Welkom op het forum van startpagina!

Dit forum staat op alleen-lezen. Je kan hier informatie zoeken en oude berichten terugvinden, maar geen nieuwe berichten plaatsen.

Naar overzicht van alle forums
wind-energie.startpagina.nl

grote windmolen bouwen

  • Anonymous avatar

    Luk@vdv-qf.be

    Beste,

    ik ben samen met enkele collega's aan't plannen om een windmolen te bouwen met een ‘groot’ vermogen. De rotor zou een 3-bladige worden met verstelbare schoepen met een diameter van 35meter. De mast zou 40m hoog worden. De molen staat midden landbouwgebied waardat er door elektrawinds nog 10 molens werden geplaatst langsheen de snelweg E314 (België).

    We zouden een zware DC motor gebruiken (45KW, 800V DC, 650RPM) of een 16-polige kortsluitanker AC motor (ca 400RPM, 40KW). Als alternatief kan er gebruik gemaakt worden van een zelfbouw PMG, maar hier zal wel flink wat werk in kruipen.

    Kennis hydraulica en mechanica is er voldoende aanwezig, ook elektriciteit is geen probleem. Wat we ons nu afvragen is echter de kracht die de wind ‘kan’ uitoefenen op de molen zodat we belasting van de mast kunnen uitrekenen. Het zal een vaste mast worden gemaakt van vakwerk L-ijzer.

  • Anonymous avatar

    Adriaan Kragten

    Beste Luc

    Weet waar je aan begint. Het ontwerpen van een molen met een diameter van 35 m is geen kattendrek. Ik ben al bijn 40 jaar professioneel actief met kleine windmolens en ik zou er niet aan willen beginnen. Als je niet in staat bent om de axiale kracht, ofte wel thrust, uit te rekenen die er bij een bepaalde windsnelheid op de rotor werkt dan betwijfel ik of je wel in staat bent om de juiste rotorgeometrie te bepalen. De aerodynamica van (kleine) windmolens wordt gegeven in mijn rapport KD 35 “ Rotor design and matching for horizontal axis wind turbines”. Een folder over dit rapport staat op: www.bidnetwork.org/person-42169-en.html Het rapport is alleen bij mij te bestellen na het tekenen van een verklaring dat het niet gekopieerd wordt.

    Formule 4.12 uit KD 35 geeft de thrust Ft bij rechte aanstroming. Formule 7.4 geeft de thrust bij scheve aanstroming. Ik zal proberen om formule 4.12 weer te geven maar dat is lastig omdat ik geen indices, exponenten en Griekse symbolen kan weergeven op dit forum. De formule luidt:

    Ft = Ct * 1/2 rho * V^2 * pi R^2 (N)

    Ft is de thrust in N. Ct is de thrust coëfficiënt. Betz heeft al in 1935 bepaald dat voor de theoretische waarde van Ct geldt: Ct = 8/9 = 0,89 wanneer de lucht in het rotorvlak afgeremd wordt tot 2/3 V. In de praktijk is de Ct echter behoorlijk wat lager vanwege de tipverliezen en vanwege het feit dat het effectieve deel van het blad niet doorloopt tot het hart van de rotor. In de praktijk ligt Ct tussen 0,7 en 0,75 afhankelijk van het rotorontwerp en de gebruikte profielen. Deze waarde geldt alleen voor een vaste rotor die draait bij ongeveer zijn ontwerpsnellopendheid. Bij bladverstelling verandert de Ct. Hij wordt hoger bij verkleining van de instelhoek (en daardoor vergroting van de aanstroomhoek) totdat het blad overtrokken is en lager bij vergroting van de instelhoek (en daardoor verkleining van de aanstroomhoek). rho is de luchtdichtheid (kg/m^3). Deze is ongeveer 1.2 kg/m^3 voor lucht van 20 °C op zeeniveau. V is de ongestoorde windsnelheid ver voor de rotor (m/s). R is de rotorstraal van het hart van de rotor tot aan de wiektip.

    Met de gegeven formule kun je de thrust uitrekenen bij de rated windsnelheid waarbij de bladverstelling nog net niet begint te werken. Stel je kiest hiervoor V = 12 m/s. Stel je kiest Ct = 0.75 en R = 17,5 m. De thrust wordt dan 62345 N.

  • Anonymous avatar

    Luk@vdv-qf.be

    Beste Adriaan,

    De complete rotor zal ons geleverd worden door de firma aspiravi. Het is een ‘afdankertje’ van hun, een molen die wordt afgebroken en vervangen door een groter model. De gegevens van deze rotor zijn compleet in een pdf bezorgt door aspiravi.

    Met uw gegevens en de formule gaan we er zeker komen. Het is vooral nodig om de mast en fundering te berekenen en ik wil een marge inbouwen van 1,3x de benodigde sterkte.

    Volgende stap zal zijn om de ideale generator te kopen, maar ook hier wil aspiravi behulpzaam zijn.

    Voor het elektrisch gedeelte kan ik beroep doen op een ingenieur van de firma EDF - Luminus. We ramen het geheel, exclusief elektrische aansluiting, op zo'n 165.000€

    De bladverstelling wordt hydraulisch geregeld door een plc gecontroleerd. De hydraulische pomp wordt ook gebruikt voor het kruien van de molen. Deze pomp is een 2,2KW type met accu backup.

    Iets wat me ook een beetje bezig houdt is de winterperiode. Wat gaat het aanvriezen van ijs of regen op de wieken als gevolg hebben? Gebeurt dit soms? Kan er iets aan gedaan worden?

  • Anonymous avatar

    Adriaan Kragten

    Het is goed dat er een accu back up in de hydrauliek zit die de bladverstelling aanstuurt want als het net uitvalt dan moeten de bladen nog in de vaanstand gezet kunnen worden. Ik vind het wel een nadeel dat de bladverstelling van dit soort grote molens niet aerodynamisch bekrachtigd wordt maar dat er een computer of PLC nodig is. Als het goed is zou de zaak automatisch naar de vaanstand moeten draaien als daarin iets kapot gaat.

    Tegen het aanvriezen van ijs in de winter is denk ik niet veel te doen, vooral niet als je een bestaande rotor gebruikt. Het verwarmen van de bladen om ijsafzetting te voorkomen kost erg veel energie. Ik meen me te herinneren dat er wel eens iets ontwikkeld is waarbij het verwarmen hoogfrequent gedurende een zeer korte tijd gebeurt maar daarvoor moeten er tijdens de fabrikage van het blad al elementen in het blad angebracht zijn.

    Het gevolg van ijsafzetting is dat het aerodynamische profiel verpest wordt waardoor de Cp van de rotor sterk afneemt en de molen veel minder vermogen gaat leveren. Echte problemen treden pas op als het ijs gaat smelten. Het kan dan in grote brokken los laten en niet voor alle bladen in gelijke mate. Daardoor kan een grote onbalans onstaan waardoor de zaak erg begint te schudden. Er is een eenvoudige manier om te grote onbalans te detecteren. Daarvoor moet je in de kop een kogel op een hol schaaltje leggen. De kogel zit met een ketting vast aan een schakelaar die de molen uitzet. Als de zaak zo erg schudt dat de kogel van het schaaltje af valt dan stopt de molen automatisch.

  • Anonymous avatar

    Luk@vdv-qf.be

    De berekening van mast en sokkel zijn klaar. Er is rekening gehouden met een 40% overbelasting omwille van veiligheid, metaalmoeheid en ‘sleet’ op de constructie.

    Als generator stelde Aspiravi voor om een speciale generator te gebruiken. Deze zou beter zijn aangepast aan de molen zelf, maar het is een generator welke pas stroom gaat leveren na het bekrachtigen van het veld. Hiervoor is alweer een sturing nodig en deze blijkt nu net een zwak punt in de hele constructie te vormen.

    Volgens de ingenieur van Aspiravi zouden we ongeveer 20% vermogensverlies hebben bij het gebruik van een kortsluitanker AC motor, maar we sparen wel flink wat geld uit inzake sturing en omvormer. Daarnaast zou een kortsluitanker motor van dit vermogen ook flink wat vervuiling op het net zetten en moeilijker in de hand te houden zijn indien de wind snelheden zou halen boven de 9m/s.

    Ook zou de motor een hoger aanloopvermogen nodig hebben dan de generator waardoor de molen sneller zou komen stil te staan. Daarbij komt dan nog dat bij geringe wind en netkoppeling het mogelijk is dat de motor stroom gaat opnemen ipv stroom leveren.

    De generator daarentegen levert een DC spanning van maximaal 1000V bij 12m/s en ongeveer 300V bij 2m/s. De sturing met omvormer zou dit regelen naar 400V driefasen welke rechtstreeks gekoppeld kan worden. De omvormer (welke ik reeds heb) kan maximaal 65KW verwerken, het vermogen zou volgens Aspiravi maximaal 58KW bedragen.

    Zou ik voor de optie van Aspiravi gaan of toch de motor kiezen?

  • Anonymous avatar

    Adriaan Kragten

    Een kortsluitankermotor kan als generator werken als hij op het net wordt aangesloten wordt en bij een oversynchroon toerental draait. Stel we gebruiken een 4-polige motor. Het synchroon toerental ligt daarvoor op 1500 omw/min. Als motor wordt het nominale koppel geleverd en het nominale mechanische vermogen afgegeven bij ongeveer 1450 omw/min. Als generator wordt het nominale koppel gevraagd en het nominale electrische vermogen afgegeven bij ongeveer 1550 omw/min. Er is dus maar een toename van 50 omw/min tussen geen vermogen en het nominale vermogen wat betekent dat de Pmech-n kromme van de generator zeer steil is.

    De Pmech-n kromme van een windmolen die draait bij zijn optimale snellopendheid, is een derdemachtskromme. De Pmech-n kromme van de generator heeft een snijpunt met deze derdemachtskromme en dit snijpunt hoort bij een bepaalde windsnelheid die de design windsnelheid Vd genoemd wordt. Stel de zaak wordt zodanig ontworpen dan Vd = 7 m/s. Als de windsnelheid hoger is dan 7 m/s dan wordt de rotor door de generator te zwaar belast waardoor hij bij een lagere snellopendheid dan de optimale gaat draaien en daardoor wordt de Cp lager. Als de windsnelheid lager is dan 7 m/s dan wordt de rotor door de generator te licht belast waardoor hij bij een hogere snellopendheid dan de optimale gaat draaien een daardoor wordt de Cp ook lager. Voor windsnelheden tussen 6 en 8 m/s is de daling van de Cp nog maar beperkt maar voor lagere of hogere waarden wordt de daling aanzienlijk. Onder een windsnelheid van ongeveer 4 m/s bereikt de generator zelfs onbelast niet meer het synchrone toerental waardoor er dus helemaal niets meer uit komt. Het kan best zo zijn dat de gemiddelde daling op een vermogensverlies van 20 % neer komt als je de molen vergelijkt met een molen die voorzien is van een generator die de rotor zodanig belast dat de optimale derdemachtskromme gevolgd wordt.

    Een asynchrone motor heeft geen borstels en geen kleefkoppel. Het benodigde aanloopkoppel wordt daardoor alleen veroorzaakt door de lagerwrijving en die is te verwaarlozen. Wel is het zo dat een versnellende tandwielkast nodig is tussen de rotor en de generator en dat deze tandwielkast wrijving heeft. Maar zelfs met deze wrijving van de tandwielkast zal de molen nog zeer gemakkelijk aanlopen. Een normale gelijkstroommotor heeft borstels en die veroorzaken een bepaald wrijvingskoppel. Ook voor een gelijkstroommotor zal een versnellende tandwielkast nodig zijn. Het klopt dus niet dat een molen die voorzien is van een gelijkstroommotor makkelijker zal aanlopen dan een molen die voorzien is van een kortsluitankermotor.

    Een veldgeregelde gelijkstroomgenerator kan zodanig belast worden dat de optimale derdemachtskromme van de rotor gevolgd wordt (als de generator tenminste groot genoeg is) maar dit gaat niet zomaar vanzelf. Er zal een bepaald veld nodig zijn voor een bepaald toerental. Een andere methode is het vermogen continu te meten en het veld dan te verlagen of te verhogen. Als verlaging tot verhoging van het vermogen leidt dan ga je die kant uit met het veld. Als verhoging tot een hoger vemogen leidt dan ga je die kant uit. Dit principe wordt ook wel een heuvelklimmer genoemd. Omdat je met de generator gelijkstroom met een variable spanning opwekt, is een 3-fasen inverter nodig die er voor zorgt dan er van de gelijkstroom een 3 fasen wisselstroom van de juiste frequentie, spanning en fase gemaakt wordt. Dit is een behoorlijk duur apparaat, zeker als hij grote vermogens aan moet kunnen. Deze inverter heeft zelf ook weer een rendement en dat gaat ten koste van het rendement van de generator. Het netto vermogen is toch behoorlijk wat hoger dan van een molen met een asynchrone generator en daarom is het systeem met een inverter gangbaar bij moderne grote molens.

    Het is ook mogelijk om toch een asynchrone generator te gebruiken maar daarna een gelijkrichter en inverter te plaatsen. Een asynchrone motor is echter niet zelfopwekkend als hij niet aan het net gekoppeld is. Men kan een asynchrone generator met weerstanden en condensatoren zelfopwekkend maken en het toerental waarbij dit gebeurt kan aanmerkelijk verlaagd worden door kleine permanente magneetjes in het anker te lijmen. Het is ook mogelijk om een asynchrone motor om te bouwen tot permanentmagneetgenerator. Hoe dit kan staat in mijn rapport KD 341 dat gratis van mijn pagina op de website van Bidnetwork te downloaden is. Het nadeel is wel dat het veld nu niet te regelen is en dat de generator een bepaald kleefkoppel bij stilstand heeft waardoor de startwindsnelheid van de molen hoger zal liggen dan bij een asynchrone generator van vergelijkbare bouwgrootte.

    Ik kan zo niet beoordelen wat uiteindelijk het beste systeem is. Een asynchrone motor zal het goedkoopst zijn wat betreft investering maar over de gehele levensduur van de molen leidt het lagere vermogen tot een behoorlijke derving van inkomsten uit de stroomlevering. Het is ook niet zo eenvoudig om een asysnchrone generator op de juiste manier aan het net te koppelen zonder dat je grote koppelstoten krijgt en zonder dat er bij afname van de windsnelheid telkens vermogen aan het net onttrokken wordt. Ook levert een asynchrone generator een behoorlijke blindstroom en het is maar de vraag of de elektriciteitsmaatschappij dit accepteert als het om grote vermogens gaat. Maar ook inverters kunnen een behoorlijke netvervuiling veroorzaken hoewel ze wel steeds beter worden.

  • Anonymous avatar

    adriaan kragten

    Ik wil nog even reageren op je eerste vraag hoe je de thrust op de rotor kunt berekenen en dat jij in jouw reactie zegt de toren berekend hebt met een veiligheid van 40 % ofte wel met een factor 1,4. Ik betwijfel of dat genoeg is.

    Mijn formule geldt voor een vaste rotor. Als je bladverstelling gebruikt dan geldt de formule ook maar dan moet je wel weten hoe de thrustcoëfficiënt verloopt als functie van de aanstroomhoek. Stel dat jullie positieve bladverstelling gebruiken; de bladen gaan dus naar grotere instelhoeken. Stel de bladverstelling wordt aangestuurd door het rotortoerental. Stel de rated windsnelheid is 12 m/s en de werkelijke windsnelheid is 12 m/s. Stel er komt een sterke windstoot waardoor de windsnelheid in 1 seconde toeneemt tot 18 m/s.

    De sprong in de windsnelheid leidt direct tot een verhoging van de windsnelheid in het rotorvlak en daardoor tot een verhoging van de hoek alfa waarmee het profiel van het blad aangstroomd wordt. Dit leidt tot een verhoginging van de liftcoëfficiënt en dus tot verhoging van de lift. Een vergroting van de lift leidt tot een vergroting van de axiale component en geeft dus vergroting van de thrust. Een vergroting van de lift leidt ook tot een vergroting van de tangentiële component en geeft dus vergroting van het koppel. Het koppel wordt daardoor groter dan het koppel dat de generator afneemt en het verschil wordt gebruikt om de rotor te versnellen. Het toerental gaat dus toenemen. Bij een bepaalde toename van het toerental gaat de beveiliging de instelhoek vergroten en dit leidt tot een verkleining van de aanstroomhoek en dus tot een verlaging van de liftcoëfficiënt en dus ook tot een verlaging van de thrust.

    Het probleem is dat een verhoging van de windsnelheid meteen leidt tot een verhoging van de lift maar dat de reactie van het systeem traag is omdat er eerst een bepaalde verhoging van het toerental nodig is voordat het systeem reageert. Je hebt te maken met de traagheid van de rotor om te versnellen maar ook met de traagheid van het hydraulische systeem dat de bladverstelling aanstuurt. Je moet er daarom vanuit gaan dat de liftcoëfficiënt Cl kan toenemen tot de hoogste waarde van de Cl-alfa kromme. Het blad wordt normaal ontworpen voor een liftcoëfficiënt waarbij de Cd/Cl verhouding minimaal is. Hoe hoog deze liftcoëfficiënt is hangt af van het gebruikte profiel maar de waarde van Cl zal ongeveer 0,9 zijn. De maximale lifcoëfficiënt en de bijbehorende aanstroomhoek bij overtrekken hangen ook af van het gebruikte profiel maar de maximumum liftcoëfficiënt is ongeveer 1,4. Dit geeft een verhouding van ongeveer 1,56. Nu zal het blad niet overal tegelijk overtrekken en de thrustcoefficent zal daardoor minder toenemen dan met een factor 1,56. Stel de thrustcoëfficiënt neemt toe met een factor 1,3.

    Ik had aangenomen dat de windsnelheid toenam met een factor 1,5 van 12 m/s tot 18 m/s. De verhoging van de windsnelheid leidt al tot een verhoging van de thrust met een factor 1,5^2 = 2,25. Hierbij komt dan nog een verhoging van de thrustcoefficient van een factor 1,3 wat resulteert in een totale verhoging van de thrust met een factor 2,93. Dit is veel meer dan de factor 1,4 waar jullie mee rekening gehouden hebben.

    Ik heb rekening gehouden met een sprong in de windsnelheid van een factor 1,5 in een zeer korte tijd. Dergelijke grote sprongen hebben wij ooit gemeten een eind boven het gebouw van de afdeling Natuurkunde van de TU-Eindhoven waar ik toen werkte. Op grote hoogte is de wind constanter maar tijdens onweersbuien kunnen toch enorme windstoten optreden. Ik weet niet welke maximale sprong je moet nemen maar als je nog meer zou moeten nemen dan een factor 1,5 dan wordt de berekening nog ongunstiger. Uiteindelijk moet de molen bestand zijn tegen windsnelheden van 35 m/s en zelfs als de bladen daarbij in de vaanstand staan zul je toch op behoorlijk grote krachten uitkomen.

  • Anonymous avatar

    Adriaan Kragten

    Ik heb nog eens zitten nadenken over mijn bovenstaande redenering waarbij ik bij windstoten uitkom op een stijging van de thrust met een factor 2,93 maar ik denk dat deze redenering toch niet klopt. Het deel van de redenering dat leidt tot een vergroting van de thrustcoëfficiënt van ongeveer 1,3 klopt wel. De toename van de thrust met een factor 1,5^2 = 2,25 als gevolg van de toename van de windsnelheid klopt alleen als het rotortoerental ook met een factor 1,5 zou toenemen. Dit is echter niet het geval omdat de bladverstelling het toerental terug regelt naar nagenoeg het rated toerental. De relatieve snelheid waarmee het blad wordt aangestroomd neemt daardoor maar weinig toe bij een sprong in de windsnelheid. Je hoeft dus maar heel beperkt rekening te houden met een verhoging van de relatieve windsnelheid waarmee het profiel wordt aangestroomd. Het belangrijkste effect is de verhoging van de thrustcoëfficiënt. Zelfs als het blad overal gelijk zou overtrekken dan neemt de thrust maximaal toe met een factor 1,56. Ik denk dat als je alleen maar rekent met een factor 1,4 voor de thrustcoëfficiënt, dat je dan wel veilig genoeg zit. Je moet wel de Cl-alfa kromme bekijken van het profiel dat voor de rotor gebruikt is en nagaan of de maximale verhouding tussen Clmax en Clopt voor dat profiel werkelijk 1,56 is.

  • Anonymous avatar

    Luk@vdv-qf.be

    Beste Adriaan,

    we zijn overgestapt op een andere manier van werken. Ik kan vrij goedkoop een gebruikte en volledig gereviseerde Nedwinds 500KW molen kopen. Deze heeft op de Nederlandse Antillen gestaan.

    Ashoogte: 47,2 meter

    Rotordiameter: 46,1 meter

    3-wieker, nominaal toerental 28,5 RPM bij 14m/s

    Maximaal 25 m/s windsnelheid

    Cut-in 3,5 m/s

    De opbrengstcurve toont aan dat de turbine tussen de 14m/s en 25m/s een constante opbrengst heeft van 500KW.

    Wat ik me nu afvraag, is de rotor ‘overgedimensioneerd’? Want ik zie ook windturbines met een kleinere rotor (35 en 40 meter) welke 600KW zouden ontwikkelen. Of is de rotor erop gebouwd om bij lagere windsnelheden te werken?

    Ik heb op de kaart, windplan vlaanderen, gezien dat de gemiddelde windsnelheid op 10m hoogte 4,5m/s zou zijn en op 75m hoogte zo'n 7m/s. Aangezien we de molen op een heuvelrug kunnen plaatsen, 15m boven het dal, denk ik dat ik mag uitgaan van de 7m/s gemiddeld. Dat lijkt niet eens zo hard, 25km/uur…

    Volgens de vergunningen voor dit type van turbine is clustervorming makkelijker vergunbaar dan een solitaire turbine. We zouden eventueel 3 turbines kunnen plaatsen, maar hoeveel afstand moet er dan tussen de turbines zijn? Het terrein is ongeveer 300m bij 250m, maar we kunnen op een ander terrein, ook in eigendom, ook gaan bouwen. Dus eventueel kunnen we tot 450m tussen de turbines houden, dit lijkt me echter zeer veel.

    Wat de molen precies zal opbrengen is natuurlijk niet te voorspellen, maar ik heb al enkele berekeningen gemaakt met programma's op het internet, dan kom ik op zo'n 600MWh (600.000KWh). Dit is gerekend bij 5m/s gemiddeld. Bij 7m/s verdubbeld de opbrengst.

    Wat zijn uw meningen hierover?

  • Anonymous avatar

    Adriaan Kragten

    Ik weet niet veel van grote windmolens maar ik zal toch proberen om je vragen te beantwoorden.

    Elke molen heeft een zogenaamde Pel-V kromme waarin het momentane elektrische vermogen dat de molen levert uitgezet wordt tegen de ongestoorde windsnelheid V. Eigenlijk zou de momentane windsnelheid genomen moeten worden maar dat is lastig omdat je die moet meten ongeveer drie rotordiameters voor de rotor. In het rotorvlak is deze snelheid afgenomen tor 2/3 V. Maar wat je op een bepaald moment meet kan dan bij een sterk varierende windsneheid heel wat anders zijn dan wat je ter plaatse van de rotor ervaart. Vaak wordt de windsnelheid daarom gemiddeld over tien minuten maar dit geeft weer afwijkingen doordat het vermogen evenredig is met de derde macht van de windsnelheid. Op een gemeten Pel-V kromme zit daardoor een behoorlijke spreiding. De Pel-V kromme heeft een bepaald maximum bij een bepaalde windsnelheid, de rated windsnelheid. Dit maximum hangt af van de beveiliging. Voor gebieden met hoge windsnelheden kiest men meestal een behoorlijk hoge rated windsnelheid. Daardoor heb je een relatief zware generator nodig om het vermogen dat de rotor bij deze windsnelheid kan leveren nog op te kunnen nemen. Het nadeel van een hoge rated windsnelheid is dat de rotorbladen zwaarder belast worden omdat ook de thrust bij een hogere windsnelheid hoger is. De startwindsnelheid ligt meestal ook hoger en daardoor is het vermogen bij lage windsnelheden lager dan bij eenzelfde windmolen met een lagere rated windsnelheid en een lichtere generator. Welke molen nu de hoogste jaaropbrengst heeft hangt af van het windregiem. Ik denk dat het nog niet zo gek is als het maximum vermogen niet zo hoog ligt.

    Als je meerdere molens wilt plaatsen dan worden die meestal in lijn geplaatst waarbij de lijn haaks ligt op de overheersende windrichting. Ik meen me te herinneren dat voor de afstand tussen de torens minimaal 4 maal de rotordiameter aangehouden wordt wat neer komt op drie rotordiameters tussen de rotoren. In dit geval is de kans niet zo groot dat de rotoren in elkaars zog draaien hoewel dat bij een windrichting evenwijdig aan de torenlijn natuurlijk toch het geval zal zijn. Maar zelfs voor die stand is de snelheid in het zog door menging van de lucht al weer aardig toegenomen. Er moet op het Internet en in bepaalde tijdschriften veel meer over dit onderwerp te vinden zijn dan dat ik nu even uit mijn mouw schudt.

    De jaaropbrengst wordt niet alleen bepaald door de gemiddelde windsneheid maar ook door de mate waarin de windsnelheid varieert. Bij een bepaalde constante windsnelheid is de opbrengst veel lager dan bij dezelfde gemiddelde windsnelheid. Ik meen me te herinneren dat dit weergegeven wordt door de k-factor. Dit komt weer door de derdemachtsinvloed van de windsnelheid op het vermogen. Een gemiddelde van 7 m/s op 15 m hoogte lijkt me toch wel erg veel ook al zit je op een heuvel. Je weet het pas zeker als je echt gedurende een lange tijd op die plaats meet.