INTERACTIE TUSSEN GEBOUW EN WINDAANBOD BIJ KLEINE

Transcriptie

1 FACULTEIT BIO-INGENIEURSWETENSCHAPPEN Academiejaar INTERACTIE TUSSEN GEBOUW EN WINDAANBOD BIJ KLEINE WINDTURBINES GEPLAATST OP DAKEN Alexander CHRISTIAEN Promotoren: Prof. dr. ir. J. PIETERS Dr. M. RUNACRES Masterproef voorgedragen tot het behalen van de graad van MASTER IN DE BIO-INGENIEURSWETENSCHAPPEN: MILIEUTECHNOLOGIE

2 ii

3 FACULTEIT BIO-INGENIEURSWETENSCHAPPEN Academiejaar INTERACTIE TUSSEN GEBOUW EN WINDAANBOD BIJ KLEINE WINDTURBINES GEPLAATST OP DAKEN Alexander CHRISTIAEN Promotoren: Prof. dr. ir. J. PIETERS Dr. M. RUNACRES Masterproef voorgedragen tot het behalen van de graad van MASTER IN DE BIO-INGENIEURSWETENSCHAPPEN: MILIEUTECHNOLOGIE i

4 Toelating tot bruikleen De auteur en de promotor geven de toelating deze masterproef voor consultatie beschikbaar te stellen en delen van de masterproef te kopiëren voor persoonlijk gebruik. Elk ander gebruik valt onder de beperkingen van het auteursrecht, in het bijzonder met betrekking tot de verplichting uitdrukkelijk de bron te vermelden bij het aanhalen van resultaten uit deze masterproef. Gent, juni 2011 Prof. dr. ir. J. Pieters A. Christiaen i

5 Woord vooraf Vooraleer jullie in te wijden in de wereld van kleine windturbines wil ik jullie nog even wijzen op de verdiensten van een groot aantal mensen uit mijn omgeving. Een masterproef schrijft men niet alleen, heel veel mensen hebben hier een groot aandeel in, ik wil dan ook de tijd nemen deze mensen stuk voor stuk welgemeend te danken. Vooreerst wil ik mijn promotoren, Prof. dr. ir. Jan Pieters en Dr. Mark Runacres, bedanken voor hun gestructureerde begeleiding. Zowel hun algemene richtlijnen als hun concrete en snelle antwoorden op mijn vragen waren een grote hulp. Telkens wijzend naar de juiste richting. Bedankt hiervoor. Ook wil ik graag de mensen van de Erasmushogeschool Brussel bedanken die hun apparatuur ter beschikking stelden en hun hulp aanboden bij experimentele metingen. Graag wil ik ook Prof. dr. ir. Frederik Ronsse bedanken, die mij ontzettend veel geholpen heeft met het wegwijs raken in COMSOL en veel tips en hulp aangeboden heeft bij het opbouwen van het model. Bedankt ook aan ir. Jochem Vermeir, ing. Dieter Iemants en Eddy Philips voor het meehelpen opstellen van de 2 meetmasten en voor de hulp die ze telkens aanboden indien één van de instrumenten niet meer functioneerde. Tenslotte mogen mijn familie en vrienden in dit dankwoord niet ontbreken. Ik wil ze bedanken voor de tijd die ze vrij maakten om hun bijdrage te leveren aan deze scriptie, en voor de steun en het vertrouwen gedurende mijn studentenjaren. Juni 2011, Alexander Christiaen ii

6 Lijst met afkortingen 2D Tweedimensionaal 3D Driedimensionaal CFD Computational Fluid Dynamics HAWT Horizontal Axis Wind Turbine NCW Netto contante waarde RANS Reynolds-averaged Navier-Stokes TVT Terugverdientijd VAWT Vertical Axis Wind Turbine WT Windturbine ZW Zuidwest iii

7 Samenvatting In deze masterproef zal nagegaan worden wat de invloed is van een gebouw op de windkarakteristieken en de groei van de recirculatiezone boven een gebouw, dit aan de hand van het ontwikkelen van een 2D-recirculatiemodel en het uitvoeren van metingen. Deze masterproef bestaat uit twee grote delen. In een eerste deel zal de lezer een literatuuronderzoek aantreffen over de algemene zaken betreffende kleine windturbines en windturbinetechnologie. Ook wordt in een zelf opgestelde case de terugverdientijd bepaald van 2 kleine windturbines van het type Raum 3.5kW. De literatuurstudie sluit af met een bespreking van de mogelijke hinderaspecten van kleine windturbines in de bebouwde omgeving. Naast de literatuurstudie worden enkele aspecten overlopen, zoals turbulentie, effecten op de vermogenscurve, etc. voor een goed begrip van het vervolg van de projecttekst. Deel twee van deze masterproef beschrijft het eigenlijke onderzoek. In het eerste luik wordt een 2D-recirculatiemodel ontwikkeld in het softwarepakket COMSOL Multiphysics. Een model om de groei van de recirculatiezone over 2D-gebouwen te simuleren. Naast de gesimuleerde 2D-recirculatiezones te vergelijken met het model van Wilson en de studie van Mertens, worden ook nog gevoeligheidsanalyses uitgevoerd naar de invloed van de hoogte van het gebouw, de input-windsnelheden, de ruwheidshoogte van het stroomopwaarts liggende terrein en de keuze van de referentiehoogte. In het tweede luik van het onderzoek worden metingen uitgevoerd, kijkend naar de invloed van het gebouw op de 3D-gemiddelde windsnelheid en dit voor verschillende hoogtes en plaatsen. Tenslotte wordt in hetzelfde gebied ook de turbulentie-intensiteit geanalyseerd. Het verdient namelijk aanbeveling om windturbines op daken boven het gebied met lage windsnelheid en/of hoge turbulentie te plaatsen. In de laatste onderzoeksfase wordt het opgebouwde 2D-recirculatiemodel gevalideerd aan de hand van de meetresultaten en worden de karakteristieken van het gemeten windaanbod bestudeerd. Dit laatste deel wordt afgesloten met een hoofdstuk waarin de belangrijkste conclusies worden samengevat en waarin enkele overwegingen worden gemaakt die nuttig kunnen zijn voor toekomstig onderzoek. Het opgebouwde 2D-recirculatiemodel vertoont kwalitatieve overeenkomsten met eerder werk zoals de studie van Mertens. Echter, de model- en meetresultaten verschillen sterk van elkaar. Alle meetresultaten, ondanks de verschillende meethoogtes en -plaatsen, worden gekarakteriseerd door een sterke variabiliteit in windrichting, windsnelheid en skew angle. Dit is één van de hoofdredenen waarom de gemeten recirculatiezone (scheidingslijn van de verhoogde windsnelheid t.o.v. de referentiewindsnelheid) zich hoger bevindt dan waar de modellen het voorspellen. Nieuwe recirculatiemodellen welke rekening houden met dit sterk variabele windaanbod zullen een beter beeld kunnen geven van de groei van de recirculatiezone boven een gebouw. Trefwoorden: Kleine windturbines, bebouwde omgeving, windkarakteristieken, recirculatiezone iv

8 Inhoudsopgave 1 Literatuurstudie Indeling windturbines Theoretische energieproductie Drift versus Lift Driftgedreven rotor Liftgedreven rotor VAWT versus HAWT Turbines met een verticale rotoras Turbines met een horizontale rotoras Windkarakteristieken Globale windaanbod in de bebouwde omgeving Lokale wind in de bebouwde omgeving Economisch aspect Terugverdientijd Vergelijking terugverdientijden Mogelijke hinderaspecten Geluid Slagschaduw Veiligheid en trillingen Doelstellingen Theoretische achtergrond Invloed van turbulentie op de vermogenscurve Turbulentie Turbulentie-intensiteit Effecten van turbulentie Turbulentiecorrectie op de vermogenscurve v

9 2.2 Invloed van de skew angle op de vermogenscurve Materiaal en methoden Modelleren COMSOL Multiphysics Model Metingen Meetopstelling Uitgevoerde metingen Protocol Resultaten Modelleringsresultaten Onafhankelijkheid van de keuze van vermazing D-recirculatiezone Gevoeligheidsanalyses Meetresultaten Karakteristieken van het gemeten windaanbod Analyse van de 10-minutengemiddelde resultaten Validatie Resultaten boven het midden van het dak Resultaten op 3.5 m van de dakrand Bespreking resultaten Conclusies en verder onderzoek Algemene conclusies Verder onderzoek Bibliografie Bijlage vi

10 Inleiding Hernieuwbare energieproductie wordt als één van de oplossingen voor het energie- en klimaatprobleem naar voor geschoven. Wereldwijd werden de afgelopen jaren diverse toepassingen van hernieuwbare energie bestudeerd en gecommercialiseerd. Particulieren en bedrijven maken tegenwoordig vooral gebruik van fotovoltaïsche panelen als een manier om aan eigen energieproductie te doen. Recent is er echter een trend merkbaar waarbij particulieren en bedrijven naar alternatieven zoeken. Windenergie is hierbij een voor de hand liggende oplossing. Gelet op de problematiek van grootschalige windturbines (vergunningenbeleid, afwegingskader, randvoorwaarden voor de inplanting, ) komt de decentrale productie door middel van kleine windturbines meer in het verschiet. In tegenstelling tot grote windturbines, die een fase van technische volwassenheid bereiken, worden kleine windturbines nog steeds geplaagd door relatief hoge productie- en aanschafkosten en relatief lage betrouwbaarheid en energieopbrengst. Deze kleine windturbines hebben wel een aantal voordelen: plaatsing van turbines nabij de locatie waar de energie benut zal worden en een afname van plaatsingsdruk op het landelijke gebied en/of open ruimten. Door turbines in de bebouwde omgeving te plaatsen kan wind ook dichter bij de burger gebracht worden, iets wat de bewustwording van het energieverbruik en van duurzame energie kan helpen bevorderen. Naast de technologie is het sterk variërende lokale windaanbod in de bebouwde omgeving (sterke variatie in windsnelheid, windrichting, ) een zeer belangrijke factor in de energieproductie van kleine windturbines. Daarom werd in dit onderzoek de invloed van het gebouw op het gedrag van de wind geanalyseerd. Deze masterproef bestaat uit twee grote delen. In een eerste deel zal de lezer een literatuuronderzoek aantreffen over de algemene zaken betreffende kleine windturbines en windturbinetechnologie. Daarnaast worden in hoofdstuk 2 enkele aspecten overlopen die nodig zijn voor een goed begrip van het vervolg van de projecttekst. Deel twee van deze masterproef beschrijft het eigenlijke onderzoek. Zowel de opbouw van het model en de verrichte simulaties (Cfr. Sectie 3.1) als de opbouw van de testopstelling samen met de uitgevoerde experimenten (Cfr. Sectie 3.2) komen er aan bod. In hoofdstuk 4 analyseren we alle resultaten en valideren we het opgebouwde 2D-recirculatiemodel. Tenslotte eindigen we met hoofdstuk 5 waarin de belangrijkste conclusies worden samengevat en waarin we enkele overwegingen maken die nuttig kunnen zijn voor toekomstig onderzoek. vii

11 Hoofdstuk 1 1 Literatuurstudie 1.1 Indeling windturbines Windturbines komen zowel vrijstaand voor als gekoppeld aan gebouwen of constructies. Vanwege de diversiteit in masthoogte en/of vermogen van windturbines wordt in de Omzendbrief LNE/2009/01 - RO/2009/01 van de Vlaamse Regering (2009) een onderverdeling gemaakt in drie hoofdcategorieën: Kleine windturbines: Maximaal 15 m masthoogte. De masthoogte wordt steeds gemeten vanaf de voet van de windturbine. Dit wil zeggen vanaf het maaiveld indien de windturbine op de grond wordt geplaatst, of vanaf het dak wanneer de windturbine op een gebouw wordt geplaatst. Voor de inplanting van een kleine windturbine is een stedenbouwkundige vergunning (SBV) nodig, verleend door het gemeentebestuur (in eerste aanleg). Middelgrote windturbines: Boven de limieten vastgelegd voor kleine windturbines (vanaf 15 m masthoogte) tot maximaal 300 kw vermogen. Voor de inplanting van een middelgrote windturbine is een stedenbouwkundige vergunning nodig, verleend door de gewestelijk stedenbouwkundig ambtenaar (SBA). Een beperkte lokalisatienota dient toegevoegd te worden aan het aanvraagdossier. De lokalisatienota toetst het project aan het lokaal en provinciaal structuurplan en beschrijft en beoordeelt de relatie met de gestelde randvoorwaarden en het afwegingskader van de omzendbrief [Energiesparen, 2011]. Grote windturbines: Windturbines met een vermogen boven 300 kw. Vanaf dit vermogen is zowel een stedenbouwkundige- als een milieuvergunning (MV) vereist. Een volledige lokalisatienota dient opgemaakt te worden. Tabel 1.1: Overzicht indeling windturbines (WT) [Vlaamse Regering, 2009] Kleine WT Middelgrote WT Grote WT Ashoogte [m] 15 > 15 > 15 Vermogen [kw] > 300 Vergunningen SBV SBV SBV + MV Vergunningverlenende overheid gemeentelijk SBA gewestelijk SBA gewestelijk SBA + Bestendige Deputatie Extra - beperkte lokalisatienota volledige lokalisatienota 1

12 In wat volgt, worden beschouwingen enkel met betrekking tot kleine windturbines besproken. Vele principes en bepalingen omtrent kleine windturbines zijn ook geldig voor middelgrote en grote turbines. De link met middelgrote en grote windturbines zal echter niet meer expliciet vermeld worden. 1.2 Theoretische energieproductie Om een beter inzicht te krijgen in de vermogengeneratie door windturbines, wordt kort de theoretische achtergrond m.b.t. energiegeneratie geschetst. Hierbij wordt vertrokken van de kinetische energie van een luchtmassa die met een snelheid beweegt. Volgens de tweede wet van Newton en de arbeid-kinetische energiestelling heeft deze luchtmassa een kinetische energie gelijk aan: = 1 2 (1.1) De massa lucht die per seconde door een rotoroppervlak stroomt, wordt gegeven door: = (1.2) met de soortelijke massa van lucht ( kg/m 3 bij 0 C) [Air Properties, 2011], het rotoroppervlak en de ogenblikkelijke windsnelheid. Uit de twee voorafgaande vergelijkingen kan het ogenblikkelijke vermogen van de wind ter hoogte van de rotor afgeleid worden: = 1 2 = 1 8 (1.3) Bovenstaande formule toont aan dat het potentiële vermogen van een windturbine proportioneel is met de windsnelheid tot de 3 de macht en de rotordiameter tot de 2 de macht. De elektriciteitsproductie zal bijgevolg sterk bepaald worden door het lokale windaanbod en de grootte van de rotordiameter. In realiteit kan slechts een deel van het vermogen van de wind door een windturbine omgezet worden in elektrische energie, aangezien verliezen optreden bij energieconversie. Om het potentieel winbare vermogen van een windturbine te bepalen, moet de vermogenscoëfficient ook nog toegepast worden op vergelijking 1.3: = 1 2 (1.4) Volgens de wet van Betz is er een theoretisch maximale hoeveelheid energie die door middel van een rotor aan een stromend fluïdum (wind) kan worden onttrokken [Burton et al., 2001]. Hieronder wordt een voorbeeld gegeven van een horizontale windturbine met rotoroppervlak en die een windsnelheid ondervindt (Cfr. Figuur 1.1). 2

13 Figuur 1.1: Horizontale windturbine onderworpen aan een frontale luchtstroming [Berg, 2007] Aangezien de windturbine kinetische energie aan de wind onttrekt, zal de windsnelheid na de rotor, de downwind snelheid, lager zijn dan de upwind snelheid. De overgangssnelheid ter hoogte van de rotor wordt dan: = 1 2 (1.5) Het onttrokken vermogen is het verschil in kinetische energie van het instromende en uitstromende fluïdum per tijdseenheid: = 1 2 = 1 4 (1.6) = Door te differentiëren naar wordt een maximale waarde voor bereikt bij =. Substitutie van deze waarde in vergelijking 1.6 geeft: = (1.7) De vermogenscoëfficient = voor liftgedreven windturbines heeft dus een maximale waarde, = = Analoog kan aangetoond worden dat voor driftgedreven windturbines, 0.11 maximaal bedraagt [Mertens, 2006]. Echter, door het ontwerp van de windturbine, turbulentie en het feit dat de windsnelheid van plaats tot plaats varieert, ligt steeds lager dan deze voorgaande maximale waarden. Voor een typische moderne windturbine ligt de vermogenscoëfficient maximaal rond de 0.4. Om het uiteindelijk elektrisch vermogen te bekomen, moet het potentieel vermogen (Cfr. Vergelijking 1.4) nog vermenigvuldigd worden met het mechanisch rendement van de overbrenging en het elektrisch rendement van de generator. Hoewel de elektriciteitsproductie door een windturbine theoretisch evenredig is met, is het elektrisch vermogen van een windturbine echter niet onbeperkt. Deze laatste wordt namelijk beperkt tot het nominale vermogen of het volle vermogen waarvoor ze berekend werd. De relatie tussen het opgewekte elektrische vermogen en de windsnelheid (PV-curve of power curve) wordt weergegeven in figuur 1.2. Deze relatie kan echter sterk verschillen, afhankelijk van het type windturbine. 3

14 Figuur 1.2: PV-curve, type windturbine: Raum [Ingreenious, 2010] De grote betrouwbaarheidsintervallen boven de 10 m/s werden veroorzaakt door de meetmethode zelf. Deze meetwaarden waren te wijten door windstoten en zijn dus niet representatief om berekeningen mee uit te voeren [Ingreenious, 2010]. Bovenstaande figuur toont aan dat een windturbine een bepaalde startsnelheid of cut-in snelheid heeft, waarbij de windsnelheid hoog genoeg is om alle mechanische verliezen, eigen aan de turbine, te overwinnen. Is de windsnelheid lager dan deze kritieke waarde, dan ligt de turbine stil en wordt er dus geen energie opgewekt. Wanneer echter de windsnelheid stijgt, neemt het geproduceerde vermogen sterk toe. Zowel een lage cut-in snelheid als de steilheid van de stijging van de PV-curve zijn belangrijk bij kleine windturbines aangezien deze door hun beperkte hoogte minder van de hoge windsnelheden kunnen genieten. Eens de cut-out snelheid bereikt wordt, wordt de windturbine geremd tot stopzetten om schade door de hoge windsnelheden te voorkomen [Vaughn, 2009]. De windsnelheid heeft een stochastisch karakter en indien deze op een specifieke site gedurende een periode zou opgemeten worden en in een histogramverdeling zou uitgezet worden, neemt deze nagenoeg steeds de vorm aan van een Rayleigh verdeling (kansdichtheidsverdeling, hoe vaak komt welke windsnelheid voor). Figuur 1.3 toont een voorbeeld van zo n Rayleigh verdeling. Hogere windsnelheden vertonen dus meer spreiding dan lagere. Een correcte schatting van de jaarlijkse energieproductie kan bekomen worden door de vermogenscurve van de desbetreffende windturbine te vermenigvuldigen met het windhistogram van de specifieke site. Figuur 1.3 illustreert dat het grootste deel van het vermogen geproduceerd wordt door windsnelheden die minder voorkomen, met de typische verdeling van productie tot gevolg. 4

15 Figuur 1.3: Verdeling van de windsnelheid - Rayleigh verdeling (rood) en energieproductie (blauw). [Navajo, 2011] 1.3 Drift versus Lift Windturbines worden geclassificeerd volgens de interactie van de wieken met de wind (aërodynamica) en volgens de oriëntatie van de rotoras ten opzichte van de grond (Cfr. Sectie 1.4). Op vlak van aërodynamica zijn er verschillende manieren om windenergie om te zetten in mechanische energie. Deze conversie kan gerealiseerd worden door een driftgedreven rotor of een liftgedreven rotor of een combinatie van beide concepten, een hybride rotor. Deze laatste zal hier niet verder besproken worden Driftgedreven rotor Bij de driftgedreven rotortypes oefent de wind een directe voorwaartse druk uit op de rotorbladen waardoor deze beginnen te draaien. Deze driftgedreven rotorbladen zijn zodanig gevormd dat ze een hoge weerstand bieden aan de wind die invalt in de bewegingsrichting en een zo laag mogelijke weerstand hebben voor de wind die tegen de andere kant van het blad blaast (Cfr. Figuur 1.4). Hiertoe is echter een groot materiaalgebruik vereist en de rotorbladen kunnen fysisch gezien nooit een hogere tipsnelheid bereiken dan de windsnelheid. De driftgedreven rotortypes worden dus getypeerd door een lage aërodynamische efficiëntie. Hierdoor zijn het rendement en dus ook de opbrengst vaak beperkt. Dit type zal daarom niet verder in detail besproken worden. 5

16 Figuur 1.4: Schematische voorstelling van een driftgedreven systeem [Berg, 2007] Liftgedreven rotor Windturbines kunnen gebruik maken van het liftprincipe waarbij de rotorbladen (airfoils) de horizontale luchtverplaatsing omzetten in een rotatiebeweging. Het rotorblad wordt in een luchtstroom geplaatst. De bovenkant van het rotorblad heeft een convexe doorsnede, aan de onderkant is het min of meer vlak. Aan deze convexe doorsnede lopen de stroomlijnen dichter bij elkaar waardoor de luchtsnelheid aan deze zijde hoger is dan aan de vlakke onderkant (wet van behoud van massa). De wet van Bernoulli stelt: 1 2 = (1.8) Aangezien constant is, heerst er aan de bovenkant van de vleugel een lagere druk dan aan de onderkant, zodat er een liftkracht ontstaat. Deze liftkracht staat loodrecht op de aanstroomrichting van de wind. In het verlengde van de aanstroomrichting bevindt zich de driftkracht welke een weerstand zal bieden. Eens de vorm van de vleugel gekend is, bepalen de windsnelheid en de aanvalshoek de grootte van beide lift- en driftkrachten (Cfr. Figuur 1.5). Figuur 1.5: Schematische voorstelling van het liftprincipe [Berg, 2007] 6

17 Vertrekkend vanuit vergelijking 1.4 en na enkele omzettingen kan het potentieel vermogen van dit rotortype beschreven worden door [Berg, 2007]: = (1.9) Of = met: = 1 (1.10) met de windsnelheid en de wiektipsnelheid. Figuur 1.6 toont de experimenteel bepaalde lift en drift coëfficiënt, en respectievelijk, van een bepaald type windturbinewiek [Berg, 2007]. Wanneer echter de aanvalshoek bij dit type wiek groter wordt dan 9 graden, zal een scheiding van de windstroom gecreëerd worden welke veel weerstand genereert. Turbulentie zal ontstaan, de driftkracht zal sterk toenemen en de liftkracht zal afnemen wat nefast is voor de opbrengst van de turbine. Dit fenomeen wordt stall genoemd. Figuur 1.6: Lift en drift coëfficiënt in functie van de aanvalshoek voor een bepaald type wiek [Berg, 2007] Door het liftprincipe kan de rotatiesnelheid aan de wiektip, de windsnelheid zelf overschrijden. Turbines welke gebruik maken van het liftprincipe hebben dus een hogere aërodynamische efficiëntie in vergelijking met de driftgedreven types. Dit gegeven maakt het gebruik van liftgedreven windturbines zeer aantrekkelijk. 7

18 1.4 VAWT versus HAWT Kleine windturbines kunnen ook ingedeeld worden volgens het ontwerp van de rotor. We onderscheiden daarbij twee hoofdcategorieën: enerzijds de turbines met een verticale rotoras (VAWT of 'Vertical Axis Wind Turbine') en anderzijds de turbines met een horizontale rotoras (HAWT of 'Horizontal Axis Wind Turbine') Turbines met een verticale rotoras De turbines met een verticale rotoras zijn meestal kleiner en mechanisch eenvoudiger dan hun tegenhangers met een horizontale as. Het grote voordeel van een VAWT is dat deze nooit naar de wind gericht moet worden. Bovendien kan de generator beneden aan de voet van de turbine opgesteld worden, wat niet alleen makkelijk is bij het opzetten van de turbine, maar ook later bij een onderhoud of een eventuele reparatie. Een ander voordeel is verminderde trilling voor VAWT s met bijvoorbeeld een spiraalvorm waarbij de massa gelijkmatig om de rotoras verspreid is. Toch zijn er ook enkele nadelen. Het volledige gewicht van de rotor rust meestal op één enkel lager. Bij hogere windsnelheden wordt het lager dus blootgesteld aan hoge torsiekrachten. Daarnaast krijgen de rotorbladen het ook zwaar te verduren. De steeds wisselende belasting waaraan ze onderhevig zijn (in de wind, uit de wind, in de wind,...) kan tot vermoeiing en breuk leiden. Figuur 1.7: Illustratie van een turbine met een verticale rotoras - Turby [Turby Emerging Energy, 2011] Turbines met een horizontale rotoras Turbines met een horizontale as zijn tegenwoordig de meest gebruikte uitvoeringsvorm van een turbine. Deze turbines werken steeds volgens het liftprincipe waardoor het rendement hoger ligt (hogere aerodynamische efficiëntie) dan het driftgedreven type. Bovendien gaat op geen enkel moment een rotorblad een kracht uitoefenen tegengesteld aan de windrichting (wat wel het geval is bij de VAWT). Iedere rotorwiek genereert dus gedurende de volledige omtrek arbeid. Toch zijn er ook een aantal nadelen. Zo moet het rotoroppervlak steeds loodrecht in de windrichting geplaatst worden, wat in werkelijkheid niet altijd het geval is en wat dus nefast is voor de opbrengst van de windturbine. Dit is tevens een oorzaak van extra belasting. Tenslotte wordt de generator steeds bovenaan gemonteerd, wat de moeilijkheidsgraad van de installatie verhoogt, maar ook dat van de onderhoudswerken. 8

19 Figuur 1.8: Illustratie van een turbine met een horizontale as [Berg, 2007] 1.5 Windkarakteristieken Zoals beschreven in sectie 1.2, is het lokale windaanbod een bepalende factor in de energieproductie van kleine windturbines Globale windaanbod in de bebouwde omgeving Als gevolg van afnemende wrijving neemt de windsnelheid toe tussen het aardoppervlak en een hoogte, waar de geostrofische windsnelheid bereikt wordt. Op deze hoogte is de wrijvingskracht zo klein, dat deze geen rol meer speelt. De laag tussen het aardoppervlak en wordt de atmosferische grenslaag genoemd. Vlak boven het aardoppervlak is de windsnelheid 0. De hoogte waar de windsnelheid net groter dan 0 wordt, wordt gedefinieerd als de ruwheidshoogte (Cfr. Tabel 1.2). is in vergelijking 1.11 een schaalparameter en is niet noodzakelijk net groter dan 0. De toename van de gemiddelde windsnelheid met de hoogte wordt weergegeven in de volgende machtswet: = (1.11) De exponent is een experimenteel te bepalen getal, afhankelijk van de temperatuurgradiënt tussen beide hoogten, de windsnelheid, de oppervlakteruwheid en de hoogte. Voor windsnelheidsprofielen tussen 10 en 100 m kan de waarde van als onafhankelijk van de hoogte beschouwd worden. Discrete waarden voor zijn beschikbaar, zowel voor de Bultynck/Malet stabiliteitsklassen-indeling als die van Pasquill [Van Renthergem, 1999]. Beneden de 10 m is de machtswet niet bruikbaar aangezien de wrijving met het aardoppervlak en obstakels te groot wordt opdat aan de machtswet voldaan zou worden [Langenhove, 2011]. 9

20 Tabel 1.2: Waarden van ruwheidshoogtes voor verschillende terreintypes [Manwell et al., 2009] Ruwheidshoogte [m] Terreinbeschrijving 0.03 Open veld 0.5 Voorstad 0.8 Bos 1 Bebouwde omgeving Een andere theoretische formule om de windsnelheid op een bepaalde hoogte te berekenen, is de logaritmische relatie, vergelijking 1.12, welke gebruik maakt van de ruwheidshoogte en de wrijvingssnelheid, zijnde een maat voor de turbulente fluctuaties: = ln (1.12) met de windsnelheid op een hoogte boven het aardoppervlak en de Von Karman constante ( =0.4). Vergelijking 1.12 is geldig tot m boven het aardoppervlak in een neutrale atmosfeer [Mertens, 2006]. Figuur 1.9: Het gemiddelde horizontale windsnelheidsprofiel in functie van de hoogte over een grasland met ruwheidshoogte [Mertens, 2006] Echter, in de bebouwde omgeving moet deze laatste logaritmische relatie (Vergelijking 1.12) aangepast worden om rekening te kunnen houden met de ruwheid van de bebouwde omgeving, namelijk: = ln (1.13) met de verdringingsdikte welke volgens Panofsky en Dutton (1984) typisch 75% is van de gemiddelde hoogte van de ruwe elementen : =0.75 (1.14) Figuur 1.10: Het gemiddelde horizontale windsnelheidsprofiel in de bebouwde omgeving (volle lijn) met het gemiddelde horizontale windsnelheidsprofiel over grasland (stippellijn) [Mertens, 2006] 10

21 Vergelijking 1.13 is echter niet geldig op of naast gebouwen. Enkel rekening houdend met het globale windaanbod is dus niet voldoende. Ook zeer plaatselijke condities dienen in beschouwing genomen te worden Lokale wind in de bebouwde omgeving Windstromingen op of naast gebouwen zijn zeer complex. Zowel de gemiddelde windsnelheid als windrichting varieert sterk als functie van plaats en tijd. Karakterisatie van stromingscondities op en naast gebouwen In de praktijk worden windeffecten rond allerlei objecten meer in detail bepaald aan de hand van windtunnelexperimenten en simulaties. Een voorbeeld van de complexe stromingscondities aanwezig rond rechthoekige gebouwen wordt weergegeven in figuur Figuur 1.11: Visualisatie van een windstroming rond een rechthoekig gebouw in een windtunnelexperiment (de wind komt van links) [Mertens, 2005] Een recirculatiezone boven het gebouw, startend van de dakrand, kan onderscheiden worden. Ook stroomopwaarts en -afwaarts van het gebouw kan een turbulente zone (vortex) waargenomen worden. De details van de windstroming, zoals te zien in figuur 1.11, zijn zeer complex, maar met behulp van state-of-the-art modellen kan toch een vrij goed beeld gevormd worden van het lokale windaanbod in de bebouwde omgeving. Bepalen van de recirculatiezone (scheidingslijn) Bij de meest voorkomende rechthoekige gebouwen ontstaat boven het dak een gebied met een lage gemiddelde windsnelheid en een hoge turbulentiegraad, de recirculatiezone genoemd. Onderstaande Computational Fluid Dynamics (CFD) simulatie geeft deze laatste duidelijk weer. (Cfr. Figuur 1.12 waarbij de blauwe kleur de lage windsnelheden weergeeft. De hogere windsnelheden zijn te vinden in het gebied met een rood-oranje kleur.) Het verdient aanbeveling om windturbines op daken in het gebied met de verhoogde windsnelheid te plaatsen (boven de recirculatiezone). Het bepalen van de scheidingslijn tussen de verhoogde en verlaagde windsnelheid is dus hierbij van groot belang. 11

22 Recirculatiezone Figuur 1.12: Computational Fluid Dynamics (CFD) simulatie van Mertens van de windsnelheden rond een rechthoekig gebouw (de wind komt van links) [Mertens, 2006] Uit windtunnelexperimenten en simulaties is gebleken dat de wind aan de dakrand van een gebouw, onder een bepaalde hoek ten opzichte van de horizontale daklijn, naar boven is gericht [Mertens, 2006]. Deze hoek tussen de dakrand en de recirculatiezone wordt de skew angle genoemd. Deze laatste varieert met: de positie op het gebouw, de ruwheid stroomopwaarts, de grootte van het gebouw, de ronding van de dakrand en de windrichting van de vrije luchtstroom ten opzichte van het gebouw. De afhankelijkheid van de positie op het gebouw is duidelijk te zien op figuur 1.12, namelijk een toename in windsnelheid naarmate men naar een hoger gebied gaat. De druk daarentegen neemt af bij toenemende hoogtes. Deze drukgradiënt forceert de stroming in een kromming zoals te zien op figuur 1.12 [Mertens, 2006]. Volgens de studie van Mertens (2006) resulteert een grotere ruwheid voor het gebouw in een kleinere luchtmassastroom richting het gebouw (de windsnelheid neemt af en het windsnelheidsprofiel verandert bij toenemende ruwheid). Dit zorgt ervoor dat de recirculatiezone dichter bij het gebouw blijft en dus de hoek tussen de dakrand en de recirculatiezone kleiner wordt. Hetzelfde vindt Mertens voor de grootte van het gebouw waarbij de recirculatiezone dichter bij het gebouw blijft bij kleinere gebouwen. [Mertens, 2006]. Modellen voor de groei van een 2D-recirculatiezone Wilson (1974) ontwikkelde een empirisch model voor het bepalen van de groei van een 2Drecirculatiezone. Er werd een correlatie gevonden tussen de verschillende metingen op de gebouwen, namelijk: =0.28 (1.15) met de verticale hoogte van de recirculatiezone boven het gebouw [m], de hoogte van het gebouw [m] en de horizontale afstand stroomafwaarts van de dakrand [m]. In werkelijkheid is het niet zo dat blijft groeien voor steeds groter wordende. Dit weer aan gaan liggen van de stroming moet dus ook betrokken worden in de beschouwing van de minimaal benodigde hoogte boven het dak. Daarnaast maakte Mertens (2005) CFD-simulaties van de recirculatiezone om deze te kunnen vergelijken met het model van Wilson. De resultaten van de simulaties voor 2D-gebouwen 12

23 (oneindig lange dakrand) worden weergegeven in onderstaande figuur voor verschillende ruwheidshoogtes. Figuur 1.13: CFD-simulaties van Mertens van een 2D-recirculatiezone in vergelijking met het Wilson model (gebouw 20 m hoogte en met b de diepte 10 m) [Mertens, 2005] Zoals te zien op figuur 1.13, is er een duidelijke overeenkomst tussen beide modellen voor een ruwheidshoogte =1 (bebouwde omgeving), zeker voor locaties stroomafwaarts van de dakrand. Echter, de studie van Mertens (2005; 2006) toont wel een duidelijk verschil aan in het begin van de dakrand. De scheidingslijn tussen de verlaagde en verhoogde windsnelheden ligt namelijk dichter bij het platte dakoppervlak dan berekend volgens Wilson. Daarnaast is ook op te merken dat de waarde van de windsnelheid niet belangrijk is voor de vorm van de recirculatiezone (merk op dat er ook geen windsnelheidscomponent aanwezig is in vergelijking 1.15). Volgens Mertens is het model van Wilson zeker bruikbaar, maar is het niet in staat om accurate voorspellingen te maken van de groei van de recirculatiezone [Mertens 2006]. Versnellend effect boven de recirculatiezone Mertens heeft daarnaast een analyse uitgevoerd van het windsnelheidsprofiel op gebouwen voor verschillende ruwheidshoogtes. Figuur 1.14 toont het verticale windsnelheidsprofiel boven het midden van een plat dakoppervlak. is de verhouding tussen de windsnelheid op hoogte op een plat dak tot de ongestoorde windsnelheid op hoogte (met = ) voor het gebouw. Op onderstaande figuur is duidelijk te zien dat er boven de berekende recirculatiezone een verhoogde windsnelheid plaatsgrijpt. Volgens Mertens kan de windsnelheid boven deze recirculatiezone zo n 30% hoger zijn dan de ongestoorde windsnelheid ver voor het gebouw [Mertens, 2005; Dutton et al., 2005]. Het verdient daarom ook aanbeveling om windturbines op daken boven de recirculatiezone te plaatsen. Zoals eerder aangehaald, is het bepalen van de scheidingslijn tussen de verlaagde en verhoogde windsnelheid van groot belang. 13

24 Figuur 1.14: Windsnelheidsprofiel boven het midden van het dak genormaliseerd door de ongestoorde windsnelheid [Dutton et al., 2005] 1.6 Economisch aspect Terugverdientijd Het aanbod van de kleine windturbines blijft vrij beperkt met navenant hoge prijzen voor de meeste turbines. Daarnaast hebben sommige van deze turbines nog met heel wat technische problemen af te rekenen. Ondanks dit, laten de meetresultaten van het testveld te Schoondijke, Zeeland [Ingreenious, 2009] en Oostende [Power-link Monitoring, 2011], zien dat er toch enkele kleine windturbines (de Skystream, Fortis Montana en Raum 3.5 kw) in staat zijn te concurreren met zonnepanelen. In wat volgt wordt de terugverdientijd van een installatie van 2 kleine windturbines van het type Raum 3.5kW bepaald. Tenslotte zal een vergelijking gemaakt worden met de terugverdientijd met of zonder subsidies en kosteloos onderhoud. De kosten In deze zelf opgestelde case worden 2 kleine windturbines van het type Raum 3.5kW geplaatst op het dak van een fictieve KMO te Ukkel; plaatsing gebeurd in Volgens de productinfo van Raum Energy [Raum Energy, 2009] bedraagt de kostprijs van een Raum 3.5kW euro inclusief plaatsing (excl. btw). Kosten van 2 kleine windturbines van het type Raum 3.5kW (Cfr. Tabel 1.3): euro Op de rekenbladen van [Enerpedia, 2011] die raadpleegbaar zijn voor een gedetailleerde berekening van terugverdientijden voor kleine windturbines, wordt gesteld dat het jaarlijks onderhoud van kleine windturbines 1.5% van de totale investering bedraagt. In deze case zal rekening gehouden worden met het jaarlijkse onderhoud van de windturbines, maar niet met de eventuele vervanging van onderdelen. Kosten onderhoud (Cfr. Tabel 1.3): euro jaar =315 euro jaar 14

25 De baten De uitgespaarde elektriciteitskost kan bepaald worden aan de hand van de geproduceerde elektriciteit. Hierbij wordt gerekend met gemiddeld 2992 kwh/wt/jaar (rekening houdend met de Rayleigh verdeling [Raum Energy, 2009]) bij een gemiddelde windsnelheid van 4 m/s in het industriegebied te Oostende (jaargemiddelde windsnelheid, meethoogte 10 m [Power-link Monitoring, 2011]). Wel dient opgemerkt te worden dat dit sterk kan variëren afhankelijk van de plaatsing, hoogte, het type windturbine, plaatselijk windaanbod etc. De gemiddelde energiekostenbesparing per jaar is 898 euro (Cfr. Tabel 1.3) indien gerekend wordt met een aankoopprijs voor elektriciteit van 0.15 euro/kwh (terugdraaiende teller) [Energiesparen, 2011]: 0.15 euro kwh 5984 kwh jaar=898 euro jaar Vanaf 1 januari 2002 is de Vlaamse overheid gestart met een systeem van productiesteun voor elektriciteit uit windenergie [Energiesparen, 2011]. Voor elke 1000 kwh elektriciteit opgewekt met windturbines ontvangt de eigenaar een groenestroomcertificaat (GSC). Elk certificaat kan vervolgens bij de netbeheerder ingeruild worden tegen een minimumwaarde. De minimumwaarde bedraagt vanaf euro per certificaat voor windenergie op land en wordt gegarandeerd gedurende de eerste 10 jaar na ingebruikname van de installatie. Zo kan per jaar een productiesteun van 539 euro (Cfr. Tabel 1.3) bekomen worden via de GSC (indien gerekend wordt met de minimumwaarde): 90 euro MWh 6.0MWh jaar=539 euro jaar Bij terugverdientijden van meer dan 10 jaar dient er rekening mee gehouden te worden dat de minimumprijs voor GSC voor windenergie niet gegarandeerd is. In onderstaande berekeningen wordt wel aangenomen dat de GSC ook na de eerste 10 jaar nog verkocht worden aan 90 euro per certificaat. Voor kleine windturbines worden nog weinig fiscale voordelen toegekend, dit in tegenstelling tot fotovoltaïsche-panelen (PV-panelen), hetgeen het verschil in terugverdientijden groter maakt. Voor kleine windturbines kunnen bedrijven de belastbare winst (aanslagvoet voor bedrijven: 33.99%) verminderen met een éénmalige verhoogde investeringsaftrek van 13.5% [Energiesparen, 2011] (Cfr. Tabel 1.3): euro =964 euro Alle gegevens nodig om de terugverdientijd voor de installatie van de kleine windturbines te bepalen, zijn nu beschikbaar. In dit voorbeeld zal zowel de statische als de dynamische terugverdientijd bepaald worden, aangezien beide informatie geven. Statische terugverdientijd De statische terugverdientijd duidt aan hoelang het duurt vooraleer je je geïnvesteerde geld hebt terugverdiend zonder rekening te houden met de actualisatievoet (in tegenstelling tot de dynamische terugverdientijd welke wel rekening houdt met de actualisatievoet). De statische terugverdientijd (TVT) wordt berekend volgens: met = (1.16) de initiële investering verminderd met de verhoogde investeringsaftrek = ( ) euro = euro; de jaarlijkse netto opbrengsten ( ) euro = 1122 euro; 15

26 Zie onderstaande tabel voor de resultaten van de statische terugverdientijd (basis, kosteloos onderhoud en zonder subsidies) Tabel 1.3: Vergelijking statische terugverdientijden Kosten Investering ( [euro] Jaarlijke onderhoudskosten [euro/jaar] Baten Groenestroomcertificaten [euro/jaar] Uitgespaarde elektriciteitskosten [euro/jaar] Windturbine Raum 3.5kW 2 kleine windturbines Gemiddelde opbrengst (2992 kwh/wt/jaar) basis kosteloos onderhoud euro 964= zonder subsidies euro= euro MWh 6.0MWh jaar= euro kwh 5984 kwh jaar= 898 = [euro/euro/jaar] Terugverdientijd [jaar] Dynamische terugverdientijd De dynamische terugverdientijd wordt op dezelfde manier berekend als de statische, maar houdt nu wel rekening met de actualisatievoet (1 euro vandaag is meer waard dan 1 euro volgend jaar). Hierdoor wordt een voorzichtiger beeld gegeven van de waarde van de investering. De dynamische terugverdientijd kan bepaald worden als het moment waarop de netto contante waarde (NCW) van de investering 0 is (Cfr. Vergelijking 1.17). De volledige investering zal dan gerecupereerd zijn. met =0= 1 (1.17) de baten in het jaar t; de kosten in het jaar t; de actualisatievoet, de intrest die bekomen zou worden indien het geld belegd zou worden i.p.v. de investering in kleine windturbines = 4%; de tijd, het jaar waarin een kost of baat beschouwd wordt; de investering (jaar 0), wordt hier beschouwd als de initiële investering verminderd met de verhoogde investeringsaftrek = ( ) euro = euro; Vergelijking 1.17 wordt hieronder ingevuld en wordt: =0= , (1.18) Deze vergelijking oplossen geeft =± 32 jaar (Cfr. Tabel 1.4). Na 32 jaar is de investering volledig gerecupereerd en zal in de jaren die daarop volgen, winst gemaakt worden. 16

27 De NCW over 20 jaar (Cfr. Tabel 1.4) geeft weer hoeveel een investering netto (dus rekening houdend met de gemaakte investering en de actualisatievoet) waard is binnen 20 jaar. Indien deze waarde positief is (met de gegeven actualisatievoet), betekent dit dat de investering rendabel is over 20 jaar. Indien deze negatief is, zal de investering een rendement opleveren welke lager is dan de gegeven actualisatievoet. Tabel 1.4: Vergelijking dynamische terugverdientijden Kosten Investering ( [euro] Jaarlijke onderhoudskosten [euro/jaar] Baten Groenestroomcertificaten [euro/jaar] Uitgespaarde elektriciteitskosten [euro/jaar] Windturbine Raum 3.5kW 2 kleine windturbines Gemiddelde opbrengst (2992 kwh/wt/jaar) basis kosteloos onderhoud zonder subsidies over 20 jaar [euro] Terugverdientijd [jaar] Daarnaast moet ook een onderscheid gemaakt worden tussen de energielevering en de opbrengsten uit reclame en imago. Kleine windturbines plaatsen op gebouwen zorgt namelijk voor een duurzame uitstraling waarbij het duurzaam handelen zichtbaar wordt gemaakt. De economische baten die hiermee gepaard gaan, zijn in vorige vergelijking niet opgenomen. Wel kan het zichtbaar, meer groene imago zorgen voor een vermindering van de terugverdientijd van de kleine windturbines. Het vervangen van fossiele brandstoffen door hernieuwbare energie heeft een positief effect op het broeikaseffect. Eén kwh windenergie kan leiden tot een reductie van 650 g CO 2-emissies [LNE, 2011]. Deze indirecte economische winst (groener imago) zou ook in bovenstaande berekening opgenomen kunnen worden, maar dit is niet gebeurd ter vereenvoudiging Vergelijking terugverdientijden Onderstaande tabel geeft een vergelijking tussen de terugverdientijden van 2 kleine windturbines van het type Raum 3.5kW (basis, kosteloos onderhoud en zonder subsidies). Toch blijft een terugverdientijd van 14 jaar (indien kosteloos onderhoud en volgens de statische terugverdientijd) lang en dit zeker in vergelijking met PV-panelen welke een terugverdientijd hebben rond de 6 à 10 jaar [Enerpedia, 2011]. Daarnaast toont deze case duidelijk aan dat de keuze van berekeningswijze (statische of dynamische terugverdientijd) van groot belang is. Ook de keuze van toegepaste steunmaatregelen (VLIF steun, waarde van een GSC ) heeft een grote invloed op de terugverdientijd. Na verwerking van de meetresultaten van het testveld te Schoondijke, Zeeland [Ingreenious, 2009] worden ook terugverdientijden berekend onder de 15 jaar (de Skystream en Fortis Montana), maar ook kleine windturbines met terugverdientijden boven de 25 jaar. De relatief 17

28 jonge markt voor kleine windturbines (sterke variatie in aanschafkosten en energieopbrengst) heeft dus duidelijk ook een invloed op de grote spreiding in terugverdientijden. Tabel 1.5: Vergelijking statische en dynamische terugverdientijden basis Windturbine Raum 3.5kW 2 kleine windturbines kosteloos onderhoud zonder subsidies Statische terugverdientijd [jaar] Dynamische terugverdientijd [jaar] Mogelijke hinderaspecten Windturbines kunnen een impact hebben op de omgeving en omwonenden. Hieronder worden de voornaamste mogelijke hinderaspecten aangehaald. Geluid, slagschaduw en veiligheid zijn tevens verschillende beoordelingscriteria waarmee rekening wordt gehouden bij het beoordelen van de vergunningsaanvraag [Vlaamse Regering, 2009] Geluid De geproduceerde geluidssterkte vormt een belangrijk aspect tot appreciatie van de windturbine bij de omwonenden en/of gebruikers van het gebouw in kwestie. Zo is de inplanting van kleine windturbines pas aanvaardbaar als het geluidsniveau ter hoogte van de dichtstbijzijnde vreemde woningen de richtwaarden voor geluidsimpact uit tabel 1.6 niet overschrijdt. De aanvrager dient daarom bij de vergunningsaanvraag een gecertificeerd attest toe te voegen dat het brongeluid aangeeft bij 5 m/s [Vlaamse Regering, 2009]. Het draaien van de rotorbladen, de tandwielkast en de generator produceren geluid, maar mits een goed ontwerp zijn lage geluidsemissies mogelijk. Door het specifiek instellen van de turbine (trager draaien van de rotorbladen - dalen van de tipsnelheid) kan bijvoorbeeld de geluidsproductie verminderd worden. Daarnaast kunnen trillingen van de turbine ook doorgegeven worden door het gebouw. Echter, door bestaande technieken op het gebied van ontkoppeling en demping toe te passen, kan deze vorm van geluidshinder aanzienlijk worden beperkt [Next Products, 2011; Botteldooren et al., 2011]. Tabel 1.6: Richtwaarden voor de nachtelijk geproduceerde geluidssterkte in db(a) [Vlaamse Regering, 2009] Gebied waarin de dichtstbijzijnde vreemde woning is gelegen 1 Buitengebieden (zoals gedefinieerd in het Ruimtelijke Structuurplan Vlaanderen; landbouwgebieden, natuur- en bosgebieden, andere groengebieden) en gebieden voor verblijfsrecreatie Richtwaarden in open lucht s nachts (db(a)) 39 18

29 2 Gebieden of delen van gebieden op minder dan 500 m gelegen van industriegebieden niet vermeld sub 3 of van gebieden voor gemeenschapsvoorzieningen en openbare nutsvoorzieningen 49 3 Gebieden of delen van gebieden op minder dan 500 m gelegen van gebieden voor ambachtelijke bedrijven en KMO s, van dienstverleningsgebieden of van ontginningsgebieden, tijdens de ontginning 4 Woongebieden 39 5 Industriegebieden, dienstverleningsgebieden, gebieden voor gemeenschapsvoorzieningen en openbare nutsvoorzieningen en ontginningsgebieden tijdens de ontginning 59 6 Recreatiegebieden uitgezonderd gebieden voor verblijfsrecreatie 44 7 Alle andere gebieden, uitgezonderd: bufferzones, militaire domeinen en deze waarvoor in bijzondere besluiten richtwaarden worden vastgesteld 39 8 Bufferzones 54 9 Gebieden of delen van gebieden op minder dan 500 m gelegen van voor grindwinning bestemde ontginningsgebieden tijdens de ontginning Slagschaduw De slagschaduw en lichtreflecties van draaiende windturbines kunnen hinder veroorzaken. De mate van hinderbeleving is echter sterk afhankelijk van het tijdstip en van de intensiteit van de zonnestraling. Bij kantoren is de hinder beperkt tot de kantooruren, bij woningen treedt de hinder voornamelijk s avonds en in het weekend op. Volgens berekeningsprogramma s [Van Grinsven Advies, 2011] blijft de slagschaduw steeds beperkt tot 30 u per jaar op een afstand van ongeveer tweemaal de totale hoogte (tiphoogte) van de windturbine (met inbegrip van het gebouw waarop de windturbine eventueel gemonteerd is). Zo kan men de hinder steeds als aanvaardbaar beschouwen indien er geen vreemde woningen binnen het op de figuur 1.15 aangeduide gebied (driekwart cirkel) t.o.v. de windturbine vallen. 19

30 Figuur 1.15: Zone (planzicht) waarin hinder wat betreft slagschaduw voor vreemde woningen in principe te groot zal zijn [Vlaamse Regering, 2009] Veiligheid en trillingen Het afbreken van een wiek, het omvallen van een turbine door mastbreuk of het loskomen van ijs of onderdelen van een turbine zijn allemaal mogelijke ongeval-scenario s. Daarom zijn hoge kwaliteits- en veiligheidseisen aan kleine windturbines gesteld, aangezien deze kunnen worden geplaatst op of naast gebouwen. De HAWT s moeten voldoen aan de norm IEC (Internationale standaard met betrekking tot windturbines) en een certificatieattest van een geaccrediteerde instelling dient voorgelegd te kunnen worden. Voor de VAWT is nog geen specifieke Europese norm vastgelegd, maar ze moeten voldoen aan de algemene veiligheidsnormen voor bouwconstructies en gebouwd worden volgens de normen van een goede uitvoeringspraktijk [Vlaamse Regering, 2009]. Naast de veiligheidseisen zijn er ook gebruikseisen. Het dak waar een turbine wordt op geplaatst, mag niet veel doorbuigen. Daarnaast veroorzaken de beweging van de rotorwieken en tandwielen, trillingen in de tandwielkast. Deze trillingen dienen voorkomen te worden, omdat deze hinderlijk kunnen zijn voor de omwonenden (geluid) en/of kunnen doorgegeven worden aan het gebouw via de mast. Op lange termijn kunnen deze trillingen structurele schade veroorzaken aan het gebouw en de windturbine zelf. 1.8 Doelstellingen Kleine windturbines worden ingezet voor de benutting van windenergie in de bebouwde omgeving. Tijdens de literatuurstudie werd echter duidelijk dat er sprake is van een vrij jonge technologie die nog volop in ontwikkeling is. Het aanbod van kleine windturbines blijft vrij beperkt met hoge investeringskosten en er is nog veel ruimte voor efficiëntieverhoging. Naast de technologie is het sterk variërende lokale windaanbod in de bebouwde omgeving (sterke variatie in windsnelheid, windrichting, ) een zeer belangrijke factor in de energieproductie van kleine windturbines. Daarom zal in dit onderzoek de invloed van het gebouw op het lokale windaanbod geanalyseerd worden. In het eerste luik van het onderzoek zal een 2D-recirculatiemodel ontwikkeld worden in het softwarepakket COMSOL Multiphysics. Bedoeling is een beeld te vormen van de groei van de recirculatiezone over een gebouw. Daarnaast zullen ook metingen uitgevoerd worden op een gebouw, zoekend naar de scheidingslijn tussen de verhoogde en verlaagde windsnelheid t.o.v. de referentiesnelheid en kijkend naar de karakteristieken van het lokale windaanbod. 20

31 Hoofdstuk 2 2 Theoretische achtergrond 2.1 Invloed van turbulentie op de vermogenscurve Turbulentie De wind in de onderste tientallen meter van de atmosfeer is een bepalende factor voor de energieproductie van kleine windturbines. Niet alleen de gemiddelde windsnelheid is van belang. Ook de variabiliteit van de wind heeft een effect op de energieproductie. Deze variabiliteit of turbulentie in de wind wordt veroorzaakt door de dissipatie van de kinetische energie van de wind in thermische energie via de vorming en afbraak van steeds kleiner wordende wervels. In een gangbare opvatting wordt turbulentie dus gezien als een superpositie van wervels van allerlei groottes. Turbulentie heeft betrekking op fluctuaties in de windsnelheid op een relatief korte tijdschaal, meestal minder dan 10 minuten. Het verloop van de windsnelheid van een turbulente stroming kan eruit zien zoals op figuur 2.1. Figuur 2.1: Een voorbeeld van windsnelheidsfluctuaties in een turbulente stroming [Manwell et al., 2009] De gemiddelde windsnelheid wordt gedefinieerd volgens: = 1 (2.1) met het aantal meetresultaten gedurende een kort tijdsinterval. De tijdschaal van het interval is niet streng gedefinieerd, maar is groot ten opzichte van de turbulente fluctuaties en klein ten opzichte van andere types van windsnelheidsvariaties. Dergelijke tijdsperiodes zijn normaal niet langer dan een uur en in de windenergiesector wordt meestal gebruik gemaakt van een 10-minutengemiddelde. 21