Handbuch PARK

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PARK ist das zentrale Modul im Energieberechnungs-Kosmos von windPRO. Ziel einer PARK-Berechnung ist in der Regel die Ermittlung der erwarteten Jährlichen Energieproduktion (AEP, Annual Energy Production) einer Windfarm.


Eine PARK-Berechnung setzt sich aus drei Teilen zusammen:

  • Die Ermittlung der Windbedingungen für jede WEA-Position – dies kann mittels eines Strömungsmodells (z.B. WAsP) erfolgen, wobei die Definition der Rahmenbedingungen über ein Terraindatenobjekt erfolgt. Es kann aber auch auf vorab berechnete Windressourcenkarten zurückgegriffen werden (siehe Modul RESOURCE). Alternativ kann die Scaler-Methode verwendet werden, um aus Windmessungen oder Mesoskalen-Zeitreihen in einem METEO-Objekt die Windbedingungen für die WEA-Positionen zu modellieren.
  • Die Anpassung der Leistungskennlinien der WEA an die lokalen Bedingungen – dies wird regelmäßig auf Basis der Temperatur und der Höhe ü.NN. geschehen, Unterschiede ergeben sich zum einen darin, ob mit Jahresmitteln oder mit Zeitreihen (also variierender Leistungskennlinie) gearbeitet wird; zum anderen können bei einigen Berechnungsoptionen weitere Parameter berücksichtigt werden, um die Leistungskennlinie noch genauer anzupassen.


Im Modul LOSS&UNCERTAINTY kann das Ergebnis einer PARK-Berechnung in Bezug auf Verluste und Unsicherheiten spezifiziert werden.



PARK bietet fünf Haupt-Berechnungsmethoden an. Wird die Maus über eine der Schaltflächen bewegt, so wird im unteren Teil des Fensters eine Übersicht über die Methode angezeigt.

Berechnungen mit Windstatistik - Für diese Berechnungsarten bilden eine oder mehrere regionale Windstatistiken die Winddaten-Grundlage:


Berechnungen mit Zeitreihe: Für diese Berechnungsarten bilden jeweils eine oder mehrere Zeitreihen des genannten Typs die Winddatengrundlage:


Zusätzlich werden unter Andere PARK-Berechnungen fünf weitere Methoden angeboten:

Diese stehen zum Teil für inzwischen obsolete Berechnungsarten, die aus Kompatibilitätsgründen weiterhin vorgehalten werden, und zum Teil für Berechnungsarten, deren Bedeutung in der praktischen Anwendung gering ist.

Die Berechnungsspezifischen Register und Einstellungen werden in den entsprechenden Unterkapiteln erläutert.



Wakeverlust-Modell

Mit dem Modul PARK lassen sich auf mathematischem Wege die Wake-Verluste (Abschattungsverluste) und der sich daraus ergebende Parkwirkungsgrad eines Windparks bestimmen. Grundlagen der Modellierung sind das Verhalten der Nachlaufströmung ('wake') einer einzelnen WEA sowie Regeln zur Handhabung von sich überlagernden Wakes und partiellen Wakes. PARK unterstützt unterschiedliche Wake-Modelle und bietet eine Option für Blockage an, welche die Windgeschwindigkeiten im Luv des Windparks reduziert.


Wake-Modell Eingangsdaten:
Windstatistik		 Eingangsdaten:
Zeitreihe		 Blockage Anmerkung
Original N.O.Jensen (PARK1) x x x Umfassende Langzeiterfahrungen
Verbessertes N.O.Jensen (PARK2) x x x Empfohlen
EMD-Variante: NO2005 x x x Ermöglicht spezielle Anpassungen z.B. für Ein-Reihen-Windfarmen
Ainslie 1988 mit DAC *1) x x x Ab windPRO 3.5
WakeBlaster (externes Modell) x x *2) Fortgeschrittene Strömungsmodellierung
Veraltet (zur Entfernung vorgesehen)
EWTS II (Larsen) 1999 x Nicht geeignet für größere Windfarmen
EWTS II (Larsen) 2008 x Nicht geeignet für größere Windfarmen
Ainslie 1986 x Veraltete Implementierung

*1) Deep Array Correction, Korrektur für große Windfarmen

*2) Ab windPRO 3.6 sind für WakeBlaster zwei verschiedene Zeitreihen-Berechnugsmodi verfügbar: (1) Eine Anzahl Szenarien werden vorab berechnet und dann als Datenbank für die Simulation der Zeitreihen verwendet (2) Jeder Zeitschritt wird einzeln von WakeBlaster berechnet, was es ermöglicht, die individuelle Turbulenz für den Zeitschritt zu berücksichtigen. vgl. [[WakeBlaster (DE)|WakeBlaster]]


In Bezug auf Blockage sind zwei Modelle implementiert, die den Stand der Forschung repräsentieren, Forsting [1][2] und Branlard[3]; diese Modelle sind jedoch nicht in der Lage, den Einfluss von Turbulenz und Stabilität zu berücksichtigen. Wir müssen deshalb einräumen, dass sie keine bedeutsamen Verbesserungen für die Wakemodellierung bedeuten. Die Modelle berechnen normalerweise einen zusätzlichen Wake-Verlust von etwa 0,5% für größere Windfarmen. Dies ist auf ein Jahr bezogen vermutlich in der richtigen Größenordnung, bei geringer Turbulenzintensität oder stabiler Atmosphäre sind die tatsächlichen Verluste aber vermutlich höher. Diese Bedingungen herrschen aber normalerweise nur einen Bruchteil eines Jahres.

In Verbindung mit der Implementierung des neuen Ainslie/DAC-Modells wurde ein umfassender Wakemodellierungs-Test durchgeführt, in dem sich herausstellte, dass auch große Offshore-Windfarmen relativ genau modelliert werden können (siehe Validierungskapitel ). Das Modell Ainslie 1988 kann ohne DAC (Deep Array Correction, Korrektur für große Windfarmen) verwendet werden, dies wird aber bei größeren Windfarmen nicht funktionieren, da Ainslie 1988 selbst nur nahe Wakes berücksichtigt.

Die Turbulenzintensität, die gut mit der Stabilität korreliert, ist ein sehr entscheidender Parameter in der Wake-Modellierung. Sie wird für das Ainslie 1988-Modell und WakeBlaster als direkte Eingangsgröße verwendet, in den N.O.Jensen-Modellen indirekt über die Wake-Decay-Konstante (WDC).


Die Wake-Decay-Konstante (WDC)

Die Wake-Decay-Konstante (Wake decay constant, WDC) ist ein Parameter der Familie der N.O.Jensen-Wakemodelle, der Auswirkungen auf die Ausbreitung der Wake sowie auf die Zunahme der Windgeschwindigkeit im Wake-Kegel hat (siehe Wakemodell N.O.Jensen (RISØ/EMD)). EMD hat über viele Jahre Wakemodelle an laufenden Windfarmen getestet mit einem starken Fokus darauf, die Beziehung zwischen Wake-Decay-Konstante und Turbulenzintensität zu finden, die am besten funktioniert.

Aufgrund der hohen Bedeutung der Turbulenzintensität für die Wake-Decay-Konstante enthält PARK eine Möglichkeit, die Turbulenzintensität zu skalieren. Dies sollte z.B. für EMD-WRF Europe+ und vergleichbare Datensätze verwendet werden, bei denen hauptsächlich Offshore, aber auch bei mehreren Onshore-Standorten, Turbulenzintensitäten beobachtet wurden, die um einen Faktor von √2 (~1,41) zu niedrig liegen. Dies betrifft nicht den Vorgänger-Datensatz EMD-ConWx oder die aktuellen EMD-WRF On-demand Daten. Im Vergleich mit mehr als 200 Onshore-Masten hat sich in Bezug auf Turbulenzintensität der EMD-WRF Europe+Datensatz dagegen performanter gezeigt als der Vorgänger, weshalb die TI dort nicht mehr mit √2 korrigiert wird wie in den EMD-ConWx-Daten. Nichtsdestotrotz hat die TI in Mesoskalendaten eine hohe Unsicherheit. Es sollte daher angestrebt werden, gemessene TI am Standort oder einem vergleichbaren Standort zu verwenden, um einen Skalierungsfaktor für die Mesoskalen-TI zu ermitteln. Dieser Skalierungsfaktor kann dann verwendet werden, wenn eine Onshore-PARK-Berechnung durchgeführt wird.

Alternativ können die DTU-Empfehlungen der Tabelle unten verwendet werden, die im Mittel gut performen, die jedoch Abweichungen an untypischen Standorten nicht gut abdecken:

DTU-Empfehlung EMD-Empfehlung
N.O.Jensen (PARK1) PARK2 PARK1 PARK2
Offshore 0,05 (*) 0,06 WDC = 0,67 * TI (**) WDC = 0,80 * TI (**)
Onshore 0,075 0,09 WDC = 0,5 * TI (***) WDC = 0,6 * TI (***)
Erweitert (Getestet Onshore) WDC = 2,00 * TI - 0,07 (s.u.)

(*) frühere Empfehlung: 0,04

(**) frühere Empfehlung: wie Onshore

On-Offshore Übergangszone der WDC

(***) frühere Empfehlung (prä-3.6): PARK1: 0,4 * TI; PARK2: 0,48 * TI. Die Anpassung in 3.6 reduziert zum einen die früheren Inkonsistenzen in der Übergangszone zwischen On- und Offshore, bei der für Onshore-Standorte mit niedriger Rauigkeit (=niedrige Turbulenz) geringere WDC berechnet wurden als für Offshore-Standorte mit hoher Turbulenz (siehe Grafik rechts); zum anderen zeigte sich in weiteren Validierungsstudien, dass die neuen Werte besser passen.

Es muss darauf hingewiesen werden, dass es keinen Standardwert gibt, der für alle Standorte gilt. Die obigen Empfehlungen sind Erfahrungswerte, die an den meisten untersuchten Standorten am besten performt haben.


Offshore Die Tests zur Offshore-WDC (siehe Tabelle oben) sind im folgenden illustriert.



EMD hat TI-Messungen (5 - 15 m/s, der Bereich in dem Wakeverluste auftreten) von mehreren Offshore-Standorten gesammelt, um darzustellen, in welchem Bereich die TI Offshore erwartet werden kann.

Eine Formel, die eine grobe Annäherung beschreibt, ist in den Legendeneinträgen zur roten und schwarzen Linie oben gezeigt. Diese ist aber bei Offshore-Standorten nicht sehr nützlich, da sie extrem sensitiv gegenüber der Rauigkeitslänge ist, und was ist diese Offshore? Z0 = 0,0002 wird normalerweise verwendet, da dies aus Shear-Messungen extrapoliert werden kann (rote Linie). Aber in anderen Kontexten wird auch Z0 = 0 verwendet. Da ein Wert von 0 in der Formel oben zu einer Division durch Null führen würde, wird ersatzweise ein Wert von 0,000001 verwendet (schwarze Linie). Tatsächlich liegen die gemessenen Werte im Band zwischen der roten und der schwarzen Linie, dieses ist aber zu breit, um wirklich von Nutzen zu sein. Diese hohe Sensitivität gegenüber der Rauigkeitslänge ist vermutlich der Grund, warum der formelbasierte Ansatz, den windPRO Onshore empfiehlt (s.u.) für Offshore-Standorte nicht funktioniert. Stabilität spielt ebenfalls eine Rolle.

Die Messungen in der Grafik oben zeigen die Spannweite, innerhalb derer die TI lagen, aber auch wie diese sich mit der Nabenhöhe verändern. Bei neueren Windparks sind Nabenhöhen von 100-120 m üblich. Hier kann die TI vermutlich zwischen 5,5% und 7,5% variieren, abhängig vom Standort.

In den Rauigkeitsbasierten WDC-Listen in windPRO werden für normale Offshore-Turbulenz eine TI von 6% und für hohe Offshore-Turbulenz eine TI von 7,5% angenommen. Die Wake-Decay-Konstanten (WDC), die wir damit ermitteln, entsprechen der folgenden Tabelle:

PARK-1 PARK-2 PARK-1 PARK-2
TI Hohe TI (7,5%) Niedrige TI (6,0%)
Faktor 0,67 0,80 0,67 0,80
WDC 0,050 0,060 0,040 0,048

Die Empfehlung von DTU für PARK1 war ursprünglich WDC=0,04; jetzt WDC=0,05. Dies entspricht den obigen Werten für Niedrige und Hohe TI. Die DTU-Empfehlung für PARK2 lautet 0,06, was oben dem Wert für die hohe Turbulenz entspricht.

Liegt keine Messung vor, kann als grober Anhaltswert ein rauigkeitsbasierter Ansatz verwendet werden:

TI = A * k / ln(h/z0)

Mit:

A = 2,5
k = 0,4
h = Berechnungshöhe
z0 = Rauigkeitslänge

Die gewählten Konstanten basieren primär auf Pena Diaz 2016[4].

Hier ein Teil der Conclusion:


Die folgende Tabelle illustriert, wie die TI anhand des o.g. Ansatzes für zwei Höhen, 50 und 100 m (40 und 120 m bei Tabelle für windPRO 3.5), berechnet wird. Die entsprechende WDC (PARK2) ist TI * 0,8 für Offshore und TI * 0,6 für Onshore. Für die Konversion von Rauigkeitsklasse zu -länge wird eine einfache lineare Beziehung in einem Graph mit logarithmischer Y-Achse zugrunde gelegt (bzw. zwei Beziehungen, eine unter und eine über Rauigkeitsklasse 1; siehe darauffolgende Tabelle).


Rauigkeits- und Nabenhöhenabhängige Wake-Decay-Konstante - Werte in windPRO 3.6
Eingabe Berechnungshöhe (m)
Terraintyp Rauigkeits-
klasse		 Rauigkeits-
länge		 40 100
TI WDC_PARK2 TI WDC_PARK2
Sehr stabil -1,4 0,0000002 0,051 0,041 0,050 0,040
Offshore (geringere TI) 0 0,00001 0,065 0,052 0,062 0,050
Offshore 0 0,0002 0,080 0,064 0,076 0,061
Offshore (höhere TI) 0,5 0,0024 0,101 0,081 0,094 0,075
Sehr freie Felder (Very open) 1 0,03 0,13 0,081 0,12 0,074
Freie Felder (Open) 1,5 0,06 0,15 0,088 0,13 0,080
Strukturierte Felder (Mixed farmland) 2,0 0,11 0,16 0,098 0,15 0,088
Stark strukturierte Felder (Closed) 2,5 0,20 0,18 0,109 0,16 0,097
Bewaldet / komplex (Very closed) 3,0 0,39 0,21 0,123 0,18 0,108
Sehr bewaldet / komplex (Dense forest) 3,5 0,74 0,24 0,142 0,20 0,122
Rauigkeits- und Nabenhöhenabhängige Wake-Decay-Konstante - Werte in windPRO 3.5
Eingabe Berechnungshöhe (m)
Terraintyp Rauigkeitsklasse Rauigkeitslänge 40 120
TI WDC TI WDC
Sehr stabil -1,4 0,0000 0,052 0,021 0,049 0,020
Offshore *) 0 0,0002 0,082 0,055 0,075 0,050
Offshore (höhere TI) *) 0,5 0,0024 0,103 0,069 0,093 0,062
Sehr freie Felder (Very open) 1 0,029 0,14 0,055 0,12 0,048
Freie Felder (Open) 1,5 0,056 0,15 0,061 0,13 0,052
Strukturierte Felder (Mixed farmland) 2 0,106 0,17 0,067 0,14 0,057
Stark strukturierte Felder (Closed) 2,5 0,203 0,19 0,076 0,16 0,063
Bewaldet / komplex (Very closed) 3 0,388 0,22 0,086 0,17 0,070
Sehr bewaldet / komplex (Dense forest) 3,5 0,741 0,25 0,100 0,20 0,079
*) Diese Zeilen werden mit einer alternativen Formelbeziehung zwischen TI und WDC berechnet, siehe weiter oben.

Die Konvertierung von Rauigkeitsklasse zu Rauigkeitslänge wird entsprechend der Tabelle unten als lineare Beziehungen in einer logarithmischen Darstellung berechnet. Beachten Sie, dass es zwei lineare Beziehungen gibt, eine unter Klasse 1 und eine darüber.

Klasse Länge
0 0,0002
1 0,03
2 0,1
3 0,4

TI und Empfehlungen zur WDC von windPRO und DTU im Vergleich:

Beachten Sie, dass sich diese Empfehlungen auf PARK2 beziehen. Für PARK1 müssen die Werte durch 1,2 geteilt werden.

windPRO ermittelt seit Version 3.6 die Wake-Decay-Konstante basierend auf einer Rauigkeitsangabe (durch Anwender) für unterschiedliche Nabenhöhen in der Berechnung individuell (siehe hier).

In zeitreihenbasierten Berechnungen (ab windPRO 3.0) kann ein Umgebungsturbulenz-Signal in der Zeitreihe verwendet werden, um für den jeweiligen Zeitstempel die Wake-Decay-Konstante individuell zu ermitteln. Wird für das Turbulenzsignal eine alternative Zeitreihe verwendet, die kürzer ist als die, die für die Berechnung verwendet wird, so wird nur der Zeitraum verwendet, der in beiden Zeitreihen repräsentiert ist.

Der wissenschaftliche Hintergrund der neuen Wake-Decay-Empfehlungen auf Basis der Turbulenzintensität wird in Peña, Réthoré und van der Laan 2016[4] im Kapitel 2.1.2 "The wake decay coefficient" erläutert. Beachten Sie, dass dort ein Konvertierungsfaktor von (TI zu WDC) von ~0,4 für PARK1 ermittelt wird (entsprechend 0,48 für PARK2). Mehrere Validierungsfälle weisen inzwischen darauf hin, dass diese Werte etwas zu niedrig sind.

Validierungsstudien zur Modellierung von großen Windfarmen und Empfehlungen

Aus Nygaard/Hansen: Wake effects between two neighbouring wind farms[5]:

In general, the predictions of the simple wake model we have tested are in good agreement with the observations. However, the usefulness of the model for large offshore wind farms has been put into question by prior assertions that the model systematically underestimates the wake losses inside large wind farms. The existence of such a ‘deep array effect’ would imply that the model was insufficient or needed corrections. In this study, we find no evidence of a systematic deep array effect, despite comparing the model with observations along a row of 26 turbines! This matches the conclusion of previous research on other large offshore arrays [5]. When comparing the Nysted wake losses before and after Rødsand II, we find that the additional wake loss from the neighbouring wind farm is roughly confined to the first few rows in the downstream wind farm.

Siehe auch Nygaard: Wakes in very large wind farms and the effect of neighbouring wind farms[6]


Einige der umfassendsten Studien bezüglich Wakeverlusten zeigen, dass das Originale N.O.Jensen-Modell Wakeverluste gut handhabt, auch für große Windfarmen. In der letztgenannten Quelle wird erwähnt, dass N.O. Jensen in einer Sektion des London Array, die getestet wurde, die Verluste in den hinteren Reihen unterschätzt. Es wird jedoch auch angemerkt, dass dei Turbulenz der Testdaten sehr gering ist. Dergleichen wurde von EMD bei einer Windfarm in Ägypten beobachtet, dass nämlich bei niedrigen Turbulenzen die Wakeverluste massiv zunehmen. Dies kann in der Modellrechnung berücksichtigt werden, indem die Wake-Decay-Konstante (WDC) reduziert wird.

EMD empfiehlt daher das N.O.Jensen-Modell für Prognoseberechnungen. PARK2 scheint etwas besser zu sein als PARK1 (Original-N.O.Jensen), PARK2 sollte daher die bevorzugte Wahl sein. Achten Sie auf die Turbulenz und wählen Sie die Wake-Decay-Konstante (WDC) darauf basierend aus, wie zuvor beschrieben - dies ist der Schlüsselparameter, um mit dem Modell korrekte Ergebnisse zu erzielen. Der beste Weg, die Turbulenz zu berücksichtigten, ist die zeitreihenbasierte Berechnung (siehe Scaler), bei der die WDC als Funktion der Turbulenzintensität zeitstempelweise berechet wird. Achten Sie weiterhin auf die Ct-Kennlinien. Es ist schwierig, zu beurteilen, ob diese korrekt sind, aber Vergleiche mit ähnlichen WEA-Modellen können Hinweise geben, ob die Ct-Kennlinie plausibel ist.

Für einreihige Projekte ist besondere Vorsicht geboten. Hier werden die Wakeverluste mit normalen Wakemodellen zu hoch berechnet, da sie den ständigen Zufluss von ungestörtem Wind auf beiden Seiten der WEA-Reihe nicht berücksichtigen. Weitere Informationen siehe Kapitel Wakemodell-Validierungstests (Englisch).


Mögliche Verdrehung der Windrichtung aufgrund von Koordinatensystem-Konvertierung

Die WAsP-Software, die für die Modellierung der Windverhältnisse über das Gelände zuständig ist, operiert ausschließlich mit rechtwinkligen Koordinatensystemen. Bei diesen entspricht Gitternord (also der Punkt, auf den eine Koordinatenlinie in Richtung Nord zeigt) nicht unbedingt geographisch Nord (also dem Punkt, auf den die Längengrade in einem geographischen System zulaufen), sondern die Nordrichtung ist je nach Lage des Standorts mehr oder weniger gegenüber geographisch Nord verdreht.

Da einige rechtwinklige Koordinatensysteme massive Verdrehungen gegenüber geographisch Nord haben, konvertiert windPRO alle Koordinaten vor der Übergabe an WAsP in das Koordinatensystem UTM WGS84 (Zone des Standortzentrums), wodurch die Verdrehung auf maximal +/- 3° reduziert wird (an den Zonenrändern). Da WAsP die Windrichtungen in Bezug auf UTM WGS84 behandelt, muss auch die anschließende Wake-Berechnung, die in windPRO durchgeführt wird, dasselbe Koordinatensystem verwenden, um die Einführung eines zusätzlichen Fehlers zu vermeiden.

Problematisch bleibt dennoch, dass Windmessungen häufig auf geographisch Nord kalibriert sind, so dass die Angaben zur Windrichtung und das verwendete Koordinatengitter nicht vollständig konform sind. Mit der genannten Lösung in windPRO wird dies zu einem marginalen Problem; ist eine vollständige Kompensation gewünscht, sollte beim Import der Winddaten ins METEO-Objekt ein Offset auf die Windrichtung angewandt werden. Da die Genauigkeit der Richtungsmessung dies selten rechtfertigt und der Effekt geringfügig ist, ist dies jedoch keine allgemeine Empfehlung. Das für die WAsP-Berechnung verwendete Koordinatensystem sowie dessen Verdrehung gegenüber Gitternord werden auf dem PARK-Hauptergebnis in den ersten Zeilen angegeben. Dies ist auch eine hilfreiche Angabe, um Änderungen in Berechnungsergebnissen nachzuvollziehen, die tatsächlich nur auf die Verschiebung des Standortzentrums in eine andere Zone (und damit der Berechnungszone) zurückzuführen sind.


Wakemodell N.O.Jensen (RISØ/EMD)

Das N.O. Jensen-Modell verwendet eine vereinfachte Beschreibung des Windgeschwindigkeitsprofils der 'wake' über die Wake-Decay-Konstante (Ausbreitungskonstante; 'wake decay constant'; WDC):



mit

v = Windgeschwindigkeit im Abstand x hinter dem Rotor
u = Windgeschwindigkeit unmittelbar vor dem Rotor
R = Rotorradius
α = Wake-Decay-Konstante (WDC)


Der Wert 2/3 steht für eine Annäherung an den Ct-Wert – In WindPRO wird für jedes Windgeschwindigkeits-Intervall der tatsächliche Ct-Wert angesetzt.

Die folgende Abbildung zeigt die Grundidee des Modells. Der Strömungsnachlauf einer WEA stellt nach den physikalischen Gesetzmäßigkeiten der Impuls- und Massenerhaltung einen Bereich mit geminderter Windgeschwindigkeit und höherer Turbulenzintensität dar. Die resultierende Strömungsänderung ist u.a. von den geometrischen Abmessungen und den Strömungseigenschaften des WEA-Rotors, der Wake-Decay-Konstante (WDC) sowie den spezifischen Windverhältnissen am Standort der WEA abhängig. Der Wert der Wake-Decay-Konstante entspricht dabei der Aufweitung des Strömungskegels pro Meter Nachlauf, z.B. führt eine Wake-Decay-Konstante von 0,075 zu einer Aufweitung von 7,5 cm/m bzw. einem Winkel Θ von ca. 4 Grad. Weitere Anmerkungen zur Bestimmung der Wake-Decay-Konstante folgen weiter unten.



Zusätzlich zur Berechnung von Einzelwakes wird ein Modell benötigt, um die Wakes mehrerer WEA, die auf eine WEA einwirken, zu summieren, das sog. Wake Combination Model. Hierfür wird die Wurzel der Summe der Quadrate der Windgeschwindigkeits-Reduktionen der einzelnen WEA gebildet. Um der Begrenzung des Wake-Kegels einer WEA durch die Erdoberfläche Rechnung zu tragen, fließt in das Modell ein Satz unter die Erdoberfläche gespiegelte WEA ein.


N.O.Jensen (RISØ/EMD) PARK2 2018

Das PARK2-Modell, das von DTU mit WAsP 12 eingeführt wurde und seit windPRO 3.2 SP2 (Service Pack 2) identisch in windPRO implementiert wurde, wird als sehr erfolgreich betrachtet, auch in Bezug auf sehr große Windfarmen ("Deep Arrays").

Das PARK2-Modell basiert auf dem Wakeberechnungs-Konzept von N.O.Jensen; was diesem gegenüber im Detail geändert wurde, ist dieser Poster-Präsentation[7] zu entnehmen.

Die wichtigste Änderung ist das Modell zur Kombination mehrerer Wakes, die an einer WEA auftreten (Wake combination model) von einem Ansatz, der auf der Wurzel der Summe der quadrierten Windgeschwindigkeits-Reduktionen basierte, zu einer linearen Summierung. In diesem neuen Rahmen müssen dann aber höhere Wake-Decay-Konstanten angesetzt werden. Weiteres zur Wake-Decay-Konstante weiter oben.


Eddy Viscosity Model (J.F. Ainslie) mit DAC (Deep Array Correction)

Die 1986er-Version des Eddy-Viscosity- oder Ainslie-Modells wurde in 2005 implementiert, es zeigte sich jedoch, dass es für größere Windfarmen nicht gut performt; das Modell wurde deshalb nicht weiter verfolgt. Auf Anwenderwunsch wurde das Modell in windPRO 3.5 erneut aufgegriffen, diesmal basierend auf den verbesserten Modellbeschreibungen von 1988. Auch dieses Modell handhabt die Wakes in großen Windfarmen nicht gut, sondern unterschätzt die Wakeverluste signifikant. Es wurde daher ein selbst entwickeltes Modell zur Korrektur dieses Problems implementiert, eine sogenannte DAC (Deep-Array-Correction). Die windPRO-Implementierung der DAC basiert auf wissenschaftlichen Veröffentlichungen zu dem Thema und wurde umfangreich mit verschiedenen Windpark-Konfigurationen getestet (siehe Kapitel Wakemodell-Validierungstests (Englisch)).

Die 1988-Version des Ainslie-Modells mit DAC berechnet Wakeverluste in derselben Größenordnung wie N.O.Jensen und WakeBlaster. Es reagiert jedoch weniger sensibel auf Änderungen der Turbulenzintensität, da es bsi niedrigen Turbulenzintensitäten die berechneten Wakeverluste nicht ausreichend erhöht. Weiterhin erweist sich das Modell als zu konservativ für die Anlagengenerationen mit 8 MW und mehr - hier werden zu hohe Wakeverluste berechet.

Haupteingabe für das Ainslie-Modell ist die Turbulenzintensität, die über dasselbe Menü definiert wird wie die Wake-Decay-Konstante für das N.O.Jensen-Modell:


Das Ainslie 1988-Modell kann via Modellparameter bearbeiten mit den folgenden Modellparametern modifiziert werden:


Die wichtigsten Parameter sind die Rauigkeitseinstellungen für das DAC-Modell. Diese wurden umfassend für Offshore getesetet. Für Onshore-Projekte gibt es bisher nur Empfehlungen bezüglich der Rauigkeits-Einstellungen für Rauigkeitsklasse 1. Mit der Option Benutzerdefiniert können alle Parameter frei definiert werden. Weitere Informationen finden Sie im Kapitel Wakemodell-Validierungstests (Englisch).

Die NO2005-Implementierung des N.O.Jensen-Wakemodells

In 2005 wurde in windPRO eine Implementierung des N.O.Jensen-Wakemodells unter dem Namen N.O.Jensen (EMD) 2005 (kurz: NO2005) eingeführt. Dieses sollte das Original-N.O.Jensen-Modell nicht ersetzen, sondern in der Form ergänzen, dass bestimmte Teilergebnisse leichter zugänglich sind und so eine bessere Integration in das PARK-Modul möglich ist. Bestimmte Typen von erweiterten Optionen in PARK (z.B. Scaler-Berechnungen) waren nur mit NO2005 möglich. Seit den ersten Tests war bekannt, dass NO2005 etwas geringere Wakeverluste als das Original berechnet[8].

Neue Testreihen im Jahr 2016 mit Daten großer Windfarmen[9] offenbarten, dass mit zunehmender Größe der Windfarmen die Wake-Effekte gegenüber dem Original N.O.Jensen-Wakemodell immer stärker unterschätzt werden. Seit windPRO 3.2 empfiehlt EMD deshalb die Verwendung des NO2005-Modells nicht mehr und hat stattdessen den Anwendungsbereich des Original-N.O.Jensen-Modells erweitert, so dass es jetzt auch in Scaler-Berechnungen verwendet werden kann.

NO2005 bleibt weiterhin als alternatives Modell verfügbar, da hier in Scaler-Berechnungen eine experimentelle Anpassung der Wake-Decay-Konstante anhand der Anzahl der vorgelagerten WEA möglich ist (siehe PARK: Register Wake). Dies ist insbesondere in Post-Construction-Analysen eine wertvolle Option zum Fein-Tuning des Wakemodells.


Implementierung des WakeBlaster-Modells

WakeBlaster[10] als externes Modell ist eine interessante Alternative, deren Berechnungsmethode sowohl vom N.O.Jensen- als auch vom Ainslie-Konzept abweicht. Dennoch berechnet WakeBlaster Wakeverluste in deiner ähnlichen Größenordnung wie die N.O.Jensen-Modelle, kann aber abhängig vom Windfarm-Layout auch einige Abweichungen zeigen. WakeBlaster kann nur bei Zeitreihen-basierten PARK-Berechnungen ausgewählt werden (siehe WakeBlaster).


Weiterführende Seiten



PARK-Berechnungstypen


Standard PARK mit WAsP

Kurzbeschreibung

Windverteilung und Wake-Verluste an jeder WEA werden anhand einer WAsP-Modellierung mit Windstatistik berechnet; Umwandlung in Jährliche Energieproduktion anhand der Leistungskennlinie mit optionaler Luftdichte-Korrektur. Verdrängungshöhen (Wald) und RIX (steiles Gelände) können optional berücksichtigt werden.


Unterregister

Zu Ergebnissen siehe PARK-Ergebnisse.


Standard PARK mit WAsP-CFD

Kurzbeschreibung

Windverteilung und Wake-Verluste an jeder WEA werden anhand einer WAsP-CFD-Modellierung mit Windstatistik berechnet; Umwandlung in Jährliche Energieproduktion anhand der Leistungskennlinie mit optionaler Luftdichte-Korrektur. Verdrängungshöhen (Wald) können optional berücksichtigt werden.


Unterregister

Zu Ergebnissen siehe PARK-Ergebnisse.


Standard PARK mit Ressourcenkarte

Kurzbeschreibung

Windverteilung und Wake-Verluste an jeder WEA werden anhand einer Windressourcenkarte (WAsP-Format) berechnet; Umwandlung in Jährliche Energieproduktion anhand der Leistungskennlinie mit optionaler Luftdichte-Korrektur.

Anmerkungen:

  • Komplexe Verdrängungshöhen-Situationen sollten bereits bei der Erzeugung der Windresourcenkarte mit RESOURCE berücksichtigt werden. Im Rahmen der PARK-Berechnung können Verdrängungshöhen nur noch omnidirektional angewandt werden.
  • Windressourcenkarten können mit dem RESOUCRE-Modul anhand eines oder mehrerer METEO-Objekt auf die Windbedingungen am Standort kalibriert werden, z.B. wenn sie auf Basis von unvalidierten Reanalyse- oder Mesoskalendaten berechnet wurden.


Unterregister

Zu Ergebnissen siehe PARK-Ergebnisse.


Zeitreihe aus MESO-Daten

Kurzbeschreibung

Windverteilung und Wake-Verluste an jeder WEA werden aus METEO-Objekt(en) mit Meso-Terraindaten berechnet (derzeit nur mit EMD-Mesodaten möglich). Deren Daten werden mit WAsP oder WAsP-CFD anhand eines Scalers zeitstempelweise auf die WEA-Positionen umgerechnet und ermöglichen eine Produktionsberechnung für jeden Zeitstempel. Die Anwendung einer Post-Kalibrierung im Scaler wird dringend empfohlen. Ergebnisse können als Jahresproduktion oder für einen spezifischen Zeitraum ausgegeben werden. Verdrängungshöhen (Wald), RIX (steiles Gelände) sowie erweiterte Zeitstempel-basierte Leistungskennlinien-Anpassungen und Wake-Modell-Anpassungen (Deep-Array-Effekt) sind weitere Optionen.


Kurzanleitung: PARK-Berechnung mit Mesodaten


Kurzanleitung (Englisch): Kalibrieren von Meso-Scaler-PARK-Berechnungen anhand von Referenz-WEA


Kurzanleitung (Englisch): Kalibrieren von Meso-Scaler-PARK-Berechnungen anhand von Messdaten


Unterregister

Zu Ergebnissen siehe PARK-Ergebnisse.


Zeitreihe aus Messdaten

Kurzbeschreibung

Windverteilung und Wake-Verluste an jeder WEA werden aus METEO-Objekt(en) berechnet. Deren Daten werden mit WAsP, WAsP-CFD, .flowres- oder Windressourcen-Datei anhand eines Scalers zeitstempelweise auf die WEA-Positionen umgerechnet und ermöglichen eine Produktionsberechnung für jeden Zeitstempel.

Das Scaling geschieht standardmäßig anhand des A-Parameter-Verhältnisses (siehe Gelände-Scaling).

Die Höhen für die Windgeschwindigkeits- und die Windscherungs-Berechnung können separat ausgewählt werden.

Ergebnisse können als Jahresproduktion oder für einen spezifischen Zeitraum ausgegeben werden, dabei können Korrekturen für Datenverfügbarkeit oder saisonalen Bias angewandt werden. Verdrängungshöhen (Wald), RIX (steiles Gelände) sowie erweiterte Zeitstempel-basierte Leistungskennlinien-Anpassungen und Wake-Modell-Anpassungen (Deep-Array-Effekt) sind weitere Optionen.


Kurzanleitung: Scaler-PARK-Berechnungen mit Messdaten


Unterregister

Zu Ergebnissen siehe PARK-Ergebnisse.


Standard PARK mit ATLAS

Kurzbeschreibung

Zur Beschreibung der ATLAS-Methode siehe ATLAS.

Dies ist eine PARK-Berechnungsvariante aus älteren windPRO-Versionen, die aufgrund aktuellerer, besserer Methoden obsolet ist und nicht weiterentwickelt wird, aber zwecks Rückwärtskompatibilität verfügbar bleibt.


Unterregister

Zu Ergebnissen siehe PARK-Ergebnisse.


Standard PARK mit METEO-Objekt

Kurzbeschreibung

PARK-Berechnung ohne Modellierung der Windverhältnisse über das Gelände. Die Winddaten werden so verwendet, wie sie in einem METEO-Objekt angegeben sind (siehe auch METEO-Berechnung).

Dies ist eine PARK-Berechnungsvariante aus älteren windPRO-Versionen, die aufgrund aktuellerer, besserer Methoden obsolet ist und nicht weiterentwickelt wird, aber zwecks Rückwärtskompatibilität verfügbar bleibt.


Unterregister

Zu Ergebnissen siehe PARK-Ergebnisse.


Standard PARK mit WAsP, ATLAS oder METEO-Objekt

Kurzbeschreibung

Berechnungsvariante, die eine Mischung der Winddaten aus verschiedenen Modellen ermöglicht (vgl. Standard PARK mit WAsP, Standard PARK mit ATLAS und Standard PARK mit METEO-Objekt).

Dies ist eine PARK-Berechnungsvariante aus älteren windPRO-Versionen, die aufgrund aktuellerer, besserer Methoden obsolet ist und nicht weiterentwickelt wird, aber zwecks Rückwärtskompatibilität verfügbar bleibt.


Unterregister

Zu Ergebnissen siehe PARK-Ergebnisse.


Standard mit WAsP und zeitlicher Variation (2.9-Modus)

Kurzbeschreibung

Der 2.9-Modus zur zeitlichen Variation basiert auf einer Modellierung der Windverhältnisse mit WAsP aus einer Windstatistik, und der zusätzlichen Anwendung einer Schablonen-Zeitreihe (METEO-Objekt oder WTI-Zeitreihe) um die Variation der Windverhältnisse im Jahres- und Tagesverlauf zu erfassen.

Dies ist eine PARK-Berechnungsvariante aus älteren windPRO-Versionen, die aufgrund aktuellerer, besserer Methoden obsolet ist und nicht weiterentwickelt wird, aber zwecks Rückwärtskompatibilität verfügbar bleibt.

Diese Methode wurde durch das Scaler-Konzept ersetzt.


Unterregister

Zu Ergebnissen siehe PARK-Ergebnisse.


Standard PARK mit Ressourcendatei und zeitlicher Variation (2.9-Modus)

Kurzbeschreibung

Der 2.9-Modus zur zeitlichen Variation basiert auf einer Modellierung der Windverhältnisse mit WAsP aus einer Windstatistik (bei diesem Berechnungstyp findet die Modellierung bereits im Vorfeld im Rahmen einer RESOURCE-Berechnung statt), und der zusätzlichen Anwendung einer Schablonen-Zeitreihe (METEO-Objekt oder WTI-Zeitreihe) um die Variation der Windverhältnisse im Jahres- und Tagesverlauf zu erfassen.

Dabei liefert die Windressourcenkarte einen Satz sektorweise Weibull-Verteilungen für die WEA-Position. Die Zeitreihe, die als Schablone verwendet wird, um die jährliche und tägliche Variation des Windes zu repräsentieren, wird via WAsP auf die WEA-Position modelliert und liefert einen weiteren Satz Weibull-Verteilungen. Beide Weibull-Sätze werden verwendet, um sektorweise Transferfunktionen zu bestimmen, die dann auf die Zeitstempel der Schablonen-Zeitreihe angewandt werden, um eine repräsentative Zeitreihe für die WEA-Position zu erhalten.

Dies ist eine PARK-Berechnungsvariante aus älteren windPRO-Versionen, die aufgrund aktuellerer, besserer Methoden obsolet ist und nicht weiterentwickelt wird, aber zwecks Rückwärtskompatibilität verfügbar bleibt.

Diese Methode wurde durch das Scaler-Konzept ersetzt.


Unterregister

Zu Ergebnissen siehe PARK-Ergebnisse.



PARK-Berechnungseinstellungen

Register Optionen (Standard)


Curtailments anwenden: Sektormanagement-Curtailments wirken sich auf die Produktion einer WEA sowie auf den Wake-Effekt an benachbarten WEA aus. Beides wird berücksichtigt, wenn diese Option aktiviert ist. Für weitere Informationen siehe PARK: Register Curtailment.

Diese Option ist nicht verfügbar für Berechnungen der Gruppe Andere PARK-Berechnungen auf dem Register Hauptteil.

Blockage verwenden: Zeigt ein zusätzliches Register Blockage an, auf dem Blockage (Induktion) betreffende Einstellungen getätigt werden können.

Erweiterte Optionen zeigen: siehe unten

Wakemodell: Siehe Wakeverlust-Modell. Das von EMD empfohlene Standardmodell ist N.O.Jensen (Risø/EMD) Park 2 2018-Modell.


Modellparameter

Wake-Decay-Konstante: Siehe den Abschnitt über Wakeverlust-Modelle, insbesondere das Kapitel zur Wake-Decay-Konstante. Definiert, wie stark die Wake sich hinter dem Rotor ausdehnt und wie schnell sich die Windgeschwindigkeit erholt. Es wird empfohlen, diesen Wert standortspezifisch und mit automatischer Anpassung an die Nabenhöhe via Erweiterte Optionen) zu wählen.

(Hier klicken für Versionen vor windPRO 3.6)

In Versionen vor windPRO 3.6 findet in den Erweiterten Optionen keine automatische Anpassung an die Nabenhöhe statt, sondern es wird für die PARK-Berechnung eine einheitliche Wake-Decay-Konstante abhängig von Rauigkeit und Höhe ü.Gr. gewählt.

Ohne die Erweiterten Optionen stehen lediglich die folgenden Standardwerte zur Verfügung:


Berichtsoptionen

Zusätzl. Referenzhöhe: Gibt für die angegebene Höhe und die Position des Terraindatenobjekts die mittlere Windgeschwindigkeit, Bruttowindenergie und Äquivalente Rauigkeit an.

WEA-Fläche(n) auf Karte: Ausgewählte WEA-Flächen-Objekte werden auf Karten auf Berichten angezeigt.

Umgang mit Verlusten und Unsicherheiten: Hier wird die Auswahl getroffen, wie dieses Thema auf den Berichten gehandhabt wird. Es wird empfohlen, das Modul LOSS&UNCERTAINTY zu verwenden, um diesem wichtigen Teil der AEP-Berechnung den angemessenen Fokus zu geben. Für einfachere oder vorläufige Berechnungen können die anderen Optionen verwendet werden. Mit der Option Pauschaler Abschlag wird eine zusätzliche Spalte in den Ergebnistabellen eingeführt, in denen die entsprechende Reduktion ausgewiesen wird. Der Spaltentitel kann selbst definiert werden.


Erweiterte Optionen

Wake-decay-Konstante

Das Menü enthält weitere Möglichkeiten, die WDC an den Standort anzupassen:


Die Auswahl erfolgt nach der mittleren Standortrauigkeit. Von dieser rechnet windPRO - für die Nabenhöhe jeder WEA individuell - in Turbulenz und dann in WDC um. Wenn sich die Rauigkeiten je nach Richtung unterscheiden, können via Bearbeiten / Aus Meteo-Obj auch richtungsweise Rauigkeiten (oder Turbulenzen oder WDC) angegeben werden.

Wenn eine Schaltfläche Zu 3.6-Meth.konvertieren erscheint, so wurde diese Berechnung in einer Version erzeugt, in der noch eine einheitliche WDC in der PARK-Berechnung verwendet wurde (anstatt Nabenhöhenabhängig). Siehe hierzu den grauen Kasten unten.


(Hier klicken für Versionen vor windPRO 3.6)

Bis einschließlich windPRO 3.5 fand in den Erweiterten Optionen keine automatische Anpassung an die Nabenhöhe statt, sondern es wurde für die gesamte PARK-Berechnung eine einheitliche Wake-Decay-Konstante abhängig von Rauigkeit und einer selbst gewählten Höhe ü.Gr. gewählt. Dies hat gegenüber der aktuellen Methode zwei Nachteile:

  1. . wenn in derselben Berechnung WEA unterschiedlicher Nabenhöhen vorkamen, musste ein Mittelwert oder ein bevorzugter Wert gewählt werden
  2. . wenn eine Berechnung dupliziert und mit einer neuen Nabenhöhe durchgeführt wurde, bestand die Gefahr, die Anpassung der WDC zu vergessen.
Zu den vorherigen Auswahlmöglicheiten siehe ausklappbare Tabelle unten.

WDC bis windPRO 3.5 in Abhängigkeit von Rauigkeit und Höhe ü.Gr.
Nabenhöhe
Gelände ↓ RC ↓ 25 50 75 100 150
Sehr stabil - 0,035 0,034 0,033 0,033 0,032
Offshore 0 0,057 0,054 0,052 0,051 0,049
Offshore, hohe TI 0,5 0,072 0,067 0,065 0,063 0,060
Sehr freie Felder 1,0 0,059 0,054 0,051 0,049 0,047
Freie Felder 1,5 0,065 0,059 0,056 0,053 0,051
Strukturierte Felder 2,0 0,073 0,065 0,061 0,058 0,055
Stark strukturierte Felder 2,5 0,083 0,073 0,068 0,065 0,061
Bewaldet / komplex 3,0 0,096 0,082 0,076 0,072 0,067
Sehr bewaldet / komplex 3,5 0,114 0,095 0,087 0,082 0,075


Weitere Informationen zur Wake-decay-Konstante finden Sie unter Wakeverlust-Modell.


Sektorweise Daten

Über Bearbeiten/aus METEO-Obj. können Sie die Einstellungen zur Wake-decay-Konstante sowie zur Umgebungsturbulenz (sofern diese für die aktuellen Berechnungsoptionen notwendig ist) sektorweise verfeinern:



Die Eingaben in diesem Fenster sind vollständig durch Formeln miteinander verknüpft (siehe Wakeverlust-Modell).

  • Beispiel-Nabenhöhe (Park)[m]: Die hier angegebene Höhe erscheint in der Tabelle unten als zusätzliche Spalten für TI und WDC.
    • Werden sektorweise Einstellungen manuell über die Spalte Geländeklasse definiert, so kann windPRO automatisch auf die Nabenhöhe aller beteiligter WEA umrechnen. In diesem Fall ist in der rechten Spalte der entsprechenden Zeile vermerkt "abhängig von Nabenhöhe" und die Angabe unter Beispiel-Nabenhöhe ist für die PARK-Berechnung nicht relevant.
    • Wird die Eingabe dagegen über Rauigkeitslänge, TI, WDC oder ein METEO-Objekt getätigt, steht dort "unabhängig von Nabenhöhe". Die unter "Beispiel-Nabenhöhe" eingegebene Nabenhöhe ist dann die Höhe, für die die angegebene TI oder WDC gild. In der PARK-Berechnung wird dann eine einheitliche Wake-Decay-Konstante für ebendiese Höhe verwendet.
  • Anzahl der Sektoren: Geben Sie an, in welcher räumlichen Auflösung die Angaben zur Wake-Decay-Konstante erfolgen sollen.
    • Für schnelle Berechnungen in relativ homogenem Gelände wählen Sie nur einen Sektor
  • Quelle: Manuelle Eingabe / METEO-Objekt: Wenn Messdaten vom Standort in einem METEO-Objekt vorliegen, verwenden Sie in der Regel dieses; ansonsten definieren Sie die Geländeklassen in den Sektoren manuell.
  • Manuelle Eingabe über: Standard ist die Eingabe über die Geländeklasse. Die TI und WDC werden dann für die angegebene Beispiel-Nabenhöhe angezeigt, aber in der PARK-Berechnung wird die WDC individuell für jede Nabenhöhe ermittelt. Soll die WDC durch Eingabe der TI ermittelt oder direkt eingegeben werden, so ist eine automatische Umrechnung auf WEA-Nabenhöhen nicht möglich.
  • WDC = TI x Faktor: Der Standardfaktor für das PARK2-Modell ist 0,6; für das N.O.Jensen-Modell ist es 0,5. Wird das Wakemodell geändert, nachdem in diesem Fenster bereits Eingaben erfolgt sind, sollten die berechneten Werte auf jeden Fall danach überprüft werden, ob sie noch mit dem geänderten Faktor zusammen passen.
    • Offshore und Onshore mit geringer TI ~<10%: Viele Validierungen zeigen, dass an Standorten mit geringer Turbulenz der Faktor 0,6 (PARK2) bzw. 0,5 (PARK1) deutlich zu gering ist. Wird diese Option aktiviert, wird der Modellstandard auf 0,67 (PARK1) bzw. 0,8 (PARK2) geändert.
  • TI skalieren mit Faktor: Mit diesem Faktor können z.B. TI aus Mesoscale-Daten an Standortmessungen angepasst werden. Mesoscale-TI hat an Onshore-Standorten eine hohe Unsicherheit, da die Modelle auf der Mesoskalen-Ebene arbeiten und somit die Mikroskalige Turbulenz nicht erfassen. Eine Kurzzeitmessung reicht häufig aus, um die Mesoscale-TI auf das Standortniveau zu kalibrieren und somit eine Langzeit-TI-Zeitreihe zu erhalten. Insbesondere bei EMD-WRF Europe+ und vergleichbaren Datensätzen zeigt sich, dass das Turbulenzniveau Offshore sowie manchmal auch Onshore etwa um die Wurzel aus 2 (1,41) zu gering ist und es wird empfohlen, damit zu multiplizieren. Für EMD-ConWx und EMD-WRF On-Demand-Daten ist die TI Offshore wie erwartet und sollte nicht skaliert werden.


Von METEO-Daten laden: Die sektorweise Umgebungsturbulenz kann aus einem Meteodaten-Objekt geladen werden. Dabei wird die Turbulenz auf Nabenhöhe konvertiert, um einen korrekten Input zu liefern für die WDC-Berechnung oder für Modelle, die direkt die TI verwenden (WakeBlaster und Ainslie).



Der Windgeschwindigkeitsbereich, aus dem die Turbulenzen gemittelt werden, wurde auf 5-15 m/s festgelegt, da dies der Bereich ist, in dem die Wakeverluste am wichtigsten sind.

(Hier klicken für Versionen vor windPRO 3.2)

In Versionen vor windPRO 3.2 wurde ein Windgeschwindigkeitsbereich von 10-20 m/s verwendet.


Mit der kleinen Taschenrechner-Schaltfläche neben der Option zur manuellen Eingabe über die TI (erscheint nur, wenn diese Option ausgewählt ist) gelangen Sie zum Umgebungsturbulenz-Rechner:


Erweiterte Berechnungen

Diese Berechnungen stehen nur zur Verfügung, wenn ein anderes Wakemodell als N.O.Jensen (Risø/EMD) bzw. N.O.Jensen (Risø/EMD) Park 2 2018 verwendet wird.



Reduzierte Windgeschw. in Windfarm erzeugt eine Matrix mit den berechneten WG-Reduktionen für einen bestimmten Punkt, für jede Windrichtung und jede Windgeschwindigkeit (freie Anströmung). Eine Anwendungsmöglichkeit ist es, eine sehr kleine WEA (0,1m Rotordurchmesser) an eine Messmastposition innerhalb eines Windparks zu platzieren, um die Reduktion der gemessenen Windgeschwindigkeiten durch die umliegenden WEA zu erhalten. Daraus kann dann wiederum die freie Anströmung rückgerechnet werden, was für Performance-Prüfungen nützlich sein kann.

Park-Kennlinie auf Basis des PPV-Modells bezieht die berechnete Park-Leistungskennlinie auf eine spezifische Messmastposition außerhalb der Windfarm. Dies kann z.B. für Prognosesysteme nützlich sein, in denen die Prognosewerte für eine bestimmte Position (Messmastposition) geliefert werden. Der Park-Leistungskennlinie kann dann die Windpark-Produktion entnommen werden.

Turbulenz-Berechnungen geben die Umgebungsturbulenz und die WEA-induzierte Turbulenz für jede WEA-Position aus. Hierbei handelt es sich um eine stark vereinfachte Methodik; es wird empfohlen, diese Berechnungen im Modul SITE COMPLIANCE durchzuführen, da nur dort die aktuellen IEC-Richtlinien in vollem Umfang berücksichtigt werden.


Weibull für +/- ½ RD berechnen: Diese zusätzliche Berichtsoption ermöglicht eine Evaluation der Variation der Windgeschwindigkeiten über die Rotorkreisfläche.


Wake-Modell

Wake-Modell:

Siehe Kapitel Wakeverlust-Modell.

EMD empfiehlt das N.O.Jensen (Risø/EMD) Park 2 2018-Modell. Informationen zu diesem und den anderen Wakemodellen finden Sie unter Wakeverlust-Modell sowie in diesem Dokument.


Turbulenzmodell

Die Wake- und Turbulenzmodelle sowie andere Erweiterte Funktionen der PARK-Berechnung sind im folgenden Dokument beschrieben:

http://help.emd.dk/knowledgebase/content/ReferenceManual/Wake_Model.pdf

Turbulenzberechnungen innerhalb von PARK sind nicht mit den Modellen N.O.Jensen (Risø/EMD) sowie N.O.Jensen (Risø/EMD) Park 2 2018 möglich. Wir empfehlen, Turbulenzberechnungen mit SITE COMPLIANCE durchzuführen.


WAsP-Parameter bearbeiten

Siehe WAsP-Parameter.

Beachten Sie, dass seit WAsP 11 die WAsP-Parameter in der Windstatistik (sofern diese mit WAsP 11 generiert wurde) gespeichert werden. Bei WAsP-11-Berechnungen mit WAsP-11-Windstatistik finden im PARK-Modul modifizierte WAsP-Parameter keine Anwendung.



Register Optionen (Scaler)

Diese Optionen stehen größtenteils nur für die Scaler-Berechnung zur Verfügung, bei der die PARK-Produktion auf Basis einer Zeitreihe ermittelt wird.



Berechnen

Mittlere Jahresproduktion (AEP): Die Standardausgabe. Die Mittlere Jahresproduktion wird ermittelt, indem die mittlere stündliche Produktion der gesamten verwendeten Zeitreihe mit 8766 multipliziert wird (Anzahl Stunden pro Jahr + ¼ Tag als Schaltjahres-Ausgleich).

Jahreszeit-Korrektur: Über Bearbeiten können die Jahreszeiten definiert werden. Ist die Jahreszeit-Korrektur aktiviert, wird für jede einzelne Jahreszeit die mittlere stündliche Produktion ermittelt und diese mit der Anzahl Stunden in der Jahreszeit multipliziert. Dadurch erhält jede Jahreszeit dieselbe Gewichtung (mit Korrektur für Längenunterschiede der Jahreszeiten) und es kann z.B. ein übermäßiges Vorkommen einer Jahreszeit kompenisert werden. Diese Option kann allerdings zu Verzerrungen der Produktion führen, wenn für einzelne Jahreszeiten die Datenverfügbarkeit gering ist, da dann die verfügbaren Daten als repräsentativ für die gesamte Jahreszeit angenommen werden. Liegen für eine Jahreszeit weniger als 1% aller Daten vor, ist keine Jahreszeit-Korrektur möglich.
Langzeit-Korrekturfaktor (auf Energie): Wenn für die Periode, für die Winddaten vorliegen, eine bekannte Abweichung gegenüber dem Langzeit-Windklima herrscht, kann hier ein Korrekturfaktor angegeben werden.

Produktion für spezifische Periode: Einfache Berechnung der Produktion für die ausgewählte Periode (Auswahl auf Register Scaler). Kann beispielsweise verwendet werden, um den Verlust zu ermitteln, der durch eine Stillstandsperiode aufgrund technischer Probleme aufgetreten ist.

Korrektur für Daten-Verfügarkeit: Wenn in der spezifizierten Periode (definiert durch den ersten und den letzten Zeitstempel in der Berechnungsperiode) einige Zeitstempel fehlen, so kann dies kompensiert werden, indem das Ergebnis durch die Verfügbarkeit dividiert wird. Wird diese Option nicht aktiviert, wird angenommen, dass in Perioden ohne Daten auch keine Produktion erfolgt.
START-STOP Zeiten aus WEA-Objekten verw.: Wenn in der gewählten Periode eine oder mehrere WEA nicht durchgehend in Betrieb sind, so hat dies Auswirkungen auf die Produktion dieser WEA sowie auf den Wake-Effekt an den benachbarten WEA. Dies kann berücksichtigt werden, wenn im WEA-Objekt Daten zur In- bzw. Außerbetriebnahme angegeben sind (Siehe WEA-Objekt, Register Betrieb). Wenn sich während der Betriebszeit der WEA zu einem bestimmten Zeitpunkt die Leistungskennlinie dauerhaft ändert, so kann dies auch mit diesem Feature nachgebildet werden, indem an derselben Position zwei WEA platziert werden, von denen eine zum Zeitpunkt der LK-Änderung außer Betrieb geht und die andere in Betrieb.
Eine andere Anwendung dieses Features besteht darin, die Auswirkungen zukünftiger Windfarmen zu berechnen. Versehen Sie dazu beispielsweise eine 20j-Langzeitreihe mit einem 20-Jahre-Offset, so dass Sie die nächsten 20 Jahre abbildet. Geben Sie für zukünftige WEA deren Inbetriebnahme im WEA-Objekt an und berechnen Sie die kommenden 20 Jahre mit dieser Option, so können Sie deren Effekt auf die 20-Jahres-Produktion Ihrer Windfarm berechnen.


Tageszeitabhängige Leistungskennlinie: Die Perioden (Tag, Abend, Nacht) können über Zeiträume bearb. definiert werden. Voraussetzung ist, dass in den WEA-Objekten Leistungs-/Schall-Paare definiert sind.

Diese Option kann nicht gemeinsam mit der folgenden Option, Curtailments, gewählt werden

Curtailments anwenden: Sektormanagement-Curtailments wirken sich auf die Produktion einer WEA sowie auf den Wake-Effekt an benachbarten WEA aus. Beides wird berücksichtigt, wenn diese Option aktiviert ist. Für weitere Informationen siehe PARK: Register Curtailment.

Diese Option kann nicht gemeinsam mit der vorigen Option, Tageszeitabhängige Leistungskennlinie, gewählt werden


Blockage verwenden: Zeigt ein zusätzliches Register Blockage an.


Parkleistung an Netzkapazität anpassen (Grid curtailment): Hier kann die Maximale Netzkapazität angegeben werden, wenn diese kleiner ist als die Nennleistung des Windparks. Dies bedeutet, dass bei Nennleistung die WEA reduziert betrieben werden müssen, um die Netzbegrenzung einzuhalten.

Wird zu einem Zeitpunkt (Zeitstempel) mehr produziert, als das Netz aufnehmen kann (zuzüglich interner Netzverluste, die bei Elektr. Verlust bei Volllast angegeben werden können), wird der Überschuss proportional zu deren Produktion von allen Neuen WEA sowie von Existierenden WEA, bei denen das Häkchen "Wird als WEA im Windpark behandelt" gesetzt ist, abgezogen.

Beispiel: Wenn die Netzkapazität (zzgl. elektrischer Verlust bei Volllast) um 5% überschritten wird, werden von der Produktion jeder WEA 5% abgezogen.

Der Verlust durch Netzbegrenzung wird als zusätzlicher, unabhängiger Verlust nach der Berechnung von Wakes und WEA-spezifischen Curtailments ausgewiesen.


Ausgabe für PERFORMANCE CHECK und/oder Ergebnisexport

Bei Scaler-Berechnungen wird intern für jede WEA eine Produktionszeitreihe mit mehreren Parametern berechnet. Dabei fallen sehr große Datenmengen an, häufig über hundert MB pro Berechnung für eine kleine Windfarm mit 10 WEA. Um zu verhindern, dass die Projektdatei zu groß wird, können Einschränkungen definiert werden, was davon gespeichert wird:

  • Für welche WEA werden Ergebniszeitreihen gespeichert
  • Werden nur Summen für alle WEA gespeichert
  • In welcher zeitlichen Aggregierung werden Ergebniszeitreihen gespeichert

Standardmäßig werden monatlich aggregierte Zeitreihen gespeichert. Soll eine Analyse des Projekts in PERFORMANCE CHECK oder in HYBRID erfolgen, sollte dies auf "Keine Aggregierung" oder 1-h-Werte gesetzt werden.

Summenspalte nur für neue WEA: Ist diese Option ausgewählt, so enthält die Summenspalte in der Produktionszeitreihe nur die Summe für die neuen WEA, ansonsten ist dort die Summe aller WEA zu finden.

Reduzierte Windgeschw. in Windfarm: Erzeugt eine Matrix mit den berechneten WG-Reduktionen für jede WEA, jede Windrichtung und jede Windgeschwindigkeit (freie Anströmung) als exportierbares Ergebnis (siehe Ergebnis in Datei). Eine Anwendungsmöglichkeit ist es, eine sehr kleine WEA (0,1m Rotordurchmesser) an eine Messmastposition innerhalb eines Windparks zu platzieren, um die Reduktion der gemessenen Windgeschwindigkeiten durch die umliegenden WEA zu erhalten. Daraus kann dann wiederum die freie Anströmung rückgerechnet werden, was für Performance-Prüfungen nützlich sein kann.

Aggregierung der Zeitreihe: Standard ist, dass die Ergebnisausgabe (via Ergebnis in Datei) monatlich aggregiert (für Produktionen) bzw. gemittelt (für Windgeschwindigkeiten und Berechnungsparameter) erfolgt, da ansonsten sehr große Datenmengen dauerhaft im Projekt vorgehalten werden müssten (siehe Spalte Größe im Berechnungen-Fenster). Für eine LOSS&UNCERTAINTY (DE)-oder eine PERFORMANCE CHECK-Berechnung sollte allerdings "Keine" Aggregierung gewählt werden, da hierfür mindestens Stundendaten erforderlich sind.


Berichtseinstellungen:

Siehe Register Optionen

WEA auf Berichten Zeitliche Variation: Neben der Unterscheidung in Neue und Existierende WEA kann bei den existierenden WEA auch zwischen "Park-WEA" und "Nicht-Park-WEA" unterschieden werden (siehe Seite Existierende WEA).



Register WEA und WEA<>Winddaten

Auf dem zweiten Register WEA lassen sich im oberen Bereich die Layer auswählen, von denen WEA in der Berechnung berücksichtigt werden sollen. Standardmäßig sind die Layer ausgewählt, die auf der Karte eingeschaltet (sichtbar) sind.

Anmerkung: Existierende WEA erscheinen standardmäßig nur auf dem Bericht Referenz-WEA. Ihr abschattender Effekt auf neu geplante WEA wird dennoch berücksichtigt. Wenn Sie wünschen, dass die existierenden WEA und deren durch die neue Parksituation reduzierter Ertrag auch auf dem Hauptergebnis erscheinen, so müssen Sie in den Objekt-Eigenschaften der Existierende-WEA-Objekte das Häkchen auf dem Register WEA → Wird als WEA im Windpark behandelt (Erscheint auf PARK-Hauptergebnis) setzen!

Bei einigen PARK-Berechnungsvarianten erscheint im unteren Bereich des Registers eine Option Jeder WEA einzeln ein Meteo- oder Terraindatenobjekt zuweisen. Diese aktiviert ein neues Register

WEA<>Winddaten. Ansonsten erfolgt die Zuordnung von WEA und Winddatenobjekten über die räumliche Entfernung, d.h. es wird für jede WEA das jeweils nächstgelegene Winddatenobjekt verwendet. Bevor Sie dieses Häkchen setzen, sollten Sie auf dem Register Wind Ihre Wahl treffen.



Register Wind

Register Wind zur Auswahl der zugrunde zu legenden Winddaten für den Standort:



Der Screenshot zeigt die Auswahl von WAsP-Terraindatenobjekten im Rahmen einer PARK-Berechnung des Typs Standard PARK mit WAsP.

Je nach PARK-Berechnungstyp kann dasselbe Register auch zur Auswahl von METEO-Objekten, ATLAS-Terraindatenobjekten oder einer Kombination der genannten Objekttypen dienen.

Es muss mindestens eines der angebotenen Objekte gewählt werden. Werden mehrere gewählt, wird standardmäßig für jede WEA das nächstgelegene Objekt verwendet. Auf dem Register WEA kann auch ausgewählt werden, dass eine manuelle Zuordnung von WEA zu Winddaten vorgenommen wird – dies kann z.B. sinnvoll sein, wenn ein Winddatenobjekt die Windverhältnisse auf einem lokalen Hügel und das andere im umgebenden Flachland repräsentiert – so kann jeder WEA das Winddatenobjekt zugeordnet werden, das für sie am repräsentativsten ist.

Bitte beachten Sie, dass nur diejenigen Terraindaten- und METEO-Objekte in diesem Fenster erscheinen, deren Verwendungszweck dem ausgewählten Berechnungstyp entspricht.



Register CFD-Ergebnisdateien und WEA<>Windstatistik

Zur Erzeugung von CFD-Ergebnisdateien siehe WAsP-CFD-Überblick. Auf diesem Register werden bei einer PARK-Berechnung des Typs Standard PARK mit WAsP-CFD die zu verwendenden CFD-Ergebnisdateien (Kacheln) ausgewählt. Die CFD-Kacheln müssen den gesamten Bereich der Windfarm abdecken, jede WEA muss auf mindestens einer CFD-Kachel liegen.



CFD-Kacheln werden im Rahmen eines Projekts als sogenannte *.CFDRES-Dateien abgespeichert. Sie können entweder mit Aus Berechnung aus einer WAsP-CFD-Berechnung geladen werden, die im selben Projekt durchgeführt wurde, oder sie können direkt aus dem Windows-Dateisystem gewählt werden (WAsP-CFD-Datei(en) hinzuf.).

CFD-Kacheln enthalten keine direkt nutzbaren Windverhältnisse, sondern lediglich relative Veränderungen der Windverhältnisse gegenüber einer Windstatistik. Im nächsten Schritt muss deshalb mindestens eine Windstatistik ausgewählt werden, anhand derer die CFD-Ergebnisse auf die WEA-Positionen umgerechnet werden. Dies geschieht auf dem Register WEA<>Windstatistik:



Bitte beachten Sie, dass Windstatistiken, die in WAsP-CFD-Berechnungen verwendet werden, ebenfalls mit WAsP-CFD erzeugt sein müssen. Für weitere Informationen zur Erzeugung einer WAsP-CFD-Windstatistik siehe STATGEN-Überblick.

Wird der PARK-Berechnung mehr als eine Windstatistik zugewiesen, kann entweder eine Zuordnung zu den einzelnen WEA aufgrund der Entfernung (Nächstgelegene) vorgenommen werden. Alternativ können die WEA manuell bestimmten Windstatistiken zugeordnet werden – dies kann z.B. sinnvoll sein, wenn ein Winddatenobjekt die Windverhältnisse auf einem lokalen Hügel und das andere im umgebenden Flachland repräsentiert, um jeder WEA die Winddaten zuzuordnen, die für sie am repräsentativsten sind.



Register Ressource-Dateien

Auf diesem Register werden Windressourcen-Dateien für den PARK-Berechnungstyp Standard PARK mit Ressourcenkarte geladen. Eine Windressourcen-Datei enthält vorberechnete Windbedingungen für einen Bereich, der bei der Erzeugung der Datei , z.B. im Modul RESOURCE, definiert wurde.

Beim Einsatz einer Windressourcen-Datei in der PARK-Berechnung ist darauf zu achten, dass alle WEA in der PARK-Berechnung innerhalb der von der Windressourcen-Datei abgedeckten Fläche liegen müssen. Wenn Zweifel bestehen, sollte die Windressourcen-Datei im Vorfeld im Ergebnislayer-Fenster eingeladen und die Lage auf der Karte überprüft werden.

Liegen WEA nicht innerhalb der Windressourcen-Fläche, so muss entweder eine neue Windressourcen-Datei erstellt werden, die den zusätzlichen Bereich abdeckt, oder die WEA müssen aus der Berechnung ausgenommen werden (z.B. entfernte Referenz-WEA).

Weiterhin muss die Windressourcen-Datei den Nabenhöhen-Bereich abdecken, der in der Berechnung vorkommt. Dies schließt die WEA-Nabenhöhen ein sowie die Referenzhöhe, die auf dem Register Optionen gewählt ist (Standardwert: 50 m).

Um die Windbedingungen für eine WEA-Nabenhöhe zu ermitteln, wird bei Bedarf zwischen den Höhen der Windressourcen-Datei interpoliert, nicht jedoch extrapoliert. Enthält also eine Windressourcendatei die Höhen 100 und 120 m, so kann damit eine WEA mit Höhe 121 m bereits nicht mehr berechnet werden! Um die Interpolationsentfernung möglichst gering zu halten, wird empfohlen, die Windressourcendatei für die Nabenhöhen der WEA oder Höhen +/- 10 m vorzubereiten.




Register Verdrängungshöhe


  • Keine Verdrängungshöhen: Die reguläre Nabenhöhe einer WEA wird verwendet, auch wenn im WEA-Objekt eine Verdrängungshöhe angegeben ist
  • Verdrängungshöhen von Objekten: Die Nabenhöhen der WEA werden, wenn im WEA-Objekt eine Verdrängungshöhe angegeben ist, um den entsprechenden Betrag reduziert
  • Verdrängungshöhen-Rechner: Sektorweise Ermittlung von Verdrängungshöhen entsprechend dem ausgewählten Verdrängungshöhen-Profil. Objektspezifische Verdrängungshöhen werden ignoriert.


Weitere Informationen



Register Leistungskennlinie

Auf diesem Register werden Eingaben getätigt, die windPRO mitteilen, ob und wie die im WEA-Katalog vorliegende Leistungskennlinie auf die Luftdichte am Standort umgerechnet werden soll sowie wie besagte Luftdichte ermittelt wird.

Das Register existiert in einer einfachen Variante (Module ATLAS, WAsP interface, PARK unter Verwendung einer regionalen Windstatistik) und in einer komplexeren Variante (PARK unter Verwendung eines Scalers).


Einfache Variante

Leistungskennlinien werden von WEA-Herstellern normalerweise für eine Standardluftdichte von 1,225 kg/m³ angegeben. windPRO rechnet diese automatisch in die mittlere Luftdichte am Standort um, wenn das Häkchen Leistungskennlinie anpassen gesetzt ist. Ansonsten wird die Leistungskennlinie so verwendet, wie sie im WEA-Objekt angegeben ist.

  • Die Alte windPRO-Methode basiert auf der einfachen Skalierung der Leistungswerte entsprechend dem Verhältnis von Standort- zu Standardluftdichte, wie sie typischerweise für Windkraftanlagen mit Stallregelung verwendet wird. Dieser Skalierungsansatz würde die Höhe der Nennleistung verändern, wenn er bei allen Windgeschwindigkeiten angewendet würde. Um dies zu vermeiden, wird eine empirische Lösung gewählt, bei der die Skalierung kurz vor Erreichen der skalierten Nennleistung endet und stattdessen ein sanfter empirischer Übergang zur tatsächlichen Nennleistung erfolgt.
Der Nachteil dieses Ansatzes besteht darin, dass bei großen Korrekturen (in der Regel bei niedrigen Luftdichten) der Übergang vom steilen Teil der Leistungskurve zur Nennleistung nicht glatt genug ist und das Verhalten von Windkraftanlagen mit Pitch-Regelung nicht genau nachbildet. Eine Überprognose der AEP wie bei der IEC-Methode kann bei großen Korrekturen für niedrige Luftdichten das Ergebnis sein. Diese Methode ist inzwischen veraltet und sollte nur aus Kompatibilitätsgründen verwendet werden
  • Die Neue windPRO-Methode ist eine verbesserte Luftdichtekorrektur, die auf einer einfachen Anpassung der IEC 61400-12 Methode (siehe unten) basiert. Die IEC-Korrektur geht von der Annahme aus, dass der Wirkungsgrad der WEA bei allen Windgeschwindigkeiten konstant ist, was, wie wir aus der Cp-Kurve wissen, nicht der Fall ist. Infolgedessen ist die IEC-Korrektur im Bereich der Nennleistung nicht sehr leistungsfähig. Die neue WindPRO-Methode verwendet den gleichen zweistufigen Ansatz wie die IEC 61400-12-Methode, mit dem einfachen, aber wichtigen Unterschied, dass der Exponent in der Gleichung der IEC 61400-12 (siehe unten) nicht konstant bei 1/3 für alle Windgeschwindigkeiten liegt. Stattdessen wird der Exponent zu einer Funktion der Windgeschwindigkeit. Eine vollständige theoretische Beschreibung dieser und der anderen Methoden findet sich in https://www.emd.dk/files/windpro/WindPRO_AirDensity.pdf (siehe auch Hyperlink am unteren Rand des "Luftdichte Bearbeiten"-Fensters).
  • IEC 61400-12-Methode: Es handelt sich um ein zweistufiges Verfahren. Es wird angenommen, dass die Ausgangsleistung bei allen Windgeschwindigkeiten die übliche Abhängigkeit von ρu3 aufweist. Anstatt die Leistungswerte bei Standardluftdichte (Pstd) mit dem Verhältnis von Standortluftdichte zu Standardluftdichte zu skalieren (was die Nennleistung verändern würde), skaliert Schritt 1 die Windgeschwindigkeiten der Standardleistungskurve gemäß:
usite = ustd ( ρstd ⁄ ρsite )1/3
Die sich daraus ergebende korrigierte Leistungskurve (usite, Pstd) wird jedoch mit den neuen Windgeschwindigkeitswerten, usite, abgetastet. Um die luftdichtekorrigierte Leistungskurve bei den ursprünglichen Windgeschwindigkeiten (ustd) zu erhalten, interpoliert Schritt 2 die neuen korrigierten Leistungswerte bei den ursprünglichen Windgeschwindigkeiten, d. h. (ustd, Psite), aus der Kurve (usite, Pstd). Aufgrund des unter Neue windPRO-Methode beschriebenen Defizits dieser Methode sollte sie nur für kleine Luftdichtekorrekturen verwendet werden.

Die Leistungskennlinen-Optionen werden in einem gesonderten Dokument genauer beleuchtet (siehe auch Hyperlink am unteren Rand des Registers).

Die Einstellungen unter Umgang mit negativen Leistungswerten sind nur relevant, wenn die Leistungskennlinie der verwendeten WEA in den niedrigen Windgeschwindigkeiten (normalerweise 1-3 m/s) negative Werte enthält. Häufig sind diese Werte in den Hersteller-Leistungskennlinien jedoch auf 0 gesetzt.


Über die Schaltfläche Bearbeiten gelangen Sie zu den Optionen der Luftdichte-Berechnung:



Die Luftdichte wird für die Nabenhöhe der individuellen WEA berechnet. Entscheidende Werte dafür sind die Temperatur und der Luftdruck. Die relative Luftfeuchtigkeit hat nur marginalen Einfluss. Die Temperatur wird standardmäßig der hinterlegten Klimadatenbank (nächstgelegene Station) entnommen und anhand des vertikalen Temperaturgradienten von der Höhe der Klimastation auf Nabenhöhe umgerechnet. Der Luftdruck wird aus der Höhe über NN. berechnet.

Im unteren Bereich des Fensters können eigene Probeberechnungen anhand der angegebenen Parameter durchgeführt werden, z.B. um die Sensitivität bei Änderung eines Parameters zu ermitteln.



Scaler-Variante

Leistungskennlinien gehen üblicherweise als über das Jahr gemittelte Leistungskennlinien in Berechnungen der Jahresenergieproduktion (AEP, Annual Energy Production) ein. Mit der Zeitreihen-basierten Scalermethode können für jeden Zeitschritt Korrekturen für die Leistungskennlinien vorgenommen werden, die auf den meteorologischen Parametern der jeweilgen Periode basieren. Häufig ändert dies nicht viel an der berechneten mittleren Jahresenergieproduktion, es kann aber z.B. wenn am Standort besonders hohe oder niedrige Turbulenzen herrschen, die Genauigkeit der AEP verbessern. Auch wenn Analysen mit PERFORMANCE CHECK durchgeführt werden sollen, erlaubt es häufig, die Produktion einer spezifischen Periode besser zu reproduzieren und Zeiträume mit ungewöhnlich hoher oder niedriger Performance zu erklären.



Die möglichen Korrekturen sind:

  • Luftdichte-Korrektur

Wird im Bereich Leistungskennlinie die Korrektur nach 61400-12-1 ed.2 ausgewählt oder verwenden die WEA-Objekte das PowerMatrix-Format, so können weitere Korrekturen durchgefürt werden:

  • Turbulenz-Korrektur (nur für WEA mit Pitch-Leistungsregelung)
  • Windscherungs-Korrektur (basierend auf gewählten Shear-Höhen auf dem Scaler-Register)
  • Richtungsänderungs-Korrektur (basierend auf Richtungsänderungs-Signal [Veer] in METEO-Objekt oder Meso-Shear)

Die Luftdichtekorrektur folgt den Formeln der IEC-Norm 61400-12-1 Ed. 2[14]. Es sollte an dieser Stelle angemerkt werden, dass die IEC-Norm Methoden beschreibt, um eine gemessene Leistungskennlinie auf Basis der meteorologischen Parameter in Standardbedingungen umzurechnen. In windPRO werden diese Methoden umgedreht, um Leistungskennlinien von Standardbedingungen auf durch die Meteorologie modifizierte Bedingungen umzurechnen. Um dieses Konzept umsetzen zu können, mussten bei der Implementierung einige Anpassungen vorgenommen werden.

Temperatur / Luftdruck: Standardmäßig wird diese Information aus der nächstgelegenen Wetterstation der Klimadatenbank bezogen. Bei einer Zeitreihen-basierten Berechnung kann es aber sinnvoll sein, Temperatur und Luftdruck von dem oder den METEO-Objekten, auf denen das Scaling basiert (siehe Register Scaler) zu beziehen. Wenn auf dem Scaler-Register mehrere METEO-Objekte gewählt sind, ist es notwendig, dass sie alle das entsprechende Signal für jeden Zeitstempel haben. Wenn die Zeitstempel der METEO-Objekte nicht komplett synchron sind, wird eine Abweichung der Zeitstempel um bis zu 50% des Zeitschritts toleriert.

Alternativ kann ein individuelles METEO-Objekt mit Luftdichte- oder Temperaturzeitreihe ausgewählt werden. In diesem Fall sind die Anforderungen an die Verfügbarkeit der Daten geringer – bis zu 13 Zeitstempel der Scaling-Zeitreihe dürfen in der LK-Korrektur-Zeitreihe am Stück fehlen oder deaktiviert sein (entspricht bei 10min-Zeitreihen 2 Stunden). Die fehlenden Werte werden dann zwischen den nächstgelegenen Zeitstempeln linear interpoliert. So können bei einem Scaling anhand einer 10min-Zeitreihe dennoch Stundenzeitreihen für die Luftdichteanpassung verwendet werden.

Turbulenz: Für die Turbulenzanpassung gelten ähnliche Regeln bezüglich der Herkunft des Signals und der Anforderungen an die Verfügbarkeit. Ab windPRO 3.1 können Scaler, die das Scaling mit den Ergebnissen von WAsP-CFD (*.cfdres) oder anderen CFD-Modellen (*.flowres; sofern diese Turbulenzdaten anbieten) durchführen, auch ein gescaltes Turbulenzsignal generieren (siehe Scaler:Turbulenz).

Das Scaling der Turbulenzintensität auf die WEA-Position geschieht unter Annahme einer über die Höhe konstanten Standardabweichung. Aus der Scaling-Zeitreihe wird die Standardabweichung aus Windgeschwindigkeit und Turbulenzintensität ermittelt (alternativ aus Windgeschwindigkeit aus Zeitreihe und Turbulenzinformation aus *.cfdres oder *.flowres-Datei). Die Standardabweichung wird dann auf die für die WEA-Position gescalte Windgeschwindigkeit angewandt, um die Turbulenzintensität für diese Position zu erhalten. Dies ist eine relativ einfache Herangehensweise, die nicht berücksichtigt, dass es Teile des Standorts mit starken Turbulenzabweichungen geben kann.

Wenn die Turbulenzinformation für einen Zeitstempel fehlt, wird keine Turbulenzkorrektur auf die Leistungskennlinie angewandt, aber der Datenpunkt wird dennoch berechnet. Bevor die Berechnung gestartet wird, wird überprüft, ob mindestens 50% der Zeitstempel über eine Turbulenzinformation verfügen. Ansonsten wird ein Fehler ausgegeben, da es unter solchen Bedingungen nicht sinnvoll ist, eine Turbulenzkorrektur durchzuführen.

Ein Turbulenzsignal kann auch in einem METEO-Objekt mit Mesoskalen-Daten (EMD-ConWx und EMD-WRF) erzeugt werden – siehe hierzu Turbulenzsignale in EMD-Meso-Daten. Korrektureinstellungen: Die Turbulenzkorrektur benötigt eine Annahme darüber, welches die Turbulenz ist, für die die Standardleistungskennlinie gilt (Referenz-Turbulenzintensität). Dieser Wert kann vom Anwender definiert werden:



Windscherungs-Korrektur: Sind auf dem Scaler-Register mehrere Shear-Höhen gewählt, werden diese verwendet, um die Windscherungs-Korrektur zu berechnen.

Richtungsänderungs-Korrektur (Veer): Dies benötigt ein eigenes Richtungsänderungs-Signal (Veer) in einem METEO-Objekt. Grund hierfür ist, dass die Arbeit mit zwei Windfahnen normalerweise kein zuverlässiges Richtungsänderungs-Signal für alle Zeitstempel liefert. Die Daten der Windfahnen müssen deshalb zunächst importiert und überprüft werden. Gegebenenfalls können Teile der Zeitreihe mit Richtungsänderungen aus einem METEO-Objekt mit Mesodaten (EmdConWx oder EmdWrf) substituiert werden oder dieses alleine verwendet werden.

In der PERFORMANCE-CHECK-Dokumentation werden berechnete Luftdichte- und Turbulenzkorrekturen mit Messungen verglichen. Zu Details über die Korrekturmethoden siehe die IEC-Norm 61400-12-1 Ed. 2. Die angewandten Korrekturfaktoren ebenso wie die verwendeten Signale werden für jeden Zeitstempel in den exportierbaren Ergebniszeitreihen der PARK-Berechnung ausgegeben.

Leistungskennlinie: Die hier verfügbaren Optionen werden weiter oben im Abschnitt "Einfache Variante" erläutert.



Register Wake

Dieses Register ist nur bei Scaler-basierten Berechnungen verfügbar. Bei allen anderen PARK-Berechnungsoptionen sind die Wakemodell-Einstellungen auf dem Register Optionen. Zu den Einstellungen Wake decay-Konstante: Einheitlich / Sektorweise siehe dort, insb. auch der Abschnitt Erweiterte Optionen.

Auf dieser Seite werden nur die Erweiterten Parkoptionen und die Deep-Array-Features erläutert.



Wake-Modell

Es kann zwischen den folgenden Optionen gewählt werden:

  • Kein Wake-Modell, d.h. dass alle WEA als frei stehend betrachtet werden und alle weiteren Eingaben auf diesem Register obsoloet sind
  • N.O. Jensen (RISØ/EMD)
  • N.O. Jensen (EMD) : 2005
    • Ohne Spiegel-Wakes: Diese Option sollte nur gesetzt werden, wenn eine ältere windPRO-Berechnung exakt reproduziert werden muss. Für höchstmögliche Genauigkeit sollten Spiegel-Wakes aktiviert bleiben (siehe [15], Kapitel 2).
  • N.O. Jensen (RISØ/EMD) PARK2 2018 ===EMPFOHLEN===
  • WakeBlaster
  • Eddy Viscosity Model (J.F.Ainslie): 1988

EMD empfiehlt das Modell N.O. Jensen (RISØ/EMD) PARK2 2018. Für weitere Informationen siehe Wakeverlust-Modelle.


Wake decay-Konstante:

Einheitlich oder Sektorweise: Diese Optionen werden auf der Seite Register Optionen (Standard) erläutert

Erweitert → Zeitschrittweise anhand Turbulenz ermöglicht es, die Wake-decay-Konstante mit den Turbulenzbedingungen am Standort variieren zu lassen, anstatt lediglich einen Jahresmittelwert anzugeben.

Die Methode benötigt

  • Entweder einen Scaler, der Turbulenz-Scaling beinhaltet (siehe Scaler:Turbulenz)
  • oder eine Turbulenzzeitreihe in einem METEO-Objekt, die den gesamten Zeitraum der Zeitreihen-Berechnung abdeckt. In diesen Fall wird die Turbulenz, um sie aus der gewählten Zeitreihe an die WEA-Positionen zu modellieren, zunächst in eine Zeitreihe der Standardabweichungen der Windgeschwindigkeit umgerechnet; die Standardabweichung wird als konstant für den Standort und die Höhen angenommen. Aus der Standardabweichung und der vom Scaler modellierten mittleren Windgeschwindigkeit für die WEA-Standorte wird die Turbulenz für die WEA-Positionen berechnet.

In beiden Fällen wird die WEA-spezifische Turbulenz zu einem Zeitpunkt in eine Wake-decay-Konstante umgerechnet, die der Wake-Berechnung der entsprechenden WEA zugrunde gelegt wird. Die Umrechnung von Turbulenz in Wake-decay-Konstante basiert auf einfachen linearen Gleichungen. Die aktuellen EMD-Empfehlungen für On- und Offshore finden Sie in diesem Abschnitt. Die Parameter der linearen Gleichnung können auch manuell modifiziert werden.



Die Grafik oben zeigt die Beziehung zwischen Turbulenz und WDC für PARK 2. Die DTU-Emfpehlungen beschränken sich auf einen Wert für On- und einen für Offshore. Es ist jedoch in zahlreichen DTU-Veröffentlichungen dokumentiert, dass die Turbulenzintensität einen signifikanten Einfluss auf die Wakeverluste hat, weshalb die Auswahl der WDC die Standort-TI berücksichtigen sollte.


Windrichtung in Wake-Berechnung von: Wenn für einen Zeitschritt der Zeitreihe die Wake-Verluste modelliert werden, so muss dem Modell eine einzige Windrichtung zugrunde liegen. Wenn aufgrund der modellierten Windbedingungen die Windrichtung von WEA zu WEA differiert, so muss eine Entscheidung für eine Referenzrichtung getroffen werden. Standardmäßig wird die Neue WEA mit der niedrigsten Systemkennung in der Berechnung (siehe Register WEA) verwendet. Sind nur Existierende WEA in der Berechnung, wird von diesen diejenige mit der niedrigsten Systemkennung verwendet.

Die Entscheidung ist bedeutsam, wenn z.B. eine Berechnung mit nur Existierenden WEA und eine mit Neuen+Existierenden WEA durchgeführt wird. Dann kann nämlich - abgesehen vom Wake-Effekt der Neuen WEA – das Ergebnis für die Existierenden WEA zwischen den beiden Berechnungen leicht abweichen, da in der ersten Berechnung eine andere WEA für die Richtung in der Wake-Modellierung zuständig ist als in der zweiten (Neue WEA stehen stets am Anfang der Liste). In so einem Fall sollte für beide Berechnungen dieselbe WEA als Referenz-WEA für die Windrichtung der Wake-Modellierung gewählt werden.

In komplexem Gelände mit großen Richtungsänderungen innerhalb der Windfarm kann es außerdem sinnvoll sein, gezielt eine WEA in der Mitte des Standorts als Referenz-WEA zu wählen, anstatt einfach nur die erste WEA zu nehmen, die vielleicht eher am Rand der Windfarm steht und nicht besonders repräsentativ für die Windrichtung ist.

Die Auswahl beeinflusst außerdem die berechnete sektorweise aggregierte freie Windgeschwindigkeit, da durch die Referenz-WEA festgelegt wird, welchem Sektor ein Zeitstempel zugeordnet wird.


Deep-Array-Features für große Windfarmen

Die Deep-Array-Features betreffen nur die Wakemodelle N.O. Jensen (RISØ/EMD) und N.O. Jensen (EMD) 2005. Das PARK2-Modell wurde bereits mit Fokus auf große Windfarmen entwickelt und benötigt hierfür keine besondere Ertüchtigung.

Die hier aufgeführten Features können im Rahmen von POST-construction Analysen (z.B. mit PERFORMANCE CHECK) verwendet werden, um eine Feinabstimmung des Wakemodells an die gemessenen Daten vorzunehmen. Die gewonnenen Erkenntnisse können für Prognoserechnungen verwendet werden, wenn eine ähnliche Windfarm in vergleichbarer Umgebung und mit vergleichbaren klimatischen Gegebenheiten geplant wird.


Wake-Überlagerungsmodell

Teil eines Wakemodells ist das sog. Wake-Überlagerungsmodell (wake combination model), das festlegt, wie der Effekt von sich überlagernden Wakes berechnet wird. Die zusätzlichen Einstellungen zum Wake-Überlagerungsmodell unterscheiden sich je nachdem, welches Wakemodell ausgewählt ist.

Im Wakemodell N.O. Jensen (RISØ/EMD) (NO-Original) werden die Windgeschwindigkeits-Reduktionen mehrerer WEA standardmäßig zu 100% über die Wurzel der Summe der Quadrate (RSS-Methode, Root-Sum-Square) summiert:

Eine lineare Gewichtung der Einzelwakes führt insgesamt zu höheren Wakeverlusten. Wird in einem der beiden Felder ein Faktor eingegeben, so wird das andere Feld automatisch ausgefüllt (Summe = 1,0).

Generell performt die Standardeinstellung gut, auch bei großen Windfarmen. Die Einstellungsmöglichkeit wird dennoch angeboten, um bei Post-Construction-Analysen anhand von konkreten Standortbezogenen Daten das Wakemodell noch genauer kalibrieren zu können.


Das Wakemodell N.O. Jensen (EMD) 2005 handhabt die Reduktionen standardmäßig so wie NO-Original; Tests zeigen allerdings, dass die Wake-Verluste in großen Windfarmen (ab etwa 5 Reihen orthogonal zur Windrichtung) bei diesem Modell unterschätzt werden. Deshalb kann hier eine Kombination beider Methoden zu einer besseren Abbildung der Reduktion führen[16]. Durch die Einstellungen unter Wake-Überlagerungsmodell können beide Methoden mit unterschiedlicher Gewichtung kombiniert werden.

In empirischen Untersuchungen stellte sich eine Gewichtung von 35% Linear / 65% RSS-Gewichtung als taugliche Parameterkombination heraus (siehe Wakemodell-Validierungstests (Englisch)). Dies ist die aktuelle Standardeinstellung, wenn die Deep-Array-Features aktiviert sind.


Im Wakemodell N.O. Jensen (RISØ/EMD) PARK2 2018 werden die Reduktionen direkt summiert (Lineare Methode). Dies ist ein integraler Bestandteil des Wakemodells, der nicht verändert werden kann.


Änderung der Wake-decay-Konstante (nur bei N.O.Jensen (EMD) 2005)

Eine Kombination von linearer und RSS-Gewichtung führt beim Wakemodell N.O.Jensen (EMD) 2005 dazu, dazu, dass Reduktionen in der Mitte der Windfarm oft zu hoch ausfallen. Eine zusätzliche Korrektur wurde in Gaumont 2012[17] vorgeschlagen, nämlich die Wake-decay-Konstante (WDC) anhand der Anzahl der vorgelagerten WEA zu reduzieren.

Wie die WDC anhand der vorgelagerten WEA berechnet wird, wurde im Laufe der verschiedenen windPRO-Versionen weiterentwickelt. Die Versionen 1 und 2 sind derzeit nur noch aus Kompatibilitätsgründen verfügbar, bei aktuellen Projekten sollte stets Version 3 verwendet werden.

Version 1: Halb-aggregierte Reduktion nach Anzahl Luv-WEA Version 2: Voll-aggregierte Reduktion nach Anzahl Luv-WEA ab WEA 2 Version 3: Voll-aggregierte Reduktion nach Anzahl Luv-WEA ab WEA 1


Es wird geraten, diese Modifikationen vor allem in Post-Construction-Projekten einzusetzen, wo ein Abgleich mit den tatsächlichen Erträgen möglich ist. Die Erfahrung zeigt, dass die Wake-Effekte in den einzelnen Reihen so häufig genauer modelliert werden können, wogegen die mittleren Wake-Verluste für den Gesamtpark sich häufig nur marginal ändern (siehe Wakemodell-Validierungstests (Englisch)).

Es wird empfohlen, ab Reihe 5 nicht weiter zu reduzieren.

Die Wirkungsweise der Modifikation (Version 3) inklusive empfohlener Modellparameter ist unten dargestellt. Parametersatz 1 wird für den Anfang empfohlen. Wenn die Modellierungsergebnisse die tatsächlichen Verhältnisse (wie in PERFORMANCE CHECK analysiert) nicht korrekt wiedergeben, können die Parametersätze 2 (weniger starke Reduktion) oder 3 (stärkere Reduktion) probiert werden.


Mehrere Reihen: Reduktion der WDC anhand der Anzahl Luv-WEA

Par.Satz1 Par.Satz2 Par.Satz3
A -0,3 -0,2 -0,5
B 1,4 1,3 1,5

Für mehrreihige Windfarmen wird es normalerweise notwendig sein, die WDC anhand der Anzahl Luv-WEA zu reduzieren. Diese Reduktion kann stärker oder schwächer entsprechend dem verwendeten Parametersatz ausfallen. Die folgende Grafik zeigt, wie sich eine Ausgangs-WDC von 0,05 modifiziert würde. Die x-Achse zeigt die Anzahl der vorgelagerten WEA, die drei Linien repräsentieren die verschiedenen Parametersätze.


Einzelne Reihe: Erhöhen der WDC anhand der Anzahl Luv-WEA

Zahlreiche Tests mit einreihgen Windfarmen zeigen, dass im Fall einer Windrichtung längs der WEA-Reihe die Wakeverluste im Lee tatsächlich geringer sind, als mit Standardeinstellungen berechnet. Die Änderung der Wake-Decay-Konstante nach Anzahl vorgelagerter WEA kann aber auch invers angewandt werden, so dass die WDC bei mehr WEA im Luv höher wird. Die folgenden Einstellungen wurden in Verbindung mit N.O.Jensen (EMD) 2005 für einreihige Windfarmen mit bis zu 7 WEA getestet:

Par.Satz1 Par.Satz2 Par.Satz3
A 0,6 0,3 0,9
B 0,6 0,8 0,4

Auch hier repräsentiert Parametersatz 1 die mittlere Erhöhung, Satz 2 für geringere und Satz 3 für stärkere Erhöhung:


Praxisanmerkung: Eine korrekte Wakeverlust-Berechnung erfordert eine stimmige Balance zwischen verwendetem Wakemodell, der Wake-decay-Konstante und evtl. den Deep-Array-Einstellungen (Lineare Gewichtung und WDC-Verringerung nach vorgelagerten WEA). Laufende Experimente zeigen, dass bei N.O.Jensen (EMD) 2005 eine 35%ige lineare Gewichtung in Kombination mit einer anhand einer Turbulenzzeitreihe modifizierten Wake-decay-Konstante die beste Reproduktion von tatsächlich gemessenen Wakeverlusten bringt. Wenn eine Lineare Gewichtung von 100% verwendet wird, sollte die WDC um 0,03 erhöht werden (von 0,04 auf 0,07 Offshore). Dann werden zwar die Wakeverluste entlang der Reihen überschätzt, aber das 360°-Ergebnis ist für den Testfall HR-1 gut. Für weitere Infos siehe Wakemodell-Validierungstests (Englisch).



Register Scaler

Die Winddatenauswahl im PARK-Modul sieht bei Verwendung eines Scalers wie folgt aus (hier für einen Meso-Scaler; PARK-Berechnungseinstellungen --> Register Scaler ):

Wenn Meso-Daten verwendet werden (d.h. ein Scaler, der Meso-Daten handhabt), sollte pro METEO-Objekt mindestens eine Höhe über und eine Höhe unter der Zielhöhe gewählt werden (unter Berücksichtigung einer eventuellen Verdrängungshöhe). Die Vertikalextrapolation geschieht durch logarithmische Interpolation zwischen den Höhen des METEO-Objekts, nicht durch das Mikroskalen-Strömungsmodell. Liegt die Zielhöhe außerhalb des durch ausgewählte Meso-Höhen abgedeckten Bereichs, so wird bis zu einem Höhenunterschied von maximal 20 m zur nächstgelegenen Meso-Höhe auch eine Extrapolation vorgenommen.

Wenn Messdaten verwendet werden (d.h. ein Scaler der Messdaten handhabt), sollte ebenfalls jeweils eine Höhe unter und eine über der Zielhöhe gewählt werden, sofern diese vorhanden sind. In diesem Fall wird die Zielhöhe aus den vorgegebenen Höhen logarithmisch interpoliert. Liegt die Zielhöhe außerhalb des durch Messhöhen abgedeckten Bereichs, so wird die Vertikalextrapolation vom Mikroskalen-Strömungsmodell (WAsP oder .flowres) durchgeführt.

Die Shear-Höhen werden nicht für die Berechnung der Windgeschwindigkeiten herangezogen. Ihre Bedeutung beschränkt sich auf die Optionen zur Leistungskennlinien-Anpassung bezüglich Windscherungs-Korrektur sowie Richtungsänderungs-Korrektur.


Sowohl bei der Verwendung von Meso- als auch von Messdaten ist es möglich, mehrere lokale Messmasten oder Meso-Zeitreihen einzubeziehen, um eine graduelle Variation der Windbedingungen an einem Standort zu modellieren. In diesem Fall wird unter Horizontale Interpolation (unter der Liste der METEO-Objekte) entschieden, ob jeweils das nächstgelegene METEO-Objekt verwendet oder ob abstandsgewichtet wird.

Eine Abstandsgewichtung findet auf der Ebene des geostrophischen Windes statt, d.h. erst wird das lokale Terrain um den Mast (bzw. das Meso-Terrain um den Meso-Punkt) aus den Daten herausgerechnet; dann findet die Interpolation statt; und dann wird das Mikroskalige Terrain an den WEA-Positionen hineingerechnet. Durch diese Vorgehensweise kann eine Interpolation auch durchgeführt werden, wenn das Terrain zwischen zwei Messpunkten nicht homogen ist.

Die Gewichtung erfolgt entsprechend dem Kehrwert der quadrierten Abstände.

Beispiel:


Wenn mehrere METEO-Objekte gewählt sind, müssen zeitgleiche Datensätze für Windgeschwindigkeit und -richtung vorliegen.

Bei Wahl der Option Abstandsgew., man. Zuordnung METEO-Objekte erscheint ein neues Register WEA<>Winddaten, auf dem ausgewählt werden kann, welche(s) METEO-Objekt(e) für jede einzelne WEA verwendet werden soll. Werden für einer WEA mehrere METEO-Objekte zugewiesen, so werden auch diese nach der oben erläuterten Methode abstandsgewichtet.



Register 2.9 Zeitliche Variation

Die Berechnung der jährlichen Variation nach dem prä-windPRO-3.0-Modus führt nicht tatsächlich die Berechnung anhand einer Zeitreihe durch, sondern skaliert eine Zeitreihe so, dass ihre Summe mit dem Ergebnis einer Windstatistik-WAsP-Berechnung übereinstimmt. Diese Methodik ist inzwischen durch die Scaler-Berechnung obsolet, die die Zeitreihe tatsächlich als Grundlage der Berechnung verwendet. Der alte Modus steht weiterhin zur Verfügung, um Kompatibilität zu vorherigen Versionen zu gewährleisten.



Die Berechnung der jährlichen Variation der AEP kann für viele Zwecke verwendet werden. Die wichtigsten sind:

  1. Erzeugung einer 12-24-Matrix (12 Monate, 24 Stunden), die bei der Verhandlung von Einspeiseverträgen (PPA, Power Purchase Agreement) oder der Abschätzung, wie zeitlich unterschiedlich gestaffelte Einspeisevergütungen sich auf die Wirtschaftlichkeit auswirken, nützlich ist. Die ebenfalls berechnete Dauerkurve ist ein mächtiges Werkzeug, um herauszufinden, während welchen Teils des Jahres z.B. ein lokaler Energiebedarf durch die WEA gedeckt werden kann.
  2. Erzeugung einer Zeitstempel-für-Zeitstempel-Produktionsberechnung für jede WEA als Eingangsdaten für das Modul PERFORMANCE CHECK
  3. Erzeugung einer Zeitstempel-für-Zeitstempel-Produktionsberechnung für jede WEA zur Ausgabe als Datei oder über die Zwischenablage, z.B. zur Weiterbearbeitung in Excel.

Die erste Option lässt sich mit den Standardberichten der Berechnung erschlagen. Für die zweite Option wird innerhalb des PERFORMANCE CHECK-Moduls eine PARK-Berechnung mit Jährlicher Variation als Datenquelle angegeben.

Für die dritte Option müssen die Berechnungsergebnisse in eine Datei exportiert werden (Ergebnis in Datei). Dabei wird eine Textdatei erzeugt und kann in eine Tabellenkalkulation geladen werden.

Da die Datenmengen bei der 2. und 3. Option leicht ausufern, ist für den Datenexport standardmäßig nur die Gesamt-Park-AEP für jeden Zeitstempel vorgesehen. Werden Einzel-WEA ausgewählt (Alle WEA / Ausgewählte WEA), so werden fünf zusätzliche Datenspalten pro WEA erzeugt (siehe unten). Anstatt für jeden Zeitstempel können die Ausgabetabellen aggregierte Produktionen ausgeben (oben z.B. Monatlich). Dies sollte insbesondere dann getan werden, wenn in PERFORMANCE CHECK auch die tatsächlichen Vergleichsproduktionen nur monatlich aggregiert vorliegen.

ANMERKUNG: Bei allen Berechnungen der Jährlichen Variation werden die Ergebnisse so skaliert, dass sie den Ergebnissen der Standardberechnung entsprechen (die z.B. aus WAsP kommen). Die Ausnahme hierzu ist die Spalte Power im Ergebnis-in-Datei-Export, die das Roh-Ergebnis vor der Skalierung zeigt. Dieses Ergebnis wird auch bei Weiterverarbeitung in PERFORMANCE CHECK verwendet.

Wenn die Berechnung der Jährlichen Variation auf einer WTI-Datei basiert, werden deren einzelne Zeitstempel-Windgeschwindigkeiten anhand des Verhältnisses der mittleren WTI-Windgeschwindigkeit und der mittleren WEA-Windgeschwindigkeit skaliert.

Basiert die PARK-Berechnung (AEP) und die Jährliche Variation auf einem METEO-Objekt, ist der Prozess identisch.

Basiert die PARK-Berechnung (AEP) auf einem Terraindatenobjekt oder einer Windressourcenkarte und die Berechnung der Jährlichen Variation auf einem METEO-Objekt, dann werden die Weibullparameter für die Position des METEO-Objekts ermittelt (aus Terraindatenobjekt oder Windressourcenkarte); die Skalierung der METEO-Zeitreihe auf die einzelnen WEA erfolgt dann anhand der sektorweisen Windgeschwindigkeits-Unterschiede in der WAsP-Berechnung (bzw. Windressourcenkarte) zwischen METEO-Objekt-Position und WEA-Position.

Dieses Vorgehen geht davon aus, dass es sich bei dem METEO-Objekt um Messdaten handelt und dass das Terraindatenobjekt / die Windressourcenkarte die nötigen Daten bieten, um für dessen Position die Weibullverteilung zu ermitteln.

Beachten Sie in diesem Zusammenhang die Möglichkeit, ein Terraindatenobjekt für Transferfunktion anzugeben. Hier kann ein eigenes Terraindatenobjekt zur Berechnung der METEO-Position definiert werden, und es kann verwendet werden, wenn z.B. Mesoskalen-Daten verwendet werden, die eine Skalierung benötigen, um für den Microscale zuzutreffen. Das Terraindatenobjekt für die Transferfunktion kann dann z.B. eine Rauigkeitsrose (bis WAsP 9) mit flachem Gelände sein. Durch eine Anpassung der Rauigkeiten kann Sektor für Sektor eine Übereinstimmung zwischen den Mesoskalen-Daten und einem lokalen Mast oder WEA-Produktionen herbeigeführt werden. Dies ist ein iterativer Prozess, der üblicherweise mit Hilfe des PERFORMANCE CHECK-Moduls bewältigt wird, er hat jedoch großes Potenzial zum "herunterskalieren" von Mesoskalen-Daten um besser mit dem realen Wind übereinzustimmen.

Für Option (1) oben muss ein vollständiges und repräsentatives Jahr Winddaten ohne Lücken vorliegen. Dies wird am besten durch die Erzeugung einer *.wti-Datei (siehe METEO-Analyzer) sichergestellt. Der Knopf Ansicht kann verwendet werden, um deren Inhalt und Eignung zu überprüfen (auch von METEO-Objekten).



Für Option (2) und (3) oben ist die Länge der Periode weniger wichtig. Hier ist es am wichtigsten, dass die Zeitreihendaten gleichzeitig mit tatsächlichen Produktionsdaten vorliegen. Eine Berechnung mit PERFORMANCE CHECK kann mit wenigen Monaten oder mehreren Jahren Daten durchgeführt werden. Ein Problem kann jedoch die Menge an zu verarbeitenden Daten sein. Wenn mehrere hundert WEA mit mehreren Jahren Daten in 10min-Auflösung berechnet werden sollen, kann dies zu Speicherproblemen auf dem Rechner führen. Standardmäßig ist deshalb in den Daten nur die Gesamtsumme aller WEA aufgeführt. Klicken sie unter Ausgabespezifikationen entweder Alle WEA oder Ausgewählte WEA an und wählen Sie einen angemessenen Zeitraum unter Zeitreihe aggregieren.



Beispiel-Exportdatei (Ergebnis in Datei) in Excel mit 3 WEA. Jede Spalte mit WEA-Ergebnissen ist mit der laufenden Nr. der WEA überschrieben.

Time stamp, Wind speed, Direction, Temperature, Pressure: Diese Daten kommen aus dem verwendeten METEO-Objekt (oder WTI-Datei). Wenn Temperatur und/oder Druckdaten vorhanden sind, wird jeder einzelne Zeitstempel Luftdichte-Korrigiert. Druckdaten sind weniger wichtig als Temperaturdaten, da die Temperaturvariationen üblicherweise die Luftdichte stärker beeinflussen als der Druck.

AEP scaled: Die berechnete AEP in der Form skaliert, dass die Spaltensumme dem Ergebnis der PARK-Berechnung (Hauptergebnis) entspricht. Dies kann verwendet werden wenn z.B. ein Energieversorger die Produktion Stunde für Stunde wissen will, um den erwarteten Wert der Windproduktion abzuschätzen.

Power: Die NICHT skalierte Energieproduktion für jeden Zeitstempel. Dies sollte verwendet werden, wenn die Produktion mit den SCADA-Daten einer WEA verglichen werden soll.

Free wind speed: Windgeschwindigkeit, die von WAsP für die WEA-Position berechnet wurde, vor Wake-Reduktion.

Wake wind speed: Windgeschwindigkeit wie oben, aber mit Wake-Reduktion

Air density: Berechnete Luftdichte für den Zeitstempel und die spezifische WEA



PARK-Ergebnisse

Die PARK-Ergebnisse bestehen einerseits aus den ausdruckbaren Berichten, zum anderen können aber auch sehr viele Ergebnisse über das Ergebnis-in-Datei-Feature exportiert und in Tabellenprogrammen oder anderer externer Software weiter verarbeitet werden (siehe Ausgewählte Ergebnis-in-Datei-Exports).

Die Ergebnisse von Scaler-Berechnungen unterscheiden sich von denen Windstatistik-basierter Berechnungen in einigen Punkten:

  • Die Scaler-Methodik erlaubt es, neben der freien Windgeschwindigkeit auch die Wake-reduzierte Windgeschwindigkeit auszugeben.
  • In der Windstatistik-basierten Berechnung werden Veränderungen durch Hügel und Hindernisse (relativ zu flachem/hindernisfreiem Gelände) prozentual in Bezug auf die mittlere Jährliche Energieproduktion angegeben. In der Scaler-basierten Berechnung fallen diese Informationen nicht an, aber über Ergebnis-in-Datei können die Speed-Up-Faktoren (Strömungsänderungen) auf die Windgeschwindigkeit in Bezug auf die unterschiedlichen Geländeeinflüsse ausgegeben werden (Ergebnis PAKR-Ergebnis WAsP 11).


PARK-Hauptergebnis

Das Hauptergebnis einer PARK-Berechnung gibt im Regelfall die Mittlere Jährliche Energieproduktion (AEP, Annual Energy Production) für den Windpark und die einzelnen WEA wieder. Bei der Scalerberechnung kann alternativ statt der AEP auch die Produktion eines konkreten Zeitraums ausgegeben werden.

Hauptergebnis-Bericht für eine Windstatistik-basierte Berechnung, bei der Existierende WEA als Bestandteil des betrachteten Windparks markiert wurden (siehe Existierende WEA, Option Wird als WEA im Windpark behandelt):



Im Kopf der Hauptergebnisse der Energieberechnungen sind neben der Karte die Annahmen bezüglich verwendeter Windstatistik(en), Luftdichte, Wake-Decay-Konstante und WAsP-Version wiedergegeben (soweit relevant).



Die bei Windstatistik-basierten Berechnungen auf den Hauptergebnissen aufgeführten Referenzdaten beziehen sich auf die Position des jeweiligen Terraindatenobjekts bzw. METEO-Objekts (ggf. mehrere davon) und die in den Berechnungsvoraussetzungen genannte Berechnungshöhe.

Zur Äquivalenten Rauigkeit siehe hier.

Die Tabelle „Hauptergebnis für Windpark-Berechnung“ enthält oben fünf Ergebniszeilen für verschiedene Kombinationen von Neuen und Existierenden WEA. Wenn Existierende WEA lediglich als Referenz-WEA genutzt werden oder es ausschließlich Neue WEA gibt, so enthält diese Tabelle nur eine einzige Zeile entsprechend der Zeile "Nur neue WEA" oben, und es gibt keine Tabelle mit der Produktion der existierenden WEA. Trotzdem werden die Wakes von Existierenden WEA auch in diesem Fall berücksichtigt, worauf auf diesen Berichten durch eine Fußnote hingewiesen wird.

Die existierenden WEA erscheinen in diesem Fall auf einem eigenen Bericht Referenz-WEA (s.u.). In einer Berechnung kann auch eine Mischung aus Existierenden WEA, die als PARK-WEA betrachtet werden, und solchen, bei denen dies nicht der Fall ist, vorkommen.

Die Spalte Wake-Verluste zeigt an, wie viel der theoretischen Produktion der WEA durch die Wakes der benachbarten WEA verloren geht. Anstelle der Wake-Verluste kann hier auch der Park-Wirkungsgrad (100 minus Wake-Verlust) angegeben werden (siehe Darstellungsoptionen).

Der Kapazitätsfaktor ist der Anteil an Jahresstunden, die die WEA bei Nennleistung produzieren würde, um den berechneten Energieertrag zu erzielen. Beispiel: Für eine 600kW-WEA wird ein Jahresertrag von 2643 MWh berechnet. Ertrag geteilt durch Nennleistung: 2.643.000 kWh : 600 kW = 4405 Stunden. Ein Jahr hat im Mittel 8766 Stunden; 4405 : 8766 = 0,503; der Kapazitätsfaktor ist 50,3 %.

Bei einer Scaler-basierten Berechnung enthalten die Tabellen des Hauptergebnis-Berichts zusätzlich eine Spalte für die Wake-reduzierte Windgeschwindigkeit:



Bericht Referenz-WEA

Wenn in Ihrem Projekt existierende WEA vorkommen, steht der Teilergebnis-Ausdruck Referenz-WEA zur Verfügung, auf dem die unter den gegebenen Voraussetzungen berechneten Erträge für die existierenden WEA den im Existierende-WEA-Objekt auf dem Register PARK angegebenen tatsächlichen Erträgen gegenübergestellt werden:



Der Güte-Faktor in der rechten Spalte berechnet sich aus:

Tatsächlicher Ertrag : Berechneter Ertrag = Gütefaktor

Wobei angenommen wird, dass der tatsächliche Ertrag mit Hilfe eines Windindex langzeitkorrigiert wurde. Dies ist dann nicht notwendig, wenn der berechnete Ertrag auf Messdaten basiert, die im gleichen Zeitraum gemessen wurden, in dem der tatsächliche Ertrag ermittelt wurde. In beiden Fällen bedeutet ein Güte-Faktor von 100%, dass die berechnete exakt mit der tatsächlichen Produktion übereinstimmt. Ist der Güte-Faktor geringer, z.B. 90%, so produziert die WEA 10% weniger als berechnet wurde. Dies kann allerdings auch auf andere Gründe zurückzuführen sein als eine ungenaue Berechnung, z.B. auf Netzverluste oder Anlagenverfügbarkeit. Um also tatsächlich die Qualität der Berechnung zu beurteilen, müssen die Produktionsdaten der existierenden WEA auch von diesen Faktoren bereinigt werden.


Weitere Berichte

Produktionsanalyse: Zeigt eine sektorweise Aufschlüsselung der Produktion sowie weiterer Kennwerte.

Leistungskennlinien-Analyse stellt die Original-Leistungskennlinie aus dem WEA-Katalog der auf Standort-Luftdichte umgerechneten Leistungskennlinie gegenüber.

Gelände (oder "Terrain"; nur bei Windstatistik-PARK): Dokumentiert die Pfadnamen der Orographie- und Rauigkeitsdateien sowie deren Randkoordinaten und Abmessungen. Bei Verwendung von Rauigkeitsrosen (nur bis WAsP 10.0) werden diese dargestellt.

Analyse der Windverhältnisse: Stellt bei Windstatistik-PARK die Weibull-Verteilung, die von WAsP für die Berechnungsposition ermittelt wurde, in grafischer und tabellarischer Form dar. Bei Scaler-PARK werden mittlere Windgeschwindigkeiten statt Weibullverteilungen dargestellt.

Windpark-Leistungskennlinie (nur bei Windstatistik-PARK): Zeigt die theoretische Leistung des Gesamt-Windparks für die unterschiedlichen Windgeschwindigkeiten und Windrichtungen. Die Kennlinie enthält die Wake-Verluste, aber keine Verluste aufgrund von terrainbedingten Unterschieden der Windgeschwindigkeit innerhalb des Parks.

WEA-Abstände: enthält die Abstände von jeder WEA zur jeweils nächstgelegenen WEA. Der Abstand wird in Metern und in Rotordurchmessern angegeben; wenn die beiden WEA unterschiedlichen Typs sind sowohl in Durchmessern der größeren WEA als auch in Durchmessern der kleineren WEA.

Windstatistik-Info (nur bei Windstatistik-PARK): Zeigt die Metadaten der verwendeten regionalen Windstatistik. Je nach Datenquelle und WAsP-Version, mit der die Windstatistik erzeugt wurde, können die angezeigten Informationen mehr oder weniger umfangreich sein.

Zeitliche Variation AEP (nur Zeitreihen-basierte Berechnungen; Scaler oder 2.9-Modus): 24-12-Tabellen (monatliche Tagesgänge) in MWh und MW, Gesamt-Jahresgang und Tagesgang sowie Dauerkurve (wie viele Stunden pro Jahr ist mindestens eine Produktion X zu erwarten). Diese Informationen werden häufig in Zusammenhang mit PPA-Verhandlungen (Power-Purchase-Agreement) benötigt.

Scaling-Informationen (nur Scaler-PARK): Dokumentation der verwendeten Scaler-Komponenten und der Postkalibrierungen.

Karte: Karte der in der Berechnung verwendeten Objekte. Über die Darstellungsoptionen können Maßstab, Kartenmitte und andere Details geändert werden.


Ausgewählte Ergebnis-in-Datei-Exports

Welche Daten genau exportiert werden können, hängt vom spezifischen Berechnungstyp ab. Die beiden zentralen exportierbaren Ergebnisse sind Park-Ergebnis und Park time variation (letzeres nur bei Scaler-Berechnungen).


Park-Ergebnis

Beim Export Park-Ergebnis sind die ersten 26 Spalten (A-Z) weitgehend gleich belegt, unabhängig vom Berechnungstyp. Die weiteren Spalten unterscheiden sich zwischen Scaler-Berechnungen und Nicht-Scaler-Berechnungen.

Es gibt für jede WEA eine Zeile, wobei zuerst die Neuen, dann die Existierenden WEA genannt sind. Innerhalb der Gruppen sind die WEA nach Systemkennung sortiert.


Gemeinsame Spalten

Kopfzeile erste Datenzeile Erläuterung
A Label 1 Bezeichnung (wie Sortierkriterium Hauptergebnis)
B New Status der WEA (New = Neue; Exist = Existierende)
C LIB file C:\[...] Pfad zur verw. Windstatistik; Bei Scaler-Berechnung: Name des METEO-Objekts; wenn mehrere, dann mit ";" getrennt.
D Rechts 3.534.870 Rechtswert im verw. Koordinatensystem
E Hoch 5.698.603 Hochwert
F Z 317,8 Z-Koordinate (Fuß der WEA)
G-M Spalten zum WEA-Typ
G Valid No Kennung, ob die WEA noch hergestellt wird (Yes = Ja; No = Nein; lt. Herstellerangaben)
H Manufact. ENERCON Hersteller des WEA-Typs
I Type-generator E-82-2.000 WEA-Typ
J Power, rated 2.000 Nennleistung
K Rotor diameter 82 Rotordurchmesser
L Hub height 98,3 Nabenhöhe
M Row data/Description ENERCON E-82 2[...] Beschreibung lt. Objekteigenschaften
N-O Spalten zur Leistungskennlinie
N Creator EMD Ersteller der Leistungskennlinie
O Name Level 0 - [...] Name der Leistungskennlinie
P User label 6 Anwenderkennung, wenn vorhanden
Q Result 4.138,45 Jährliche Energieproduktion inkl. Wake-Effekte der anderen WEA
R Efficiency 89,7383 Parkwirkungsgrad
S Regional/Correction Factor 1 Regionaler Korrekturfaktor der Windstatistik
T Equivalent Roughness 1,9 vgl. Äquivalente Rauigkeit
U Free mean wind speed 5,95 Freie Windgeschwindigkeit in Nabenhöhe
V HP-value 91,5 Vergleich der Produktion mit der standardisierten Produktion nach HP-Kennlinie
W Calculated prod. without new WTGs 0 Berechnete Produktion existierender WEA ohne neue WEA (nur für exist. WEE)
X Actual wind corrected energy 0 tatsächliche Windindex-Korrigierte Produktion (nur für exist. WEA; nur wenn im Exist.-WEA-Objekt angegeben)
Y Goodness Factor - Gütefaktor: Berechnete Produktion / Tatsächliche Produktion (nur für exist. WEA; nur wenn Spalte X angegeben ist)
Z Curtailment loss 3,1 Verlust durch Curtailments, die im WEA-Objekt definiert und in der Berechnung verwendet wurden


weitere Spalten für Windstatistik-Berechnung

Kopfzeile erste Datenzeile Erläuterung
AA A (Sum) 6,72 Weibull-A-Parameter, gesamt
AB k (Sum) 1,1994 Weibull-k-Parameter, gesamt
AC-AE A, k und Häufigkeit für Sektor 0
AF-AH ebenso, Sektor 1; u.s.w. für alle Sektoren.
folgende Spalten für Bsp. 12 Sektoren
BM Air density 1,198 Berechnete Luftdichte in NH
BN Displacement height 0 Verdrängungshöhe (0 = keine; "sector wise" = Verdrüngungshöhen-Rechner verwendet; ansonsten: aus Objekteigenschaften)
BO Decrease due to obstacles 0 Reduktion der AEP aufgrund von WAsP-Hindernis-Effekt
BP Increase due to hills 4,86 Zunahme der AEP aufgrund des WAsP-Hügel-Effekts
BQ Sensitivity 2,22 Sensitivität: Zunahme der AEP pro Zunahme der Windgeschwindigkeit in %
Folgende Zeilen nur wenn RIX-Berechnung durchgeführt wurde
BR Reference site RIX 0,5 RIX des Referenzstandorts
BS WTG RIX 1,3 RIX der WEA
BT Delta RIX (WTG site - Reference) 0,8 Delta des RIX
BU RIX correction -26,38 Aufgrund des Delta RIX ermittelte Korrektur


weitere Spalten für Scaler-Berechnung

Kopfzeile erste Datenzeile Erläuterung
AA Wake reduced mean wind speed 6,15 Mittlere Wake-reduzierte Windgeschwindigkeit
AB Free WS (0) 4,86 Freie Windgeschwindigkeit in Sektor (0)
AC Red WS (0) 4,86 Wake-reduzierte Windgeschwindigkeit in Sektor (0)
AD f (0) 4,9 Häufigkeit des Sektors (0)
AE-AG Wie AA-AC, aber für Sektor (1)
AH-[..] ebenso für weitere Sektoren
folgende Spalten für Annahme 12 Sektoren
BL Air density 1,198 Berechnete mittlere Luftdichte in NH
BM Displacement height 0 Verdrängungshöhe (0 = keine; "sector wise" = Verdrüngungshöhen-Rechner verwendet; ansonsten: aus Objekteigenschaften)
BN Decrease due to obstacles 0 Reduktion der AEP aufgrund von WAsP-Hindernis-Effekt. Bei Scaler-Berechnung nicht verwendet ("Sector wise")
BO Increase due to hills 4,86 Zunahme der AEP aufgrund des WAsP-Hügel-Effekts. Bei Scaler-Berechnung nicht verwendet ("Sector wise")
BP Sensitivity 2,22 Sensitivität: Zunahme der AEP pro Zunahme der Windgeschwindigkeit in %


Park time variation

Zeitreihen-Export für Scaler-Berechnungen. In welcher zeitlichen Auflösung die Zeitreihe ausgegeben wird, wird in den Berechnungseinstellungen gewählt.

PARK-Berechnung → Register Optionen .

Unten ist ein Beispiel mit Standardauflösung (monatlich) wiedergegeben.

Die Spalteninhalte sind in den folgenden Tabellen erläutert.


Kopfzeilen

1 A:Berechnungsname / B:"Scaler" / C:Scalername / D:"Meteo data" / E:METEO-Objektname
2 A:Berechnungsdatum / D:Referenz-WEA: Erste WEA oder die WEA, die auf Register Wake als Richtungsgeber gewählt ist / ab Q:Referenznummer der Einzel-WEA
3 Kopfzeilen des folgenden Tabellenteils
4 Einheiten-Zeile des folgenden Tabellenteils
5-[..] Tabellenteil


Tabellenspalten

Kopfzeile erste Datenzeile Erläuterung
A Time-Stamp 01.01.1993 01:00 Zeitstempel, für den die Zeile gilt. Bei Datenaggregierung ist jeweils der erste Zeitstempel des Intervalls angegeben.
B Power 9291,2 Mittlere Leistung des Windparks während Intervall unter Berücksichtigung von evtl. Curtailments (Spalte O und die analogen Spalten bei den Einzel-WEA)
C Time 743 Anzahl Stunden im Intervall (multipl. mit Spalte B → Produktion)
D - P Alle Angaben in Spalten D - P beziehen sich auf die Position und Nabenhöhe der Referenz-WEA (s.o., Zeile D2)
D Free wind speed 10,5 Berechnete freie Windgeschw.
E Reduced wind speed 10,0 Wake-reduzierte Windgeschw.
F Wind direction 220,1 Windrichtung
G Temperature - Temperatur; nur wenn auf Register "Leistungskennlinie" als Zeitreihe gewählt
H Pressure - Luftdruck; nur wenn auf Register "Leistungskennlinie" als Zeitreihe gewählt
I Air density 1,205 Luftdichte
J WDC Turbulence - Wake-Decay-Konstante, wenn diese aus einer Turbulenzzeitreihe berechnet wird
K WDC 0,075 Wake-Decay-Konstante für Intervall. Wenn die Ref.WEA in der Windrichtung (Spalte F) die hintere WEA im Park ist, ist keine WDC angegeben.
L Turbulence - Turbulenz, wenn für Leistungskennlinien-Korrektur verwendet
M Shear - Windscherung, wenn für Leistungskennlinien-Korrektur verwendet
N Veer - Richtungsänderung, wenn für Leistungskennlinien-Korrektur verwendet
O Curtailment - Im Intervall verwendete LK entsprechend Curtailment-Berechnung (nur bei max. zeitlicher Auflösung). 0 = Standard, [1...] entsprechend Index auf Bericht "Curtailment-Annahmen"
P Ref power - Referenzwert der Leistungskennlinie bei wakereduzierter Windgeschwindigkeit
Q All corrections - Alle Korrekturen, die auf die Leistungskennlinie angewandt wurden (ggf. über Mittelungsintervall gemittelt)
R Air density correction - Anteil der Luftdichte-Korrektur an Spalte Q
S Turbulence correction - Anteil der Turbulenz-Korrektur an Spalte Q
T Shear correction - Anteil der Windscherungs-Korrektur an Spalte Q
U Veer correction - Anteil der Richtungsverdrehungs-Korrektur an Spalte Q
V Power 1261,00 Produktion des Intervalls für WEA 1
W-AN Wie Spalten D-P, jedoch für WEA 1
AO-BG Wie Spalten Q-AD, jedoch für WEA 2 (19 Spalten)
BH-[..] usw. für WEA 3,4,5 (jeweils 19 Spalten)

Das Tabellenformat ist unabhängig davon, welche Korrekturen (Luftdichte / Wake-Decay-Konstante) verwendet werden - nicht verwendete Korrekturen führen ggf. zu leeren Spalten. Dies erleichtert die Auswertung mit standardisierten eigenen Tabellentools.


Frequency tables

Nur bei Scaler-Berechnungen: Export der Häufigkeitstabelle der wake-reduzierten Windgeschwindigkeitsverteilung an WEA-Position auf Nabenhöhe. Auswählbar für alle oder einzelne WEA. Die Windrichtungsverteilung entspricht der für die Wake-Berechnung maßgeblichen Referenz-WEA, siehe auch PARK: Register Wake.

Workaround für die Ausgabe der freien Windgeschwindigkeitsverteilung: PARK-Berechnung duplizieren, unter Register Wake die Option Kein Modell wählen, Berechnung erneut durchführen und Häufigkeitstabellen aus Ergebnis-in Datei exportieren.



Literatur:

  1. ↑ A. R. Meyer Forsting, "Modelling Wind Turbine Inflow: The Induction Zone," PhD Thesis, vol. 10, no. 4, pp. 1–52, 2017, doi: 10.11581/DTU.
  2. ↑ A. Troldborg, Niels and Meyer Forsting, “A simple model of the wind turbine induction zone derived from numerical simulations,” Wind Energy, vol. 8, 2017, doi: 10.1002/we.2137.
  3. ↑ E. Branlard and M. Gaunaa, “Cylindrical vortex wake model: Right cylinder,” Wind Energy, vol. 524, no. 1, pp. 1973–1987, 2014, doi: 10.1002/we.1800.
  4. ↑ 4.0 4.1 Pena Diaz, A., Réthoré, P-E., & van der Laan, P. (2016). On the application of the Jensen wake model using a turbulence-dependent wake decay coefficient: the Sexbierum case. Wind Energy, 19, 763–776. DOI: 10.1002/we.1863 Paper bei http://orbit.dtu.dk (letzter Abruf: 15.10.2018)
  5. ↑ Nicolai Gayle Nygaard and Sidse Damgaard Hansen 2016 J. Phys.: Conf. Ser. 753 032020; Paper bei http://iopscience.iop.org (letzter Abruf 15.10.2018)
  6. ↑ Wakes in very large wind farms and the effect of neighbouring wind farms; Nicolai Gayle Nygaard 2014 J. Phys.: Conf. Ser. 524 012162 / http://iopscience.iop.org/article/10.1088/1742-6596/524/1/012162/pdf
  7. ↑ Rathmann, O. S., Hansen, B. O., Leon, J. P. M., Hansen, K. S., & Mortensen, N. G. (2017). Validation of the Revised WAsP Park Model. Poster session presented at WindEurope 2017, Amsterdam, Netherlands.
  8. ↑ siehe https://www.emd.dk/files/PSO%20projekt%205899.pdf
  9. ↑ siehe http://help.emd.dk/WindPRO/content/TechNotes/TechNote_5_Park%20model%20revision.pdf
  10. ↑ https://proplanen.info/wakeblaster
  11. ↑ Nicolai Gayle Nygaard and Sidse Damgaard Hansen 2016 J. Phys.: Conf. Ser. 753 032020; Paper bei http://iopscience.iop.org (letzter Abruf 15.10.2018)
  12. ↑ Rathmann, O. S., Hansen, B. O., Leon, J. P. M., Hansen, K. S., & Mortensen, N. G. (2017). Validation of the Revised WAsP Park Model. Poster session presented at WindEurope 2017, Amsterdam, Netherlands.
  13. ↑ Wakes in very large wind farms and the effect of neighbouring wind farms; Nicolai Gayle Nygaard 2014 J. Phys.: Conf. Ser. 524 012162 / http://iopscience.iop.org/article/10.1088/1742-6596/524/1/012162/pdf
  14. ↑ IEC 61400-12-1 Ed. 2.0, Wind turbines - Part 12-1: Power performance measurements of electricity producing wind turbines, Edition 2.0; https://webstore.iec.ch/publication/60076 (letzte Prüfung 17.03.2017)
  15. ↑ windPRO Technical Note 5: Park model revision; EMD 2016; Weblink
  16. ↑ u.a. Gerd Habenicht: Offshore Wake Modelling; Präsentation am 29.6.2011 bei Renewable UK Offshore Wind 2011
  17. ↑ Mathieu Gaumond: Evaluation and Benchmarking of Wind Turbine Wake Models; DTU, 30.06.2012

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