Una volta definiti i fattori di correzione del flusso ed i settori validi si è passati alla fase di determinazione della curva di potenza. La torre anemometrica TORRE_2 è stata rimossa ed è stata installata la turbina eolica WTG_01. Alla base della turbina è stato installato un trasduttore di potenza per la misura della potenza elettrica generata. Questa potenza verrà correlata alla velocità del vento misurata dall’anemometro su TORRE_1 a mezzo dei fattori di correzione del flusso per ricavare la curva di potenza della macchina. In questo modo è possibile determinare il reale comportamento della turbina nel sito di installazione.
Per quanto riguarda l’acquisizione dei dati la norma richiede, al paragrafo 7.3, che essa avvenga mantenendo una frequenza di acquisizione pari ad 1Hz. Di ogni parametro acquisito devono essere calcolati nel periodo di 10 minuti:
• Valor medio • Deviazione standard • Massimo
• Minimo
Per garantire che solo i dati ottenuti durante il normale funzionamento della turbina vengano utilizzati per l’analisi, e per garantire che i dati non siano danneggiati, essi sono esclusi dal database nelle seguenti circostanze:
• Velocità del vento fuori dal campo di operatività della turbina • Mancato funzionamento a causa di una condizione di guasto • Turbina arrestata manualmente o in una modalità di test o di
manutenzione;
• Guasto o degradazione (ad esempio a causa della formazione di ghiaccio) delle apparecchiature di misura;
• Direzione del vento al di fuori del settore di misura.
I criteri di scarto dei dati appena citati sono riportati al paragrafo 7.4 della norma.
Come nella fase della site calibration, anche nella fase di determinazione della power curve si hanno delle ulteriori richieste da soddisfare per poter considerare completo il database (paragrafo 7.6):
• I dati selezionati devono comprendere una gamma di velocità del vento che si estende da 1m/s sotto al cut-in fino a 1,5 volte la velocità del vento per la quale si ha l’85% della potenza nominale della turbina eolica. In alternativa, il range di velocità del vento si estende da 1m/s sotto il cut-in fino ad una velocità del vento per la quale l’AEP-misurato è maggiore o uguale al
45 95% dell’AEP-estrapolato. La definizione di AEP verrà fornita in seguito.
• Ogni bin di velocità deve comprendere minimo 30min di dati • Devono essere collezionate almeno 180h di dati.
Qualora un unico bin incompleto impedisca il completamento della prova, può essere stimato per interpolazione lineare dei due bin completi adiacenti. La norma richiede poi, al paragrafo 8.1, di effettuare una normalizzazione dei dati rispetto a due valori della densità dell’aria: la densità dell’aria a livello del mare assunta pari a 1.225kg/m3, e la densità dell’aria misurata nel sito.
Nel caso in cui la turbina sia regolata a stallo la normalizzazione dei dati va applicata al solo parametro potenza misurata
Eq. 12 • Pn è la potenza in output normalizzata
• P10min è la potenza misurata mediata nei 10 minuti
• ρ0 è la densità dell’aria di riferimento
• ρ10min è la densità dell’aria calcolata e mediata nei 10 minuti.
Se la turbina ha, invece, un controllo attivo del pitch, la normalizzazione va applicata al parametro velocità media come di seguito.
Eq. 13 • Vn è la velocità del vento normalizzata
• V10min è la velocità del vento misurata e mediata nei 10 minuti.
Nel caso specifico la turbina era dotata di un controllo attivo del pitch pertanto la normalizzazione rispetto alla densità dell’aria è stata applicata alla sola velocità del vento mediata nei 10 minuti.
Fig. 18: Effetto della normalizzazione della velocità del vento 0 10min 10min n
P
P
ρ
ρ
=
1/3 10min 10min 0 nV
V
ρ
ρ
=
750000 950000 1150000 1350000 0 5 10 15 20 P ot en za G en er at a [W ]Velocità del vento [m/s] mean_density sea_level_density
46 In Fig.18 si può osservare l’effetto della differente normalizzazione della velocità del vento: in blu un estratto dei dati normalizzati rispetto alla densità dell’aria misurata nel sito ed in rosso i corrispondenti valori quando si applica la normalizzazione rispetto alla densità di riferimento al livello del mare. Ci avviamo dunque verso la determinazione della curva.
I dati acquisiti, filtrati e normalizzai come precedentemente descritto, devono essere riorganizzati in bin di velocità di ampiezza 0.5m/s. Il contenuto di ciascun bin sarà il seguente:
Eq. 14
Eq. 15 • Vi è la velocità del vento nel bin i-esimo normalizzata e mediata
• Vn,i,j è la velocità del vento normalizzata del data-set j-esimo
all’interno del bin i-esimo
• Pi è la potenza elettrica normalizzata e mediata nel bin i-esimo
• Pn,i,j è la potenza elettrica normalizzata del data-set j-esimo
all’interno del bin i-esimo
• Ni è il numero di pacchetti di dati da 10min nel bin i-esimo.
Con questi due dati si costruisce la power curve.
Nelle immagini a seguire due esempi estratti dalla norma (si ricorda che i dati della turbina sono protetti da segreto industriale) di come appare la curva di potenza nel caso di data-set esteso e nel caso di data-set raggruppato per bin di velocità. (a) , , 1
1
Ni i n i j j iV
V
N
==
∑
, , 11
Ni i n i j j iP
P
N
==
∑
47 (b)
Fig. 19: Esempi di curva di potenza nel caso di data-set esteso (a) e nel caso di data-set riorganizzato in bin di velocità (b)
Rimane a questo punto da definire la succitata AEP ovvero la Annual Energy Production. Questo parametro viene misurato, in riferimento al paragrafo 8.3, nel seguente modo:
Eq. 16 • Nh è il numero di ore nell’anno = 8760
• N è il numero di bin
• Vi è la velocità del vento normalizzata e mediata nel bin i-esimo
• Pi è la potenza normalizzata e mediata nel bin i-esimo
• F(V) è la funzione di distribuzione di probabilità cumulativa di Rayleigh per la velocità del vento.
In pratica l’AEP viene stimata applicando la cura di potenza misurata a differenti distribuzioni di velocità del vento. Tali distribuzioni fanno capo a quella di Rayleight e vengono così determinate:
Eq. 17 • Vave è la velocità del vento media annuale all’altezza dell’hub ed
assume valori di 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11m/s • V è la velocità del vento Vi
In altri termini per la stima della AEP occorre prima determinare la distribuzione di probabilità cumulativa di Rayleigh F(V) per ogni valore di Vave; si avrà quindi un valore di F(V) per ogni bin di velocità per ogni Vave. I
valori così calcolati verranno combinati con i valori di potenza di ogni bin per ottenere il risultato finale, ovvero una AEP legata a quella specifica curva
[
]
1 1 1 ( ) ( ) 2 N i i h i i i P P AEP N F V F V − − = + = − ∑
24
aveV
F(V)= 1- exp
V
π
−
48 di potenza ma rapportata a diversi valori di velocità del vento media annuale all’altezza dell’hub.
Questo è il metodo di calcolo che va applicato a due definizioni di AEP, quella misurata e quella estrapolata.
La AEP misurata è ottenuta dalla curva di potenza assumendo pari a zero la potenza al di sotto e al di sopra del range della curva di potenza misurata. La AEP estrapolata è ottenuta dalla curva di potenza assumendo nulla la potenza per quelle velocità del vento inferiori alla più bassa velocità della curva di potenza misurata e costante la potenza per velocità del vento comprese tra la più alta velocità della curva misurata ed il cut-out.
L’acquisizione dei dati deve andare avanti fintanto che la differenza tra queste due definizioni di AEP non sarà inferiore al 5%.
Fig. 20: Esempio di calcolo della AEP