7.2 „Poprawa jakości powietrza i
zwiększenie wykorzystania odnawialnych źródeł energii”, www.funduszeeuropejskie.gov.pl
[7] Wind Energy AGH. Energetyka Wiatrowa. [Online]
http://zasoby1.open.agh.edu.pl/dydaktyka/inzynieria_srodowiska/c_odnaw_zrodla_en/.
[8] www.energy-region.eu
[9] Odnawialne Źródła Energii, „Praktyczny program z zakresu OZE - innowacja dla szkół
ponadgimnazjalnych“, Koszalin, 2013
Strona 33

możliwości rozwoju energetyki wiatrowej na terenie

Transkrypt

Podobne dokumenty

Energetyka wiatrowa - dr Barzyk Consulting

plik PDF 4,29MB

Wykład_Meteorologia w ochronie powietrza

Magazyn Wytwórcy nr 2 – artykuł „Perma co

zobacz pdf - Bractwo Wybrzeża