– Det handlar om att vårda sin investering och optimera vindkraftparkerna, menar Johan Hansson vid Kjeller Vindteknikk, som varit projektledare för forskningsprojektet.
Det finns idag ett stort antal operationella vindkraftparker i Sverige och det skapar ett växande behov av analysmetoder för att följa upp produktionen och för att identifiera eventuella optimeringsbehov.
– Dessutom kan analysen av hur operationella vindkraftparker presterar ge oss facit till de frågeställningar som ofta finns före byggnation. Det kan exempelvis ge svar på hur väl parkens produktion stämmer med de produktionsberäkningar som gjordes före byggnationen och vad skillnaderna beror på, säger Johan Hansson.
I forskningsprojektet "Produktionsanalys och optimering av operationella vindkraftparker " har man utvecklat metoder för att kunna uppskatta långtidsproduktionen baserad på driftdata från befintliga vindkraftparker. Forskarna har också arbetat med att hitta sätt att optimera vindkraftproduktionen. Projektet har delats in i tre delar, där man i första delen gjort bedömningar av förväntad produktion efter byggnation, del två har haft fokus på användning av fjärrmätinstrument för optimering av prestanda och i del tre har man kvantifierat förluster på grund av is på rotorbladen. Det övergripande målet med projektet har varit att utveckla kunskapen inom produktionsanalys och optimering av operationella vindkraftparker. Där har det hittills funnits ett kunskapsglapp.
Lågt intresse för uppföljning
Johan Hansson tycker det är bekymmersamt att det finns så litet intresse för uppföljningen av befintliga vindkraftparker.
– Jag har inte någon riktigt bra förklaring varför det är så. Troligtvis är det en kombination av flera faktorer. Det låga elpriset vi har idag kan spela in, man vill inte investera i en analys om man inte är säker på att kunna räkna hem den. Det kan också bero på bristen på incitament, menar Johan Hansson
När vindparksägarna köper vindkraftverken av en turbintillverkare ingår det ofta serviceavtal. Det gör att parkägare helt förlitar sig på denna service. Det kan också vara så att man enligt avtalen inte har möjlighet att påverka hur parken ska drivas under service- eller garantiperioden. Samtidigt har inte turbintillverkarna något incitament att driva vindkraftverken så optimalt som möjligt. Tillverkarnas prioritet är att turbinerna ska fungera och optimeringen riskerar då att få stå tillbaka.
– Alla konsulter jobbar dessutom var för sig utan någon standardiserad metod. Det behöver lyftas fram vad man bör analysera kring befintliga vindkraftverk. De rapporter vi nu har skrivit kan bidra till att öka kunskapen hos ägarna och hjälpa dem att ställa rätt frågor till turbintillverkare och konsulter, säger Johan Hansson.
Produktionsuppskattning
I den första rapporten har forskarna undersökt hur lämpade olika metoder är för att göra produktionsuppskattningar för svenska klimatförhållanden, baserat på data från parker i drift. Metoderna är uppdelade i två delar, dels för att långtidsjustera den uppmätta produktionen och dels för att uppskatta den potentiella produktionen under perioder då turbinen inte är i normal status. Båda dessa delar behövs för att kunna göra en korrekt uppskattning av långtidsproduktionen.
Vilka metoder som är bäst beror på klimatet där turbinerna är placerade och på kvaliteten på data från turbinerna. Klimatet i Sverige varierar mycket från norr till söder, men även regionalt kan stora skillnader förekomma. Vilka metoder som är lämpligast får därför bedömas från park till park.
Osäkra faktorer
Indexmetoder är de vanligaste metoderna att använda, men är inte alltid de mest lämpliga. Dessa metoder relaterar parkens produktion, exempelvis veckovis eller månadsvis, till ett index som på något sätt är kopplat till hur mycket det blåst. I sin enklaste form relaterar man parkens produktion under en månad till medelvinden den månaden. Medelvinden kan baseras på modelldata eller på lokala mätningar. Har man tillräckligt många sådana uppskattningar kan man räkna ut hur mycket parken producerar en normal månad och därefter multiplicera det med 12 för att räkna ut den normala årsproduktionen.
– Svagheten i dessa metoder är att resultatet blir väldigt osäkert om man saknar data. De månads- eller veckoproduktioner som används i indexmetoderna måste justeras för att motsvara 100 procents tillgänglighet. Och ju större justeringen är, desto större är osäkerheten i uppskattningen av långtidsproduktionen. Om man endast har 95 procents tillgänglighet får man göra en gissning över hur stor produktionen har varit resterande fem procent. Denna gissning riskerar att leda till att slutresultatet blir missvisande, säger Johan Hansson.
Utvecklat andra metoder
I projektet har Kjeller Vindteknikk utvecklat andra metoder, kallade historiska effektkurvemetoder. Då använder man sig av effektkurvor av uppmätt produktion från respektive turbin och vind antingen från nacelleanemometern eller från någon annan källa, till exempel en numerisk modell. Vinden i form av en långtidsreferens, normalt sett från en numerisk modell, relateras till den vind som använts för att definiera effektkurvorna. Med hjälp av effektkurvan och långtidsreferensen får man en lång tidsserie med produktion från turbinerna. Med hjälp av denna tidsserie kan långtidsproduktionen uppskattas. De historiska effektkurvemetoderna har den fördelen att de är relativt okänsliga om data saknas från turbinerna. Däremot är de känsliga för om det har gjorts ändringar i turbinkonfigurationen, till exempel att en nacelleanemomter bytts ut. En viktig del i analysen är därför att undersöka om några ändringar gjorts.
Förlusterna
Index- och historiska effektkurvemetoderna ger ett bruttovärde på produktionen. Från denna måste man ta bort de förluster som förväntas under parkens fortsatta drifttid. Ett enkelt antagande när det gäller förluster, till följd av att turbinerna inte är i normal status, är att titta på de historiska förlusterna och sedan använda dem som långtidsvärden. Detta antagande är troligtvis inte helt korrekt. Det är därför viktigt att de första månaderna efter parkens driftsättning inte inkluderas i analysen, eftersom det då ofta sker olika typer av tester som orsakar förluster vilka inte är representativa för normala driftförhållanden. Dessa förluster uppskattas med hjälp av metoder för att beräkna den potentiella produktionen. Dessa metoder kan delas in i två grupper: historiska effektkurvemetoder och produktionsbaserade metoder. De historiska effektkurvemetoderna är mycket snarlika de metoder som används för att beräkna bruttoproduktionen, medan de produktionsbaserade metoderna beräknar den potentiella produktionen baseras på produktionen från turbinerna i parken. De produktionsbaserade metoderna kräver att minst en turbin i vindparken fungerar som den ska för att en potentiell produktion ska kunna beräknas. De är därför inte lämpliga för platser med mycket is, eftersom isbildning brukar påverka alla turbiner samtidigt.
Gör ett aktivt val
– Den viktigaste slutsatsen är att parkägare bör göra ett aktivt val av metod för uppskattning av parkens förväntade långtidsproduktion baserat på driftdata och inte bara köra enligt någon standardmetod, utan det ska vara en metod som är anpassad till den specifika parken. Med rätt metoder minskar osäkerheten i resultatet. Att ha så säkra prognoser som möjligt är viktigt, inte minst om man vill skriva om lånen eller sälja anläggningen. Analysen ger också svar på hur turbinerna egentligen mår, säger Johan Hansson och fortsätter:
– Vi har också sett att osäkerheten i uppskattningen av långtidsproduktionen motsvarar ungefär hälften av osäkerheten i en uppskattning gjord innan parken byggdes. Att göra en ny produktionsuppskattning 1–2 år efter parkens driftsättning ger därmed en betydligt bättre uppskattning av parkens långtidsproduktion.
Fjärrmätning
I den andra delen av forskningsprojektet har rapportförfattarna studerat hur man kan övervaka prestandan i vindkraftparker och hur man kan använda fjärrmätningar för att optimera prestandan. I projektet har man gjort mätningar med nacellebaserade fjärrmätinstrument. Att undersöka om en turbin står bra mot vinden är en relativt enkel mätning att göra och det har gjorts på många platser. Det finns olika typer av nacellbaserade fjärrmätinstrument och beräkningen av skillnaden mellan vindriktningen och den riktning turbinen har varierar beroende på typ av instrument. Det hör i sin tur ihop med de variabler som respektive instrument mäter.
– Eftersom vi enbart har mätt med en typ av instrument i det här projektet så jag kan inte uttala mig om hur stor skillnaderna är mellan olika instrument. Ur optimeringsperspektiv är det en viktig och relevant mätning, men jag har inte hört någon som lyft frågan om en standard för den här typen av beräkningar. Däremot finns det många som vill att det ska bli möjligt att använda nacellebaserade fjärrmätinstrument för att validera turbinernas effektkurvor.
Johan Hansson anser att det behövs ett standardiserat förhållningssätt så att turbinleverantör och turbinägare får en gemensam utgångspunkt, annars går det inte att använda mätningen för att avgöra om turbinleverantören håller vad den lovar. Men i nuläget så är det väldigt lite som tyder på att nacellebaserade fjärrmätinstrument inom överskådlig framtid kommer att inkluderas i nästa version av den internationella standarden ”IEC 61400-12-1, Power performance measurements of electricity producing wind turbines”.
– Informationen kan vara värdefull som diskussionsunderlag med sin turbintillverkare, men vid eventuell juridisk tvist är denna information oanvändbar, säger Johan Hansson.
Mätning med lidar
Det finns flera fördelar med att göra mätningar med en nacellemonterad lidar jämfört med en mast, som är vad som används idag för validering av effektkurvor. Inte minst är installationen betydligt enklare. Men det finns också flera nackdelar, bland annat kommer terrängens variation runt turbinen att öka osäkerheten i mätningen och på många platser kan det därför vara svårt att göra en mätning med tillräckligt låg osäkerhet för att den ska vara användbar.
– Idag används inte fjärrinstrument i så stor uträckning i den dagliga driften. Många vindkraftägare är intresserade, men instrumenten är ganska dyra och ska man köpa, eller hyra, ett sådant instrument vill man veta att investeringen betalar sig inom rimlig tid. Det är inte alltid helt lätt att bedöma om så är fallet och här behövs dessutom mer forskning för optimalt utnyttjande av de nacellemonterade instrumenten, säger Johan Hansson.
Mätningarna innebär att man kan bedöma eventuella optimeringsbehov. I rapporten beskrivs bland annat vilka orsakerna är till att verken underpresterar jämfört med vad man förväntade sig vid projekteringen. Det kan bero på flera olika saker, exempelvis vindskjuvning, begränsningar i drift på grund av skugga, hög turbulensintensitet eller nedisning.
Nedisning i fokus
Just förluster kopplade till nedisning är fokus är i den tredje rapporten. Detta är en angelägen fråga för många vindkraftsägare, eftersom en stor andel av de svenska parkerna är byggda på platser som påverkas av is. Produktionsförlusterna till följd av nedisning kan uppgå till mer än tio procent per år för de mest utsatta vindparkerna. Det är därför viktigt att ta hänsyn till detta vid uppskattningen av produktionen inför byggnationen.
I detta projekt har man studerat nedisningen av vindkraftverk vid tre platser. I analyserna har data från turbinerna använts. Identifiering av när det varit is i parken har gjorts med hjälp av en tröskeleffektkurva. Metoden går förenklat ut på att om ett produktionsvärde från en turbin är lägre än tröskeleffektkurvan samtidigt som turbinen indikerar normal status så antas det finnas is på bladen. Därefter har man jämfört förlusterna uppskattade från driftdata med förluster uppskattade med hjälp av data från en vädermodell i kombination med en ispåbyggnadsmodell.
Huvudsyftet med detta delprojekt var att kvantifiera isförlusterna med hjälp av de olika metoderna för beräkning av den potentiella produktionen som presenteras i den första rapporten. De som fungerade bäst var de historiska effektkurvemetoderna. Detta eftersom is ofta påverkar alla turbiner i en park samtidigt, vilket gör att metoderna som förlitar sig på att det finns minst en turbin i parken som är i normal drift inte fungerar. Jämförelsen av isförlusterna uppskattade från operationell data och de modellerade isförlusterna visar på god överensstämmelse.
Mer korrekta energiprognoser
– Att det fungerar att modellera isförluster på ett bra sätt är mycket användbart i nya projekt. Vi kan ge bra uppskattning vad isen ger för förluster i produktionen och projektet har därför fyllt en kunskapslucka, säger Johan Hansson.
– Vi har också i detta projekt tittat på energiprognoser kopplat till försäljning av el på Nordpool. På Nordpool ska man ge besked 24 timmar i förväg på hur mycket el man planerar att producera och det bygger i sin tur på energiprognoser baserade på väderprognoser. Om man vid energiprognoserna även tar hänsyn till isbildningen på turbinerna genom att inkludera en istillväxtmodell får man ett signifikant bättre resultat.
Ytterligare en intressant slutsats i rapporten är att forskarna på ett tydligt sätt har sett att isförhållandena kan variera ganska mycket inom en park och att det inte enbart beror på hur högt över havet turbinerna står, vilket är en väldigt viktig parameter. Vindriktningen är också av stor vikt då det visar sig att turbiner som står i lä av andra turbiner har mindre is än de som står först i vindriktningen.
– Det innebär att det är väldigt svårt att modellera detaljerade effekter inom en vindpark. Det krävs helt enkelt mer studier av detta innan det går att använda praktiskt i projekteringen av nya vindparker på platser där isklimatet är tufft, säger Johan Hansson.
Viktigaste slutsatserna
När Johan Hansson ska sammanfatta de viktigaste slutsatserna i rapporterna pekar han framförallt på tre saker. Det första är att som ägare av vindkraftsparker vara aktiv och välja den metod som är bäst lämpad för långtidsuppskattning av produktion. Vilken metod som ska användas beror på vilken data som finns tillgänglig från vindparken och vilken kvalitet den har. Val av metod är avgörande för att få ett användbart resultat.
Det andra är att känna till att en nacellebaserad lidar kan vara nyttig för att utvärdera optimeringsbehovet. Det är också viktigt att en noggrann studie görs för att identifiera den optimala turbinen att mäta på.
Och för det tredje att det går att göra användbara uppskattningar av isförluster med hjälp av en modell, vilken är till hjälp vid bland annat uppskattning av den förväntade långtidsproduktionen och vid dagliga energiprognoser.
– Det handlar i slutändan om att vårda och intressera sig för sin investering. Det går inte att tro att den sköter sig själv. Om man inte själv har kunskapen, ta hjälp och sätt press på turbintillverkarna – som oftast är de som sköter turbinerna – för att optimera driften.
– Rapporterna i detta projekt är ett viktigt bidrag för att höja kunskapen, inte minst hos ägarna av vindkraftparkerna, avslutar Johan Hansson.
Text Ann-Sofie Borglund
Läs mer om Vindforsk och projektet som heter Produktionsanalys och optimering av operationella vindkraftparker och de tre rapporterna från projektet som heter ”Post-construction production assessment of wind farms”, ”Use of remote sensing for performance optimization of wind farms” och ”Quantification of icing losses in wind farms”. Samtliga rapporter är skrivna av konsulter och forskare vid Kjeller Vindteknikk och kan laddas ner här!