Sted: Glasgow. Ett turbinalternativ er vurdert: 23 x Vestas V112, 3,3 MW med 94 m navhøyde (maksimal rotorspisshøyde = 150 m)

Transkript

1 NOTAT Til: Alan Derrick Gudmund Sydness Sted: Glasgow Sted: Oslo Fra: Alan Duckworth Sted: Kings Langley (Beaufort Court) Dato: 2. august 2014 Ref.: Tema: Kortfattet evaluering av energiutbyttet av Buheii vindpark 1.0 INNLEDNING Dette notatet viser metodologien bak og resultatet av beregningen av energiutbytte for Buheii vindpark. Prosjektet gjelder en utbygging i Kvinesdal kommune i Vest-Agder. Ett turbinalternativ er vurdert: 23 x Vestas V112, 3,3 MW med 94 m navhøyde (maksimal rotorspisshøyde = 150 m) Obs: Energiutbytteestimatet som fremlegges i denne rapporten, er basert på mesoskaladata levert av værselskapet Kjeller Vindteknikk. Vindhastighetsmålingen er viktig i beregningen av energiutbyttet, så dette energiutbyttet må kun sees som antydende og preliminært. Vedlegg E viser turbinokanen. 2.0 VINDHASTIGHETSKLIMA PÅ OMRÅDET Energiutbytteestimatet bygger på følgende klimavurderinger på område [1]: Merk at Virtuell mast viser til en punktplassering som representerer mesoskalaens beregnede punkt: NOTATER KAN BRUKES MELLOM RES-GRUPPENS SELSKAPER ELLER OVERFOR EKSTERNE FORBINDELSER SÅ SNART DE ER UTSTEDT

2 PARAMETER Virtuell mast M9998 Y-koordinat m (Y) Mastens kartreferanse X-koordinat m (X) Anemometerhøyde, H (AGL) 80 m Langsiktig vindhastighet i høyde 80m 8,04 m/s Gjennomsnittlig turbulensintensitet i en 10,0 % høyde på 80 m 1 Gjennomsnittlig vindskjær mellom 80 m 0,18 og 120 m Benyttet koordinatsystem er UTM (sone 32) datum ETRS89. Den gjennomsnittlige lufttettheten i navhøyde som er benyttet i energiutbytteestimatet, bygger på prediksjoner for trykk- og temperaturtidsserier levert av Kjeller Vindteknikk som del av mesoskalaprediksjonen. Dette ble beregnet ved hjelp av idealgassloven til å være 1,156 kg/m VINDSTRØMMODELLERING, MODELLERINGSDOMENE & OVERFLATERUHET Topografien er digitalisert, og vindstrømmen over terrenget er beregnet for 12 vindretninger rundt kompasset. Området er overveiende uten skog. Topografien dominerer vindstrømkarakteristika i og rundt området, derfor er det ikke modellert noen ruhetsvariasjon på dette forberedende stadiet. 4.0 ENERGIUTBYTTE Energiutbyttet er beregnet i henhold til standard RES-prosedyre som beskrevet i [3] og gjengitt i tillegg F. Brutto vindparkutbytte er den årlige energiproduksjonen fra samtlige turbiner etter å ha tatt hensyn til effekter av topografi, ruhet, tre- og vaketap, se tillegg A. Det er ikke tatt hensyn til tap som kan forekomme på grunn av tilgjengelighet, høyvindshysterese, ising, bladkontaminering osv. eller elektriske tap forbundet med områdets strømnett fram til målepunktet. Disse tapene kan vises ved å bruke en tapsjusteringsfaktor [3] & [4]. Den totale tapsjusteringsfaktoren som er beregnet for prosjektet er å finne i tabellen under. Se vedlegg B for ytterligere informasjon. Energiutbyttet er beregnet på bakgrunn av en mesoskalavindhastighet av områdets vindklima. På grunn av enkelte usikkerhetsmomenter i slike modeller inkluderer justeringsfaktoren for tap av energiutbytte en konservativ 10 % reduksjon for å ta høyde for den muligheten at vindklimaet som er utledet av mesoskalaen, er et overestimat. 1 Siden turbulensen ikke er tilgjengelig fra mesoskalavindklimaet, er dette vurdert å være 10 % basert på erfaring fra vindmålinger på landjorden i denne regionen. 2

3 5.0 SAMMENDRAG RES har foretatt en vurdering av energiutbyttet av den foreslåtte Buheii vindpark. Én turbintype er vurdert. Følgende tabell er et sammendrag av resultatene. PARAMETER fnorbuh006 Prosjektomfang 75,90 MW Turbinnavn/-type Vestas V112, 3,3 MW Antall turbiner 23 Navhøyde (m) 94,0 Kjøringsnavn fnorbuh006 Lufttetthet ved energiutbyttekjøring (kg/m 3 ) 1,156 Effektkurve-ID W477c Nominell effekt (MW) 3,30 Lufttetthet for effektkurve (kg/m 3 ) 1,225 Rotordiameter (m) 112,0 Layout PNORbuh008 Tegning nummer 02945D Ref.-utbytte (GWh/år) 305,33 (13,3 per turbin) Bruttoutbytte (GWh/år) 302,05 Brutto til netto tapsfaktor 0,7729 NETTO utbytte ved måling (GWh/år) 233,45 NETTO kapasitetsfaktor ved måling 25,1 En analyse av usikkerheten ved energiutbytteestimatet er å finne i vedlegg C. Ytterligere teknisk informasjon om vurdert turbinlayout er gjengitt i vedlegg D, og det er et turbinkart i vedlegg E. 6.0 REFERANSER [1] Duckworth, A., (2014), Mesoscale Point Prediction For Buheii.xlsx, RES CALCULATION, , Issue 01 [2] Troen, I. and Petersen, E.L. (1989) European Wind Atlas. Roskilde, Danmark: Risø National Laboratory. [3] Habenicht, G, Description of the RES method for Estimating the Energy Yield Loss Adjustment Factor and Uncertainty, RES report 01368R , [4] Duckworth, A.P., Buheii Energy Yield.xls RES calculation spreadsheet, th May 2014 [5] Alderson, P., (2014), Generic Turbine Shortlist for Phases 0, 1 and 2, RES REPORT, , Issue 10 3

4 VEDLEGG A - ENERGIUTBYTTE FOR VINDPARK Kjøringsnavn fnorbuh006 Programvare WFYield V5.7 Forfatter Alan Duckworth Opprettelsesdato 13:08:55-2. august 2014 Beskrivelse Foreløpig energiutbytte: 23 x V112 på 94 m basert på mesoskalaens beregnede punkt ifølge KVT (mpp-mast flyttet til stedet) (basert på ny vindstrømmodell). Lufttetthetskjøring ANORbuh001 Lufttetthet 1,156 kg/m 3 Vindklima Orografi Ruhet Vakekombinasjon Layout Sekundærlayout Koordinatsystem Mast X Y Vindklima M M9998NORbuhWCF001 RSSAndMaximumAutoWC PNORbuh008 Norsk datum UTM-sone 32 EUREF 89 (samme som ESDR89 og WGS84) Turbin Diameter Nav Referanse Terreng Vake Brutto ID WTCode [m] Høyde X Y Utbytte Tap Tap Utbytte [m] [GWh] [%] [%] [GWh] T1 W477c , ,77% 6,05% 13,7923 T2 W477c ,2646-6,96% 4,64% 13,529 T3 W477c ,273-9,30% 5,23% 13, T4 W477c , ,84% 7,43% 13,5995 T5 W477c ,2718-5,08% 6,38% 13,0555 T6 W477c ,2709-4,83% 5,18% 13,1919 T7 W477c ,2536-9,43% 4,64% 13,8315 T8 W477c ,2503-9,31% 6,08% 13,6031 T9 W477c ,265-4,72% 5,05% 13,1901 T10 W477c ,267-4,70% 6,83% 12,9423 T11 W477c ,2764 0% 7,95% 12,2215 T12 W477c ,2858 0,83% 5,34% 12,4722 T13 W477c ,2828-2,55% 9,56% 12,319 T14 W477c ,2881 1,82% 9,95% 11,7477 T15 W477c ,2857-7,59% 6,06% 13,4271 T16 W477c ,2707-5,97% 8,74% 12,8339 T17 W477c ,2909-4,97% 3,44% 13,472 T18 W477c ,292-1,72% 5,90% 12,7232 T19 W477c ,2868-9,85% 5,50% 13,7926 T20 W477c ,2803-2,20% 3,23% 13,1346 T23 W477c ,2902-2,31% 5,92% 12,7927 T24 W477c ,2805-3,03% 6,19% 12,8359 T25 W477c ,2911-7,72% 3,66% 13,7932 Totalt 13:08:55-2. august ,3257-5,27% 6,02% 302,0492 4

5 VEDLEGG B - TAPSJUSTERINGSFAKTORER TILFELLE Tapstype 1 Tap (%) E/E Tilgjengelighet (av turbiner) 2,5% Tilgjengelighet (anleggsbalansering) 0,6% Tilgjengelighet (nett) 1,0% Turbinytelse (erfaring) 1,0% Turbinytelse (høyvindshysterese) 0,1% Turbinytelse (vindstrøm) 0,7% Turbinytelse (under optimal drift) 0,3% Elektriske tap 1,4% Miljøfaktorer (redusert ytelse pga. ising) 5,3% Miljøfaktorer (redusert ytelse uten ising) 0,5% Justering for terrengavvik 1,7% Annet tap 10,0% Brutto til netto tapsfaktor frem til måling 77,3% VEDLEGG C - USIKKERHETSANALYSE På bakgrunn av standard RES-metodologi for usikkerhetsanalyse [3] inklusive en ekstra usikkerhet i mesoskalaens årlige predikerte gjennomsnittlige årlige vindhastighet på 20 %, er total standard usikkerhet i estimert årlig netto energiutbytte i en tiårsperiode, samt årlig netto energiutbytte med sannsynlighet for å bli oversteget i løpet av tiårsperioden: 10 års energiutbytte TILFELLE 1 Usikkerhet GWh % Standard usikkerhet 63,77 27,3% 25 % overskridelse 276,46 118,4% 50% overskridelse 233,45 100,0% 75% overskridelse 190,44 81,6% 90% overskridelse 151,73 65,0% 5

6 VEDLEGG D - TURBINLAYOUTASPEKTER Tekniske aspekter ved turbinlayoutene som er benyttet i denne energiutbytterapporten er evaluert og gjengis i tabellen under. Parameter fnorskv006 Min. vindhastighet i turbinnavhøyde (m/s) 8,16 Gjennomsnittlig vindhastighet i turbinnavhøyde 8,62 Maks. vindhastighet (m/s) i turbinnavhøyde (m/s) 8,99 Antall turbiner 23 Turbintype Vestas V112 Navhøyde (m) 94 Rotordiameter (m) 112 Minsteavstand (m) 470 Turbinavstand < 3D 0 Turbinavstand < 4D 4 Turbinklasse/-kategori klasse 2 A 6

7 VEDLEGG E TURBINLAYOUT

8 VEDLEGG F RES-METODOLOGI FOR BEREGNING AV ENERGIUTBYTTE FRA VINDPARKER F.1 INNLEDNING Dette dokumentet beskriver RES' standardprosedyre for beregning av energiutbyttet fra en vindpark. Følgende deler av beregningen er beskrevet i detalj: 1. Vindstrømmodellering / horisontal vindhastighetsekstrapolasjon 2. Modellering av vakeeffekter mellom turbiner 3. Beregning av netto energiutbytte via brutto-til-netto tapsjusteringsfaktor 4. Beregning av usikkerhet for energiutbytte Med mindre annet er angitt, er alle prosesser skissert her implementert i RES-programvaren og automatisk utført for hver energiutbytteberegning. Mye av dette dokumentet gjelder både vindparker på land og til sjøs, men det er en rekke områder der modelleringstilnærmingen er forskjellig. Disse forskjellene mellom metodologi på land og til sjøs er markert der de forekommer. For eksempel gjelder alle brutto-til-netto tapsfaktorer som oppgis, bare vindparker på land. Generiske tapsfaktorverdier for vindparker til sjøs er beskrevet i et eget dokument [1]. Det er tre distinkte trinn i RES' energiutbytteberegning som beskrevet under: F.1.1 Referanseenergiutbytte For å beregne et energiutbytte, må områdets vindklima først måles (f.eks. med målemast eller LIDAR) eller modelleres (f.eks. med en mesoskalamodell) på ett eller flere steder på området. Om nødvendig er så disse predikerte vindklimaene ekstrapolert vertikalt på turbinenes navhøyde med den estimerte vindskjæreksponenten. Referanseutbyttet av en vindpark er den samlede energiproduksjonen beregnet direkte ut fra predikert vindklima i navhøyde, uten at det tas hensyn til variasjon i vindhastigheten over hele området, vakeeffekter eller andre tap. F.1.2 Brutto energiutbytte Brutto energiutbytte av en vindpark er den årlige energiproduksjonen fra alle turbinene, der det tas hensyn til variasjon i vindhastigheten over hele området og vakeeffekter. Det tar ikke hensyn til tap som vil forekomme i systemet før målepunktet. Hver turbin er tilordnet et nytt fristrøms vindklima på bakgrunn av vindstrømmodellen som beskrevet i avsnitt F.2. Deretter beregnes vakeeffekter mellom turbiner for å utlede faktiske predikerte vindklimaer der turbinene er plassert, som beskrevet i avsnitt F.3. Deretter kan bruttoutbytte beregnes. F.1.3 Netto energiutbytte Netto energiutbytte er utbyttet vindparken vil produsere når det er tatt hensyn til de ulike bruttotil-netto tapsjusteringsfaktorene. Disse omfatter tap som følge av turbin- og anleggsbalanseringsstans, elektrisk tap i kablene og høyvindshysterese. Det fullstendige settet med tap er beskrevet i avsnitt F.4. Kombinert tapsjusteringsfaktor brukes på bruttoutbytte for å beregne endelig nettoutbytte.