Metody prognozowania produktywności i ich wpływ na wyniki prognozowania Kamil Beker
Szacowanie zasobów wiatru Faza developmentu Faza eksploatacji Pomiary wiatru Optymalizacja farmy wiatrowej Analiza produktywności Biznesplan Porealizacyjna analiza produktywności
Etapy sporządzania analizy produktywności Tworzenie długoterminowej serii danych dla farmy wiatrowej Stworzenie cyfrowego modelu terenu Kalkulacja wartości produkcji brutto Farmy Wiatrowej Straty w produkcji i przesyle energii Analiza niepewności Kalkulacja produkcji energii przy różnych poziomach prawdopodobieństwa
Kalkulacja wartości produkcji brutto Farmy Wiatrowej Długoterminowe dane wiatrowe dla farmy wiatrowej Dostarczenie danych wejściowych Cyfrowy model terenu Parametry atmosfery Wybór odpowiedniego modelu ekstrapolacji danych Dane techniczne turbin (wysokość, rozmiar rotora, krzywe mocy)
Kalkulacja produkcji energii przy różnych poziomach prawdopodobieństwa Uwzględnienie niepewności Zastosowanie odpowiedniego rozkładu statystycznego
Straty w produkcji i przesyle energii Efekt zasłaniania turbin <10% Dopasowanie krzywej mocy turbiny <5% Transformacja i przesył energii 2-4% Warunki klimatyczne <2% Dostępność turbin i infrastruktury <5% Degradacja turbin <2% Zarządzanie sektorowe 0-2%
Straty zmienne w czasie funkcjonowania farmy wiatrowej Degradacja turbin Warunki klimatyczne Dopasowanie krzywej mocy turbiny Zmienny poziom strat w poszczególnych latach funkcjonowania farmy
Dopasowanie krzywej mocy
Dopasowanie krzywej mocy c.d. Krzywa mocy może się zmieniać w czasie Dotyczy to szczególnie pierwszych lat działania instalacji 1 rok stwierdzono odchyły od deklarowanej krzywej mocy, wszczęto procedurę weryfikacji krzywej mocy 2 rok pomiary krzywej mocy 3 rok wprowadzanie modyfikacji przez producenta turbin Lata następne praca urządzeń zgodna z deklarowaną krzywą mocy Scenariusz bardziej prawdopodobny dla turbin nowowprowadzanych na rynek
Rok działania farmy wiatrowej Straty związane z dopasowanie m krzywej mocy [%] Produkcja rzeczywista [MWh] Zadeklarowan a produkcja [MWh] Różnica [MWh] 1 10 50050 53350-3300 2 10 50050 53350-3300 3 10 50050 53350-3300 4 2 54450 53350 1100 5 1 54450 53350 1100 6 1 54450 53350 1100 7 1 54450 53350 1100 8 1 54450 53350 1100 9 1 54450 53350 1100 10 1 54450 53350 1100 11 1 54450 53350 1100 12 1 54450 53350 1100 13 1 54450 53350 1100 14 1 54450 53350 1100 15 1 54450 53350 1100 9900 MWh - Ilość energii niedostarczona przez farmę wiatrową 12100 MWh - Ilość energii ponad zadeklarowaną produkcję = energia nieobjęta wsparciem
Krzywe mocy turbin Zdarza się, iż krzywe mocy turbin są modyfikowane W przypadku nowowprowadzanych na rynek modeli modyfikacje krzywych mocy są zjawiskiem powszechnym i częstym Wind Power [kw] speed Różnica 09-2012 08-2013 [m/s] 3.0 43 30-30,2% 3.5 103 97-5,8% 4.0 178 179 0,6% 4.5 273 278 1,8% 5.0 393 396 0,8% 5.5 541 539-0,4% 6.0 718 711-1,0% 6.5 926 913-1,4% 7.0 1168 1150-1,5% 7.5 1439 1420-1,3% 8.0 1731 1723-0,5% 8.5 2024 2061 1,8% 9.0 2306 2427 5,2% 9.5 2563 2729 6,5% 10.0 2770 2915 5,2% 10.5 2904 2984 2,8% 11.0 2968 2999 1,0% 11.5 2992 3000 0,3% 12.0 3000 3000 0,0%
Krzywe mocy turbin c.d. W ostatnich latach miał miejsce dynamiczny rozwój turbin, który będzie kontynuowany W przypadku turbin onshore, dotyczy to głównie wielkości rotora, wysokości wieży i mocy
minimalizacja ryzyka zmiany krzywej mocy minimalizacja ryzyka odchyleń od gwarantowanej krzywej mocy Wybór sprawdzonej i przetestowanej technologii obecnej na rynku od dłuższego czasu
Analiza niepewności Niepewności związane z pomiarem wiatru Niepewności związane z zastosowaniem danych długoterminowych Niepewności związane z cyfrowym modelem terenu Niepewności związane z zastosowanymi modelami
Okres pomiarowy Minimalny okres pomiarów na terenie farmy 1 rok Zmienność wiatru w ciągu wielolecia Konieczność uwzględnienia długoterminowych danych referencyjnych
Zmienność danych w ciągu wielolecia max 0,467 (6,6%) max 0,358 (5,08%) max 0,244 (3,45%) 7,70 7,60 7,50 7,40 7,30 7,20 7,10 7,00 6,90 6,80 6,70 6,60 6,50 6,40 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Zmienność danych w ciągu wielolecia wpływ na niepewność zazwyczaj powyżej 50% całkowitej niepewności zazwyczaj powyżej 20% całkowitej niepewności
Przygotowanie i przeprowadzenie pomiarów wiatru Odpowiednia jakość sprzętu pomiarowego Pomiar niezbędnych parametrów Sposób pomiaru Okres pomiarowy
Pomiar niezbędnych parametrów Prędkość i kierunek wiatru na kilku wysokościach Intensywność turbulencji Temperatura, ciśnienie i wilgotność powietrza
Sposób pomiaru Wybór miejsca pomiarowego Urządzenia teledetekcyjne Maszt pomiarowy z kompletem czujników SODAR LIDAR
Maszt vs urządzenia teledetekcyjne
Długoterminowe dane referencyjne Dane ze stacji meteorologicznych (np. IMGW, DWD) Dane z reanalizy (np.ncar/ncep, MERRA)
Tworzenie długoterminowej serii danych dla farmy wiatrowej Krótkoterminowe dane z terenu farmy wiatrowej Długoterminowe dane referencyjne MCP Długoterminowa seria danych referencyjnych dla farmy wiatrowej Uwzględnienie zmienności warunków wiatrowych w okresie wielolecia
Niepewności związane z metodami MCP
Cyfrowy model terenu Przeszkody terenowe Orografia Szorstkość
Model ekstrapolacji danych Liniowy model terenu (np. WAsP) Metody CFD Modele mezoskalowe
WAsP vs CFD
WAsP vs CFD - rezultaty
Bazując na doświadczeniach z kilkunastu projektów zestawiono występujące różnice w wynikach analiz produktywności wykonanych przez różne podmioty
Produkcja brutto - różnice Średnia różnica w obliczonej produkcji brutto pomiędzy deweloperem, konsultantem due diligence i w niektórych przypadkach dodatkowym konsultantem 2,8% Maksymalna różnica 7% Minimalna różnica 0,3% Różnica w 70% przypadków wyniosła mniej niż 2%
Straty - różnice Średnie straty ze wszystkich rozważanych opracowań 8,4% produkowanej energii Średnia różnica w oszacowanych stratach 1,6% Maksymalna różnica 2,6% Minimalna różnica 0,7%
Niepewności - różnice Średnie niepewności dla 10 lat ze wszystkich rozważanych opracowań 15,2% produkowanej energii Średnia różnica w oszacowanych niepewnościach dla 10 lat 4,7% Maksymalna różnica 10,6% Minimalna różnica 0,6%
P90 - różnice Średnia różnica w obliczonych P90 dla 10 lat 5,5% Maksymalna różnica 9,3% Minimalna różnica 1,3% Średni stosunek P90/P50 dla 10 lat 83% Średnia różnica w stosunku P90/P50 dla 10 lat 6,2%
Składniki związane z obliczeniami niepewności i ryzyka Składniki związane z obliczeniami produkcji
Doświadczenia z UK
Doświadczenia EWEA
Porealizacyjna analiza produktywności Porealizacyjna analiza produktywności Przedrealizacyjna analiza produktywności Dane wiatrowe (jedno lub maksymalnie kilka miejsc pomiarowych) Dane wiatrowe (jedno lub maksymalnie kilka miejsc pomiarowych) Dane wiatrowe z miejsca posadowienia każdej turbiny Dane o produkcji każdej turbiny Dane o całkowitej produkcji w miejscu sprzedaży energii
Porealizacyjna analiza produktywności weryfikacja strat w produkcji i przesyle energii Efekt zasłaniania turbin Dopasowanie krzywej mocy turbiny Transformacja i przesył energii Warunki klimatyczne Dostępność turbin i infrastruktury Degradacja turbin Zarządzanie sektorowe
Porealizacyjna analiza produktywności weryfikacja niepewności
Porealizacyjna analiza produktywności weryfikacja niepewności
Wnioski Analiza produktywności jest dokumentem mówiącym o poziomie przewidywanej produkcji energii Na jej podstawie można formułować odpowiednią strategię udziału w aukcji Istnieją niepewności, na które Inwestor nie ma wpływu ale również takie których poziom, wskutek właściwych decyzji, może zostać zmniejszony Różne podmioty stosują odmienne metody prognozowania, które dają różne wyniki na poszczególnych poziomach PXX
Kamil Beker Tel. 693719830 DZIĘKUJĘ ZA UWAGĘ