YENİ DÜNYA’DA RÜZGAR ENERJİSİ: MİKRO SANTRALLERE GEÇİŞ

Karbon emisyon oranları.. su kullanımı.. işletme ve bakım masrafları.. ve en önemlisi ilk yatırım maliyetleri.. Yenilenebilir kaynaklar ile fosil kaynakları bir çok açıdan karşılaştırmak mümkün, ancak bu güne kadar belki de üzerinde en az durulan bir diğer parametre ise kaynağın ne kadar yaygın ve erişilebilir olduğu. Her geçen gün daha fazla savaş haberi aldığımız ve her an daha da sık şekilde alışık olduğumuz hayat düzeninin tehdit edildiği bir dönemden geçiyoruz. Güvenlik tüm insalığın öncelikli sorunu halini almışken, enerjinin arz güvenliği ise içinde bulunduğumuz bu tablonun tam merkezine oturuyor.

Fosil kaynaklarla karşılaştırdığımızda özellikle rüzgar ve güneş gibi yenilenebilir enerji kaynaklarının dünyanın her köşesinde kolaylıkla erişilebilir olduğunu söylemek mümkün. Örneğin kömür rezervleri, diğer fosil kaynaklar gibi, yer yüzünün sadece %5 ‘inde konumlanmış durumda [1]. Ancak bunun karşısında elimizde var olan ise; Amazonlar, Kongo ve güney doğu Asya dışında gezegenin hemen her köşede erişilebilir ve yenilenebilir şekilde bizi selamlayan eşsiz bir enerji kaynağı; Rüzgar ! (Şekil 1) Yapılan çalışmalar ile açıkça ortaya konulduğu üzere tüm dünyanın ihtiyacı olan enerjinin 20 katından fazla; yaklaşık 250 trilyon Watt ‘ık bir güçten bahsediyoruz [2]

Şekil 1. Rüzgar Enerjisi, Amazonlar, Kongo ve Güney Doğu Asya dışında yeryüzünün hemen her noktasında erişilebilir muazzam bir potansiyele sahiptir [3].

Merkezi ve yüksek güçlü enerji santralleri, günümüz dünyasının terör, savaş ve ekonomik kriz riskleri altında cazip bir çözüm olmaktan çıkmakta hatta tam tersine olası bir saldırı yada teknik problem sonucunda devre dışı kalmalarıyla top yekün ülkeleri enerji krizleriyle karşı karşıya bırakacak tehlikeli risk odakları haline gelmekteler. Dünya üzerindeki trendin enerjininin dev santrallerde üretildiği modelden ziyade, üretimin tüketim noktasında gerçekleştiği, gereği halinde şebekeden bağımsız adalar şeklinde çalışabilecek, iletim kayıplarının olmadığı modellere kayacağını ön görmek mümkün. Bu ütopyada merkezi güç santrallerinin sadece kamusal alanların enerji ihtiyaçlarını karşıladığını, bireylerin, kurum ve kuruluşların ise enerji ihtiyaçlarını merkezi bir şebekeye ihtiyaç duymadan kendi mikro santralleriyle karşıladıklarını düşünebiliriz. Bu yeni dünya senaryosunda enerji nakil kayıpları olmadığı gibi merkezi enerji üretim tesislerinden kaynaklı güvenli riskleri de bulunmuyor. Diğer taraftan enerji fiyatları da artık günlük hayatta bir parametre olmanın çok uzağında yer alıyor. İşte tam da bu noktada, yer yüzündeki hemen her noktaya yayılmış, yeterli ve yenilenebilir bir kaynağa olan ihtiyaç, rüzgar enerjisini (güneş enerjisi ile birlikte) bir kez daha çözümün merkezine oturtmakta.

Peki hal böyle iken, bu eşsiz enerji kaynağı rüzgarın sahip olduğu potansiyel ile hayatımıza kazandırdığımız limitli kapasite arasındaki uçurumu nasıl açıklayabiliriz? Ekonomik nedenler, bürokratik nedenler gibi bir çok sebep sıralanabilir ancak Amerikalı bilim insanı Dabiri ve arkadaşlarına göre temel sebep rüzgar enerjisini elektrik enerjisine dönüştürmekte tercih edilen büyük kapasiteli ve merkeziyetçi üretim mantığı [4]. Bu merkeziyetçi bakış açısını endüstri devriminin bu güne kadar evrilerek ulaştığı bir sonuç olarak görmek çok da yanlış sayılmaz [5]. Süregelen bu trendin Rüzgar endüstrisindeki iz düşümünü ise her geçen gün artan kanat çapları ve kule yükseklikleriyle bir öncekinden daha fazla alana ihtiyaç duyan yeni nesil rüzgar enerji santralleri olarak görebiliriz. Santraldeki türbinlerin birbirleriyle olan aerodinamik etkileşimini minimize ederek hem işletme sırasındaki istenmeyen yorulmalardan uzak durmak hemde enerji üretimini maksimize etmek için türbinler arasında bırakılması gereken mesafeler de kapasiteleriyle birlikte artmakta. Tek başına çalışan bir türbinin en az %90 kapasite ile çalışmaya devam edebilmesini santral içerisinde de sağlamak için, hakim rüzgar yönüne dik doğrultuda 3-5 rotor çapı, hakim rüzgar yönü doğrultusunda ise 6-10 rotor çapı alan bırakılması gerektiği daha önceki çalışmalarda ortaya konmuş sonuçlardır [6] [7] (Şekil 2.). Bu şartlarda projelendirilmiş bi santralin kapladığı alanda üretilen güç miktarı ise metrekare başına 2 ~ 3 W olmaktadır [8].

Şekil 2. RES sahalarına yerleştirilen yatay eksenli rüzgar türbinleri, gölge etkisi nedeniyle hakim rüzgar yönüne dik doğrultuda 3-5 rotor çapı, hakim rüzgar yönü doğrultusunda ise 6-10 rotor çapı alan bırakılarak yerleştirilirler.

Peki mevcut santral sahalarından daha fazla güç elde etmek mümkün müdür? Diğer bir değiş ile birim taban alanı başına üretilen güç değerini 2-3 W/m2 nin üzerine çekebilir miyiz? Bu sorunun cevabını evet olarak verebilmek için rüzgar enerjisini elektrik enerjisine dönüştüren geleneksel, yatay eksenli türbin teknolojisini yeniden gözden geçirmek gerekiyor. Yine Amerika Birleşik Devletleri merkezli yapılan bir çalışmada düşey milli rüzgar türbinleri kullanılarak kurulan rüzgar enerji santrallerinde bu değerin 3 – 4 katına kadar artabileceği gösterilmiştir [5].

Şekil 3. Düşey milli rüzgar türbinleriyle kurulu santrallerde birim alan başına üretilen güç, yatay eksenli türbinler ile kurulan santrallere oranla 3-4 kat saha fazladır [5].

Herhangi bir yaw mekanizmasına gereksinim duymaksızın çalışabilen düşey milli rüzgar türbinleri, farklı tasarım şekillerine sahip olmalarına rağmen bu gün sıklıkla tercih edilenleri düz kanatlı Darrieus tipi düşey milli rüzgar türbinleridir. İsmini bilinen ilk patentin sahibi olan Georges Jean Marie Darreius ‘dan alan türbinlere ait ilk patent 1931 yılında alınmıştır [9].

Şekil 4. G.J.M. Darrieus tarafından 1931 yılında alınmış ilk patent [9]

Çalışma prensibi gereği rüzgarın yönünden bağımsız olarak güç üretebilen düşey milli rüzgar türbinleri diğer taraftan karmaşık aerodinamik yapıları nedeniyle bu güne kadar yatay milli türbinlerin gölgesinde kısıtlı gelişim göstermiştir. Türbin içerisindeki kompleks akış yapılarının bu gün dahi tam anlamıyla anlaşılamamış olması türbinlerin ticari uygulamaları önündeki en büyük engel olarak gözükmektedir.

Son dönemde yoğun olarak yürütülen akademik çalışmalar ile elde edilen umut vaat edici sonuçlar ve yazının başında altı çizilen konjonktürel gelişmeler bir arada düşünüldüğünde düşey milli rüzgar türbinlerinin yakın gelecekte hem mikro enerji santrallerinin temel bileşenlerinden birisi olacağını hemde yeni nesil rüzgar enerji santrallerinin vazgeçilmez elemanlarından birisi olacağını söylemek hiç de zor değil. Ülkemizde konu üzerine çalışan akademisyenlerin başında gelen Yrd. Doç. Dr. Z.Haktan Karadeniz’in çalışmasında vurguladığı gibi taban alanı başına enerji yoğunluğu kavramının yaygınlaşması ile birlikte geliştirilecek düşey milli rüzgar türbini teknolojisi, rüzgar enerjisinden elektrik üretiminde bir paradigma değişimi yaşanmasına sebep olacaktır [11]. Kısa / orta vadede ise mevcut santrallerdeki geniş boşlukların değerlendirilmesi ve şehir içerisindeki mikro enerji santrallerinin sayısında artış yaşanması olasıdır.

Şekil 5. Düz kanatlı, düşey milli bir rüzgar türbinin hesaplamalı akışkanlar dinamiği modeli [10]

REFERANSLAR

[1] World Energy Council, Survey of Energy Resource 2010 and Energy Information Administration

 

[2] Jacobson, M. Z., and Cristina L. A. “Saturation wind power potential and its implications for wind energy.” Proceedings of the National Academy of Sciences 109.39 (2012): 15679-15684.

 

[3] http://www.vaisala.com/Vaisala%20Documents/Scientific%20papers/Vaisala_global_wind_map.pdf

 

[4] Dabiri, J. O., Greer, J. R., Koseff, J. R., Moin, P., & Peng, J. (2015). A new approach to wind energy: Opportunities and challenges. In AIP Conference Proceedings (pp. 51–57). http://doi.org/10.1063/1.4916168

 

[5] Sulzberger, Carl. “Thomas Edison’s 1882 Pearl Street Generating Station”, IEEE)

 

[6] Hau E 2006 Wind Turbines 2nd ed (New York: Springer)

 

[7] Sørensen B 2004 Renewable Energy: Its Physics, Engineering, Use, Environmental Impacts, Economy, and Planning Aspects (New York: Academic)

 

[8] D. J. C. MacKay, Sustainable Energy—Without the Hot Air (UIT Cambridge Ltd., Cambridge, UK, 2009).

 

[9] Darrieus, G. J. M. (1931). Patent-Turbine having its rotating shaft transverse to the flow of the current. USA.

 

[10] Howell, R., Qin, N., Edwards, J., & Durrani, N. (2010). Wind tunnel and numerical study of a small vertical axis wind turbine. Renewable Energy, 35(2), 412–422. http://doi.org/10.1016/j.renene.2009.07.025

 

[11] Karadeniz Z.H., Düşey eksenli rüzgar türbini araştırmalarında son gelişmeler, 8. Yenilenebilir Enerji Kaynakları Sempozyumu, 151-155, Adana, 2015

 

 

UZAKTAN RÜZGAR ÖLÇÜM TEKNOLOJİLERİ : SODAR

Rüzgar enerjisinden elektrik üretiminin keşfinden bu yana, rüzgar türbin kapasiteleri daha yüksek güç talebine cevap verecek şekilde süregelen gelişim içerisindedir. Aynı sahadan daha fazla enerji üretebilmek için, daha geniş süpürme alanlarına ve dolayısı ile daha yüksek kule (tower), kanat (blade) ve göbek yüksekliklerine (hub height) ihtiyaç duyulmaktadır. Endüstriyel tip rüzgar türbinlerinin göbek yükseklikleri tarihsel olarak incelendiğinde, gelişimin büyük bir hızla devam ettiği net olarak görülebilmekte, bu veriler ışında yakın gelecekte atmosferimizin çok daha yüksek noktalarıyla kanat uçlarımızın tanışacağını öngörebilmekteyiz.

Grafik 1. Göbek yüksekliklerinin zamana göre değişimi ve gelecek öngörüsü

Hızla artan göbek yükseklikleri ve kanat uzunlukları nedeniyle yerden 150 – 200m. yüksekliklerdeki rüzgar karakteristiklerini bilmemiz ve bu veriler ışığında santralleri geliştirmemiz gerekmekte. Bu yüksekliklerdeki rüzgar ölçümlerinin, bilinen teknolojiler (kafes tipi rüzgar ölçüm direkleri) ile gerçekleştirilmesinin teknik olarak çok güç olduğu, ekonomik olarak da kabul edilemez noktalara ulaştığı bilinmekte. Bu nedenle yerden 150 – 200 m yukarısındaki rüzgar hızı ölçümleri bir ihtiyaç olarak karşımıza çıkmaktadır. Bu ihtiyaca cevaben geliştirilen en önemli uzaktan ölçüm teknolojileri SODAR (Sonic Detection and Ranging) ve LIDAR (Light Detection and Ranging) olarak ön plana çıkmakta.

SODAR teknolojisi temel olarak belirli frekanstaki ses dalgalarını gök yüzüne iletebilen bir ses kaynağıdan ve sonrasında rüzgar etkisiyle bu ses dalgalarında oluşan Doppler Shift etkisini yüksek hassasiyetle algılayabilen bir algılayıcıdan oluşur. Gök yüzüne iletilen ses dalgalarının mümkün olan en dar açı ile gök yüzünü taraması, kompleks sahalardaki ölçümlerin kalitesini arttırmak açısından önemli bir dizayn parametresidir. Piyasada bulunan farklı SODAR ölçüm cihazları incelendiğinde 100 – 300 aralığında farklı tasarımlar bulunduğu görülmektedir. Özellikle kompleks yapıdaki sahalarda, geniş beam açısı nedeniyle yüksek hacimde taranacak alandan kaynaklı belirsizlikler artabilir. Bu nedenle mümkün olan en dar açıdaki dizyan tercih edilmelidir.

Bir diğer önemli tasarım parametresi ise yüksek frekansta çalışan bu ekipmanların güç tüketimidir. Sahada uzun süre veri toplayacak olan SODAR cihazının düşük güç tüketiminde veri kaybı yaşamaksızın kayıt yapması ve kaydı yapılan verilerin başarıyla internet üzerinden transfer edilebilir olması gereklidir.

Ayrıca, çoğu zaman erişimi güç, kompleks sahalarda kullanılması gerekebilecek bu ekipmanların sahaya kolaylıkla nakledilebilmesi için kompakt yapıda ve kolay kurulabilir bir tasarımda olması gerekmektedir. (Şekil 1.)

Şekil 1. Nakliye ve kurulumu kolay yapılabilir dizayna sahip örnek bir SODAR – Fulcrum 3D

 

SODAR’lar hakkındaki tartışmalı bir konu ise klasik metodla yani kafes tipi rüzgar ölçüm direklerinde cup tipi anemometreler kullanılarak gerçekleştirilen ölçümler olan karşılaştırılmalı sonuçlardır. Yapılan çalışmalar ve korealasyonlar, SODAR ürünlerinin cup tipi anemometrelerle çok yüksek oranda korole olabildiğini göstermektedir. Grafik 2. ‘de 100m yükseklikteki bir cup tipi anemometre ile Fulcrum 3D SODAR ölçüm cihazının korealasyonu görülmektedir. 0.995 gibi yüksek bir korelasyon katsayısının yakalanabildiği ölçümler ve bağımsız danışmanlardan alınan Stage2 düzeyindeki raporlar ile SODAR’lar yakın gelecekte tüm rüzgar yatırımcısı ve mühendisler tarafından tercih edileceği açıktır.

Grafik 2. 100m yükseklikte bir cup anemometre ile SODAR korelasyonu

Bu çalışma İskender Kökey tarafından kaleme alınarak Rüzgar Enerjisi Dergisi'nde yayınlanmıştır. 
http://www.ruzgarenerjisidergisi.com//haber/makaleler/uzaktan-ruzgar-olcum-teknolojileri-:-sodar/262.html

LİSANSSIZ RÜZGAR ENERJİ SANTRALİ PROJELERİNDE FİZİBİLİTE VE ÖLÇÜM

ÖZET 

Bu çalışmada, Rüzgar Enerjisinden lisanssız elektrik üretimi kapsamında Türkiye’de kurulmaya başlanan 1MW ve altı güçteki rüzgar enerji santrallerinin fizibilite sürecinde dikkat edilmesi gereken noktalar incelenmiştir. Yasal mevzuatlar gereği yüksek potansiyele sahip olan sahaların hızlı bir şekilde tespit edilmesi ardından ise uzun soluklu bir idari izin sürecine geçilmesi gerekmektedir. İlgili proje takviminde teknik analizlerin nasıl ve hangi araçlar kullanılarak yapılması gerektiği makale kapsamında irdelenerek, yatırımcılara yol gösterilmesi amaçlanmıştır.

Anahtar Kelimeler: lisanssız, rüzgar, lisanssız elektrik, reanalysis veri, sanal veri, sanal ölçüm

 

  1. GİRİŞ

2013 yılında EPDK tarafından hazırlanarak yürürlüğe girmiş olan Elektrik Piyasasında Lisanssız Elektrik Üretimine İlişkin Yönetmelik kapsamında kurulu gücü 1 MW ve altı olan yenilenebilir kaynaklara dayalı enerji üretim tesisleri için lisans alma zorunluluğunun kaldırılması ile özellikle Güneş enerji santrallerinin (GES) kurulumunda hızlı bir gelişme yaşanmıştır. Lisanssız rüzgar enerji santralleri (RES) ise gerek pazarın talebi olan türbin modellerinin sınırlı olması, gerekse kimi izin süreçlerinin uzun sürmesi nedeniyle beklenen gelişmeyi gösterememiştir. Bu bildirinin kaleme alındığı tarih olan Şubat 2016 itibariyle TEDAŞ’ın yayınlamış olduğu rakamlar üzerinden karşılaştırma yapılacak olursa, TEDAŞ’a sunularak onay almış projelerin toplam kurulu güçleri GES için 2.429.958 kWe iken, RES için bu değer sadece 91.828 kWe olarak kalmıştır. Toplam TEDAŞ’a başvuru yapan proje sayısı da GES için 4812 iken RES için bu değer sadece 235’tir. Görüleceği gibi RES proje başvurusu GES proje başvurusunun %5’inin bile altında seyretmektedir.

Rakamların ardında yatan sebepler çeşitlendirilebilir ancak bu çalışmanın konusuyla örtüşmesi bakımından, GES‘lerin enerji üretim tahminleri ölçüm yapılmaksızın oldukça yüksek bir doğrulukla öngörülebilirken RES’ler için yerinde ölçüm yapılmaksızın üretim tahmininde bulunmanın teknik açıdan oldukça güç ve yüksek belirsizlikli olduğunu belirtmek gerekir.

Yatırımcı penceresinden irdelendiğinde, lisanslı bir santrale yapılacak yatırımın bütçesi içerisinde, rüzgar ölçüm sürecinin tamamına (rüzgar ölçüm direğinin kurulması ve işletilmesi, danışmalık hizmetleri, teknik analiz raporunun hazırlanması vs.) ilişkin maliyetler oldukça küçük bir yere sahiptir. Bu görece düşük bütçeli ölçüm süreci sonunda ise yatırımın geri dönüş sürecine ışık tutacak değerli bilgilere ulaşılmakta, bu sebeple eksiksiz bir fizibilite sürecinin yürütülmesi kaçınılmaz olarak gereklilik haline gelmektedir. Ancak lisanssız pazarda faaliyet gösterilecek ise, hem de ilgili sahada sadece 1 MW kurulu güce sahip bir santral kurulması planlandığında, ölçüm süreci gerek proje takviminin sıkışıklığı, gerekse ortaya çıkacak maliyetler açısından yatırımcıların tercih etmekten çekindiği bir angaryaya dönüşmektedir. Tam da bu noktada yatırımın teknik belirsizliğini azaltacak ancak bunu kısa sürede ve ekonomik bir bütçeyle sağlayacak çözümler pazarda ihtiyaç olarak belirmektedir.

 

  1. RÜZGAR ÖLÇÜM DİREĞİ ve MİNİMUM KONFİGÜRASYONU 

Teknik açıdan durum ele alındığında bir santralin lisanslı ya da lisanssız olması şeklinde ayrım yapmak mümkün değildir. Bu nedenle lisanslı santrallerin projelendirilme aşamalarında geçerli olan tüm hassasiyetlerin lisanssız ölçekteki santraller için de uygulanıyor olması, düşük belirsizlikli bir enerji analiz süreci için kaçınılmazdır. Bu sebeple, lokal etkilerin çok yoğun olarak rüzgar karakteristiğine etki ettiği kompleks sahalarda geliştirilecek santraller için IEC 61400-12 standartına uygun bir ölçüm direği ile yerinde yapılacak minimum 1 yıllık ölçüm, yatırımcının sahip olacağı teknik değerlendirme raporunun çok daha sağlam temellere oturmasını sağlayacaktır.

İlgili rüzgar ölçüm direği kurulurken, 1MW ve altı türbinlerde göbek yüksekliklerinin görece daha düşük olduğu göz önünde bulundurulacak, kurulacak rüzgar ölçüm direğinin minimum 2/3 göbek yüksekliğinde olmasına özen gösterilmelidir. Ancak bu değer modern türbinler ile kıyaslandığında görece daha düşük kaldığı için yatırımcı adına kolay uygulanabilir, ekonomik bir ölçüm periyodunun kapısını aralamaktadır. Tablo 1. ‘de kimi ticari rüzgar türbinlerinin katalog değerlerinden alınmış göbek yükseklikleri ile, bu yükseliklerin 2/3 ‘üne tekabül eden, IEC tavsiyesi doğrultusundaki minimum rüzgar ölçüm direği yükseklikleri belirtilmiştir. Burada altı çizilmesi gereken nokta ise mümkün ise bu ölçümün kurulacak olan türbinin hub yüksekliğine eşit bir rüzgar ölçüm direği ile yürütülmesi gerektiğidir.

 

Tablo 1. Pazarda faaliyet gösteren kimi rüzgar türbini modelleri için göbek yükseklikleri ve 2/3 oranındaki minimum rüzgar ölçüm direği yükseklikleri

Kurulacak olan rüzgar ölçüm direğinde ölçümü yapılması gereken değişkenlerin listesi ve kullanılması tavsiye edilen minimum sensör adeti Tablo 2. ‘de belirtilmiştir. Hatırlanmalıdır ki, rüzgar hızı ve yönü ölçümleri en az 1’er sensör ile rüzgar ölçüm direğinin en üst noktasına konumlandırılmalı ve kanat çapının süpürdüğü tüm alanın taranabilmesi için uygun şekilde diğer sensörler konumlandırılmalıdır. Rüzgar ölçüm direğinin mekanik dizaynı ve bom oryantasyonları konusunda IEC61400-12 standartının EK G bölümü referans alınmalıdır.

Tablo 2. Ölçümü yapılması gereken değişkenler ve tavsiye edilen minimum sensör adeti

  1. SANAL VERİ SETLERİNİN KULLANILMASI

Her ne kadar bir rüzgar enerji santrali için rüzgar ölçümü kaçınılmaz bir adım olsa da, lisanssız pazarda faaliyet gösteren yatırımcılarımızın daha hızlı ve düşük maliyetli çözümler olan sanal veri setlerini tercih ettikleri bilinmektedir. Bu sanal veri setlerinin kullanılması sonucu yapılacak analizlerin içereceği belirsizlikleri saptayabilmek oldukça güç olduğu için, sanal veri setlerini teknik analize girdi olarak kullanılması ticari olarak oldukça risklidir.

Bunun yanı sıra, sanal veri setleri yakın sahaların göreli olarak karşılaştırılması için tercih edilebilecek pratik bir araç olabilir. Proje noktası için temin edilmiş sanal veri setleri ya da uzun dönemli geçmiş veriler, sahadan alınacak yerinde ölçüm ile korele edilmesi durumunda ise mevcut ölçümünde kalitesini arttıracağı ve belirsizliğini azaltacağı bilinmektedir.

Uluslararası enstitüler tarafından ücretsiz olarak sağlanan veri setlerini çeşitli metedolojiler kullanarak değerlendirmek mümkündür. Bu veri setlerine dayanarak, sahanın topografik etkilerini de göz önünde bulunduran ve istenen koordinat üzerine taşıyabilen çeşitli veri sağlayıcı firmalar sektörde aktif olarak hizmet vermektedirler. Kullanılan metedolojiler genellikle ticari nitelik taşıdığı için doğrudan ulaşılamamakla birlikte firmalar tarafından belirsizlik oranları ve oluşturulan verilerin ya da rüzgar hızı haritalarının çözünürlükleri sunulmaktadır. Diğer taraftan bu çıktılara dayanak oluşturulan veri kaynaklarının göreli olarak karşılaştırılması mümkün olmakla birlikte, verilerin kullanılacağı sahanın topografisi ve kullanılan metedolojiye bağlı olarak nihai veri setlerinin belirsizliği değişebilmektedir.

Veri kaynakları çok çeşitlenmek ile birlikte, uydu kaynaklı verileri servis eden temel kurumlar ve veri setlerine ilişkin bilgiler aşağıdaki gibidir:

 

3.1. NCEP/NCAR

Amerika Birleşik Devletleri’nde Ulusal Okyanus ve Atmosfer Yönetimi Dairesi (National Oceanic and Atmospheric Administration – NOAA) tarafından 01.01.1948 yılından beri günlük ortalamalarla çeşitli atmosferik verilerin kaydını içeren NCEP/NCAR dataları bu gün halen bir çok reanalysis veri seti içerisinde en çok tercih edileni olmaya devam etmekte ve ücretsiz olarak ilgili kurumun web sitesi üzerinden, Netcdf ve GRIB formatında indirilebilmektedir.

 

3.2. ERA-INTERIM

            Avrupa Orta Vadeli Hava Tahmin Merkezi (European Centre for Medium-Range Weather Forcast – ECMWF) tarafından 34 ülkenin desteği ile sunulan ERA-I verileri 1979’dan bu yana reanalysis verilerini içermektedir.

 

3.3. MERRA

MERRA veri setleri Amerika Birleşik Devletleri Ulusal Havacılık ve Uzay Dairesi (National Aeronautics and Space Administration – NASA) tarafından sunulmakta olup, 1979 yılından beri rüzgar hızı, yönü, sıcaklık, nem ve basınç verileri dahil bir çok veriyi reanalysis veri seti olarak sunmaktadır.

 

  1. İŞLENMİŞ VERİ SETİ SAĞLAYICILARI

İşlenmiş veri setlerini anlamlandırarak rüzgar haritaları, sanal rüzgar ölçüm direği veri çıktıları yada sahanın uzun dönemli geçmiş verilerine ulaşmak mümkündür. Bu hizmet web tabanlı olarak hizmet veren servis sağlayıcılardan potansiyel sahanın koordinatı girilerek alınabilmektedir. Bu noktada dikkat edilmesi gereken hususların en önemlilerinden bir tanesi hangi veri setinin girdi olarak kullanılacağının tercihidir. Sahanın topografik özellikleri ve dünya üzerindeki konumuna bağlı olarak, servis sağlayıcının tavsiyesiyle o noktada minimum belirsizlikle çıktı vereceği ön görülen veri seti tercih edilmelidir.

Şekil 1. VORTEX Firması tarafından, reanalysis veri setleri ile oluşturulmuş bir rüzgar haritası örneği

 

  1. SONUÇ

Lisanssız rüzgar enerjisi pazarında hızlı bir şekilde proje geliştirmek isteyen yatırımcılar için doğru sahanın tespiti, teknik açıdan analizi ve bölgesel elektrik dağıtım şirketleri ile başlayıp diğer bir çok kurum ve kuruluş ile devam eden idari prosedürler çoğu zaman oldukça yıpratıcı bir hal almaktadır. Bu süreçte, santralin tüm işletme ömrüne ışık tutacak teknik analizler çoğunlukla üzerine fazlaca düşünülmeden geçilebilen ancak yapılacak hataların geri dönülmez maliyetler oluşturacağı kritik bir basamak olarak ortaya çıkmaktadır. Diğer taraftan gerek proje takvimlerinin sıkışıklığı gerekse maliyet kaygıları ile hızlı bir şekilde uygun sahanın tespit edilerek bir an evvel idari izin süreçlerinin başlatılması beklenmektedir.

Türkiye’deki güncel mevzuatlar dahilinde, lisanssız kapsamda rüzgar enerji santrali geliştirmek isteyen yatırımcılar hızlı bir şekilde en doğru saha tespitini saptamak için bu makalenin 3. ve 4. bölümlerinde açıklanan reanalysis veri setleriyle oluşturulmuş rüzgar haritalarını kullanabilirler. Bu sayede proje geliştirilecek coğrafi sınırlar içerisinde göreli olarak en yüksek rüzgar potansiyeline sahip olan nokta hızla tespit edilebilir ve sonrasında idari izin aşamalarına geçilebilir. İdari izin süreçlerini yürüten yatırımcı, başvuru yapacağı noktanın göreli olarak ilgili sahadaki en yüksek potansiyele sahip olan türbin noktası olduğunu bilerek proje geliştirme süreçlerini yürütebilir. Ancak bu noktada altı çizilmesi gereken en önemli nokta ise, idari izin süreçleri ile paralel olarak bölüm 2 ‘de açıklanan özelliklerde yerinde ölçüm sürecinin de eksiksiz bir şekilde tamamlanmasıdır. Sadece reanalysis veri setlerinden alınan çıktılara dayanarak enerji kazanım analizi yapmak ya da bu verilere istinaden rüzgar karakteristiğini belirlemek oldukça hatalı bir yaklaşım olacaktır. Unutulmamalıdır ki; rüzgar enerjisi, yerel topografik özelliklere karşı oldukça duyarlı bir enerji türü olduğundan, ilgili sahada bir rüzgar ölçümü yapılmaksızın varılacak her sonuç yüksek belirsizlik içerecektir.

 

KAYNAKLAR

[1] http://www.kintech-engineering.com/media/pdf/productcatalogue-en.pdf

[2] ICE – 61400-12 International Standart,

[3] Patel M., 2006. Wind and Solar Power System, Taylor&Francis Group, FL, ABD

[4] Kalnay et al.,The NCEP/NCAR 40-year reanalysis project, Bull. Amer. Meteor. Soc., 77, 437-470, 1996.

[5]Lucchesi, R., 2012: File Specification for MERRA Products. GMAO Office Note No. 1 (Version 2.3), 82 pp, available from http://gmao.gsfc.nasa.gov/pubs/office_notes.

[6] D.P. Dee et al., 2011A, The ERA-Interim reanalysis: configuration and performance of the data assimilation system, W.F.R. Meteorol Soc. 137:553-597

 

SUMMARY

It is investigated to clarify most important points of the wind assessment projects for a wind farm which has maximum 1MW installed capacity under the laws of non-licensed energy production in Turkey. Regarding to regulations, it is needed to find technically suitable point in first then proceeded to long permission procedures. It is aimed to highlight technical tools can be used during that feasibility studies and define the road map for the developers.

Bu çalışma ICCI 2016 'da bildiri olarak yayınlanmış ve sunulmuştur.

20 GW’A GİDEN YOLDA EN SIK YAŞANILAN 5 RÜZGAR ÖLÇÜM HATASI VE PRATİK ÇÖZÜM ÖNERİLERİ

ÖZET

2023 20000MW hedefine giden yolda oldukça önemli bir dönüm noktası olan Nisan 2015 lisans başvurularında, teknik ve yasal olarak zorunlu olan rüzgar ölçümleri için 1400’ün üzerinde rüzgar ölçüm direğinin, Türkiye’nin çeşitli bölgelerinde kurulduğu bilinmektedir. Uzun süredir rüzgar enerji santralleri için lisans başvurusunun kabul edilmemiş olması ile bu süreçte değişen yasal mevzuatlar talep artışının başlıca sebepleri olarak sayılabilir. Diğer taraftan kısa süre içerisinde çok sayıda ölçüm direğinin kurulması kritik hataları da beraberinde getirmiştir. Bu çalışma kapsamında, en sık yaşanan 5 sorun incelenmiş ve çözüm önerileri paylaşılmıştır.

GİRİŞ

 

Son yıllardaki rüzgar enerjisinin sektörel trendi incelendiğinde her yıl bir önceki yıla göre yaklaşık %30 yeni kurulu güce sahip olan sektör gerek ulusal hedefler gerekse enerji talebinin doğrumuş olduğu bir gereklilikle bu hızlı büyümesini sürdürmek konusunda tüm taraflarca hemfikirdir. Bir rüzgar enerji santralinin kurulumundaki ilk ve en önemli basamaklardan birisi olan rüzgar ölçümü ise, santralin tüm çalışma ömrüne ışık tutacak nitelikteki teknik verilerin toplandığı, yatırımın seyrine yön veren bir süreçtir. Bu sebeple sürdürülebilir ve güven veren bir sektörün oluşması için, yapılan yatırımların minimum belirsizlikle hayat bulması tüm sektör bileşenleri adına önem taşımaktadır. Bunun için de yatırımcının herşeyden önce minimum veri kaybı ve minimum belirsizlikle ölçüm sürecini atlatması kritik önemlidir. Nisan 2015 başvuruları için geçen süreçte Türkiye’deki en yoğun rüzgar ölçüm direği kurulumu yaşamış, bu durum sektörel olarak bir çok tecrübenin yaşanmasına sebep olmuştur. Kurulumlar sırasında yaşanan en sık beş hata ve çözümleri aşağıda paylaşılmıştır.

 

  1. TOPRAKLAMA HATALARI

 

Bir rüzgar ölçüm direğinin topraklanması iki başlık altında incelenmelidir. Bunlardan ilki ölçüm sisteminin tamamını yıldırım riskine karşı koruyabilmek için kullanılan, rüzgar ölçüm direğinin en üst noktasında konumlandırılmış bakır yıldırım yakalama çubuğunun topraklanması, diğeri ise data kablolarında yer alan koruyucu kılıfın ve data loggerın manyetik etkilere ve yıldırım geçişlerine karşı topraklanmasıdır.

 

Sahada meteorolojik risklere açık olarak çalışan ve çoğunlukla de yüksek rakımlı noktalarda görev yapan rüzgar ölçüm direkleri, yıldırıma karşı savunmasız durumdadır. Bu riski minimize etmek için, rüzgar ölçüm direğinin en üst noktasında bir yıldırım yakalama çubuğu kullanılmalı, bu çubuk bakırdan imal edilmiş, uç kısmı sivriltilmiş ve 60 derecelik koruma koniği altında tepe anemometresini koruyacak şekilde direğe konumlandırılmış olmalıdır. Yakalama çubuğunun türbülans yaratarak rüzgar akışını engellemeyecek şekilde konumlandırılmasına dikkat edilmelidir. Yıldırım yakalama çubuğu herhangi bir direnç oluşturmayacak şekilde ve en az 70mm2 kesit alanına sahip bir bakır kablo ile, direğin metal aksamından tamamen yalıtılarak zemine indirilmelidir. Bakır yakalama çubuğunun, rüzgar ölçüm direği gövdesi üzerinden topraklanmaya çalışılması çok büyük toprak direncinin oluşmasına sebep olduğu için kesinlikle tercih edilmemesi gereken hatalı bir uygulamadır. Sıkça karşılaşılan hataların bir diğeri ise bu bakır çubuğun toprakla ilişkilendirilmesinin düzgün yapılamaması gelmektedir. Direk gövdesinden yalıtılarak zemine indirilen topraklama kablosunu yine bir bakır çubuk yada genişletilmiş bakır plaka ile gömülmeli, mutlak suretle topraklama direnci kontrol edilmelidir. Rüzgar ölçüm direği uygulamalarında genellikle 10ohm ve altı topraklama dirençleri yeterli kabul edilmektedir ancak riskin yüksek olduğu yerlerde yada güvenliğin daha yüksek olması istenen uygulamalarda 5ohm ve altı direnç hedeflenmelidir. Çevre etkileri tartışmalı olsa dahi kimi uygulamalarda toprağa gömülen ekipmanların direnç düşürücü kimyasallar yardımıyla gömülmesi, hedef topraklama dirençlerine ulaşmakta yardımcı olduğu bilinmektedir. Ayrıca zemine ulaşan topraklama kablosunun kaz ayağı uygulaması yapılarak toprağa gömülmesi yine direnç düşüşünü destekleyecektir. Yıldırıma karşı maksimum koruma sağlamak için yıldırım yakalama çubuğunun en üst noktasından, toprağa gömülen bakırın en alt noktasına kadar en düşük direnci yakalamak ana hedef olmalı ve bu hedeften uzaklaşılmasını sağlayacak; direnç yaratacak ek bağlantı noktaları, klamens bağlantılarının gevşek bırakılması gibi hatalardan kaçınılmaya özen gösterilmelidir.

 

Çok önemli bir diğer topraklama ise kullanılan tüm sensörlerin ve data loggerın topraklamasıdır. Bu sadece yıldırımdan sensörlerin zarar görme riskini azaltmakla kalmaz aynı zamanda manyetik gürültülerin de filtrelenmesini sağlar. Unutulmamalıdır ki, kare dalga taşıyarak direğin en üst noktasından data logger’a indirilen anemometre kabloları etrafında bir manyetik alan oluşacaktır. Eğer sensör kabloları düzgün şekilde topraklanmaz ise, bu manyetik alanın etkisiyle komşu sinyal kabloları içerisinde istenmeyen sinyaller taşınabilir. Cross-talk olarak bilinen bu hata neticesinde olağan dışı rüzgar hızı kayıtları alınabileceği gibi, tespit edilebilmesi de oldukça güç olacaktır. Ölçümlerin güvenilirliğinin en üst düzeyde korunabilmesi için, her bir sensör kablosunu sarmalayan koruyucu kılıflar mutlak suret ile data loggerın topraklama klamensine bağlanmalı, data logger ve pano ise direkten bağımsız şekilde mutlaka topraklanmalıdır. Bu noktada yapılan hataların birisi, direkte bulunan topraklama hattı üzerinden panonun topraklanmasıdır. (Şekil 1) Bu uygulama kesinlikle amaca hizmet etmediği gibi, data logger ve sensörlerin yıldırımdan zarar görme riskini arttıracağından tercih edilmemelidir. Tercihen pano topraklaması direk topraklamasının zıt yönünde tasarlanmalıdır.

Şekil 1. Data Logger’ın içinde yer aldığı pano ile direğin yıldırımdan korunmasını amaçlayan topraklama hatları birbirinden bağımsız olmalıdır.

  

  1. WİNDVANE KUZEY KALİBRASYONU HATALARI 

Rüzgar ölçüm istasyonlarında en sık yaşanan sorunlardan birisi de windvane yön kalibrasyonlarının düzgün olarak yapılamamasıdır. Üretici firmalar tarafından rüzgar yön ölçerler üzerine bir kuzey işareti (North Mark – N) yerleştirilmiştir. Yön ölçerler bu işaretin bulunduğu noktadan rüzgar geldiği zaman logger’a tam kuzey sinyali (0 yada 360 deg) gönderirler. Ancak saha şartlarında windvanein montajı yapılırken bu “N” işaretini tam olarak kuzeye kalibre etmek her zaman mümkün olamamaktadır. Bu sebeple bir çok uygulamada N işareti kuzey yerine yönü kesin olarak bilinebilecek bir başka noktaya kalibre edilirler. Bunların başında ise bom kolları gelmektedir. Rüzgar ölçüm istasyonları henüz kurulmadan önce dahi, sahanın hakim rüzgar yönüne göre bom kolu oryantasyonları belirlenir. Montaj sırasında plandan sapmalar olsa dahi, bom kollarının tam olarak hangi doğrultuda konumlandırıldığı hatasız olarak sahada saptanabilmektedir. Windvaneler de bilinen bu doğrultuya kolaylıkla kalibre edilebilirler. (Şekil 2)

Şekil 2. Kuzey işareti bom kolu içerisine kalibre edilmiş bir windvane

 

Sahada yapılan bu kalibrasyon sonucunda ölçüm verilerinin bir offset değeri ile düzeltilmesi gerekmektedir. Aksi halde N işaretinin baktığı bom kolu yönü, Kuzey kabul edileceğinden hatalı kayıt alınacaktır. Uygulamada yaşanan en önemli hata bu offset değerinin yanlış olarak girilmesi sonucunda hatalı veri kaydı yapılmasıdır. Örnek bir uygulamayla, hakim rüzgar yönünün kuzeydoğu olduğu, bu sebeple 315-135 doğrultusunda konumlandırılan bom kollarından, 315 dereceye bakan bom kolu üzerinde, north işareti 135 dereceye yani bom kolunun içerisinde bakacak şekilde kalibre edilmiş bir windvane’e ait doğru offset değerinin nasıl buluncağını inceleyelim:

Şekil 3. Doğru offset değeri hesaplama çizelgesi

İlk olarak rüzgarın güneydoğu’dan ve tam olarak 135 dereceden estiğini farz edilsin. Bu durumda okunması gereken gerçek 135 olmalı, ancak bu durumda windvane tam N işaretinin baktığı yön üzerinden rüzgarı aldığı için tam kuzey yani 0 derece sinyali üretecektir. Verilmesi gerken offset değeri 135 (135-0) derecedir. Bir diğer senaryo olarak rüzgarın tam güneyden yani 180 dereceden estiğini farz edilir ise okunması gereken değer 180 derece iken windvane 45 derece sinyali gönderecektir bu durumda da yine verilmesi gereken offset değeri 135 derece (180-45) olarak bulunur. Benzer şekilde, 270 derecen esen rüzgar için de doğru değerin okunabilmesi için 135 derecelik bir offset’in tanımlanmış olması gerektiği bulunabilir. (Şekil 3)

 

  1. LOGGER KONFİGÜRASYON HATALARI

Rüzgar ölçüm ekipmanları analog yada dijital çıkışlı olarak çalışan elektronik cihazlardır. Örneğin cup tipi anemometreden kare dalga DC sinyal alınır ve bu sinyaller logger üzerinde Hz cinsinden kaydedilir, windvane için ise çıkış sinyali V (voltaj) olarak kaydedilmektedir. Bu sinyaller anlamlandırılırken her sensör karakteristiği için farklı olan slope ve offset değerleri kullanılır. Bir transfer fonksiyonu ile, sensörden okunan Hz yada V değeri, m/s yada deg. değerine dönüştürülür. Tam bu sırada, bu trasfer fonksiyonun katsayıları olan slope ve offset değerlerinin doğru olarak tanımlanmış olması önem kazanmaktadır. Tipik bir anemometre için slope değeri 0.048, offset değeri ise 0.22 ‘ye yakın değerler olarak akredite bir rüzgar tünelinde belirlenir. İnsan kaynaklı hataların en önemlilerinden birisi logger konfigürasyonu sırasında bu değerlerin hatalı olarak girilmesi sonucu hatalı kayıtların alınmasıdır. Bilindiği gibi olaşabilecek küçük hatalar ölçüm sonuçlarını tamamen belirsiz hale getirebilir. Bu nedenle ölçüm sisteminde kullanılan data loggerın mutlaka ham data kaydı yapması gerekmektedir. Ham data kaydı yapan bir loggerda, bu tip insan kaynaklı bir hata uzun süre sonra fark edilse dahi, transfer fonsksiyonunu doğru değerler ile yeniden tanımlayıp, ham dataları yeniden çözümlemek oldukça kolaydır.

Şekil 4. EOL Zenith veri kaydediciye ait konfigürasyon ekranı

 

  1. ENERJİ SİSTEMİNDEN KAYNAKLI HATALAR

Rüzgar ölçüm ekipmanları şebekenin olmadığı noktalarda çalışan sistemler olduğu için enerji gereksinimlerini genellikle PV paneller aracılığı ile güneşten elde ederler. Bir ölçüm sisteminin sorunsuz çalışabilmesi için, besleme voltajının düzenli olması kritik önem taşımaktadır. Bu nedenle her bir istasyon PV panel, akü ve şarj kontrol ünitesinden oluşan bir güç sistemi ile çalıştırmakta olduğundan ölçüm periyodu boyunca güç sisteminin sorunsuz olarak şarj ettiği çok dikkatli takip edilmelidir. Bu sebeple kullanılan data loggerın sadece ölçüm parametrelerini değil güç sistemini de izlemesi ve bir arıza oluşması durumunda, sistemin gücü kesilmeden önce müdahale edilebilmesi için son kullanıcıya zaman kazandırması gerekmektedir. Geçmişe dönük akü voltajının karakteristiği ve son 48 saat içerisindeki akü voltajının maksimum/minimum değerlerini görebilmek güç sistemi hakkında öngörüde bulunabilmek için kritik önemlidir. (Şekil 5)

Şekil 5. Logger üzerinden akü voltajının son 48 saatlik minimum değeri ile anlık değerinin takibi

Veri transferi ve anlık veri takipleri sırasında logger güç tüketimi dramatik şekilde artacağı için, mümkün olan en kısa süre logger ile uzaktan iletişim kurulmalıdır. Türkiye coğrafyası göz önünde bulundurulduğunda minimum 26Ah jel tipi akü ve 20Wp PV panel yeterli gözükmekle birlikte, eğer çok sık eş zamanlı veri takibi yada veri indirmesi yapılacak ise veya istasyonun bulunduğu noktada GSM şebekesi güçlü çekim gücüne sahip değil ise güneş paneli ve akü grubunun büyütülmesi gerekecektir. Bir diğer önemli hata ise, logger ile güç ünitesinin bağlantısı sırasında gözlenmektedir. Logger güç girişi, solar şarj kontrol ünitesinin yük çıkışı yerine doğrudan aküden alınmalıdır. Bu sayede solar şarj kontrol ünitesinden kaynaklı arızalarda güç kesinti riski bertaraf edilmiş olacaktır.

  1. GSM OPERATÖR AYARLARINDAN KAYNAKLI HATALAR

Günümüz data loggerları iletişim ihtiyaçlarını GSM operatörleri tarafından sağlanan internet aracılığıyla karşılamaktadırlar. Logger üzerinde yer alan SIM kart aracılığı ile internete erişen sisteme, son kullanıcılar kendi PC’leri üzerinden bağlanıp, veri indirme, eş zamanlı veri izleme, ayar yükleme gibi operasyonları yürütebilirler. Bir rüzgar ölçüm istasyonunun standartlara uygun şekilde kurulması kadar işletilmesi de oldukça önemli olduğundan, ölçüm sisteminin internete erişebilmesi için gerekli ayarlar doğru şekilde tanımlanmalıdır. Örneğin, sistemde kullanılan SIM kartın APN (Access Point Name) adı doğru şekilde loggera tanımlanmaz yada bu APN daha sonra GSM operatörü tarafından geçersiz kılınırsa, logger ile uzaktan iletişim kurmak imkansız hale gelecektir. Her SIM kart için farklı APN’lerin aktif olabilme ihtimaline karşı, kullanılan SIM kart sahibi şahıs/firma ‘ların öncelikle GSM operatörlerinden ilgili SIM kartta hangi APN’lerin tanımlı olduğunu öğrenmeleri sonrasında ise bu ayarları logger’ın iletişim ayarları bölümünde doğru şekilde tanımlamaları gereklidir. Unutulmamalıdır ki, data loggerın sahaya sevkiyatından önce ofiste ilgili bağlantı testlerinin yapılarak tüm ayarların doğru şekilde tanımlandığından emin olmak, ileride karşılaşılacak sorunların ortadan kaldırılması adına oldukça önemlidir. Logger ile iletişim kurmak minimum belirsizlikli bir ölçüm periyodu için çok önemli olduğundan, sisteme günün 24 saati kesintisiz erişilebilmelidir. Bu erişimler sırasındaki güç tüketimini minimum tutabilmek adına sadece bu amaçla üretilmiş modemlerin yer aldığı sistemleri tercih etmek enerji problemlerinin önüne geçecektir. Piyasada bulunan universal tip harici modem kullanan data loggerlarda güç tüketimi çok yükseldiği için günün her anı bağlantı sağlanamamakta ve bu durumun sonucunda sahada oluşacak sorunlar sistemi takip eden kullanıcıya zaman farkı ile ulaşacağından veri kaybına neden olmaktadır.

SONUÇ 

Başarılı bir rüzgar enerji santrali projesinin ilk basamağı öncelikle düşük belirsizlikli bir rüzgar ölçüm periyodundan geçmektedir. Bu sebeple santral bütçesi yanında oldukça düşük bir bütçeye sahip olan rüzgar ölçüm süreci, teknik olarak tüm santralin geleceğine etkiyecek nitelikte öneme sahiptir. Bu denli önemli bir sürecin başarılı yönetilmesi sadece uluslararası standartlara uygun ekipmanlar tercih etmekle değil aynı zamanda başarılı bir uygulamayla mümkün olabilmektedir. Bu sebeple başta bu çalışmaya konu sorunlar olmak üzere, burada paylaşılamamış bir çok problem ölçüm sürecinde belirsizlik yaratabileceğinden, mümkün olan en üst hassasiyetle ve uzmanlıkla sürecin yönetilmesi gerekmektedir.

 

KAYNAKLAR

 

[1] http://www.kintech-engineering.com/media/pdf/productcatalogue-en.pdf

[2] ICE – 61400-12 International Standart,

[3] Patel M., 2006. Wind and Solar Power System, Taylor&Francis Group, FL, ABD

SUMMARY

It is known that more than 1400 met masts are erected in Turkey within 2 years to collect valid data for new licence applications which is scheduled in April 2015. In In this paper, most common 5 problems of wind measurement campaigns are investigated to highlight the importance of measurement. It is aimed to improve quality of wind campaigns in Turkey to have more sustainable wind market.

Bu çalışma İskender Kökey tarafından ICCI 2015 'de bildiri olarak yayınlanmış ve sunulmuştur.

GÜNEŞ ENERJİ SANTRALLERİNİN KURULUMUNDA GÜNEŞ ÖLÇÜMÜNÜN ÖNEMİ VE TÜRKİYE’DE YASAL MEVZUAT

GÜNEŞ ENERJİ SANTRALLERİNİN KURULUMUNDA GÜNEŞ ÖLÇÜMÜNÜN ÖNEMİ VE TÜRKİYE’DE YASAL MEVZUAT

1. GİRİŞ

Geçtiğimiz yüzyıl içerisinde yaşanan enerji talebindeki artış, yeni ve sürdürülebilir enerji kaynaklarının arayışına hız kazandırmıştır. Fosil kaynaklı yakıtların tükenmeye yüz yutması, enerji talebinin yetersiz kalması ve büyük bir hızla artmaya devam eden dünya nüfusuna bağlı enerji talebi önümüzdeki yüzyıl içerisinde yenilenebilir enerjiye dayalı enerji arzını zorunlu kılmaktadır.

Grafik 1. Yeni Politikalar Senaryosunda Teknoloji Türü İtibariyle Küresel Elektrik Üretimi Kurulu Güç Kapasitesi ve İlaveleri [1]

 

Yaşanan enerji talebinde yaşanan artışın %30 Çin tarafından oluşturulmakta olup, yaşanan toplam enerji talebindeki artışın %90’ı OECD dışı ülkelerde oluşmaktadır. [2]

Sürdürülebilir, tamamen çevre dostu yenilenebilir enerji kaynaklarının başında ise güneş enerjisi ve rüzgar enerjisi gelmektedir. Son yüzyılda yaşanan teknolojik gelişmelere paralel olarak ilk yatırım maliyetlerindeki düşüş, güneş enerjisi ve rüzgar enerjisini sadece çevre dostu değil aynı zamanda ekonomik bir enerji kaynağı haline getirmektedir.

2013 itibariyle Türkiye’de kurulu Rüzgar Enerji Santrali 2261MW iken henüz lisanlı bir Güneş Enerji Santrali bulunmamaktadır. [3]

2. TÜRKİYE’DE GÜNEŞ ÖLÇÜMÜ VE YASAL MEZUAT

13-14 Haziran 2013 tarihlerinde EPDK tarafından kabul edilecek güneş enerji santrali lisans başvuruları öncesinde minimum 6 ay süre ile yerinde ölçüm zorunlu kılınmış, bu ölçüm sırasında kullanılacak ölçüm istasyonun sahip olacağı nitelikler ise 10 Temmuz 2012 tarihli, 28349 sayılı Resmi Gazete’de yayımlanan “RÜZGAR VE GÜNEŞ ENERJİSİNE DAYALI LİSANS BAŞVURULARI İÇİN YAPILACAK RÜZGAR VE GÜNEŞ ÖLÇÜMLERİ UYGULAMALARINA DAİR TEBLİĞ” ile belirlenmiştir. Yayımlanan bu tebliğ ile güneş enerji santrali yapılacak sahada minimum 6 ay süre ölçülmesi zorunlu kılınan parametreler aşağıdaki gibidir:

2.1. Global Radyasyon (W/m2)

Yatay yüzeye düşen global radyasyon miktarını ifade eder. Güneşten çıkan ışınımlar yer yüzüne 2 farklı şekilde ulaşmaktadır: Direk (direct) ve difüz (diffuse). Kaynağından çıkarak atmosfer üzerinde kırılmadan doğrudan yer yüzüne ulaşan ışınım tipi “direk radyasyon” olarak ifade edilirken, bulutlar, atmosferdeki partiküller, yeryüzü şekilleri gibi etmenler nedeniyle kırılarak tekrar yüzeye ulaşan radyasyon ise “difüz radyasyon” olarak adlandırılmaktadır. Global radyasyon ise bu iki tip radyasyonun toplamı olarak tanımlanmakta olup, birim yüzeye ulaşan toplam radyasyonu ifade eder. Birimi W/m2 olup, piranometre olarak adlandırılan cihazlar yardımı ile ölçümü gerçekleştirilir.

2.2. Güneşlenme Süresi (h)
Yüzeye düşen direk radyasyonun 120W/m2 den yüksek olduğu anların süresini ifade eden güneşlenme süresi, daha çok CSP(consantrated solar power) gibi direk radyasyon ile çalışan santrallerin fizibilitesinde önem taşır.

2.3. Sıcaklık (oC)

Santralin işletileceği sahaya ilişkin sıcaklık değerlerini ifade eder. Kurulacak santralde kullanılacak PV panallerin ve iverter gibi ana ekipmanların verimlerine doğrudan etkiyen sıcaklığın değişimi, santralin enerji kazanım hesaplarının düşük belirsizlikle gerçekleştirilebilmesi için önemlidir.

2.4. Bağıl Nem (%)
Santral sahasına ait bağıl nem değerlerini ifade eder. Kurulacak ekipmanların doğru seçimi ve düşük belirsizlikli enerji kazanım analizleri için bağıl nem değerinin bilinmesi önemlidir.

2.5. Rüzgar Hızı (m/s)

Güneş enerji santrali kurulacak sahaya ilişkin rüzgar hızı değerlerini ifade etmektedir. Kullanılacak mekanik konstrüksiyonun tasarlanması, sahaya montaj tipine karar verilmesi için gerekli rüzgar yükü hesaplarının gerçekleştirilebilmesi için bilinmesi önemlidir. Rüzgar hızının bilinmesi, santralde oluşacak zorlanmış taşınılma ısı transferinin saptanabilmesini de sağlar. Bu sayede PV panellerde ve diğer ekipmanlarda oluşacak soğutma belirlenerek toplam verime etkisi saptanabilir.

2.6. Rüzgar Yönü (o)

Santral sahasında esen rüzgarın geliş açısını ifade etmektedir. Rüzgar yüklerinin uygulama yönünün saptanabilmesi için bilinmesi önemlidir.

3. GÜNEŞ ÖLÇÜM İSTASYONU ve SENSÖRLER

Potansiyel güneş enerji santralinin enerji kazanım analizini gerçekleştirebilmek için yerinde ölçüm can alıcı önem taşımaktadır. Kullanılan ekipmanın nitelikleri kadar istasyona doğru konumlandırılması, veri kayıt kalitesi gibi yan etkenler ölçümün kalitesine doğrudan etkimektedir. Bir güneş ölçüm istasyonunun yerleşim planı ve içermesi gereken ekipmanlar aşağıdaki gibidir:

Şekil 1. Güneş ölçüm istasyonu şematik gösterimi [4]

3.1. Piranometre (pyranometer)
Yatay birim yüzeye düşen global ışınım miktarını saptayan sensördür. Dünya meteoroloji örgütü tarafından 3 farklı sınıfa ayrılmıştır; orta kalite (moderate quality), iyi kalite (good quality), yüksek kalite (high quality)[5]. Aynı sınıflama ISO tarafından da gerçekleştirilmiş olup sektörel kullanımı daha yaygındır; ikinci sınıf (scond class), birinci sınıf (first class) ve ikincil standart (secondery Standard) [5]. Türkiye’de güneş enerji santrali lisans başvurusu için gerçekleştirilecek ölçümlerde en az birinci sınıf niteliğinde bir piranometre kullanılması zorunludur.

 

Şekil 2. İkincil standart bir piranometrenin kesit şekli

Piranometre kesinlikle gölgelemeyecek şekilde, tam güney oryantasyonunda (azimut açısı 0), direk

gövdesinden uzakta, bir kol üzerine konumlandırılmalıdır.

3.2. Güneşlenme Süresi Sensörü (sun shine duration sensor)
Yatay yüzeye düşen direk radyasyonun 120W/m2 değerinin üzerinde olduğu anların zaman cinsinden kayıt altına alınmasını sağlayan sensördür. Kuzey yarım kürede yapılan ölçümler için kuzeye doğru dikey açı yapacak şekilde montajı gerçekleştirilir. Güney yarım kürede yapılan ölçümler için oryantasyon güneye doğru gerçekleştirilir. Dikey eksen ile sensör arasındaki açı ölçüm noktasının coğrafi koordinatlarına göre değişiklik göstermekte olup, Türkiye’nin sahip olduğu enlem kuşağı için yaklaşık 5 derecedir.

 

Şekil 3.Güneşlenme süresi montaj oryantasyonu şematiği

3.3. Sıcaklık Sensörü (temperature sensor)
Ortam sıcaklığının kaydedilmesini sağlamak amacıyla kullanılır, ışınımdan etkilenmemesi için, özel olarak imal edilmiş plastik radyasyon kalkanı içerisine konumlandırılır.

3.4. Bağıl Nem Sensörü (relative humidity sensor)
Ölçüm yapılan ortamın bağıl nem oranının saptanmasını sağlayan, %0 – %100 arasında çalışabilecek nitelikte bir sensördür.

3.5. Anemometre (anemometer)
Proje sahasındaki rüzgâr hızının ölçülmesini sağlayan, fincan kafes tipi rüzgar hızı ölçüm sensörüdür. Uluslar arası standartlarda imalatı yapılmış ve kalibrasyonu son 1 yıl içerisinde yenilenmiş olmalıdır. Anemometre bağlantı kolu doğu yönünde sabitlenmelidir.

3.6. Rüzgar Yön Ölçer (windvane)
Proje sahasında esen rüzgar yönünün saptanmasında kullanılan rüzgar yön ölçer sensörüdür. 0-360 derece arasını ölçebilir nitelikte olmalıdır. Yön ölçer bağlantı kolu batı yönünde sabitlenmeli, yön ölçer üzerindeki Kuzey işareti tam kuzey yönünü işaret edecek şekilde montajı gerçekleştirilmelidir.

3.7. Veri Kaydedici (data logger)
Yapılan ölçümleri kayıt altına alan, fiziksel erişimin mümkün olmadığı yerlerde verilerin internet üzerinden kullanıcıya iletilmesini sağlayan erişim aracıdır. İstasyonda yer alan tüm sensörlerden saniyelik veriler toplanarak 10 dakikalık (yada opsiyonel olarak daha kısa aralıklarla) ortalamaları, standart sapmaları, maksimum ve minimum değerleri kayıt altına alınır. Bir günlük ölçüm süresi sonunda 144 satır veri kaydı yapılır.

 

Şekil 4. EOL Zenith marka veri kaydedici

Uzaktan erişim modülleri ile, ölçüm istasyonuna uzaktan erişmek, anlık değerleri gözlemlemek, verileri indirmek gibi bir çok opsiyon veri kaydedicilerde yer alan gelişmiş yazılımlar sayesinde mümkündür. Bu bağlantı için gerekli olan bir standart bir data hattıdır. [7]

Şekil 5. EOL Zenith veri kaydediciye uzaktan bağlantı arayüzü

Her marka veri kaydedicinin veri kayıt formatı birbirinden farklı olmasına rağmen, açık kodlu yazılımları sayesinde kolaylıkla kayıt formatı değiştirilebilir. Meteoroloji genel müdürlüğü, güneş ölçüm istasyonlarında yapılan ölçümlerin sonuçlarını marka ve modelden bağımsız olarak tek formatta talep etmektedir. Söz konusu format Tablo 1. ‘de verilmiştir.

Tablo1. Türkiye’de gerçekleşecek güneş ölçümleri için yasal kayıt formatı[4]

SONUÇ

Yenilenebilir enerjiye dayalı enerji arzı ülkenin geleceği için can alıcı önemde olup, bu arzın karşılanmasında en büyük rolü güneş enerjisinin üstleneceği ortadadır. Kurulacak olan güneş enerji santrallerinin fizibilite çalışmalarının düşük belirsizliklerle tamamlanabilmesi için yerinde ölçüm zorunludur. Yapılan ölçümün niteliği, kurulacak olan santralin 25 yıl sonraki performansının dahi saptanmasına temel teşkil edeceği için gerek kullanılacak ekipmanların niteliği, gerekse ölçüm istasyonunun devreye alınması ve işletilmesi oldukça önemlidir.

KAYNAKLAR

  1. [1]  WEO2011
  2. [2]  ÇAYNAK,S.,“Türkiye’ninYenilenebilirEnerjiStratejisi”,ICCI2012
  3. [3]  Türkiye Elektrik İletim A.Ş. (http://www.teias.gov.tr/Eng/StatisticalReports.aspx)
  4. [4]  Rüzgar ve güneş enerjisine dayalı lisans başvuruları için yapılacak rüzgar ve güneş ölçümleriuygulamalarına dair tebliğ, 28349 Sayılı Resmi Gazete
  5. [5]  WMO,Guide6thEdition
  6. [6]  ISO9060:1990(E)
  7. [7]  GenbaEnerji,www.genba.com.tr

Bu çalışma İskender Kökey tarafından VIII. ULUSAL ÖLÇÜMBİLİM KONGRESİ Gebze-KOCAELİ ‘nde bildiri olarak yayınlanmış ve sunulmuştur.

RÜZGÂR HIZI ÖLÇÜMÜNDE YENİ STRATEJİLER

 

Effects of Wind Speed Measurement Errors in Energy Production and New Strategies About Wind Measurements

 

ÖZET

Bu çalışmada, rüzgâr enerji santrali projelerinde önemli bir basamak olan fizibilite sürecinde meydana gelecek hatalı ölçümlerin, enerji santralinde oluşacak üretime etkileri incelenmiştir. Çalışma dâhilinde öncelikle rüzgâr enerjisinin, rüzgâr hızı ile ilişkisi teorik olarak ortaya konmuş, ardından rüzgâr hızı ölçümlerinin hatasız olarak gerçekleştirilmesi için dikkat edilmesi gereken noktalar vurgulanmıştır.

Rüzgâr enerjisinin geleceği olan Sodar ve Lidar teknolojileri hakkında bilgi verilerek, minimum belirsizliğe sahip bir rüzgâr ölçümü için kullanılması gereken rüzgâr ölçüm direği ve lidar stratejilerinin belirlenmesi adına yapılan çalışmalara değinilmiştir. Ayrıca, rüzgâr ölçümü için kullanılacak lidar-direk kombinasyonun maliyet analizleri karşılaştırılmalı olarak incelenmiştir.

 

Anahtar Kelimeler: Rüzgâr fizibilitesi, rüzgâr hızı, rüzgâr ölçümü

 

1.GİRİŞ

Fosil kaynaklı yakıtların tükenmeye başlaması ile birlikte enerji talebinin karşılanmasında alternatif enerji kaynaklarına yönelim hızla artmıştır. Gerekli talebi karşılayacak olan enerji kaynağının sonsuz bir döngü içinde ve çevreye zararlı etkilerinin bulunmaması, bunun yanı sıra talebe karşılık verecek güçte olması gerekmektir. Bu özellikler göz önünde bulundurulduğunda, geçtiğimiz yirmi yıllık süreçte ortaya çıkan en güçlü alternatiflerden birisi rüzgâr enerjisidir.

Bir rüzgâr enerji santralinin kurulumu öncesinde, bölgenin rüzgâr enerjisi potansiyelini doğru şekilde ortaya koyabilmek büyük önem arz etmektedir. Bu süreçte gerçekleşecek küçük hataların etkileri enerji üretimine büyük kayıplar olarak yansıyacak, bu sonuçlar ise ancak santral devreye alındıktan sonra fark edilebilecektir.

 

2. RÜZGAR ENERJİSİ

Rüzgâr enerjisi, atmosferde meydana gelen yüksek basınç ve alçak basınç bölgeleri arasında hareket etmekte olan hava kütlelerinin sahip olduğu kinetik enerjiyi ifade etmektedir. Bu hareketli kütlenin sahip olduğu kinetik enerji Denklem (1) ile ifade edilen güç bağıntısından çıkartılabilir:

Burada m ile ifade edilen, hareket halindeki hava moleküllerinin kütlesel debisi olup Denklem (2) ile açıklanabilir.

Bu durumda Denklem(1) ile Denklem(2) birleştirildiğinde V hızına sahip rüzgâr kütlesinin gücüne Denklem(3) ile ulaşılır.

Denklem(3) incelendiğinde görüleceği gibi, rüzgâr enerjisinin bileşeni olan güç, rüzgâr hızıyla 3. mertebeden ilişkilidir. Bu nedenle rüzgâr hızında meydana gelecek küçük değişiklikler, enerji üretimine büyük farklar olarak yansımaktadır.

 

3. RÜZGAR ÖLÇÜMÜNDE DİKKAT EDİLMESİ GEREKEN HUSUSLAR

Bir rüzgâr enerji santrali projesinin en önemli aşamalarının başında, kurulum planlanan saha için yapılacak rüzgâr ölçümü gelmektedir. Bu süreçte, gerek rüzgâr ölçüm direğinin kurulumu ve verilerin toplanması sırasında gerekse bu verilerin işlenmesi aşamasında büyük bir titizlik gerekmektedir. Rüzgâr hızı ölçümünde yapılacak çok küçük hatalar, üretim kapasitesinin yanlış öngörülmesine neden olacaktır. Bu durum yatırımcı için, ancak santral kurulduktan sonra fark edilebilecek büyük maddi kayıplara sebebiyet verebilmektedir.

Rüzgâr ölçümünde dikkat edilmesi gereken bir çok parametre bulunmaktadır. Belirsizliklerin minimum tutulduğu kaliteli bir rüzgâr ölçümünün gerçekleştirilmesi için, verilerin toplandığı rüzgâr ölçümü süresince dikkat edilmesi gereken başlıca unsurlar şunlardır:

  • Rüzgâr ölçüm direği, ölçüm yapılacak olan sahanın iklim şartlarına uygun şekilde imal edilmeli.
  • Rüzgâr ölçüm direğinin yüksekliği, kurulması planlanan rüzgâr türbininin hub yüksekliğine eşit yada yakın olmalı.
  • Ölçüm sırasında kullanılacak anemometrelerin kalibrasyonları güvenilir bir kuruluş tarafından yapılarak sertifikalandırılmalı.
  • İlgili sensörlerin (anemometre, windvane vb..) rüzgâr ölçüm direğine bağlantılarını sağlayacak kollar, IEC 61400-12 standardına uygun şekilde, herhangi bir gölgeleme yapmayacak pozisyonda monte edilmeli.
  • Toplanan verilerin kesintiye uğramaması için gerekli tedbirler (sensörlerin donmaması için ısıtıcı tertibatı, data logger ın enerjisinin kesilmemesi için PV güç sistemi vb.) alınmalı.

 

4. UZAKTAN RÜZGAR ÖLÇÜM TEKNOLOJİLERİ

Rüzgar türbini teknolojilerindeki gelişmelerle birlikte, artan kule yüksekliklerine paralel olarak rüzgar ölçüm direklerinin yükseklikleri de artmaktadır. Minimum belirsizlikle bir rüzgar ölçümü için, aday rüzgar türbininin hub yüksekliğinden ölçüm almak can alıcı önem taşımaktadır. Günümüz teknolojisiyle üretilen rüzgar türbinleri için 135m ‘ye varan hub yüksekliklerinden ölçüm almak mümkün olmakla birlikte sistemin montajının ve bakımının zorlu olması, uzaktan rüzgar ölçüm yapabilen sistemlere olan ihtiyacı arttırmaktadır.

Rüzgar hızının ve yönünün uzaktan algılanabilmesine imkan tanıyan teknolojilerin başında LIDAR ve SODAR gelmektedir.

LIDAR (Laser Imaging Detaction and Ranging) teknolojisi ile zeminden, taranacak bölgeye yayılan lazer ışınlarında meydana gelen küçük farklılıkların çok hassas şekilde saptanmasıyla rüzgarın hızı ve yönünü ölçerken SODAR (Sound Detaction and Ranging) teknolojisinde ses dalgalarındaki farklılar saptanmaktadır.

Yapılan çalışmalar LIDAR teknolojisinin atmosferik koşullardan daha az etkilendiğini ve klasik ölçüm methodlarına daha yakın sonuçlar verdiğini göstermektedir. Bunun yanı sıra, sadece LIDAR ile yapılacak ölçümlerin henüz kabul edilebilir olmadığı da açıktır.

Geldiğimiz noktada yapılan rüzgar ölçümünün minimum belirsizliğe sahip olabilmesi için yapılan çalışmalardan biri ise, klasik ölçüm sistemlerinin LIDAR destekli şekilde genişletilmesidir.

 

5. MİNİMUM BELİRSİZLİĞE SAHİP RÜZGAR ÖLÇÜM STRATEJİSİNİN BELİRLENMESİ

Orta derecede kompleks kabul edilen bir sahada yapılan rüzgar ölçümünde çeşitli kombinasyonlar ile ölçümler gerçekleştirilmiş, minimum belirsizliğe sahip ölçüm stratejisi irdelenmiştir. Çalışmada 100m. hub yüksekliğine sahip rüzgar türbinlerinin kurulacağı bölgenin potansiyeli, 60m. 80m. ve 100m. yüksekliğindeki rüzgar ölçüm direkleri ve LIDAR cihazlar ile belirlenmiştir.

Yapılan ölçümlerde rüzgar ölçüm direklerinin konumları 1 yıllık süreçte sabit kalırken, LIDAR cihazlar çeşitli stratejiler dâhilinde saha içerisinde farklı noktalara taşınmıştır.

Çalışma sırasında kullanılan kısaltmalar ve tanımlamalar Tablo 4.1 de açıklanmıştır.

Lidar cihazlar için her bir ölçüm periodunun 3 ay sabit, 1 ay hareketli olarak kabul edilirse; M080Lc1Laf1 stratejisi; 80m. lik bir rüzgar ölçüm direği ve bu direğin yakınında bir period ölçüm almış ardından 2 farklı nokta dan ölçüm almış lidar anlamına gelmektedir. Şekil 4.1 ‘de sahaya cihazların yerleşimi görülebilir.

Farklı kombinasyonlar içeren çok sayıda ölçüm stratejisi için belirsizlik analizleri gerçekleştirilmiştir. Bu yapılan analizler sırasında aşağıdaki belirsizlik oranları kabul edilmiştir;

Rüzgar ölçüm direklerinden gelen ölçüm hataları %2
Lidar ölçüm cihazından gelen ölçüm hataları %2
Uzun dönemli data lar ile rüzgar ölçüm direğinden alınan verilerin korelasyonu sonucunda çıkan belirsizlik %3.9

Her bir strateji için dikey ve yatay eksen belirsizliklerinin özeti Tablo 4.2 de görülmektedir.

 Uygulanan stratejilerin toplam işletme maliyetleri Tablo 4.3 ile verilmiştir.
 6. SONUÇ VE DEĞERLENDİRME

En iyi ölçüm stratejini saptamak için belirsizlik oranları ve maliyetleri birlikte değerlendirmek gerekmektedir. Minimum belirsizlik oranını mümkün olan en düşük maliyetle saptamak en iyi stratejiye ulaşmamızı sağlayacaktır. Bunun yanı sıra sadece bu iki parametrenin belirleyici olduğundan söz etmek çoğu zaman zordur. Ölçüm stratejisinin belirlenmesinde önem teşkil eden diğer faktörlere ise; yapılacak yatırımın büyüklüğü, proje sahasının yapısı, kullanılacak ölçüm cihazlarının kalitesi gibi parametreler örnek gösterilebilir.

Çalışmaların sonuçları incelendiğinde, sadece rüzgar ölçüm direği ile ölçüm yapılması durumunda hub yüksekliğine yakın yapılan ölçümlerin daha düşük belirsizliğe sahiptir.

Rüzgar ölçüm direklerinin yakınında konumlandırılan LIDAR cihazları ile birlikte yapılan ölçümler daha düşük belirsizliğe sahiptir. Bunun yanı sıra rüzgar ölçüm direğine uzak bir noktadan LIDAR ile alınan ölçümler belirsizlerin azaltılmasına yardımcı olmaktadır. Uzak noktalardaki LIDAR ların period dahilinde farklı noktalarda konumlandırılması ise sabit LIDAR ile yapılan ölçümlere oranla daha düşük belirsizliklere sahiptir. LIDAR ların değiştirilen konumlarındaki artış, ölçüm geneline belirsizliklerin azalması yönünde etkimektedir.

Minimum belirsizliğe ulaşmak için, uzun süreli, mümkün en çok noktadan LIDAR lar ile alınan verilerin, hub yüksekliğine konumlandırılmış bir rüzgar ölçüm direğinden alınan veriler ile birlikte değerlendirilmesi ile ulaşılacağı görülmüştür.

 

KAYNAKLAR

ICE – 61400-12 International Standart,

Boquet M., Görner K., Mönnich K., “Wind Measurement Strategies to Optimize Lidar Return on Investment”, PO.ID 103, AWEA2011, Belçika, NRG Systems, Leosphere, DEWI

Patel M., 2006. Wind and Solar Power System, Taylor&Francis Group, FL, ABD
Anonim, “Wind Measurement for a Correct Energy Prognosis”, Ammonit Gesellschaft für MeBtechnic mbH, Berlin, Almanya Anonim, GL GarradHassan, www.gl-garradhassan.com
Boquet M., “Return on Investment of a Lidar Remote Sensing Device”, DEWI Magazine, pp 56 to 61.
Campbell I., “A Comparison of Remote Sensing Device Performance at Rotsea Site”, RES Group
Albers A., “Comparison of Lidars, German Test Station for Remote Wind Sensing Devices”, Deustsche Windguard GmbH

 

SUMMARY

The amount of power in the wind is very dependent on the speed of the wind. Because the power in the wind is proportional to the cube of the wind speed, small differences in the wind speed make a big difference in the power you can make a big difference in the power you can make from it. This gives rise to the primary for wind resource assessment. In order to more accurately predict the potential benefits of a wind power installation, wind speeds and other characteristics of a site’s wind regime must be accurately understood.

Typically wind is measured at a height of at least 60m. for a long time. Met towers are the most common and cost effective method. The height of the met towers depends on the topography and hub height of wind turbines which will be installed after assessment.

A good measuring system must be robust, reliable and self-contained to perform well in remote regions and extreme weather conditions. The measurement data must be accessible and it needs to be transferred consistently

and reliably to the wind consultant’s PC. The measuring equipment should be selected according to regional and climatic requirements.

Understanding the wind resource at a prospective project site has long been considered a critical step in the wind farm development process, and therefore wind source experts have become more and more sophisticated in performing the assessment of the wind resource. The data collected from a wind resource assessment program, and the accuracy of that data, drives the success of the wind farm project.

In the context of the constant aim to reduce project uncertainties through the design of their wind resource project estimate campaigns, consultants make use of new measurement technologies and methods of analyzing is one approach that is gaining traction, a remaining question is which combination strategy must be applied to reach greatest uncertainties reduction at reasonable operating costs.

In this paper, it is aimed to study various wind measurement strategies on an representative wind farm site. Several measurement system combinations are proposed, including met masts of different heights, and lidar devices, located at one or several locations for varying duration and seasonal periods. The resulting uncertainties on annual energy yield estimation are calculated and compared.

It is clear that adding a highly accurate and mobile measurement system in a energy yield assessment has a high return on investment. It increases the wind farm value and considerably decreases the developer financial effort.

Bu çalışma İskender Kökey tarafından ICCI 2012 'de bildiri olarak yayınlanmış ve sunulmuştur.