Wakemodell-Validierungstests (Deutsch, unvollständig)
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Test der berechneten Wakeverluste bei unterschiedlichen Windparkgrößen
Um Wake-Modelle zu vergleichen (Verifizierung), kann der berechnete Wakeverlust in Abhängigkeit von der Windparkgröße herangezogen werden. Der Testaufbau verwendet ein quadratisches Layout mit 3 bis 31 WEA Kantenlänge im Abstand von 7 RD. Die verwendete Anlage ist die Vestas V164 8 MW mit 100m Nabenhöhe.
Zunächst vergleichen wir das älteste Wakemodell, N.O.Jensen (Risø/EMD) (hier NO Original genannt) mit der Variante N.O.Jensen (EMD):2005 (hier NO2005 genannt); letzeres mit zwei unterschiedlichen Parametervariationen bezüglich der Wake-Überlagerung, nämlich dem Standard-Kombinationsmodell und einer Variante, bei der die Wake-Kombination zu 35% Linear und zu 65% nach Standardmodell (RSS) gehandhabt wird. In beiden NO2005-Varianten werden Spiegelwakes berücksichtigt.
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Unter Verwendung einer logarithmischen Skala auf der x-Achse (Anzahl der WEA) steigt der berechnete Wakeverlust fast linear mit der Windparkgröße an.
Für Kleinwindparks (< 20 Turbinen) berechnen die drei betrachteten Varianten nahezu identische Ergebnisse. Die Abweichungen nehmen mit zunehmender Projektgröße zu. Bei 100 WEA berechnet NO2005 rund 2% weniger Wakeverlust als NO Original. Bei 250 Turbinen steigt dieser Wert auf über 3%, was auf Probleme dieser Modellvariante bei großen Windfarmen hinweist. Die Verwendung einer zu 35% linearen Gewichtung im NO2005-Kombinationsmodell bringt das Ergebnis näher an NO Original und die AEP-Abweichungen betragen weniger als +/- 1%.
Erweiterter Test mit PARK2, WakeBlaster und Ainslie DAC
In windPRO-Versionen vor 3.0 war NO2005 das einzige Wake-Modell für Zeitschritt-Berechnungen; seitdem sind weitere Modelle hinzugekommen. Im folgenden Test wurden dieselben Layout-Varianten wie oben mit NO Original, mit PARK2 (mit zwei verschiedenen Wake-Decay-Konstanten) sowie mit WakeBlaster berechnet.
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Die generelle Übereinstimmung ist relativ gut. Die Auswirkungen der Wake-Decay-Konstante (WDC) werden bei PARK2 demonstriert, wo die WDC 0,06 (DTU-Empfehlung für Offshore) mit der EMD-Empfehlung für niedrigturbulente Standorte, 0,048, verglichen wird. Letztere WDC weist rund 1 Prozentpunkt höhere berechnete Wakeverluste für mittlere Windparkgrößen und 2-3 Prozentpunkte höhere Wakeverluste für große Windparks auf.
Bei NO Original tritt eine gewisse „Sättigung“ bei sehr großen Windparks auf, in denen die Wakeverluste deutlich geringer berechnet werden als bei den anderen Modellen. Dies wurde in diesem Wakemodell als ein Problem betrachtet, das bei großen Windfarmen eine Deep-Array-Korrektur erfordert, z.B. dem Zafarana-Windpark in Ägypten mit 700 WEA; der Effekt zeigt sich aber auch in den Horns Rev-Windparks. In PARK 2 tritt dies nicht mehr auf.
PARK2 und WakeBlaster zeigen in der Grafik einen sehr ähnlichen Verlauf. WakeBlaster wird hier mit einer etwas höheren Turbulenz betrieben, was erklärt, warum es eher mit der DTU-Empfehlung bezüglich der Wake-Decay-Konstante zusammenpasst als mit der WDC-Empfehlung für niedrigturbulente Standorte. In der Größenordnung bis 100 WEA stimmen NO Original und PARK2 ebenfalls gut überein – beruhigend, wenn man bedenkt, dass NO Original in den letzten mehr als 30 Jahren das am häufigsten verwendete Wakemodell war.
Im nächsten Test wurde das in windPRO 3.5 neu eingeführte Modell Eddy Viscosity Model (J.F. Ainslie): 1988 in Open Wind und windPRO gegenübergestellt. Das Modell wird hier verkürzt in der windPRO-Variante mit Ainslie bezeichnet, in Open Wind mit OW Eddy.
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Die beiden unteren Linien zeigen die Original-Implementierung des Ainslie-Modells in beiden Softwarepaketen, ohne Korrektur für große Windfarmen (Deep-Array-Korrektur, DAC). Die berechneten Wakes lassen keinen Zweifel daran, dass es ohne DAC nicht geht, nicht einmal für 6 x 6 WEA.
Die Implementierungen in windPRO und Open Wind stimmen gut überein, allerdings berechnet windPRO etwas höhere Wakeverluste. Es existieren aber in beiden Softwarepaketen viele Möglichkeiten, Parameter anzupassen, die Unterschiede sind lediglich eine Frage unterschiedlicher Standardeinstellungen.
Es wird hier ein höherer Wakeverlust als mit PARK2 berechnet. Validierungsbeispiele weiter unten für die Horns-Rev-Windfarmen zeigen, dass dies mit den großen WEA-Typen (8MW) zusammenhängt, die in diesem Beispiel verwendet wurden. In der 2-3MW-Klasse gibt es bessere Übereinstimmungen mit PARK2.
In sehr großen Windfarmen spielen die Einstellungen zur Erholungszone (Recovery Zone) in windPRO eine Rolle. In der Grafik oben gibt es zwei unterschiedliche Einstellungen diesbezüglich (Gelb und Ocker): "Ainslie DAC-60/80" (Standardeinstellung) und "Ainslie DAC-80/120". Die Zahlen sind jeweils Anfang und Ende der Erholungszone (Einheit RD). Es zeigt sich, dass die Abflachung der Kurve der Wakeverluste in der obigen Grafik bei wachsenden Windfarmgrößen mit höheren Werten für die Erholungszone verzögert wird. Dazu, ob und wo diese Abflachung geschehen soll, gibt es keine Empfehlungen.
Einige der Tests, die in diesem Kapitel präsentiert werden, illustrieren, wie die Deep-Array-Einstellungen performen. Es lässt sich schließen, dass die Deep-Array-Effekte tatsächlich eher eine Frage der Verwendung der korrekten Turbulenz sind.
Windfarmen mit einer Reihe versus mehrere Reihen
Bei Windfarmen mit nur einer WEA-Reihe neigen Wakemodelle dazu, die Verluste der hinteren WEA zu überschätzen. Die einfache Erklärung dafür ist, dass entlang der Reihe ungestörter Wind von der Seite eingespeist wird, was die tatsächlichen Wakeverluste reduziert. Tatsächlich haben die hinteren WEA vergleichbare Verluste wie die zweite WEA in der Reihe, wogegen die Wakemodelle die Verluste mit der Anzahl der WEA im Luv steigen lassen.
Im folgenden Beispiel besteht die Windfarm aus 7 WEA, wobei die Luv-WEA nicht dargestellt ist, da sie keine Wake erfährt. WT6 ist die WEA direkt hinter der Luv-WEA, WT1 ist die letzte WEA in der Reihe.
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Links die gemessenen, rechts die mit NO Original berechneten Wakeverluste. Auf der X-Achse die betrachtete Richtung. Die Messung zeigt in etwa dieselbe Reduktion (% Leistung) für alle WEA. Die Berechnungen zeigen dagegen beträchtlich höhere Reduktionen in den mittleren Winkeln mit zunehmender Anzahl WEA im Luv.
Im folgenden zwei Versuche, das Verhalten der Wakemodelle hier zu verbessern:
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Links das PARK2-Modell, bei dem die Überschätzung der Wakeverluste etwas günstiger ausfällt – dieses wäre also in diesem Fall gegenüber NO Original zu bevorzugen. Das rechte Modell ist NO2005 mit einer speziellen Art der Deep-Array-Korrektur, die nur in diesem Modell zur Verfügung steht, nämlich der Anpassung der Wake-Decay-Konstante anhand der Anzahl der Luv-WEA. Hier handelt es sich um eine kalibrierte Berechnung, bei der die tatsächlichen Wakes bekannt waren und das Modell so angepasst wurde, dass es sie korrekt wiedergibt, nämlich mit diesen Parametern:
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Die Parameter wurden in PERFORMANCE CHECK mit einer PostConstruction-Analyse für den Standort ermittelt.
Die verwendeten Wake-Decay-Konstanten für die einzelnen WEA sind (rote Punkte):
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Die blaue Punkte sind lediglich für den Berechnungshintergrund relevant und stellen den WDC-Korrekturfaktor dar, der mit den Parametern im obigen Screenshot (y = 0,3 * ln (x) + 0,8) für die jeweilige WEA angewandt wurde. Wird bei den gegebenen Werten der Basiswert der WDC auf 0,04 gesetzt, so wird dies anhand der Formel (y = A * ln (x) + B) für die erste WEA in 0,3 konvertiert und nimmt graduell auf 0,5 zu, was wie eingestellt der obere Grenzwert nach 4 WEA ist. Die hier ermittelten Werte stammen von einem Offshore-Projekt, die Methode wurde aber mit zahlreichen anderen Ein-Reihen-Projekten überprüft.
Horns Rev Offshore-Windparks
Das Gebiet Horns Rev an der dänischen Westküste umfasst drei große Offshoreprojekte, von denen die ersten beiden (HR1 und HR2) mit vielen Betriebsjahren aufwarten können und das dritte mit sehr großen 8-MW-WEA (HR3). Dies ermöglicht Tests in den Bereichen Langzeitbetrieb, Interaktion zwischen Windfarmen und Große WEA.
Verifikation für Horns Rev mit Windstatistik, Fokus auf Ainslie-Modell mit DAC
Für die Windstatistik-basierten Berechnungen liegt der Fokus auf dem Modellvergleich (Verifikation), nicht der Validierung.
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Durch die drei Windfarmen bei Horns Rev ist das Gebiet geeignet für Vergleichstests von Einzelwindfarmen in Bezug auf unterschiedliche WEA-Größen und unterschiedliche Layouts.
Die Turbulenzintensität (TI) liegt um 7,5%, was für einen Offshore-Standort relativ hoch ist. Sie wurde ermittelt anhand von mehreren Messmasten im Gebiet in Kombinatoin mit Mesoskalen-Daten und gilt für das Windgeschwindigkeits-Intervall von 5 – 15 m/s. Dies ist das Intervall, in dem Wakes die größte Wirkung haben.
Mehrere Validierungen zeigen, dass PARK2 den Standort mit der Wake-Decay-Konstante (DTU-Standard) von 0,06 gut modellieren kann. Dies entspricht auch der EMD-Empfehlung für Offshore-Standorte, WDC = 0,8 x TI.
Der vergleichbare Modellparameter im Ainslie-Modell ist die Turbulenz, die in den folgenden Berechnungen auf 7,5 % gesetzt wurde. Das Deep-Array-Correction Modell (DAC) hat zahlreiche Parameter (vgl. [Link auf Ainslie-DAC]). Die addierte Rauigkeitslänge ist standardmäßig Offshore 0,02; im Test wird auch ein Wert von 0,01 verwendet, um die Sensitivität des Parameters zu illustrieren.
Die Zahlen unten zeigen berechnete Wakeverluste mit Langzeitdaten (20j) aus dem EMD-WRF Europe+ Mesoskalen-Modell, das die Windgeschwindigkeiten in diesem Bereich sehr gut reproduzieren kann.
In windPRO werden die Modelle Ainslie:1988 mit addierter Rauigkeitslänge 0,02 (Standard) sowie alternativ 0,01; und das PARK2-Modell getestet.
In OpenWind werden zum Vergleich das Eddy-Viscosity-Modell (Ainslie) sowie PARK2 verwendet. Obgleich die Formeländerungen von PARK2 gegenüber PARK1 unseres Wissens nicht in Openwind implementiert wurden, kann das reguläre N.O.Jensen-Modell dort mit einem linearen Wake-Kombinationsmodell und ohne Spiegelwakes verwendet werden, was dem PARK2-Modell nahekommt. Es muss angemerkt werden, dass es in OpenWind mehrere Parameter zum Feintuning gibt, die hier nicht getestet wurden.
Die Wakeverluste wurden für die verschiedenen Modelle wie folgt berechnet:
HR 1:
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HR 2:
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HR 1 + HR 2 kombiniert
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Die windPRO-Modelle Ainslie:1988 mit DAC-Standardeinstellungen und PARK2 liefern fast dieselben Wakeverluste für alle drei Berechnungen (HR1, HR2, HR1+HR2).
Es wird deutlich, wie empfindlich das DAC-Modell auf die Änderung der addieren Rauigkeit von 0,02 (Standard) auf 0,01 reagiert – die Wakeverluste sinken in allen drei Szenarien um rund 0,8%.
Die OpenWind-Berechnungen zeigen in der PARK-2-Nachbildung etwas höhere Wakeverluste und mit dem Eddy-Viscosity-Modell etwas niedrigere.
Ob in windPRO Ainslie-DAC oder PARK2 besser performt, kann basierend auf den Betriebsdaten nicht gesagt werden, da der Unterschied zwischen beiden zu gering ist. Es ist jedoch aus detaillierten Tests mit 10-min-Betriebsdaten bekannt, dass die Größenordnung der PARK2-Ergebnisse in windPRO sehr akkurat sind.
Die berechneten Wakeverluste mit und ohne Einfluss von Nachbarwindfarmen:
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Wenn eine zusätzliche, rund 15 km entfernte Windfarm mit einbezogen wird, so hat dies nur einen relativ kleinen Einfluss. Am ehesten sollte dieser aufgrund der Richtungsverteilung beim Einfluss auf HR1 von HR2 wahrnehmbar sein, was mit PARK2 tatsächlich berechnet wird, wenngleich der Wakeverlust nur um 0,2 % steigt. Diese Größenordnung liegt im erwarteten Bereich, da sich im Vergleich der HR1-Daten vor und nach Inbetriebnahme von HR2 nahezu kein Unterschied zeigt. Die Wakeverlust-Zunahme mit dem Modell Ainslie-DAC ist größer, liegt aber dennoch deutlich unter 1%.
Berechnete Wakeverluste für einzelne WEA:
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Die drei Modelle zeigen in der WEA-weisen Betrachtung sehr ähnliche Muster trotz geringfügiger Unterschiede – PARK2 performt in der Regel zwischen den beiden Ainslie-Varianten mit unterschiedlicher addierter Rauigkeit.
Zusammenfassung: windPRO Ainslie:1988 mit Deep Array Correction (DAC) performt sehr ähnlich wie PARK2 mit Standardeinstellungen. Die Genauigkeit von PARK2 für diese Windfarmen wurde in mehreren Studien bestätigt.
Berechnung von HR2 und HR3 einzeln und kombiniert
In diesem Rechenbeispiel gibt es eine zusätzliche Herausforderung im Vergleich zum HR1/HR2-Test, da in HR3 bedeutend größere WEA stehen (164m Rotordurchmesser gegenüber 93m für HR2), außerdem liegen die Windfarmen sehr viel näher beieinander.
Berechnete Wakeverluste für HR3 mit 8MW-WEA:
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Die Abweichungen von windPROs Ainslie:1988/DAC und PARK2 liegen hier mit über 2% mehr Wakeverlusten deutlich höher. Selbst mit der geringeren addierten Rauigkeit von 0,01 sind es immer noch 1,5% Unterschied. In diesem Fall stimmen die Wakemodelle von OpenWind und windPRO’s PARK2 besser überein als mit den kleineren WEA.
Es ist hier allerdings schwer, zu ermitteln was die richtigen Ergebnisse sind, da HR3 nie ohne den zusätzlichen Wakeeinfluss von HR2 gelaufen ist. Die Unterschiede treten in den detaillierten Betrachtungen pro WEA und nach Richtung noch deutlicher zutage:
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Eine kombinierte Betrachtung von HR3 zusammen mit HR2 könnte hier weiterhelfen.
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HR2 & 3 wake loss calculation with different combinations.
Hier ist ersichtlich, wie viel Einfluss der Nachbarwindfarm von den verschiedenen Modellen berechnet wird. Besonders interessant ist die Zunahme der Wakeverluste für HR2 durch HR3, da dies auch in den Betriebsdaten detektiert werden könnte; allerdings ist dies aufgrund von Einflüssen auf die Produktion durch Marktregulierung und Betriebsprobleme schwierig. Alle Modelle zeigen gute Übereinstimmung in Bezug auf den zusätzlichen Wake-Einfluss der Nachbarwindfarmen.
Zusammenfassung für HR2&3: Es gibt Unterschiede zwischen PARK2 und Ainslie:1988/DAC in Bezug auf die berechneten Wakeverluste, wenn die WEA größer werden, wobei Ainslie die höheren Verluste berechnet. Dies könnte zu revidierten Standard-Empfehlungen für eines oder beide Modelle bei Verwendung von großen WEA führen, dies ist jedoch basierend auf nur diesem einen Beispiel noch nicht möglich. Alle Modelle sind sich einig über die Größenordnung der zusätzlichen Wakes der jeweiligen Nachbarwindfarm.
Tests für Horns Rev, Zeitreihen-basiert
Zunächst wird eine detaillierte Validierung sowohl der Mesoskalendaten als auch der Wakemodell-Einstellungen auf Basis von HR1 durchgeführt. Dies ist möglich durch die Verfügbarkeit von 10-Minuten-Daten. Danach werden alle Wakemodelle an allen drei Horns-Rev-Windfarmen anhand der monatlichen Produktionsdaten überprüft.
In Bezug auf die monatlichen Produktionsdaten muss daran erinnert werden, wo diese gemessen werden. In Dänemark und vermutlich auch im Vereinigten Königreich werden die monatlichen Produktionen an der Niederspannungsseite des Umspannwerks gemessen. Dies bedeutet, dass die Messungen um 1,5 – 2 % elektrische Verluste reduziert sind (WEA-Trafo und internes Netz machen jeweils ca. 0,7 – 1 % aus). Zusätzlich kann bei normalem Betrieb der interne Verbrauch während Stopps 0,1 – 0,2 % ausmachen. An Standorten mit häufigem Stillstand aufgrund von Marktregulierung kann dies bedeutend höher sein.
Die 10-min SCADA Daten werden üblicherweise nach dem WEA-Trafo gemessen, welcher etwa 1 % Verlust verursacht. Werden die gemessenen SCADA-Daten durch einen Faktor 0,99 geteilt, ergibt sich damit das perfekte Ergebnis vom Wakemodell.
Für monatliche Daten soll dieser Wert 0,98 sein, wenn es nur elektrische Verluste gibt. In anderen Worten, wenn es weniger als 2% Verlust in einem Monat gibt, enthält die Berechnung einen Bias, welcher in der Wake-Berechnung oder in den Winddaten liegen kann.