Vindkraft under utveckling
Examensarbete vid Institutionen för geovetenskaper ISSN 1650-6553 Nr 180
Ian Engblom Wallberg
Copyright © Ian Engblom Wallberg och institutionen för geovetenskaper, Luft- vatten- och landskapslära, Uppsala Universitet.
Tryckt hos Institutionen för Geovetenskaper, Geotryckeriet, Uppsala Universitet, Uppsala, 2009
Referat
Vindkraft under utveckling
Vindkraft är ett miljövänligt energislag med stor utvecklingspotential, både i Sverige och utomlands. I det här examensarbetet sammanfattas de viktigaste bitarna av kunskapen som behövs för att förstå sig på vindkraft, med fokus på meteorologi och kommunikation med konsultföretag i branschen. På grundval av litteratur i ämnet, konsultrapporter beställda av ett svenskt företag i branschen och diskussion med experter ges här en grundläggande översikt i meteorologi för vindkraft, vilken innefattar kunskaper om klimatet i allmänhet och
vindklimatet i synnerhet, förståelse för luftens flöde, den geostrofiska vinden och hur
topografi och dylikt påverkar luftens strömning i gränsskiktet. Vidare diskuteras hur energin i vinden tas till vara, med en sammanfattning av viktiga tekniska detaljer; vindkraftsspecifika storheter och uttryck, energiförluster och effekterna av att placera många vindkraftverk i en grupp; vakeffekten. En av de dominerande delarna av alla konsultrapporter som studerats är hur man analyserar och behandlar vinddata för maximering av tillförlitlighet och relevans. För att en mätserie ska kunna användas för att förutsäga framtida vindar måste den
normalårskorrigeras, antingen med hjälp av andra mätserier, avancerade fysikaliska modeller av strömningen, eller både och. Osäkerheter uppkommer alltid, och en diskussion kring hur de olika konsultbolagen behandlar dem görs. Slutligen diskuteras olika sätt att förbättra
kvaliteten på både beställning av rapport och slutprodukten från konsulten, utifrån ett antal frågor ställda av ovan nämnda företag och författaren själv. Resultatet sammanfattas nedan.
En mycket viktig del av utvecklingen står vindkraftprojekteringsföretag för. Företagen i branschen behöver ha goda kunskaper i meteorologi för att bli framgångsrika. De måste också kunna kommunicera sina kunskaper på ett klart och precist sätt. Företagen måste också kunna lära av andra i samma bransch och av andra med specialistkunskaper. För företag utan egna meteorologer anställda är det viktigt att kommunikationen och det ömsesidiga lärandet mellan konsult- och beställarbolag sker på ett professionellt, men samtidigt stöttande och lärande, sätt.
Beställaren måste lära sig vad man ska beställa och vara tydlig med vad man kräver av konsulten. Konsulten måste i sin tur vara tydlig med val av metod, tillvägagångssätt och begärande av rätt material som underlag för sina studier. En ny infallsvinkel som inte diskuteras i rapporterna fast den kanske borde det är klimatförändringarnas påverkan på det långsiktiga klimatet. Faktum är att trenden under 1900-talet inte visar någon större långsiktig förändring av medelvinden, men de årliga variationerna kan vara stora och tenderar att variera i cykler som skulle kunna utnyttjas för att maximera framgången för vindkraften.
Nyckelord: vindkraft, vindenergi, vindkonsult, kommunikation, friktion
Abstract
Wind power development
Wind power is an environmentally friendly energy source with a considerable growth potential, in Sweden as well as abroad. In this Bachelor’s thesis work, the most important parts of the knowledge needed to understand wind power, is summarized. The focus is on meteorology and communication with wind power consultants by a Swedish wind power company. With the basis of relevant literature, consultancy reports and discussion with subject experts, is here provided a basic synopsis of wind power meteorology, which includes knowledge of the climate in general, and the wind climate specifically, understanding of the general flow of the wind, the geostrophic wind in particular, and how topography and similar ground features affect the boundary layer flow. Furthermore it is discussed how the wind energy content is harnessed, briefly going over some technical details, wind power specific quantities and expressions, energy losses and the effects of bundling wind power plants close together: wake effects. One of the dominant parts of all wind consultancy reports studied here is how to analyze wind data series to maximize accuracy and relevance. A trustworthy
measuring series good enough to predict future wind energy content needs to be long term corrected using other, longer measuring series as reference, or checked against an advanced physically accurate mesoscale flow model, or both. Uncertainties are always a part of the equation, and a discussion over how the different wind power consultants treat these
uncertainties is made. Finally there is a discussion about different measures that can be made to improve quality on both detailing orders for wind power consultancy reports and the final product delivered to the client. The results are summarized in the next paragraph.
Wind power developers are a major influence on how wind power research is shaped. A good knowledge of meteorology is a key to success for wind power industry businesses.
Communication with industry expert companies is also paramount. Clearly and precisely, companies need to learn from, and communicate with, other wind power enterprises, scientific experts and researchers. Wind power companies without their own meteorologists have an even bigger need of this professional contact with other businesses providing the
meteorological expertise they need. Contacts need to be supportive and teaching. The client needs to learn what to order in detail and what they expect from the report. The provider company needs to be detailed about their selection of methods and procedure. Consultants should be equally detailed in requisition of base data from the client. A point of view not present in the studied consult reports is climate change and how it affects the long term wind climate. As a matter of fact the Scandinavian 20th century average wind trend is neutral, but year-to-year variations can be quite significant and tend to vary in cycles possible to exploit for wind power success.
Keywords: wind power, wind energy, wind consultants, communication, friction
Innehållsförteckning
1 Inledning... 6
2 Teori ... 8
2.1 Vindkraftsmeteorologi ... 8
2.1.1 Klimat... 8
2.1.2 Luftens rörelse... 8
2.1.3 Geostrofisk vind ... 8
2.1.4 Gränsskiktet... 9
2.1.5 Topografiska effekter ... 10
2.1.6 Logaritmiska vindlagen... 13
2.2 Energiutvinning... 14
2.2.1 Vindens energiinnehåll... 14
2.2.2 Vindklimat... 15
2.2.3 Tekniska specifikationer ... 16
2.2.4 Vindmätning... 17
2.2.5 Vindkraftverkens storleksutveckling... 17
2.2.6 Effektkoefficienter ... 18
2.2.7 Förluster ... 18
2.2.8 Vakeffekter... 19
2.3 Vinddataanalys ... 20
2.3.1 Normalårskorrigering ... 20
2.3.2 Vindatlasmetoden... 21
2.3.3 Mesoskaliga modeller: MIUU-modellen ... 22
2.3.4 Vindkartering ... 23
2.3.5 Planeringsprocessen ... 24
2.3.6 Extrapolation av vindgradient ... 25
2.3.7 NCAR/NCEP ... 26
2.3.8 Vindindex ... 26
2.3.9 Statistiska mått ... 27
2.3.10 Osäkerheter... 27
3 Resultat... 29
4 Slutsatser ... 31
APPENDIX ... 34
Sammanfattning av de studerade konsultrapporterna ... 34
Behandling av osäkerheter i konsultrapporterna... 34
DEWI – Småland ... 34
EMD – Skåne 1 ... 35
EMD – Skåne 2 ... 36
Frågeställningar... 36
Frågeställningar från HS Kraft... 36
Personliga frågeställningar... 38
1 Inledning
Vindkraft är ett miljövänligt och förnybart energislag som det satsas mycket på i Sverige i dagsläget. Riksdagen har som mål att det 2015 ska vara möjligt att vindkraften bidrar med 10 TWh per år. Enligt en proposition till riksdagen (proposition 2008/09:162) planerar man i enlighet med Energimyndighetens rekommendation för 30 TWh per år från vindkraft 2020, varav 20 TWh på land och 10TWh till havs. Sveriges totala energikonsumtion ligger idag på ca 150 TWh/år (Wizelius 2007).
De senaste åren har den meteorologiska delen av vindkraftsforskningen inkluderat områden som kartering av vindresurserna, vind och turbulens över skog, nedisning och vakeffekter från vindparker. Koppling till meteorologin finns också i forskningsområden som
buller/ljudutbredning, korttidsprognoser av vinden, normalårskorrigeringar, generell mätning av vind och analys och bearbetning av vindmätningsserier (Vindforsk 2008).
En viktig del i utbyggnaden av vindkraften är de företag som arbetar med att projektera för och bygga vindkraftverk. För att utbyggnaden ska ge ett optimalt resultat är det viktigt att vindkraftsföretagen har ett bra underlag för att bestämma sina placeringar av vindkraftparker.
Meteorologi i allmänhet och gränsskiktsmeteorologi i synnerhet är en nyckelvetenskap för att optimera placeringen av vindkraftverk. Underlaget för placeringen får man antingen genom egna utredningar eller genom köp av konsulttjänster hos företag som är experter på att analysera vinddata. Ibland kan det dock uppstå vissa glapp i kommunikationen mellan vindkraftsföretagen och konsulterna. Detta kan bero på flera anledningar, till exempel bristande kommunikation angående kunskapsnivån hos respektive företag.
I samarbete med HS Kraft AB i Malmö (”företaget”) skall här i examensarbetet utvärderas kontakten med företagets konsultfirmor (EMD [Energi- og Miljødata A/S], DEWI [Deutsches Windenergie-Institut GmbH], Kjeller Vindteknikk A/S och Garrad Hassan Ltd, alla
välrenommerade företag i branschen, samt vetenskaplig expertis i form av Hans Bergström, forskare vid institutionen för geovetenskaper, Uppsala Universitet) och konsulternas rapporter till HS Kraft. Målet med detta är att rapporterna som lämnas från konsultfirmorna i framtiden ska innehålla bättre och mer relevant information utifrån en meteorologisk synvinkel, mer skräddarsytt efter HS Krafts önskemål och behov. Bakgrunden är att HS Kraft upplever att det finns utrymme för förbättring i produkten från konsultfirmorna. Genom att gå igenom ett tiotal av rapporterna med utgångspunkt i ett antal frågeställningar från HS Kraft AB tillsammans med egna funderingar är syftet med examensarbetet att dessa frågetecken ska rätas ut. Resultatet kan förhoppningsvis bli att de inkommande rapporterna får en bättre kvalitet vilket skulle innebära ett mervärde för HS Kraft – man får en bättre och mer
användbar produkt till samma pris i framtiden. Förhoppningsvis kan man också få resultatet att HS Kraft blir en bättre beställare – företaget blir bättre på att skicka in precis det material som behövs till konsultbolagen. Arbetsmetoden är att leta efter svar på frågorna i litteratur om vindkraftsrelaterad meteorologi samt att ställa frågor till mer erfarna meteorologer med erfarenhet av vindkraftsbranschen.
Detta arbete gör inte anspråk på att vara någon heltäckande introduktion till
vindkraftsbranschen, det finns det mycket bättre verk att tillgå för att få sig en uppfattning om detta. Tanken är snarare att ge en meteorologisk synvinkel på verkliga frågeställningar som uppstått hos ett företag i branschen, med så mycket bakgrundsfakta att den som har
vindkraft; vilka frågor och funderingar som kan dyka upp och hur man ska besvara dem.
Ambitionen är att inte bli alltför teknisk, utan snarare att fokusera på det som har koppling till meteorologi. Det är dock svårt att få en tillräckligt fullständig överblick om man inte kan något om det tekniska, så en liten översikt om tekniken behandlas i ett avsnitt.
2 Teori
För att förstå de grundläggande fysikaliska förhållandena som påverkar vindkraftverk är det viktigt att känna till fysiken som styr vinden. Den nedersta delen av troposfären;
friktionsskiktet, en del av gränsskiktet, är det viktigaste atmosfärsskiktet att känna till
eftersom det är där som alla vindkraftverk befinner sig. Det är dock viktigt att komma ihåg att gränsskiktet inte är helt isolerat; det som sker i högre luftlager påverkar det som händer i gränsskiktet. För vindkraft är det vindarna på höjder upp till 150-200 meter över ytan som är de mest intressanta. Här påverkas vinden som mest av lokala väderförhållanden och terrängen (Wizelius 2007).
2.1 Vindkraftsmeteorologi
2.1.1 Klimat
Klimatet på en plats är ett långtidsmått av vädret; den aktuella atmosfäriska situationen med lufttryck, temperatur, vindar, fuktighet, moln och nederbörd. Klimatet kan bestämmas utifrån kortare eller länge perioder, år eller längre. Vindklimatet är en sammanvägning av hur vinden i medeltal beter sig under en motsvarande lång tid på en lokal plats eller en större yta. Det som mest rör vindkraften är vindklimatet på en mesoskalig nivå (det vill säga den allmänna strömningen i området runt omkring kraftverksparken), det lokala vindklimatet där
vindkraftverken står och mikroklimatet runt varje kraftverk. Även om man har en god tillgång på vind mesoskaligt (lokalt) och synoptiskt (storskaligt) sett kan lokala företeelser ställa till det ordentligt. Även mikroskalan har betydelse, det är kanske inte så lämpligt att ställa ett vindkraftverk alldeles vid en brant bergvägg till exempel. För områden med varierad terräng finns det ett stort behov av att ta hänsyn till de meteorologiska effekterna av atmosfärens stabilitet och turbulens (Vindforsk 2008).
2.1.2 Luftens rörelse
Det är horisontella tryckskillnader i atmosfären som är upphov till vindarna på jorden.
Tryckskillnaderna beror i sin tur på att jorden får en ojämnt fördelad uppvärmning från solen.
Temperaturskillnaden som då uppstår medför då att det bildas en tryckgradientkraft som verkar på luften. Eftersom naturen alltid strävar efter jämvikt kommer luften att färdas från områden med högtryck till områden med lågtryck och vi får vinden som ett resultat.
2.1.3 Geostrofisk vind
Jordens rotation gör att en pseudokraft, corioliskraften, uppstår som får vinden att vika av till höger relativt vindriktningen på norra halvklotet och till vänster på södra halvklotet.
Corioliskraften är vinkelrät med och proportionell mot vindhastigheten och varierar med latituden, den är svagare ju närmare ekvatorn man kommer och ju lägre vindhastigheten är.
Förutom corioliskraften påverkar tryckgradientkraften vinden och till slut kommer man fram till en balans mellan corioliskraften och tryckgradientkraften på en höjd där effekten av friktionen mot jordytan är obefintlig. Den resulterande vinden kallas för geostrofisk vind och är en slags styrande vind eller ”bakgrundsvind” som finns i skiktet ovan gränsskiktet.
Matematiskt beskrivs den geostrofiska vinden av f p k
Ug = × ∇h ρ r 1
r , (1)
där Ug är den geostrofiska vinden, k en riktningsvektor, ρ luftens densitet, f
coriolisparametern och ∇hp den horisontella tryckgradienten. Den geostrofiska vinden färdas parallellt med isobarerna runt högtryck (anticyklonalt) och lågtryck (cyklonalt). När man sedan går närmare marken gör friktionen att vinden viker av från den geostrofiska balansen och rör sig mer på tvärs med isobarerna och då fyller ut hög- respektive lågtrycken. Detta gäller framförallt på mellanbreddgraderna eftersom man vid ekvatorn har så låg latitud vilket innebär att coriolisparametern blir liten och det ger då som resultat att corioliskraften blir mycket svag eller som vid ekvatorn, 0.
2.1.4 Gränsskiktet
Höjden där vinden förväntas vara geostrofisk bestäms av det underliggande skiktets, gränsskiktet, tjocklek. Gränsskiktets tjocklek avgörs av bland annat ytans beskaffenhet och hur den påverkar friktionen mellan luft och yta. Skiktningen spelar också stor roll. Vid instabil skiktning avtar den potentiella temperaturen θ med höjden, vid stabil skiktning tilltar den potentiella temperaturen med höjden och vid neutral skiktning är den potentiella
temperaturen konstant med höjden. θ definieras enligt (2).
cp
R
p T p ⎟⎟
⎠
⎜⎜ ⎞
⎝
= ⎛ 0
θ (2)
I (2) är T temperaturen uttryckt i kelvin, p är trycket, p0 är trycket vid en referensnivå (oftast 1000 hPa), R är luftens gaskonstant och cp specifika värmekapacitiviteten vid konstant tryck för luft.
Ju närmare marken man kommer, desto större blir friktionen som stör den geostrofiska balansen, vindhastigheten avtar och vinden vrider åt vänster (på norra halvklotet).
Vindhastigheten avtar ju närmare markytan man kommer, och precis vid ytan är
vindhastigheten noll. Detta kallas vidhäftningsvillkoret. Det innebär inte att det inte finns någon molekylrörelse, bara att den är slumpmässig och att helheten av rörelserna kan summeras till noll (Högström et al 1989). Vindens förändring med höjden beskrivs i en vertikal vindprofil (vindgradient) som anger vindhastigheten som funktion av höjden över marken (på engelska wind shear). Vindens vridning och förändringen i vindhastighet med höjden kallas vindskjuvning. Naturligtvis påverkar markens karaktär hur stark friktionen blir.
En havsyta orsakar mindre friktion än en åker, som i sin tur orsakar mindre friktion än en skog eller stad. Vindgradienten blir större över områden med skog och många hinder än över mark med öppna slätter med låg växtlighet.
När en luftström träffar på ett hinder av något slag, till exempel ett träd, uppstår oordnade virvlar; turbulens. Turbulens kan beskrivas med ett energispektrum där energin i virvlar med olika storlek representeras med olika spektralvärden. Turbulensen gör att vindhastigheten blir lägre på grund av att energi transporteras nedåt i energispektrumet. Stora virvlar bryts ner till mindre, som i sin tur bryts ner till ännu mindre. Till slut bryts de minsta virvlarna ner till molekylär rörelse – värme Denna process kallas kaskadprocessen (Högström et al 1989, Wizelius 2007).
Även temperaturen har en stor betydelse för vindklimatet. Temperaturen i luften i gränsskiktet varierar i regel med höjden, tilltagande eller avtagande. Vid instabil skiktning är
omblandningen effektiv (hög turbulens), vilket ger en ökad vindhastighet i skikten nära
marken (luft med hög hastighet uppifrån flyttas nedåt samtidigt som luft med låg hastighet flyttas uppåt). Vid stabil skiktning är situationen den omvända (omblandningen är låg), vinden blir relativt svag närmare marken och vi får en större vindgradient. Horisontella skillnader i temperatur kan också påverka vindhastigheten när mesoskaliga effekter som sjöbris och ”low level jet” uppstår (Vindforsk 2008).
2.1.5 Topografiska effekter
Turbulens uppstår naturligtvis också bakom hinder som till exempel vindkraftverk. Bakom rotorn uppstår vakeffekter som sänker vindhastigheten så långt som 10 rotordiametrar eller mer bakom vindturbinen (Wizelius 2007). Mer om vakeffekter kommer i ett senare avsnitt.
När vinden blåser över ett område med en ny typ av skrovlighet ändras friktionen. Detta kan inträffa till exempel då vind från havet blåser in över land. När luft transporteras över ett nytt underlag uppstår ett internt gränsskikt med vissa egenskaper, som är beroende av underlaget.
Ligger vinden på från samma håll ett längre tag stabiliseras höjden på gränsskiktet. Det tar ett litet tag för vinden att stabilisera sig, så det finns alltid en övergångsperiod innan
energiinnehållet i vinden förändras i enlighet med påverkan från underlaget (Wizelius 2007).
2.1.5.1 Skrovlighetsklassificering
När man räknar på underlagets påverkan av vinden använder man sig av ett mått på skrovligheten som kallas skrovlighetslängd eller råhetslängd; z0. Råhetslängden definieras som den höjd där medelvindhastigheten reduceras till noll. Men för att förenkla tänkandet lite har man delat in olika underlag i skrovlighetsklasser eller råhetsklasser från noll till fyra. En vattenyta är klass 0, öppna åkrar klass 1 och så vidare till klass 4 för större städer och höga, täta skogar; se tabell 1 för mer detaljer. Det finns också definitioner för ”halva” klasser, 1,5, 2,5 et cetera (Vindmølleindustrien 2003). Hög skrovlighet sänker vindhastigheten mer än låg skrovlighet då en hög skrovlighet orsakar mer turbulens i de marknära skikten. Turbulensen bidrar också till att öka belastningen på vindkraftverkets konstruktion.
Tabell 1. Råhetsklasser och råhetslängder. Efter Wizelius 2007 och Vindmølleindustrien 2003.
Råhetsklass Råhetslängd z0 (m)
Karaktär Terräng Hinder Byggnader Skog
0 0,0002 Sjöar och
hav
Öppen vattenyta
- - -
1 0,03 Öppet
landskap med utspridda byggnader
Slätt eller flacka kullar
Låg vegetation
- -
2 0,1 Landsbygd med en
blandning av öppen terräng, vegetation och byggnader
Slätt med kullar
Små
skogspartier, alléer
Enstaka byar och småstäder
-
3 0,4 Småstäder eller
landsbygd med gott om jordbruk, skog och andra hinder
Böljande
terräng Gott om skog, vegetation och alléer
Frekventa byar, småstäder eller förorter
Låg skog
4 1,6 Stora städer
eller hög, kompakt skog
Böljande terräng
- Stora städer
Hög, kompakt skog
2.1.5.2 Hinder
Hinder, som byggnader och träd exempelvis, påverkar också vindens strömning. Givetvis har objektets storlek och höjd en stor betydelse, men även hur pass genomsläppligt för vinden det är. Att låta lite vind ta sig igenom hindret minskar turbulensen på läsidan. En tumregel säger att ett hinder orsakar turbulens till dubbla höjden av hindret, att turbulensen startar
motsvarande dubbla höjden framför hindret och att det fortsätter 20 höjder bakom det. Vid stup sprids turbulensen över krönet och energiinnehållet minskar. För att kunna göra en bra uppskattning av vindklimatet på en plats krävs god kunskap om närliggande hinder, dess storlek och genomsläpplighet.
2.1.5.3 Orografi
Orografin, det vill säga fördelningen av höjdkurvor i ett område, har också betydelse för vindhastighet och turbulens. En brant kulle eller ett brant berg orsakar en abrupt förändring av vindens strömning med turbulens och lägre vindhastighet som följd. En flack kulle kan
däremot bidra till en ökad vindhastighet och därmed ett större energiinnehåll uppe på kullen till en viss höjd. Lutningen bör vara mindre än 40 grader för att få denna effekt om det är en jämn sluttning, Är det en mer ojämn (skrovlig) terräng så kan flödet störas redan vid 20 graders lutning (Wizelius 2007). På läsidan av höjden minskar vindhastigheten. Eftersom vinden inte blåser från samma håll hela tiden är det viktigt att man har koll på
riktningsfördelningen i det lokala vindklimatet så att man kan dra nytta av sådana här effekter.
2.1.5.4 Nollplansförskjutning
Terräng med hög vegetation (hög skrovlighet), till exempel en tät skog, kan ge en förskjutning uppåt i horisontalled av början av vindgradienten. Effekten blir att den nya ytan för nollvinden blir vid cirka tre fjärdedelar av vegetationens höjd. En skogbeklädd yta där träden är 16 meter höga skulle alltså få ett ”nollplan” på 12 meters höjd.
Figur 1. Nollplansförskjutningen d. (Energimyndigheten 2008)
2.1.5.5 Komplex terräng
Områden som är väldigt kuperade med många hinder och hög skrovlighet benämns som komplex terräng. Det är här svårt att exakt förutspå hur vinden ska bete sig och oväntade fenomen kan uppstå. Det bästa är här att mäta direkt på platsen för att få en bra uppfattning om vindsituationen.
2.1.6 Logaritmiska vindlagen
Det är i regel alltid så att vindens hastighet ökar logaritmiskt med höjden över
nollplansförskjutningen, eftersom man högre upp kommer att påverkas mindre och mindre av friktionen mot marken som orsakar turbulens vilken stjäl energi från vinden. Navhöjden på vindkraftverk ligger ofta väldigt högt upp, så istället för att ställa upp en dyr, hög mast för att mäta vinden i navhöjd kan man ta en lägre mast och sedan med hjälp av extrapolering (se avsnitt 2.3.6) utifrån de lägre nivåernas vinddata beräkna vinden högre upp. Naturligtvis varierar navhöjden utifrån tillverkare och modell på vindkraftverket. Om vindens hastighet är v0 på den kända höjden h0 och man vill räkna ut motsvarande hastighet v på höjden h
(förslagsvis navhöjden) använder man följande formel enligt Wizelius (2007):
α
⎟⎟⎠
⎜⎜ ⎞
⎝
=⎛
0
0 h
h v
v (3),
där α är en koefficient som beror på terrängens råhet och atmosfärsstabilitetens inverkan.
Wizelius (2007) hänvisar till vindatlasprogrammet WindPRO-2 som sätter α = 0,1 för
råhetsklass 0, α = 0,15 för råhetsklass 1, α = 0,2 för råhetsklass 2 och α = 0,3 för råhetsklass 3.
Läs mer om definitionen av råhetsklasserna i avsnitt 2.1.5.1; Skrovlighetsklassificering.
Andra värden på α förekommer i annan litteratur.
Medelvindprofilen i gränsskiktet vid neutrala förhållanden kan uppskattas med uttrycket
⎟⎟⎠
⎜⎜ ⎞
⎝
⎟ ⎛
⎠
⎜ ⎞
⎝
=⎛ ∗
0
ln z z k
U u (4),
där u*är friktionshastigheten (som är ett mått på hastigheten i de turbulenta virvlarna i det genomsnittliga luftflödet) och definieras som u* = τ0 /ρdär τ0 är den turbulenta
skjuvspänningen (konstant i ytskiktet) och ρ luftens densitet. Vidare är k en konstant (k = 0,4), z0 råhetslängden och z är höjden över marken. För ickeneutrala förhållanden krävs att man tar hänsyn till andra parametrar, till exempel temperaturen, för att kunna beskriva vindprofilen (Stull 1988, Högström et al 1989).
Exempel 3.
Medelvinden v10 i ett öppet landskap (råhetsklass 1) är 7,0 m/s på h10 = 10 meters höjd över marken. Medelvinden v50 på h50 = 50 meters höjd blir då (med α = 0.15):
1 1
15 , 0
10 50 10
50 8,9
10 0 50 ,
7 ⎟ − ≈ −
⎠
⎜ ⎞
⎝
⋅⎛
⎟⎟ =
⎠
⎜⎜ ⎞
⎝
= ⎛ ms ms
h v h v
α
2.2 Energiutvinning
Vindkraft är en väldigt enkel och genial idé. Det är lätt att inse att vinden innehåller otroliga mängder energi (tänk orkaner och tornados), det gäller bara för oss människor att komma på bra sätt att omvandla vindens kinetiska energi till mekanisk eller elektrisk energi som vi kan dra nytta av. Segelbåtar och väderkvarnar är exempel på historiskt utnyttjande av vindenergi.
2.2.1 Vindens energiinnehåll
Vind är som bekant luft som rör sig. Luft har massa (cirka ett kilogram per kubikmeter) och därmed också kinetisk energi (rörelseenergi). Det är denna kinetiska energi vi med hjälp av vindkraftverket utvinner som elektrisk energi. Energin i vinden är proportionell mot
vindhastigheten i kubik, därför spelar vindens hastighet stor roll för hur mycket elenergi kraftverket producerar (Ångströmlaboratoriet 2009). En fördubblig av medelvinden ger då åtta (23) gånger så mycket energiinnehåll i vinden!
För att räkna ut effekten i vinden används följande formler:
2
2 1mv Pk = & (5),
där Pk är den kinetiska effekten (energi/tidsenhet) som mäts i watt, W = J/s. Massflöde m&= ρAv, ρ är luftens densitet (i kg/m3), A är svepytans area (svepytan är arean i m2 av den cirkel som sveps upp av rotorbladen med radien lika med halva rotordiametern) och
v är vindens hastighet (i m/s).
Således får man Pk = ½ ρAv3. Normalt så varierar luftens densitet med höjden (lufttrycket) och temperaturen. Ofta går det bra att använda ett standardvärde, som vid 1 bar (havsytan) och 9°C är cirka 1,25 kg/m3. Den totala effekten beror naturligtvis på svepytan, därför är det bra att studera effekten per kvadratmeter för att kunna jämföra effektsituationen i vinden vid olika platser. Med standardvärdet för densiteten och per kvadratmeter får vi att Pk/m2 = 0,625 v3, en kubisk proportionalitet mot vindhastigheten (som nämnts tidigare) alltså (Wizelius 2007).
När man har räknat ut effekten per kvadratmeter för vinden kan man räkna ut energiinnehållet under ett år i idealfallet. Effekten per kvadratmeter multiplicerat med vindkraftverkets svepyta gånger antalet timmar på ett år (8760 ett vanligt år, 8784 skottår) ger energin i wattimmar (Wh). Sedan får man ta hänsyn till att kraftverket inte är igång hela tiden, detta blir alltså den maximala energin som går att få ur vinden. Så här enkelt att räkna ut energin man kan få ut är det bara om vinden är exakt lika med medelvinden hela tiden. I verkligheten finns naturligtvis
Exempel 1.
Medelvinden i navhöjd vid två närliggande platser är 6,7 m/s på plats A och 7,0 m/s på plats B. Vid plats A är effekten i vinden 0,625⋅6,73 ≈188W/m2. Vid plats B är effekten
214 0
, 7 625 ,
0 ⋅ 3 ≈ W/m2. En så liten ökning som från 6,7 m/s till 7,0 m/s i medelvind ger alltså en ökning av effekten med hela 14 %! Det är uppenbart att det är mycket viktigt att placera vindkraftverket i bästa möjliga vindläge. 14 % skulle kunna vara skillnaden mellan ett lönsamt och olönsamt vindkraftverk.
Exempel 2.
Låt oss för enkelhetens skull dela in året i fyra kvartal och anta att vinden i varje kvartal hela tiden är lika med medelvinden i det kvartalet. Vi räknar ut vad vi då får för
energiinnehåll och jämför det med ett år vars medelvind är medelvärdet av kvartalens medelvindar.
Kvartal 1 2 3 4
Medelvind (m/s) 5 6 7 6
Årsmedelvinden baserat på kvartalsmedeltalen blir då 0,25· (5+6+7+6) = 6 m/s 6 m/s ger ett energiinnehåll på 0,625·63·8760 = 1,1826 MWh/m2 per år
men om vi studerar kvartalens energiinnehåll separat får vi;
0,625·0,25(53+63+73+83) ·8760 = 1,6370 MWh/m2 per år.
Givetvis kommer vinden att ändra sig fler än tre gånger på ett år, men det skulle bli allt för oöverskådligt att göra en mer detaljerad uträkning, ovanstående räcker för att klargöra principen.
inga sådana platser, därför måste man ta hänsyn till vindklimatet på platsen när man beräknar hur mycket energi som går att utvinna.
2.2.2 Vindklimat
Vindklimatet är mycket viktigt för vindkraftsprojekteraren. Han eller hon måste ha en mycket bra bild av hur vinden beter sig över längre tid. På västkusten till exempel, är västlig den förhärskande vindriktningen, medan den på sydkusten och i Östersjön är sydväst. Det är både vindens hastighet och riktning som är viktig. Känner man i detalj både vindhastighet och vindriktning och kan förutsäga hur det kommer att se ut under vindkraftverkets livstid (20-25 år) har man ett bra hum om var det är lämpligt att placera verket.
2.2.2.1 Vindens variation
Vinden varierar mer eller mindre både på kort sikt och lite längre sikt. Tiden på dygnet påverkar, liksom årstiden. Det skiljer sig också år från år. Även om man räknar ut en medelvind under året kan man inte använda den direkt för att räkna ut
energiutvinningspotentialen. Summan av vindhastigheterna i kubik
(
v1+v2 +...+vn)
3är inte lika med summan av kubiken på vindhastigheterna(
v13+v32 +...vn3)
.Beräkningen av energiinnehållet i vinden under ett år kräver alltså att man tar hänsyn till vilka vindhastigheter som förekommer under året, samt hur varaktiga de är, kort och gott
vindfrekvensen. Vindens frekvensfördelning har visat sig stämma ganska så väl överens med en sannolikhetsfördelning kallad Weibullfördelningen.
2.2.2.2 Weibullfördelningen
Weibullfördelningen (3) är alltså en sannolikhetsfördelning. Den definieras av två faktorer, en formparameter c och en skalfaktor A. Kallar vi vindhastigheten för U ges fördelningen av funktionen
( ) c
A c U
A e U A U c
f ⎟⎠
⎜ ⎞
⎝
−⎛
−
⎟ ⋅
⎠
⎜ ⎞
⎝
= ⎛
1
) (
(6)
(Bergström 2007). Som en slags förenkling av hänsynen till vindfrekvensen kan man ta fram en så kallad kubfaktor som kompenserar för skillnaden mellan att räkna på en och samma vind under hela året och att göra en frekvensfördelningsberäknad uträkning. Kubfaktorn beror på vindens frekvensfördelning och har man räknat ut den kan man bara ta den enkla formeln
625 3
, 0
8760⋅ ⋅v gånger kubfaktorn så får man energiinnehållet i vinden. Har man bestämt medelvinden på en plats men inte känner till frekvensfördelningen kan man enligt (Wizelius 2007) anta en kubfaktor på 1,9 för att få en rimlig uppfattning om energiinnehållet. En så grov siffra kan inte ligga till grund för beslut om byggnad av en vindturbin, det behövs mer
detaljerade siffror för att vara på den säkra sidan.
2.2.3 Tekniska specifikationer
Vindkraftverk kan ha antingen en vertikal eller en horisontell axel för sin rotor, det överlägset vanligaste på marknaden idag är horisontalaxlade rotorer, oftast med tre blad. Det pågår en del forskning i syfte att utveckla vertikalaxlade vindkraftverk bland annat på Uppsala Universitet. Den intresserade kan läsa mer om detta på Ångströmlaboratoriets hemsida (Ångströmlaboratoriet 2009).
För att beskriva ett vindkraftverk har man ett antal parametrar, här följer de viktigaste.
Höjd. Man kan ange höjden av ett vindkraftverk på tre olika sätt: navhöjd, tornhöjd och total höjd. Navhöjden är avståndet från marken till rotorns nav, vilket är 1-2 meter högre än tornhöjden. Totalhöjden är navhöjden plus rotorradien (halva rotordiametern).
Effekt. Effekten mäts i Watt (W) och är den energi (mäts i Joule, J) som genereras per sekund (J/s). Vindkraftverkets maximala effekt kallas märkeffekt och brukar anges i kilowatt (kW) eller megawatt (MW).
Rotor. Rotorn är den del av kraftverket som fångar upp vindens energi och driver generatorn.
Man anger både rotordiametern d (m) och svepytan A (m2). Svepytan beräknas enkelt som arean av den cirkel som har halva rotordiametern som radie (A = π(d/2)2)
Varvtal. Varvtalet anger rotationshastigheten i varv per minut eller rotationer per minut (rpm).
De flesta verk har ett fast varvtal oavsett vindhastighet av tekniska skäl. Vissa vindkraftverk har dubbla generatorer och kan då ha två fasta varvtal, ett för låg vind och ett för hög vind. I en idealisk turbin så ökar varvtalet med vindhastigheten och utvecklingen går mot mer och mer variabla varvtal. Varvtalet brukar ligga någonstans runt 10-20 rpm eller lägre, ofta lite högre på äldre kraftverk.
Vindhastighet. Tre olika vindhastigheter begränsar ett vindkraftverk: Startvind, den minsta vindstyrka som krävs för att hålla igång kraftverket (vanligtvis cirka 4 m/s); märkvind, den vindstyrka då kraftverket uppnår sin märkeffekt (normalt 12-16 m/s) och stoppvind, den vindstyrka då man stannar verket av belastningsskäl, vanligen cirka 25 m/s (Wizelius 2007).
När man nått stoppvinden uppstår en så kallad hysteresiseffekt; man startar inte kraftverket förrän vindhastigheten sjunkit några m/s under stoppvinden.
Effektreglering. När märkeffekten uppnås reglerar man effektuttaget så att den ej överskrids och för att minska lasten på verket. Metoderna som används kallas stall-reglering och pitch- reglering.
2.2.4 Vindmätning
Det bästa sättet att skaffa sig information om vindklimatet på en plats är direkta mätningar på plats med en eller helst flera anemometrar (vindhastighetsmätare) på olika höjder. Den vanligaste sorten är en skålkorsanemometer men även modernare varianter som till exempel sonicanemometer där ljudpulser används för att mäta vindhastigheten används.
Anemometrarna sitter monterade på en mätmast på olika höjder. Det bästa är naturligtvis om man kan mäta i navhöjd, men då detta på moderna vindkraftverk är mycket högt upp (kan vara mer än 100 meter över marknivån) så nöjer man sig ibland med mätningar på lägre nivåer och gör sedan en matematisk extrapolation utifrån de lägre nivåerna för att beräkna vinden högre upp. Även om man mäter så högt upp som i navhöjd kan man behöva extrapolera vindhastigheten upp till totalhöjden för att få en fullständig bild av hur vinden blåser. Man registrerar också vindens riktning med en vindfana samtidigt med vindstyrkan.
Avläst data samlas i en datalogger som regelbundet skickar informationen till den som satt upp masten, till exempel ett universitet, ett vindkraftsföretag eller SMHI (Sveriges
Meteorologiska och Hydrologiska Institut). Förr i tiden var det också vanligt med manuell avläsning av vissa mätverktyg. Fördelen med manuell avläsning är att man kan upptäcka smärre fel i utrustningen snabbare än om man måste studera en lång dataserie för att först senare inse att något måste ha varit galet. Exempelvis kan vindmätaren ha varit täckt av is vilket påverkat värdena. Regelbunden kontroll av den automatiska avläsningen ger snabbare upptäckt av fel i mätserien.
2.2.5 Vindkraftverkens storleksutveckling
Äldre dagars väderkvarnar utvecklades så småningom till vindkraftverk för elproduktion. Ett tidigt användningsområde var batteriladdning, ett annat att pumpa vatten. Så småningom byggdes vindkraftverk för anslutning till elnätet. På 1970-talet, då den kommersiella
vindkraften började komma i gång så sakteliga var effekten i kraftverken mycket begränsad. I början av 1980-talet hade den ökat till runt 25 kW per kraftverk. Tio år senare, i början på 1990-talet hade effekten tiodubblats och låg runt 250 kW. I början på 2000-talet hade effekten ytterligare tiodubblats till 2500 kW (2,5 MW) på de största kraftverken. I slutet av det första årtiondet av 2000-talet är man uppe i 6 MW på de allra största vindkraftverken som är under utveckling av det tyska företaget Enercon (modell Enercon-112). Även andra företag arbetar med kraftverk i samma storleksordning.
Den imponerande effektutvecklingen har inte varit en självklarhet. Eftersom det är den av rotorn svepta arean som avgör hur mycket av energin i vinden som vindkraftverket kan omvandla till elektrisk energi så strävar man efter att ha så stor svept area som möjligt. Då krävs också ett högre torn (vilket i och för sig för med sig fördelarna med en hög navhöjd – det blåser mer högre upp) för att få ett proportionerligt kraftverk. En ökning av rotorradien till det dubbla ger en 22 = 4 gånger så stor svept area. En större rotordiameter äter dock upp lite av ökningen i tornhöjd i och med att en större rotor sträcker sig både högre upp och längre ner.
Samtidigt ökar även volymen av kraftverket, 23 = 8 gånger så stor volym – vilket också innebär en åtta gånger så stor vikt. Eftersom pris och vikt är proportionerliga mot varandra så borde det finnas en gräns för hur stora kraftverken kan bli innan de blir för dyra. Man måste alltså hela tiden utveckla komponenterna i kraftverken så att de blir billigare per kilo men lika eller mer hållbara för att kunna bygga större vindkraftverk som ger en lägre
produktionskostnad per kWh.
2.2.6 Effektkoefficienter
Vindkraftverk kan inte utnyttja hela energiinnehållet i vinden. Man anger en effektkoefficient som ett mått på hur mycket av vindens totala effekt som vindturbinen utnyttjar. Det går att teoretiskt visa att det maximala värdet på effektkoefficienten Cp är Cp = 0,59 genom Betz’ lag.
Bevis för Betz’ lag kan man exempelvis läsa hos (Vindmølleindustrien 2003). Hade det varit möjligt att extrahera all kinetisk energi ur vinden skulle det leda till att vinden stod helt stilla bakom turbinen, vilket den naturligtvis aldrig gör. Man kan också rita upp vindeffektkurvor som visar hur stor effekt ett vindkraftverk ger vid olika vindhastigheter. Vindeffektkurvorna är olika för olika typer av vindkraftverk. Man använder då koefficienten Ce som anger hur stor del av vindens effekt som omvandlas till elektrisk effekt vid olika vindhastigheter (Wizelius, 2007, Malmberg 2009).
Figur 2. Effektkurva gällande vindkraftverk av tillverkaren Vestas, modell V90 med märkeffekt 2,0 MW (efter DEWI 2008)
2.2.7 Förluster
När man väl har räknat fram energiinnehållet i vinden och beräknat möjlig energiproduktion utifrån modell på vindkraftverk, effektkurva, med mera, måste man också ta hänsyn till energiförluster av olika slag. Erfarenheten har gett ungefärliga procentvärden för de flesta typer av förluster, men om så krävs går det att beräkna mer specifika och noggranna förlustsiffror utifrån vindkraftparkkonfigurationen.
2.2.7.1 Elnät och transformering
Avståndet till närmaste anslutning till elnätet och närmaste transformatorstation spelar roll eftersom att transport av el i ledningar orsakar förluster beroende på resistans i ledningen, energin omvandlas till värme. Den relativa förlusten minskar ju högre spänning man har i ledningen, det är därför positivt om vindkraftverket har nära till en högspänningsledning och
kraftverket som möjligt. (DEWI 2009) uppskattar denna förlust till cirka 2,0 % baserat på erfarenhet. Denna förlust är naturligtvis väldigt beroende på egenskaperna hos kablar, transformatorer och annan elektronisk utrustning.
2.2.7.2 Tillgänglighet
Tillgänglighet är den andel av tiden som vindkraftverket kan vara igång. Ibland tvingas vindkraftverk stå stilla av olika orsaker. På vintern kan nedisning av rotorbladen göra att ett vindkraftverk inte fungerar. Vid vindhastigheter under 4 m/s är vinden för svag. Vid
vindhastigheter över 25 m/s är vinden för stark (EMD 2008). Siffrorna kan variera något beroende på vindkraftverkmodell. Man förlorar uppskattningsvis cirka 3,0 % på grund av icke tillgänglig tid, men detta varierar naturligtvis från fall till fall (DEWI 2009).
2.2.7.3 Övriga förluster
Underhåll av kraftverken uppskattas av (DEWI 2009) att orsaka förluster på 0,5 % och strömavbrott (tappad kontakt med elnätet) 0,6 % vid en site. Även frost och is på rotorbladen kan bidra till ökade förluster. En annan stor källa till minskad produktion är turbulensen från närliggande vindkraftverk i en vindkraftpark beroende på vakeffekter som beskrivs i avsnitt 2.2.8.
2.2.7.4 Olika hantering av förluster
Alla rapporter presenterar beräknade förluster på något sätt. Genomgående är att
beräkningarna av förlustprocenten inte beskrivs i detalj. Rapporterna använder ofta typvärden utan närmare motivering. Är man som beställare intresserad av att ta del av dessa
beräkningars detaljer bör man specificera det när man beställer en rapport. Beställaren bör också förvissa sig om vad konsulten behöver för att minimera förluster och osäkerheter och se till att den informationen följer med från början.
2.2.8 Vakeffekter
Vakeffekter uppstår som ett resultat av ett objekt, till exempel ett annat vindkraftverk, som stör strömningen bakom objektet. Detta kan påverka effekten av ett i strömningsriktningen närliggande vindkraftverk. Det är på grund av detta som det inte är ekonomiskt att ställa vindkraftverken för nära varandra i en vindkraftpark. Turbulensen i vaken ökar också lastpåverkan på bakomliggande kraftverk, så av garantiskäl rekommenderar tillverkarna ett visst minimiavstånd, beroende på modell. Hur mycket vinden till intilliggande kraftverk påverkas beror på vindens riktning och avståndet mellan verken. Vinden återfår sin normala hastighet först cirka 10 rotordiametrar bakom vindkraftverket. Detta bör man ta hänsyn till detta när man planlägger en vindkraftpark. Området som påverkas av vakeffekten blir ca 75 meter bredare per 100 meter bakom kraftverket. Relationen mellan vindhastigheten v och avståndet x från kraftverket som står i vägen är:
⎟⎟
⎠
⎞
⎜⎜
⎝
⎛ ⎟
⎠
⎜ ⎞
⎝
⎛
− +
=
2
3 1 2
x R u R
v α (7),
där v är vindhastigheten x meter bakom rotorn, u är vindens normala hastighet (framför rotorn), R är rotorns radie samt α vakkonstanten – ett mått på hur snabbt vakeffekten sprider sig bakom rotorn. Storleken av α beror på skrovligheten i terrängen (se avsnitt 2.1.5.1). På land sätts α till ungefär 0,075; ute på havet till cirka 0,04 (Wizelius 2007).
2.3 Vinddataanalys
Vinden varierar ganska mycket från år till år. När man gör mätningar på en plats får man fakta om tiden som redan har förflutit, men vad man egentligen vill ha är ju en så bra prognos som möjligt över vinden de kommande 20-25 åren, det vill säga så länge som vindkraftverket förväntas vara igång. Ju längre perioder man mäter, desto mindre blir avvikelsen, statistiskt sett (Wizelius 2007). För att få ett bra underlag för prognosen behöver man data från en lång mätserie, helst flera år. Det är dock inte rimligt att behöva mäta i fem-tio år innan man kan sätta igång och bygga. För att råda bot på detta tar man en kortare mätserie och anpassar den till ett normalår som motsvarar ett medelvärde över flera år. Man får då jämföra med
närliggande master med likartade förhållanden som funnits uppe längre än masten på den tilltänkta byggplatsen.
2.3.1 Normalårskorrigering
När man planerar för en vindkraftpark vill man skaffa sig en uppfattning om vindklimatet på platsen. Det finns flera sätt att göra detta på, dels genom direkta mätningar på plats, dels genom att ta befintliga data från närliggande platser, och dels genom att använda sig av meteorologiska vindmodeller, samt en kombination av dessa. Ofta finns det mätningar över längre tidsperioder gjorda av det meteorologiska institutet i landet som kan användas som referens. SMHI har mätt vindarna på ett stort antal platser i Sverige under decennium. Sådana mätningar har använts för att skapa en vindatlas över Sverige; en karta över vindförhållandena helt enkelt. På platser där man inte har komplex terräng kan det vara tillräckligt att använda vindatlasdata för att beräkna energiinnehållet i vinden enligt Wizelius (2007). Professionell vindkraftmjukvara använder sig av ett antal metoder för att normalårskorrigera, här nedan följer ett urval.
Regressionsanalys (linjär regression)
Går ut på att genom linjär regression få ett samlat mått på sambandet mellan referensdata och uppmätt data. Denna metod kräver god korrelation mellan datamängderna. EMD anger att metoden har en tendens att ge försiktiga resultat i storleksordningen 5 – 10 %
Matrismetoden
Matrismetoden är en avancerad metod. Den kräver dock samma vindklimat på de jämförda platserna. Matrismetoden är stabil och ger liten osäkerhet. Metoden använder sig av
sannolikhetsanalys på gemensamma fördelningar för att jämföra samtidiga förändringar i vindhastighet och -energi. Förändringarna modelleras som distributioner villkorade av långtidsvindhastigheten och -vindriktningen. Indata anpassas till ett polynom av första
ordningen. Långtidsfördelningen bestäms av en så kallad Monte Carlo-metod för att uppskatta noggrannheten. Metoden kräver god datatäthet, så den är svår att tillämpa på NCAR/NCEP återanalysdata som bara har värden från var sjätte timme. (EMD 2008, Malmberg 2009) Weibullskalemetoden
Weibullskalemetoden har fördelen att den korrigerar för både vindriktning och vindhastighet.
Den använder referensdatasamlingens weibullfördelning jämfört med den uppmätta periodens fördelning för att beräkna weibullfördelningen hos långtidsvindförutsägelsen. Mer i kapitel 2.3.4 om vindkartering.
Vindindexmetoden
Använder uppmätta vindhastigheter rakt av, utan att korrigera för vindfördelning. Det är en stabil metod men ger ett ganska grovt resultat. Det krävs att det finns en god korrelation
mellan mätdata och informationen som ligger till bas för vindindexberäkningen. Metoden presenteras vidare i avsnitt 2.3.8 om vindindex.
2.3.2 Vindatlasmetoden
Danmark har läge varit ett ledande vindkraftsland. Redan på 1980-talet utvecklade man på den danska forskningsstationen Risø vindatlasmetoden för att beräkna vindens energiinnehåll.
Forskare mätte hur terräng och hinder påverkade vinden och försökte med hjälp av det ta fram beräkningsmodeller för hur terräng och hinder i allmänhet påverkade vindflödet.
Algoritmerna man tog fram samlades i ett dataprogram, WAsP (The Wind Atlas Analysis and Application Program), som med hjälp av vindatlasdata och information om terräng och hinder inom två mils radie kan beräkna vindens energiinnehåll.
För att kunna använda vindatlasprogram behöver man vindatlasdata. Det får man genom att omvandla vanliga mätdata från en längre period, fem till tio år, till normaliserad data så att mätserier från olika master blir jämförbara. Master står ibland nära hinder, men med hjälp av vindatlasprogrammet kan man beräkna hur vindklimatet skulle ha varit om masten varit omgiven av terräng med råhetsklass 1 och man hade mätt på tio meters höjd över marken.
Man delar in vinddata i tolv sektorer om 30° efter riktning och utgår ifrån vinden på tio
meters höjd. Detta kan man sedan räkna om till vindhastigheten på 25, 50, 100 och 200 meters höjd över marken. Vindhastigheten på olika höjd tillsammans med riktningen och
vindfrekvensen beskriver det regionala vindklimatet i området. Man brukar ta fram en Weibullfördelning för respektive höjd och sektor. När man så har fått vindklimatet klart för sig kan man reversera processen för att räkna ut hur mycket energi ett visst vindkraftverk på en viss plats kan tänkas producera. Inom ett relativt kort avstånd från en mätmast kan vinden på 200 meters höjd över marken antas vara densamma. Om man har placerat en mätmast mitt i det område som är tänkt att användas för att sätta upp vindkraftverk i kan man genom att mata in uppgifter om terrängens råhetsklassificering i olika riktningar, lägga in information om hinder och topografi samt vindkraftverkets specifikationer få vindatlasprogrammet att beräkna hur vinden påverkas av terrängen, hinder et cetera, och få fram vindens
frekvensfördelning på den rätta höjden, navhöjden. Då kan programmet också räkna ut hur mycket energi vindkraftverket kommer att producera under ett normalt år.
2.3.2.1 WAsP
WAsP är ett program som använder sig av vindatlasmetoden. WAsP bygger på fysikaliska samband som behandlar vindprofilens variation med höjden i gränsskiktet. WAsP tar hänsyn till variationer i jordytans skrovlighet, topografin och eventuella hinder som kan påverka vinden i det närliggande området till en vindmätplats eller ett tilltänkt vindkraftverk.
Vindatlasen som räknats fram antas sedan vara giltig över ett större område eller en region, vilket sedan utnyttjas för att beräkna en ny vindfördelning på en annan plats där man inte har några vindmätningar. (Vindforsk 2008)
WAsP fungerar bäst när terrängen är någorlunda slät. För att kunna avgöra om topografin är för brant eller ej har man i programmet infört ett ”ruggedness index”; RIX, vilket anges som den andel av terrängen som är brantare än ett visst bestämt gränsvärde. Överskrider man detta index minskar WAsP:s möjligheter att korrekt förutsäga vindklimatet. Skillnaden i RIX-värde mellan mätmasten på plats och referensmätstationen kan användas för att förutse
felmarginaler i vindprognosen (WAsP 2007).
2.3.2.2 WindPRO
Förutom WAsP finns flera vindatlasprogram, till exempel danska EMD:s WindPRO (som kan kopplas till WAsP för energiberäkningar) och de brittiska programmen WindFarm och
WindFarmer. För alla dessa program så gäller självklart att det måste vara hög kvalitet på indata för att resultatet ska bli tillräckligt bra för att vara beslutsunderlag. Det gäller att vara noggrann med råhetsklassificering, hinder och liknande påverkanskällor. Man måste också kontrollera alla mätdata för att hitta felaktiga mätvärden, t ex från en nedisad anemometer.
Det är lätt att glömma att råheten runt kraftverket kan förändras under årens lopp och med årstidernas variation, så produktionen man beräknar för år 1 kanske inte alls stämmer år 20 eller 25. Drar man schablonmässigt av 10 % av den beräknade produktionen minimerar man risken att överdriva produktionskalkylen. I de flesta mer detaljerade vindstudier anger man dock osäkerheten mer noggrant källa för källa.
WindPRO har, förutom modulen för hantering av WAsP-data bland annat moduler för att beräkna bullerspridning, skuggor och för att ta fram en optimal parkfördelning av
vindkraftverken. Normalårskorrigering kan i WindPRO göras med så kallade MCP-metoder (Measure-Correlate-Predict), som i korta drag går ut på att man först mäter, sedan korrelerar till referensdata och utifrån det gör prognoser. Referensdata kan vara en närliggande
meteorologisk mast där mätningar har pågått under en längre tid eller NCAR/NCEP
återanalysdata (se kap 2.3.7 för information om NCAR/NCEP). Man har fyra grundläggande metoder att välja mellan, se 2.3.1.
2.3.3 Mesoskaliga modeller: MIUU-modellen
Det finns också en annan typ av datorprogram för att kartlägga vindklimatet:
mesoskalemodeller. Här tar man hjälp av en noggrann topografisk modell av området, tryckfördelning, geostrofisk vind, råhetsfördelning och andra relevanta data och beräknar sedan energiinnehållet i vinden i ett större område med hjälp av indata. Forskare på Uppsala Universitet har utvecklat den så kallade MIUU-modellen (Meteorologiska Institutionen Uppsala Universitet). Mesoskaliga modeller av högre ordningen är mycket
kapacitetskrävande beräkningsmässigt. Med MIUU-modellen har man lyckats reducera antalet beräkningar som krävs. Ett begränsat antal klimatologiskt relevanta simuleringar görs, med olika vind- och temperaturtillstånd, med en viktning som är beroende av klimatologiska data för den geostrofiska vinden, för att slutligen få en god uppskattning av vindklimatet.
Mätningar av vinden behövs inte som indata, de används endast för att verifiera modellens giltighet. Modellen inkluderar behandling av strålningen genom atmosfären och kan beräkna yttemperatur och fuktighet. Energibalansekvationen som används tar hänsyn till vegetation (Bergström/Energimyndigheten 2008). MIUU-modellen är inte helt oproblematisk.
(Hedenblad 2009) pekar på att det norska företaget Kjeller Vindteknikk ”har en annan variant, och de är lite kritiska till Uppsalamodellen”. (Bergström 2009) menar att olika
mesoskalemodeller kan ge skillnader, men ”i princip ändå likartade regionala variationer”.
Bergström förklarar att det inte handlar så mycket om metoden i sig, snarare hur man
använder resultaten. Bergström beskriver Kjellers tillvägagångssätt som att de ”modellerar ett urval av riktigt väder som sedan viktas samman”, medan Bergström själv ”modellerar
representativa scenarier som viktas samman med hjälp av långtidsstatistik för geostrofiska vindens fördelning”. En studie, Vindforsk projekt 115 (Bergström/Söderberg 2008), visar också god överensstämmelse i det stora hela mellan MIUU-modellen och en annan mesoskalig modell – amerikanska COAMPS (Coupled Ocean/Atmosphere Mesoscale Prediction System). När man närmar sig gränsen för modellernas upplösning uppstår vissa skillnader som man tror sig kunna förklara, speciellt om man lyckas komma ner ytterligare i
