Eindrapport IWT TETRA

Eindrapport IWT TETRA 090192 Gebruik van microwindturbines voor het leveren van hernieuwbare energie aan particulieren en kleine bedrijven

Mark RUNACRES (projectleider) Jochem VERMEIR (projectmedewerker) Tim DE TROYER (voorzitter gebruikerscommissie)

Erasmushogeschool Brussel, 2012

Samenvatting

In dit rapport beschrijven we de resultaten van het project Gebruik van microwindturbines voor het leveren van hernieuwbare energie aan particulieren en kleine bedrijven (IWT TETRA 090192). Als de conclusie van dit project in een zin samengevat moet worden, luidt deze: “In tegenstelling tot wat vaak wordt beweerd zijn kleine windturbines rendabel, mits de turbine goed wordt gekozen en de plaatsing zorgvuldig gebeurt”. In het kader van het project werd een exhaustief overzicht opgesteld van de windturbines met een nominaal vermogen kleiner dan 100 kW die thans op de markt zijn. Voor meer dan 700 turbines worden basisgegevens zoals cut-in en cut-out snelheden, geschatte jaarlijkse productie, kostprijs en indien beschikbaar een vermogenscurve opgelijst. In de meeste gevallen zijn de gegevens die betrekking hebben tot de opbrengst gegevens van de fabrikant, die veelal optimistische schattingen zijn. De enorme spreiding in het rendement van kleine windturbines is typisch voor een jonge markt die nog ver staat van maturiteit. De inventaris geeft een waardevol overzicht van deze markt, maar conclusies over de geschiktheid van een specifieke turbine kunnen pas getrokken worden indien er onafhankelijke prestatiemetingen bestaan. De nood aan testvelden en een vorm van certificering voor kleine windturbines is dan ook een van de aanbevelingen van dit rapport. Omdat het Windplan Vlaanderen betrekking heeft op windsnelheden op 75 m, kunnen de resultaten van dit Windplan niet rechtstreeks gebruikt worden voor kleine windturbines, waarvan de ashoogte beperkt is tot 15 m. Daarom werden in het kader van dit project windmetingen uitgevoerd in landelijke en eerder verstedelijkte gebieden. Om een zo compleet mogelijk overzicht te bekomen werden deze metingen uitgebreid met windmetingen van het Koninklijk Meteorologisch Instituut (KMI), het Koninklijk Nederlands Meteorologisch Instituut (KNMI), Laborelec en Power-Link. Om een zo coherent mogelijk beeld te vormen van de windsituatie in Vlaanderen zijn er in de mate van het mogelijke data verzameld voor het jaar 2011. Het jaar 2011 kan algemeen beschouwd worden als een gemiddeld jaar wat betreft de windkwaliteit. De regelgeving voor de plaatsing van kleine windturbines in Vlaanderen wordt vergeleken met die van buurlanden en van de Verenigde Staten. In een marktstudie die in het kader van dit project is uitgevoerd, wordt gepeild naar de houding tegenover kleine windturbines van Vlaamse gemeenten, particulieren, en KMOs. Wellicht is de belangrijkste conclusie van dit marktonderzoek dat hoewel nagenoeg alle Vlaamse gemeenten vinden dat Vlaanderen meer gebruik moet maken van windenergie, en denkt dat windenergie aan belang zal toenemen, de meeste gemeenten terughoudend zijn om toekomstige aanvragen voor de plaatsing van microwindturbines gunstig te behandelen. Er bestaan verscheidene rekentools die op basis van gegevens over een windturbine en de lokale windcondities, een schatting geven van de de economische rendabiliteit van een kleine windturbine. In dit rapport is de rekentool ontwikkeld door Association pour la Promotion des Energies Renouvelables gebruikt en verbeterd. Onze belangrijkste aanpassingen aan deze tool zijn de uitbreiding van het aantal opgenomen meetstations van iv

v 8 naar 25 (toevoeging van voornamelijk Vlaamse stations), de berekeningswijze van de extrapolatie van de windmetingen naar ashoogte, en enkele wijzigingen van de verrekening op financieel vlak. Ook is de tool vertaald naar het Nederlands. Deze rekentool is beschikbaar via de projectwebsite www.microwindturbines.be en is in combinatie met de windmetingen gebruikt voor een schatting van de terugverdientijden van een aantal turbines op mogelijke locaties in Vlaanderen. Op basis van de in dit project berekende terugverdientijden kan men stellen dat met steunmaatregelen zoals de ecologiepremie kleine windturbines voor ondernemingen rendabel zijn, als ze geplaatst worden op een goede locatie, en als een geschikte turbine wordt gekozen. (Een geschikte turbine is een turbine waarvan onafhankelijke metingen een goed rendement voorspellen in windcondities vergelijkbaar met de site die wordt overwogen. Dergelijke turbines zijn beperkt in aantal. In het onderhavig project hebben we voornamelijk gebruik gemaakt van de Skystream 3.7 van Southwest Wind Power en de Fortis Montana). Geschikte locaties beperken zich niet tot een smalle kuststrook maar kunnen zo ver landinwaarts als Zaventem worden gevonden. De omgeving en in het bijzonder de aanwezigheid van gebouwen speelt in de economische rendabiliteit een cruciale rol. Een hoofdaanbeveling van dit rapport is dat het voor het plaatsen van microwindturbines sterk aangewezen is om een grondige analyse uit te voeren van de omgeving. De klassieke vuistregels voldoen enkel voor eenvoudig terrein. CFDsimulaties indien mogelijk aangevuld met windmetingen bieden een veel betrouwbaarder beeld. De beschikbaarheid van informatie over terrein en bebouwing in programma’s als Google Earth heeft de kost van deze simulaties drastisch gereduceerd. Voor particulieren zijn windturbines thans minder rendabel. Het invoeren van steunmaatregelen kan hier verandering in brengen. In het kader van dit project werden twee windturbines aangekocht van Chinese makelij (met financiële steun van een EFRO-project). Deze windturbines worden ingezet in prestatiemetingen. Deze metingen zijn pas helemaal aan het einde van het project van start kunnen gaan, en bieden nog geen grond voor besluiten. Deze prestatiemetingen zullen gaandeweg beschikbaar gemaakt worden via de projectwebsite.

Inhoudsopgave

Samenvatting

iv

Inhoudsopgave

vi

Inleiding

1

1 Werkpakket 1: Ontwikkeling van een windmeetsysteem 1.1 Literatuurstudie meetsensoren . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.2 Low-cost meetbox voor driedimensionale windsnelheidsmetingen 1.3 Beschrijving meetopstelling . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.4 Calibratie van de meetbox in de VUB windtunnel . . . . . . . . .

. . . .

. . . .

. . . .

. . . .

3 . 3 . 7 . 9 . 11

2 Werkpakket 2: Windmetingen 2.1 Inleiding . . . . . . . . . . . . 2.2 Verwerken windmetingen . . 2.3 Eigen windmetingen . . . . . 2.4 Windmetingen KMI . . . . . 2.5 Windmetingen KNMI . . . . 2.6 Windmetingen Laborelec . . . 2.7 Windmetingen Powerlink . .

. . . . . . .

. . . . . . .

. . . . . . .

. . . . . . .

. . . . . . .

12 12 12 18 20 21 22 22

3 Werkpakket 3: Inventarisatie 3.1 Inventarisatie van de microwindturbines . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.2 Marktstudie over groene energie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.3 Inventarisatie van de stedenbouwkundige aspecten van microwindturbines

23 23 25 26

4 Werkpakket 4: Rekenschema 4.1 Inleiding . . . . . . . . . . . . 4.2 Rekentool . . . . . . . . . . . 4.3 De jaarlijkse energieopbrengst 4.4 Terugverdientijd . . . . . . . 4.5 Interne opbrengstvoet . . . . 4.6 Subsidies . . . . . . . . . . .

. . . . . . .

. . . . . . .

. . . . . . .

. . . . . . .

. . . . . . .

. . . . . . .

. . . . . . .

. . . . . . .

. . . . . . .

. . . . . . .

. . . . . . .

. . . . . . .

. . . . . . .

. . . . . . .

. . . . . . .

. . . . . . .

. . . . . . .

. . . . . . .

. . . . . . .

. . . . . . .

. . . . . .

. . . . . .

. . . . . .

. . . . . .

. . . . . .

. . . . . .

. . . . . .

. . . . . .

. . . . . .

. . . . . .

. . . . . .

. . . . . .

. . . . . .

. . . . . .

. . . . . .

. . . . . .

. . . . . .

. . . . . .

. . . . . .

. . . . . .

. . . . . .

35 35 35 35 41 42 42

5 Werkpakket 5: Evaluatie 5.1 Installatie van microwindturbines . . . 5.2 Testen van de microwindturbines . . . 5.3 Verwerking van de gemeten resultaten 5.4 Update en validatie van de rekentool .

. . . .

. . . .

. . . .

. . . .

. . . .

. . . .

. . . .

. . . .

. . . .

. . . .

. . . .

. . . .

. . . .

. . . .

. . . .

. . . .

. . . .

. . . .

. . . .

. . . .

44 44 50 56 59

. . . . . .

. . . . . .

. . . . . .

6 Werkpakket 6: Optimalisatie

. . . . . .

64 vi

vii 6.1 6.2 6.3

Optimale plaatsing van windturbine . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64 Technologische optimalisatie van de microwindturbine . . . . . . . . . . . 70 Onderzoek naar innovatieve concepten voor microwindturbines . . . . . . 71

7 Werkpaket 7: Finalisering van de valorisatie 7.1 Ontwikkelen van de website www.microwindturbine.be . 7.2 Integratie van de rekentool in de website . . . . . . . . . 7.3 De prestatiemetingen en rekentool vormen de basis van industrie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7.4 De totale output van het project wordt verzameld in een

76 . . . . . . . . . . 76 . . . . . . . . . . 76 overleg met de . . . . . . . . . . 76 eindrapport . . . 77

Bibliografie

78

A Windmetingen A.1 Windmetingen KMI . . . . . . . . . . A.2 Windmetingen KNMI . . . . . . . . . A.3 Eigen windmetingen . . . . . . . . . . A.4 Windmetingen Power-Link : Oostende A.5 Windmetingen Laborelec : Linkebeek .

. . . . .

. . . . .

. . . . .

. . . . .

. . . . .

. . . . .

. . . . .

. . . . .

. . . . .

. . . . .

. . . . .

. . . . .

. . . . .

. . . . .

. . . . .

. . . . .

. . . . .

. . . . .

. . . . .

. . . . .

81 81 117 129 144 147

B Inventaris

151

C Testrapport

305

D Markstudie naar D.1 Gemeenten . D.2 KMO’s . . . . D.3 Particulieren

kleine windturbines . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

in . . . . . .

Vlaanderen 338 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 338 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 346 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 354

Inleiding

In Vlaanderen staan in 2011 iets minder dan 200 grote windturbines1 (in het bereik van 0,5–5 MW), dat is ongeveer vier keer meer dan het aantal kleine windturbines (minder dan 100 kW). Nochtans is de investeringskost van een kleine windturbine in de orde van grootte van tienduizenden euro, daar waar grotere turbines vaak miljoenen euro kosten. De Vlaamse WindEnergie Associatie (VWEA) meent dat de markt van kleine windturbines vandaag gevangen zit in een vicieuze cirkel: Er is geen markt want technisch staat het niet op punt. En er wordt niet ge¨ınvesteerd in het op punt stellen wegens het ontbreken van een markt. Het ruimtelijk beleid laat ook geen kleine windturbines toe, net omdat er geen op de markt zijn die landschappelijk en/of uit milieu-oogpunt geen extra belasting meebrengen. Nochtans tonen studies aan dat men in Vlaanderen voorstander is van windturbines, en dat men het belangrijk vindt te investeren in duurzame energievoorziening. Is de opbrengst van kleine windturbines in Vlaanderen dan echt onvoldoende? In dit project hebben we uitgezocht of het zinvol is om als particulier of als KMO te investeren in kleine windturbines. Aan de hand van windmetingen, windsimulaties, de opbrengst van kleine windturbines (gemeten en ge¨ınventariseerd), mogelijke subsidies, en een ontwikkelde rekentool, kunnen we de terugverdientijd van kleine windturbines nauwkeurig voorspellen. In combinatie met een studie van de stedenbouwkundige aspecten geeft dit ons een duidelijk beeld van de haalbaarheid van kleine windturbines in Vlaanderen. In Werkpakket 1 beschrijven we de opbouw van de verschillende meetsystemen die we hebben gebruikt voor het uitvoeren van de windmetingen. Voor de meting van de 2Dwindsnelheid zijn voornamelijk de klassieke cup-anemometers gebruikt; 3D-metingen zijn uitgevoerd met ultrasone anemometers. Aangezien de ashoogte voor kleine windturbines in Vlaanderen beperkt is tot 15 m, zijn onze metingen vaak op deze hoogte uitgevoerd. Alle apparatuur is gecalibreerd volgens de vigerende IEC 61400-12-1 norm. Werkpakket 2 beschrijft hoe de windmetingen zijn uitgevoerd en verwerkt tot windrozen, energierozen, en Weibull-verdelingen. In de loop van het project hebben wij gemeten op vijf sites (Ranst, Anderlecht, Sint-Ulriks-Kapelle, Haacht, en Wachtebeke). Daarnaast hebben we gebruik gemaakt van windmetingen van het KMI (12 sites), het KNMI (4 sites), en van twee leden van de gebruikersgroep (Laborelec en Power-Link). Een belangrijke verwezenlijking van het project is het opstellen van de meest uitgebreide inventaris van kleine windturbines (< 100 kW) vandaag. Van meer dan 700 turbines zijn de kostprijs en technische specificaties verzameld. Werkpakket 3 beschrijft daarnaast ook de resultaten van een eigen marktstudie naar de interesse in kleine windturbines in Vlaanderen, zowel bij particulieren, KMO’s, als bij gemeenten. Tenslotte 1

Bron: Vlaamse WindEnergie Associatie (VWEA), http://www.vwea.be/

1

2 worden ook de stedenbouwkundige aspecten van kleine windturbines ge¨ınventariseerd, voor Vlaanderen en de omliggende landen en regio’s, en voor de Verenigde Staten. Om de projectresultaten in concrete vorm ter beschikking te stellen van iedereen is in Werkpakket 4 een rekentool ontwikkeld. Deze tool is gebaseerd op een bestaande rekentool die werd vertaald en uitgebreid. Met deze rekentool kan de jaaropbrengst en de terugverdientijd van een kleine windturbine worden voorspeld op basis van meetgegevens van naburige weerstations, omgevingsparameters, type windturbine, en de mogelijkheid tot fiscale voordelen en subsidies. Deze rekentool is beschikbaar via de projectwebsite ontwikkeld in werkpakket 7. In het kader van dit project zijn door de uitvoerders twee kleine windturbines (EC1000 W en HY5kW) aangeschaft en ge¨ınstalleerd. Werkpakket 5 beschrijft de specificaties van deze windturbines, hun installatie, en de testwijze. Daarnaast werden de prestaties van turbines gemonitord bij bedrijven uit de gebruikerscommissie en daarbuiten. De verwerking van deze prestatiemetingen wordt gebruikt om de voorspellingen van de rekentool te testen en te valideren. Werkpakket 5 sluit af met een voorspelling van de terugverdientijd van twee goede kleine windturbines (Skystream en Montana) voor sites van het KMI en het KNMI, zowel voor particulieren als voor KMO’s. Werkpakket 6 vat enkele belangrijke conclusies samen: zo is het voor de jaaropbrengst uitermate belangrijk om de turbine oordeelkundig in te planten. De optimale plaatsing van een turbine op een bepaalde site wordt ingeschat via een combinatie van windmetingen en numerieke simulaties (CFD-berekeningen). Verder worden aandachtspunten vermeld voor de technische optimalisatie van kleine windturbines, en een inschatting van enkele recente innovatieve concepten. In Werkpakket 7 worden de resultaten van het project verspreid aan de hand van de website www.microwindturbine.be, de rekentool, overleg met de industrie, en onderhavig rapport.

Hoofdstuk 1 Werkpakket 1: Ontwikkeling van een meetsysteem voor windsnelheidsmetingen

1.1

Literatuurstudie meetsensoren

De verschillende types meetsensoren die worden gebruikt voor windsnelheidsmetingen zijn: • Cup anemometer • Propeller anemometer • Ultrasone anemometer • Thermische anemometer • Schoepen anemometer • Laser anemometer

Cup anemometer Een cup anemometer (Wilson and Truppi, 2000) is een ronddraaiend molentje met een verticale as waarop 3 (of 4) verschillende halve bollen of cups zijn aangebracht. Omdat de halve bollen binnenin hol zijn, zullen deze meer wind vangen dan de bolle zijde. Hierdoor gaat het molentje rond de verticale as draaien. De beweging van de draaiende cups wordt via de as, optisch-elektronisch omgezet in een bloksignaal. De frequentie van dit bloksignaal is evenredig met het aantal rotaties van de anemometer, waardoor deze gelinkt kan worden aan de windsnelheid. In figuur 1.1 wordt een voorbeeld getoond van dit type anemometer. Deze anemometer wordt veel gebruikt voor windmetingen vanwege zijn goede prestaties op het vlak van nauwkeurigheid (<1%) en lage responstijd.

Figuur 1.1: Thies first class cupanemometer

3

Werkpakket 1: Ontwikkeling van een windmeetsysteem

4

Propeller anemometer Een propeller anemometer (Wilson and Truppi, 2000) bestaat uit een propeller met meestal drie of 4 bladen op een horizontale as. De as van de propeller is verbonden met een kleine generator. Deze genereert een sinusoidaal AC-signaal waarvan de frequentie afhankelijk is van het toerental. Een hogere windsnelheid zorgt dus voor een hoger toerental wat op zijn beurt zorgt voor een hogere frequentie van het elektrisch signaal. Op deze as staat ook een windvaan (of staartmechanisme) die ervoor zorgt dat de propeller steeds loodrecht op de luchtstroom staat. Het voordeel van het automatisch richten van de propelleras is dat de windrichting gemeten kan worden. Op de verticale as wordt een potentiometer geplaatst. Een vast elektrisch signaal wordt op de ingang van deze potentiometer geplaatst. Afhankelijk van de positie van de windvaan zal er dan een bepaald uitgangssignaal gemeten worden. Op basis van dit signaal kan de windrichting bepaald worden. In figuur 1.2 wordt een voorbeeld getoond van dit type anemometer. Belangrijke nadelen van deze anemometers zijn de lage nauwkeurigheid en de instabiliteit bij turbulente stromen.

Figuur 1.2: R.M. Young model 05103

Ultrasone anemometer De snelheid waarmee geluidsgolven zich voortplanten staat in directe relatie met de windsnelheid. Een ultrasone anemometer (Ammann, 1994) is opgebouwd uit 2 (of 3) paren zender en ontvanger en maakt gebruik van dit principe (figuur 1.3). De zender en ontvanger worden recht tegenover elkaar geplaatst. De zender stuurt een referentiesignaal uit naar de ontvanger. Dit signaal zal door invloed van de windsnelheid en -richting versneld of vertraagd worden. De ontvanger meet het uitgezonden geluidssignaal en zet dit om naar een windsnelheid t.o.v de zender/ontvanger as. Door twee zender en ontvangerparen te gebruiken kan ook de windrichting worden afgeleid. In sommige gevallen gebruikt men drie paren, die elk loodrecht t.o.v. elkaar worden geplaatst. Op die manier kan de driedimensionale windsnelheid bepaald worden. Een voordeel van dit type anemometers is de lage bemonsteringstijd.

Figuur 1.3: Werking ultrasone anemometer


5

Thermische anemometer Thermische anemometers, ook wel hete draad anemometers (Higgins, 2005) genoemd, maken gebruik van een fijne draad (meestal wolfraam). De draad wordt elektrisch verhit tot een temperatuur boven de omgevingstemperatuur. De lucht die langs de draad stroomt heeft een koelend e↵ect op de temperatuur van de draad. Aangezien de elektrische weerstand van de meeste metalen afhankelijk is van de temperatuur van het metaal, kan de windsnelheid worden afgelezen door de elektrische stroom door de draad te meten. Deze elektrische stroom is immers afhankelijk van de weerstand. Er bestaan verschillende types van dit soort anemometers : CCA (constant current anemometer), CVA (constant voltage anemometer), CTA (constant temperature anemometer). Deze types onderscheiden zich door een specifieke variabele (stroom, spanning, temperatuur) constant te houden. In figuur 1.4 wordt een voorbeeld getoond van dit type anemometer.

Figuur 1.4: Thermische anemometer

Schoepen anemometer Deze anemometers (Kellerman, 2001) zijn eenvoudige apparaten die snel, betrouwbaar en nauwkeurig de windsnelheid kunnen meten. Dit is wel enkel wanneer het apparaat op de juiste manier georiënteerd wordt. Gezien de vorm van de schoepen moet het apparaat loodrecht op de richting van de luchtstroom geplaatst worden om een correct metingen te hebben. Deze anemometers zijn dan ook zo uitgevoerd dat ze makkelijk in de hand kunnen gehouden worden (figuur 1.5). Als de wind langs de bladen van de rotor blaast, beginnen deze rond hun as te draaien. De as is verbonden met een kleine generator die een elektrische stroom opwekt. Deze stroom is dan een maat voor de windsnelheid.

Figuur 1.5: Schoepen anemometer


6

Laser anemometer Een laser anemometer (Goldman, 1991) stuurt een lichtbundel (infrarood licht) naar een vast punt. Deze bundel wordt gebruikt als referentie. Na contact met de luchtdeeltjes wordt een deel van de lichtbundel weerkaatst en naar een ontvanger gestuurd. Het weerkaatste deel is de e↵ectieve meetbundel. Het bewegen van de luchtdeeltjes zorgt voor een verschil in frequentie tussen beide lichtbundels. De verandering van de frequentie wordt gerelateerd aan het Dopplere↵ect (waargenomen verandering van frequentie van geluid, licht of andere golfverschijnselen door een snelheidsverschil tussen de zender en ontvanger). Het verschil in frequentie is dan een maat voor de windsnelheid. Dit principe wordt weergegeven in figuur 1.6.

Figuur 1.6: Werking laser anemometer

Momenteel worden deze anemometers (Lidar: Light Detection And Ranging) veel gebruikt voor windmetingen voor grote windturbines. Het voordeel van dit soort anemometers is dat de lens aangepast kan worden zodat de windsnelheid tot op een hoogte van ongeveer 200 m bepaald kan worden. Bij deze toepassingen maakt men gebruik van een wig. Hierdoor zal de lichtbundel in bepaalde richting worden gedwongen. Als men deze dan laat roteren tegen een constante snelheid verkrijgt men een conische lichtbundel. De conische lichtbundel zorgt ervoor dat een groot deel (een schijf) van de wind wordt gereflecteerd. Op die manier kan men dan windsnelheidsvector bepalen. In sommige gevallen zal men ook gebruik maken van geluid. Dit type anemometer noemt men Sodar (SOnic Detection And Ranging) en wordt getoond in figuur 1.7.

Figuur 1.7: Sodar anemometer


1.2

7

Low-cost meetbox voor driedimensionale windsnelheidsmetingen

Voor het ontwerp van een low-cost meetbox voor driedimensionale windsnelheidsmetingen zijn er een aantal opties onderzocht. De meest logische oplossing is het gebruiken van 3 cup anemometers die loodrecht t.o.v elkaar worden geplaatst. De prijs van 3 cup anemometers van voldoende kwaliteit is echter hoger dan die van een 3D ultrasone anemometer. Om de kostprijs van de meetbox zo laag mogelijk te houden is een prototype met propeller anemometers gebouwd. Door propeller anemometers te gebruiken i.p.v cup anemometers kan het aantal sensoren terug gebracht worden van 3 naar 2. De opstelling van de propeller anemometers wordt weergegeven in figuur 1.8.

Figuur 1.8: Low-cost meetbox

Door de metingen op de juiste manier te verwerken kan de driedimensionale windsnelheid worden afgeleid. De eerste anemometer meet de grootte en de hoek van de windvector in het xy-vlak (figuur 1.9).

Figuur 1.9: Windvector in het XY-vlak

We noteren Fxy de windsnelheid gemeten door de horizontale anemometer, en de hoek gemeten door de horizontale anemometer De tweede anemometer meet de grootte en de hoek van de windvector in het yz-vlak (figuur 1.10). We noteren


8

Figuur 1.10: Windvector in het yz-vlak

Fyz de windsnelheid gemeten door de verticale anemometer, en ↵ de hoek gemeten door de verticale anemometer De 3 componenten van de windsnelheidsvector kunnen dan als volgt worden berekend: Fx = Fxy sin( )

(1.1)

Fy = Fyz sin(↵)

(1.2)

Fz = Fyz cos(↵)

(1.3)

De kost van het prototype wordt bepaald door de kost van de anemometers en de kost van de constructie. Voor een meting met een voldoende nauwkeurigheid domineert de kost van de anemometers en is de eigen meetbox duurder dan een ultrasone 3D anemometer die in de handel verkrijgbaar is. Daarom werd besloten om de driedimensionale windsnelheidsmetingen uit te voeren met ultrasone 3D anemometers (zie volgende paragraaf), en niet te kiezen voor een eigen meetbox.


1.3

9

Beschrijving meetopstelling

Hieronder worden de twee basisopstellingen beschreven voor de windmetingen die zijn uitgevoerd in dit project. Er wordt een onderscheid gemaakt tussen de types windmetingen (tweedimensionaal of driedimensionaal). Voor beide types windmetingen is er nood aan een meetmast. Er is steeds geopteerd voor een masthoogte van 15 m. Het is namelijk zo dat de windsnelheid het beste wordt gemeten op de ashoogte van een turbine die mogelijk zou geplaatst worden. Aangezien de ashoogte voor een kleine windturbine in Vlaanderen wordt beperkt tot 15 m is het ook aangewezen deze hoogte te kiezen. In de meeste gevallen is er ook nog een extra anemometer toegevoegd, die op lagere hoogte werd opgesteld. Door 2 anemometers te gebruiken is het mogelijk de windsnelheid op 15 m hoogte te extrapoleren naar een andere hoogte. De tweede anemometer moet zo dicht mogelijk tegen de andere anemometer geplaatst worden zonder de topanemometer te be¨ınvloeden. Met deze extrapolatie kan dan ook de jaarlijkse energieopbrengst geschat worden van een middelgrote windturbine.

Tweedimensionale windsnelheidsmetingen De basisopstelling voor tweedimensionale windsnelheidsmetingen(figuur 1.11) is de volgende: • Mast “Inensus Telescopic mast” of ”Clark Tekmast” • Cupanemometer “Thies first class” of “Vector Instruments 100 LK” op 15 m • Windvaan “Thies compact wind vane” of “Vector Instruments 200WP” op 12,5 m • Cupanemometer “Thies first class” of “Vector Instruments 100 LK” op 10 m • Zonnepaneel “Britisch Petroleum 10Wp pv module” op 4 m • Datalogger “Campbell Scientific CR8xx series” op 1,5 m

Figuur 1.11: Tweedimensionale windsnelheidsmetingen


10

Driedimensionale windsnelheidsmetingen De basisopstelling voor driedimensionale windsnelheidsmetingen (figuur 1.12) is de volgende: • Mast “Inensus Telescopic mast” of “Clark Tekmast” • Ultrasone 3D anemometer “R.M.Young model 81000v” op 15 m • Cupanemometer “Thies first class” of “Vector Instruments 100 LK” op 10 m • Datalogger “Campbell Scientific CR1000xx series” of “Audon Electronics Gigalog E”

Figuur 1.12: Driedimensionale windsnelheidsmetingen


1.4

11

Calibratie van de meetbox in de VUB windtunnel

De meetapparatuur die werd gebruikt voor de windmetingen in dit project zijn steeds gecalibreerd. De calibratie werd in de windtunnel van de VUB uitgevoerd of voor de fabrikant door een onafhankelijke instelling. De calibratie is steeds gebeurd op basis van de IEC 61400-12-1 normen.

Hoofdstuk 2 Werkpakket 2: Windmetingen

2.1

Inleiding

Het Windplan Vlaanderen (Cabooter et al., 2000) geeft een indicatie van het potentieel van windenergie in Vlaanderen op 75 m hoogte. In dit plan wordt rekening gehouden met ondermeer windaanbod, plaatsconfiguraties, landschappelijke inpassing, netinpassing, milieuvoorwaarden en vogelbeschermingsgebieden. De resultaten van het Windplan Vlaanderen kunnen echter niet rechtstreeks geëxtrapoleerd worden naar microwindturbines die op veel lagere hoogtes worden gebruikt, mogelijks in bebouwde gebieden. Daarom werden in het kader van dit project windmetingen uitgevoerd op lagere hoogtes in zowel landelijke als verstedelijkte gebieden. De gegevens uit deze windmetingen werden opgeslagen in een databank. Deze databank is later uitgebreid met windmetingen van het Koninklijk Meteorologisch Instituut (KMI), Koninklijk Nederlands Meteorologisch Instituut (KNMI), Laborelec en Power-Link. Om een zo globaal mogelijk beeld te vormen van de windsituatie in Vlaanderen zijn er in de mate van het mogelijke data verzameld voor het jaar 2011. Het jaar 2011 kan algemeen beschouwd worden als een gemiddeld jaar wat betreft de windkwaliteit. Nadat al deze metingen verzameld werden, zijn ze verwerkt en geanalyseerd volgens een vast stramien. De resultaten hiervan zijn terug te vinden in appendix A.

2.2

Verwerken windmetingen

In deze paragraaf worden alle aspecten van de verwerking van de metingen nader toegelicht. Uit de ruwe data worden de volgende eigenschappen voor elke site afgeleid: • Maandelijkse gemiddelden • Jaarlijkse energieopbrengst van enkele kleine windturbines • Frequentiediagram en Weibullverdeling • Windroos • Windroos van de frequenties • Energieroos

Maandelijkse gemiddelden De maandelijkse gemiddelde tonen de variaties van de gemiddelde en de maximale voorkomende gemiddelde windsnelheid voor de betre↵ende meetperiode. In deze tabellen ziet men een duidelijk verschil tussen de windsnelheden gemeten in het zomer en winter 12

Werkpakket 2: Windmetingen

13

Figuur 2.1: Maandelijkse gemiddelde site KMI : Beitem

seizoen. In figuur 2.1 wordt een voorbeeld getoond van één van de resultaten van de data van het KMI.

Jaarlijkse energieopbrengst Voor het berekenen van de jaarlijkse energieopbrengst wordt de “Method of bins” (Manwell et al., 2010) gebruikt. In deze methode worden de ruwe data opgedeeld in windsnelheidsintervallen. De breedte van elk interval is 1 m/s. Door het aantal metingen in een bepaald interval te delen door het totaal aantal metingen wordt de kans op een bepaald interval berekend. De gemiddelde snelheid kan dan worden uitgedrukt als U=

NB 1 X f j mj , N

(2.1)

j=1

met N het totaal aantal metingen, NB het aantal intervallen, fj het aantal metingen in elk interval en mj het midden van het j-de interval [m/s]. Voor de volgende stap is het nodig de vermogenscurve van de windturbine in rekening te brengen. Deze curve beschrijft het opgewekte vermogen bij een bepaalde windsnelheid. Een voorbeeld van zo een curve is te zien in figuur 2.2. Voor elk interval wordt nu het vermogen berekend. De bijdragen van alle intervallen worden met de juiste weging bij elkaar opgeteld om zo tot de jaarlijkse energieopbrengst te komen. Hiervoor wordt gebruik gemaakt van de volgende vergelijking: E=

NB X j=1

Pw (mj )fj 4t,

met E de jaarlijkse energieopbrengst [kWh/jaar]

(2.2)


14

Figuur 2.2: Vermogenscurve van de Skystream 3.7

Pw het vermogen van de windturbine bij een bepaalde snelheid [kW] 4t de tijd [uren/jaar]. Deze berekening is herhaald voor een aantal bekende windturbines: • Skystream van Southwest Wind Power • Montana van Fortis Wind Energy • HY5kW van Huayingwind Power • Nheowind 3D van Nheolis 3D wind turbines Hierbij moet vermeld worden dat enkel de vermogenscurve van de Skystream gebaseerd is op testresultaten van een onafhankelijke instantie. De andere vermogenscurves zijn gebaseerd op gegevens van de producent.

Frequentiediagram en Weibullverdeling Voor het opstellen van een frequentiediagram wordt opnieuw de “Method of bins” gebruikt. Alle frequenties in een bepaald interval worden in een figuur weergegeven (figuur 2.3). Op deze figuur 2.3 wordt ook de Weibull kansverdeling afgebeeld (rode lijn). De Weibull kansdichtheidsfunctie is een schatting van het frequentiediagram door een continue kansverdeling. Deze functie wordt berekend op basis van volgende vergelijking: " ✓ ◆ # ✓ ◆ ✓ ◆k 1 k U U k p(U ) = exp (2.3) c c c met p de kans op een bepaalde windsnelheid [%], U de windsnelheid [m/s], k de vormfactor en c de schaalparameter.


15

Figuur 2.3: Frequentiediagram en Weibull site Sint-Ulriks-Kapelle

De vorm en schaalparameters kunnen worden bepaald met de volgende uitdrukkingen (Manwell et al., 2010): ✓ ◆ 1.086 U k= (2.4) U c=

U (1 + k1 )

(2.5)

met U de gemiddelde windsnelheid [m/s], U

de standaarddeviatie en

(x) de gamma-functie. Uit bovenstaande vergelijkingen volgt dan de kansverdeling voor de windsnelheid.

Windroos Voor het opstellen van de windroos worden de ruwe data opgedeeld in windrichtingbins. Van elke bin wordt de gemiddelde windsnelheid berekend en weergegeven op een polair assenstelsel. Een voorbeeld hiervan is te zien in figuur 2.4. De breedte van de bins voor de windrichting is hier 22,5 .


16

Figuur 2.4: Windroos site KNMI : Woensdrecht

Windroos van de frequenties Voor deze analyse worden de data opnieuw opgedeeld in windrichtingbins. Door het aantal metingen in een bepaalde bin te delen door het totaal aantal windmetingen, wordt de frequentie op een bepaalde windrichting bekomen. Op die manier is de dominante windrichting ook makkelijk af te leiden. Voor figuur 2.5 is dit bijvoorbeeld zuidwest. De breedte van de bins op deze figuur is 45 .


17

Figuur 2.5: Windroos van frequenties voor site Laborelec (Linkebeek)

Energieroos Hiervoor worden de windrichtingbins uit de vorige berekening hergebruikt. De totale kinetische energie per m2 in elke bin wordt bepaald door volgende vergelijking: N

Ei =

i 1 X 1 3 ⇢u 1000 2 k

(2.6)

k=1

met Ei de energie per m2 in windrichtingsbin i [kWh], uk de gemeten windsnelheid (uurgemiddelde), ⇢ de luchtdichtheid [kg/m3 ], en Ni het aantal elementen in de i-de bin. In figuur 2.6 is duidelijk te zien dat het zuidwesten de windrichting is met de meeste energie.


18

Figuur 2.6: Site KMI : Koksijde

2.3

Eigen windmetingen

In het kader van dit project is er gemeten op de volgende sites: • Ranst • Anderlecht • Sint-Ulriks-Kapelle • Haacht • Wachtebeke Hierna volgt een korte omschrijving van de sites en de gebruikte meetprocedure.

Ranst De site in Ranst kan worden omschreven als landbouwgrond met lichte bebouwing. De meest geschikte positie voor het meten op de site is in eerste instantie bepaald op basis van een numerieke stromingsberekening (Computational Fluid Dynamics) van de zuidwestelijke windrichting. De werkwijze en validatie van deze berekeningen wordt verder besproken in werkpakket 6. Aangezien de metingen eerder lage gemiddelde windsnelheden vertoonden is deze studie uitgebreid met een aantal andere windrichtingen (zie werkpakket 6). Op basis van deze berekeningen is een nieuwe locatie gekozen om de metingen verder te zetten. Op beide locaties is de meetopstelling dezelfde : • Cupanemometer “Thies first class” op 15 m en 10 m


19

• Windvaan “Thies compact wind vane” op 12,5 m • Datalogger “CR 850 Campbell Scientific” • Uitmiddelingsperiode : 1 min • Meetperiode locatie 1 : 11 maart 2011 - 13 december 2011 • Meetperiode locatie 2 : 1 maart 2012 - 7 augustus 2012

Anderlecht De campus van Erasmushogeschool Brussel in Anderlecht is in het kader van dit project gebruikt als testveld. Verschillende meetopstellingen en apparatuur zijn voor het plaatsen op locatie getest op het voetbalveld van de campus. Eén van de meetopstelling is gedurende een langere periode gebleven. Deze metingen zijn dan ook terug te vinden in appendix A. Gezien het sterk verstedelijkt karakter van de site, zijn de gemeten windsnelheden zeer laag. De volgende meetopstelling is hier gebruikt: • Cupanemometer “Thies compact” op 15 m en 10 m • Windvaan “Thies compact wind vane” op 15 m • Datalogger “Aeolog Inensus” • Uitmiddelingsperiode : 15 min • Meetperiode : 17 juli 2010 - 8 december 2010

Sint-Ulriks Kapelle De site in Sint-Ulriks-Kapelle is gelegen op een voetbalveld. Deze metingen werden ook gebruikt voor een masterproef. Het doel voor deze studie was het verbruik van de verlichting van het voetbalveld te verlagen. Voor het bepalen van de positie van de metingen op het terrein zijn er geen numerieke stromingsberekeningen uitgevoerd, aangezien de positie werd vastgelegd door de voorzitter van de club. De toegepaste meetopstelling is de volgende: • Cupanemometer “Wind sentry 03002-5 R.M. Young” op 14 m • Windvaan “Wind sentry 03002-5 R.M. Young” op 14 m • Datalogger “CR 200 Campbell Scientific” • Uitmiddelingsperiode : 1 min • Meetperiode : 15 april 2010 - 7 augustus 2012


20

Haacht De site in Haacht kan worden omschreven als licht bebouwd gebied. De positie van de meetmast op de site werd bepaald door de eigenaar. Door onvoorziene omstandigheden (stormweer) zijn de metingen hiervoor geannuleerd na een beperkte meetperiode. Het volgende apparatuur is gebruikt voor de metingen: • Cupanemometer “Vector instruments A100LK” op 15 m en 12 m • Windvaan “Vector Instruments W200P” op 15 m • Datalogger “CR 800 Campbell Scientific” • Uitmiddelingsperiode : 1 min • Meetperiode : 11 oktober 2011 - 9 december 2011

Wachtebeke De site in Wachtebeke is gelegen op het provinciaal domein Puyenbroeck naast een golfterrein. De site is relatief vlak met slechts enkele obstakels (bomen) en een sanitair blok. De windmetingen die hier worden uitgevoerd, worden gekoppeld aan prestatiemetingen op een kleine windturbine. De beschrijving van deze site en prestaties van de turbine worden verder besproken werkpakket 5. De volgende meetopstelling is toegepast: • Cupanemometer “Thies first class” op 15 m en 12 m • Ultrasone 3D anemometer “R.M. Young model 81000” op 15 m • Windvaan “Thies compact wind vane” op 13,5 m • Temperatuursensor/vochtigheidssensor “Thies combined temperature/humidity sensor” • Druksensor “Thies pressure sensor” • Datalogger “CR 1000 Campbell Scientific” • Uitmiddelingsperiode cupanemometer: 1 min • Uitmiddelingsperiode ultrasone anemometer : 1 sec en 1 min • Meetperiode : 18 juli 2012 - 9 augustus 2012

2.4

Windmetingen KMI

Om de databank met windmetingen uit te breiden, zijn er voor dit project data aangekocht bij het KMI. Ruwe data van het jaar 2011 van alle meetstations in Vlaanderen zijn verwerkt en geanalyseerd. De volgende meetstations zijn in deze analyse gebruikt: • Koksijde • Middelkerke • Beitem


21

• Zeebrugge • Zelzate • Melle • Sint-Katelijn-Waver • Deurne • Zaventem • Retie • Diepenbeek • Kleine-Brogel De specifieke meetopstelling en de gebruikte meetapparatuur zijn voor deze sites niet bekend. Wel bedraagt de meethoogte voor meteorologische doeleinden 10 m. De weergegeven resultaten in appendix A zijn dan ook voor die hoogte. De windsnelheden op een hoogte van 15 m (de maximum toelaatbare ashoogte van een kleine windturbine) zijn hoger, maar aangezien er geen ruwheidslengtes bepaald zijn door het KMI, kunnen de data niet direct geëxtrapoleerd worden naar 15 m. Er moet rekening gehouden worden met het feit dat de windsnelheden op 15 m hoger zullen zijn dan de KMI data, wat bij het berekenen van terugverdientijden gebeurd is door de extrapolatie uit te voeren met een vaste, representatieve waarde van de ruwheidslengte (zie paragraaf 5.4).

2.5

Windmetingen KNMI

Ook de gemeenten die grenzen aan het Vlaamse grondgebied kunnen helpen om de windcondities in Vlaanderen te vatten. Deze metingen zijn publiek beschikbaar (KNMI, 2012). Om de vergelijking te maken met het KMI zijn er enkel data verwerkt van het jaar 2011. De volgende meetstation in Nederland zijn gelegen aan de grens met België: • Ell • Maastricht • Westdorpe • Woensdrecht De specifieke meetopstelling en de gebruikte meetapparatuur zijn voor deze sites evenmin bekend. Ruwheidslengtes voor deze sites kunnen wel bepaald worden, maar gezien ze enkel gebruikt worden voor de vergelijking met de meetstations van het KMI zijn deze niet gebruikt.


2.6

22

Windmetingen Laborelec

Deze windmetingen maken deel uit van prestatiemetingen op 2 windturbines op de site van Laborelec in Linkebeek (zie werkpakket 5). Al deze metingen zijn door het bedrijf zelf uitgevoerd. Laborelec maakt deel uit van de gebruikerscommissie en de metingen werden in het kader van dit project beschikbaar gesteld. Na het ondertekenen van een non-disclosure agreement is overeengekomen dat de resultaten getoond mogen worden zonder de ruwe data van de metingen te verspreiden. De volgende specificaties over de metingen kunnen worden meegedeeld: • Cupanemometer 1 op 18 m • Cupanemometer 2 op 15 m • Windvaan op 15 m • Uitmiddelingsperiode cupanemometer: 1 uur • Meetperiode : 16 januari 2009 - 31 december 2009

2.7

Windmetingen Powerlink

Het energiekennisplatform Power-Link is een gezamenlijk initiatief van AG Haven Oostende en de Universiteit Gent, gehuisvest op het wetenschapspark Greenbridge in de Oostendse achterhaven. Op dit wetenschapspark worden momenteel 4 windturbines getest. Energieopbrengsten en het ogenblikkelijk vermogen van de verschillende windturbines zijn publiek beschikbaar (PowerLink, 2012). De prestatiemetingen die worden uitgevoerd op deze turbines zijn niet publiek. Aangezien Power-Link een wetenschappelijke peter is van dit project, is er een overeenkomst waarbij de resultaten van de windmetingen voor het jaar 2011 wel getoond mogen worden. De specificaties van de metingen zijn de volgende: • Cupanemometer “Thies first class” op 15 m • Windvaan “Mierij Meteo MW36” op 14,5 m • Uitmiddelingsperiode cupanemometer: 1 dag • Meetperiode : 1 januari 2011 - 31 december 2011 (Augustus ontbreekt) Door de beperkte sampletijd zijn de berekeningen van de jaarlijkse opbrengst van de windturbines niet betrouwbaar. De verlengde sampletijd zorgt voor uitmiddeling van de hoge waarden die een groot deel van de jaarlijkse opbrengst bepalen.

Hoofdstuk 3 Werkpakket 3: Inventarisatie

3.1

Inventarisatie van de microwindturbines

Terwijl het ontwerp van grote windturbines min of meer gestandaardiseerd is, bestaat er een grote verscheidenheid aan microwindturbines. De laatste jaren werd veel aandacht besteed aan de ontwikkeling van innovatieve microwindturbines gebaseerd op verschillende werkingsprincipes. Voor dit project is een grondige inventarisatie en analyse uitgevoerd van alle bestaande microwindturbines. Nadien is dit nog uitgebreid naar kleine windturbines met een vermogen lager dan 100 kW. De inventaris is hoofdzakelijk gebeurd op basis van bestaande informatie en rapporten via eigen opzoekingswerk. De turbines worden ingedeeld volgens type (met horizontale as, met verticale as gebaseerd op liftkracht en andere concepten). De inventaris is voor zover de projectuitvoerders weten het meest uitgebreide overzicht thans beschikbaar en is bijgevoegd aan dit eindrapport in Appendix B. Van elke windturbine in de inventaris worden een aantal specificaties en de kostprijs meegegeven. In figuur 3.1 is een voorbeeld weergegeven van een aantal bekende windturbines die in de inventaris staan.

Image& &

Naam& &

2 .4

Bedrijf&

Sky5 stream& 3.7&

K W

D IS T R IB U T E D

W

IN D

E N E R G Y

S Y S T E M

Vermogen& Rotor& diameter&

Southwest& wind&power&

2400&W&&

3,7&m&

Proven& energy&

2500&W&

3,5&m&

Fortis& energy&

5000&W&

5&m&

T a k e C o n tro l o f Y o u r E n e rg y N e e d s ®

1

&

C O N N E C T IO N

B A T T E R Y

P O W E R 2 8 0 0 2 4 0 0

P o w e r (W )

U T IL IT Y

C H A R G IN G

2 .4 k W 1 2 f t ( 3 .7 2 m )

W e ig h t

1 7 0 lb ( 7 7 k g )

S w e p t A re a

1 1 5 .7 f t 2 ( 1 0 .8 7 m

1 1 5 0

2 2 .3 1 0

Proven&7& 3 3 .5 1 5

4 4 .7 5 2 0

6 0 2 5

6 7 .1 3 0

W in d S p e e d

( 3 ) F ib e r g la s s r e in f o r c e d c o m p o s it e 5 0 - 3 3 0 rp m

T ip S p e e d

0

M O N T H L Y E N E R G Y

B la d e s R a te d S p e e d

2 1 6 .5 f t / s ( 6 6 m / s )

A lte r n a to r

S lo t le s s p e r m a n e n t m a g n e t b r u s h le s s

Y a w

P a s s iv e

C o n tro l

0

D a t a m e a s u r e d a n d c o m p ile d b y U S D A - A R S R e s e a r c h L a b , B u s h la n d , T X

)

D o w n w in d r o t o r w it h s t a ll r e g u la t io n c o n t r o l C lo c k w is e lo o k in g u p w in d

M a x im u m

8 0 0

m p h m / s

2

T y p e D ir e c tio n o f R o ta tio n

M o n th ly E n e r g y O u tp u t (k W h )

R a te d C a p a c ity

1 2 0 0 4 0 0

T e c h n ic a l S p e c ific a tio n s R o to r D ia m e te r

2 0 0 0 1 6 0 0

G r id F e e d in g

1 2 0 / 2 4 0 V A C S p lit 1 P h , 6 0 H z 1 2 0 / 2 0 8 V A C 3 P h c o m p a t ib le , 6 0 H z ( C h e c k w it h d e a le r f o r o t h e r c o n f ig u r a t io n s )

B a tte r y C h a r g in g

B a t t e r y C h a r g e C o n t r o lle r k it a v a ila b le f o r b a t t e r y c h a r g in g s y s t e m s

B r a k in g S y s te m

E le c t r o n ic s t a ll r e g u la t io n w it h r e d u n d a n t r e la y s w it c h c o n t r o l

C u t- in W in d S p e e d

8 m p h ( 3 .5 m / s )

R a te d W in d S p e e d

2 9 m p h (1 3 m / s )

U s e r M o n ito r in g

W ir e le s s 2 - w a y in t e r f a c e

S u r v iv a l W in d S p e e d

1 4 0 m p h (6 3 m / s )

W a rra n ty

5 y e a r lim it e d w a r r a n t y

9 0 0 8 0 0 7 0 0 6 0 0 5 0 0 4 0 0 3 0 0 2 0 0 1 0 0 0

m p h

0

m / s

0

5 .6 2 .5

7 .9 3 .5

1 0 4 .5

1 2 .3 1 4 .5 5 .5 6 .5

1 6 .8 7 .5

1 9 8 .5

2 1 .2 2 3 .5 9 .5 1 0 .5

2 4 .6 1 1

A v e r a g e A n n u a l W in d S p e e d

F IV E Y E A R W A R R A N T Y

&

S o u th w e s t W in d p o w e r

7 ®

Montana&

1

3 -C M L T -1 3 3 8 -0 1 R E V H

4 -1 0

&

Cut5 in&& & 3,5& m/s&

Mogelijkheid& met& netconnectie& 25&m/s& 2109& €&10742& Ja& kWh/jaar& Incl.& (Test& mast&& Schoon5 dijke&& Ugem&=&3,8& m/s&)&& 3,5& 70&m/s& 4655& €&14000& Ja& m/s& (max.& kWh/jaar& incl.& Wind& (Ugem&=&5& mast& snel5 m/s)& heid)& Berekend&

P5 curve& & Ja&

2& 25&m/s& 2691& €&18508& Ja& m/s& kWh/jaar& Incl.& (Ugem&=& Mast& 3,8&m/s)& Schoon5 dijke&

Ja&

&

Cut5out& Jaarlijkse& Prijs& & Productie& &

&

Figuur 3.1: Voorbeeld Inventaris

23

Nee&

Werkpakket 3: Inventarisatie

24

Hieronder volgt een korte verklaring van alle specificaties die gebruikt worden: • Vermogen: Dit is het nominaal vermogen • Cut-in: Dit is de windsnelheid waarbij de wind turbine een positief elektrisch vermogen produceert. Indien er start wordt vermeld in dit vak, betekent dit dat enkel de windsnelheid gegeven is waarbij de windturbine begint te roteren • Cut-out: Dit is de windsnelheid waarbij de wind turbine stopt met het produceren van elektrisch vermogen. Dit wordt verwezenlijkt op verschillende manieren om de last op de turbine te beperken bij hoge windsnelheden. Indien er ‘Max. wind snelheid’ wordt vermeld in dit vak, betekent dit dat enkel de windsnelheid wordt gegeven waarbij de windturbine zou overleven. • Jaarlijkse productie: Dit is de energie die de windturbine jaarlijks zou opbrengen. In dit vak is steeds een opmerking bij vermeld. Indien de opbrengst door de fabrikant gegeven is zonder een gemiddelde windsnelheid bij te vermelden, staat er de opmerking ‘Schatting’. Indien er wel een gemiddelde windsnelheid gegeven bij de jaarlijkse opbrengst dan staat er bijgeschreven ‘berekend’. Indien de windturbines reeds getest is, wordt de testlocatie en de gemiddelde windsnelheid er bij vermeld. • Kostprijs: Deze is steeds in e gegeven. Er staan verschillende windturbines in de inventaris waarbij de prijs in $ of andere valuta werd gegeven. Dit is steeds omgezet naar euro met de huidige koersen (periode oktober-november 2010) om een goede vergelijking te kunnen maken tussen de verschillende windturbines. In de meeste gevallen is er niet gegeven wat in de prijzen is inbegrepen (mast, generator, . . . ). Enkel indien er een vermelding ‘incl.’ of ‘excl.’ in dit vak staat, is er meer informatie gegeven • P-curve: Hier staat er vermeld of er een vermogenscurve beschikbaar is of niet.


3.2

25

Marktstudie over groene energie

Een eerdere studie (Van Hamme and Loix, 2011) toonde reeds aan dat er in Vlaanderen een draagvlak is voor windenergie: 64 % vindt het belangrijk dat energie op een duurzame manier wordt opgewekt, en 84 % is voor de aanleg van windturbines in Vlaanderen. Deze marktstudie peilde evenwel naar windenergie in het algemeen, en hoewel geen onderscheid werd gemaakt tussen grote en kleine windturbines, was deze bevraging duidelijk uitsluitend op grote windturbines gericht. In samenwerking met GfK Significant uit Leuven hebben wij een nieuwe marktstudie uitgevoerd, met de nadruk op de houding tegenover kleine windturbines, en dit zowel bij Vlaamse gemeenten, particulieren, en KMO’s. De resultaten van deze studie zijn beschreven in Bijlage D; hierna worden de voornaamste conclusies samengevat. Zowat alle Vlaamse gemeenten vinden het belangrijk dat energie op een milieuvriendelijke manier wordt opgewekt. Men vindt overheidssteun belangrijk voor zonne-energie (66 %), windenergie (38 %), waterkrachtcentrales (64 %), gascentrales (38 %), en biomassacentrales (66 %). Steun voor kerncentrales (18 %) en steenkoolcentrales (15 %) is beduidend minder belangrijk. Van de ondervraagde gemeenten is 77 % voor de aanleg van windturbines (algemeen), hoewel slechts een 10 % van de ondervraagden reeds windturbines hebben staan op hun grondgebied. 79 % van de Vlaamse gemeenten is op de hoogte van het bestaan van de omzendbrief (zie hoofdstuk 3.3), en 38 % heeft reeds een of meerdere aanvragen gekregen voor de installatie van kleine windturbines. In deze gemeenten waren er gemiddeld 2,3 aanvragen gedurende de voorbije drie jaar, 1,7 door particulieren en 0,7 door bedrijven. Van deze aanvragen werd gemiddeld slechts 1 goedgekeurd; er zijn nu gemiddeld 0,8 kleine windturbines ge¨ınstalleerd per gemeente in Vlaanderen. Opmerkelijk is dat de meeste gemeenten terughoudend zijn om toekomstige aanvragen gunstig te behandelen: 25 % zegt van niet, 57 % antwoordt misschien, en slechts 18 % meent waarschijnlijk wel. Nochtans is 97 % van de gemeenten het eens dat Vlaanderen meer gebruik moet maken van windenergie, en denkt 89 % dat windenergie aan belang zal toenemen. Vlaamse gemeenten zijn vooral beducht voor de (visuele) hinder die een wildgroei aan kleine windturbines zou veroorzaken. Men is daarom eerder geneigd om de inplanting in KMO-zones te steunen dan bij particulieren. Van de meer dan 200 gecontacteerde KMO’s vulden slechts 14 in de enquête in. De resultaten, hoewel dus zeker niet representatief, wijzen voorzichtig op een in het algemeen positieve houding tegenover windenergie in Vlaanderen, maar een beperkte kennis van de technologie van kleine windturbines: de deelnemende KMO’s onderschatten eerder de terugverdientijd en de vereiste investeringskost. Nochtans is ongeveer de helft wel bereid om te investeren in kleine windturbines wanneer hen realistische terugverdientijden en investeringskosten worden voorgelegd. Ook de Vlaamse inwoners zijn over het algemeen voor windturbines: bijna 76 % is eerder voor of heel erg voor; ongeacht of men in de stad of op het platteland woont, mannen iets meer (78,7 %) dan vrouwen (72,1 %). Ongeveer 64 % weet wat een kleine windturbine is, terwijl 0,5 % van de ondervraagden er zelf een heeft, voornamelijk in West-Vlaanderen (0,7 %) en Antwerpen (0,8 %). Over de mogelijkheid om een kleine windturbine te installeren is men verdeeld: 31 % meent van niet, 32 % van wel, de overige 37 % antwoordt misschien. Mensen die landelijk wonen zijn net iets meer geneigd om een eigen windturbine te overwegen: 38,6 % tegenover 36,8 %; en mannen eerder (42,9 %) dan vrouwen (33,3 %). Vooral mensen tussen 25 en 55 staan hiervoor open (ca. 40 % is voor); mensen onder 24 (36,3 %) en boven 55 (33,6 %) zijn minder enthousiast.


3.3

26

Inventarisatie van de stedenbouwkundige aspecten van microwindturbines

De wetgeving betre↵ende de aanvraag van een stedenbouwkundige vergunning voor microwindturbines is niet uniform binnen Europa, en zelfs niet binnen België. Stedenbouwkundige reguleringen omtrent microwindturbines in de buurlanden (Nederland, Frankrijk, Duitsland, Verenigd Koninkrijk) zijn onderzocht op best practices. Ook de regelgeving in Vlaanderen en Wallonië wordt besproken, aangevuld met de stedenbouwkundige aspecten in een van de marktleiderslanden (Verenigde Staten van Amerika) op gebied van kleine windturbines.

Vlaanderen De Vlaamse regering heeft in 2009 een omzendbrief (Van Mechelen and Crevits, 2009) opgesteld die het kader beschrijft voor het beoordelen van vergunningsaanvragen voor de inplanting van kleine en middelgrote windturbines. In deze brief wordt een onderverdeling gemaakt op basis van de ashoogte en het vermogen van de windturbine. Zo spreekt men over een kleine windturbine indien de ashoogte kleiner is dan 15 m. De ashoogte wordt steeds gemeten van op de voet van de turbine. Dit wil zeggen vanaf het maaiveld indien de windturbine op de grond wordt geplaatst, van op het gebouwdak bij een installatie op een gebouw. De middelgrote windturbines hebben een ashoogte groter dan 15 m en een maximaal vermogen tot 300 kW. Voor de kleine en middelgrote windturbines is enkel een stedenbouwkundige vergunning vereist. Voor de grote windturbines met een vermogen groten dan 300 kW is er ook een milieuvergunning nodig. Zoals hierboven wordt vermeld is het noodzakelijk een stedenbouwkundige aanvraag in te dienen. Deze vergunning worden in eerste aanleg ingediend bij en beoordeeld door het gemeentebestuur. Voor de bouwaanvraag dient er een dossier samengesteld te worden. Dit dossier zal in zesvoud gekopieerd worden (5 voor de gemeente en één kopie voor aanvrager) en bevat de volgende documenten: • Bouwaanvraag • Aanstiplijst nr. 2 • Beschrijvende nota (Technische informatie van de wind turbine) • 6 kleurenfoto’s (foto’s van de 4 windrichtingen - 2 foto’s van de toekomstige plaatsing) • Kopie van inplantingsplan (aanduiding met nummering van de foto’s en aanduiding plaatsing) Bij de beoordeling van het al of niet toekennen van een stedenbouwkundige vergunning zal men rekening houden met enkele beoordelingscriteria, waarbij wordt niet enkel gekeken wordt naar de huidige situatie maar ook op toekomstige ontwikkelingen met het perceel. De criteria zijn: • De wijze van integratie van de windturbine in de omgeving • Het geluid dat de turbine produceert • De slagschaduw


27

• De veiligheid Voor de ruimtelijk integratie van de windturbines in de omgeving onderscheidt men vanwege de hoge diversiteit 3 hoofdtypes, nl.: • Dichte of eerder dichte bebouwingskernen: In deze omgevingen is het vanwege de negatieve e↵ecten en impact van een snel roterend object veelal niet gewenst om een windturbine te installeren. Doch kan men in sommige gevallen, mits voldoende motivering, de aanvraag toch goedkeuren. Meer details hierover zijn te vinden in de omzendbrief. • Bedrijvensites, handelscentra, logistieke en transportzones eerder grootschalige recreatieve voorzieningen, enz.: In deze omgevingen wordt vooral gekeken naar hinder tegenover de inplanting van grote of middelgrote windturbines in de toekomst. • Het eerder landelijke gebied: Hier wordt een eerder terughoudend beleid toegepast met betrekking tot de visuele impact op de landschappen en het verstoren van de lokale fauna. De akoestische hinder van de turbine op de omgeving is een belangrijk aspect voor de goedkeuring van de aanvraag. Daarom zal er bij de aanvraag een gecertificeerd attest bijgevoegd moeten worden met de geluidsproductie bij 5 m/s. De vergunningsaanvraag kan goedgekeurd worden indien de geluidsproductie bepaalde normen niet overschrijdt. Voor woongebieden mag de richtwaarde van 39 dB in open lucht niet worden overschreden. Meer details hierover zijn terug te vinden in de omzendbrief. Draaiende wieken zullen lichtreflecties en slagschaduw genereren; de plaatsen waar dit frequent gebeurt moeten vermeden worden. Daarom is er een zone rond de turbine vastgesteld waar er geen vreemde woningen of bedrijven gebouwd mogen zijn. Buiten deze zone zijn deze verschijnselen maximaal 30 u per jaar aanwezig, wat als aanvaardbaar beschouwd wordt. In figuur 3.2 wordt de afbakening rond de windturbine weergegeven.

Figuur 3.2: Slagschaduwzone


28

Aangezien kleine windturbines meestal in de nabijheid van woningen of bedrijven worden geplaatst, worden er hoge veiligheidseisen gesteld. Voor de horizontale-as windturbines (HAWT) wordt gekeken of de turbine voldoet aan de IEC 61400-2 normering. Voor de verticale-as windturbines (VAWT) zijn nog steeds geen internationale normen opgesteld, deze moeten voldoen aan de normen voor bouwconstructies.

Walloni¨ e In Wallonië bestaat er geen duidelijke omzendbrief zoals in Vlaanderen maar is het evenzeer noodzakelijk om een stedenbouwkundige aanvraag in te dienen voor de installatie van een kleine windturbine. Een aanvraag is eveneens nodig in het geval van een tijdelijke opstelling (bijvoorbeeld een mast voor het uitvoeren van windmetingen). Nog een belangrijk verschil met de wetgeving in Vlaanderen is dat de windturbine als een kleine windturbine wordt beschouwd als het nominaal vermogen lager is dan 100 kW. Er is dus geen beperking in ashoogte. Er wordt enkel gekeken naar de afstand van de turbine en de omliggende gebouwen die niet behoren tot de eigendom. Deze moet minimaal gelijk zijn aan de totale hoogte van de windturbine of 15 m indien de totale hoogte kleiner zou zijn. Als niet aan deze voorwaarde wordt voldaan is het nodig een attest van een architect te voorzien. De aanvraag zal eveneens een aantal extra documenten moeten bevatten, die hier niet verder worden besproken. De vergunning wordt in eerste aanleg ook ingediend bij en beoordeeld door het gemeentebestuur. Voor de bouwaanvraag dient er een dossier samen gesteld te worden. Dit dossier bevat de volgende documenten: • Bouwaanvraag in tweevoud • Een rapport dat de uit te voeren werken beschrijft. Hierin moet ook een beschrijving geplaatst worden van de stedelijke context en het landschap binnen een straal van 200 m • Een fotoreportage • Een kopie van het inplantingsplan met aanduiding van de plaats van de installatie • Een nota met de beoordeling van de invloed op de omgeving In tegenstelling tot in Vlaanderen dient er een nota met de invloed van de installatie op de omgeving te worden ingediend. In deze nota wordt vooral gekeken naar de geluidsproductie van de windturbine. Het probleem is dat er geen geluidsnorm is opgegeven voor een kleine windturbine, dus het gemeentebestuur zal naar eigen mening oordelen of de geluidsproductie van de windturbine aanvaardbaar is. In het algemeen wordt gesteld dat het geluidsniveau in een woonwijk maximaal 50 dB(A) tijdens de dag en maximaal 40 dB(A) tijdens de nacht mag bedragen. Het tweede belangrijk punt is de inplanting van de installatie. Hiervoor zal men vooral beoordelen op basis van het gewestplan. In sommige gevallen kan een afwijking van het gewestplan worden toegestaan. Deze criteria worden hier niet verder besproken.

Verenigd Koninkrijk De regelgeving in het Verenigd Koninkrijk is niet uniform. In Noord-Ierland en Wales is een bouwaanvraag voor de installatie van een windturbine altijd nodig. In Engeland en Schotland kan het indienen van een bouwaanvraag vermeden worden in bepaalde


29

omstandigheden maar de regelgeving is niet gelijklopend. Wel wordt er overal een onderscheid gemaakt tussen een vrijstaande installatie en een windturbine die op of aan een gebouw gemonteerd wordt (Building-Mounted Wind Turbine, BMWT). Ook wordt er net als in Vlaanderen een onderverdeling gemaakt naar gelang het vermogen en de ashoogte. Er wordt echter nog een extra categorie toegevoegd, namelijk de microwindturbines. Tabel 3.1 geeft deze onderverdeling weer. Tabel 3.1: Onderverdeling windturbines Verenigd Koninkrijk Omschrijving Micro Klein Klein-middelgroot

Vermogen (kW) 0 - 1,5 1,5 - 15 15 - 100

Jaarlijkse energieopbrengst tot 1000 kWh/jaar tot 50000 kWh/jaar tot 200000 kWh/jaar

Totale hoogte 0,5 - 5 m 2 - 50 m 50 - 250 m

Indien er een bouwaanvraag nodig is, zijn de criteria voor de goedkeuring wel gelijklopend voor de verschillende delen van het Verenigd Koninkrijk. Er wordt nog een extra onderverdeling gemaakt waarop deze criteria gelden. De categorieën worden onderverdeeld in A, B, C en D naar gelang ashoogte en rotoroppervlak: Tabel 3.2: Categorie windturbine Categorie A B C D

Ashoogte < 11 m <15 m < 25 m < 45 m

rotoroppervlak < 6 m2 < 28 m2 < 80 m2 < 200 m2

Hieronder volgt een samenvatting van de criteria waarvoor een bouwaanvraag wordt behandeld: • Visuele impact: Bij de aanvraag moet de visuele impact van de windturbine op de omgeving onderzocht worden. In de meeste gevallen volstaat een beperkte studie en moet er met de locale autoriteit besproken worden hoe uitgebreid deze dan wel moet zijn (of er bijvoorbeeld een fotomontage nodig is) • Geluid: De algemene regel die hier geldt is dat de geluidsproductie van de windturbine beperkt moet zijn tot 45 dB op een afstand van 1 m van het dichtste raam van elke naburig gelegen eigendom. Dit betekent niet dat de aanvraag wordt afgekeurd als deze norm wordt overschreden. Er wordt ook gekeken naar het achtergrondgeluid in de omgeving. Bijvoorbeeld wanneer in de omgeving een autosnelweg is, kan het zijn dat de norm al overschreden is zonder de extra geluidsproductie van de windturbine. In dit geval mag de norm hoger zijn, maar is een studie naar de impact van het geluid noodzakelijk. De regelgeving hierover is duidelijk maar heel uitgebreid en wordt hier dan ook niet verder besproken. • Ecologie: Bij de aanvraag wordt er gekeken naar de invloed van de windturbine op lokale fauna en flora, vogels, en vleermuizen. Er zijn hiervoor zone’s afgebakend waar een aanvraag met grote voorzichtigheid wordt beoordeeld, en veelal niet wordt toegestaan. Wanneer er gevraagd wordt om een turbine op de rand van zo een zone te zetten, wordt er een bu↵er ingebouwd waarbij de breedte van de


30

bu↵er afhankelijk is van de categorie van de windturbine en de aard van de zone (internationaal, nationaal of lokaal wettelijk vastgesteld). • Luchtvaart: In de meeste gevallen zal een kleinschalige windturbine geen invloed hebben op radars van vliegtuigen, behalve in de buurt van luchthavens. Indien de turbine in de buurt van een luchthaven wordt geplaatst moet er voldoen worden aan specifieke richtlijnen en moeten de locale bevoegde instanties gecontacteerd worden. • Communicatie: In dit criterium wordt de interferentie van de windturbine op televisie ontvangst, elektronische communicatie en op vaste netwerken onderzocht. Voor de interferentie op de televisieontvangst mag de ashoogte niet meer dan 15 m zijn en de rotorbladen mogen geen metaaldeeltjes bevatten. Bij de interferentie op elektronische communicatie kijkt men na of de totale hoogte gelijk is aan de hoogte van een naburige zendmast. In het geval van vaste netwerken (zoals de links tussen de verschillende televisiestations) mag de turbine niet dichter dan 100 m van een naburig televisiestation staan. Indien een van de bovengenoemde criteria wordt overschreden dient een bepaalde procedure (OFCOM) te worden opgestart, en kan de aanvraag door bepaalde richtlijnen te volgen toch goedgekeurd worden. • Archeologie en erfgoed: Bij de aanvraag wordt de fysische en niet-fysische e↵ecten op beschermd erfgoed en archeologische sites onderzocht. Onder fysische e↵ecten worden vooral de bouwwerken voor de installatie verstaan. Bij kleinschalige windturbines is dit veelal beperkt. Toch dient dit voor archeologische sites met voorzichtigheid worden nagegaan. De niet-fysische e↵ecten zijn vooral de visuele verstoring van het landschap, geluid en slagschaduw. Engeland Om een windturbine te installeren zonder bouwaanvraag in Engeland gelden een aantal regels en beperkingen: • De installatie voldoet aan de normering voor micro-generatie (Microgeneration Certification Scheme Planning standards). • De installatie mag niet in beschermd gebied geplaatst worden, of op/naast een monument. • Enkel voor de installatie van de 1ste windturbine is geen bouwaanvraag nodig. Bij meerdere installaties is er steeds een bouwaanvraag nodig. • De windturbine moet zo ver mogelijk geplaatst worden van het gebouw om het visueel e↵ect op de buitenzijde van het gebouw te verminderen. • Er mag geen reflectief materiaal gebruikt worden voor de bladen om reflecties zoveel mogelijk te vermijden. • De hoogte tussen grondniveau en het laagste deel van de windturbine mag niet minder dan 5 meter bedragen. • Het rotoroppervlak mag niet meer dan 3,8 m2 bedragen. Er wordt ook een onderscheid gemaakt in regelgeving naar gelang de opstelling van de windturbine. Voor BMWT gelden de volgende regels:


31

• Geen enkel deel van de windturbine mag op minder dan 5 meter van een gebouw, perceelgrens of ander vreemd object geplaatst worden. • Het hoogste punt van de turbine mag niet meer dan 3 meter boven het hoogste punt van het dak uitsteken. De totale hoogte (incl. gebouw, turbineas en -blad) mag niet meer zijn dan 15 m zijn. • Een vrijstelling van de bouwaanvraag geldt enkel wanneer de turbine ge¨ınstalleerd wordt op een vrijstaande woning, of andere vrijstaande gebouwen die als huis of flat beschouwd worden. Een flatgebouw moet een geheel zijn van appartementen en dus mag niet deels gebruikt worden voor commerciële doeleinden. • In beschermde gebieden, wordt een installatie niet toegestaan als de turbine gemonteerd zou worden op het dak of aan de muur van een gebouw die naar een autosnelweg is gericht. Ook voor de vrijstaande windturbines zijn er een aantal regels vooropgesteld: • De installatie is enkel toegelaten wanneer de afstand tussen elk deel van de turbine en de perceelgrens kleiner is dan de totale hoogte van de windturbine plus 10 %. • Het hoogste punt van de windturbine mag niet groter zijn dan 11,1 meter. • In beschermde gebieden wordt een vrijstaande installatie niet toegestaan als de windturbine dichter tegen de autosnelweg zou geplaatst worden dan het gebouw waarbij het toebehoort. Schotland In Schotland is het nodig een bouwaanvraag in te dienen voor BMWT. Voor vrijstaande installaties is een bouwvergunning niet noodzakelijk, tenzij: • Er meerdere windturbines zouden ge¨ınstalleerd worden op één eigendom. • De windturbine zich op een afstand van minder dan 100 meter bevindt van een andere eigendom. • De turbine niet op beschermd gebied, een archeologische of wetenschappelijk interessante site geplaatst wordt. Bovendien moet er voor de start van de bouwwerken een aanvraag worden ingediend bij de stedenbouwkundige dienst. Deze aanvraag beschrijft de grootte, het design en de plaatsing van de windturbine. De locale stedenbouwkundige verantwoordelijke staat in voor de goedkeuring van deze aanvraag.

Nederland Tot voor kort was er in Nederland geen nationaal beleid omtrent de plaatsing van kleine windturbines. Voor de installatie van een kleine windturbine was niet alleen een stedenbouwkundige vergunning nodig maar in de meeste gevallen ook een milieuvergunning. Beide vergunningen werden toegekend door de bevoegde gemeente en werden behandeld zoals elke andere bouwaanvraag. Sinds oktober 2010 is er door een nieuwe wet een aparte procedure voor het plaatsen van de zogenaamde mini-turbines. Voor deze types is er gezamenlijke aanvraag voor stedenbouwkundige- en milieu-aspecten. Bij een aanvraag


32

zal er in de eerste plaats gekeken worden naar het bestemmingsplan. In dit plan wordt de bestemming en de maximale bouwhoogte in een bepaald gebied vastgelegd. Door het plaatsen van miniturbines wordt de toegestane hoogte in de meeste gevallen overschreden. Dit kan leiden tot afwijzing, of er moet een ontheffingsprocedure volgens de Wro (Wet ruimtelijke ordening) worden gevolgd. Deze ontheffingsprocedure wordt door de nieuwe wet in de meeste gevallen goedgekeurd als er aan de volgende criteria wordt voldaan: • Maximale hoogte van de turbine is 10 m, gemeten vanaf de voet van de turbine. Dit kan dus vanaf het maaiveld of vanaf de dakconstructie gemeten worden. • De turbine moet voldoen aan de IEC 61400-12 normen Bovenstaande criteria worden geadviseerd door de overheid maar de gemeenten hebben de vrijheid om andere criteria te hanteren. Zo zijn er aantal gemeenten of provincies (Zeeland, Den Helder, Heusden, ...) die een eigen beleidsnotitie hebben, omtrent de behandeling van de aanvragen van dit type windturbines. In dit kader worden dan een aantal criteria vooropgesteld. In het algemeen worden de volgende dan ook gebruikt: • De omvang van de turbine wordt gelimiteerd. Hier wordt in de meeste gevallen een onderscheid gemaakt tussen plaatsing op een dak of op de grond. Een veel terugkerende regel bij de verschillende gemeenten is een totale hoogte van 15 m. Dit is dus inclusief mast, turbine en rotor. In sommige beleidsnotities wordt de maximale hoogte ook bepaald afhankelijk van het type turbine (verticale of horizontale as windturbines). • Een rapport van de geluidsproductie van de turbine is nodig. Hierbij wordt er gekeken naar het maximale geluidsniveau op de gevel van de omwonenden. Deze grenzen zijn gelijklopend met de grenzen in Vlaanderen. Een geluidsniveau van 50 dB(A) overdag en een geluidsniveau van 40 dB(A) tijdens de nacht wordt toegestaan • De slagschaduw moet beperkt blijven. Hiervoor wordt een bepaalde zone afgetekend rond de turbine waarbinnen geen andere gebouwen mogen staan. • Om de veiligheid te kunnen waarborgen zijn in de meeste gemeenten alleen kleine windturbines toegestaan die voldoen aan de voorschriften uit de Nederlandse Beoordelingsrichtlijn. Turbines die hieraan voldoen ontvangen het ‘Kleinwind-keur’. De uitgave van dit keurmerk wordt ondergebracht bij een onafhankelijke instantie. • In sommige gemeenten is het toch nodig in bepaalde omstandigheden een aparte milieuvergunning aan te vragen. Deze omstandigheden zijn zo divers dat ze hier niet verder worden toegelicht.

Duitsland In Duitsland is er net zoals in Vlaanderen nood aan een bouwvergunning voor het plaatsen van een kleine windturbine. De behandeling van de vergunningsaanvraag valt onder de bouwvoorschriften van de bevoegde deelstaat. Wel zullen een aantal federale criteria moeten worden gecontroleerd. Door de komst van een nieuw decreet (Schleswig-Holstein) worden deze aanvragen niet meer behandeld zoals een normale bouwaanvraag. De regels


33

in dit decreet worden gebruikt als richtlijn voor het al of niet toekennen van de vergunning, maar de bevoegde deelstaat kan zelf een aantal wijzigingen in de regels doorvoeren. Algemeen gelden de volgende regels: • De hoeveelheid energie die in het net wordt ge¨ınjecteerd bedraagt minder dan 50 % van de totale energieproductie van de windturbine. • De totale hoogte (incl. turbine, rotor en mast) van de windturbine is lager dan 30 m. • In residentiële wijken dient de afstand tussen de turbine en de gevel van de omwonenden minimaal 4 keer de totale hoogte van de turbine te zijn. In het geval van een verticale-as windturbine kan deze afstand verminderd worden. • De windturbine mag niet in tegenspraak zijn met het bestemmingsplan. Er wordt ook gekeken naar de aard van bebouwing (bebouwde omgeving, open landschap...) en beoordeeld of de turbine past in de omgeving. In het decreet worden deze verder toegelicht.

Frankrijk In Frankrijk is er geen beleid omtrent de plaatsing van kleine windturbines. Wel kan men stellen dat een bouwaanvraag en een verklaring van de impact op de omgeving enkel nodig is wanneer de ashoogte van de windturbine tussen 12 en 50 m is. Indien de ashoogte kleiner is dan 12 m volstaat het om een verklaring voor werken (une déclaration de travaux ) in te dienen. Windturbines met een ashoogte van groter dan 50 worden beschouwd als middelgroot en hebben wel een aparte aanvraagprocedure. De vergunningsaanvraag voor de kleine windturbines zal behandeld worden zoals elke andere bouwaanvraag en de bevoegde gemeente zal geen vaste criteria voor geluidsproductie, slagschaduw enz. hanteren. Op basis van de regels voor een normale bouwaanvraag kan men wel een aantal regels naar voorschuiven: • De bladen mogen de perceelgrens niet overschreiden. • De afstand tussen de windturbine en de perceelgrens moet minimaal 3 m bedragen. • De aanvraag zal worden afgekeurd als deze in beschermd of geklasseerd gebied zou geplaatst worden. Wanneer de elektriciteit wordt opgewekt met de intentie om deze niet te consumeren wordt de bouwaanvraag behandeld door het nutsbedrijf.

Verenigde Staten van Amerika In de Verenigde Staten van Amerika worden de bouwvergunningen ook door de bevoegde gemeente behandeld. De criteria voor het toekennen van een aanvraag zijn wel niet uniform in de verschillende staten. Om deze reden heeft de AWEA (American Wind Energy Association) een aantal richtlijnen uitgeschreven die de gemeenten kunnen gebruiken voor het behandelen van de aanvraag van een kleine windturbine. Deze richtlijnen zijn uiteraard niet bindend, dus de bevoegde gemeente kan deze naar eigen normen veranderen. De verschillende criteria die uit deze richtlijnen worden gehaald zijn de volgende:


34

• Een kleine windturbine heeft een maximaal nominaal vermogen tot 100 kW. • De toegelaten ashoogte is afhankelijk van de grootte van de eigendom. Voor een grondoppervlakte tot een halve acre (of 20,2 are) bedraagt de toegelaten ashoogte 80 voet (of 24,4 m). Voor eigendommen met een oppervlakte tussen een halve acre en één acre (of 40,5 are) is de hoogte beperkt tot 150 voet (of 45,7 m). Wanneer de grondoppervlakte groter is dan één acre dan is er geen beperking op de ashoogte. • Geen enkel deel van de windturbine (incl. ankers van een getuide mast of bladen) mag dichter dan 10 voet (of 3 m) van de perceelgrens geplaatst worden. • Het geluidsniveau van de windturbine mag niet boven 60 dB(A) of meer dan 5 dB(A) boven het achtergrondgeluidsniveau komen (welke van de twee het grootste is) gemeten vanaf de dichtstbijgelegen woning. Deze regels gelden binnen een windsnelheidsbereik tussen de 0 en 25 m/s • De windturbine moet gecertificeerd zijn door een instantie erkend door de AWEA. • In de bouwaanvraag moeten ook technische tekeningen worden bijgevoegd van alle onderdelen van de windturbine (incl. mast en fundering). Een structurele analyse van de mast door een erkende ingenieur is eveneens nodig. • De windturbine moet voldoen aan de regels van de FAA (Federal Aviation Administration) bij een installatie dichtbij een luchthaven. • De elektrische onderdelen van de windturbine voldoen aan de regels van de “National Electric Code”. • Indien de windturbine aan het net wordt gekoppeld is het nodig te bewijzen dat het nutsbedrijf op de hoogte is van de netkoppeling met de turbine.

Hoofdstuk 4 Werkpakket 4: Rekenschema

4.1

Inleiding

Een grondige marktstudie heeft uitgewezen dat er verschillende rekentools publiek beschikbaar zijn, die mits enkele kleine aanpassingen voldoen aan de eisen die gesteld werden aan de rekentool in dit project. De gebruikerscommissie heeft daarom op 17 maart 2011 beslist om geen eigen rekentool te ontwikkelen, maar eerder om bestaande rekentools te verwerven en uit te breiden. Het bleek dat recent een tool werd ontwikkeld door Apère (Association pour la Promotion des Energies Renouvelables) in opdracht van het Waalse gewest. Deze tool werd ons vrijgegeven mede dankzij de goede zorgen van Christophe Grulois. Onze belangrijkste aanpassingen aan deze tool zijn de uitbreiding van het aantal opgenomen meetstations van 8 naar 25 (toevoeging van voornamelijk Vlaamse stations), de berekeningswijze van de extrapolatie van de windmetingen naar ashoogte, en enkele wijzigingen van de verrekening op financieel vlak. Ook is de tool vertaald naar het Nederlands. Deze rekentool is beschikbaar via de projectwebsite.

4.2

Rekentool

De hoofdpagina van de rekentool geeft de resultaten weer. In figuur 4.1 wordt een voorbeeld gegeven. De belangrijkste aspecten voor het bepalen of een kleine windturbine al dan niet rendabel is, zijn: • de jaarlijkse energieopbrengst • de terugverdientijd • de interne opbrengstvoet of irr • de subsidies Al deze aspecten komen dan ook in de rekentool aan bod en hun toepassing in de rekentool wordt uitgelegd in dit hoofdstuk.

4.3

De jaarlijkse energieopbrengst

Het berekenen van de jaarlijkse energieopbrengst is in werkpakket 2 reeds uitvoerig uitgelegd. De rekentool gebruikt echter een iets andere manier om de energieopbrengst te berekenen. De brongegevens van de verschillende meetstations worden in de tool gebracht als een frequentie van het aantal metingen voor elk windrichtingsinterval (zie Figuur 4.2). Per interval wordt dan een weibull verdeling (zie werkpakket 2) bepaald, 35

Figuur 4.1: Rekentool: een voorbeeld van de hoofdpagina

Werkpakket 4: Rekenschema 36

Werkpakket 4: Rekenschema

37

waarbij ook de kans op jaarbasis voor elk windsnelheidsinterval wordt berekend (hoe vaak komt de wind uit dit interval). Op basis van de weibull verdeling en de vermogenscurve van de windturbine wordt eerst de energieopbrengst berekend per windrichtinginterval. Door dan deze energieopbrengsten te vermenigvuldigen met de kans op de overeenkomstige windrichtingsintervalen en alles op te tellen komt men tot de totale jaarlijkse energieopbrengst.

Figuur 4.2: Rekentool : Data meetstation

Bij deze berekening worden allerlei invloeden in rekening gebracht, zoals: • de technische gegevens van de windturbine • de windgegevens • de ruwheid van het terrein • de obstakels op het terrein

Technische gegevens van de windturbine In de rekentool zijn ongeveer 150 vermogencurves van kleine windturbines opgenomen. In het keuzemenu op de hoofdpagina (figuur 4.1) kan de turbine gekozen worden die gebruikt wordt voor het berekenen van de jaarlijkse energieopbrengst. De volgende stap bestaat erin de ashoogte en het elektrisch rendement van de turbine in te vullen. Deze parameters samen met de numerieke gegevens van de vermogencurve van de turbine worden weergegeven op het blad met de technische gegevens (zie figuur 4.3).

Windgegevens De rekentool bevat windgegevens van 25 meetstations verspreid in en rond België. In het keuzemenu op de hoofdpagina (figuur 4.1) kan het meetstation gekozen worden die het dichtst bij de bestudeerde site ligt. De metingen van een naburig meetstation kunnen een idee geven van de windsituatie op de site. De resultaten van de windmetingen worden dan weergegeven op de pagina met de windgegevens (zie figuur 4.4). Indien er metingen


38

Figuur 4.3: Rekentool : Technische gegevens windturbine

Figuur 4.4: Rekentool : Resultaten windmetingen

vanop de site beschikbaar zijn kunnen deze gegevens samen met de meethoogte op deze pagina worden ingevuld.

Ruwheid terrein De meethoogte van alle meetstations in de rekentool bedraagt 10 m. De ashoogte van de windturbine kan verschillend zijn van de meethoogte. Om een schatting te maken van de jaarlijkse energieopbrengst moet in dit geval de windsnelheid geëxtrapoleerd worden van meethoogte naar ashoogte. Hierbij wordt er rekening gehouden met de ruwheid van de ondergrond in elke mogelijke richting van de turbine (zie figuur 4.5). De formule voor de extrapolatie is de volgende (Manwell et al., 2010): uas = umeet Met

ln( zzas ) 0

ln( zmeet z0 )

(4.1)


39

Figuur 4.5: Rekentool : Gegevens ruwheid

uas de windsnelheid op ashoogte [m/s]; umeet de windsnelheid op meethoogte [m/s]; zas de ashoogte [m]; zmeet de meethoogte [m]; z0 de ruwheid van het terrein [m]; In het keuzemenu kan het type ondergrond gekozen worden. De keuzes zijn de volgende: • wateroppervlak (z0 = 0,0002 m) • vlak en glad terrein (z0 = 0,0024 m) • landbouwgrond, weinig bebouwing en struikgewassen (z0 = 0,03 m) • landbouwgrond, enkele gebouwen en struikgewassen op een verre afstand van ± 1250 m (z0 = 0,055 m) • landbouwgrond, enkele gebouwen en struikgewassen op een redelijke afstand van ± 500 m (z0 = 0,1 m) • landbouwgrond, veel gebouwen en struikgewassen op een kleine afstand van ± 250 m (z0 = 0,2 m) • kleine steden, dorpen, bossen en complex terrein (z0 = 0,4 m) • grote steden met hoge gebouwen (z0 = 0,8 m) • zeer grote steden met hoge gebouwen en wolkenkrabbers (z0 = 1,6 m)

Obstakels terrein De rekentool houdt ook rekening met eventuele obstakels in de buurt van de windturbine. Afhankelijk van de afmetingen van het obstakel en de afstand tussen obstakel en turbine zal een verlaging of zelfs een blokkering van de windsnelheid toegepast worden voor een bepaalde windrichting. Deze parameters kunnen samen met de aard van het obstakel worden ingevuld op een aparte pagina van de tool (zie figuur 4.6).


40

Figuur 4.6: Rekentool : Gegevens obstakels

De regels voor het verlagen of blokkeren van de windsnelheid zijn de gebaseerd op het Perera model (Perera, 1981). Het toepassen van het model van Perera gebeurt in een aantal stappen. Eerst wordt de verhouding van de afstand (s) tot en de hoogte (h1 ) van het obstakel bepaald: s x1 = (4.2) h1 Vervolgens wordt de verhouding genomen van de ashoogte (h2 ) en de hoogte (h1 ) van het obstakel: h2 x2 = (4.3) h1 Bovenstaande parameters x1 en x2 worden gebruikt in een tabel, waar één specifieke waarde R1 wordt uitgehaald. R2 kan op twee verschillende manieren worden bepaald afhankelijk van de verhouding van de breedte (b) van en de afstand tot het obstakel. Als: b < 0, 3 (4.4) s dan is R2 te bepalen aan de hand van volgende vergelijking: b s

(4.5)

1 1 + (0, 2 sb )

(4.6)

R2 = 2 In het andere geval is R2 te bepalen door: R2 =

Vervolgens wordt het verzwakkingspercentage van de windsnelheid berekend door: uV = R1 R2 (1

y)/100

(4.7)

De waarde voor y is afhankelijk van het soort obstakel. Er wordt een onderscheid gemaakt tussen een enkele boom, bos met dichte vegetatie en een constructie. De ywaarde hiervoor is respectievelijk 0,3, 0,5 en 1. Er zijn ook enige uitzonderingen voor het toepassen van bovenstaande formules :


41

• Indien de windturbine op een afstand van meer dan 40 keer de hoogte (x1 > 40) van het obstakel wordt geplaatst dient er geen rekening te worden gehouden met het obstakel (uV = 0). • Indien de ashoogte meer dan 3 keer de hoogte van het obstakel (x2 > 3) bedraagt dient er geen rekening te worden gehouden met het obstakel (uV = 0). • Indien de windturbine binnen een afstand van 5 keer de hoogte van het obstakel (x1 < 5) wordt geplaatst zal de energieproductie voor de desbetre↵ende windrichting verwaarloosd worden (uV = 1). • Indien de ashoogte de helft is van de hoogte van het object (x2 < 0.5) zal de energieproductie voor de desbetre↵ende windrichting verwaarloosd worden (uV = 1). De windsnelheid voor een bepaalde windrichting kan dan berekend worden door: uMet obstakel = uV uOngestoord

4.4

(4.8)

Terugverdientijd

Voor het bepalen van de terugverdientijd van de windturbine houdt de rekentool rekening met de actualisatievoet of index. De dynamische terugverdientijd kan bepaald worden als het moment waarop de netto contante waarde (NCW) van de investering 0 is. De volledige investering zal op dat moment gerecupereerd zijn. De formule die hiervoor gehanteerd wordt is de volgende: X N CW = 0 = (Bt Ct )/(1 + r)t I0 (4.9) Met

Bt de baten in het jaar t (excl. Groenestroomcertificaten); Ct de kosten in het jaar t; r de actualisatievoet; t de tijd, het jaar waarin een kost of baat beschouwd wordt; I0 de initiële investering De groenestroomcertificaten worden niet onmiddellijk opgenomen in de berekening aangezien deze niet onderworpen worden aan de indexering. Deze worden nadien afgetrokken van de NCW. Voor het berekenen van de overige baten kan er gerekend worden met een verschillend distributietarief (nacht- of dagtarief). De initiële investering is de totale aankoopprijs (incl. BTW, installatie, fundering, transport, onderzoek,...) waarvan de subsidies worden afgetrokken. De geldende subsidievormen voor kleine windturbines worden verder in dit hoofdstuk besproken. Voor de kosten wordt er rekening gehouden met het onderhoud van de windturbine, eventuele verzekering, alsook de mogelijkheid om onderdelen te vervangen na een aantal jaar.


42

Figuur 4.7: Rekentool : Financiële gegevens

4.5

Interne opbrengstvoet

De interne opbrengstvoet of e↵ectief rendement is een getal, meestal uitgedrukt als percentage, dat het netto rendement van de investeringen in een project weergeeft. Het is de opbrengstvoet waarbij de netto contante waarde van het geheel van kosten en baten nul is. Een project is aantrekkelijk als de IRR hoog is. De interne opbrengstvoet kan berekend worden aan de hand van de NCW op het jaar waarop de investering is terugverdiend: N X Bt C t N CW = 0 = (4.10) (1 + IRR)n n=0

met

n, het jaar waarop de NCW = 0; IRR, de interne opbrengstvoet.

4.6

Subsidies

Groenestroomcertificaten Een groenestroomcertificaat (VREG., 2008b) kan aangevraagd worden per 1000 kWh geproduceerde windenergie. De certificaten wordt uitgegeven door de Vlaamse Reguleringsinstantie voor de Elektriciteits- en Gasmarkt (VREG), de organisatie die alle groenestroomcertificaten beheert, uitgeeft en terug verzamelt of opeist. De minimumwaarde van dit certificaat is 90 euro voor installaties die in gebruik genomen worden in het jaar 2010. De marktwaarde op de vrije markt schommelt zeer sterk en staat momenteel onder de gegarandeerde minimumprijs.

Compenserende kWh-meter Dit type subsidie kan enkel gebruikt worden als het energieverbruik van de gebruiker lager ligt dan de opgewekte energie. Wanneer er e↵ectief elektriciteit aan het net wordt geleverd, kan dit verrekend worden met een terugdraaiende teller of een compenserende


43

kWh-meter. De distributienetbeheerder zal de geleverde energie in mindering brengen van de gemeten afname, mits voldaan wordt aan een aantal voorwaarden. Deze voorwaarden zijn publiek beschikbaar op de website van de VREG (VREG., 2008a).

Verhoogde belastingsaftrek Om bedrijven te stimuleren om te investeren in kleine windturbines, heeft de federale overheidsdienst Financiën een extra belastingsaftrek voorzien, de zogenaamde investeringsaftrek (Vandeburie, 2010). Dit houdt in dat de ondernemingen hun belastbare winst kunnen verminderen met een extra investeringsaftrek. Hoeveel deze mindering bedraagt, hangt af van het soort investering alsook van het type belastingplichtige. Er wordt een onderscheid gemaakt tussen een natuurlijke persoon, een KMO (voor 50% in handen van natuurlijke personen) en andere vennootschappen. Voor milieuvriendelijke investeringen is er echter geen onderscheid. Voor een eenmalige verhoogde investeringaftrek bedraagt het percentage 13,5 %. Met een aanname van een belastingsvoet van 33,99 % zal er dus 13,5%⇥33,99% = 4,5% van de initiële investering minder belastingen moeten worden betaald (Mermuys, 2010).

Ecologiepremie De ecologiepremie (Mermuys, 2010) is gekoppeld aan de nace-code. De nace-code is een officiële lijst van activiteitsomschrijvingen. Om voor de ecologiepremie in aanmerking te komen moet de onderneming een aanvaardbare hoofdactiviteit (nace-code) uitvoeren. De ecologiepremie bedraag 12 % en 6% voor respectievelijk KMO’s en GO’s. Aanvragen dienen te gebeuren via de website1 van het agentschap ondernemen.

VLIF-steun Het Vlaamse LandbouwersInvesteringsFonds (VLIF) zorgt voor een extra steun voor landen tuinbouwers die willen investeren in hun land- of tuinonderneming. De zogenaamde VLIF-steun kan 10%, 20%, 30% of 40% van het investeringsbedrag zijn. Hoe hoog het percentage is, hangt af van het type investering. De complete lijst met investeringen met hun bijhorende VLIF-steun is terug te vinden in de omzendbrief nr. 42 (Landbouwinvesteringsfonds, 2006). De VLIF-steun kan bestaan uit verschillende vormen. Zo zijn er de rentesubsidie en de kapitaalpremie. Indien de investering geheel of gedeeltelijk gefinancierd werd met een lening en minimum 12.500 euro bedraagt, wordt er een rentesubsidie gegeven. Indien de investering compleet gefinancierd werd met eigen kapitaal en minimum 6.250 euro bedraagt, wordt er een kapitaalpremie gegeven. Om in aanmerking te komen voor de VLIF-steun mag de maximale productie van energie niet groter zijn dan het huidige verbruik van energie. Indien dit wel het geval is vervalt de VLIF-steun. Daarnaast worden ook de opbrengsten uit een windturbine in de vorm van groenestroomcertificaten en energieopbrengst in rekening gebracht. Deze mogen geen al te groot aandeel vormen van het totale inkomen van de onderneming. Indien dit wel het geval is, kan de VLIF-steun ook geweigerd worden. In de omzendbrief staat dat windturbines tot groep 2 behoren en dus in aanmerking komen voor een steun van 30%.

1

http://www.agentschapondernemen.be/themas/ecologiepremie

Hoofdstuk 5 Werkpakket 5: Evaluatie

5.1

Installatie van microwindturbines

Het zelf installeren van één of meerdere microwindturbines levert informatie uit de eerste hand ter aanvulling van werkpakket 3. Daarom werden er voor dit project 2 windturbines aangekocht, namelijk : de EC1000 W van EC Industry en de HY5kW van Huaying wind. Voor de kosten die deze taak met zich meebracht op het vlak van infrastructuur werd beroep gedaan op een toegekend EFRO- project (EMOVO: multidisciplinair onderzoeks- en vormingscentrum rond energie- en milieutechnologiën, PO53), waarbinnen voor de aanvragers van onderhavig TETRA-project een bedrag van rond de 150 000 e beschikbaar was. Een deel daarvan werd aangewend voor de installaties van de microwindturbines. De turbines moeten in een eerste fase gemonteerd en proefgedraaid worden. Deze taak werd uitgevoerd in nauw overleg met de gebruikerscommissie, die de nodige expertise bevat om de installatie te laten verlopen volgens de regels van de kunst. Nadien werd ook het meetsysteem voor de windmetingen die hoort bij deze taak ge¨ınstalleerd, tenminste indien nog geen meetsysteem uit WP2 aanwezig is op de locatie.

44

Werkpakket 5: Evaluatie

45

HY5kW van Huaying Wind Deze windturbine werd geinstalleerd op het provinciaal domein Puyenbroeck in Wachtebeke. De turbine heeft de volgende specificaties: • Nominaal vermogen = 5 kW • Ashoogte = 15 m • Rotordiameter = 5,6 m • “Downwind” (wind stroomt eerst over de gondel en dan pas over rotorbladen) • “Pitch” controle (Controle van het vermogen via een variabele bladhoek) • Remsysteem door rotatie blad Voor de installatie van de windturbine danken wij BVBA Vermeulen voor het voorzien van het nodige gereedschap, hulp met de installatie en het delen van hun ervaring. In figuur 5.1, 5.2 en 5.3 worden een aantal foto’s getoond van de werken.

Figuur 5.1: Monteren van de rotorbladen


Figuur 5.2: Optillen van turbine

Figuur 5.3: Oriënteren van turbine

46


47

Naast de installatie van de turbine zelf was het ook nodig het elektrische apparatuur, en het remmechanisme aan te sluiten(figuur 5.4 en 5.5).

Figuur 5.4: Kast met inverter, controllers en meetsysteem

Figuur 5.5: Remsysteem

Na een tijdje proefdraaien werd er opgemerkt dat de oriëntatie van de turbine steeds dezelfde was en de energieproductie relatief laag bleek te zijn. Na controle en overleg met de leverancier bleek het probleem bij de mast te liggen. Bij het gebruiken van een downwindturbine is het nodig de mast zeer nauwkeurig te nivelleren. Aangezien dit soort turbines geen staartmechanisme hebben is een goede nivellering uiterst belangrijk voor het oriënteren van de turbine volgens de windrichting. De eenvoudigste manier om dit te controleren is te testen of het mogelijk is de gondel in elke mogelijk richting te richten (in een periode met een windsnelheid onder de startsnelheid) door boven op de mast te klimmen en de gondel te duwen. Na het nivelleren (figuur 5.6) via het regelmechanisme onderaan de mast is de turbine momenteel operationeel.


48

Figuur 5.6: Nivelleren van de mast

De locatie van de turbine is vastgelegd in overleg met domeinverantwoordelijken. De turbine maakt namelijk deel uit van een demonstratieproject rond kleine windturbines. Het doel van het project is de mensen te laten kennismaken met dit soort technologieën. Om te mogen participeren aan dit project werden hoge eisen aan de windturbine gesteld: • Geluidsproductie niet meer dan 39 dB aan de voet van de mast • Nominaal vermogen 0,5-10 kW • Prestatie van de windturbine (Resultaten van een onafhankelijke testinstantie waren noodzakelijk) • Ashoogte maximaal 15 m • Voldoen aan de IEC 61400-2 normen (IEC, 2006) • Vrijstaande mast Aangezien het grootste deel van de windturbines in de inventaris niet aan deze eisen voldoen, is er voor de HY5kW windturbine gekozen. Deze is van Chinese makelij en voldeed aan alle gestelde eisen. Het is bovendien een turbine die op dit moment nog niet op de Europese markt is, en nog niet onafhankelijk getest is. Positieve meetresultaten zouden aan Vlaamse verdelers van windturbines de kans geven om hun gamma uit te breiden met een nieuw en betaalbaar product. Het project Wachtebeke werd in de eerste plaats uitgeschreven voor leveranciers, installateurs en producenten om hun product te tonen en eventueel te verbeteren. De bedoeling is dat de kandidaten een informatiebord voorzien waarop de totale kostprijs, actueel vermogen, totale energieproductie en de kostprijs per kWh wordt getoond. Afhankelijk van de prestaties van de turbines worden subsidies berekend voor alle turbines. De turbine met de best verhouding prestaties/investeringskost kan een groot deel of zelfs heel de investeringskost terugvorderen. Slecht presterende, lawaaierige of onveilige windturbines zullen na een eerste evaluatie verwijderd moeten worden.


49

Onze rol in het demonstratieproject werd in samenspraak met de verantwoordelijke van het demonstratieproject uitgebreid. Oorspronkelijk was het doel enkel een actuele vermogensmetingen (zonder loggingsysteem) en een energiemetingen te doen. Aangezien het voor dit Tetra-project noodzakelijk was prestatiemetingen uit te voeren op de turbine, was het mogelijk om naast deze turbine een meetmast te plaatsen en ook het elektrisch meetapparatuur te gaan uitbreiden. Meer over deze prestatiemetingen in punt 2 van dit hoofdstuk.

EC 1000W van EC Industry Bij het opbouwen van onze inventaris is er een windturbine in de aandacht gekomen die met een beperkte kostprijs, toch een goede vermogenscurve (gegevens van de fabrikant) vertoonde. De EC1000W heeft de volgende specificaties: • Nominaal vermogen = 1 kW • Ashoogte = 15 m • Rotordiameter = 2,7 m • “Upwind” (wind stroomt eerst over de rotorbladen, nadien over de gondel) • “Stall” controle (Controle van het vermogen door flexible rotorbladen) • Remsysteem door kortsluiten generator Gegevens van de fabrikant zijn niet altijd even betrouwbaar maar vanwege de beperkte kostprijs en het potentieel goede rendement bij lagere windsnelheden is er besloten om deze windturbine aan te kopen en te testen.


5.2

50

Testen van de microwindturbines

Werkwijze Het uitvoeren en verwerken van de prestatiemetingen op de verschillende windturbines is in de mate van het mogelijke uitgevoerd volgens de 61400-12-1IEC normen (IEC, 2005). Hierbij worden de omgevingscondities samen met de elektrische parameters van de turbine gemeten. De volgende omgevingscondities worden gemeten: • Windsnelheid (Cupanemometer minimaal klasse 1.7A) • Windrichting (Windvaan met minimale nauwkeurigheid van 5o ) • Luchtdruk • Luchttemperatuur • Luchtvochtigheid De positie van de meetmast tegenover de turbine is vastgelegd in de normen op 2-4 keer de rotordiameter van de turbine. Voor het uitvoeren van prestatiemetingen op een windturbine moet de anemometer op ± 2,5 % worden geplaatst. De hoogte en positie van al de overige sensoren op de meetmast is eveneens vastgelegd in de normen (IEC, 2005). Langs elektrische kant wordt het volgende gemeten: • Ogenblikkelijk vermogen (minimaal klasse 0.5) • Energiemeter (niet verplicht) Verder moet ook de terreinsituatie gekend zijn. De normen adviseren om de testen uit te voeren op een vlakke site zonder obstakels. In de praktijk zullen er meestal wel enkele obstakels aanwezig zijn op de meetsite. In dit geval maken we gebruik van een totaal station (figuur 5.7). Met dit toestel is het mogelijk de afmetingen van het obstakel en de positie tegenover de windturbine nauwkeurig te bepalen. Deze metingen bepalen of er één of meerdere windrichting(en) moet weggefilterd worden uit de metingen door invloed van de obstakels. Ook de meetmast zelf zal een invloed hebben op de metingen. In de normen is dan ook vastgelegd over welke hoek metingen uit de ruwe data moeten worden weggefilterd afhankelijk van het masttype en de positie van de mast.

Figuur 5.7: Totaal station

In de loop van het project zijn er een aantal opportuniteiten geweest voor het uitvoeren van deze prestatiemetingen. Deze worden hierna verder toegelicht.


51

Erasmushogeschool Brussel Zoals in het begin van dit hoofdstuk beschreven zijn er 2 windturbines aangekocht voor dit project. Op beide turbines zullen prestatiemetingen worden uitgevoerd op een verschillende site. Puyenbroeck De HY5kW is geplaatst op een relatief vlakke site op het domein Puyenbroeck naast het golfterrein. Voor het meten van de omgevingsomstandigheden is de volgende opstelling gebruikt: • Cupanemometer “Thies first class” op 15 m en 12 m • Ultrasone 3D anemometer “R.M. Young model 81000” op 15 m • Windvaan “Thies compact wind vane” op 13,5 m • Temperatuursensor/vochtigheidssensor “Thies combined temperature/humidity sensor” • Druksensor “Thies pressure sensor” • Datalogger “CR 1000 Campbell Scientific” • Uitmiddelingsperiode cupanemometer: 1 min • Uitmiddelingsperiode ultrasone anemometer : 1 sec en 1 min • Meetperiode : 18 juli 2012 - 9 augustus 2012


52

De meetmast zelf is op een afstand van 13 m van de turbine geplaatst (figuur 5.8).

Figuur 5.8: Meetopstelling Puyenbroeck

Op de turbine zelf worden ook een aantal metingen uitgevoerd. De opstelling hiervan is de volgende: • Vermogenmeter “SINEAX P530” (klasse 0,5) • Stroomtransfo “ENZR 3010” 100/5A (Klasse 0.5) • Eénfasige energiemeter “Finder 7E.132” De metingen hierop zijn gestart op 15 juli 2012, dus er zijn nog geen resultaten beschikbaar van deze testen. Greenbridge Aangezien de omstandigheden op de campus van de Erasmushogeschool te Anderlecht verre van ideaal zijn voor het plaatsen van een kleine windturbine moet er hiervoor ook een andere locatie gekozen worden. Power-Link, waarnemend lid van de gebruikerscommissie, maakt hun infrastructuur hiervoor beschikbaar. De turbine zal in het najaar van 2012 op het testveld van het wetenschapspark “Greenbridge” (Universiteit Gent, 2012) worden ge¨ınstalleerd. Naast vermogensmetingen zullen er ook geluids- en trillingsmetingen op de turbine worden uitgevoerd. De meetopstelling en de resultaten


53

van de metingen zullen na het testen in de vorm van een testrapport op de website van dit project komen.

Bekaert Bekaert NV heeft in een filiaal in Shenyang (China) een kleine windturbine geplaatst. In het kader van dit Tetra-project hebben ze contact opgenomen met de projectverantwoordelijke. Aangezien de windturbine een prototype is van een naburig gelegen universiteit en ze interesse hadden om een 2de turbine bij te plaatsen, was het een noodzaak eerst de prestaties van de turbine na te gaan. Na overleg over de haalbaarheid voor het meten op verplaatsing is het nodige materiaal aangekocht en getest op de campus van de Erasmushogeschool te Anderlecht. In figuur 5.9 en 5.10 zijn hiervan enkele voorbeelden te zien.

Figuur 5.9: Opzetten meetmast

Figuur 5.10: Meten van het ogenblikkelijk vermogen en energieopbrengst

De turbine zelf had de volgende specificaties: • Nominaal vermogen 30 kW • Ashoogte 27 m • Rotordiameter 10 m


54

• “Upwind” Door de strenge winters in China en de moeilijke communicatie kon er pas na een aantal maanden metingen gestart worden. Na deze relatief lange periode is er opgemerkt dat de energieproductie van de windturbine extreem laag bleek te zijn. De energieproductie lag rond de 100 kWh op 6 maand. Voor een windturbine met deze afmetingen is dit erg zwak. Gezien de lage energieproductie van de turbine en de moeilijkheden die het overbruggen van deze grote afstand met zich kan meebrengen is er besloten om de metingen te annuleren.

Laborelec Laborelec is een technisch competentiecentrum in elektrische energie en technologie. Voor onderzoeksdoeleinden zijn in 2009 prestatiemetingen uitgevoerd op 2 windturbines die ge¨ınstalleerd zijn op hun site in Linkebeek. De metingen zijn eigendom van Laborelec maar voor dit project is een non-disclosure agreement getekend zodat de metingen beschikbaar werden gesteld. De ruwe data die hiervoor zijn ontvangen mogen niet verdeeld worden, maar de resultaten van de analyse daarentegen mogen wel gebruikt worden voor dit project. De 2 turbines (Fortis Montana en Proven 11) zijn geplaatst in de nabijheid van de bureaukantoren. Zoals op figuur 5.11 te zien is, zijn de meetomstandigheden niet ideaal. Rond de turbines zijn een aantal obstakels en bomen te zien. Ook de plaatsing

Figuur 5.11: Situatieschets Laborelec

van de anemometers (op de mast van één van de turbines) is niet volgens de normen uitgevoerd. De specificaties van de Proven 11 zijn de volgende: • Nominaal vermogen 5.2 kW • Ashoogte 15 m • Rotordiameter 5,5 m • “Downwind” • “Pitch” controle De Montana heeft de volgende specificaties: • Nominaal vermogen 5 kW • Ashoogte 24 m


55

• Rotordiameter 5 m • “Upwind” • “Stall” controle

LMS LMS International dat tevens deel uitmaakt van de gebruikerscommissie, heeft een kleine windturbine op het dak van hun gebouw staan. De specificaties van deze turbine zijn de volgende: • Nominaal vermogen 1 kW • Ashoogte 3 m (t.o.v. het dak) • Rotordiameter 3 m • “Upwind” Alle opties zijn overlopen om op deze turbine prestatiemetingen uit te voeren. Gezien de vele aanpassingen die LMS heeft uitgevoerd, twijfelen ze aan de betrouwbaarheid van de turbine. Er konden prestatiemetingen worden uitgevoerd, maar bij hogere windsnelheden zou de turbine stopgezet worden. Hierdoor zijn deze metingen ook geannuleerd.


5.3

56

Verwerking van de gemeten resultaten

De resultaten van de prestatiemetingen worden verwerkt volgens de IEC 61400-12-1 normen (IEC, 2005). Eén van de belangrijkste resultaten van de analyse is een vermogenscurve waarmee de jaarlijkse energieopbrengst kan geschat worden. Bij de analyse komen de volgende aspecten komen aan bod: • Omschrijving van de windturbine (met technische gegevens) • Omschrijving van de test site (vlak/heuvelachtig, obstakels, grondplan,...) • Omschrijving meetmateriaal (voor het meten van omgevingscondities en elektrische parameters) • Omschrijving meetprocedure (meetperiode, uitmiddeldingsperiode,...) • Presentatie van de metingen – Spreidingsdiagram van de metingen

Figuur 5.12: Spreidingsdiagram


57

– vermogenscurve in tabelvorm met gemiddelde, maximaal en minimaal vermogen bij een gemiddelde windsnelheid

Figuur 5.13: vermogenscurve in tabelvorm

– vermogenscurve in grafiekvorm

Figuur 5.14: vermogenscurve in grafiekvorm


58

– Prestatiecurve

Figuur 5.15: Prestatiecurve

– Vergelijking vermogenscurve fabrikant en vermogenscurve metingen

Figuur 5.16: Vergelijking vermogenscurves

• Berekenen van de jaarlijkse opbrengst voor verschillende jaargemiddelde windsnelheden De resultaten van deze verwerking voor de turbines op de site van Laborelec zijn terug te vinden in een testrapport in Appendix C. Door het annuleren van de prestatiemetingen op de windturbines bij LMS International en Bekaert NV zijn er momenteel nog geen andere resultaten beschikbaar. De meetperiode van de HY5kW is immers te beperkt en


59

de metingen op de EC1000W zijn nog niet gestart. Resultaten van deze testen zullen wel beschikbaar gemaakt worden op de website van het project.

5.4

Update en validatie van de rekentool

Validatie berekeningen Een belangrijke stap voor de beoordeling van het rekenschema is het valideren van de berekeningen van de energieopbrengst. Hiervoor zijn de gemeten prestaties van een microwindturbine vergeleken met de voorspelde waarden van het rekenschema. De prestatiemetingen op de Fortis Montana die door Laborelec zijn uitgevoerd, zijn hiervoor geschikt. Aangezien de meetperiode op deze turbine geen volledig jaar omvatten, moet hiermee rekening gehouden worden in de vergelijking. Tijdens de meetperiode is voor ongeveer 7900 uur aan data verzameld. Dit is ongeveer 90 % van 1 jaar. Door in de rekentool het elektrisch rendement van de turbine op 0,9 in te stellen wordt dit tekort in meetperiode gecompenseerd. De werkelijke validatie bestaat er nu in de jaarlijkse opbrengst te berekenen met de rekentool op basis van de winddata gemeten tijdens de meetperiode en deze te vergelijken met de som van alle gemeten vermogens (omgezet naar kWh). Voor de rekentool wordt een jaarlijkse energieopbrengst bekomen van 1749 kWh/jaar (met de compensatie van de meetperiode inbegrepen). De som van de gemeten vermogens levert een energieopbrengst gelijk aan 1701 kWh. Uit deze vergelijking kunnen we besluiten dat de rekentool een goede (< 3%) schatting maakt van de jaarlijkse energieopbrengst.

Vergelijken terugverdientijden Nu de rekentool gevalideerd is kan de terugverdientijd op een juiste manier berekend worden. In dit deel van het eindrapport wordt een vergelijking gemaakt tussen de terugverdientijden van twee goed presterende turbines (Montana en Skystream) voor kmo’s en particulieren. Dit wordt uitgevoerd voor al de verschillende meetstations in de rekentool. De kostprijzen van de windturbines (incl. plaatsing, fundering,...) zijn gebaseerd op het testrapport van de studie in Zeeland (Ingreenious, 2009). De investeringskost voor de Montana en Skystream bedragen resp. e 18508 en e 10742. Aangezien de meethoogte van de verschillende meetstations slechts 10 m is en de maximaal toegelaten ashoogte in Vlaanderen 15m bedraagt, worden de metingen geëxtrapoleerd naar 15 m. Voor de extrapolatie is gebruik gemaakt van de standaardwaarde voor de ruwheidslengte van 0,2 m. Door de extrapolatie is er een verschil tussen de berekende jaarlijkse energieopbrengsten in appendix A en deze gebruikt voor het berekenen van de terugverdientijd.


60

Enkele andere parameters die zijn toegepast voor deze case studie zijn de volgende: • Elektrisch rendement van de turbine = 0,95 % • Prijs van de elektriciteit voor bedrijven = 0,18ce/kWh (VREG, 2012) • Prijs van de elektriciteit voor particulieren = 0,24ce/kWh (VREG, 2012) • De onderhoudskost per jaar van de windturbine = 0,1 % van de investeringskost • De waarde van het groenestroomcertificaat = 90 e/MWh • De actualisatievoet = 3 % KMO’s Een onderneming die een windturbine plaatst kan op 2 manieren de investeringskost verminderen: • Verhoogde belastingsaftrek • Afschrijven van de investeringskost In sommige gevallen kunnen er bijkomende steunmaatregelen(VLIF-steun, Ecologiepremie,...) verkregen worden, maar met deze subsidies is in eerste instantie geen rekening gehouden. In deze case studie is uitgegaan van een venootschap met een belastbaar inkomen tussen e 90000 en e 322500. Met dit belastbaar inkomen zou de venootschapsbelasting uitkomen op 35,54 % (Informatie en diensten van de Federale overheid, 2012). Dit tarief is nodig voor de bepaling van de totale investeringskost met vermindering door de verhoogde belastingsaftrek en de afschrijving. De afschrijving wordt voor de volledige 100 % ingebracht en de investering wordt afgeschreven op 10 jaar. De resultaten worden weergegeven in de volgende tabel:


Meetstation Beauvechain Beitem Bierset Chièvres Deurne Diepenbeek Ell (KNMI) Elsenborn Florennes Gosselies Kleine Brogel Koksijde Melle Middelkerke Maastricht (KNMI) Retie Saint-Hubert Semmerzake Sint-Katelijne-Waver Spa Westdorpe (KNMI) Woensdrecht (KNMI) Zaventem Zeebrugge

61

Skystream 14 jaar 19 jaar 12 jaar 14 jaar 22 jaar 42 jaar 21 jaar 40 jaar 21 jaar 14 jaar 23 jaar 9 jaar 26 jaar 9 jaar 12 jaar 94 jaar 14 jaar 26 jaar 33 jaar 19 jaar 12 jaar 19 jaar 15 jaar 6 jaar

Montana 15 jaar 16 jaar 12 jaar 14 jaar 19 jaar 44 jaar 19 jaar 37 jaar 18 jaar 14 jaar 23 jaar 9 jaar 25 jaar 9 jaar 12 jaar 80 jaar 15 jaar 25 jaar 32 jaar 17 jaar 12 jaar 16 jaar 15 jaar 6 jaar

Tabel 5.1: Terugverdientijd voor een onderneming zonder subsidie


62

Indien een steunmaatregel zoals bijvoorbeeld de ecologiepremie wordt verkregen, dan worden de terugverdientijden een pak lager. Met deze maatregelen voor ondernemingen kan men stellen dat kleine windturbines rendabel zijn, als ze geplaatst worden op een goede locatie. De resultaten zijn terug te vinden in onderstaande tabel. Merk op dat er ook landinwaarts geschikte locaties zijn, zoals bv. Zaventem. Meetstation Beauvechain Beitem Bierset Chièvres Deurne Diepenbeek Ell (KNMI) Elsenborn Florennes Gosselies Kleine Brogel Koksijde Melle Middelkerke Maastricht (KNMI) Retie Saint-Hubert Semmerzake Sint-Katelijne-Waver Spa Westdorpe (KNMI) Woensdrecht (KNMI) Zaventem Zeebrugge



Tabel 5.2: Terugverdientijd voor een onderneming met ecologiepremie


63

Particulieren Voor particulieren ligt de prijs per kWh momenteel een stuk hoger. Door de hogere elektriciteitsprijs is het verschil in terugverdientijd met ondernemingen (die wel extra voordelen genieten) beperkt. Indien de overheid zelfs bescheiden steunmaatregelen voor particulieren zou invoeren voor kleine windturbines, zijn deze ook rendabel mits ge¨ınstalleerd op een site met goede windcondities. Meetstation Beauvechain Beitem Bierset Chièvres Deurne Diepenbeek Ell (KNMI) Elsenborn Florennes Gosselies Kleine Brogel Koksijde Melle Middelkerke Maastricht (KNMI) Retie Saint-Hubert Semmerzake Sint-Katelijne-Waver Spa Westdorpe (KNMI) Woensdrecht (KNMI) Zaventem Zeebrugge



Tabel 5.3: Terugverdientijd voor particulieren

Hoofdstuk 6 Werkpakket 6: Optimalisatie

6.1

Optimale plaatsing van windturbine

De optimale plaatsing van een windturbine kan afgeleid worden met behulp van numerieke simulaties van de wind over het terrein. Deze studies, ook wel “siting studies” genaamd, simuleren de windstromen over een terrein met een bepaalde topografie en obstakels (zoals gebouwen of bomen). Voor elke gesimuleerde windrichting worden een aantal geschikte locaties afgeleid voor de installatie van een windturbine op het terrein. Rekening houdend met de dominante windrichting(en) worden alle geschikte locaties op elkaar afgestemd en kan aldus een optimale plaats voor een windturbine worden gekozen. Voor deze numerieke stromingsberekeningen (Computational Fluid Dynamics, kortweg CFD) werd in dit project gebruik gemaakt van het programma OpenFOAM 2.1.x. Deze CFD-code wordt wereldwijd gebruikt voor verscheidene toepassingen, waaronder windenergie. Afhankelijk van de toepassing wordt een bepaalde oplossingsmethode of “solver” gekozen; voor siting studies is steeds gewerkt met “simpleFoam.” Deze solver gebruikt een niet-tijdsafhankelijke oplossingsmethode voor onsamendrukbare stromingen. Het gebruikte RANS (Reynolds Averaged Navier Stokes) turbulentiemodel is het k-✏ model. Hierna wordt de gebruikte methodologie beschreven met een voorbeeld, en wordt de validatie van de gebruikte methode toegelicht.

Methodologie Model In een eerste fase moet het bestudeerde terrein en zijn omgeving gemodelleerd worden tot een driedimensionaal model. Het opstellen van het model gebeurt: • via Google Earth en google sketchup (indien mogelijk) • via een totaal station Indien er voldoende informatie is via Google Earth wordt het totaal station gebruikt voor het valideren van het driedimensionaal model. Dit kan door enkele afmetingen van gebouwen en obstakels op te meten en te vergelijken met de afmetingen in het model. Nadien wordt dit model dan in de CFD code gebracht. Randvoorwaarden In een volgende stap wordt de “wind” bepaald die over het model zal blazen. Hiervoor worden winddata verzameld van een naburig meetstation. Deze gegevens worden geanalyseerd, en per gesimuleerde windrichting wordt de gemiddelde windsnelheid berekend (op de meethoogte(n)). Deze windsnelheid is uiteraard slechts gekend voor de hoogte waarop ze is gemeten. De wind zal echter variëren in de hoogte, van nul op de grond 64

Werkpakket 6: Optimalisatie

65

tot de ongestoorde wind op grotere hoogte. Deze evolutie van de wind met de hoogte (de aardse grenslaag) hangt af van het onderliggende terrein; de invloed kan worden gekwantificeerd met behulp van de zogenaamde ruwheidslengte van het terrein. De ruwheidslengtes van het terrein worden geschat op basis van tabellen (Wieringa, 1992), en dit voor elke gesimuleerde windrichting. Het windprofiel wordt uiteindelijk gevonden uit de volgende vergelijking: ✓ ◆ U⇤ z + z0 U (z) = ln (6.1)  z0 met

U de windsnelheid [m/s], U ⇤ de wrijvingssnelheid [m/s],  de von Karmann constante = 0.41, en z de hoogte [m]. Door in de vergelijking de meethoogte, de gemiddelde windsnelheid en de (geschatte) ruwheidslengte in te vullen, kan de wrijvingssnelheid berekend worden. Op basis hiervan kan het windprofiel bepaald worden en is de windsnelheid op elke hoogte gekend. Andere randvoorwaarden die worden toegepast zijn de turbulentieparameters k en ✏, respectievelijk de turbulente kinetische energie en dissipatie ervan. Deze parameters worden bepaald door: (U ⇤ )2 k= p (6.2) Cµ ✏(z) =

Met Cµ een k

(U ⇤ )3 (z + z0 )

(6.3)

✏ parameter die typisch 0.09 bedraagt.

Toepassing op de site in Ranst De informatie op Google Earth was voor deze site onvoldoende, dus is er gebruik gemaakt van het totaal station voor het opstellen van het model. Dit driedimensionaal model wordt weergegeven in figuur 6.1. Nadien werden de randvoorwaarden (windsnelheid

Figuur 6.1: Model van de site in Ranst

en turbulentieparameters) bepaald op basis van data van het naburig meetstation in Woensdrecht (KNMI, 2012). Data van een meetperiode van 12 jaar zijn verwerkt en geanalyseerd. Hieruit blijkt dat de meeste energie in de zuidwestelijke en de westelijke


66

windrichting terug te vinden is (zie energieroos in figuur 6.2). Het is dan ook aangewezen om in de eerste plaats voor deze windrichtingen een simulatie uit te voeren. Door de vorm en de complexiteit van het terrein is er voor deze studie ook nog een simulatie uitgevoerd van de noordoostelijke windrichting. Aangezien de ashoogte van kleine windturbines in

Figuur 6.2: Energieroos van de historische data uit Woensdrecht

Vlaanderen beperkt is tot 15 m, worden resultaten van de simulaties enkel op deze hoogte getoond. In figuur 6.3 wordt het resultaat van de simulatie van de zuidwestelijke windrichting getoond. Zoals op figuur 6.2 te zien is, is deze windrichting de belangrijkste. Deze wordt dan ook gebruikt om een eerste zone af te bakenen met goede windcondities (afgetekend door de zwarte lijnen) die op het eigendom liggen van de bestudeerde site.

Figuur 6.3: Simulatie van de zuidwestelijke wind (van boven naar onder op de figuur)

De afgebakende zone is dan gebruikt om een geschikte locatie te vinden bij een


67

simulatie van de noordoostelijke windrichting (zie figuur 6.4). Hier valt op dat er een groot oppervlak is waarbij de windsnelheden relatief laag zijn (blauwe zones). Toch kan er een zone met goede windcondities worden afgetekend.

Figuur 6.4: Simulatie van de noordoostelijke wind (van onder naar boven op de figuur)

In de laatste resultaten, de simulatie van de westelijke windrichting 6.5 kan er niet meteen een goede locatie worden afgeleid, maar er kunnen twee zones ge¨ıdentificeerd worden waar de windsnelheid aanvaardbaar is. Deze worden aangeduid op figuur 6.6.

Figuur 6.5: Simulatie van de westelijke wind (van boven naar onder op de figuur)

Een ander belangrijk aspect in de bepaling van de locatie van de windturbine is de turbulentie. Door de stroomlijnen te plotten in de interessante zones krijgt men een idee van de mate van turbulentie. Indien de turbulentie hoog is zal dit een negatief e↵ect hebben op de levensduur (door variërende belasting op de rotorbladen) en de prestaties (door het niet snel genoeg richten van de windturbine ten gevolge van de variërende windrichting). In figuur 6.7 worden de stroomlijnen in de gekozen zones getoond. Uit deze figuur kunnen we besluiten dat de turbulentie op die plaatsen laag is. Op basis van deze simulaties en enkele praktische aspecten (omheinig, toegankelijk,. . . ) is een “optimale” locatie bepaald. Op deze locatie is dan een anemometer


68

Figuur 6.6: Simulatie van de westelijke wind (van boven naar onder op de figuur)

Figuur 6.7: Stroomlijnen op een hoogte van 15 m

ge¨ınstalleerd. De eerste resultaten van deze “siting study” zijn terug te vinden in Appendix A onder de naam Ranst locatie 2.

Validatie van de CFD-simulaties Validatie methode Om de nauwkeurigheid van deze voorspellingen in te schatten moeten de CFD-simulaties gevalideerd worden. De validatie wordt uitgevoerd door de resultaten van de simulaties te vergelijken met veldmetingen. Deze veldmetingen vereisen twee meetmasten op een verschillende locatie. Op elke locatie worden twee anemometers geplaatst op een verschillende hoogte. Er wordt dus e↵ectief op vier punten gemeten. De eerste meetmast (mast A) wordt gebruikt om de randvoorwaarden te meten (hetgeen gebruikt wordt als input bij de simulatie). Deze mast moet dus stroomopwaarts van het terrein worden geplaatst aangezien deze de ongestoorde condities moet opmeten. De tweede meetmast (mast B) mag elders op het terrein geplaatst worden. De metingen van deze mast (B) worden dan vergeleken met de gesimuleerde windsnelheid op die locatie, gegeven de randvoorwaarden zoals gemeten met mast A. Aangezien de site in Ranst wordt gebruikt voor de validatie, wordt de reeds ge¨ınstalleerde mast als mast B gebruikt. Een tweede mast (mast A) is nadien in westelijke windrichting stroomopwaarts geplaatst, zodat de validatie voor deze windrichting kan gebeuren.


69

Randvoorwaarden De randvoorwaarden worden opnieuw bepaald op basis van vergelijking 6.1. Voor de validatie worden de ruwheidslengtes echter niet geschat maar berekend met de metingen van mast A. Uit de totale meetperiode van 4 weken wordt een zo groot mogelijke periode gekozen waarbij de wind uit het westen blaast. Dit resulteert in een korte periode van enkele uren. Hieruit wordt dan de gemiddelde windsnelheid bepaald op de twee verschillende meethoogten (15 m en 10,5 m). Voor beide meethoogten kan men dan de volgende vergelijkingen schrijven: ✓ ◆ U⇤ z1 + z0 U1 (z1 ) = ln (6.4)  z0 ✓ ◆ U⇤ z2 + z0 U2 (z2 ) = ln (6.5)  z0 Met de bovenstaande vergelijkingen vinden we: ⇣ ⌘ z1 +z0 ln z0 U1 (z1 ) ⌘ = ⇣ z U2 (z2 ) ln 2 +z0

(6.6)

z0

De ruwheidslengte z0 kan nu bepaald worden via een numerieke nulpuntsbenadering. Met deze ruwheidslengte kan dan de wrijvingssnelheid berekend via de onderstaande vergelijkingen: U1 (z1 )  U2 (z2 )  U⇤ = , (6.7) z1 +z0 = 0 ln( z0 ) ln( z2z+z ) 0 waarbij de consistentie van de oplossing getest wordt door het vergelijken van beide oplossingen. Na toepassing van bovenstaande vergelijkingen werden de volgende ingangscondities vastgelegd: Anemometer 15 m Anemometer 10,5 m z0 U⇤

4.77 ms 4.18 ms 1.38 m 0.79 ms

Resultaten Omdat de wind tijd nodig heeft om de afstand tussen mast A en mast B te overbruggen, zal de meetperiode van mast B licht verschoven zijn tegenover deze van mast A. Bovendien zal de tijdsverschuiving net iets groter zijn voor de onderste anemometer aangezien de windsnelheid lager is. Daarom wordt de meetperiodes voor mast B voor beide hoogtes afzonderlijk gesynchroniseerd met die van mast A. De gemiddelde windsnelheid wordt dan bepaald en vergeleken met de windsnelheid op dezelfde locatie in de simulatie. De resultaten worden weergegeven in tabel 6.1. De fout tussen de metingen en de simulaties bedraagt maximaal 9%. Dit is een aanvaardbare fout die vergelijkbaar is met de fout die in de literatuur wordt teruggevonden (Willemsen and Wisse, 2002). De simulaties leveren wel systematisch een overschatting van de windsnelheid. Een andere belangrijke vaststelling is het feit dat zowel in de


70

Tabel 6.1: Validation results Hoogte CFD Veldmeting Fout Versnelling CFD Versnelling veldmeting

15 m 5,45 m s 5,01 ms -8,8 % 13,7 % 4,9 %

10,50 m 4,56 ms 4,32 ms -5,6 % 9,2 % 3,2 %

simulaties als in de metingen een versnelling van de wind werd vastgesteld. Dit bewijst dat een oordeelkundige plaatsing van een windturbine op basis van een gedetailleerde siting studie noodzakelijk is om het volle rendement uit een bepaald terrein te halen.

6.2

Technologische optimalisatie van de microwindturbine

Aangezien pas zeer recent (juli 2012) is gestart met het uitvoeren van simultane prestatiemetingen en windmetingen (zie Werkpakket 5), is het nog te vroeg om richtlijnen op te stellen voor de technologische optimalisatie van het ontwerp en de constructie van kleine windturbines. Desalniettemin hebben wij verschillende aandachtspunten ge¨ıdentificeerd op basis van eigen windmetingen, de inventaris, literatuur, en input vanuit de gebruikerscommissie. Deze punten worden hierna een voor een toegelicht. Daarnaast dient gezegd dat, behalve deze windsituatie-gerelateerde punten, verschillende andere aspecten van kleine windturbines kunnen verbeterd worden mits verder onderzoek, zoals de generator, de omvormer, de dynamica van de gehele drive train, en de dynamica en inklemming van de mast.

Variabiliteit van de windrichting Klimatologische windgegevens zijn vaak beschikbaar met een relatief lange periode (10 of 15 minuten, soms uurgemiddelden). Hoewel dit zeker voldoende is om de jaaropbrengst met enige nauwkeurigheid te schatten, is het ontoereikend om een actuele windsituatie te vergelijken met het ogenblikkelijk geleverd vermogen van een windturbine. Nochtans varieert de windrichting voortdurend, zeker op lagere hoogtes (tot 15 m bv.) met een periode in de orde van grootte van een seconde. Dit houdt in dat ook het geleverd vermogen voortdurend verandert aangezien de windturbine niet precies opgelijnd is, de zogenaamde yawing error. Nagenoeg alle kleine windturbines hebben een passief controlesysteem om de windturbine op te lijnen met de aankomende wind, zoals een staartvlak. Uit onze bevindingen blijkt dat een goed ontwerp van zo een passief controlesysteem belangrijk is voor de prestatie van de windturbine: een te langzame respons bv. betekent dat de turbine vermogensverlies lijdt omwille van yawing errors (de turbine ijlt de stromingsrichting voortdurend na). Anderzijds hebben we vastgesteld dat een te agressief systeem (bv. een te groot staartvlak) kan leiden tot een oscillerend “heen-en-weer zwiepend” gedrag, met uiteraard eveneens vermogensverlies. Het was voor een bepaalde turbine zelfs zo erg dat de eigenaars de staart van de windturbine hebben vastgebonden.

Cut-in snelheid en vorm van de power curve Het vermogen dat aanwezig is in de wind schaalt met de derde macht van de windsnelheid. Tot aan het nominaal vermogen (rated power) betekent elke snelheidstoename dus ook een toename in het geleverd vermogen. Vandaar dat fabrikanten en exploitanten van


71

(grote) windturbines voornamelijk op zoek gaan naar turbines met het hoogste nominale vermogen. Nochtans waait het in Vlaanderen op lagere hoogte zelden voldoende hard om een kleine windturbine haar nominaal vermogen te laten leveren. Om de energieopbrengst op jaarbasis te voorspellen is het nominaal vermogen daarom minder relevant dan vaak verondersteld wordt. Het is eerder de cut-in snelheid en het vermogen geleverd bij lagere windsnelheden die bepalend zijn voor de jaaropbrengst. Uit onze studie blijkt dat bij ontwerp meer aandacht vereist is voor de prestatie van de turbine bij lage snelheden. “Lage snelheden” in dit geval omvat het gebied rond de meest voorkomende derde macht van de windsnelheid, equivalent met de vaakst voorkomende energie. Dit is eenvoudig te visualiseren door een Weibull-verdeling op te stellen op basis van de derde macht van de snelheid, of met behulp van energierozen zoals in bijlage A.

Variabiliteit van de windsnelheid en tip-speed ratio Het geleverd vermogen van een windturbine is een functie van de tip-speed ratio, de verhouding tussen de omtreksnelheid van de tip en de windsnelheid. De optimale tip-speed ratio hangt af van de geometrie van een windturbineblad en is bijgevolg vergelijkbaar voor grote en kleine windturbines. Maar, aangezien kleine windturbines een veel kleinere diameter hebben, zal de rotatiesnelheid veel hoger zijn om bij optimale tip-speed ratio te opereren. Een eerste gevolg is dat kleine windturbines vaak veel lawaai maken. Dit is een belangrijke ontwerpparameter, zeker voor kleine windturbines die relatief dicht bij woningen en bedrijven worden ingeplant. Een tweede gevolg is dat kleine windturbines zeer gevoelig zijn aan variaties van de windsnelheid (die op lage hoogte uiteraard frequent zijn). De rotor van een kleine windturbine heeft minder traagheid en zal dus meer versnellen en vertragen dan een grote windturbine. Dit zorgt voor meer lawaaihinder (voortdurend veranderende toonhoogte) en een vermogensverlies door suboptimale tip-speed ratio’s. Tenslotte is voldoende aandacht vereist voor het beperken van de wrijving van de drive train. Bij een experiment met een thermische camera bleek dat de as van een kleine windturbine bijzonder warm was, wat uiteraard nefast is voor de levensduur van een dergelijk turbine.

6.3

Onderzoek naar innovatieve concepten voor microwindturbines

Verticale-as windturbines Verticale-as windturbines (VAWT) hebben in vergelijking met horizontale-as windturbines vele nadelen. De vermogenscoëfficiënt van een VAWT is zo’n 20% lager dan die van een windturbine met horizontale as (Jamieson, 2011). Andere nadelen zijn de fluctuerende belasting, het doorgaans niet-zelfstartend karakter en het storend e↵ect van de verbindingsstukken die nodig zijn om wieken aan de as te bevestigen. Het is dan ook niet verwonderlijk dat verticale-as windturbines weinig commercieel succes gekend hebben. Er is op dit moment geen enkele VAWT op de markt die qua rendement kan wedijveren met horizontale-as windturbines (HAWT). De nadelen van een VAWT betekenen niet dat dit type geen plaats kan hebben in de productie van duurzame elektriciteit, maar dat de toepassing van VAWT voordelen moet hebben die opwegen tegen de inherente nadelen. De potentiële voordelen van


72

een VAWT zijn de onafhankelijkheid van de windrichting, het zelfs beter presteren bij opstroming en de lagere omwentelingsnelheid met als gevolg een lagere geluidsproductie. Voor helixvormige VAWT resulteert een evenrediger verdeling van de massa en van de aerodynamische krachten bovendien in minder trillingen. In het bijzonder in de nabijheid van bebouwing zijn de opgesomde voordelen substantieel. Verticale-as windturbines met tegengestelde draairichting In een aantal artikels van de groep van prof. Dabiri aan de California Institute of Technology (Whittlesey et al., 2010; Dabiri, 2011) werd aangetoond dat door een zorgvuldige opstelling van verticale-as windturbines, met tegengestelde draairichtingen, spectaculaire rendementsverbetering bereikt kunnen worden. De essentie van de zaak is dat windturbines met horizontale as in een windpark ver van elkaar geplaatst moeten worden om de hinder die de turbines van elkaar ondervinden tot een aanvaardbaar niveau te beperken. Windturbines met verticale as kunnen dichter op elkaar geplaatst worden. Hoewel de vermogenscoëfficiënt van een individuele windturbine met verticale as in een dergelijk park nog steeds lager ligt, is de totale opbrengst per vierkante meter grondoppervlak tot een factor tien groter dan voor een klassiek windpark. Dit principe is ondertussen experimenteel bevestigd. Het lijkt ons zeer waarschijnlijk dat het uitbuiten van dit principe een van de beste innovatiemogelijkheden biedt op het vlak van kleine windturbines. Op dit principe is een octrooiaanvraag neergelegd in de Verenigde Staten en bij het World patent office (Dabiri and Whittlesey, 2010a,b). Nieuwe materialen en fabricagetechnieken De economische haalbaarheid van de bovenvermelde ideeën staat of valt bij de mogelijkheid om goedkoop windturbines met verticale as te kunnen produceren. Om dit te kunnen bereiken moet men in de eerste plaats naar de turbinebladen kijken. Deze maken het grootste deel van de kost uit en worden doorgaans vervaardigd in composietmateriaal, via een nog steeds arbeidsintensief proces. Het gebruik van metaal zou een serieproduductie toelaten van verticale-as windturbines die ingezet kunnen worden in windparken. Metaal biedt het bijkomend voordeel van robuustheid en duurzame recyclage. Om die reden hebben de projectuitvoerders samen met het Fraunhofer-instituut in Chemnitz (D) een Cornet proposal ingediend om turbinebladen voor VAWT te fabriceren uit metaal via moderne hydroforming technieken.

Windturbines op of tussen gebouwen Rooftop-mounted wind turbines De windcondities op hoogbouw zijn veelal goed genoeg om een redelijke terugverdientijd te bekomen voor microwindturbines. Voor het Manhattangebouw in Brussel bijvoorbeeld is de gemiddelde windsnelheid gemeten tussen juli 2010 en juli 2011 4.9 m/s (Nicolaz Guidon [3E], persoonlijke mededeling), vergelijkbaar met de windcondities in Middelkerke (bijlage A.1). Ondanks dit potentieel is verder onderzoek nodig om de haalbaarheid van rooftopmounted turbines na te gaan. In de eerste plaats is er nood aan een grondige studie van de structurele e↵ecten van de trillingen veroorzaakt door een windturbine op verschillende soorten gebouwen, en naar montagesystemen die de e↵ecten van deze trillingen beperken.


73

Verhoging van de windsnelheid door bebouwing Venturi-e↵ect Het Venturi-e↵ect of concentrator e↵ect tussen gebouwen biedt de mogelijkheid om zelfs in een bebouwde omgeving hoge windsnelheden te halen. Er bestaan reeds een aantal gebouwen waarvan de vormgeving is aangepast aan het verbeteren van het rendement van windturbines door het verhogen van de lokale windsnelheid (Mertens, 2006). Veelal wordt hierbij gebruik gemaakt van aerodynamische kanalisatie van de wind zoals bvb. in straalpijpen gebeurt. De lokale verhoging van de windsnelheid die hiermee gepaard gaat noemt men het Venturi-e↵ect. Deze locale verhoging van de windsnelheid kan een beduidende verhoging opleveren van de energieopbrengst van een kleine of middelgrote windturbine. Als proof-of-principle schatten we in de volgende paragraaf de energiewinst door het Venturi-e↵ect voor een eenvoudig ontwerp en leggen het verband met het elektriciteitsverbruik van een gemiddeld Vlaams gezin. De praktische problemen met een dergelijk ontwerp zijn uiteraard legio. We gaan op deze problemen hier niet verder in, maar illustreren de innovatiemogelijkheden door een ge¨ıdealiseerd voorbeeld. Toepassing op een appartementsgebouw voor 50 gezinnen Een appartementsgebouw met een grondoppervlakte van 800 m2 en een hoogte van 25 m, zou ongeveer 50 gezinnen huisvesten (appartementen van 80 tot 115 m2 ). Dezelfde grondoppervlakte van de bebouwing kan bijvoorbeeld worden gesplitst in 8 elementen van 100 m2 , met een straalpijp tussen de verschillende elementen. Een bovenaanzicht van een mogelijke configuratie wordt getoond in figuur 6.8. Deze configuratie is opgebouwd uit blokken

Figuur 6.8: Bovenaanzicht van een wijk voor 50 gezinnen, geoptimaliseerd voor de opbrengst van windenergie. Op de plaats van ieder windturbine-icoon staan 4 verticaal gestapelde windturbines van 2,7 m diameter. Er werd uitgegaan van een hoogte van 25 m voor de gebouwen. waartussen openingen zijn om de wind met een lokaal verhoogde snelheid door te laten. Verhoging van de windsnelheid Een schatting van de verhoging van de windsnelheid tussen de blokken werd bekomen aan de hand van een CFD-simulatie (Computational Fluid Dynamics) met het programma OpenFOAM. Figuur 6.9 toont de windsnelheid op 4 m hoogte. Hierop is te zien hoe de wind in het centrum van de vernauwing versnelt tot 1,69 maal de instroomsnelheid. Gezien het vermogen evenredig is met de derde macht van de windsnelheid, vergroot het vermogen met een factor 4,8.


74

Figuur 6.9: Linkerpaneel: Verdeling van de windsnelheid over een horizontaal vlak op 4 m hoogte. Rechterpaneel: Variatie van de snelheid over de breedte van vernauwing (1,3 m na het begin van de vernauwing). Instroomsnelheid is 4 m/s. CFD-berekeningen uitgevoerd met OpenFOAM

Invloed van variabele windrichting De voorgestelde configuratie in deze schatting werkt enkel wanneer de wind invalt op de opening v´ o´ or de vernauwing. Wanneer de wind t.o.v. de optimale invalshoek 90 graden gedraaid is, leveren de turbines in de vernauwing nagenoeg geen energie. Er dient dus nagegaan te worden hoe de windsnelheid op jaarbasis verdeeld is over de verschillende windrichtingen. Als voorbeeld beschouwen we Zelzate en gebruiken we meetgegevens van het nabijgelegen KNMI meetstation Westdorpe. De belangrijkste bijdrage tot de energie wordt geleverd door de zuidwestelijke windrichting, met 27% van de totale beschikbare windenergie. Wanneer de opening van de straalpijp gericht wordt naar het zuidwesten, levert de noordoostelijke windrichting eveneens een bijdrage van 17%. Dit betekent dat een zuidwest-noordoost gerichte straalpijp 44% van de totale beschikbare energie opvangt. Opbrengst Indien het gebouw 25 m hoog is, kan iedere straalpijp 4 boven elkaar geplaatste windturbines bevatten van 2,7 diameter. (Er wordt verticaal 1 rotordiameter tussen de turbines gelaten). Dit laat toe om 8 x 4 = 32 turbines te plaatsen. We nemen als voorbeeld een 2,7 m windturbine van EC Industries, omdat deze een vermogenscurve heeft die snel stijgt bij bescheiden windsnelheden. Een windturbine van dit type levert jaarlijks ongeveer 2500 kWh in de windcondities van Zelzate. Wanneer deze configuratie geplaatst zou worden in Zelzate zou de jaaropbrengst 32 x 2500 x 4.8 x 0.44 = 169 MWh/jaar bedragen. Aannemende dat een doorsnee gezin met één meter een gemiddeld jaarverbruik heeft van 3500 kWh, kan het elektriciteitsverbruik van 48 van de 50 gezinnen volledig gedekt worden door de geproduceerde windenergie in de voorgestelde configuratie. Om redenen van eenvoud zijn een aantal e↵ecten niet in deze opbrengstschatting opgenomen. Sommige e↵ecten, zoals de toename van de vermogenscoëfficiënt bij toenemende snelheid, verhogen de opbrengst. Andere, zoals het verticale profiel van de snelheid, verminderen de opbrengst. Een afweging van deze e↵ecten suggereert dat de hier gepresenteerde schatting juist is tot op een factor twee.


75

Verdere innovatie De grote variatie in kwaliteit van kleine windturbines is typisch voor een jonge markt. In een dergelijke markt is er zeker nog ruimte voor technologische innovatie, zowel op het vlak van aerodynamica als op het vlak van de generatoren en de controle. Regelmatig verschijnen innovatieve windturbines op de markt die potentieel een verbetering kunnen betekenen ten opzichte van bestaande ontwerpen (figuur 6.10). Er is nood aan testvel-

Figuur 6.10: De Nheowind 3D 50 windturbine van het Franse bedrijf Nheolis den om snel duidelijkheid te verscha↵en over de reëele kwaliteit van deze ontwerpen. ´ Resultaten van SEPEN (Site Expérimental pour le Petit Eolien National) geven eerder tegenvallende resultaten voor de Nheowind, maar zeer goede resultaten voor de Windspot van het Spaanse Sonkyo Energy. Deze laatste turbine heeft een inventief passief pitchmechanisme, waarvoor een patent is aangevraagd (Berbegal Pastor and Bornay Rico, 2010). Het recent gelanceerde Small Wind Turbine Field Lab in Oostende biedt het potentieel om Vlaamse bedrijven en overheden duidelijkheid te verscha↵en over de kwaliteit en geluidsproductie van verschillende kleine windturbines, en zal op deze manier innovatie kunnen aandrijven. Ook het demonstratieproject in Puyenbroeck zal van onschatbare waarde zijn, zeker gezien de strenge eisen die aan de turbines gesteld worden.

Hoofdstuk 7 Werkpaket 7: Finalisering van de valorisatie

7.1

Ontwikkelen van de website www.microwindturbine.be

De website werd ontwikkeld en is beschikbaar op www.microwindturbine.be. Vanaf het begin van het project werd deze website gebruikt om te communiceren met de leden van de gebruikersgroep. Leden van de gebruikersgroep kunnen inloggen op de site (Gebruikersnaam Tetra, paswoord IWTTETRA010710) om toegang te krijgen tot informatie die niet iedereen toegankelijk is, zoals de verslagen van de vergaderingen en de inventaris. De regelmatige voortgang van het project werd gerapporteerd via een blog http://www.microwindturbine.be/Blog.html.

7.2

Integratie van de rekentool in de website

De rekentool werd ge¨ ntegreerd in de website: http://www.microwindturbine.be/Rekentool.html. Voor meer informatie over de rekentool en het gebruik ervan, zie hoofdstuk 4.

7.3

De prestatiemetingen en rekentool vormen de basis van overleg met de industrie

Rond prestatiemetingen is intensief samengewerkt met Laborelec (zie paragraaf 5.2). In de loop van het project is het belang van een goede siting study, bij voorkeur aan de hand van een CFD-analyse duidelijk geworden. In overleg met de gebruikerscommissie is dan ook overeengekomen om aan dit aspect meer aandacht te besteden. Het is dan ook op basis van dit aspect dat het meeste overleg met de industrie is gebeurd. Voor Linea Trovata werden een aantal haalbaarheidsstudies uitgevoerd waar windmetingen en CFD-simulaties werden gecombineerd. Voor Bekaert werd een siting study gepland in Shenyang (China) voor het plaatsen van een tweede turbine. Deze is door de tegenvallende prestaties van de eerste turbine niet verdergezet (zie paragraaf 5.2). Overleg en directe contacten met de industrie worden uiteraard verdergezet na de einddatum van het project. Er zijn contacten lopende met een enkele Duitse bedrijven naar aanleiding van een lezing door de projectleider op een informatiebijeenkomst The market of small wind turbines in Belgium and Luxemburg georganiseerd door het Duitse ministerie van economische zaken in Keulen op 12 juni 2012. Via Vlaamse contacten heeft een internationale grootwarenhuisketen gevraagd naar haalbaarheidsstudies voor het plaatsen van windturbines op haar filialen. De overeenkomsten hiervoor zijn nog in onderhandeling.

76

Werkpaket 7: Finalisering van de valorisatie

7.4

77

De totale output van het project wordt verzameld in een eindrapport

Het onderhavig eindrapport wordt beschikbaar gesteld op de website van het project, en wordt overhandigd aan de bevoegde minister en beleidsmakers. In september 2012 komt er een persbericht over de belangrijkste projectresultaten. Een Engelse vertaling van de projectsamenvatting wordt beschikbaar gemaakt aan internationale partners en eveneens op de website geplaatst. Later in het najaar van 2012 worden de projectresultaten voorgesteld op een workshop. Hierop zullen zowel verdelers en installateurs van kleine windturbines worden uitgenodigd als bedrijven die interesse hebben in het plaatsen van een kleine windturbine. Ook de verschillende overheden zullen worden uitgenodigd.

Bibliografie

Ammann, S. (1994). Ultrasonic anemometer. Patent US 5343744. Berbegal Pastor, V. and Bornay Rico, D. (2010). Device for adjusting the blade pitch of a wind generator. http://www.patentlens.net/patentlens/patent/WO_2010_ 034861_A1/en/. Cabooter, Y., Dewilde, L., and Langie, M. (2000). Een windplan voor vlaanderen, een onderzoek naar mogelijke locaties voor windturbines. Technical report, Vrije Universiteit Brussel en ODE Vlaanderen. Dabiri, J. (2011). Potential order-of-magnitude enhancement of wind farm power density via counter-rotating vertical-axis wind turbine arrays. Journal of Renewable and Sustainable Energy, 3:043104. Dabiri, J. and Whittlesey, R. (2010a). A two-dimensional array of turbines. http: //www.patentlens.net/patentlens/patent/US_2010_0260604_A1/en/. Dabiri, J. and Whittlesey, R. (2010b). A two-dimensional array of turbines. http: //www.patentlens.net/patentlens/patent/WO_2010_117394_A1/en/. Goldman, J. (1991). Three component laser anemometer measurement systems. Technical Report 3080, National Aeronautics and Space Administration. Higgins, J. (2005). Kelvin sensed hot-wire anemometer. Patent US 6840116. IEC (2005). IEC 61400-12-1 Power performance measurements of electricity producing wind turbines. IEC (2006). IEC 61400-2 : Design requirements for small wind turbines. Informatie en diensten van de Federale overheid (2012). Tarieven van de vennootschapsbelasting. Informatie en diensten van de Federale overheid. http: //www.belgium.be/nl/belastingen/inkomstenbelastingen/vennootschappen/ aangifte/vestiging_van_de_aanslag/. Ingreenious (2009). 1ste evaluatie meetresultaten testveld kleine windturbines zeeland. Rapport 0904000.R01, Ingreenious. Jamieson, P. (2011). Innovation in Wind Turbine Design. Wiley, 1 edition. Kellerman, R. (2001). Vane anemometer with thermally isolated sensors. Patent US 6257074. KNMI (2012). Klimatologie: Uurgegevens van het weer in Nederland. Koninklijk Nederlands Meteorologisch Instituut. http://www.knmi.nl/klimatologie/uurgegevens/ select_uur.cgi?language=nl. 78


79

Landbouwinvesteringsfonds, V. (2006). Omzendbrief nr. 42 a over het verkrijgen van vlif-steun door de landen tuinbouwproducenten. Technical report, Agentschap voor Landbouw en Visserij. Manwell, J. F., McGowan, J. G., and Rogers, A. L. (2010). Wind Energy Explained: Theory, Design and Application. Wiley, 2 edition. Mermuys, K. (2010). Windmakers. Technical report, POVLT. Mertens, S. (2006). Wind Energy in the Built Environment: Concentrator E↵ects of Buildings. Ph.D thesis, Technische Universiteit Delft. Perera, M. (1981). Shelter behind two-dimensional solid and porous fences. Journal of Wind engineering and industrial Aerodynamics, 8:93–103. PowerLink (2012). Demonstration project small wind turbines : Demonstration and monitoring of small wind turbines. PowerLink. http://tools.power-link.be/ monitoring/. Universiteit Gent (2012). Wetenschapspark Greenbridge. Universiteit Gent. http: //www.greenbridge.be/. Van Hamme, E. and Loix, E. (2011). VEA—draagvlak windenergie 2011. Vlaams Energieagenschap en GfK Significant. http://www.energiesparen.be/node/880. Van Mechelen, D. and Crevits, H. (2009). Beoordelingskader voor de inplanting van kleine en middelgrote windturbines. Omzendbrief LNE/2009/01—RO/2009/01, Vlaamse Regering. Vandeburie, M. (2010). Kleinschalige wind : Financiële analyse. Technical report, Universiteit Gent. VREG. (2008a). Technical report, Vlaamse Reguleringsinstantie voor de Elektriciteitsen Gasmarkt. VREG. (2008b). Mededeling met de concrete toepassing door de vreg van een aantal recente decreetswijzigingen met betrekking tot de toekenning van groenestroomcertificaten, op het vlak van de minimumsteun en de bijstook van biomassa in kolencentrales. Technical report, Vlaamse Reguleringsinstantie voor de Elektriciteits- en Gasmarkt. VREG (2012). De prijs per kWh elektriciteit voor particulieren en kmo’s. Vlaamse Reguleringsinstantie voor de Elektriciteits- en Gasmarkt. http://www.vreg.be/ hoeveel-kost-1-kwh-elektriciteit-en-aardgas. Whittlesey, R. W., Liska, S., and Dabiri, J. O. (2010). Fish schooling as a basis for vertical axis wind turbine farm design. Bioinspiration & Biomimetics, 5(3):035005. Wieringa, J. (1992). Updating the davenport roughness classification. Journal of Wind Engineering and Industrial Aerodynamics, 41-44:357–368. Willemsen, E. and Wisse, J. (2002). Accuracy of assessment of wind speed in the built environment. Journal of Wind Engineering and Industrial Aerodynamics, 90:1183– 1190.


80

Wilson, R. and Truppi, L. (2000). Meteorological monitoring guidance for regulatory modeling applications. Technical report, United States Environmental Protection Agency.

Eindrapport IWT TETRA

Recommend Documents