Index of /rozprawy2/10652

Pełen tekst

(1)AKADEMIA GÓRNICZO - HUTNICZA im. Stanisława Staszica w Krakowie WYDZIAŁ. ENERGETYKI I PALIW KATEDRA ZRÓWNOWAŻONEGO ROZWOJU ENERGETYCZNEGO. Rozprawa. Doktorska Imię i nazwisko:. mgr inż. Maciej Duraczyński. Kierunek studiów:. Energetyka. Temat pracy dyplomowej - doktorskiej: Badanie i analiza energii wiatru dla potrzeb energetyki w Polsce PołudniowoWschodniej. Research and analysis of wind energy for the energy sector in South - East Poland.. Opiekun pracy:. Dr hab. inż. Mariusz Filipowicz- prof. nadzw.. Kraków, rok 2012/2013.

(2) Oświadczam, świadomy (-a) odpowiedzialności karnej za poświadczenie nieprawdy, że niniejszą pracę dyplomową wykonałem (-am) osobiście i samodzielnie i że nie korzystałem (-am) ze źródeł innych niż wymienione w pracy.. ……………………………………………………. Kraków …………………………... podpis autora pracy 1.

(3) PODZIĘKOWANIA Pragnę podziękować wszystkim, bez których niniejsza praca nie mogła by powstać. Przede wszystkim mojemu promotorowi Profesorowi Mariuszowi Filipowiczowi za wszelką pomoc, jakiej udzielił mi w czasie dotychczasowej współpracy. Podziękowania dla Dr inż. Artura Wyrwy pełniącego rolę promotora pomocniczego za cenną pomoc w trakcie realizacji pracy. Dziękuję rodzicom za wsparcie i zachętę. Szczególnie pragnę podziękować mojej Żonie Katarzynie za cierpliwość, wyrozumiałość i wsparcie w chwilach zwątpień.. 2.

(4) Spis treści 1. WPROWADZENIE ............................................................................................................................7 1.1. CEL PRACY .............................................................................................................................. 12 1.2. ZAKRES PRACY ........................................................................................................................ 12 1.3. TEZA PRACY ............................................................................................................................ 13 2. ANALIZA ZASOBÓW WIATRU – PRZEGLĄD LITERATUROWY ........................................................... 14 2.1. METODY SZACUNKOWE ......................................................................................................... 15 2.2. METODY STATYSTYCZNE......................................................................................................... 15 2.3. METODY WYKORZYSTUJĄCE MODELE METEOROLOGICZNE .................................................... 17 3. APARATURA BADAWCZA ............................................................................................................... 19 3.1. MASZTY POMIAROWE ............................................................................................................ 19 3.1.1. MASZTY KRATOWNICOWE................................................................................................... 19 3.1.2. MASZTY RUROWE................................................................................................................ 21 3.1.3. ASPEKT PRAWNY ................................................................................................................. 23 3.1.4. TECHNOLOGIA MONTAŻU ................................................................................................... 25 3.2. WYPOSAŻENIE MASZTU.......................................................................................................... 30 3.2.1. CZUJNIKI POMIAROWE ........................................................................................................ 30 3.2.2. UMIEJSCOWIENIE CZUJNIKÓW NA MASZCIE POMIAROWYM ............................................... 35 3.3.WYKORZYSTANIE DANYCH MODELOWYCH − MODEL MM5 .................................................... 37 4. WYKAZ PRZEDSTAWIONYCH LOKALIZACJI PRACY ....................................................................... 41 5. OPIS ANALIZY DANYCH POMIAROWYCH ........................................................................................ 52 5.1. Analiza statystyczna histogramów prędkości wiatru .............................................................. 52 5.2. Dobowe zmiany prędkości wiatru ........................................................................................... 53 5.3. Analiza zmian prędkości wiatru wraz z wysokością ................................................................. 54 5.4. Estymacja wyników ................................................................................................................ 55 6. REZULTATY ANALIZY DANYCH ....................................................................................................... 56 6.1. ANALIZA DANYCH POZYSKANYCH PRZY UŻYCIU MASZTÓW POMIAROWYCH .......................... 56 6.1.1. LOKALIZACJA 1 - okolice miejscowości Zawichost, woj. świętokrzyskie................................. 56 6.1.2. LOKALIZACJA 2 − okolice miejscowości Lipnik, woj. świętokrzyskie − DANE MASZTOWE ...... 59 6.1.3. LOKALIZACJA 3 − okolice miejscowości Laszki, woj. świętokrzyskie − DANE MASZTOWE ...... 61 6.1.4. LOKALIZACJA 4 − okolice miejscowości Zarszyn, woj. podkarpackie − DANE MASZTOWE...... 64 6.1.5. LOKALIZACJA 5 − okolice miejscowości Cieżkowice, woj. małopolskie − DANE MASZTOWE .. 66 6.1.6. LOKALIZACJA 6 − okolice miejscowości Żabno, woj. małopolskie − DANE MASZTOWE.......... 69 3.

(5) 6.1.7. LOKALIZACJA 7 − okolice miejscowości Tarnów I, woj. małopolskie − DANE MASZTOWE ...... 71 6.1.8. LOKALIZACJA 8 − okolice miejscowości Tarnów II, woj. małopolskie − DANE MASZTOWE ..... 73 POZOSTAŁE DANE POMIAROWE.................................................................................................... 75 6.1.9. LOKALIZACJA 9 − okolice miejscowości Kolbuszowa woj. podkarpackie − DANE MASZTOWE 75 6.1.10. LOKALIZACJA 10 − okolice miejscowości Łańcut, woj. podkarpackie − DANE MASZTOWE ... 77 6.2. ANALIZA DANYCH POZYSKANYCH Z MODELU ANEMOS........................................................... 78 6.2.1. LOKALIZACJA 11 − okolice miejscowości Opatów, woj. świętokrzyskie − DANE MODELOWE 78 6.2.2. LOKALIZACJA 12 − okolice miejscowości Ożarów, woj. świętokrzyskie − DANE MODELOWE . 80 6.2.3. LOKALIZACJA 13 − okolice miejscowości Annopol, woj. lubelskie − DANE MODELOWE......... 82 6.2.4. LOKALIZACJA 14 − okolice miejscowości Zawichost, woj. świętokrzyskie − DANE MODELOWE ..................................................................................................................................................... 85 6.2.5. LOKALIZACJA 15 − okolice miejscowości Wilczyce woj. świętokrzyskie − DANE MODELOWE 87 6.2.6. LOKALIZACJA 16 − okolice miejscowości Lipnik, woj. świętokrzyskie − DANE MODELOWE .... 89 6.2.7. LOKALIZACJA 17 − okolice miejscowości Leżajsk, woj. podkarpackie − DANE MODELOWE.... 91 6.2.8. LOKALIZACJA 18 − okolice miejscowości Leżajsk II, woj. podkarpackie − DANE MODELOWE . 93 6.2.9. LOKALIZACJA 19 − okolice miejscowości Laszki, woj. podkarpackie − DANE MODELOWE ..... 95 6.2.10. LOKALIZACJA 20 − okolice miejscowości Ropczyce, woj. podkarpackie − DANE MODELOWE ..................................................................................................................................................... 97 6.2.11.LOKALIZACJA 21 − okolice miejscowości Ropczyce, woj. podkarpackie − DANE MODELOWE ..................................................................................................................................................... 99 6.2.12.LOKALIZACJA 22 – okolice miejscowości Ropczyce, woj. podkarpackie – DANE MODELOWE ................................................................................................................................................... 101 6.3. PODSUMOWANIE WYNIKÓW, OTRZYMANYCH Z WYKORZYSTANIEM DANYCH MODELOWYCH ................................................................................................................................................... 103 6.4. PODSUMOWANIE WYNIKÓW ANALIZ DLA POMIARÓW MASZTOWYCH ................................ 104 6.5. PORÓWNANIE WYNIKÓW POMIARÓW MASZTOWYCH I DANYCH MODELOWYCH ................ 106 6.7. ANALIZA MOŻLIWOŚCI PRZESKALOWYWANIA ROZKŁADU PRĘDKOŚCI WIATRU POMIĘDZY RÓŻNYMI WYSOKOŚCIAMI. ......................................................................................................... 109 7. EKONOMICZNA I EKOLOGICZNA EFEKTYWNOŚĆ WYKORZYSTANIA ENERGII WIATRU................... 112 7.1. ELEKTROWNIE WIATROWE O MOCY OD 1,5 – 2,5 MW ......................................................... 112 7.1.1. ENERCOM E70 ................................................................................................................... 112 7.1.2. GE 1.5SL ............................................................................................................................ 112 7.1.3. REPOWER MM 92 .............................................................................................................. 113 7.1.4. NORDEX N90 ..................................................................................................................... 113 7.1.5. VESTAS V100 ..................................................................................................................... 113 4.

(6) 7.2. SZACOWANIE WIELKOŚCI PRODUKCJI ENERGII ELEKTRYCZNEJ .............................................. 115 7.3. OCENA EFEKTYWNOŚCI EKONOMICZNEJ .............................................................................. 117 7.4. OCENA EFEKTYWNOŚCI EKOLOGICZNEJ ................................................................................ 122 7.5. ANALIZA DOKŁADNOŚCI ....................................................................................................... 124 7.5.1. DOKŁADNOŚCI ZWIĄZANE Z ZASTOSOWANYM SPRZĘTEM POMIAROWYM I JEGO NIEPEWNOŚCIAMI POMIAROWYMI............................................................................................. 124 7.5.2. EFEKT ZWIĄZANY ZE ZMIANĄ GĘSTOŚCI POWIETRZA ......................................................... 125 7.5.3. EFEKT ZWIĄZANY Z NIEPOWTARZALNOŚCIĄ ROCZNYCH OBSERWACJI ............................... 131 8. PODSUMOWANIE I WNIOSKI ....................................................................................................... 133 9. KIERUNKI DALSZYCH BADAŃ ....................................................................................................... 137 LITERATURA .................................................................................................................................... 138 ŹRÓDŁA INTERNETOWE .................................................................................................................. 141. 5.

(7) WYKAZ OZNACZEŃ UE GSM AEP NCAR MM5 GFS UTC h Kx Vx V0. Unia Europejska Groupe Spécial Mobile, standard sieci telefonii komórkowej Wielkość energii wytworzona w ciągu roku Narodowe Centrum Badań Atmosferycznych (National Center for Atmospheric Research) Fifth-Generation Penn State/NCAR Mesoscale Model, Model mezoskalowy Global Forecasting System Uniwersalny czas koordynowany godzina kierunek wiatru na wysokości x prędkość wiatru na wysokości x parametr użyty w przypadku rozkładu normalnego pierwiastkowego, odpowiada prędkości średniej względem pierwiastka prędkości a użyte w przypadku trzyparametrowego rozkładu gamma (jeśli k=a, histogram ten staje się rozkładem Weibulla)  szerokość połówkowa rozkładu normalnego  funkcja gamma v prędkość wiatru, f(v) – funkcja gęstości prawdopodobieństwa prędkości wiatru  współczynnik potęgowy, w modelu zależność prędkości wiatru od wysokości z0 współczynnik szorstkości terenu p ciśnienie gazu T temperatura R stała gazowa g przyśpieszenie ziemskie G pionowy gradient temperatury kh współczynniki k rozkładu Weibulla odpowiednio dla wysokości h chx współczynnik c skalowania rozkładu Weibulla odpowiednio dla wysokości hx (Net Present Value) wartość bieżąca netto przepływy gotówkowe w okresie t stopa dyskonta nakłady początkowe kolejne okresy (najczęściej lata) eksploatacji inwestycji IRR (Internal Rate of Return) wewnętrzna stopa zwrotu nakłady inwestycyjne wartość rocznych korzyści SPBT (Simple Payback Time) jest to prosty okres zwrotu nakładów ilość wyprodukowanej energii MWh wskaźnik emisji kg/MWh , e wielkość emisji unikniętej w odniesieniu do jednego roku NOx tlenki azotu SOx tlenki siarki CO2 dwutlenek węgla RMSE (Root mean square error) pierwiastek błędu średniokwadratowego (pierwiastek z sumy kwadratów błędów dopasowania) 6.

(8) R/P. ID. wskaźnik wyrażający stosunek zasobów danego surowca R (reserves) do poziomu produkcji danego rodzaju paliwa P (production). Wskaźnik R/P określa prawdopodobny okres eksploatacji tych zasobów w latach, przy obecnym poziomie produkcji. miara zagęszczenia gruntów sypkich. 7.

(9) 1. WPROWADZENIE Warunkiem rozwoju, zarówno cywilizacyjnego jak i gospodarczego, jak powszechnie wiadomo, jest obecnie dostęp do energii elektrycznej. Nieograniczony dopływ energii, a także zapewnienie jej w ilości odpowiadającej zapotrzebowaniom, stanowi najważniejszy czynnik, umożliwiający dalszy dynamiczny rozwój ludzkości. Zarówno poziom jak i dynamika zużycia energii są różne, nie tylko w poszczególnych regionach świata, ale także w poszczególnych krajach. Zużycie energii elektrycznej zależy przede wszystkim od takich czynników jak: liczba mieszkańców, stopień rozwoju gospodarczego i cywilizacyjnego oraz struktura i efektywność użytkowania energii. Aby możliwe było prognozowanie zużycia energii elektrycznej na skalę globalną ważna jest obecna znajomość rozkładu jej zużycia w poszczególnych regionach świata. Na początku XXI wieku globalna, roczna produkcja energii elektrycznej wynosi około 15 000 TWh, z czego [1]:  9000 TWh w krajach o rozwiniętej gospodarce rynkowej o liczbie mieszkańców około 800 mln, co daje wskaźnik jednostkowego zużycia brutto około 11 250 kWh na mieszkańca;  1700 TWh w krajach byłego ZSRR i Europy Centralnej i Wschodniej o liczbie mieszkańców około 800 mln i wskaźniku zużycia ok. 2125 kWh/cap;  1300 TWh w Chinach o liczbie mieszkańców ok. 1,5 mld ze wskaźnikiem zużycia około 870 kWh/cap;  3000 TWh w krajach rozwijających się o populacji 5,5 mld i wskaźniku zużycia energii elektrycznej tylko około 545 kWh/cap. Obecnie na świecie wykorzystywane są następujące źródła energii pierwotnej:  paliwa organiczne (stałe i płynne): węgiel kamienny i brunatny, torf, łupki bitumiczne, gaz ziemny i ropa naftowa  paliwa jądrowe (nuklearne): głównie uran i tor Dostępność paliw kopalnych, organicznych i jądrowych, mierzy się wskaźnikiem R/P, wyrażającym stosunek zasobów do produkcji danego rodzaju paliwa, który określa prawdopodobny okres eksploatacji tych zasobów w latach, które cechuje obecny poziom produkcji. O ile ilość paliw jądrowych zależy od stanu rozwoju i efektywności nowoczesnych technologii, to w chwili obecnej nastroje wokół tej gałęzi przemysłu są na tyle napięte ze względów bezpieczeństwa, iż trudno stwierdzić, jaka jest ich przyszłość. Wskaźnik R/P dla technologii reaktorów chemicznych wynosi od 60 do 120 lat. Mimo, iż paliwa organiczne są bezpiecznym źródłem energii, w ich przypadku skazani jesteśmy na zasoby, które nie tylko są całkowicie ograniczone, ale ulegają też bardzo szybkiemu wykorzystaniu. Wskaźnik dla ropy naftowej w skali globalnej wynosił 27 − 30 lat, jednakże w ostatnich latach zaczął się on zmniejszać, co niesie za sobą ryzyko wzrostu cen w związku z coraz mniejszą dostępnością do tego surowca. Wskaźniki R/P dla gazu ziemnego są korzystniejsze niż dla ropy i wynoszą 60 lat, jednakże, w związku z tym, iż największe złoża tego gazu znajdują się przede wszystkim w Rosji i Azji, dla Europy oznacza to konieczność nie tylko budowy odpowiednich gazociągów transportowych, ale także wzięcia pod uwagę rosnących kosztów związanych z koniecznością importu tego surowca. Najwyższy wskaźnik R/P cechuje obecnie węgiel, zarówno kamienny jak i brunatny, gdyż zasoby tego surowca na świecie są jeszcze znaczne. Wskaźnik P/R w skali globalnej wynosi obecnie około 220 lat i jest on wyższy dla węgla brunatnego o ponad 300 lat, jednakże wydobycie tego surowca związane 8.

(10) jest ze znacznym, negatywnym wpływem na środowisko w związku z koniecznością osuszania gruntów rolniczych. Ponieważ potencjał energii odnawialnej jest w zasadzie praktycznie nieograniczony, w ostatnich latach znacznie wzrosło zainteresowanie alternatywnymi, samoodnawiającymi źródłami energii, wśród których możemy wyróżnić [2]:  promieniowanie słoneczne,  fale morskie i pływy oceaniczne,  biomasa,  wiatr,  energia związana z gradientami temperatury w morzach i oceanach,  cieki wodne,  energia geotermalna. Udział odnawialnych źródeł energii w strukturze energii pierwotnej w ostatnich czasach pokazano na wykresie – rys. 1.1.. Rys. 1.1. Udział energii ze źródeł odnawialnych w pozyskaniu energii pierwotnej ogółem w UE i Polsce w latach 2001 – 2009 [3] Jak wynika z powyższych danych wielkość udziału energii z odnawialnych źródeł w Polsce jest znacznie niższa niż w UE. Głównym źródłem energii w Polsce są konwencjonalne, nieodnawialne jej źródła. Elektrownie na węgiel kamienny i węgiel brunatny wytwarzają łącznie około 90% energii elektrycznej. W porównaniu z innymi krajami rzuca się w oczy brak dywersyfikacji źródeł, z których 9.

(11) pozyskiwana jest energia, dlatego też, uwzględniając wymagania Unii Europejskiej, założono strategiczne kierunki rozwoju polityki energetycznej w Polsce. Ich realizacja ma polegać na:  poprawie efektywności energetycznej,  wzroście bezpieczeństwa dostaw paliw i energii,  dywersyfikacji struktury wytwarzania energii elektrycznej poprzez wprowadzenie energetyki jądrowej,  rozwoju wykorzystania odnawialnych źródeł energii w tym biopaliw,  rozwoju konkurencyjnych rynków paliw i energii,  ograniczeniu oddziaływania energetyki na środowisko. 12 kwietnia 2011 r. został przyjęty przez Radę Ministrów opracowany przez Ministerstwo Gospodarki dokument pn.: Raport określający cele w zakresie udziału energii elektrycznej wytwarzanej w odnawialnych źródłach energii, znajdujących się na terytorium Rzeczypospolitej Polskiej, w krajowym zużyciu energii elektrycznej na lata 2010 – 2019 [4,5]. Celem tego Raportu jest określenie priorytetów w zakresie udziału energii elektrycznej, wytwarzanej z odnawialnych źródeł energii, znajdujących się na terytorium Rzeczypospolitej Polskiej. Krajowe zużycie energii elektrycznej w kolejnych dziesięciu latach powinno być zgodne ze zobowiązaniami wynikającymi z umów międzynarodowych, dotyczących ochrony klimatu oraz środków zmierzających do realizacji tych celów. Cele te zostały opracowane w oparciu i zgodnie z wytycznymi dotyczącymi zobowiązań [zawartych w dyrektywie Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/28/WE z dnia 23 kwietnia 2009 r. w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych zmieniającej i w następstwie uchylającej dyrektywy 2001/77/WE oraz 2003/30/WE, gdzie udział energii pochodzącej ze źródeł odnawialnych w bilansie energii finalnej określono dla Polski na poziomie 15% w 2020 r. [4,5]. Jeśli nie uda się osiągnąć tego zakładanego poziomu energii pochodzącej ze źródeł odnawialnych, Polska zmuszona będzie do zapłaty kar, bądź jak twierdzi większość ekspertów, dojdzie do konsolidacji rynku energii w Europie i aby spełnić zakładane cele wystąpi konieczność kupowania tak zwanych "zielonych certyfikatów" od krajów mających nadwyżki w produkcji energii odnawialnej. Konieczne jest, więc podjęcie szeregu działań wspierających jej produkcję oraz zlikwidowanie obecnie istniejących barier. Unia Europejska nie określa szczegółowo, jakie technologie czy źródła mają zostać wykorzystane w celu osiągnięcia zakładanego udziału energii odnawialnej. Polska nie posiada dobrych warunków atmosferycznych do produkcji energii odnawialnej z wykorzystaniem promieniowania słonecznego, a istniejące ograniczenia środowiska przyrodniczego nie pozwalają na zwiększenie liczby elektrowni wodnych, pracujących na ciekach naturalnych. Ze źródeł, które Polska może wykorzystać, pozostają, więc produkcja energii odnawialnej ze spalania lub współspalania biomasy i energetyka wiatrowa. Potencjał Polski w tej ostatniej dziedzinie jest ogromny i nadal niewykorzystany. Aby możliwy był dynamiczny i efektywny rozwój tego sektora gospodarki, konieczne jest wprowadzenie rozwiązań prawnych, jasno definiujących wymagania wobec potencjalnych inwestorów, a także określających cele i kierunki rozwoju tego sektora. Południowo-wschodnia część Polski, pod względem liczby elektrowni wiatrowych (tabela 1.1), jest nie tylko terenem, na którym zainstalowano dotychczas niewielką liczbę turbin wiatrowych, ale także obszarem, na którym, ze względu na brak szczegółowych danych dotyczących potencjału, nie 10.

(12) obserwuje się takiego zainteresowania potencjalnych inwestorów (szczególnie, jeśli chodzi o województwa małopolskie i świętokrzyskie) jak w innych częściach kraju (północny zachód Polski, centrum Polski). Ponieważ rozwój sektora energetyki wiatrowej zależy w głównej mierze od odpowiedniego usytuowania farm wiatrowych, kluczowe jest zebranie i opracowanie odpowiednich danych. Aby możliwe było optymalne wykorzystanie potencjału konieczne jest, przede wszystkim, jego dokładne oszacowanie, jak również przedstawienie zebranych danych w sposób przystępny dla inwestora. Tabela 1.1. Zainstalowane elektrownie wiatrowe w południowo – wschodnich rejonach Polski Moc [kW] Miejscowość Województwo 160 Zawoja małopolskie 2 x 160 Wróblik Szlachecki podkarpackie 2 x 160 Rymanów podkarpackie 2 x 160 Rytro podkarpackie 160 Mielec podkarpackie 9 x 2 000 Bukowsko – Nowotaniec podkarpackie 2 x 5 000 Łęki Dukielskie podkarpackie 6 x 150 Pielgrzymka podkarpackie 6 x 2 000 Hnatkowice - Orzechowce podkarpackie ok. 100 Chwałowice podkarpackie 1 500 Miedzierza świętokrzyskie 94 Mniów świętokrzyskie 250 Prusy świętokrzyskie 3 x 600 Wojnowice świętokrzyskie 330 Wymysłów świętokrzyskie 450 Kluczewko świętokrzyskie 132 Chańcza świętokrzyskie 400 Królewiec świętokrzyskie 150 Jacentów świętokrzyskie 600 Ćmińsk Światełek świętokrzyskie Jedną z przyczyn tego, iż spośród wielu potencjalnych inwestorów, niewielu decyduje się na realizację inwestycji, jest brak dokładnych map wietrzności Polski. Tylko odpowiednie umiejscowienie turbiny daje pewność realizacji udanej inwestycji. Z kolei informacje, jakimi obecnie dysponują inwestorzy wybierający lokalizacje pod farmy wiatrowe są zdecydowanie niewystarczające i narażają inwestora na straty finansowe już w początkowej fazie inwestycji. Źle wybrany teren pod inwestycję, nawet, jeśli planowana działalność zakończy się na pomiarach wiatru i oszacowaniu niedostatecznego potencjału danego terenu, skutecznie zniechęca inwestorów. Aby zmienić tą sytuację konieczne jest stworzenie szczegółowych opracowań, które umożliwiłyby wybór lokalizacji, oparty na rzetelnych danych minimalizujących ryzyko wybrania do badań terenu, który nawet, jeśli spełnia warunki, to są one niewystarczające, aby inwestycja była opłacalna ekonomicznie. Niniejsza praca doktorska jest projektem badawczym, polegającym na badaniu potencjału wiatru (kierunek i prędkość wiatru na różnych wysokościach) za pomocą masztów pomiarowych 11.

(13) rozlokowanych w różnych częściach Polski (rejony południowo – wschodnie). Zbierane dane są przetwarzane, a wyniki szczegółowo analizowane, dzięki czemu możliwe jest:  wyznaczenie dokładnych parametrów wiatru (dane pochodzą z masztów pomiarowych),  wskazanie obszarów o dobrych warunkach wiatrowych, dzięki czemu gminy będą miały możliwość dostosowania lokalnych uwarunkowań prawnych (miejscowe plany zagospodarowania przestrzennego), co ma z kolei spowodować przyciągnięcie potencjalnych inwestorów. Również dzięki temu możliwe będzie zagospodarowanie obszarów, które do tej pory miały małe znaczenie inwestycyjne.. 1.1. CEL PRACY Inwestor, mający podjąć decyzję o budowie elektrowni wiatrowej, potrzebuje szeregu danych, aby ocenić opłacalność takiej inwestycji i ryzyko z tym związane. Do rozważenia ma szereg czynników związanych z budową i uruchomieniem elektrowni oraz jej eksploatacją. Musi brać pod uwagę czynniki związane z regulacjami prawnymi i podatkami, rynkiem finansowym, rynkiem pracy, rynkiem usług serwisowych, pracą systemu elektroenergetycznego i inne. Czynniki te powodują, że decyzja i ewentualne działania są złożone i będą wymuszać, aby z drugiej strony inwestor miał w miarę dokładne szacunki dotyczące możliwości wyniku finansowego elektrowni. Niniejsza praca poświęcona jest jednemu z wymienionych czynników, tj. oszacowaniu wyniku finansowego elektrowni poprzez poznanie zasobów energii wiatru. Rozważania te przeprowadzone są dla wybranych lokalizacji w Polsce, w rejonach południowo-wschodnich. Głównymi celami niniejszej pracy są:  uruchomienie systemów pomiarowych wymagające: zdobycia odpowiednich pozwoleń i spełnienia regulacji prawnych, fizycznej instalacji masztów i oprzyrządowania i nadzoru w trakcie pomiarów,  zebranie danych, dotyczących parametrów wiatru dla wybranych lokalizacji, w południowowschodnich rejonach Polski (dane z pomiarów masztowych i dane z motelu pogodowego),  analiza statystyczna zebranych danych i identyfikacja podstawowych parametrów opisujących wiatr,  porównanie danych pomiarowych i pochodzących z modelu,  ocena zasobów energetycznych wiatru dla wybranych lokalizacji,  analiza finansowa i ekologiczna przedsięwzięć, opracowanie raportu dla potencjalnych inwestorów. W związku z tym opracowano narzędzie obliczeniowe, umożliwiające przetwarzanie zebranych danych z uwzględnieniem analiz statystycznych i potencjału energetycznego. Wyznaczono parametry opisywanych rozkładów statystycznych oraz dokonano analizy ekonomicznej.. 1.2. ZAKRES PRACY Niniejsza praca została przedstawiona w formie 10 rozdziałów obejmujących: wstęp, opisujący rynek energii w Polsce i Europie, przegląd zagadnień literaturowych, związanych z pomiarami i analizą danych wiatrowych, metodologię przeprowadzania pomiarów przy użyciu masztów pomiarowych, 12.

(14) opis modelu, na podstawie, którego pozyskano do pracy dane modelowe, opis metodologii analizy danych pomiarowych, wyniki analiz i wnioski. Treść poszczególnych rozdziałów jest następująca:  W rozdziale 2 przeprowadzono analizę literatury obejmującej problematykę energetyki wiatrowej, oddzielnie dla publikacji światowych i krajowych.  W rozdziale 3 przedstawiono opis aparatury badawczej, użytej do zbierania danych pomiarowych.  W rozdziale 4 przedstawiono wykaz lokalizacji, na których prowadzone były pomiary wraz z wyszczególnieniem użytego do badań.  W rozdziale 5 przedstawiono sposoby statystycznego opisu rozkładów gęstości prawdopodobieństwa prędkości wiatru, rozkładów dobowych prędkości wiatru oraz zależności prędkości wiatru od wysokości.  W rozdziale 6 przedstawiono wyniki analizy danych za pomocą specjalnie do tego przygotowanego programu. Wyniki zostały przedstawione dla każdej lokalizacji odrębnie. Rezultaty przedstawiono dla dwóch rodzajów danych: masztowych i modelowych.  W rozdziale 7 opracowano wyniki analizy efektów: ekonomicznego i ekologicznego.  W rozdziale 8 przedstawiono podsumowanie oraz wnioski.  W rozdziale 9 przedstawiono kierunki dalszych badań zakresie potencjału wiatrowego Polski Południowo − Wschodniej. Integralną część rozprawy stanowią załączniki, zawierające tabelaryczne oraz graficzne zestawienia danych obliczeniowych, oraz listing programu opracowanego w ramach niniejszej pracy i zastosowanego do analiz zebranych danych.. 1.3. TEZA PRACY W niniejszej pracy autor będzie starał się wykazać następującą tezę: Tylko znajomość parametrów wiatru, poparta pomiarami w oparciu o rozbudowaną metodologię instalacji masztów pomiarowych albo w oparciu o wiarygodne dane z modeli stanu atmosfery, może być wiarygodną podstawą do podejmowania decyzji o budowie elektrowni wiatrowej. Teza ta może być rozbita na następujące punkty:  obecnie istniejące dane meteorologiczne są zupełnie nieprzystosowane do analizy zasobów wiatrowych,  istnieje potrzeba opracowania mapy zasobów energii wiatrowej w skali kraju z dokładnymi parametrami wiatru dla kilku wybranych wysokości w zakresie 50 − 120 m. n.p.m.,  złożoność danych wiatru powoduje, że konieczne jest opracowywanie narzędzi obliczeniowych pozwalających inwestorowi podjąć ostateczną decyzję.. 13.

(15) 2. ANALIZA ZASOBÓW WIATRU – PRZEGLĄD LITERATUROWY Pomiary i analiza zasobów wiatrowych prowadzone są dla wielu lokalizacji w szeregu miejsc na świecie. Ogólnie można podzielić je na dwa etapy: instalacja masztów pomiarowych i długotrwałe zbieranie danych oraz późniejsza ich analiza statystyczna. Pomiary wykonywane są przy pomocy różnego rodzaju masztów, o różnej konstrukcji i wysokości, różna jest także konfiguracja, liczba i typy czujników pomiarowych i oczywiście czas zbierania danych. W wyniku pracy sprzętu pomiarowego otrzymuje się bardzo dużą ilość danych, jest to kwestia liczby użytych czujników i czasu trwania pomiarów oraz częstotliwości zapisu danych do pamięci rejestratora. Dane takiej postaci, pomimo, że zawierają bardzo dużo informacji, są praktycznie bezużyteczne – nie pozwalają na ocenę zasobów i wykorzystanie ich w późniejszej analizie ekonomicznej, dlatego niezbędnym elementem jest ich analiza statystyczna. Analiza statystyczna polega w pierwszym etapie na histogramowaniu danych. Tworzy się następujące zależności:  histogramy prędkości i kierunku wiatru,  prędkości i kierunku wiatru w zależności od czasu trwania poszczególnych pomiarów (miesięczne, dobowe),  prędkości i kierunku wiatru od wysokości. Te dane pomiarowe dopasowywane są następnie przez zależności teoretyczne:  statystyczne rozkłady prędkości wiatru,  dobowe histogramy prędkości,  modele opisujące zależność prędkości wiatru od wysokości pomiaru. W ogólności metodami oceny zasobów energetycznych wiatru zajmuje się oddzielna dziedzina nauki będąca połączeniem meteorologii i klimatologii, określana pod terminem Wind Power Meteorology [6 − 8]. Wykorzystuje się w niej metody meteorologiczne do zbierania danych charakteryzujących zasoby wiatrowe (głównie prędkość wiatru, kierunek) i analizą statystyczną otrzymanych danych. Wyniki otrzymane w ten sposób mają charakter geograficzny, dostarczają danych do tzw. atlasów wiatrów dla danego obszaru [9]. Dziedzina rozwinęła się pod wpływem zapotrzebowania na tego rodzaju wiedzę w latach 80 ubiegłego wieku. Pod koniec lat 80-tych ubiegłego wieku opracowano szereg narzędzi do analizy danych meteorologicznych, ich wizualizacji i generacji atlasów wiatru, m.in. pakiet WAsP (the Wind Atlas Analysis and Application Program) [10]. Do oceny zasobów wykorzystywane są różne metody, które można podzielić na:  metody szacunkowe (proste),  metody statystyczne,  metody z wykorzystaniem modeli meteorologicznych (micro-siting).. 14.

(16) 2.1. METODY SZACUNKOWE Metody szacunkowe mają raczej znaczenie historyczne i mogą być przydatne jedynie w bardzo wąskim zakresie, ponieważ na ich podstawie można uzyskać jedynie przybliżoną ocenę zasobów wiatru i wydajności energetycznej elektrowni wiatrowych. Można do nich zaliczyć metody [11]:  opartej na danych meteorologicznych i standardowych rozkładach prędkości,  opartej na mapie energetycznej wiatru,  z wykorzystaniem nomogramów,  probabilistyczną,  z wykorzystaniem średniorocznej prędkości wiatru i mocy znamionowej elektrowni wiatrowej,  tabelaryczną. Obecnie, wobec rozwoju metod pomiarowych i oprogramowania statystycznego, ich znaczenie jest minimalne, głównie ze względu na niemożność określenia dokładności prognoz przy zastosowaniu wyżej wymienionych metod. W literaturze można spotkać opracowania oparte na tychże metodach, są to prace podające dane szacunkowe na zasadzie pierwszych oszacowań potencjałów energetycznych dla danego obszaru [12]. Niestety, w wielu przypadkach, dotyczących analiz zasobów energetycznych wiatrów w Polsce, nie „wychodzi się” poza dane pozyskiwane w ramach tych metod, np. często w dyskusjach na temat energetyki wiatrowej czy znaczenia poszczególnych obszarów, daleko idące wnioski wysuwa się na podstawie tylko i wyłącznie średnich rocznych prędkości wiatru. Pomija się małą przydatność tej wielkości dla określania rzeczywistych zasobów energetycznych wiatru. Zapomina się, że te wielkości dotyczą uśrednienia na sporym obszarze przestrzennym. Dodatkowo są to dane, które zebrano ze zwykłych stacji meteorologicznych za pomocą czujników ulokowanych na wysokości 10 m. Stacje te budowane były około 30 lat temu w obszarze niezabudowanym. Postępująca urbanizacja sprawiła, że znajdują się teraz często w obszarach zabudowanych, zatem zupełnie niereprezentatywnych dla tego typu pomiarów. Tym bardziej jak najszybciej należałoby uzupełnić tą lukę.. 2.2. METODY STATYSTYCZNE Metody statystyczne [13 − 14], stosowane w ocenie zasobów energetycznych wiatru do opisu jego zmienności wykorzystują rozkład Weibulla [15 − 17]. Umożliwia to ocenę zasobów wiatru na podstawie danych z lokalizacji badanej (szeregu czasowego prędkości wiatru). Ocena zasobów polega na estymacji parametrów rozkładu Weibulla, dokonanej na podstawie szeregu czasowego prędkości wiatru z lokalizacji badanej i uwzględnieniu mocy teoretycznej wiatru – w celu wyznaczenia gęstości mocy wiatru oraz charakterystyki mocy zastosowanej turbiny wiatrowej dokonanej w celu uzyskania wielkości energii przez nią wyprodukowanej (AEP) − Annual Energy Production [18 − 21],[14]. Metody te są stosowane najczęściej. Umożliwiają one dość dokładną analizę danych pomiarowych oraz przewidywanie ilości wytworzonej energii. W zależności od długości okresu pomiarowego umożliwiają określenie wiarygodności prognoz i poprzez to podanie możliwych fluktuacji wytworzonej energii w cyklach miesięcznych, sezonowych czy rocznych. W literaturze metody te są stosowane dla określenia potencjału energetycznego wiatru czy prognozowanej ilości wytworzonej energii. Dla przykładu można podać szereg prac, m.in. [21 − 25]. 15.

(17) Często korzysta się także z dostępnych danych dotyczących wieloletnich obserwacji meteorologicznych, w tym pomiarów prędkości wiatru. Należy tu mieć jednak na uwadze, że obserwacje są prowadzone z reguły z dużym odstępstwem czasowym (np. rzędu godzin) i na niewielkiej wysokości (rzędu kilku metrów), co wymaga przeskalowywania tych danych i powoduje, że są o wiele mniej wiarygodne, niż dedykowane dane ze specjalistycznych masztów pomiarowych [26,27]. Przede wszystkim nie jest możliwe dokładne określenie zmienności wiatru wraz z wysokością i określenie tzw. szorstkości terenu, co ma znaczenie dla obliczania zasobów dla turbin o wirnikach znajdujących się na dużej wysokości nad poziomem gruntu. Metody statystyczne bazują na stosowaniu szeregu rozkładów statystycznych [14,28]. Oprócz najczęściej stosowanego dwuparametrowego rozkładu Weibulla i jednoparametrowego rozkładu Rayleigha, stosowane są: trójparametrowy uogólniony rozkład gamma, dwuparametrowy rozkład gamma, dwuparametrowy rozkład normalny, dwuparametrowy logarytmiczny rozkład normalny, dwuparametrowy odwrotny rozkład Gaussa, trójparametrowy rozkład beta. Dodatkowo stosowane są mieszaniny rozkładów, np. dwuskładnikowa mieszanina rozkładów Weibulla o pięciu parametrach, czy mieszanina rozkładu Weibulla i normalnego o czterech parametrach. Zastosowanie znalazła tu funkcja gęstości prawdopodobieństwa, oparta na maksimum entropii (maksymalizacja entropii Shanonna) [29]. W zależności od lokalizacji dane pomiarowe mogą być najlepiej opisywane tylko jednym z wymienionych rozkładów. Jak już wspomniano istotną, sprawą jest prowadzenie pomiarów na wysokościach większych niż w przypadku stacji meteorologicznych ukierunkowanych na obserwacje stanu atmosfery pod kątem prognozy pogody. Uważa się, że minimalną wysokością powinno być tu 20 − 30 m, jednakże najbardziej wskazane są pomiary na dwóch albo najlepiej na trzech wysokościach. Mając pomiary na dwóch wysokościach, np. rzędu 30 i 50 m, można zbadać zmienność prędkości wiatru wraz ze zmianą wysokości, w oparciu o tzw. krzywą potęgową. Dla danych z trzech wysokości możliwe jest zastosowanie tzw. krzywej logarytmicznej [30]. W tym wypadku możliwe jest względnie dokładne określenie, jaka będzie prędkość wiatru na dowolnej wysokości, co skutkuje dokładniejszymi danymi dotyczącymi produkcji energii. Możliwe jest też określenie pewnych danych na temat terenu znajdującego się wokół miejsca pomiaru i jego wpływu na prędkości wiatru poprzez określenie tzw. współczynnika szorstkości terenu. Oczywiście, w przypadku pomiarów dla większej liczby wysokości, dane oszacowania będą stawać się coraz bardziej dokładniejsze [22]. Zebrane dane pomiarowe w wielu przypadkach są wykorzystywane do prognozowana prędkości wiatru, nie tylko w aspekcie parametrów rozkładów czy wartości średnich, ale w celu przewidzenia jak najdokładniej takich charakterystyk wiatru jak krótkotrwałe fluktuacje jego prędkości, czy korelacje statystyczne pomiędzy różnymi miejscami pomiarowymi [31]. Stosuje się tu szereg technik opisu danych, m.in. szeregów czasowych [32 − 33], łańcuchów Markowa [34 − 35] czy popularne ostatnio wykorzystanie sieci neuronowych [36 − 38]. Pomiary przeprowadzone w szeregu stacji pomiarowych pozwalają na opis rozkładu prędkości wiatru pomiędzy stacjami. Stosowane są tu różnego rodzaju modele, m.in. model WaSP, opracowany przez laboratorium w RISO w Danii, czy modele oparte o metody CFD (Computational Fluid Dynamics) [39].. 16.

(18) 2.3. METODY WYKORZYSTUJĄCE MODELE METEOROLOGICZNE Modele meteorologiczne były już wielokrotnie analizowane w literaturze, w niniejszym podrozdziale wykorzystana została następująca literatura: [6,7,9,40 − 44]. Wyróżnia się dwa podstawowe typy tychże modeli: diagnostyczne oraz prognostyczne. Modele prognostyczne umożliwiają symulację czasowej zmienności stanu atmosfery nad danym obszarem na podstawie jej stanu początkowego oraz zdefiniowanych warunków brzegowych. Dokonywane jest to poprzez numeryczne rozwiązanie pełnego układu równań dynamiki atmosfery. Ze względu na ogromną liczbę niezbędnych danych wejściowych i inne ograniczenia, modele prognostyczne nie znajdują raczej zastosowania dla celów lokalizacji inwestycji wiatrowych. Modele diagnostyczne z kolei umożliwiają odtworzenie pola prędkości wiatru nad danym terenem na podstawie pojedynczych pomiarów, przy zastosowaniu pewnych uproszczeń w układzie równań dynamiki atmosfery. Podstawowe typy modeli diagnostycznych, stosowanych do celów prognozowania produkcji energii z elektrowni wiatrowych, to:  modele liniowe (na podstawie tego modelu bazuje program WAsP),  modele zachowania masy (na podstawie tego modelu bazuje program WindMap),  modele spektralno-numeryczne (na podstawie tego modelu bazuje program WindFarm. Jakość danych meteorologicznych jest decydująca, dla jakości obliczeń i uzyskanych wyników. Powinny to być dane długoterminowe i reprezentatywne dla całego obszaru obliczeniowego. Jest kilka możliwości zbierania danych pomiarowych wykorzystywanych do dalszych analiz, jednakże ze względu na fakt, iż energetyka wiatrowa wymaga wysokiej dokładności i solidności pomiarów, już małe odchylenie w wynikach pomiarów prowadzi do olbrzymiego błędu w końcowej ocenie potencjału energetycznego wiatru i przyczynia się do ryzyka nieekonomiczności planowanej inwestycji. Rejestracja danych musi trwać nie krócej niż 12 miesięcy, nie licząc okresów z lukami pomiarowymi. Krótkookresowe dane pomiarowe nie są reprezentatywne dla danego miejsca. Bardzo istotnym, dla dokładności pomiarów wiatru, jest dobór instrumentów i systemów pomiarowych. Błędy popełnione na tym etapie mogą wpłynąć na późniejsze niewłaściwie zinterpretowanie całego materiału. Najbardziej efektywną metodą zbierania danych jest rejestracja ich za pomocą masztów pomiarowych, stawianych na okres minimum jednego roku na danej lokalizacji. Maszty służące do pomiaru wiatru to konstrukcje rurowe bądź kratowe o wysokościach od 40 do 120 m. Ich wysokość dostosowuje się do planowanej wielkości inwestycji. Ważne jest żeby używać czujników i urządzeń bardzo dobrej jakości. Standardowymi czujnikami w pomiarach prędkości wiatru do celów energetyki wiatrowej są wiatromierze czaszowe. Przyrządy te cechują się nieznacznymi wadami podczas pomiaru prędkości wiatru (bezwładność czasz, efekt zawyżania prędkości), jednak są one mało znaczące. Ważne są: liniowość sygnału pomiarowego oraz niewrażliwość anemometru na turbulencje i wiatr o składowej skośnej (powstają one wskutek zaburzeń przepływu powietrza przez maszt lub wysięgnik). Najlepiej spisują się przetworniki optoelektroniczne i tachogeneratory prądu przemiennego. Przede wszystkim są niezawodne. Ponadto przetworniki optoelektroniczne mogą dać sygnał o wyższej częstotliwości (co najmniej 10 Hz na m/s), co jest wymagane przy rejestracji w krótkich interwałach pomiarowych lub ocenie turbulencji. Do pomiaru kierunku wiatru wykorzystywane są coraz częściej 17.

(19) przetworniki potencjometryczne, ze względu na ich bardzo dobrą rozdzielczość (1°) i mały pobór mocy. Pod uwagę należy wziąć fakt, że sygnał wychodzący z wiatromierza pokrywa bez luk cały horyzont pomiarowy (360 stopni). Tanie wiatromierze kierunkowe, zawierające zwykle bardzo proste potencjometry, mogą wykazywać się brakiem wychwytywania sygnału pomiarowego z kierunku północnego. Cechują się zazwyczaj krótką żywotnością, wynikającą z zastosowania słabszych materiałów o niskiej wytrzymałości. Rozmiary, wagi i ceny wiatromierzy kierunkowych są bardzo zróżnicowane. Anemometry cięższe wykazują lepszą stabilność na wietrze, a duże stery wiatru reagują nawet na bardzo słaby wiatr. Dla wykonania prognozy energetycznej oba kryteria odgrywają raczej drugoplanową rolę. Do przesyłu sygnału używa się, połączonego bezpośrednio z czujnikiem, 4-żyłowego przewodu. Kompensuje on rezystancję przewodów łączących, tak więc nawet bardzo długi przewód gwarantuje poprawność rejestracji danych. Data logger (rejestrator pomiarów) musi być wyposażony w odpowiednie oprogramowanie do uśredniania wyników. Przejście przez kierunek północny, przy zmianie kierunku wiatru, nie może objawiać się w rejestracji kierunkiem południowym. W energetyce wiatrowej potrzebne są również informacje o ciśnieniu atmosferycznym i temperaturze powietrza. W celu uzyskania dokładności w pomiarze temperatury jej czujnik musi być zabezpieczony osłoną przeciwradiacyjną, która pozwala na ujednolicenie warunków pomiarowych, bez względu na natężenie promieniowania bezpośredniego w danym dniu. Ułatwia też przymocowanie do masztu całego zestawu. Często stosuje się czujniki temperatury w połączeniu z czujnikami wilgotności powietrza. Koszty takiego zestawu są zwykle niższe niż suma cen obu przyrządów z osobna. Znajomość warunków wilgotnościowych w danym miejscu pozwala na określenie zagrożenia w pracy przyszłych elektrowni wiatrowych przez różnego rodzaju oblodzenia. Ważne jest również, aby czujniki posiadały odpowiednie certyfikaty. Nawet wysokiej klasy anemometry, zakupione bezpośrednio u producenta, nie dają gwarancji precyzyjnej prognozy energetycznej. Dokładność pomiaru, podana przez wytwórcę, prowadzi do złego oszacowania prędkości wiatru, a co za tym idzie, złego oszacowani potencjału energetycznego. Całkowitą pewność w ocenie prędkości uzyskuje się jedynie w przypadku, gdy każdy z wiatromierzy zostanie skalibrowany w tunelu aerodynamicznym. Również bardzo ważne jest zamocowanie samych czujników. Zawsze, w pobliżu masztu i wysięgnika, występują turbulencje i efekt cienia wiatrowego, które zakłócają pomiar. Wiatromierz nie powinien być zatem mocowany bezpośrednio na wysięgniku. Ponadto wysięgnik powinien mieć odpowiednią minimalną długość w stosunku do średnicy masztu, a z drugiej strony nie może być niestabilny, ponieważ wtedy wystąpią wibracje. Pomiar wiatru oraz innych parametrów meteorologicznych niezbędny jest w wielu dziedzinach, na przykład przy prognozowaniu pogody, w rolnictwie, w przemyśle. Jedną z takich dziedzin jest energetyka wiatrowa, która wymaga wysokiej dokładności oraz solidności pomiarów.. 18.

(20) 3. APARATURA BADAWCZA W niniejszym rozdziale przedstawiony zostanie opis aparatury badawczo-pomiarowej oraz informacje związane z jej instalacją, funkcjonowaniem, obsługą i pozyskiwaniem danych pomiarowych. Omówione zostaną podstawowe komponenty aparatury, istotne aspekty związane z poprawną pracą oraz podanych zostanie szereg innych informacji, niezbędnych do właściwego ocenienia prowadzonych badań. Przeanalizowano tu również dane modelowe, pochodzące z niemieckiego atlasu wiatru ANEMOS.. 3.1. MASZTY POMIAROWE Podstawowym elementem wykorzystywanym w opisanych pomiarach jest maszt pomiarowy. Pomimo, że jest to tylko konstrukcja wsporcza niezbędna do umieszczenia czujników i sama nie dostarcza danych, jednak, ze względu na rozmiar konstrukcji – wielkość, wagę i wymagane zaangażowanie szeregu osób do jego uruchomienia i dość rygorystyczne wymagania powodują, że jest to podstawowy element aparatury pomiarowej. Do pomiarów meteorologicznych, niezbędnych w zastosowaniu w energetyce wiatrowej, stosuje się głównie dwa rodzaje masztów pomiarowych: kratownicowe i rurowe. Maszt kratownicowy posiada konstrukcje wykonaną z kratownicy (tj. konstrukcji rurowo-prętowej), w której rury (pręty) połączone są przegubowo (pospawanie) w węzłach. W przypadku wież stosuje się tzw. kratownice przestrzenne tworzące układ geometrycznie niezmienny. W takim układzie zerują się siły poprzeczne oraz momenty zginające i skręcające. Niezerowe są wyłącznie siły osiowe. Kratownice mają szereg zalet, z punktu widzenia zasadności stosowania ich w masztach pomiarowych są to: względnie niskie koszty, mała waga, małe ugięcie. Czynniki te powodują, że są bardzo często używane w masztach pomiarowych. Równie często stosowane są maszty rurowe, jednakże, ze względu na ograniczenia dotyczące wysokości dokonywanych pomiarów wiatru, w przedziale 100 − 140 m, stosuje się maszty kratownicowe Każdy maszt składa się z następujących elementów: trzonu masztu, odciągów i fundamentu. Poniżej zostaną przedstawione dokładne opisy techniczne masztów pomiarowych zastosowanych do realizacji niniejszej pracy.. 3.1.1. MASZTY KRATOWNICOWE Opis masztu kratownicowego zostanie przedstawiony na przykładzie masztu o wysokości 80 m. Zamocowanie odciągów Odciągi z liny stalowej ocynkowanej ø 4,0 i 6,0 mm mocowane są do fundamentów za pośrednictwem kątownika L 50x50x5, który to przytwierdzony jest do fundamentów za pośrednictwem 4-ch śrub HILTI HSL-TZ M12/25 o długości l= 130 mm [45]. Konstrukcja masztu Jest to konstrukcja aluminiowa, kratowa o wysokości 80 m. Zastosowano stop aluminium, gatunku PA5 stan O. Maszt składa się z 10 segmentów 6-cio metrowych i 4 segmentów 5-cio metrowych. Maszt jest to kratownica przestrzenna o przekroju trójkąta równobocznego o boku 600 mm. 19.

(21) Elementy kratownicy:  krawężnik - ø 60/2,0 dla dolnego segmentu,  ø 55/2,0 dla drugiego segmentu,  ø 50/2,0 dla 2-ch segmentów ( 12 – 24 m ),  ø 45/2,0 dla 3-ch segmentów (24 – 42 m ),  ø 40/2,0 dla 3-ch segmentów ( 42 – 60 m ),  ø 35/1,5 dla 4-ch ostatnich segmentów (60-80 m ),  skratowanie poziome − ø 16//1,5,  skratowanie ukośne − ø 22/2,0. Maszt zabezpieczony jest 13 odciągami (na każdą stronę) z liny stalowej ocynkowanej o średnicy 4,0 mm na 6-ciu poziomach niższych i o średnicy 6,0 mm na 7-ciu wyższych poziomach. Odciągi napina śruba rzymska. Napięcie wstępne liny ø 4 mm = 2,2 kN, ø 6 mm = 5,0 kN. Odciągi rozmieszczone są co 120o w dwóch rzędach [45]. Fundamenty Podstawa masztu nie jest trwale związana z gruntem, dlatego też posadowiona jest na płycie stalowej o grubości 20 mm o wymiarach 70x70 cm (tak jak pokazano na rys. 3.1), wzmocnionej od spodu ceownikami C100. Płyta usztywniona jest 4 prętami ø 20 wchodzącymi w grunt do głębokości około 1,5 m. Płyta ułożona jest na podsypce piaskowej o grubości około 1,0 m zagęszczanej warstwami do ID = 0,5 [45].. Rys. 3.1. Widok podstawy masztu pomiarowego kratownicowego, użytego do instalacji czujników pomiarowych Do zakotwienia odciągów (ze względu na siły wyrywające) stosuje się fundament wykonany z blachy o grubości 10 mm o wymiarach 0,6 x 0,6 m, wzmocniony ceownikiem C80 i mocowany do pręta ø 20 20.

(22) zakończonego pętlą ponad poziomem terenu. Fundament pod odciągi dalsze osadzono na głębokości 2,0 m poniżej istniejącego terenu, a pod odciągi bliższe – na głębokość 1,5 m. Dla osadzenia powyższych fundamentów zostanie wykonany wykop do głębokości 1,5 − 2,0 m poniżej istniejącego terenu, a następnie zagęszczony zostanie piasek warstwami 20 – 30 cm do uzyskania ID = 0,4. Instalacja odgromowa Elementy instalacji odgromowej to: 1. Zwód pionowy w postaci iglicy na wierzchołku masztu (wyposażenie masztu). 2. Przewody odprowadzające − metalowa konstrukcja masztu. 3. Uziom − wykonany będzie jako uziemienie sztuczne pionowe z pręta stalowego FeZn20 /6 m. Uziom sztuczny połączony będzie z konstrukcją masztu, odciągu przewodem uziemiającym FeZn20x3 poprzez zacisk kontrolny. Oporność uziomu R<=10 Ω [45].. 3.1.2. MASZTY RUROWE Poniżej dokonano opisu masztu rurowego na przykładzie masztu o wysokości 40 m. Maszt został zaprojektowany do wzniesienia w terenie, który odpowiada następującym strefom klimatycznym:  ze względu na wiatr strefa I, IIa, IIb, III (do wysokości terenu nieprzekraczającej 550 m n.p.m.), według normy PN-77/B-02011,  ze względu na oblodzenie strefa I, II i III, według normy PN-87/B-02013. Maszt został opracowany z uwzględnieniem wszelkich niezbędnych norm a w szczególności [45]:  PN-82/B-02001 Obciążenia budowli. Obciążenia stałe,  PN-77/B-02011 Obciążenia w obliczeniach statycznych. Obciążenie wiatrem,  PN-87/B-02013 Obciążenia budowli. Obciążenie zmienne środowiskowe. Obciążenie oblodzeniem,  PN-86/B-02015 Obciążenia budowli. Obciążenia zmienne środowiskowe. Obciążenie temperaturą,  PN-90/B-03200 Konstrukcje stalowe. Obliczenia statyczne i projektowanie,  PN-B-03204:2002 Konstrukcje stalowe. Wieże i maszty. Projektowanie i wykonanie,  PN-B-06200:2002 Konstrukcje stalowe budowlane. Warunki wykonania i odbioru. Wymagania podstawowe. Opis rozwiązań konstrukcyjnych Maszt ma wysokość 40 m, składa się z trzonu rurowego podzielonego na 8 segmentów montażowych: 1 x segment S-1 o długości 0,295 m, 6 x segment S-2 o długości 6,4m oraz 1 x segment S-3 o długości 1 m. Na trzon przewidziano rury bez szwu Rbs 159,0x12,5 (S-1) oraz Rbs 159,0x7,1 (S-2 i S-3). Połączenia segmentów zaprojektowano jako kołnierzowe, sprzężone przy użyciu śrub wysokiej wytrzymałości 4xM16 klasy 8,8. Trzon masztu jest przymocowany przegubowo do podstawy stalowej za pomocą śruby M30 klasy 8,8. Podstawa ma rozmiar 0,6x0,6 m i jest przykręcona czterema śrubami M20 do żelbetowej płyty podstawy. 21.

(23) Trzon masztu jest stabilizowany 6-ma poziomami odciągów umieszczonych w dwu prostopadłych płaszczyznach, wykonanych z ocynkowanych lin stalowych z rdzeniem organicznym o średnicy Ø8 mm typu 6x19+FC. Średnica liny odciągowej wynosi d=8mm, a jej wytrzymałość na rozciąganie Rm= 960 MPa. Odciągi są mocowane na następujących poziomach względem poziomu podstawy: A-7.0m, B-13,4 m, C-19,8 m, D-26,2 m, E-32,6 m oraz F-39,0 m (rysunek 3.2) [45].. Rys. 3.2. Rzut maszt rurowego o wysokości 40 m, wykorzystanego w pomiarach [45] Odciągi są mocowane do kotew. Liny odciągowe, w każdej z czterech płaszczyzn, z poziomów A, B, C mają wspólną kotew, umieszczoną w odległości lin od osi trzonu. Podobnie, na wspólnej kotwi, mocowane są odciągi oznaczone C, D i E. Kotwy mocujące te odciągi są położone w odległości 22 m od osi trzonu. Wartości sił wstępnego napięcia odciągów dla wszystkich poziomów zamocowania wynoszą: 4,8 kN. Jako fundament centralny pod trzon masztu przewidziano płytę żelbetową o wymiarach dostosowanych do warunków gruntowych. Płytę należy wykonać z betonu C16/20 (B-20), a zbrojenie za stali A-III. Zakotwienie odciągów w gruncie odbywa się za pomocą elementów zakopanych na głębokość 1,7 m. Materiały użyte do budowy masztu [45] Stal: S235JR (St3S), Beton: Cl6/20 (B-20), Łączniki śrubowe: M16, M30 kl. 8.8, ocynk.. 22.

(24) Zabezpieczenie przed korozją Elementy trzonu masztu należy ocynkować ogniowo. Grubość warstwy ocynku wynosi 100 m. Żelbetową płytę podstawy należy zabezpieczyć izolacją bitumiczną [45].. 3.1.3. ASPEKT PRAWNY Aby możliwe było zainstalowanie masztów pomiarowych wykorzystanych do zbierania danych do niniejszej pracy konieczne było uzyskanie niezbędnych pozwoleń. Oczywiście, w polskim prawie, istnieją pewne nieścisłości, które umożliwiają zainstalowanie masztu pomiarowego na tak zwane zgłoszenie robót budowlanych. Zgodnie z art. 29 ust. 1 pkt. 12 prawa budowlanego pozwolenie na budowę nie jest wymagane dla „tymczasowych obiektów budowlanych, niepołączonych trwale z gruntem i przewidzianych do rozbiórki lub przeniesienia w inne miejsce w terminie określonym w zgłoszeniu, o którym mowa w art. 30 ust. 1, ale nie później niż przed upływem 120 dni od dnia rozpoczęcia budowy określonego w zgłoszeniu”, czyli możliwe jest zainstalowanie masztu pomiarowego na okres 120 dni bez konieczności uzyskania pozwolenia na budowę. Jednakże część urzędów nie respektuje tego zapisu, podając za przykład wyrok Sądu Administracyjnego z dnia 11 stycznia 1999 r. II S.A. 1617/98. Zgodnie z tezami pojawiającymi się w orzecznictwie, trwałe związanie z gruntem zachodzi nie tylko w przypadku, gdy obiekt posiada fundamenty, ale również w sytuacji, kiedy konkretna konstrukcja, ze względu na swój charakter, musi stawiać czoło parciu wiatrów oraz innych warunków atmosferycznych, tzn. musi być w odpowiedni technicznie sposób powiązana trwale z gruntem, nawet, jeżeli nie będzie zagłębiona w ziemi. To jednoznacznie przesądza o konieczności uzyskiwania pozwolenia na budowę. Uzyskanie prawomocnego pozwolenia poprzedza skomplikowany i długotrwały proces. Na wstępie konieczne jest uzyskanie warunków zabudowy dla działki, na której planuje się instalację. We wniosku takim należy uwzględnić szereg informacji, które trzeba podać w zgodzie z rozporządzeniem Ministra Infrastruktury z dnia 12 kwietnia 2002r. w sprawie warunków technicznych, jakim powinny odpowiadać budynki i ich usytuowanie (Dz. U. nr 75, poz. 690 ze zm.) oraz rozporządzeniem Ministra Rolnictwa i Gospodarki Żywnościowej z dnia 7 października 1997 r. w sprawie warunków technicznych, jakim powinny odpowiadać budowle rolnicze i ich usytuowanie (Dz. U. nr 132, poz. 877). Da każdego wniosku należy dostarczyć szereg załączników, tj.:  Dokument stwierdzający wniesienie opłaty skarbowej, w przypadku braku zwolnienia,  określone granice terenu objętego wnioskiem, przedstawione na kopii mapy zasadniczej lub, w przypadku jej braku na kopii mapy katastralnej, przyjętej do państwowego zasobu geodezyjnego i kartograficznego, obejmującej teren, którego wniosek dotyczy i obszar, na który planowana inwestycja będzie oddziaływać – w skali 1: 500 lub 1: 1000, a w stosunku do inwestycji liniowych również w skali 1: 2000, lub w przypadku jej braku, na kopii mapy katastralnej, przyjętej do państwowego zasobu geodezyjnego i kartograficznego, obejmującej teren, którego wniosek dotyczy, powiększony o trzykrotną szerokość frontu działki objętej wnioskiem, lecz nie mniejszej niż 50 [m] (jeżeli trzykrotna szerokość frontu działki objętej wnioskiem jest mniejsza niż 50 [m]) w jednym egzemplarzu czystej mapy bez naniesień, 23.

(25) . . .   . umowę dotyczącą wykonania uzbrojenia terenu zawartą między inwestorem a zarządcą sieci albo umowę przedwstępną w przypadku, gdy inwestor nie ma prawa do dysponowania nieruchomością na cele budowlane (jeżeli uzbrojenie terenu jest niewystarczające dla zamierzenia budowlanego), koncepcję urbanistyczno-architektoniczną wraz z opisem, dotyczącą również problematyki pkt. III i IV wniosku, przedstawioną w formie opisowej i graficznej na kserokopii mapy wyżej wymienionej wraz z ujętym obszarem przewidzianym do analizy (skala czytelna) w jednym egzemplarzu, wykaz właścicieli działek i nieruchomości sąsiednich, potwierdzony w Starostwie Powiatowym, (tj. pełny wypis dla działki, którą obejmuje wniosek i skrócony dla działek sąsiednich), pełnomocnictwo imienne dla osoby upoważnionej z dowodem uiszczenia opłaty skarbowej, jeżeli wnioskodawca działa przez pełnomocnika, wyciąg z Krajowego Rejestru Sądowego, jeżeli wnioskodawcą jest firma, ewentualnie inne dokumenty formalno – prawne, istotne dla sprawy.. Uzyskanie warunków zabudowy trwa zwykle od 2 do 6 miesięcy, w zależności od tempa pracy instytucji uzgadniających tj. Zarządu Melioracji i Urządzeń Wodnych ze Starostwem Powiatowym. Po uzyskaniu prawomocnych warunków zabudowy możliwe jest przystąpienie do sporządzania projektu budowlanego. Po jego sporządzeniu należy złożyć wniosek o pozwolenie na budowę wraz z czterema egzemplarzami projektu budowlanego, opiniami, uzgodnieniami, pozwoleniami i innymi dokumentami, wymaganymi przepisami szczególnymi (np. uzgodnienie z Wydziałem Lotnictwa Cywilnego, szefostwem Służb Ruchu Lotniczego Sił Zbrojnych RP) oraz zaświadczeniem, o którym mowa w art. 12 ust. 7, aktualnym na dzień opracowania projektu (zaświadczenia projektantów). Dodatkowo należy dołączyć decyzję o warunkach zabudowy, oświadczenie o posiadanym prawie do dysponowania gruntem na cele budowlane, oraz decyzję Starostwa Powiatowego o wyłączeniu terenu przeznaczonego pod maszt z produkcji rolnej. Po uzyskaniu pozwolenia na budowę, otrzymaniu dziennika budowy, do którego musi być wpisany kierownik budowy i inspektor nadzoru budowlanego, można przystąpić do prac instalacyjnych. Po wykonaniu montażu można przystąpić do użytkowania obiektu, pod warunkiem uzyskania pozwolenia na użytkowanie, wydawanego przez właściwy organ nadzoru budowlanego. Do wniosku takiego należy dołączyć:  dziennik budowy,  oświadczenie kierownika budowy o zgodności wykonania obiektu z projektem budowlanym i warunkami pozwolenia na budowę oraz przepisami,  oświadczenie kierownika budowy o doprowadzeniu do należytego stanu i porządku terenu budowy,  protokół badań instalacji odgromowej,  inwentaryzacja geodezyjna,  oświadczenia o braku sprzeciwu lub uwag ze strony organów : o Państwowej Inspekcji Sanitarnej, o Państwowej Inspekcji Pracy, o Państwowej Straży Pożarnej.. 24.

(26) Ostatnim etapem uzyskania pozwolenia na użytkowanie jest kontrola nadzoru budowlanego przy obecności inwestora. Po uzyskaniu formalnej zgodny możliwe jest przystąpienie do pomiarów anemometrycznych. Cała procedura trwać może nawet do 12 miesięcy [46].. 3.1.4. TECHNOLOGIA MONTAŻU Aby możliwe było dokładne i rzetelne opracowanie danych muszą one być zebrane z należytą dokładnością. Na jakość zebranych danych wpływ ma nie tylko odpowiednie zainstalowanie czujników na maszcie, ale także właściwa instalacja samej konstrukcji masztu. Ponieważ maszty pomiarowe opisane w niniejszej pracy zostały wykonane na zamówienie konieczna była właściwa organizacja samego procesu stawiania masztów. Ze względu na wymiary, wagę oraz możliwość zniszczenia gotowej konstrukcji wymagane jest postępowanie według ściśle określonej procedury. Poniżej zostanie omówiony przebieg montażu masztów zastosowanych w pracy. Poglądowy schemat montażu przedstawiony został na rysunku nr 3.3.. Rys. 3.3. Schemat montażu masztu pomiarowego przy użyciu tzw. „masztu pomocniczego” [45] Maszty pomiarowe, niezależnie od konstrukcji (rurowe bądź kratownicowe), montowane są metodą masztu podającego (rys. 3.3). Na podstawie masztu montuje się ręcznie maszt pomocniczy i ustawia go do pionu. Maszt pomocniczy za pomocą odciągów łączy się z masztem zasadniczym. Za pomocą wyciągarki stawia się do pionu maszt zasadniczy z wykorzystaniem masztu pomocniczego. Opisana metoda mocowania za pomocą pojedynczego masztu pomocniczego służy do montażu masztów o wysokości do 50 m. W przypadku montażu wyższych konstrukcji, np. 80 m i więcej, należy 25.

(27) wykorzystać 2 maszty pomocnicze − za pomocą masztu pomocniczego nr 1 stawiamy maszt pomocniczy nr 2, a następnie maszt zasadniczy. Montaż urządzeń pomiarowych odbywa się na ziemi, po skręceniu wszystkich segmentów masztu. Urządzenia montuje się na specjalnie do tego celu przygotowanych wysięgnikach, które gwarantują stabilność urządzeń (zdjęcie − rys. 3.4).. Rys. 3.4. Widok wysięgników, na których mocowane są czujniki Wymagane warunki [49]:  wszystkie wiatromierze muszą być bezwzględnie zainstalowane pionowo. Nawet małe odchylenie od pionu prowadzi do rejestracji błędnych danych;  wiatromierze utrzymywane muszą być przez wysięgniki w takiej odległości od masztu, aby nie znajdowały się w strefie zaburzonego przepływu powietrza, jednocześnie gwarantując ich stabilność. Kołysanie wysięgnika, oprócz błędów pomiarowych, prowadzić może do zniszczenia czujnika;  wiatromierz górny powinien być umieszczony centralnie na szczycie masztu, tak, aby powietrze bez przeszkód opływało go z każdego kierunku. Końcówka masztu (o długości minimum 0,5 m) powinna mieć średnicę zbliżoną do obudowy wiatromierza i odpowiadać warunkom, w jakich przeprowadzano kalibrację w tunelu aerodynamicznym. W pobliżu powinien być zainstalowany jedynie odgromnik;  drugi (i trzeci) wiatromierz przytwierdzony jest do końca pionowej rurki umocowanej na wysięgniku. W ten sposób znajduje się on od 30 do 60 cm nad ramieniem wysięgnika, dzięki czemu uzyskuje się ograniczenie negatywnego wpływu turbulencji na pomiar wiatru. Anemometr zorientowany powinien być tak, aby tworzył kąt 45° w stosunku do oczekiwanego głównego kierunku wiatru;. 26.

(28) . . . . w przypadku wykorzystania masztu o konstrukcji rurowej długość wysięgnika powinna być co najmniej 7 razy większa od średnicy masztu. Stosując smukły maszt kratownicowy (szerokość do 30 cm), ramię wysięgnika powinno mieć długość około 1 m; wiatromierz kierunkowy powinien być mocowany możliwie najwyżej, ale co najmniej 1,5 m poniżej górnego wiatromierza czaszowego. Warunki mocowania są identyczne jak opisane w poprzednim punkcie. Przy instalacji niezbędny jest kompas oraz mapa w małej skali, tak, aby możliwe było ustalenie punktów reperowych widocznych na horyzoncie. Najczęściej montaż wiatromierza wykonuje się wówczas, kiedy maszt leży na ziemi. Wskazane jest posiadanie precyzyjnych narzędzi do mierzenia kątów; odgromnik (grubość około 2 cm) oddalony musi być od wiatromierza czaszowego o 50 cm i nie może wibrować. Powinien przewyższać anemometr o tyle, aby linia łącząca wierzchołki obu elementów tworzyła z masztem kąt poniżej 60°; najlepiej, aby przewody poprowadzone były wewnątrz masztu.. Luźno wiszące przewody o długości powyżej 50 m muszą być zabezpieczone dodatkową linką nośną. Jeśli prowadzenie przewodów wewnątrz masztu nie jest możliwe, powinno mocować się je co 1 m do konstrukcji masztu i wysięgników. Unikać należy luźnych końców przewodów, które mogłyby powiewać na wietrze, a także mocowania do ostrych krawędzi. Nieprzestrzeganie tego prowadzi do uszkodzenia przewodu. Pozostałe części stacji pomiarowej omówione zostaną ogólnie (skrzynka loggerowa, bateria słoneczna i instalacja zdalnej transmisji danych). Wszystkie je mocuje się możliwie wysoko, ale tak, aby były dostępne do obsługi i konserwacji. Panele fotowoltaiczne i anteny GSM cieszą się dużym zainteresowaniem złodziei i wandali. Ważne jest zatem stworzenie wrażenia braku atrakcyjności. Na przykład antena GSM nie pracuje gorzej, gdy nałożona jest na nią plastikowa, stara rurka. Mniej interesująca jest również wysłużona bateria słoneczna. Po ustawieniu masztu należy upewnić się co do jego pionu. Jeśli nie można wspiąć się na szczyt masztu, powinno sprawdzić się kąt nachylenia na niższej dostępnej wysokości, używając do tego stosownych narzędzi (na przykład inklinometru), a następnie sprawdzić maszt ze wszystkich stron, czy aby nie jest zgięty. Oko ludzkie jest zdolne wykryć nawet niewielkie odchylenia. Elektroniczne czujniki pionu są nie tylko dobrą pomocą przy stawianiu masztu, ale również pozwalają kontrolować jego położenie w czasie trwania pomiarów wiatru. W przypadku korzystania z systemu zdalnego monitorowania użytkownik może zostać z wyprzedzeniem ostrzeżony o potencjalnym zagrożeniu. Poniżej znajdują się zdjęcia z instalacji (rys. 3.5 i 3.6) oraz raport z sprawdzenia pionu masztu (rys. 3.7).. 27.

(29) Rys. 3.5. Widok podrywania masztu z ziemi. Rys. 3.6. Instalacja masztu pomiarowego. 28.

(30) Rys. 3.7. Badanie pionowości masztu pomiarowego [45] Jak wynika z rysunku 3.7 na przedmiotowym maszcie wystąpiły odchylenia od pionu. W tabeli na rysunku przedstawiono odległości badanych punktów od pionu masztu. Widzimy, że maszt wykazuje 29.

(31) delikatne odkształcenie w środkowej części. Dzieje się tak w przypadku nierównomiernego naciągnięcia lin na poszczególnych segmentach. To niewielkie odchylenie zostało skorygowane (poprzez naciągnięcie lin). Maszt można uznać za pionowy.. 3.2. WYPOSAŻENIE MASZTU Maszty pomiarowe wyposażone są w urządzenia, które najogólniej możemy podzielić na:  czujniki,  rejestrator,  urządzenia dodatkowe.. 3.2.1. CZUJNIKI POMIAROWE Aby maszt spełnił swoje zadanie (pomiar warunków anemometrycznych na danym terenie) musi być wyposażony w odpowiednie czujniki oraz urządzenia, które na bieżąco będą rejestrowały parametry meteorologiczne. Najczęściej spotykanym wyposażeniem masztu jest:  czujnik prędkości wiatru,  czujnik kierunku wiatru,  czujnik temperatury,  w niektórych przypadkach czujnik ciśnienia i wilgotności. Kompletne zestawy pomiarowe składające się z czujników i rejestratora pokazano na rys. 3.8 i 3.9.. Rys. 3.8. Wyposażenie masztu pomiarowego. Aparatura (czujnik prędkości i kierunku, rejestrator, czujnik temperatury w osłonie radiacyjnej) zamontowana na maszcie w okolicach miejscowości Lipnik (tab. 4.1, poz. 2)[48] 30.

(32) Rys. 3.9. Wyposażenie masztu pomiarowego. Aparatura (czujnik prędkości i kierunku, rejestrator) zamontowana na maszcie w okolicach miejscowości Laszki (tab. 4.1 poz. 3) [49]. Czujniki prędkości wiatru Jest to najważniejszy czujnik stosowany do określania warunków anemometrycznych panujących na badanej lokalizacji. Dzięki tego typu czujnikom jest możliwe precyzyjne określenie prędkości wiatru. Najczęściej spotykanymi czujnikami, do stosowania w pomiarach prędkości wiatru do celów energetyki wiatrowej, są wiatromierze czaszowe. Do najważniejszych cech tych przyrządów należą liniowość sygnału pomiarowego oraz niewrażliwość anemometru na turbulencje i wiatr o składowej skośnej (powstają one wskutek zaburzeń przepływu powietrza przez maszt lub wysięgnik). Wiatromierze z większymi czaszami wykazują znacznie lepsze cechy w porównaniu do wiatromierzy z małymi czaszami. Anemometry czaszowe posiadają również wadę – efekt zawyżania prędkości wiatru (bezwładność czasz), jednak są one mało znaczące. Najefektywniejsze są przetworniki optoelektryczne, które dają sygnał o wyższej częstotliwości (co najmniej 10 Hz na m/s), co jest wymagane przy rejestracji w krótkich interwałach pomiarowych lub ocenie turbulencji. Poniżej na rysunku 3.10 znajduje się schematyczna budowa dobrze zaprojektowanego anemometru czaszowego.. 31.

(33) Staranne zaprojektowanie geometrii czasz anemometru powoduje odpowiednią czułość i dynamikę.. Precyzyjne łożyska wysokiej jakości minimalizują tarcie mechaniczne.. Obudowa anemometru jest całkowicie symetryczna i obła w celu minimalizowania zaburzeń przepływu.. Długi wał minimalizuje efekt zakłócania przepływu przez obudowę. Rys. 3.10. Schemat budowy dobrze zaprojektowanego anemometru [50] Na rysunku 3.11 pokazano, jakich konstrukcji należy unikać gdyż posiadają ewidentne błędy konstrukcyjne.. Źle skonstruowane czasze o zbyt dużej bezładności. Krótki wał powoduje powstanie zakłóceń od obudowy anemometru.. Obudowa jest duża i posiada ostre krawędzie, asymetryczne występy. Konstrukcja taka powoduje zakłócenie przepływu powietrza. Rys. 3.11. Schemat budowy błędnie zaprojektowanego anemometru [50] Do pomiarów prędkości wiatru stosuje się również inne rodzaje anemometrów, np. ultradźwiękowe i śmigiełkowe. Widok różnych typów anemometrów pokazano na rys. 3.12. Tak zwane „ultrasoniki”, wykorzystujące sygnały ultradźwiękowe, stosowane są coraz częściej w różnych dziedzinach, szczególnie w mikroklimatologii. Ich dokładność nie jest niestety wystarczająca w stosunku do analizy potencjału energetycznego wiatru. Kalibracja tego rodzaju przyrządów jest zdecydowanie trudniejsza, ponieważ wykonana musi być dla różnych kierunków wiatru. Poza tym w większości przypadków wykorzystanie ich może być niemożliwe z uwagi na zbyt duży pobór mocy. Zasilanie tego 32.

(34) rodzaju anemometrów w stacjach pomiarowych pochodzić może z baterii słonecznej bądź akumulatora.. ultarsonik typ A. ultarsonik typ B. dwu śmigiełkowy. śmigiełkowy. Rys. 3.12. Różne rodzaje anemometrów [50] Kalibracja anemometrów Nawet wysokiej klasy anemometry „prosto od producenta” nie dają gwarancji precyzyjnego pomiaru prędkości wiatru. Całkowitą pewność w ocenie uzyskuje się jedynie w przypadku, gdy każdy z wiatromierzy zostanie skalibrowany w tunelu aerodynamicznym. Procedury kalibracji dokonać można wzorując się na przykładzie Instytutu Mechaniki Górotworu PAN w Krakowie. Proces kalibracji przeprowadza się w tunelach aerodynamicznych (schematyczna budowa tunelu pokazana jest na rys. 3.13). Najważniejszą cechą tunelu aerodynamicznego jest możliwość stabilnego przepływu w komorze pomiarowej w zakresie od 0,1 do 40 m/s. Podstawowe przyrządy do pomiaru prędkości przepływu to: kryza pomiarowa dla małych prędkości od 0,1 do 1,5 m/s oraz statyczna rurka Pitota dla zakresu prędkości od 1,5 do 40 m/s. Tunel aerodynamiczny jest stale modernizowany, dotyczy to w szczególności przyrządów pomiarowych. Celem utrzymania dużej sprawności tunelu prowadzi się prace badawcze, których celem jest określenie:  charakterystyki tunelu,  sprawności energetycznej tunelu,  współczynnika i natężenia turbulencji,  rozkładu ciśnienia,  zależności prędkości przepływu powietrza w komorze pomiarowej od prędkości obrotowej wentylatora. Tunel w obiegu otwartym został według założeń IMG PAN zaprojektowany i wykonany na Wydziale Mechanicznym Energetyki i Lotnictwa Politechniki Warszawskiej w latach 1968 − 1971. Wytworzenie przepływu powietrza umożliwia wentylator łopatkowy z silnikiem prądu stałego oraz układ tyrystorowy do regulacji obrotów. Równomierność prędkości obrotowej wentylatora zapewniona jest w całym zakresie prędkości przepływu powietrza. Moc maksymalna układu napędowego wynosi 13 kW. Wentylator tunelu posiada rezerwowy napęd tyrystorowy. Do pomiaru prędkości przepływu powietrza w komorze pomiarowej tunelu stosuje się metodę pośrednią, wykorzystującą kryzę wielootworową i statyczną rurkę Pitota. Do pomiaru ciśnienia różnicowego na rurce i na kryzie 33.