Wikisage, de vrije encyclopedie van de tweede generatie, is digitaal erfgoed

Wikisage is op 1 na de grootste internet-encyclopedie in het Nederlands. Iedereen kan de hier verzamelde kennis gratis gebruiken, zonder storende advertenties. De Koninklijke Bibliotheek van Nederland heeft Wikisage in 2018 aangemerkt als digitaal erfgoed.

  • Wilt u meehelpen om Wikisage te laten groeien? Maak dan een account aan. U bent van harte welkom. Zie: Portaal:Gebruikers.
  • Bent u blij met Wikisage, of wilt u juist meer? Dan stellen we een bescheiden donatie om de kosten te bestrijden zeer op prijs. Zie: Portaal:Donaties.
rel=nofollow

Gebruiker:Rwbest/Kladblok: verschil tussen versies

Uit Wikisage
Naar navigatie springen Naar zoeken springen
Geen bewerkingssamenvatting
Geen bewerkingssamenvatting
Regel 1: Regel 1:
'''Windturbinevermogen''' heeft een aantal betekenissen. Het ''nominale'' vermogen is wat op het naamplaatje staat, bijvoorbeeld 2 MW. Interessanter is wat de turbine ''werkelijk'' levert afhankelijk van de windsnelheid, en hoe dat geregeld wordt. Belangrijk is vooral het vermogen ''gemiddeld'' over een jaar, bijvoorbeeld 4 GWh/a, en hoe dat afhangt van de gemiddelde windsnelheid ter plaatse. Is er een ''vervangend'' vermogen, d.w.z. kan een deel van de conventionele elektriciteitsproductie eenheden vervangen worden door windtubineparken?


In '''windturbine-aerodynamica''' wordt de stroming en luchtdruk bij een [[windturbine]] bestudeerd. Moderne windturbines hebben 2 of 3 smalle wieken of vleugels. Amerikaanse windmolens, met veel meer wieken, lijken meer geschikt om de kracht van de wind op te vangen maar schijn bedriegt: door de helft van de wieken er uit te knippen deden ze het juist beter, wat te verklaren is door de stroming en de windkrachten te berekenen.
=== Theorie ===
[[Bestand:Amerikaansewindmolen1.jpg|thumb|Deze “Amerikaanse windmolen” in Friesland staat uit de wind gedraaid door middel van de windvaan.]]
[[Bestand:Windmill D1 (Thornton Bank).jpg|thumb|Moderne windturbine in de Noordzee (Thornton Bank)]]


=== Betz limiet ===
Stel dat de turbine begint te draaien bij windsnelheid <math>v_b</math> en dat het vermogen begrensd wordt bij windsnelheid <math>v_g</math> (Engels: rated windspeed) om overbelasting te voorkomen. Bij windsnelheden tussen deze waarden <math>v_b<v<v_g</math> is het vermogen
De stromingsenergie wordt door een windmolen niet volledig omgezet in nuttig vermogen. De luchtstroom wordt bij de molen opgestuwd en stroomt er gedeeltelijk omheen. Als de molen weinig wind doorlaat kan ook weinig energie gewonnen worden. Te veel wind doorlaten is ook niet optimaal. Stel dat de windsnelheid vóór de molen ''v'' is en er achter ''av'', met ''0<a<1''. Uit behoudswetten volgt dan dat van de energiestroom een deel
:<math>P=(\rho/2)C_p A(v^3-v_b^3)</math>
: ''C<sub>p</sub>=(1-a<sup>2</sup>)(1+a)/2''
en voor grotere snelheden <math>v>v_g</math> is
gewonnen kan worden. ''C<sub>p</sub>'' is maximaal 16/27, dat is 59%, als ''a''=1/3, de Wet van Betz. Iets meer wind doorlaten is niet erg; voor ''a''=1/2 is ''C<sub>p</sub>''=9/16, dat is 56%. De molen hoeft er dus niet "amerikaans" uit te zien.
:<math>P=P_g=(\rho/2)C_p A(v_g^3-v_b^3)</math>
het nominaal generatorvermogen. Hierin is <math>\rho</math>=1,2 kg/m³ de massadichtheid van lucht. <math>A</math> is het windvangend oppervlak van de turbine. <math>C_p</math> is het deel van de windenergiestroom door een oppervlak <math>A</math> ver vóór de turbine dat door de turbine nuttig gebruikt wordt; zie [[Windturbine-aerodynamica]]. Bij storm leveren oudere turbines geen vermogen, maar dat heeft op onderstaande opbrengstberekening een verwaarloosbaar effect omdat het maar weinig uren per jaar stormt.


=== Liftkracht ===
De kans <math>F</math> dat de windsnelheid groter is dan een waarde <math>v</math> volgt bij benadering een Rayleigh-verdeling
[[Bestand:Vleugelprofiel.jpg|thumb|Liftkracht]]
:<math>F=\exp(-\pi v^2/4u^2)</math>
Beschouw nu van een turbinevleugel met lengte ''R'' een stuk ter lengte d''r'' op afstand ''r'' van de turbineas; ''0<r<R''. De vleugelkoorde ''k'' is een functie van ''r''. De hoeksnelheid van de vleugel is ω rad/s (1 radiaal=180/π graden, het toerental is 30ω/π omwentelingen per minuut). De luchtstroom langs het stuk heeft een snelheid ω''r'' in het draaivlak en ''2v/3'' loodrecht daarop. Het vleugelstuk ondervindt een liftkracht afhankelijk van de hoek die het maakt met het draaivlak. Bij een bepaalde hoek β is de lift 0; als de hoek nog α groter is is de liftkracht
met ''gemiddelde windsnelheid'' <math>u=-\int u{\rm d}F</math>.
: d''K'' = παρω<sup>2</sup>''r''<sup>2</sup>''k''d''r'' newton
Het gemiddelde van de windenergiestroomdichtheid is
volgens de theorie van dun vleugelprofiel<ref>http://en.wikipedia.org/wiki/Airfoil#Thin_airfoil_theory</ref>. De lifthoek α heeft een optimale waarde bij 0,2-0,3 rad, voor grotere waarden neemt de lift sterk af (overtrek).
:<math>q=-\int(\rho/2)v^3{\rm d}F=(3/\pi)\rho u^3</math>
dat is 250 watt/m² voor <math>u=6</math> m/s.
Het gemiddelde turbinevermogen is <math>Q=-\int P{\rm d}F=\int F{\rm d}P</math>. Integratie levert


=== Vleugelvorm ===
[[Bestand:Function B(x).jpg|thumb|Functie B(x)]]
De kracht d''K'' heeft een component d''K(2v/3''ω''r'') in de draairichting. Deze aandrijvende kracht vermenigvuldigd met de draaisnelheid ω''r'' levert een vermogen d''P=(2v/3)''d''K'' watt. Dit vermogen d''P'', vermenigvuldigd met het aantal vleugels N, moet gelijk zijn aan het vermogensverlies van de windstroom door een ringvormig oppervlak 2π''r''d''r'' dat door het draaiende stuk beschreven wordt:
: Nd''P'' = (2/3)N''v''παρω<sup>2</sup>''r''<sup>2</sup>''k''d''r'' = (16/27)(1/2)ρ''v''<sup>3</sup>2π''r''d''r''
dus
: N''k'' = 8''v''<sup>2</sup> / 9αω<sup>2</sup>''r''
De formules voor de koorde ''k'' en de torsiehoek β
: β+α = 2''v'' / 3ω''r''
als functie van de straal ''r'' bepalen de vleugelvorm.
In de berekening is verondersteld dat de vleugeltipsnelheid veel groter is dan de windsnelheid, dus λ = ω''R/v'' >> 1. Dan is N''k'' << 2π''r'' voor de vleugel behalve dichtbij de as. Daar worden de de koorde en de torsiehoek kleiner gemaakt dan de formule aangeeft. Met een paar smalle vleugels en een hoge tipsnelheid, bv. λ=8, kan dus de kracht van de wind optimaal benut worden.


=== Overtrek ===
:<math>Q=qC_p\eta A, \quad \eta=[B(v_g/u)-B(v_b/u)]</math>
Als de windsnelheid verandert moet het toerental meegaan zodat ''v''/ω gelijk blijft. Dan verandert er niets in bovenstaande theorie. In de praktijk kan dat niet steeds. Variabel toerental combineert niet makkelijk met de vaste 50 Hz frequentie van de opgewekte elektriciteit. In elk geval moet het toerental bij een bepaalde windsnelheid ''v''<sub>g</sub> begrensd worden zodat de turbine niet op hol slaat.
waarin <math>B(x)</math> gedefinieerd is door
:<math>B(x)={\rm erf}(x\sqrt\pi/2)-x\exp(-\pi x^2/4)</math>
met de [[errorfunctie]] erf.


De klassieke Deense windturbine, rond 1980, had een constant toerental omdat die via een versnellingsbak met vaste toerentalverhouding een [[synchrone draaistroommotor]] aandreef, direct netgekoppeld. Dat was aerodynamisch niet optimaal. Moderne windturbines hebben wel een variabel toerental voor ''v<v''<sub>g</sub>. Bij de Deense turbine werd het vermogen bij hoge windsnelheid ''v>v''<sub>g</sub> begrensd door overtrek. Dit is een eenvoudig en betrouwbaar middel tegen overbelasting dat nog steeds toegepast wordt in minder geavanceerde windturbines. Zie ook [[Windturbinevermogen]].
De opbrengst <math>Q</math> wordt dus beperkt door twee factoren, <math>C_p</math> en het ''rendement'' <math>\eta</math>.
<math>C_p</math> is minder dan de [[Windturbine-aerodynamica#Betz_limiet|Betz-limiet]] 0,59 tgv. aerodynamische verliezen. Verliezen in generator, transmissie en omvormer (zie Regeling) worden via <math>v_b</math> in <math>\eta</math> verrekend.
 
De '''capaciteitsfactor''' is <math>Q/P_g</math>.
 
=== Economie ===
 
Voor een maximaal rendement <math>\eta</math> van de windturbine streeft men naar grote <math>v_g/u>>1</math> en kleine <math>v_b/u<<1</math>. Voor bijvoorbeeld <math>v_g/u=3</math> en <math>v_b/u=0.3</math> is het rendement bijna 100%. Maar de capaciteitsfactor is dan maar <math>Q/P_g=0.07</math>. Door een kleiner rendement voor lief te nemen kan veel bespaard worden op de kosten van generator en transmissie en de capaciteitsfactor is dan veel gunstiger. Windturbines met een grotere capaciteitsfactor zijn beter in te passen in het elektriciteitsnet. Waar meer dan 20% van de elektriciteit door de wind opgewekt wordt, zoals in Denemarken en N-Duitsland, zou een lage capaciteitsfactor vaak leiden tot windvermogen dat niet opgenomen kan worden in dat gebied tijdens daluren in de elektriciteitsvraag; het kan instabiliteit veroorzaken. Het generatorvermogen wordt dus economisch geoptimaliseerd, niet voor maximale opbrengst.
 
Een praktische waarde voor <math>v_g</math> is 10 m/s en voor <math>v_b</math> 3 m/s bij gemiddelde windsnelheid <math>u</math> = 6 m/s op ashoogte. Dan is het rendement <math>\eta=0,7</math> dus 70% van het windvermogen op de veugels wordt geconverteerd in elektrisch vermogen en 30% niet, grotendeels door vermogensbegrenzing bij windsnelheden boven 10 m/s.
 
Voor een turbine met ongeveer 50 m vleugellengte <math>R</math> is het windvangend oppervlak <math>A=\pi R^2</math> 8000 m². Stel <math>C_p=0,45</math>. Het generatorvermogen <math>P_g</math> komt dan op 2 MW en het gemiddeld opgewekte vermogen <math>Q</math> op 630 kW, dus per jaar wordt 5,5 GWh geleverd en de capaciteitsfactor is 31%. De nieuwste turbines (2012) vangen wind op grotere hoogte, tot 200 m, en de vleugellengte nadert de 100 m voor een 4-5 maal zo groot turbinevermogen. Het eind van deze ontwikkeling is nog niet in zicht.
 
Het ''nominale'' vermogen <math>P_g</math> is wat bij sterke aanhoudende wind gedurende lange tijd opgewekt kan worden. Dit vermogen kan aanzienlijk overschreden worden bij een sterke windvlaag. Als de vermogenregeling snel en betrouwbaar is ontstaat geen schade. Mechanische overbelasting wordt juist vermeden als de windvlaagenergie afgevoerd kan worden in het net.
 
=== Regeling ===
 
Moderne windturbines werken met een variabel toerental en hoekverstelling van de vleugels die draaibaar zijn om hun lengteas (pitch control). De turbine drijft een [[asynchrone draaistroommotor]] aan waarvan de stator direct aan het net gekoppeld is en de rotor via een AC-DC-AC [[omvormer]].
 
Voor <math>v<v_g</math> wordt de verhouding tipsnelheid/windsnelheid constant gehouden zodat de vleugels steeds onder de juiste lifthoek <math>\alpha</math> aangeblazen worden, zie [[Windturbine-aerodynamica]].
 
Voor <math>v>v_g</math> wordt de tipsnelheid begrensd op bijvoorbeeld 80 m/s. Bij toenemende windsnelheid zou zonder hoekverstelling de lifthoek groter worden en overtrek optreden zoals bij de klassieke Deense turbines. Bij moderne turbines wordt de lifthoek daarentegen met hoekverstelling kleiner gemaakt. De vleugels komen meer in vaanstand en de liftkracht neemt af. Met of zonder hoekverstelling kan het vermogen redelijk constant gehouden worden. Hoekverstelling is ingewikkelder maar bij grote vermogens toch beter; de regeling is nauwkeurig en de turbine loopt rustig.
 
=== Vervangend vermogen ===
 
Windturbineparken zijn afhankelijk van voldoende wind, in tegenstelling tot conventionele centrales die nucleaire of fossiele brandstof gebruiken en "op afroep" elektriciteit leveren. Het lijkt dus onwaarschijnlijk dat windturbines die centrales kunnen vervangen. Integendeel, omdat windvermogen plotseling kan wegvallen moet juist extra conventioneel vermogen in reserve gehouden worden, menen critici.
 
Conventionele centrales zijn zeer bedrijfszeker maar kunnen toch onvoorzien uitvallen door technische storingen of problemen met de brandstoftoevoer. De vraag naar elektriciteit is goed voorspelbaar maar kan ook onvoorzien groter of kleiner blijken. In het elektriciteitsnet moet dus steeds voldoende reservevermogen zijn om wel gepland maar niet geleverd vermogen en onverwachte vraag schommelingen te compenseren, want de elektriciteitsvoorziening moet zeer betrouwbaar zijn. In deze situatie passen ook windturbineparken waarvan het vermogen niet goed te voorspellen is. Het reservevermogen is er ook voor windturbines.
 
Lorenz Jarass<ref>L.Jarass, ''Strom aus Wind'' § 5.2, Springer (1981)</ref> berekende met statistische analyse en het computerprogramma SWING dat bijvoorbeeld 12 GW windvermogen met 36% capaciteitsfactor, 2,8 GW kon vervangen van de 67 GW conventioneel vermogen in het Duitse net in 1977, met behoud van de voorzieningszekerheid.
De Deutsche Energie-Agentur (dena) heeft het effect onderzocht van de verhoging van het nominale windparkvermogen tot 27,9 GW in Duitsland en 20,4 GW op zee in 2020.<ref>http://de.wikipedia.org/wiki/Dena-Netzstudie</ref> De behoefte aan regel- en reservevermogen stijgt duidelijk maar kan volledig gedekt worden door conventionele centrales die minder belast worden. Extra centrales zijn '''niet''' nodig. Integendeel, het windvermogen kan ca 2 GW conventioneel vermogen op de lange termijn vervangen. Er is dus wel vervangend vermogen, maar niet veel in verhouding tot het grote nominale windvermogen. Volgens de kansrekening van Jarass hebben meer windturbines weinig vervangend vermogen als er al veel windvermogen is.
 
=== Zie ook ===
[[Horizontaleaswindturbine]].
 
{{Appendix||2=
 
=== Bronnen ===
 
Duits standaardleerboek: Robert Gasch, Jochen Twele et al., ''Windkraftanlagen'', Vieweg+Teubner (2011)
 
Jos Beurskens, Gijs van Kuik, ''Alles in de wind'', ISBN 90-71580-02-4 (2004), http://www.ecn.nl/nl/units/wind/publicaties/
 
=== Referenties ===


{{Appendix}}
{{Appendix}}


[[Categorie:Windenergie]]
[[Categorie:Windenergie]]

Versie van 27 dec 2015 10:13

Windturbinevermogen heeft een aantal betekenissen. Het nominale vermogen is wat op het naamplaatje staat, bijvoorbeeld 2 MW. Interessanter is wat de turbine werkelijk levert afhankelijk van de windsnelheid, en hoe dat geregeld wordt. Belangrijk is vooral het vermogen gemiddeld over een jaar, bijvoorbeeld 4 GWh/a, en hoe dat afhangt van de gemiddelde windsnelheid ter plaatse. Is er een vervangend vermogen, d.w.z. kan een deel van de conventionele elektriciteitsproductie eenheden vervangen worden door windtubineparken?

Theorie

Stel dat de turbine begint te draaien bij windsnelheid <math>v_b</math> en dat het vermogen begrensd wordt bij windsnelheid <math>v_g</math> (Engels: rated windspeed) om overbelasting te voorkomen. Bij windsnelheden tussen deze waarden <math>v_b<v<v_g</math> is het vermogen

<math>P=(\rho/2)C_p A(v^3-v_b^3)</math>

en voor grotere snelheden <math>v>v_g</math> is

<math>P=P_g=(\rho/2)C_p A(v_g^3-v_b^3)</math>

het nominaal generatorvermogen. Hierin is <math>\rho</math>=1,2 kg/m³ de massadichtheid van lucht. <math>A</math> is het windvangend oppervlak van de turbine. <math>C_p</math> is het deel van de windenergiestroom door een oppervlak <math>A</math> ver vóór de turbine dat door de turbine nuttig gebruikt wordt; zie Windturbine-aerodynamica. Bij storm leveren oudere turbines geen vermogen, maar dat heeft op onderstaande opbrengstberekening een verwaarloosbaar effect omdat het maar weinig uren per jaar stormt.

De kans <math>F</math> dat de windsnelheid groter is dan een waarde <math>v</math> volgt bij benadering een Rayleigh-verdeling

<math>F=\exp(-\pi v^2/4u^2)</math>

met gemiddelde windsnelheid <math>u=-\int u{\rm d}F</math>. Het gemiddelde van de windenergiestroomdichtheid is

<math>q=-\int(\rho/2)v^3{\rm d}F=(3/\pi)\rho u^3</math>

dat is 250 watt/m² voor <math>u=6</math> m/s. Het gemiddelde turbinevermogen is <math>Q=-\int P{\rm d}F=\int F{\rm d}P</math>. Integratie levert

Functie B(x)
<math>Q=qC_p\eta A, \quad \eta=[B(v_g/u)-B(v_b/u)]</math>

waarin <math>B(x)</math> gedefinieerd is door

<math>B(x)={\rm erf}(x\sqrt\pi/2)-x\exp(-\pi x^2/4)</math>

met de errorfunctie erf.

De opbrengst <math>Q</math> wordt dus beperkt door twee factoren, <math>C_p</math> en het rendement <math>\eta</math>. <math>C_p</math> is minder dan de Betz-limiet 0,59 tgv. aerodynamische verliezen. Verliezen in generator, transmissie en omvormer (zie Regeling) worden via <math>v_b</math> in <math>\eta</math> verrekend.

De capaciteitsfactor is <math>Q/P_g</math>.

Economie

Voor een maximaal rendement <math>\eta</math> van de windturbine streeft men naar grote <math>v_g/u>>1</math> en kleine <math>v_b/u<<1</math>. Voor bijvoorbeeld <math>v_g/u=3</math> en <math>v_b/u=0.3</math> is het rendement bijna 100%. Maar de capaciteitsfactor is dan maar <math>Q/P_g=0.07</math>. Door een kleiner rendement voor lief te nemen kan veel bespaard worden op de kosten van generator en transmissie en de capaciteitsfactor is dan veel gunstiger. Windturbines met een grotere capaciteitsfactor zijn beter in te passen in het elektriciteitsnet. Waar meer dan 20% van de elektriciteit door de wind opgewekt wordt, zoals in Denemarken en N-Duitsland, zou een lage capaciteitsfactor vaak leiden tot windvermogen dat niet opgenomen kan worden in dat gebied tijdens daluren in de elektriciteitsvraag; het kan instabiliteit veroorzaken. Het generatorvermogen wordt dus economisch geoptimaliseerd, niet voor maximale opbrengst.

Een praktische waarde voor <math>v_g</math> is 10 m/s en voor <math>v_b</math> 3 m/s bij gemiddelde windsnelheid <math>u</math> = 6 m/s op ashoogte. Dan is het rendement <math>\eta=0,7</math> dus 70% van het windvermogen op de veugels wordt geconverteerd in elektrisch vermogen en 30% niet, grotendeels door vermogensbegrenzing bij windsnelheden boven 10 m/s.

Voor een turbine met ongeveer 50 m vleugellengte <math>R</math> is het windvangend oppervlak <math>A=\pi R^2</math> 8000 m². Stel <math>C_p=0,45</math>. Het generatorvermogen <math>P_g</math> komt dan op 2 MW en het gemiddeld opgewekte vermogen <math>Q</math> op 630 kW, dus per jaar wordt 5,5 GWh geleverd en de capaciteitsfactor is 31%. De nieuwste turbines (2012) vangen wind op grotere hoogte, tot 200 m, en de vleugellengte nadert de 100 m voor een 4-5 maal zo groot turbinevermogen. Het eind van deze ontwikkeling is nog niet in zicht.

Het nominale vermogen <math>P_g</math> is wat bij sterke aanhoudende wind gedurende lange tijd opgewekt kan worden. Dit vermogen kan aanzienlijk overschreden worden bij een sterke windvlaag. Als de vermogenregeling snel en betrouwbaar is ontstaat geen schade. Mechanische overbelasting wordt juist vermeden als de windvlaagenergie afgevoerd kan worden in het net.

Regeling

Moderne windturbines werken met een variabel toerental en hoekverstelling van de vleugels die draaibaar zijn om hun lengteas (pitch control). De turbine drijft een asynchrone draaistroommotor aan waarvan de stator direct aan het net gekoppeld is en de rotor via een AC-DC-AC omvormer.

Voor <math>v<v_g</math> wordt de verhouding tipsnelheid/windsnelheid constant gehouden zodat de vleugels steeds onder de juiste lifthoek <math>\alpha</math> aangeblazen worden, zie Windturbine-aerodynamica.

Voor <math>v>v_g</math> wordt de tipsnelheid begrensd op bijvoorbeeld 80 m/s. Bij toenemende windsnelheid zou zonder hoekverstelling de lifthoek groter worden en overtrek optreden zoals bij de klassieke Deense turbines. Bij moderne turbines wordt de lifthoek daarentegen met hoekverstelling kleiner gemaakt. De vleugels komen meer in vaanstand en de liftkracht neemt af. Met of zonder hoekverstelling kan het vermogen redelijk constant gehouden worden. Hoekverstelling is ingewikkelder maar bij grote vermogens toch beter; de regeling is nauwkeurig en de turbine loopt rustig.

Vervangend vermogen

Windturbineparken zijn afhankelijk van voldoende wind, in tegenstelling tot conventionele centrales die nucleaire of fossiele brandstof gebruiken en "op afroep" elektriciteit leveren. Het lijkt dus onwaarschijnlijk dat windturbines die centrales kunnen vervangen. Integendeel, omdat windvermogen plotseling kan wegvallen moet juist extra conventioneel vermogen in reserve gehouden worden, menen critici.

Conventionele centrales zijn zeer bedrijfszeker maar kunnen toch onvoorzien uitvallen door technische storingen of problemen met de brandstoftoevoer. De vraag naar elektriciteit is goed voorspelbaar maar kan ook onvoorzien groter of kleiner blijken. In het elektriciteitsnet moet dus steeds voldoende reservevermogen zijn om wel gepland maar niet geleverd vermogen en onverwachte vraag schommelingen te compenseren, want de elektriciteitsvoorziening moet zeer betrouwbaar zijn. In deze situatie passen ook windturbineparken waarvan het vermogen niet goed te voorspellen is. Het reservevermogen is er ook voor windturbines.

Lorenz Jarass[1] berekende met statistische analyse en het computerprogramma SWING dat bijvoorbeeld 12 GW windvermogen met 36% capaciteitsfactor, 2,8 GW kon vervangen van de 67 GW conventioneel vermogen in het Duitse net in 1977, met behoud van de voorzieningszekerheid. De Deutsche Energie-Agentur (dena) heeft het effect onderzocht van de verhoging van het nominale windparkvermogen tot 27,9 GW in Duitsland en 20,4 GW op zee in 2020.[2] De behoefte aan regel- en reservevermogen stijgt duidelijk maar kan volledig gedekt worden door conventionele centrales die minder belast worden. Extra centrales zijn niet nodig. Integendeel, het windvermogen kan ca 2 GW conventioneel vermogen op de lange termijn vervangen. Er is dus wel vervangend vermogen, maar niet veel in verhouding tot het grote nominale windvermogen. Volgens de kansrekening van Jarass hebben meer windturbines weinig vervangend vermogen als er al veel windvermogen is.

Zie ook

Horizontaleaswindturbine.

{{Appendix||2=

Bronnen

Duits standaardleerboek: Robert Gasch, Jochen Twele et al., Windkraftanlagen, Vieweg+Teubner (2011)

Jos Beurskens, Gijs van Kuik, Alles in de wind, ISBN 90-71580-02-4 (2004), http://www.ecn.nl/nl/units/wind/publicaties/

Referenties

Bronnen, noten en/of referenties

Bronnen, noten en/of referenties
  1. º L.Jarass, Strom aus Wind § 5.2, Springer (1981)
  2. º http://de.wikipedia.org/wiki/Dena-Netzstudie
rel=nofollow
rel=nofollow
Overgenomen van "https://nl.wikisage.org/w/index.php?title=Gebruiker:Rwbest/Kladblok&oldid=184872"