Vindpark Øster Børsting Bilag 7 Vindberegninger og vurderinger
(EMD) garanterer ikke og kan ikke holdes ansvarlig for eventuelle fejl Loss&Uncertainty - Hovedresultat Main data for PARK PARK calculation 2.8.491: 2xV112 84mhh Mode 0 Count 2 Rated power 6.2 MW Mean wind speed 6.7 m/s at hub height Sensitivity 1.9 %AEP / %Mean Wind Speed Expected lifetime 20 Years 13-04-2012 14:24 / 1 RESULTS P50 P84 P90 NET AEP [MWh/y] 19,023 17,099 16,543 Capacity factor [%] 35.3 31.7 30.7 Full load hours [h/y] 3,093 2,780 2,690 Result details P50 Uncertainty GROSS AEP *) 19,297 MWh/y 7.2 % Bias correction 1,173 MWh/y 6.1 % 7.0 % Loss correction -1,448 MWh/y -7.1 % 1.6 % Wake loss -1.8 % Other losses -5.4 % NET AEP 19,023 MWh/y 10.2 % Scale: 5,000 Loss: 7.1 % 100 95 90 PROBABILITY OF EXCEEDANCE [%] 85 80 75 70 65 60 55 50 45 40 35 30 25 1. Parktab 1.8 % 2. Rådighed 3.0 % 3. Vindmølleydelse 0.0 % 4. Elektrisk 2.0 % 5. Miljømæssigt 0.0 % 6. Begrænsning 0.5 % 7. Øvrige 0.0 % Uncertainty: 10.2 % 20 15 10 5 0 16,000 18,000 20,000 AEP [MWh/y] 22,000 A. Vinddata 5.6 % B. Vindmodel 4.0 % C. Fra vind til effekt 2.0 % C. Tabsusikkerheder 1.6 % D. BIAS 7.0 % *) Calculated Annual Energy Production before any bias or loss corrections Assumptions: Uncertainty and percentiles (PXX values) are calculated for the expected lifetime
(EMD) garanterer ikke og kan ikke holdes ansvarlig for eventuelle fejl Loss&Uncertainty - Antagelser og resultater ASSUMPTIONS 13-04-2012 14:24 / 2 BIAS Method *) Correction, Correction, Std dev**) Comment wind speed AEP [%] [%] [%] Vinddatakorrektion Estimate 2.1 4.0 175.0 Model korrektion baseret på refence møller me... Øvrig bias Estimate 1.1 2.0 0.0 Inkluderet rådigheds og eltab i referencemølle... BIAS, total 6.1 7.0 LOSS Method *) Loss Loss Std dev**) Comment [%] [MWh/y] [%] 1. Parktab Parktab, alle vindmøller Calculation 1.8 359 20.0 2. Rådighed Vindmøllerådighed Estimate 3.0 614 50.0 Typisk for nye møller 3. Vindmølleydelse No input 4. Elektrisk Elektriske tab Estimate 2.0 409 20.0 5. Miljømæssigt No input 6. Begrænsning Skyggekast Estimate 0.5 102 20.0 Beregnet 7. Øvrige No input LOSS, total 7.1 1,448 1.6 UNCERTAINTY Method *) Std dev, Std dev, Comment wind speed AEP [%] [%] A. Vinddata Vindmåling/vinddata Langtidskorrektion Estimate 2.0 Baseret på Vindindeks År-til-år variabilitet Estimate 4.0 7.6 Fremtidigt klima Estimate 5.0 Baseret på Vindindeks Øvrige relaterede til vinddata B. Vindmodel Vertikal ekstrapolering Estimate 4.0 Forskel i navhøjde Horisontal ekstrapolation Øvrige relaterede til vindmodellering C. Fra vind til effekt Effektkurve Estimate 2.0 Afregningsmåler Øvrige AEP-relaterede usikkerheder D. BIAS, total uncertainty 7.0 C. Tabsusikkerheder, total uncertainty 1.6 UNCERTAINTY, total (1y average) 12.6 UNCERTAINTY, total (20y average) 10.2 VARIABILITY Years Variability Total (std dev) std dev [%] [%] 1 7.59 12.6 5 3.39 10.6 10 2.40 10.3 20 1.70 10.2 Comment Langtidskorrektion Baseret på Vindindeks
(EMD) garanterer ikke og kan ikke holdes ansvarlig for eventuelle fejl Loss&Uncertainty - Antagelser og resultater 13-04-2012 14:24 / 3 Fremtidigt klima Baseret på Vindindeks Vertikal ekstrapolering Forskel i navhøjde Vinddatakorrektion Model korrektion baseret på refence møller med 7% st dev Øvrig bias Inkluderet rådigheds og eltab i referencemølle kalibrering Vindmøllerådighed Typisk for nye møller Skyggekast Beregnet RESULTS AEP versus exceedance level / time horizon PXX 1 y 5 y 10 y 20 y [%] [MWh/y] [MWh/y] [MWh/y] [MWh/y] 50 19,023 19,023 19,023 19,023 75 17,409 17,664 17,700 17,718 84 16,644 17,020 17,072 17,099 90 15,957 16,442 16,509 16,543 95 15,088 15,710 15,797 15,841 *) Calculation means that a calculation method available in the WindPRO software is used. This still typically involve a user judgement and user data where the quality of those decides the accuracy. If calculation method is used, the values will often be different from turbine to turbine, here the average is shown, but at page "WTG results" the individual turbine results are shown. **) For totals the std dev refers to the full AEP, otherwise std dev refers to the bias or loss component which is a fraction of the total AEP.
(EMD) garanterer ikke og kan ikke holdes ansvarlig for eventuelle fejl Loss&Uncertainty - Vindmølleresultater Main data for PARK PARK calculation 2.8.491: 2xV112 84mhh Mode 0 Count 2 Rated power 6.2 MW Mean wind speed 6.7 m/s at hub height Sensitivity 1.9 %AEP / %Mean Wind Speed Expected lifetime 20 Years 13-04-2012 14:24 / 4 Scale: 5,000 Expected AEP per WTG including bias, loss and uncertainty evaluation 20 years averaging Description Calculated GROSS*) Bias Loss Unc. P50 P84 P90 [MWh/y] [%] [%] [%] [MWh/y] [MWh/y] [MWh/y] 1 VESTAS V112 LF 3075 112.0!O! hub: 84.0 m (TOT: 140.0 m) (4) 9,665.5 6.1 6.7 10.2 9,561.7 8,594.9 8,315.8 2 VESTAS V112 LF 3075 112.0!O! hub: 84.0 m (TOT: 140.0 m) (5) 9,631.5 6.1 7.4 10.2 9,460.9 8,503.8 8,227.5 PARK 19,297.0 6.1 7.1 10.2 19,022.6 17,098.8 16,543.4