Handbuch Energieberechnungen

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Einführung

Die Berechnung der mittleren jährlichen Energieproduktion (AEP, Annual Energy Production) gehört zu den wichtigsten Aufgaben bei der Windenergie-Projektentwicklung. Der Energiegehalt des Windes steigt in der dritten Potenz zur Windgeschwindigkeit an. Vom Energiegehalt nutzen Windenergieanlagen aufgrund technischer und physikalischer Beschränkungen etwa die Hälfte. Eine Verdoppelung der Windgeschwindigkeit bedeutet somit etwa eine Vervierfachung der Produktion. Aber auch kleinere Zunahmen der Windgeschwindigkeit haben schon signifikante Änderungen der Produktion zur Folge, so führt z.B. eine Erhöhung der Windgeschwindigkeit von 6 m/s auf 7m/s zu einer Zunahme der Produktion um rund 35%. Nur mit einer möglichst präzisen Vorhersage der Windverhältnisse lassen sich die Produktion und damit der finanzielle Ertrag des Projekts prognostizieren. Projektkosten, Unterhaltungskosten, Darlehenszinsen und vieles mehr sind ebenfalls wichtige Faktoren, diese variieren jedoch von Projekt zu Projekt bei weitem nicht so stark wie die Windverhältnisse. Über die Durchführbarkeit eines Projekts entscheiden maßgeblich die Windverhältnisse.

Es gibt unterschiedliche Wege, zu einer Schätzung der mittleren jährlichen Energieproduktion (AEP, Annual Energy Production) zu kommen. In windPRO sind meistens die folgenden drei Module in dieser Reihenfolge beteiligt:

MCP – Langzeitkorrektur der lokalen Windmessungen
PARK – Berechnung der mittleren jährlichen Energieproduktion (AEP) incl. Wake-Verlusten (benachbarte WEA nehmen sich gegenseitig den Wind weg)
LOSS&UNCERTAINTY – Berechnung der erwarteten Verluste sowie der Unsicherheiten.

Bevor die Berechnungen durchgeführt werden können, müssen verschiedene Vorbereitungen getroffen werden:

Schaffung einer Winddaten-Basis. Wenn eine lokale Windmessung vorliegt, wird diese in ein METEO-Objekt eingelesen. Ohne lokale Windmessung müssen andere Datenquellen in Betracht gezogen werden, zum Beispiel Online-Datenquellen (siehe ##unten).

Auswahl des Anlagentyps und Windfarm-Layout. Die Module SITE COMPLIANCE und LOAD RESPONSE können hilfreiche Werkzeuge sein, um WEA-Typen zu identifizieren, die den Windlasten am Standort widerstehen können. Die Module METEO und WAsP interface helfen dabei, abzuschätzen, wie verschiedene WEA-Typen die lokalen Windbedingungen in Produktion umsetzen. RESOURCE ermittelt die räumliche Variation der Windverhältnisse über die Standortfläche (Windressourcenkarte) und erlaubt so eine günstigere Platzierung der individuellen WEA, entweder manuell oder halbautomatisch durch das Modul OPTIMIZE.

Aber auch andere Faktoren können Einschränkungen für das Windfarm-Layout bedeuten; häufig sind Anforderungen zum Schutz der Nachbarn vor Geräuschen und Schattenschlag der WEA zu berücksichtigen (Module DECIBEL und SHADOW). Die visuelle Wahrnehmung der WEA kann eine Rolle spielen (Modul ZVI für Sichtbarkeitskarten, Modul PHOTOMONTAGE), und weitere Naturschutzbelange (Vogelzug und -brut, Fledermäuse) können bestimmte Abstände zu entsprechenden Habitaten erfordern.

Einrichten eines Berechnungsmodells. Um die horizontale und vertikale Variation der Windbedingungen über das Gelände modellieren zu können, werden ein Geländemodell (Höhen, Geländerauigkeit und Hindernisse) und ein Strömungsmodell (WAsP oder WAsP-CFD) benötigt. windPRO bietet verschiedene Online-Datenquellen für Geländemodell-Komponenten an sowie eine vollständige Integration der Strömungsmodelle WAsP und WAsP-CFD. Alternativ kann die Modellierung der Windverhältnisse auch extern erfolgen und in Form des standardisierten .flowres-Formats in windPRO importiert werden.

Ein weiterer Schritt, der sich anschließen kann, ist die Performance-Überprüfung im laufenden Betrieb. Hierbei leistet das Modul PERFORMANCE CHECK wertvolle Dienste, da es erlaubt, Modellierung und tatsächliche Produktion detailliert miteinander zu vergleichen und so Rückschlüsse auf Modellierungsfehler oder Performanceprobleme der WEA zu ziehen.

Winddaten-Basis – mit lokaler Windmessung

Importieren Sie die Logdateien der Windmessung in ein METEO-Objekt. Überprüfen Sie die Daten und deaktivieren Sie fehlerhafte Daten
Richten Sie ein Geländemodell mit mindestens Höhen- und Rauigkeitsdaten, ggf. auch lokalen Hindernissen, ein (siehe Terraindatenobjekt).
Analysieren Sie die Winddaten z.B. indem Sie die modellierte Windscherung mit der tatsächlich gemessenen vergleichen. Wenn mehrere Masten vorliegen, vergleichen Sie, wie gut sich ein Mast anhand der Ergebnisse eines anderen Masts vorhersagen lässt (Kreuzvorhersage). Versuchen Sie Unterschiede zu erklären und passen Sie ggf. das Geländemodell oder die Strömungsmodell-Parameter an.
Laden Sie Langzeit-Referenzzeitreihen (z.B. aus Online-Datenquellen) in ein METEO-Objekt. Überprüfen Sie die Qualität und vergleichen Sie unterschiedliche Datenquellen.
Erzeugen Sie eine Langzeitkorrigierte regionale Windstatistik oder eine lokale Langzeit-Zeitreihe mit dem MCP-Modul. Alternativ kann eine Langzeit-Referenzzeitreihe auch mit Hilfe des Scalers an die lokale Messung angepasst werden.

Winddaten-Basis – ohne lokale Windmessung

Verwenden Sie eine oder mehrere regionale Windstatistiken (WAsP-Format), die z.B. von einigen meteorologischen Diensten angeboten werden. Die Qualität ist oft nicht ausreichend und eine Validierung anhand von lokalen Daten (z.B. existierenden WEA) ist notwendig.
Oder verwenden Sie Daten aus Mesoskalen-Modellierungen. Benötigt eine Kalibrierung anhand regionaler Messdaten oder existierender WEA, da das absolute Niveau von Mesoskalen-Modellierungen häufig signifikant abweicht, auch wenn Richtungsverteilung und Dynamik des Windes gut getroffen werden.
Oder verwenden Sie Windressourcenkarten (WAsP-Format) von einer Drittquelle. Hierbei sollte auf einen nachvollziehbaren Berechnungsweg und Angaben zur Unsicherheit geachtet werden.

Für Option (1), die aufgrund verbesserter Mesoskalen-Modelle zunehmend interessant wird, bietet windPRO ab Version 3.0 ein vollständiges Berechnungskonzept, den Scaler, an, das hier beschrieben wird. Im Folgenden wird der Unterschied des Scaler-Konzepts zum bisherigen Konzept der regionalen Windstatistiken dargestellt.

Unterschiedliche Berechnungskonzepte – regionale Windstatistik oder Scaler-Berechnung

In der Vergangenheit basierte die Mehrzahl der Ertragsprognosen auf regionalen Windstatistiken. Dies ist das ursprüngliche Konzept der Windatlas-Methode (WAsP-Methode), wobei die Windverhältnisse durch eine Matrix von Weibullverteilungen in den drei Dimensionen Höhe, Richtungssektor und Rauigkeit dargestellt wird. Dieses Konzept hat sich als robust und schnell erwiesen.

Scaler-Berechnungen verwenden ein sehr ähnliches Konzept, arbeiten aber auf Basis von Zeitreihen und bieten so zusätzliche Möglichkeiten. Diese Art der Berechnung wird zunehmend interessant, weil durch verbesserten Zugang zu Mesoskalen-Modellen inzwischen Mesoskalen-Zeitreihen für jeden Punkt der Welt verfügbar sind. Aber die Methode beschränkt sich nicht auf Mesoskalen-Zeitreihen, sondern kann ebenso mit lokalen Messungen angewendet werden und bietet hier den Vorteil der Interpolation der Daten mehrerer Masten, eine Möglichkeit, die seit vielen Jahren angefragt wurde.

Berechnungsoptionen bei den verschiedenen Konzepten

Nicht jede Berechnungsoption ist mit jedem der verschiedenen Konzepte kompatibel. Die folgende Aufstellung zeigt, was mit welchem Konzept möglich ist.

Berechnungsoptionen		Reg. Windstatistik	Scaler

Ausgabe von Zeitreihen		Teilweise *1)	JA
Unterschiedliche Schallmodi Tag/Nacht		NEIN)	JA
Leistungskennlinien-Korrektur
	Luftdichte	JA, jährlicher Mittelwert	JA, pro Zeitstempel
	Turbulenz	NEIN	JA
	Windscherung und Richtungsänderung	NEIN	JA, aber nur Mesoskalen-Daten
Modellkorrekturen
	Verdrängungshöhe nach Richtungssektor	JA	JA
	RIX-Korrektur	JA	JA
Windressourcenkarte berechnen		JA	JA
Interpolation zwischen mehreren Masten/ Mesoskalen-Zeitreihen		Teilweise *2)	JA
Wakemodell-Optionen
	Alternativmodelle zu N.O.Jensen	JA	NEIN
	Sonderausgaben wie Berechnete Turbulenz und PPV-Modell	JA	NEIN
	Deep-Array-Modell	NEIN	JA
	Turbulenzabhängige Wake-decay-Konstante	Teilweise, nach Richtungssektor-Mittel	JA, pro Zeitstempel
Verwendung von WAsP-CFD		JA	JA
Verwendung anderer CFD-Modelle		Teilweise *3)	Teilweise *4)
Verwendung von EMD-Mesoskalen-Daten		JA	JA
Verwendung von Mesoskalen-Daten anderer Anbieter		Teilweise *5)	Teilweise *5)

*1) Bei Zeitreihen-Berechnungen nach dem windPRO-2.9-Modus wird die Prognose der jährlichen Produktion anhand der Windstatistik durchgeführt, die Erträge werden in einem nachträglichen Schritt anhand einer Schablonen-Zeitreihe auf die Zeitstempel aufgeteilt.

*2) Bei der Berechnung von Windressourcenkarten kann zwischen Windstatistiken fließend interpoliert werden und die Windressourcenkarte kann als Grundlage weiterer Berechnungen dienen.

*3) Wenn das CFD-Modell Windressourcenkarten im WAsP-Format generieren kann, so können diese als Grundlage weiterer Berechnungen verwendet werden.

*4) Über das standardisierte *.flowres-Format können die Ergebnisse von externen Strömungsmodellierungen in Scaler-Berechnungen genutzt werden.

*5) Das Downscaling (Schritt von der Mesoskalen- zur Mikroskalen-Ebene) erfordert Informationen zum Geländemodell des Mesoskalen-Modells, die derzeit nur bei den EMD-Mesoskalendaten verfügbar sind. Mesoskalen-Daten von Drittanbietern können jedoch mit deren eigenen Geländemodellen als „künstlicher Messmast mit Geländemodell“ verwendet werden oder es kann eine vereinfachte Downscaling-Methodik verwendet werden.

Warum mit Scaler berechnen?

Genauere Berechnung

Windverhältnisse, die sich nicht gut mit Weibullverteilungen darstellen lassen, werden trotzdem korrekt berechnet.
Leistungskennlinien-Korrekturen für Luftdichte, Turbulenz, Windscherung oder Richtungsänderungen können jeweils für die spezifische Situation eines Zeitstempels ermittelt werden, anstelle von lediglich über das ganze Jahr gemittelten Korrekturen in der Berechnung mit regionalen Windstatistiken.
Die Ausbreitung der Nachlaufströmung ist abhängig von der Turbulenz, die mit der Zeit variiert. Bei der Verwendung von regionalen Windstatistiken kann das Parkmodell lediglich mit einem gemittelten Wert arbeiten, bei Scaler-Berechnungen kann für jeden Zeitstempel die tatsächliche Turbulenz verwendet werden.
Curtailment-Verluste wie Schall, Schattenwurf, Vögel, Fledermäuse, Turbulenz können mit Scaler-Berechnungen in LOSS&UNCERTAINTY sehr präzise ermittelt werden. Einfache tageszeitabhängige Wechsel der Leistungskennlinie (z.B. Schallreduktion nachts) können bereits in der PARK-Berechnung berücksichtigt werden.
Die Validierung eines Modells kann ins Detail gehen. Anstelle eines Mittelwerts, der mit der Realität verglichen werden kann, können mit Scaler-Berechnungen z.B. Richtung, Monat oder Stabilitätssituation individuell betrachtet werden.

Bessere Modellierung durch besseres Feedback

Durch den Vergleich der modellierten mit der tatsächlichen Produktion nach Errichtung der neuen WEA können Modellprobleme unter den gegebenen Bedingungen identifiziert und so wertvolle Erfahrungen für zukünftige Modellierungen gewonnen werden. Beispielsweise können tatsächliche Produktion und Modellierung separat nach Perioden hoher und niedriger Turbulenz untersucht werden und so festgestellt werden, ob das Modell durchgehend gleich gut funktioniert.

Einbindung der WEA-Produktion in einem verteilten Energiesystem

Erzeugung, Bedarf und Speicherung in einem verteilten Energiesystem können anhand von Produktions-Zeitreihen besser aufeinander abgestimmt werden.
Durch eine Darstellung der Produktion in Zeitreihen kann in Tarifsystemen mit fluktuierenden Preisen der finanzielle Ertrag des Projekts besser abgeschätzt werden.
Wenn Eigenverbrauch zu spezifischen Zeiten eine Rolle spielt, kann besser abgeschätzt werden, wie oft dieser durch das Projekt gedeckt werden kann und wie oft ein Zukauf von Energie notwendig ist.

Verwendung von Mesokalen-Winddaten

Mesoskalen-Winddaten sind weltweit verfügbar, umfassen lange Zeiträume und haben keine Lücken. Außerdem können sie eine Vielzahl von Signalen umfassen wie Temperatur, Druck, Turbulenz, Windscherung, Richtungsänderung, Luftfeuchtigkeit, Solarstrahlung etc. Dies ermöglicht in Zukunft auch weitere Betrachtungen wie die Abstimmung der Produktion mit dem Heizbedarf oder die Identifikation von Vereisungs-Situationen.

Es ist jedoch notwendig, Mesoskalen-Daten anhand von lokalen Daten zu kalibrieren, um zu einer korrekten Einschätzung der lokalen Windbedingungen zu kommen. Bei der Kalibrierung mit (lokalen) Zeitreihen können beispielsweise systematische Fehler (Bias) in Bezug auf Richtungs- und Jahreszeitliche Verteilung korrigiert werden, wogegen mit regionalen Windstatistiken lediglich eine Anpassung der mittleren Windbedingungen möglich ist.

Vorbereitung auf zukünftige Technologien

WEA-Hersteller bieten Technologien an, mit denen WEA-Leistungskennlinien z.B. flexibel an aktuelle Lastbedingungen angepasst werden können. Die Ertragsprognose mit Zeitreihen ist auf diese Entwicklungen vorbereitet.

Ablauf einer Scaler-Berechnung

Es werden sektorweise Transferfunktionen zwischen Messposition und berechnetem Punkt (z.B. WEA) ermittelt. Diese werden auf jeden Zeitstempel der Ausgangszeitreihe angewandt, um die Windgeschwindigkeit an den berechneten Punkt zu extrapolieren.

Bei Verwendung von Mesoskalen-Daten als Ausgangspunkt einer Mikroskalen-Modellierung (Downscaling) wird bereits im Mesoskalen-Datensatz auf die Berechnungshöhe (Nabenhöhe) interpoliert. Es findet demnach keine vertikale Extrapolation durch das Mikroskalen-Modell (WAsP / WAsP CFD) statt, sondern es werden bereits die Ausgangsdaten der korrekten Höhe verwendet.

Wenn mehrere Meso-Punkte oder Messmasten verfügbar sind, kann eine horizontale Interpolation durchgeführt werden. Dies geschieht auf Ebene des geostrophischen Windes, die bei Mesokalen-Daten gleichzusetzen ist mit der Ebene der regionalen Windstatistik bei einer regulären WAsP-Berechnung; bei Mesoskalen-Daten entspricht sie den Windbedingungen, nachdem der Meso-Geländeeinfluss herausgerechnet wurde. Auf die Interpolierten Daten wird dann das Mikroskalen-Geländemodell von WAsP bzw. WAsP-CFD angewandt, um sie auf den Berechnungspunkt zu skalieren.

Der Scaler – das Transferfunktionen-Werkzeug

Der Scaler ist das Werkzeug in windPRO, das den Transfer der Ausgangs- zur Ergebniszeitreihe steuert.

Der Scaler bietet die folgenden Möglichkeiten:

Wahl der Methode des Transfers:
- Messdaten vs. Mesoskalen-Daten (und damit der Frage, ob reguläre WAsP-Methodik oder Downscaling verwendet wird)
- Auswahl des Mikroskaligen Geländes
- Auswahl des Mikroskalen-Modells (WAsP11+, WAsP CFD oder .flowres (offenes Strömungsmodell-Ausgabeformat))
RIX-Korrektur
Verdrängungshöhen-Korrektur (Waldmodell)
Post-Kalibrierung, z.B. um systematische Fehler in Mesoskalen-Daten auszugleichen:
- Eingabe einer generellen Skalierung / eines Offsets
- Detaillierte Skalierung pro Richtung, Jahres- oder Tageszeit

Der Scaler kann als eigenständiges Werkzeug aufgerufen werden, um Scaler-Voreinstellungen zu konfigurieren. Zusätzlich ist er in der Software in der Regel an den Stellen eingebunden, wo seine Dienste benötigt werden:

In der PARK-Berechnung, wenn die Option Zeitreihen-Berechnungen ausgewählt ist.
Im METEO-Analyzer, um die Zeitreihe einer Datenposition (Mast + Höhe, i.d.R. Meso-Daten) auf eine andere Datenposition (Mast + Höhe, i.d.R. Messmast) zu transformieren. Dies kann dabei helfen, herauszufinden, welche systematischen Abweichungen in den Mesoskalen-Daten gegenüber einer lokalen Messung vorhanden sind und anhand dieser Information eine Post-Kalibrierung vorzunehmen (und zu testen).
METEO-Objekt / Neue Höhe hinzufügen: Eine Scaler-Zeitreihe für eine Zielhöhe kann aus den Daten des METEO-Objekts erzeugt werden. Dies kann z.B. in einem Mesodaten-Objekt dazu dienen, den Einfluss des Downscaling-Prozesses (Herausrechnen des Meso- und Hineinrechnen des Mikro-Terrains) darzustellen.
METEO-Objekt / Grafiken / Profil: der Scaler kann verwendet werden, um ein modelliertes Windprofil zu berechnen. Damit kann beispielsweise der Effekt von Verdrängungshöhen überprüft werden. Im Gegensatz zum WAsP-Profil, das die zeitlichen Filter (Jahreszeit, Tageszeit) nicht berücksichtigt, werden diese beim Scaler-Profil berücksichtigt.

Neue Möglichkeiten durch Scaler-Berechnung

Wird eine PARK-Berechnung mit Scaler durchgeführt, stehen die folgenden zusätzlichen Berechnungsoptionen (gegenüber der regulären WAsP-Berechnung) zur Verfügung:

Verwendung der jeweils der Zielhöhe nächstgelegenen Höhe im Meso-Datensatz (und somit Nutzung der besseren Modellierung der atmosphärischen Stabilität durch das Mesoskalen-Modell im Vergleich zu WAsP)
Individuelle Korrektur der Leistungskennlinie für jeden Zeitschritt für:
- Luftdichte
- Turbulenz
- Windscherung
- Richtungsverdrehung
Anpassung der Wake-Decay-Konstante (WDC) entsprechend der Turbulenz für jeden Zeitschritt

Langzeitkorrektur mit dem Scaler und Postkalibrierung

Wenn eine regionale Langzeitreihe (z.B. Reanalyse- oder Mesoskalen-Zeitreihe) sowie eine lokale Kurzzeitmessung vorliegen, so führt der übliche Weg zur Erstellung einer lokalen Langzeitreihe über das MCP-Modul. Dies bleibt in den meisten Fällen der bevorzugte Weg.

Ist die Langzeitreihe eine EmdConWx- oder Emd-Wrf-Mesoskalen-Zeitreihe, so bietet die Postkalibrierung mit dem Scaler nun eine alternative Möglichkeit, eine Langzeitkorrektur vorzunehmen. Diese ist vor allem dann gut nutzbar, wenn die Richtungsverteilungen beider Datenquellen sehr ähnlich sind. Sie wird dadurch interessant, dass bei diesen Langzeit-Datenquellen die Windscherung maßgeblich durch das Mesoskalen-Modell bestimmt wird, das Scherungs-Informationen bis zu einer Höhe von 200 m verfügbar macht. Das WAsP-Modell alleine ist dagegen nicht in der Lage, die Windscherung aus gemessenen Daten zu berücksichtigen, sondern modelliert diese nur anhand des Geländes und eines sehr einfachen Stabilitätsmodells (obgleich die Windscherung aus lokalen Messdaten beispielsweise im METEO-Objekt verwendet werden kann, um die WAsP-Parameter zu kalibrieren).

Die Postkalibrierung zum Zwecke der Langzeitkorrektur wird im METEO-Analyzer durchgeführt. Dort wird für die Position und den Zeitraum der lokalen Messung mit Hilfe des Scalers eine neue Zeitreihe aus den Mesoskalendaten berechnet. Die beobachteten Unterschiede zwischen lokaler Messung und der so generierten Zeitreihe, z.B. in der mittleren Windgeschwindigkeit in verschiedenen Richtungen, können dann verwendet werden, um (in diesem Fall richtungsweise) Skalierungsparameter zu bestimmen. So kann die Postkalibrierung des Scalers in mehreren Iterationen an den Tagesgang, den Jahresgang und die Richtungs-Windgeschwindigkeiten angepasst werden mit dem Ziel, den Verlauf der lokalen Messung bestmöglich zu simulieren. Aus der Mesoskalen-Zeitreihe und den so gefundenen Postkalibrierungs-Parametern werden schließlich die Zeitreihen für die WEA-Positionen generiert.

Scaler und Windressourcenkarten

Eine Windressourcenkarten ist ein Satz von Weibullparametern (Sektorweise A- und k-Parameter) für gitterartig angeordnete Punkte. Siehe hierzu den Überblick zum RESOURCE-Modul.

Windressourcenkarten können sowohl auf Basis von Windstatistiken als auch mit Hilfe des Scalers berechnet werden. Die Ausgabe - die Windressourcenkarte - wird allerdings bei Verwendung des Scalers keine Zeitreihen enthalten, sondern ebenfalls nur Weibullverteilungen. Bei der Scaler-Methode ist ebenso wie bei der Verwendung von Windstatistiken die Interpolation zwischen verschiedenen Datenquellen (mehrere Masten bzw. Mesoskalen-Datensätze) möglich.

Grundlegende Anforderungen, Daten und Objekte

Detaillierte Terrainbeschreibungen und mehrere Kurz- und Langzeitreihen in einem Projekt stellen hohe Anforderungen an die Fähigkeit der Software, große Datenmengen zu verarbeiten. windPRO wurde im Laufe der Zeit an die strukturierte Handhabung immer größerer Datenmengen angepasst und an die Notwendigkeit, diese unter Kontrolle zu behalten, Fehler zu identifizieren und zu korrigieren. Im folgenden Abschnitt sind die verschiedenen Datentypen und Objekte (Datencontainer) für Energieberechnungen beschrieben.

Die Grundlagen einer Berechnung der Jährlichen Energieproduktion (Annual Energy Production, AEP) sind:

Winddaten (Windmessungen oder vorbehandelte Winddaten wie regionale Windstatistiken)
Modelle zur langzeit-repräsentativen Umrechnung der Winddaten auf die WEA-Positionen in Nabenhöhe:
- Vertikal
- Horizontal
- Langeitkorrektur
Technische Daten der WEA (Nabenhöhe, Leistungskennlinie und Schubbeiwert [Ct-Kennlinie])
Verluste (z.B. Wake-Verluste, elektrische Verluste, Verfügbarkeits-Verluste)

Die folgenden Unterkapitel behandeln die grundlegenden Datenstrukturen in windPRO. Darauf folgt ein Kapitel, das die Modelle und Validierungswerkzeuge beschreibt.

Windmessungen

Windmessungen sind der typische Ausgangspunkt für Berechnungen der erwarteten Energieproduktion von Windenergieanlagen. Eine Messung sollte, um die jahreszeitlichen Schwankungen von Windgeschwindigkeit, -richtung und atmosphärischer Stabilität abbilden zu können, mindestens ein Jahr andauern. Die Variationen zwischen den Jahren müssen durch einen Langzeit-Abgleich mit einer gut korrelierenden regionalen Zeitreihe von mindestens 10, besser aber 20 Jahren Länge, erfasst werden.

Gemessene Winddaten sowie weitere meteorologische Parameter wie Temperatur oder Druck werden in windPRO in das METEO-Objekt geladen. In diesem wird üblicherweise eine Datenprüfung (Screening) nach Fehlern durchgeführt und die Daten werden für die Weiterverarbeitung vorbereitet.

Liegen Windmessungen für mehrere Höhen vor, so kann damit überprüft werden, ob die Änderung der Windgeschwindigkeit mit der Höhe (Windscherung) korrekt durch das gewählte Modell abgebildet werden kann oder ob Anpassungen des Modells geraten erscheinen. Liegt eine Messung in Nabenhöhe der geplanten WEA vor, so eliminiert dies eine bedeutende Unsicherheitskomponente, nämlich die Vertikalextrapolation durch das Modell. Messungen von mehreren Masten (oder anderen Messgeräten, wie Lidar oder Sodar) reduzieren die Unsicherheit der horizontalen Extrapolation und geben generell eine wichtige Rückmeldung dazu, wie gut das gewählte Modell die horizontale Extrapolation handhabt. Die Kreuzvorhersage im Werkzeug METEO-Analyzer hilft dabei, die Qualität sowohl der horizontalen als auch der vertikalen Extrapolation durch das Modell zu überprüfen.

Wird das Zeitreihenbasierte Scaler-Konzept zur Energieberechnung verwendet, können mehrere Messpunkte direkt verwendet werden, um dazwischenliegende WEA-Positionen zu interpolieren. Diese Möglichkeit ist im Windstatistik-basierten Konzept von WAsP nicht vorgesehen.

Regionale Windstatistik

In der Vergangenheit wurde die Mehrzahl der Ertragsprognosen auf Basis von Regionalen Windstatistiken durchgeführt. Obgleich der alternative Berechnungsweg mit Scaler bzw. Zeitreihen viele Vorteile hat, wird der Weg über regionale Windstatistiken von windPRO weiterhin unterstützt.

Regionale Windstatistiken bilden die Grundlage für Berechnungen mit den Modellen ATLAS, WAsP interface und WAsP-CFD. Eine regionale Windstatistik kann auf Basis einer Windmessung oder von Mesoskalendaten (EMD-WRF (DE oder EmdConWx) mit dem Modulen STATGEN oder MCP selbst erstellt werden. Dies setzt voraus, dass eine gültige Lizenz für das Strömungsmodell WAsP vorliegt.

Auch Drittanbieter vertreiben regionale Windstatistiken für verschiedene Länder (z.B. Deutschland: DWD). Seit 2015 existiert mit dem Global Wind Atlas^[1] eine weltweite kostenlose Datenquelle für regionale Windstatistiken, die via Downscaling aus Reanalyse-Daten erstellt wurden.

Wenn regionale Windstatistiken nicht auf Basis einer Standortmessung erstellt wurden, wird in aller Regel eine nachträgliche Skalierung der regionalen Windstatistik anhand von lokalen Daten (z.B. WEA-Erträgen) vonnöten sein, bevor Ergebnisse mit ausreichender Unsicherheit berechnet werden können.

Inhalt einer regionalen Windstatistik

Eine regionale Windstatistik ist eine multidimensionale Matrix von Windgeschwindigkeitsverteilungen mit den folgenden Dimensionen:

Höhe über Grund (Standardwerte: 10, 25, 50, 100, 200 m)
Windrichtung (Standardwerte: 12 Sektoren zu je 30°)
Rauigkeit (Standardwerte: Klassen 0 – 4, entsprechend Längen 0,0002; 0,03; 0,1; 0,4; 1,5)

In jeder Dimension beschreibt eine Weibullverteilung, repräsentiert durch ihre A- und k-Parameter, die Verteilung der Windgeschwindigkeiten. Für jede Rauigkeit ist eine eigene Verteilung der Windrichtungen auf die Richtungssektoren hinterlegt.

Die Daten stellen keine tatsächlichen Windbedingungen an der entsprechenden Position dar, sondern idealisierte Windbedingungen unter der Annahme, dass das Gelände eben und hindernisfrei und die Rauigkeit einheitlich ist.

In neueren WAsP-Versionen werden regionale Windstatistiken auch "Generalized Wind Climate" (GWC) genannt.

Regionale Windstatistiken treten in drei Datenformaten auf:

*.lib, das älteste Format, das bereits mit der ersten WAsP-Version 1993 eingeführt wurde. Es ist ein einfach strukturiertes Textformat, das neben den oben genannten Informationen keine weiteren Daten enthalten kann.
*.wws (windPRO Wind Statistic), das zur Verwendung in windPRO aufgrund der Beschränkungen des .lib-Formates eingeführt wurde und zusätzliche Informationen zu Rahmenbedingungen der Erstellung (z.B. verwendete WAsP-Parameter, Koordinaten, Länge und Zeitraum der zugrunde liegenden Zeitreihe, Methode der Langzeitkorrektur) enthalten kann.
*.gwc, die modernisierte Version des .lib-Formats, die in WAsP seit Version 11 verwendet wird. Ebenso wie .wws kann das .gwc-Format zusätzliche Informationen enthalten, beschränkt sich dabei aber auf für das WAsP-Programm relevante Daten wie die verwendeten WAsP-Parameter.

windPRO kann Dateien im Format .lib und .wws erzeugen und alle drei Formate verwenden.

Erstellen einer regionalen Windstatistik

Eine regionale Windstatistik wird erstellt, indem die tatsächlichen Geländebedingungen an einem Messstandort aus den gemessenen Daten herausgerechnet werden und gegen generalisierte Geländebedingungen ersetzt werden. Dabei wird stets nur von einer gemessenen Höhe ausgegangen, die Vertikalextrapolation erfolgt durch das Modell zum Teil anhand der Geländerauigkeit, zum Teil anhand des Stabilitätsmodells. Letzteres kann durch Adaption der sogenannten Heatflux-Parameter (Bestandteil des WAsP-Modells) beeinflusst werden, was in der Regel in sehr warmen oder sehr kalten Klimata notwendig ist.

Die Windstatistik-Erstellung geschieht in windPRO mithilfe der Module STATGEN (wenn die Messdaten bereits langzeit-repräsentativ sind) oder MCP (wenn die Messdaten zuerst noch langzeitkorrigiert werden müssen). Diese Module greifen intern auf die WAsP-Software zurück, die für die Strömungsmodellierung (das Herausrechnen der Gelände- und Stabilitätseinflüsse) zuständig ist.

Für die Berechnung einer regionalen Windstatistik wird benötigt:

Ein METEO-Objekt mit sektorweisen Weibullverteilungen für eine Messhöhe; es wird stets nur eine Messhöhe verwendet (in der Regel die höchste). Die Datengrundlage kann auch als Zeitreihe oder Häufigkeitsverteilung vorliegen, windPRO führt dann die Umwandlung in sektorweise Weibullverteilungen selbständig durch.
Ein Terraindatenobjekt mit Informationen zu Orographie (Geländehöhen), Rauigkeiten und lokalen Hindernissen sowie gegebenenfalls Verdrängungshöhen zur Abbildung eines Waldeffekts

Wird eine regionale Windstatistik angewandt, um Windbedingungen an einem WEA-Standort zu ermitteln, wird zunächst aus den verfügbaren Daten der Teil extrahiert, der den Geländebedingungen am WEA-Standort am ähnlichsten ist, und dann noch genauer anhand der lokalen Bedingungen angepasst.

Der Prozess der Erstellung und Anwendung einer regionalen Windstatistik ist in der folgenden Grafik skizzenhaft dargestellt (Quelle: Europäischer Windatlas ^[2]).

Verwendung von regionalen Windstatistiken

Wenn eine regionale Windstatistik in einer Berechnung verwendet werden soll, so muss sie in einem Terraindatenobjekt über den Windstatistik-Viewer ausgewählt werden (Terraindatenobjekt (Zweck ATLAS, WAsP, RESOURCE) → Register Windstatistik → Windstatistik(en) wählen ). Der Windstatistik-Viewer kann auch als eigenständiges Werkzeug über Menüband Klima → Windstatistik-Viewer aufgerufen werden.

Beachten Sie, dass eine Windstatistik nur mit der WAsP-Version verwendet werden soll, mit der sie erzeugt wurde. Dies ist insbesondere relevant zwischen den WAsP-Versionen 10 und 11, da hier signifikante Anpassungen des WAsP-Modells vorgenommen wurden.

Einige Datenquellen für Windstatistiken benötigen eine eigene Lizenz des Datenherstellers, damit sie in windPRO verfügbar sind, siehe hierzu Vorinstallierte Windstatistiken. Wenn Windstatistiken aus Drittquellen akquiriert wurden, so müssen diese entweder im Verzeichnis \windPRO Data\Windstatistics\ oder im aktuellen Projektverzeichnis abgelegt werden, oder ihr Speicherort muss als eigenes Suchverzeichnis definiert werden.

Die tabellarische Ansicht der Windstatistiken bietet einige Vergleichswerte:

Abstand zur Position des Terraindatenobjekts
Energie: Bruttowindenergie als Prozentwert im Verhältnis zu 3.300 kWh/m²
WEA-Energieproduktion: Verhältnis der WEA-Produktion zu 1.025 kWh/m², basierend auf einer WEA mit dem spezifischen Leistungswert von 0,45.

Das Vergleichs-Energieniveau wurde repräsentativ für einen "typischen" mitteleuropäischen Standort gewählt, mit einer mittleren Windgeschwindigkeit von 6,5 m/s auf 50 m ü.Gr. und Rauigkeitsklasse 1.

Der Vergleich der Windstatistiken in der gleichen Region anhand dieser Energiewerte kann bei der Bewertung der Zuverlässigkeit helfen. Wenn eine Statistik sehr stark von den Energiewerten der umgebenden Statistiken in vergleichbarem Gelände abweicht, kann dies auf eine schlechte Datenqualität hinweisen. Der Unterschied kann allerdings auch durch Variationen im Gelände (z.B. auf einem Hügel) begründet sein.

Die Karte sowie die Richtungsgrafik werden über die Checkboxen im linken unteren Bereich des Fensters aktiviert. In der Liste der Windstatistiken können mehrere Windstatistiken gleichzeitig ausgewählt werden (STRG-Klick). Werden mehrere Statistiken ausgewählt, so werden diese nach Bestätigung der Auswahl mit Ok für die Position des Terraindatenobjekts reziprok nach Abstand gewichtet; die Gewichtung kann jedoch auch angepasst werden.

Achtung: Die Gewichtung beruht auf einer einfachen linearen Skalierung von A-, k- und Sektorhäufigkeits-Parametern, die für jeden Sektor individuell durchgeführt wird. Sie sollte nur bei Windstatistiken durchgeführt werden, deren Richtungsverteilungen relativ ähnlich sind. Wurden regionale Windstatistiken aus mehreren Messmasten am Standort erzeugt, ist dies in der Regel der Fall, bei weiter entfernten regionalen Windstatistiken, z.B. aus Drittquellen, ist es eher die Ausnahme.

Metadaten einer Windstatistik bearbeiten

Die Schaltfläche Metadaten bearbeiten öffnet das folgende Fenster:

Zum einen können hier Metadaten ergänzt oder geändert werden, z.B. bei Windstatistiken aus Drittquellen, die keine Koordinateninformationen enthalten.

Zum anderen können hier eingesehen werden:

Bericht drucken erstellt einen ausdruckbaren Bericht zur Windstatistik
Die WAsP-Parameter, die bei Erzeugung der Windstatistik verwendet wurden (und die demnach auch automatisch bei der Verwendung der Windstatistik zur Anwendung kommen)#
Zusätzl. Info zeigen: Informationen zur Gestehung der Windstatistik, z.B. zur Langzeitkorrektur (s.u.)

Energieniveau einer Windstatistik ändern

Diese Option wird hier erläutert: Windgeschwindigkeits-Korrektur einer Windstatistik

Mesoskalen-Winddaten

Mesoskalen-Winddaten (kurz: Mesodaten) sind Zeitreihen, die von einem Mesoskalen-Modell wie z.B. WRF erzeugt wurden. Sie werden in diesen Modellen generiert, indem Daten von globalen Reanalyse-Modellen mit mehreren -zig oder hundert km Rasterweite anhand von feineren Terraindaten in eine höhere Rasterauflösung umgerechnet werden, in der Regel zwischen 1 und 10 km, und damit dann auch die regionalen Geländeeffekte wiederspiegeln, die in den Reanalysedaten nicht enthalten sind.

Trotz der Verbesserung der Mesodaten gegenüber den Reanalysedaten repräsentieren Mesodaten die lokalen absoluten Windgeschwindigkeiten nicht in ausreichendem Maße. Eine nachträgliche Kalibrierung anhand von lokalen Daten, z.B. WEA-Erträgen, ist unerlässlich.

EMD bietet unter dem Namen EmdConWx vorberechnete Mesodaten für Europa in einer Auflösung von 3 km als Datenservice im Abonnement an. Weitere Regionen, u.a. der Mittlere Osten und Südkorea, werden unter dem Namen EMD-WRF angeboten. Die EmdConWx- und EMD-WRF-Datensätze werden monatlich mit den letzten verfügbaren Reanalyse-Daten aktualisiert.

Für Regionen außerhalb von Europa können Mesoskalen-Zeitreihen auf Anforderung berechnet werden. Dieser Dienst wird unter dem Namen EMD-WRF On-demand Mesoscale Service angeboten.

EmdConWx und EMD-WRF-Zeitreihen werden über einen Internet-Datenspeicher zur Verfügung gestellt und nach dem Download in windPRO durch METEO-Objekte repräsentiert. Zusammen mit den Zeitreihen in mehreren Höhen wird dabei auch das Geländemodell, auf dem die Mesodaten basieren, mit übertragen. Dies ermöglicht es, die angepasste Downscaling-Methodik des Scalers für Mesodaten zu verwenden und erhöht damit die Qualität eines späteren Downscaling auf die Mikroskala (Standort).

Mesoskalen-Winddaten aus Drittquellen können in windPRO wie reguläre Zeitreihen in ein METEO-Objekt importiert werden, hier entfällt aber die Möglichkeit, auf das Meso-Terrain zuzugreifen und die angepasste Downscaling-Methodik des Scalers für Mesodaten zu verwenden.

ACHTUNG: Die Anwendung von Mesoskalen-Daten in der Nähe der Küstenlinie (ca. 3km On- und Offshore) ist wegen der groben Auflösung der Mesodaten und der unterschiedlichen Stabilitätsbedingungen On- und Offshore problematisch. Es sollte stets ein Mesodaten-Punkt verwendet werden, der mindestens 3 km von der Küstenlinie entfernt liegt (Je nach Position der WEA on- oder offshore).

Höhendaten

Die Geländehöhe in der Umgebung des Standorts wird durch ein digitales Geländemodell (DGM) beschrieben. Es kann in windPRO entweder durch ein Höhenlinien- oder ein Höhenraster-Objekt abgebildet werden. Beide Objekte ermöglichen den Download von unterschiedlichen frei verfügbaren Online-Höhendatensätzen.

Wird eine WAsP-Berechnung vorbereitet, so sollte das DGM mindestens einen Radius von 7 km um den Standort umfassen. Für eine WAsP-CFD-Berechnung sollte es ein Radius von 20 km sein.

Vorsicht ist bei der Verwendung von digitalen Oberflächenmodellen (DOM) anstelle von DGM geboten. DOM werden üblicherweise durch Fernerkundung (z.B. SRTM-Shuttlemission) erhoben und bilden nicht die Geländeoberfläche sondern die Oberfläche inklusive Bewuchs / Bebauung ab. Wird ein DOM verwendet, so muss dieses am Windpark-Standort nachträglich korrigiert werden, um eine grobe Missrepräsentation der Geländehöhen und Strömungsverhältnisse zu vermeiden.

Rauigkeitsdaten

Die Oberflächenrauigkeit wird benötigt, um die Reibung des Windes an der Geländeoberfläche inklusive deren Bewuchs und Bebauung zu modellieren. Die Oberflächenrauigkeit reduziert die bodennahe Windgeschwindigkeit, die Reduktion gelangt durch vertikalen Transport in höhere Luftschichten. Der Einfluss der Rauigkeit auf die Windgeschwindigkeit sinkt demnach mit zunehmender Höhe der WEA, aber selbst eine 100m hohe WEA büßt im Vergleich mit der Produktion direkt an der Küste rund 20% ihrer Produktion ein, wenn sie 15 km von der Küste entfernt steht.

Rauigkeiten werden in windPRO entweder durch ein Rauigkeitslinien- oder ein Areal-Objekt abgebildet. Beide Objekte erlauben den Download von unterschiedlichen aufbereiteten Landnutzungs-Datensätzen.

Das Areal-Objekt hat den Vorteil, dass die heruntergeladenen Daten in windPRO leichter überprüft, korrigiert und ergänzt werden können. Dafür ist aber vor der Verwendung in WAsP oder WAsP-CFD ein zusätzlicher Arbeitsschritt notwendig, nämlich die Konvertierung in ein Rauigkeits-Linienobjekt.

Die Verwendung von Rauigkeitsrosen wird von aktuellen WAsP-Versionen nicht mehr unterstützt.

Das Rauigkeitsmodell sollte für eine Verwendung mit WAsP oder WAsP-CFD mindestens einen Radius von 20 km um den Standort abdecken. Wie detailliert Rauigkeiten aufgenommen werden müssen, hängt von der Entfernung zum Standort ab; so sollten bis zu einer Entfernung von ca. 3 km in etwa die Flächen in der Rauigkeitskartierung enthalten sein, die groß genug sind, dass sie auf einer Topographischen Karte im Maßstab 1:25.000 individuell dargestellt werden. Für größere Entfernungen reichen kleinere Kartenmaßstäbe mit geringerem Detailreichtum.

Die Klassifizierung von Rauigkeiten für die Modellierung in WAsP bzw. WAsP-CFD orientiert sich an der Windatlas-Methode, die im Europäischen Windatlas^[3]; Risø National Laboratory, 1989; letzter Zugriff 01.02.2016</ref> beschrieben wurde.

Die Rauigkeitsklassen werden vom dort wie folgt charakterisiert:

Die folgende Tabelle stellt Rauigkeitslängen und –klassen gegenüber und liefert Beschreibungen von weiteren Geländetypen:

windPRO erlaubt sowohl die Eingabe von Rauigkeitsklassen als auch von Rauigkeitslängen.

Die Konvertierung wird nach den folgenden Formeln vorgenommen:

RC = 0,2 ln(z0) + 1,7 für Rauigkeitslängen 0 bis 0,03 (Klasse 0 – 1)

RC = 0,77 ln(z0) + 3,73 für Rauigkeitslängen ab 0,03 (Klasse 1 – 4)

Der Europäische Windatlas^[3] gibt zur Rauigkeitsklassifizierung weitere Hinweise.

Verwendung von Online-Rauigkeiten – Empfehlungen

Rauigkeitsdaten können via Areal- oder Linienobjekt von den EMD-Onlinediensten heruntergeladen werden. Für Europa ist die bevorzugte Quelle der CORINE-Datensatz, für außereuropäische Gebiete steht GlobCover als Quelle zur Verfügung.

Eine direkte Verwendung dieser Daten wird nur für vorläufige und überschlägige Berechnungen empfohlen. Die Daten wurden aus Landnutzungskartierungen erstellt; da Landnutzungen alleine nicht immer eine eindeutige Rauigkeit zugeordnet werden kann, ergeben sich zwangsläufig Unschärfen. Diese sollten für Berechnungen mit höheren Genauigkeitsansprüchen anhand von Ortskenntnis überprüft und ggf. korrigiert werden:

Importieren Sie Rauigkeitsdaten in ein Areal-Objekt oder laden Sie diese mit Hilfe des Projektassistenten bei der Projekteinrichtung.
Finden Sie heraus, welcher Flächentyp das offene Gelände repräsentiert. In Deutschland wird dies häufig eine der Klassen 0,0560m(cl.1,5) Non-irrigated arable land 2.1.1 oder 0,0360m(cl.1,2) Pastures 2.3.1 sein.
Deaktivieren Sie diesen Flächentyp, indem Sie in der Liste der Flächentypen das Häkchen vor dem Namen deaktivieren.
Wenn Sie das Areal-Objekt manuell erzeugt haben, fügen Sie einen Flächentyp „Hintergrund“ hinzu. Wenn das Areal-Objekt vom Projektassistenten erzeugt wurde, existiert dieser bereits. Ändern Sie den Flächentyp „Hintergrund“ in die Rauigkeit, die Sie für das offene Gelände in der Region für angemessen betrachten. Je nach Landschaftstyp wird dies in der Regel ein Wert zwischen Rauigkeitsklasse 1 (sehr offene, ausgeräumte Agrarflur) und Rauigkeitsklasse 3 (stark strukturierte Agrarflur mit planmäßig angelegten Windschutzpflanzungen) sein.
Starten Sie den Bearbeitungsmodus für das Areal-Objekt und digitalisieren Sie zusätzliche relevante Rauigkeitsflächen in der Umgebung der Windfarm (bis 3-5 km Entfernung). Beachten Sie, dass sich kreuzende Linien sowie übereinander liegende Flächen dabei vermieden werden müssen, da sie bei weiteren Verarbeitung zu Inkonsistenzen führen.
Exportieren Sie die Rauigkeitsareale als Liniendatei. Verwenden Sie dabei den Modus für Rasterdaten. Es wird automatisch ein Linien-Objekt erzeugt. Dieses kann in Terraindatenobjekten zur Energieberechnung verwendet werden.

Weitere Informationen finden Sie unter Verwenden von Online-Rauigkeitsdaten.

Hindernisse und Verdrängungshöhen

Einzelhindernisse (z.B. Gebäude, Hecken, Baumreihen) die höher als ¼ der untere Rotorblattspitze sind und maximal 1000 m von einer WEA entfernt sind, sollten als Hindernis-Objekte definiert werden. Waldstücke oder Wälder in diesem Entfernungsbereich werden besser über den Verdrängungshöhen-Rechner abgebildet.

Niedrigere Einzelhindenisse/Wälder oder solche, die weiter entfernt sind, werden nicht als Hindernis-Objekte bzw. Verdrängungshöhen definiert, müssen aber in der Rauigkeitskartierung berücksichtigt werden (jedoch nicht zwingend als individuelle Objekte, sondern evtl. auch nur als Erhöhung der Rauigkeit einer größeren Fläche).

Der Hindernis-Effekt wird in der folgenden Grafik dargestellt (nach: Europäischer Windatlas, DTU/ Risø, 1989):

Die Verwendung von Verdrängungshöhen ist ein Ansatz, durch den der Effekt eines Waldes, der das Windprofil nach oben verdrängt, simuliert wird. Dabei wird für WEA oder Messmasten im Wald in der Regel die Waldhöhe als Verdrängungshöhe angenommen, für Masten und WEA, die in der Nähe des Waldes stehen, reduziert sich die Verdrängungshöhe linear in Abhängigkeit von der Windrichtung (WEA im Luv oder Lee des Waldes) und der Entfernung:

Siehe hierzu auch den Hauptartikel Verdrängungshöhen-Rechner.

Terraindatenobjekt – der Container für Terrain- und Winddaten

Das Objekt in der windPRO-Berechnungsstruktur

Das Terraindatenobjekt ist ein Container-Objekt, in dem für eine Modellierung relevante Informationen zusammengefasst werden, so dass sie beim Start einer Berechnung leichter referenziert werden können.

Eine Modellierung mit WAsP benötigt zum Beispiel folgende Daten:

Winddaten-Grundlage:
- Regionale Windstatistik
Geländedaten-Grundlage
- Orographiekarte
- Rauigkeitskarte
- Hindernisse

Die regionale Windstatistik wird direkt im Terraindatenobjekt ausgewählt.

Die unter Geländedaten genannten Informationen werden in der Regel über eigene Objekte definiert (Orographie: Linien-Objekt, Höhenraster-Objekt; Rauigkeit: Linien-Objekt; Hindernisse: Hindernis-Objekt). Diese Objekte werden dann im Terraindatenobjekt verlinkt.

Vorteil dieser Struktur ist, dass bereits ein Großteil der Vorbereitung einer Berechnung auf der Karte erledigt wird. Sollen später mehrere Berechnungen unter den gleichen Voraussetzungen durchgeführt werden, müssen die Berechnungsgrundlagen nicht in jeder einzelnen Berechnung manuell ausgewählt werden.

Weiterhin können einfach und nachvollziehbar Sensitivitätsberechnungen vorbereitet und durchgeführt werden (z.B. „wie verändert sich das Ergebnis, wenn die Rauigkeit für Terraintyp X erhöht / verringert wird?“ oder „wie verändert sich das Ergebnis, wenn die Orographie als flach angenommen wird?).

Register Zweck und Platzierung des Objekts

Nach Platzierung des Objekts muss ein Verwendungszweck definiert werden. Je nach Verwendungszweck werden unterschiedliche Register zur Dateneingabe angezeigt und unterschiedliche Anforderungen an die Platzierung des Objekts gestellt.

Der Zweck des Objekts wird auf der Karte durch die Farbe verdeutlicht:

Schwarz – Ertragsprognose mit ATLAS
Blau – Ertragsprognose mit WAsP *)
Orange – Erzeugung einer Windstatistik (STATGEN / MCP) *)
Grün – Erzeugung einer Windressourcenkarte (RESOURCE) *)
Violett – Berechnung mit WAsP-CFD

*) können zusätzlich als Terrain-Eingangsdaten für Scaler, in METEO-Objekten, METEO-Analyzer und SITE COMPLIANCE verwendet werden. Wenn sie auf diese Weise eingesetzt werden, werden eventuell im Objekt verknüpfte Winddaten nicht verwendet.

ATLAS-Berechnung

Platzierung des Objekts:

Das Objekt wird an die Position einer geplanten WEA platziert. Mit dem Objekt können nur die Windverhältnisse für genau diese Position berechnet werden. Da innerhalb des Objekts Eingaben getätigt werden, die sich auf die Position beziehen (beispielsweise Hindernisentfernungen), sollte das Objekt nicht nachträglich bewegt werden. Um im Rahmen einer PARK-Berechnung mehrere WEA-Positionen zu modellieren, muss für jede WEA-Position ein eigenes Terraindatenobjekt erzeugt werden, beispielsweise durch klonen.

Benötigte Eingaben (Register):

WAsP-Berechnung

Platzierung des Objekts:

Wenn das Objekt für eine Berechnung mit dem Modul WAsP interface eingesetzt werden soll, muss es an die Position gesetzt werden, für die die Windverhältnisse ermittelt werden sollen.

Bei einem Einsatz in einer PARK-Berechnung sollte das Objekt an einer für die Windverhältnisse repräsentativen Position der Windparkfläche platziert werden. Die exakte Platzierung des Objekts ist nicht von Bedeutung für die WEA-Berechnungsergebnisse. Auf dem Hauptergebnis werden jedoch sogenannte Referenzergebnisse für eine feste Position und Höhe ausgewiesen, die der Vergleichbarkeit unterschiedlicher Berechnungen dienen sollen. Hierfür wird die Position des Terraindatenobjektes verwendet.

Ausnahme 1: Werden mehrere regionale Windstatistiken ausgewählt und eine reziproke Abstandsgewichtung vorgenommen, so bezieht sich diese auf die Position des Terraindatenobjekts relativ zur Position der regionalen Windstatistiken. Dies kann insbesondere von Bedeutung sein, wenn die regionalen Windstatistiken Messungen repräsentieren, die an unterschiedlichen Positionen des Mikrostandorts durchgeführt wurden. Es kann in diesem Fall auch sinnvoll sein, mehrere Terraindatenobjekte über die Fläche des Standorts verteilt zu platzieren, um einen fließenden Übergang zwischen den Gewichtungen der Windstatistiken zu erreichen. Standardeinstellung in einer PARK-Berechnung ist, dass für jede WEA-Position jeweils das nächstgelegene Terraindatenobjekt verwendet wird.

Ausnahme 2: Werden die Rauigkeiten im Terraindatenobjekt als Rauigkeitsrose angegeben (nicht empfohlen; nur bis WAsP 10 möglich), so muss das Objekt an die Position einer geplanten WEA platziert werden. Mit dem Objekt können nur die Windverhältnisse für genau diese Position berechnet werden. Da die Rauigkeitsrose sich auf die Position bezieht, darf das Objekt nicht nachträglich bewegt werden. Um im Rahmen einer PARK-Berechnung mehrere WEA-Positionen zu modellieren, muss für jede WEA-Position ein eigenes Terraindatenobjekt erzeugt werden, beispielsweise durch klonen.

Benötigte Eingaben (Register):

Wenn die Rauigkeiten als Rauigkeitsrose angegeben werden (siehe auch oben Ausnahme 2), zusätzlich:

Rauigkeitsrose

Scaler, Windstatistik-Erzeugung (STATGEN, MCP)

Platzierung des Objekts:

Beim Einsatz in einem Scaler kann die Position frei gewählt werden, zur Förderung der Übersichtlichkeit empfiehlt es sich aber, es in einen räumlichen Zusammenhang mit dem METEO-Objekt, mit dem es verwendet wird, zu bringen (oder, falls es mit mehreren METEO-Objekten verwendet wird, in einer repräsentativen Position des Windparks).

Wenn das Objekt zur Windstatistik-Erzeugung in STATGEN oder MCP eingesetzt wird, sollte es an der Position des METEO-Objekts platziert werden, das die Winddaten für die Windstatistik-Erzeugung liefert. Dies ist nicht zwingend, es erhöht lediglich die Übersichtlichkeit, den inhaltlichen Zusammenhang auch durch die räumliche Platzierung zu verdeutlichen.

Ausnahme: Werden die Rauigkeiten im Terraindatenobjekt als Rauigkeitsrose angegeben (nicht empfohlen; nur bis WAsP 10 möglich), so muss das Objekt an die Position des METEO-Objekts (bzw. der Windmessung) platziert werden. Da die Rauigkeitsrose sich auf die Position bezieht, darf das Objekt nicht nachträglich bewegt werden.

Benötigte Eingaben (Register):

Terrain

Wenn die Rauigkeiten als Rauigkeitsrose angegeben werden (siehe auch oben Ausnahme), zusätzlich:

Rauigkeitsrose

Windressourcenkarten-Berechnung (RESOURCE)

Platzierung des Objekts:

Die Position kann frei gewählt werden. Zur besseren Übersicht empfiehlt es sich, das Objekt in einen räumlichen Zusammenhang mit der Fläche, für die die Windressourcenkarte erzeugt werden soll, zu platzieren.

Ausnahme: Werden mehrere regionale Windstatistiken ausgewählt und eine reziproke Abstandsgewichtung vorgenommen, so bezieht sich die Gewichtung auf die Position des Terraindatenobjekts relativ zur Position der gewählten Windstatistiken. Die Option Register Windstatistiken → Abstände und Gewichtung bei Verschiebung und RESOURCE-Ber. aktualisieren sorgt dafür, dass in der RESOURCE-Berechnung die Abstandsgewichtung für jeden Berechnungspunkt neu durchgeführt wird (Versionen vor 3.0: Für jede Berechnungskachel). Dies kann insbesondere nützlich sein, wenn die regionalen Windstatistiken Messungen repräsentieren, die an unterschiedlichen Positionen des Mikrostandorts durchgeführt wurden.

Benötigte Eingaben (Register):

CFD-Berechnung

Platzierung des Objekts:

Die Position kann frei gewählt werden. Zur besseren Übersicht empfiehlt es sich, das Objekt in einen räumlichen Zusammenhang mit der Fläche, für die die CFD-Berechnung durchgeführt werden soll, zu platzieren.

Benötigte Eingaben (Register):

Register Windstatistiken

Öffnet den Windstatistik-Viewer zur Auswahl der zu verwendenden regionalen Windstatistiken über Windstatistik(en) wählen.

Im Windstatistik-Viewer erscheinen standardmäßig alle lizenzierten Vorinstallierten Windstatistiken sowie selbst erzeugte Windstatistiken, die sich in Suchverzeichnissen, im Projektverzeichnis oder einem seiner Unterverzeichnisse befinden. Es ist eine Kartenansicht und eine Windrosen-Ansicht für verschiedene Parameter der Windstatistiken verfügbar.

Die Windstatistiken können nach verschiedenen Kriterien, z.B. Abstand, Land oder Datenquelle gefiltert und sortiert werden. Auch nach den Spalten der Windstatistik-Tabelle kann sortiert werden.

Es kann eine oder mehrere regionale Windstatistiken gewählt werden:

Eine Windstatistik:

Mehrere Windstatistiken:

Aktuelle Windstatistik als Standard speichern: Für neue Terraindatenobjekte werden automatisch die Windstatistiken vorausgewählt, die im aktuellen Objekt gewählt sind.

Standard-Windstatistik zurücksetzen: Für neue Terraindatenobjekte wird keine Windstatistik mehr vorausgewählt.

Metadaten bearbeiten (nicht bei lizenzgeschützten Dateien): Ermöglicht Änderungen des Namens, der Position und des Dateiformats der gewählten Windstatistik

Energieniveau ändern (nicht bei lizenzgeschützten Dateien): Skalierung einer regionalen Windstatistik aufgrund einer Validierung mit Referenzerträgen von existierenden WEA.

Nur bei Auswahl mehrerer Windstatistiken:

Tabellenspalte Wichtung: Die Gewichtung wird nach Auwahl der Windstatistiken automatisch nach dem Kehrwert der Entfernung vorgenommen, die Werte können jedoch vom Anwender manuell geändert werden. Dabei muss keine spezifische Summe (z.B. 100%) erreicht werden.

Abstände und Gewichtung bei Verschiebung und RESOURCE-Ber. aktualisieren: Wenn das Häkchen nicht gesetzt ist, bleiben die Gewichtungen oben so erhalten, wie sie sind - auch wenn das Objekt verschoben wird; in einer RESOURCE-Berechnung wird die gesamte Fläche mit dieser Windstatistik-Gewichtung berechnet. Ist es gesetzt, wird oben automatisch die reziproke Abstandsgewichtung hergestellt; bei Positionsänderungen wird sie aktualisiert und bei RESOURCE-Berechnungen sowie bei PARK-Berechnungen wird für jede Berechnungsposition eine individuelle Gewichtung verwendet.

Maximale Gewichtung: Limit für das Gewicht einer einzelnen Windstatistik bei Abstandsgewichtung. Wenn Windstatistik-Positionen sich innerhalb der berechneten Fläche befinden, verhindert ein Limit von z.B. 80%, dass diese Position auf der Karte als lokales Maximum / Minimum hervortritt. Die Gewichtung wird während einer Berechnung ermittelt und nicht in der Gewichtungstabelle im Objekt wiedergegeben.

Register Gelände

In der Tabelle sind Objekte des aktuellen Projekts der folgenden Typen aufgeführt:

Höhenraster-Objekte
Linien-Objekte, Rauigkeitslinien
Linien-Objekte, Höhenlinien

Ausnahmen: In den Eigenschaften der genannten Objekttypen existiert eine Checkbox In Terraindatenobjekten verwenden. Dieses ist standardmäßig gesetzt. Wird es entfernt, erscheint das jeweilige Objekt nicht in der Tabelle.

Über Hinzufügen können *.map- oder *.wpo-Dateien hinzugefügt werden, die im Projekt nicht durch ein Objekt repräsentiert sind.

Im Regelfall sollte genau ein Höhenobjekt und ein Rauigkeitsobjekt ausgewählt werden. Die Möglichkeit, mehrere Objekte einer Kategorie auszuwählen, existiert, um die Arbeit mit gekachelten Dateien zu ermöglichen. Sie darf nicht mit überlappenden Dateien verwendet werden, da im überlappenden Bereich dann z.B. zwei leicht unterschiedliche Höhenlinien nebeneinander liegen, was zu einer Art Sägezahn-Geländeprofil führen kann.

Kombinierte .MAP-Datei exportieren: z.B. für Berechnungen, die direkt mit WAsP oder mit externen CFD-Modellen durchgeführt werden sollen.

Punkte zählen: Die Punktanzahl ist für ältere WAsP-Versionen (bis WAsP 10) relevant.

Begrenzung: Rauigkeits- und Höhenkarten können auf eine bestimmte Entfernung begrenzt werden. Dies ist standardmäßig deaktiviert. Wird eine Begrenzung ausgewählt, so bezieht diese sich stets auf alle Objekte, die in der jeweiligen Berechnung verwendet werden, dies schließt Positionen von neuen und existierenden WEA sowie dieses und weiterer Terraindatenobjekte ein. Beachten Sie, dass sich dadurch die Menge des berücksichtigten Geländes maßgeblich ändern kann, wenn z.B. weiter entfernte Referenz-WEA einmal in einer Berechnung berücksichtigt werden und ein anderes mal nicht.

Hindernisse: Standard ist die Berücksichtigung aller Hindernis-Objekte. Alternativ kann die Verwendung von Hindernissen deaktiviert werden oder nur Hindernisse in einem gewissen Radius um die WEA berücksichtigt werden. Letzteres ist sinnvoll, wenn verhindert werden soll, dass lokale Hindernisse eines benachbarten Referenzstandorts mit berücksichtigt werden.

Register RESOURCE-/CFD-Fläche (RESOURCE)

WEA-Flächen-Objekt verwenden: Keine weitere Eingaben notwendig. In der RESOURCE-Berechnung wird ausgewählt, welches der im Projekt enthaltenen WEA-Flächen-Objekte verwendet wird. Die Windressourcenkarte wird nicht für Ausschlussflächen berechnet.

Schaltfläche : Auswahl der zu berechnenden, rechteckigen Fläche auf der Arbeitskarte (über unten markierte Rauten); Abschluss der Auswahl durch Ok im Fenster Rechteck auswählen:

Koordinaten-Eingabefelder X1, X2, Y1, Y2: Werden nach Kartenauswahl automatisch aktualisiert. Bei manueller Eingabe von Koordinaten muss das derzeit aktive Koordinatensystem verwendet werden.

Register RESOURCE-/CFD-Fläche (CFD)

Eine WAsP-CFD-Berechnung wird stets in Kacheln zu je 2 x 2 km Größe durchgeführt. Die Tabelle zeigt eine Liste der aktuell definierten Kacheln.

Die definierten Kacheln sollten die Fläche des geplanten Windparks abdecken. Vorhandene Windmessungen sollten sich nach Möglichkeit in der Mitte bzw. im zentralen Bereich einer CFD-Kachel befinden.

Hinzuf. / Entf.: Fügt der Liste eine Zeile hinzu bzw. entfernt die aktuell gewählte Zeile. Die Koordinaten der hinzugefügten Zeilen können manuell editiert werden, es existiert jedoch auch ein kartenbasierter Auswahlmodus (s.u.).

Autom.Erzeugen: Fragt nach einem WEA-Flächen-Objekt und erzeugt dann Kacheln, die dieses vollständig abdecken. Es kann sinnvoll sein, die so erzeugten Kacheln nachträglich anzupassen (siehe unten), um eine günstigere Aufteilung zu erhalten.

kartenbasierter Auswahlmodus für CFD-Kacheln: Ein CFD-Terraindatenobjekt kann in einen Bearbeitungsmodus versetzt werden. Bereits hinzugefügte Kacheln werden angezeigt und können am Mittelpunkt verschoben werden. Das Kontextmenü erlaubt es, Kacheln hinzuzufügen, zu entfernen sowie Eigenschaften von Kacheln zu ändern.

Register Rauigkeitsrose

Bei Erzeugen des Objekts ist die Tabelle zunächst leer. Die Anzahl Sektoren richtet sich nach der ausgewählten regionalen Windstatistik.

Sektorweise Rauigkeiten können

direkt über die Tabelle numerisch eingegeben werden
auf der Karte digitalisiert werden
aus einer Drittquelle importiert werden

Rauigkeitsklasse / Rauigkeitslänge: Die Auswahl legt fest, als welche Einheit die Werte in der Tabelle interpretiert werden. Sind bereits Daten eingegeben, so führt das Ändern der Auswahl nicht zu einer Konvertierung. Dafür gibt es einen eigenen Knopf.

Konvertiere zu Längen/Klassen: Hiermit wird die aktuelle Einheit in die jeweils andere Einheit umgerechnet.

Importieren von: Optionen sind:

Importieren via WAsP von MAP/WPO-Datei: WAsP muss hierfür installiert sein. Die erzeugte Rose entspricht der Rose, die auch WAsP-intern für die Position des Terraindatenobjekts erzeugt würde.
Importieren von WAsP-RDS/RRD-Datei: RDS/RRD ist das WAsP-eigene Format, um Rauigkeitsrosen abzuspeichern)
Importieren von Areal- oder Rauigkeitslinien-Objekt Dieser Importmodus verwendet einen windPRO-internen Algorithmus und entspricht somit nicht der Rauigkeitsrosen-Konvertierung, die WAsP-intern durchgeführt wird.

Manuelles Digitalisieren von Rauigkeitsrosen auf der Karte:

Kontextmenü des Terraindatenobjekts → Aktivieren : Zeigt die Rose an
Rechtsklick → Erzeuge Wechsel: erzeugt einen Rauigkeitswechsel an der Cursorposition
Rechtsklick → Rauigkeit bzw. Bearbeite Rauigkeit: Ändern der Rauigkeit an der Cursorposition
Bereits angezeigte Rauigkeitswechsel können mit der Maus verschoben werden

Register ATLAS Hügel/Hindernisse

Achtung: In einer ATLAS-Berechnung werden Höhen aus Linien-Objekten oder Höhenraster-Objekten nicht verwendet. Maßgeblich für die Höhen in der Berechnung ist alleine, was auf diesem Register definiert wird!

Bei Erzeugen des Objekts ist die Tabelle zunächst leer. Die Anzahl Sektoren richtet sich nach der ausgewählten regionalen Windstatistik.

Der linke Teil der Tabelle definiert das Gefälle (bzw. die Steigung) in einem Sektor ab der Position des Objekts. Es kann nur eine Steigung/Gefälle pro Sektor angegeben werden!

Der rechte Teil der Tabelle definiert die Hindernisse. Es kann nur ein Hindernis pro Sektor angegeben werden.

Sowohl Hindernisse als auch Hügel können grafisch auf der Karte definiert werden (siehe unten). Es ist jedoch stets zusätzlich notwendig, einige Parameter in der Tabelle nachzutragen, z.B. die Höhe eines Gefälles oder die Höhe und Porosität eines Hindernisses.

Manuelles Digitalisieren von Hügeln/Hindernissen auf der Karte:

Kontextmenü des Terraindatenobjekts → ATLAS Hügel/Hindernisse : Zeigt die Sektorgrenzen an
Rechtsklick → Hügel erzeugen: erzeugt ein Gefälle von der Objekt- bis zur Cursorposition. Die Höhe des Gefälles muss über die Tabelle eingegeben werden!
Rechtsklick → Hindernis erzeugen: Erzeugt ein Hindernis an der Cursorposition. Höhen und Porosität des Hindernisses müssen über die Tabelle eingegeben werden!
Bereits angezeigte Hügel / Hindernisse können mit der Maus geändert werden. Hindernisse können aus der Sektorachse verschoben werden, beachten Sie aber, dass nur der Anteil eines Hindernisses berücksichtigt wird, der in demjenigen Sektor liegt, dem es zugeordnet ist. Die Tiefe eines Hindernisses spielt keine Rolle.

[[File:Energie_TDO_(68).png]

WEA-Daten

WEA-Objekt Existierende WEA

Es können auf der Karte Objekte für neue oder existierende WEA platziert werden. Das einzelne Objekt verweist auf einen WEA-Datensatz im WEA-Katalog. Wird im Objekt keine explizite Aussage zur Leistungskennlinie/Ct-Kennlinie getroffen, werden die im WEA-Katalog definierten Standard-Kennlinien des WEA-Typs verwendet; ansonsten kann im WEA-Objekt ausgewählt werden, welche der verfügbaren Kennlinien verwendet wird. Zur Definition der Kennlinien für Schallreduzierte Modi in spezifischen Perioden siehe Erweiterter Modus für die Auswahl von Schall-und Leistungsdaten.

Im Existierende-WEA-Objekt kann zusätzlich eine mittlere Jahresproduktion oder Produktions-Zeitreihen angegeben werden. Diese Informationen sind bei der Validierung von Berechnungen z.B. in ##PARK oder ##PERFORMANCE CHECK hilfreich.

Werkzeuge (Datenhandling, Modellvalidierung, Kalibrierung)

Modelle enthalten – ebenso wie Eingangsdaten – Unsicherheiten und sogar Fehler.

Eine der wichtigsten Aufgaben bei der Ertragsprognose ist es, abzusichern, dass sowohl die verwendeten Eingangsdaten als auch die verwendeten Modelle in der spezifischen Situation ausreichend genau funktionieren. Nur dann kann davon ausgegangen werden, dass auch die berechnete Produktion der WEA dem tatsächlichen Ertrag entsprechen wird. Je umfangreicher die Daten und die Modelle evaluiert werden, desto höher ist die Gewissheit, dass keine größeren Fehler gemacht werden. Validierungs- und Kalibrierwerkzeuge haben daher einen hohen Stellenwert in windPRO.

Überblick der Validierungswerkzeuge für Modelle und Daten

METEO-Objekt
Allgemein	Mehrere Messhöhen vergleichen; fehlerhafte Daten deaktivieren; Messungen auf gleicher Höhe zusammenführen (Mastschatten eliminieren); 24-12-Tabelle für Windscherung berechnen (Zeitreihen in der Höhe extrapolieren)
Register Grafiken\|Profil	Vergleich der gemessenen Windscherung mit der vom Modell aus einer Höhe extrapolierten Windscherung. a) mit WAsP oder WAsP-CFD: Extrapolation anhand von aggregierten Daten (Windstatistiken), daher keine Tag-Nacht- sowie jahreszeitliche Vergleiche. b) Scaler-basiert: Extrapolation anhand von Zeitreihen. Tag-Nacht- und jahreszeitliche Vergleiche bei Verwendung von EmdConWx oder EMD-WRF- Daten möglich, bei anderen Daten eingeschränkt (WAsP ermöglicht keine separaten Heat-Flux-Einstellungen für Tag-/Nacht)
METEO-Analyzer
Allgemein	Vergleich mehrerer Masten / Meso-Datensätze auf Zeitreihen-Basis oder aggregiert (wahlweise auch nur zeitgleiche Daten); Deaktivieren von Daten
Kreuzvorhersage	Validiert die horizontale (und vertikale) Extrapolation zwischen mehreren Masten und Höhen, basierend auf gleichzeitigen Daten
Scaling	Erzeugt mittels Scaler eine Zeitreihe an der Position einer existierenden Zeitreihe (x, y, Messhöhe). Der Vergleich der Scaler- und der existierenden Zeitreihe kann in eine Scaler-Post-Kalibrierung münden, um eine bessere Übereinstimmung zu erreichen.
MCP
	Erzeugt Langzeit-korrigierte Standortdaten aus Standort-Zeitreihe, Referenzzeitreihe und einem Transfermodell. Umfangreiche Werkzeuge zum Vergleich der modellierten und der gemessenen Daten sowie Qualitätsindikatoren.
PERFORMANCE CHECK
	Das umfassendste Werkzeug (bzw. Modul) zur Validierung des gesamten Ablaufs von den Winddaten bis zur Energieproduktion in der Betriebsphase der WEA. Überprüft die Performance zwischen verschiedenen WEA, Richtungen, Monaten, Leistungskennlinien etc.; hilft beim vollen Verständnis der Abläufe, wo Modelle oder Daten versagen oder angepasst werden müssen.

In den meisten Fällen wird eine irgend geartete Extrapolation der Winddaten notwendig sein, z.B. weil nicht für jede WEA-Position eine Messposition vorliegt, weil nicht in Nabenhöhe gemessen wurde oder die Messungen nicht lang genug liefen, um langzeit-repräsentativ zu sein. Hier kommen die Modelle ins Spiel, z.B. WAsP für die horizontale und vertikale Extrapolation oder MCP für die Langzeit-Korrektur.

Das METEO-Objekt

Das METEO-Objekt ist der Container für Meteorologische und andere Daten in windPRO. Dies umfasst vorwiegend Winddaten, aber auch Strahlungsdaten für Photovoltaik-Berechnungen, sonstige, das Klimageschehen beschreibende Daten sowie ganz andere Datentypen, die als Zeitreihen benötigt werden - z.B. Strompreis- oder Verbrauchszeitreihen für HYBRID. Die folgenden Ausführungen orientieren sich vorwiegend an Winddaten, sind aber, soweit anwendbar, auch für andere Datentypen gültig.

Die einfachste Form, in der Winddaten vorliegen können, ist eine mittlere Windgeschwindigkeit ohne Richtungswichtung (1 Sektor) und unter der Annahme einer Rayleigh-Verteilung der Windgeschwindigkeiten (k-Parameter = 2). Diese Art von Information kann z.B. einem Windgutachten oder einer Karte der mittleren Windgeschwindigkeiten entnommen worden sein.

Im Vergleich dazu wäre eine sehr komplexe Form von Winddaten die Auswertung einer Lidar- oder Sodarmessung mit 25 Messhöhen und einer langen Messdauer, eventuell auch noch mit unterschiedlichen Dateiformaten.

Weiterhin können Winddaten aus Reanalyse- oder Mesoskalen-Modellen stammen, die oft neben Windgeschwindigkeit und –richtung eine große Menge zusätzlicher meteorologischer Informationen liefern können.

Das METEO-Objekt kann mit den genannten Arten von Daten sowie mit allem, was dazwischen liegt, arbeiten.

Platzieren Sie das METEO-Objekt auf der Karte an der exakten Stelle, an der die Messung stattfand oder für die die vorliegenden Daten berechnet wurden.

Winddaten, die in einem METEO-Objekt vorliegen, können entweder direkt (also ohne Verwendung eines Modells) über das Berechnungsmodul METEO für die Berechnung der Produktion einer WEA am Standort der Messung verwendet werden. Die Produktion ist dabei nur so langzeit-repräsentativ, wie es die Eingangsdaten sind.

Weitaus häufiger ist aber der Anwendungsfall, dass Winddaten in einem METEO-Objekt einer Langzeit-Korrektur mit MCP unterzogen werden und dann mit den Terraindaten als Eingangsinformation für Modellierungen mit dem WAsP- oder dem WAsP-CFD-Modell verwendet werden. Dies kann sowohl über den Zwischenschritt der Erstellung einer regionalen Windstatistik geschehen, oder es können mittels des Scalers direkt Zeitreihen modelliert werden.

Assistent

Das Register “Assistent” ist beim Erzeugen eines neuen METEO-Objekts automatisch im Vordergrund.

Beim Anklicken einer der Schaltflächen wird eine Datenstruktur innerhalb des Objekts vorbereitet, die im folgenden Schritt gefüllt werden muss. Der Fokus springt dann automatisch auf das Register, auf dem die Dateneingabe erwartet wird.

Wenn Sie unsicher sind, was für Daten Ihnen vorliegen, verwenden Sie die Assistent-Schaltfläche.

Zeitreihe

Statistiken:

Häufigkeitstabelle

Häufigkeitstabelle und Turbulenztabelle

Zweck

Das Register Zweck dient der Strukturierung Ihrer Daten

Wenn in einem WindPRO-Projekt viele unterschiedliche Meteodaten vorliegen, kann der Überblick erleichtert werden, wenn Sie für die einzelnen Zeitreihen einschränken, für welche Zwecke (innerhalb von WindPRO) sie verwendet werden können. An anderen Stellen der Software, an denen Sie auf Meteodaten zugreifen möchten, werden dann nur die Daten angezeigt, die dort relevant sind.

Daten

Das Register Daten dient zur Aufnahme der Winddaten. Es verfügt über bis zu acht Unterregister am linken Rand; welche davon bereits zu Beginn sichtbar sind und auf welchem Register das Einlesen der Daten gestartet wird, hängt von der getroffenen Auswahl auf dem Assistent-Register ab.

Zeitreihe: Start bei Importfilter, wenn notwendig Kalibrierung, ggf. Dokumentation über Konfiguration, dann Höhen, ggf. Screening auf Daten|Zeitreihe, Grafiken|Zeitreihe, Grafiken|Freie X/Y-Grafik

Häufigkeitstabelle: Start bei Häufigkeitstabelle

Weibull-Tabelle: Start bei Weibull

Häufigkeitstabelle und Turbulenztabelle: Start bei Turbulenztabelle, weitere Eingaben auf Häufigkeitstabelle benötigt.

Grafiken

Das Register Grafiken erlaubt es, die Messungen auf verschiedene Weise zu analysieren. Ebenfalls können hier Daten, die aufgrund der grafischen Evaluation als fehlerhaft erkannt wurden, deaktiviert werden.

Es gibt die folgenden Unterregister unter dem Grafik-Register, jedes mit seinen eigenen Ansichtsoptionen:

Statistiken

Es gibt vier verschiedene Unter-Register bei den Statistiken:

Hauptstatistik
Monatsmittel
Verfügbarkeit
Monatliche Weibullparameter

Hauptstatistik

Mit Alle reduzieren werden die Sektionen eingeklappt:

Monatsmittel (siehe unten) können Signal für Signal angeschaut werden. Mit dem Kontextmenü (rechter Mausklick) können die Tabellen kopiert und leicht in Dokumentationen eingefügt werden.

Die Verfügbarkeit wird Höhe für Höhe und entweder für ein Signal alleine oder für eine Kombination von zwei Signalen angezeigt:

Wenn die Anzeige "Windgeschwindigkeit + Windrichtung" ausgewählt ist, gilt ein Zeitstempel nur als verfügbar, wenn beide Signale vorhanden sind. Tage sind in den Spalten und Monate in den Zeilen dargestellt. Die erste Spalte zeigt die monatliche Verfügbarkeit, die Spalten der einzelnen Tage die Anzahl Zeitstempel an diesem Tag (144 entspricht einem komplett verfügabaren Tag mit 10 min-Zeitstempeln).

Die farbige Hinterlegung verschafft einen schnellen Überblick über die Verfügbarkeit. Grün bedeutet, dass keine Zeitstempel fehlen oder deaktiviert wurden, bei Rot fehlen alle Zeitstempel (oder wurden deaktiviert), und Gelb liegt dazwischen.

Der Effektive Zeitraum entspricht dem Ganzen Zeitraum x Verfügbarkeitsrate.

Die Kennzahlen, die unter Aktiviert *) ausgegeben werden, beziehen sich auf den Zeitraum zwischen dem ersten und dem letzten aktivierten Zeitstempel. Dies ist insbesondere relevant, wenn zu Beginn oder Ende der Messung Daten deaktiviert werden, z.B. um ganzzahlige Jahre oder Monate zu bekommen.

In der Tabelle können Zellen oder ganze Bereiche markiert werden. Deren Status kann mit dem Menü Samples an gewählten Tagen ändern auf entweder zu Aktiviert oder zu Deaktiviert geändert werden.

Die monatlichen Weibullparameter:

Windscherung

Die Windscherung bestimmt, wie stark die Windgeschwindigkeit mit der Höhe zunimmt. Wenn das METEO-Objekt für eine METEO-Berechnung oder eine PARK-Berechnung mit METEO-Objekt verwendet werden soll, wird eine Angabe zur Windscherung benötigt, damit windPRO ggf. die Nabenhöhen der WEA aus den gegebenen Messhöhen inter- oder extrapolieren kann (Vertikalextrapolation).

Die Windscherung wird in Form sektorweiser Windgradienten angegeben.

Windgradienten können

aus der grafischen Profilansicht (Register Grafiken --> Profil --> Windscherung ) übernommen
über eine Matrix aus Windscherungen verschiedener Richtungen, Jahres- und Tageszeiten bestimmt (vgl. Höhe synthetisieren)
aus mindestens zwei verschiedenen Weibull-Verteilungen berechnet (aus Weibull)
manuell eingegeben oder
aus der Zwischenablage eingefügt werden.

Wenn die Windgradienten über die Methoden (1) oder (3) bestimmt werden, wird zusätzlich auch die Rauigkeitslänge für das sog. logarithmische Windprofil angegeben. Diese Angabe ist rein informell. Beim logarithmischen Windprofil handelt es sich um eine andere Art der Vertikalextrapolation, die aber in windPRO keine Anwendung findet.

Das Windscherungs-Register kann eine unbegrenzte Anzahl von Windscherungs-Datensätzen (Liste oben im Fenster) enthalten. Für jeden Datensatz sollten die Werte bei Verw. in Höhenintervall [m] geprüft und ggf. angepasst werden. Das Höhenintervall ist standardmäßig das zwischen der höchsten und der niedrigsten Messhöhe, die in den Datensatz eingegangen sind; d.h. standardmäßig extrapoliert windPRO nicht, sondern interpoliert lediglich. Soll auch extrapoliert werden, muss die obere Grenze manuell angepasst werden. Hierbei ist Vorsicht geboten, es sollte nicht in beliebige Höhen extrapoliert werden.

Der Text in der gelben Box erläutert die Verwendung des Registers.

Der k-Parameter-Korrekturwert ist ein empirischer Faktor, dem die Erkenntnis zugrunde liegt, dass mit zunehmender Höhe die Störungen durch das Gelände abnehmen und der Wind verstetigt wird. Dies zeigt sich in Weibull-Verteilungen bei Höhen unter 100m in einer geringeren Streuung, also einem höheren Formparameter.

Für Höhen über 100m ist eine k-Parameter-Zunahme nicht pauschal anzunehmen.

Wenn Sie Weibull-Verteilungen für verschiedene Höhen haben, können Sie die Zunahme berechnen ((k2 - k1) / Höhenunterschied).

Mesores

Dieses Register existiert nur bei vom EMD-Server heruntergeladenen EMD-WRF- oder EmdConWx-Daten

Bei diese Datentypen wird zusammen mit den Mesoskalen-Winddaten auch das Mesoskalen-Geländemodell heruntergeladen. Dieses wird benötigt, wenn die Daten in einem späteren Schritt zum Downscaling verwendet werden sollen.

Das Mesoskalen-Modell WRF verwendet zwei unterschiedliche Rauigkeits-Datensätze, einen für die maximale und einen für die minimale Rauigkeit. In Europa entsprechen diese der Sommer- und der Winter-Rauigkeit.

Da WAsP keine zeitlich variierenden Terraindaten erlaubt, kann für das Downscaling nur eine Rauigkeitskarte verwendet werden. Empirisch korrelieren die Resultate besser mit Messungen, wenn die Minimale Rauigkeit verwendet wird, weshalb windPRO diese standardmäßig in Scalern verwendet. Wird ein Benutzerdefinierter Scaler erzeugt, kann jedoch auch die Maximale Rauigkeit oder Zeitlich variierendes Meso-Terrain verwendet werden.

Ab windPRO 3.6 können über EMD-WRF On-demand auch Vereisungs-Berechnungen durchgeführt werden (siehe EMD-WRF On-Demand ICING). Das Ergebnis ist ein METEO-Objekt mit den regulären EMD-WRF-Zeitreihen zuzüglich Parametern zur Vereisungs-Intensität, Eislast, Instrumentelle Vereisung und Meterologische Vereisung. Wenn die Vereisungsberechnung für einen Zeitraum von mindestens 10 Jahren durchgeführt wird, sind weitere Berichte verfügbar, die im unteren Teil des Fensters dargestellt werden.

Mit → Ergebnislayer können Ergebnislayer für die Meso-Geländedaten sowie - wenn vorhanden - für Vereisungskarten erzeugt werden.

Berichte

Die Berichtsausgabe wird über den Knopf Drucken rechts oben gestartet. Im oberen Teil des Fensters werden die auszugebenden Zeitreihen sowie der Zeitraum gewählt. Der Bericht umfasst stets eine zweiseitige Zusammenfassung der gesamten Messung (Hauptergebnis); im unteren Bereich des Fensters können weitere Erweiterte Ergebnisse ausgewählt und konfiguriert werden.

Zusammengestellte Berichte können Sie als Vorlagen speichern und laden.

Wenn alle Daten eingegeben und ggf. Berichte ausgedruckt sind, verlassen Sie das METEO-Objekt mit OK und die Daten stehen im Berechnungsfenster für Berechnungen zur Verfügung.

Die nächsten Schritte nach der Auswertung einer Windmessung sind in der Regel:

Die Langzeitkorrektur der Messdaten mit MCP (Siehe Kapitel 11)
Die Umwandlung der Messdaten in eine Windstatistik. Hierfür wird ein Terraindatenobjekt mit Geländedaten der Messmast-Umgebung und das Modul MODEL: WAsP-interface benötigt.

METEO-Objekt - Register Daten im Detail

Importfilter

METEO-Objekt --> Register Daten --> Unter-Register Importfilter

Das Register Importfilter gehört zum Ablauf des Imports von Rohdaten:

Importfilter definieren (Identifizieren der Struktur der Rohdaten-Dateien),
Kalibrierung prüfen ggf. Rekalibrieren,
Konfiguration dokumentieren,
Höhen definieren (Zuordnung der Signale zu Messhöhen)

Nachdem die Daten auf diesen Register importiert und zugeordnet sind, werden sie auf weiteren vertikalen Registern dargestellt und stehen dort auch für weitere Filterung zur Verfügung:

Zeitreihe (Ansicht, Analyse, Änderung)
Häufigkeitstabelle (Windrichtungs-/Windgeschwindigkeitsklassen-Tabelle)
Weibull-Verteilung
Turbulenzdaten

In der Regel sind auf dem Register Importfilter die folgenden Eingaben zu tätigen:

Auswahl der Logdateien
Automatische Erkennung des Dateityps
Prüfung und manuelle Anpassung des Importfilters

Die ersten beiden Aktionen werden im Ablauf des Imports durch grün hervorgehobene Schaltflächen markiert.

+Datei(en) / +Verzeichnis: Wählen Sie die Rohdaten-Dateien oder -Verzeichnisse aus. Wenn Sie ein Verzeichnis hinzufügen, werden Dateien, die später in dieses Verzeichnis gespeichert werden, automatisch bei der nächsten Datenaktualisierung berücksichtigt (Unterregister Höhen --> Schaltflächen Neue Laden und Neue Daten für diese Höhe laden). Wenn Dateien von unterschiedlichen Masten oder unterschiedlichen Loggertypen im selben Verzeichnis liegen, können Sie eine Dateinamen-Maske definieren, z.B. *.txt.

Entfernen: Entfernt die ausgewählten Dateien/Verzeichnisse aus dem Importfilter

Bearbeiten: Bearbeitet die Datei/Ordnereinstellungen des markierten Objekts

Datei zeigen: Zeigt die Datei mit den aktuellen Importeinstellungen an. Hiermit können z.B. Filtereinstellungen manuell getätigt oder überprüft werden.

Onlinedaten: siehe Laden von Online-Klimadaten; wurden schon zu einem früheren Zeitpunkt Online-Klimadaten geladen, so heißt dieser Knopf Online-Daten aktualisieren und lädt neue Daten seit der letzten Aktualisierung.

Zeitzone: Dies ist die Zeitzone, in der die Zeitstempel der zu importierenden Daten vorliegen. Innerhalb von windPRO werden diese stets in die Projektzeitzone (siehe Projekteigenschaften) umgerechnet dargestellt. Die Eingabe der korrekten Zeitzone ist essenziell, wenn Daten mit Bezug auf die Tageszeit ausgewertet werden sollen oder wenn mehrere Datenquellen vorliegen, die als Zeitreihen verglichen werden sollen. Für Online-Daten wird die Zeitzone der Daten beim Download korrekt gesetzt (in der Regel UTC), für den Messdatenimport wird angenommen, dass die Zeitstempel in der Projektzeitzone vorliegen. Für einzelne Höhen haben Sie weiterhin die Möglichkeit, einen Zeitversatz anzugeben (Register “Höhen”, “Zeitversatz von Zonenzeit”).

Automatisch erkennen: Untersucht die grundlegende Struktur der Rohdaten-Dateien. Dies geschieht in mehreren Stufen:

Handelt es sich um eine binäre NRG-Datei, wird der Datenimport über die proprietäre Loggersoftware von NRG, Symphonie data retriever (SDR), gestartet. Diese Software muss lokal installiert sein. Beachten Sie hierbei insbesondere, dass die korrekten Kalibrierungsparameter verwendet werden, da diese bei NRG oftmals nicht im Logger, sondern im SDR zugewiesen werden.
Handelt es sich um ein erkennbares und vollständig innerhalb der Logdateien dokumentiertes ASCII-Format (z.B. aktuelle Versionen von NRG, Secondwind, WindCube oder AQ500), wird die Importfilter-Tabelle selbständig ausgefüllt
Handelt es sich um ein erkennbares, aber nicht vollständig innerhalb der Logdateien dokumentiertes ASCII-Format, wird die Tabelle vorausgefüllt und die Feldzuweisungen müssen manuell getroffen werden (siehe nächster Abschnitt).
In einigen Fällen kann WindPRO weder die Grundstruktur der Datei erkennen noch Feldzuweisungen. Verwenden Sie in diesem Fall Datei zeigen und füllen Sie die Felder Zeile mit Spaltennamen / Trennzeichen, Erste Datenzeile, Trennzeichen (Daten) etc. manuell aus.

Außer den genannten binären NRG-Rohdaten wird es in aller Regel notwendig sein, die Daten mit einer loggereigenen Software auszulesen und in einem ASCII-Format zu speichern.

In jedem der Fälle empfiehlt sich eine sorgfältige Prüfung der erkannten Feldzuweisungen, da diese auch loggerseits falsch getroffen sein können!

Laden/Speichern (Dateityp): Ein Importfilter kann geladen und gespeichert werden, was Zeit spart, wenn gleich strukturierte Dateien, die nicht automatisch erkannt werden, häufig vorkommen.

Prüfung und manuelle Anpassung des Importfilters

Für jedes Signal, das verwendet werden soll, muss eine Zeile ausgefüllt sein, die erklärt, um was für ein Signal es sich handelt. Bei Signalen, die nicht verwendet werden sollen, kann in der Spalte Typ eingestellt werden Ignorieren; dies wird z.B. häufig für Minima und Maxima gemacht. Ignorierte Signale können aber jederzeit später definiert werden.

Ansonsten wählen Sie den Typ der Daten, z.B. Zeitstempel oder Windgeschwindigkeit.
Wählen Sie den Untertyp aus, wie Jahr, Mittel, Standardabweichung etc.
Wählen Sie die Einheit aus – beachten Sie, dass alle Windgeschwindigkeits-Einheiten für die weitere Verwendung in Meter/Sekunde umgerechnet werden.
Wählen Sie die Höhe in Metern aus, in der das Signal gemessen wurde. Prüfen Sie immer nach, ob die Höhe korrekt ist, da dies auch in den Dateien selbst falsch definiert sein kann!

[Expand] anklicken für Versionen vor windPRO 3.5

Die Rekalibrierung findet sich seit windPRO 3.5 auf einem eigenen Vertikalregister.

Rekalibrieren: Falls die Daten nicht oder falsch kalibriert sind, werden hiermit der Tabelle zwei zusätzliche Spalten Skalierung und Offset hinzugefügt. Beachten Sie, dass bei einer falschen Kalibrierung nicht einfach die richtigen Parameter eingetragen werden dürfen, sondern es muss auch die falsche Kalibrierung entfernt werden.

Die dafür nötigen Rekalibrierungs-Parameter können wie folgt berechnet werden:

S_Recal = S_calib/S_logger

O_Recal = O_calib - ( O_logger * (S_calib/S_logger) )

Mit:

S_Recal: Skalierungsparameter für die Rekalibrierung
O_Recal: Offset-Parameter für die Rekalibrierung
S_calib : Skalierung der Kalibrierung (korrekt)
S_logger: Skalierung des Loggers (fehlerhaft)
O_calib: Offset der Kalibrierung (korrekt)
O_logger: Offset des Loggers (fehlerhaft)

Text-zu-Zahl-Konvertierung/Definitionen: Wandelt Texte, wie z.B. Himmelsrichtungen N, NNO, ONO etc., entsprechend der getroffenen Definitionen in Zahlen um.

Schaltflächen rechts oben:

Importfilter (Hinzufügen, Entfernen, Umbenennen): Falls Sie für dasselbe METEO-Objekt mit unterschiedlichen Rohdaten-Formaten arbeiten, muss für jedes Format ein eigener Importfilter definiert werden. Alle Rohdaten, die zu einem Importfilter hinzugefügt werden, müssen dieselbe Dateistruktur haben. Die Dateiendung ist nicht relevant, aber es müssen ASCII-Dateien sein (auch als .zip- oder .rar-Archiv).

Wenn alle Signale und alle Importfilter definiert sind, gehen Sie auf das nächste Unter-Register Höhen.

Höhen

METEO-Objekt --> Register Daten --> Unterregister Höhen

Das Register Höhen folgt beim Import von Rohdaten in ein METEO-Objekt auf die Bearbeitung des Importfilters.

Auf dem Register Höhen werden die gemessenen Signale aus den Rohdaten zu Höhen'paketen' zusammengestellt, so dass sich jeweils mindestens eine Kombination aus Windgeschwindigkeit (deren Höhe namensgebend ist) und Windrichtung ergibt.

Wie auf dem Register Importfilter werden auch hier bestimmte Schaltflächen grün hervorgehoben, wenn es im logischen Ablauf der Aktionen sinnvoll ist, sie anzuklicken. In einem Standardfall sind dies zunächst die Schaltfläche Autom.Erzeugen (Erzeugt die Höhen-Datensätze) und Alle neu Laden (Entfernt bestehende Zeitreihen und lädt alles neu aus den Logdateien in das METEO-Objekt).

Nachdem die Zeitreihen geladen wurden, können sie auf weiteren Unterregistern eingesehen und z.T. modifiziert werden, namentlich den Registern Zeitreihe, Häufigkeitstabelle, Weibull und evtl. Turbulenztabelle.

Automatisch Erzeugen: Dies wird im Regelfall die erste Aktion auf diesem Register sein. Es erzeugt automatisch für jede Windgeschwindigkeits-Messhöhe, die im Importfilter definiert wurde, eine Höhenzeitreihe. Die folgenden Signale werden auf jeden Fall hinzugefügt:

Windgeschwindigkeit (deren Höhe namensgebend ist)
Windrichtung (wenn es mehrere Richtungsgeber gibt, wird jeweils der mit der Höhe genommen, die der Höhe der Windgeschwindigkeit am nächsten ist)

Die folgenden Signale werden unter bestimmten Bedingungen hinzugefügt:

wenn Standardabweichung der Windgeschwindigkeit oder Turbulenz vorliegt: Turbulenzintensität
wenn ein Temperatursignal für dieselbe Höhe wie Windgeschw. vorliegt: Temperatur

Weitere Signale müssen manuell hinzugefügt werden (Signal hinzuf.), wenn sie Bestandteil des Höhendatensatzes werden sollen.

Die weiteren Eingabefelder:

Name: Ein frei wählbarer Name für eine Zeitreihe

Höhe: Wird automatisch bei Automatisch Erzeugen ausgefüllt, aber kann nachträglich geändert werden.

Verdr.Höhe (Verdrängungshöhe): Zur Anwendung bei der Windmessung an Waldstandorten. Die Verdrängungshöhe soll einen Höhenversatz des Windprofils simulieren, der über großen Waldgebieten herrscht - siehe hierzu auch Hindernisse und Verdrängungshöhen.

Herkunft der Daten: Größtenteils lediglich zu Dokumentationszwecken.

Ausnahmen:

Herkunft Meso (bei von den EMD-Onlinediensten heruntergeladenen Daten der Quellen EMD-WRF und EmdConWx), an der windPRO erkennt, dass die Daten beim Downscaling auf besondere Weise gehandhabt werden müssen. Bei diesen Daten erscheint ein zusätzliches Register Meso Terrain und die Angabe einer Verdrängungshöhe ist nicht möglich.

Herkunft Gondel und Mast werden bei der Erzeugung von Wake-bereinigten Höhen unterschiedlich gehandhabt. Ist es Gondel, so muss innerhalb von 5 m um die METEO-Objektposition ein WEA-Objekt existieren. Der Wake-Einfluss der nächstgelegenen WEA (d.h. der, von deren Gondel das Windgeschwindigkeitssignal stammt) wird ignoriert.

[ ] Existierende Zeitreihe schützen: Sorgt dafür, dass geschützte Daten bei Aktualisierung (Neue Daten für diese Höhe laden) und Hinzuladen von Daten (Höhe ganz (neu)laden) nicht angetastet werden. Wenn Sie Meteo-Daten aus WindPRO 2.5 oder früher übernommen haben, ist dies sinnvoll, wenn für diese keine Rohdaten-Dateien (mehr) vorliegen oder Sie keinen neuen Importfilter definieren können (z.B. weil die übernommenen Daten bereits in mehreren Etappen mit mehreren Importfiltern in die alte WindPRO-Version eingelesen wurden).

Abweichung zur Zonenzeit: Hier kann für jede Höhe ein relativer Zeitversatz eingegeben werden, der auf jeden Zeitstempel angewandt wird. Wird z.B. 10 Minuten angegeben, so werden die Zeitstempel jeweils nach 10 Minuten früher versetzt, d.h. ein Zeitstempel, der mit 12:00 Uhr in der Logdatei steht, lautet danach 11:50 Uhr.

Beachten Sie, dass unterschiedliche Loggerhersteller die Zeitstempel unterschiedlich definieren. So kann ein Zeitstempel 12:00 Uhr entweder für die Messdaten von 11:50 bis 12:00 Uhr oder von 12:00 bis 12:10 Uhr stehen. Insbesondere wenn Sie mit Messdaten verschiedener Türme arbeiten, stellen Sie sicher, dass alle Logger hier dieselbe Definition haben, und wenden Sie ggf. die Einstellung Abweichung zur Zonenzeit an.

Bereich von/Bereich bis: Anhand dieser Werte wird festgestellt, ob Werte „außerhalb des Bereichs“ liegen, z.B. weil ein Loggertyp unter Fehlerbedingungen einen Code von 999 in ein Feld schreibt. Beachten Sie, dass die Untergrenze für Windgeschwindigkeiten standardmäßig -1 ist. Durch Kalibrierung von Messdaten können Windstille oder sehr niedrige Windgeschwindigkeiten negativ werden. Damit diese nicht ausgesondert werden, darf die Untergrenze nicht 0 sein. Wenn Windstille nicht im vollen Umfang im Datensatz enthalten bleibt, werden die Weibullverteilungen und die damit erstellten Berechnungen falsch.

Signal hinzuf./Signal löschen: Hiermit können der ausgewählten Höhe zusätzliche Signale aus dem Importfilter hinzugefügt werden, z.B. Temperatur, Maximale Windgeschwindigkeit oder Stabilität. Wenn Sie mehrere Importfilter verwenden, prüfen Sie stets, ob das Signal in allen Filtern korrekt hinzugefügt wurde. Einige der Signale werden aus anderen Signalen berechnet, z.B. die Turbulenzintensität, die aus der mittleren Windgeschwindigkeit und der Standardabweichung berechnet wird; oder ein Windscherungs-Signal, für dessen Berechnung eine Auswahl aus den verfügbaren Höhen getroffen werden kann.

Höhe ganz (neu)laden: Lädt alle Dateien der aktiven Höhe (erneut) ein und erzeugt eine Zeitreihe daraus. Bereits vorgenommene Deaktivierungen werden beibehalten, Anmerkungen zu Zeitstempeln gehen verloren.

Neue Daten für diese Höhe laden: Wenn neue Rohdaten-Dateien manuell hinzugefügt wurden oder sich in überwachten Verzeichnissen befinden, dann wird die vorliegende Zeitreihe um diese Daten ergänzt. Bereits vorgenommene Deaktivierungen und Anmerkungen in den Bestandsdaten werden beibehalten.

Rechte Spalte:

Hinzufügen / Neue Höhe: Fügt manuell eine Höhe hinzu.

Hinzufügen / 2 Höhen zusammenführen: Eliminieren des Masteinflusses durch Zusammenführen der Daten von zwei Anemometern auf derselben Höhe.

Hinzufügen / Neue Höhe synthetisieren: Synthese einer neuen künstlichen „Messhöhe“ aus der Windscherung von zwei anderen Höhen.

Hinzufügen / Höhe aus Scaler: Verwendet den Scaler, um eine der Höhen des aktuellen Masts aus einer anderen Messung zu erzeugen.

Hinzufügen / Stabilitätszeitreihe: Erzeugt eine Stabilitätszeitreihe auf Basis der Tages- und Jahreszeit. Die Messdaten spielen hierfür keine Rolle. Existiert in den Messdaten ein Stabilitätssignal, kann dieses einer der regulären Höhen hinzugefügt werden.

Hinzufügen / Wake-bereinigte Höhe hinzuf.: Erzeugt eine Zeitreihe, die vom Nachlaufeinfluss benachbarter WEA bereinigt ist. Grundlage dafür ist eine zeitreihenbasierte PARK-Berechnung, die die Nachbar-WEA enthält.

'Alle neu laden: Entfernt Zeitreihen, für die Rohdaten vorliegen, außer den Teilen, die mit Exist. Zeitreihe schützen geschützt sind, und erzeugt sie neu. Bestehende Deaktivierungen von Zeitstempeln werden beibehalten.

Neue laden: Lädt Rohdaten-Dateien, die seit dem letzten Ladevorgang hinzugekommen sind. Deaktivierungen in den bestehenden Daten werden beibehalten.

Online-Aktualis.: Wenn zuvor Online-Daten geladen wurden, werden diese mit den neusten Daten ergänzt.

Einstellungen: Farbschemata, Regeln für Gleichzeitigkeit, Turbulenzfilter, Mindestanzahl Turbulenzwerte, hochaufgelöste Zeitreihen.

Im unteren Teil des Fensters wird der Speicherort der Zeitreihen festgelegt. Der gelbe Text liefert Hintergrundinformationen dazu. Wird das Häkchen Standard für neue Zeitreihen gesetzt, kann die getroffene Einstellung über METEO-Analyzer (DE) --> Daten --> Datenenpfad(e) aktualisieren auch für bestehende METEO-Objekte übernommen werden.

Export: siehe METEO-Export

Import: siehe METEO-Export

[ ] Aktiv: Die unterschiedlichen Darstellungsmöglichkeiten können, der Übersichtlichkeit halber, aktiviert oder deaktiviert werden. Wenn Sie z.B. nicht die Absicht haben, Weibull-Daten zu verwenden, oder wenn Sie Tabellen-Daten, aber keine Zeitreihe haben, ist dies nützlich.

Wenn Daten für eine Höhe geladen wurden (Alle neu Laden, Neue Laden, Höhe ganz (neu)laden, Neue Daten für diese Höhe laden), werden die entsprechenden Unter-Register mit den verschiedenen Darstellungen der Daten erzeugt.

Markieren Sie in der Spalte Höhen einen der Datensätze, ändert sich die Farbcodierung der zusätzlichen Register am linken Rand und sie zeigen die Daten des entsprechenden Datensatzes.

2 Höhen zusammenführen

METEO-Objekt --> Register Daten --> Unterregister Höhen --> Hinzufügen --> 2 Höhen zusammenführen

Wenn es zwei Anemometer für dieselbe Messhöhe gibt, kann dies dazu genutzt werden, den Effekt des Turmschattens, den beide Messungen bei bestimmten Windrichtungen erfahren, zu eliminieren.

Wählen Sie im obigen Fenster die beiden Höhen als Höhe 1 und Höhe 2. Es ist vorteilhaft, wenn die Richtungen, in die die Anemometer zeigen, bekannt sind, wenn sie es nicht sind, ermöglicht die Darstellung der klassierten Windgeschwindigkeits-Differenz Rückschlüsse:

wo Messhöhe 1 die höheren WG hat (Zacken nach außen), ist Messhöhe 1 das exponiertere Anemometer
wo Messhöhe 2 die höheren WG hat (Zacken nach innen) ist Messhöhe 2 das exponiertere Anemometer

Von [°] / Bis [°]: Geben Sie hier die Richtungen an, in denen Messhöhe 2 verwendet werden soll. Alle anderen Richtungen werden Von Höhe 1 übernommen.

OK: Schließt das Fenster und zeigt das Register Höhen wieder an. Eine neue Messhöhe mit dem Suffix -Zusf wird erzeugt, in der die Signale aus den beiden Höhen wie definiert kombiniert werden. Diese muss vor Verwendung noch aus den beiden Ausgangszeitreihen geladen werden (grüne Schaltfläche Höhe ganz (neu) laden).

Neue Höhe synthetisieren

METEO-Objekt --> Register Daten --> Unterregister Höhen --> Hinzufügen --> Neue Höhe synthetisieren

Mit dieser Option wird aus mehreren bestehenden Messhöhen eine neue Höhe synthetisiert. Dafür wird eine sogenannte Windscherungs-Matrix erstellt, die für bestimmte jahreszeitliche, tageszeitliche und sektorielle Situationen die mittlere Windscherung aus den vorliegenden Messhöhen berechnet und darauf basierend dann die neue Zeitreihe erstellt.

Die Synthese wird nicht mit der konkreten Windscherung eines Zeitstempels durchgeführt, da sich so kleine Unregelmäßigkeiten, die in normalen Messungen ständig vorkommen, potenzieren und zu extremen Ausschlägen der synthetisierten Zeitreihe führen können.

Beachten Sie, dass eine Extrapolation über Windscherungen – egal wie aufwändig die Methodik ist – stets nur ein Notbehelf ist. Dabei wird davon ausgegangen, dass die bestimmenden Elemente des Windes in einer extrapolierten Höhe dieselben sind wie in den gemessenen Höhen, und dies muss keineswegs zutreffen. Atmosphärische Schichtungsbedingungen, Orographie- und Rauigkeitseinfluss können komplett unterschiedlich sein. Mit entsprechender Vorsicht sind die Ergebnisse zu genießen. Erste Wahl ist es, die Messung in Nabenhöhe durchzuführen. Zweite Wahl ist es, die Höhenextrapolation mit einem Strömungsmodell, das der Komplexität des Standorts angepasst ist durchzuführen (mittelkomplex: WAsP; komplex: WAsP-CFD). Erst dann sollte über die Synthese einer Zeitreihe aus den Windscherungen nachgedacht werden, und auch dies nur bis maximal 30% höher als die höchste Höhe.

Shear-Matrix mit den Daten in diesem Objekt berechnen: Verwendet die Höhen des aktuellen Objekts, um die Shear-Matrix zu erstellen

Shear-Matrix aus Datei importieren: Verwendet eine in einem anderen METEO-Objekt erzeugte und dann mit der Schaltfläche Shearmatrix-Export exportierte Shear-Matrix. So kann z.B. die Shear aus einem Lidar mit der höchsten Höhe eines Masts kombiniert werden.

Shear-Tabelle von Windscherungs-Register: Erlaubt die Verwendung eines Datensatzes vom Windscherungs-Register. Dies muss keine vollständige Scherungs-Matrix sein, sondern es reichen auch z.B. sektorweise Windgradienten.

Die beiden folgenden Angaben müssen ungeachtet der gewählten Methode getroffen werden:

Ausgangshöhe: Diese Höhe liefert für die synthetisierte Zeitreihe den Ausgangspunkt der Höhenextrapolation sowie in der Regel auch das Richtungssignal (kann geändert werden).

Zielhöhe. Die zu synthetisierende Höhe.

Die weiteren Eingabefelder richten sich nach der oben im Fenster gewählten Methode. Die folgende Beschreibung gilt für die Option Shear-Matrix mit den Daten in diesem Objekt berechnen:

Höhen: Wählen Sie die Höhen aus, die an der Scherungsberechnung beteiligt sein sollen.

Gradienten (/Jahr/Tag/Richtung): Die Vorgaben stellen in der Regel einen guten Kompromiss zwischen Datenverfügbarkeit und Detaillierungsgrad dar. Wenn Sie eine sehr feine Stückelung wählen, laufen Sie Gefahr, dass in einigen Klassen nicht genug Samples vorliegen, um die Extrapolation durchzuführen. Wählen Sie eine grobe Stückelung, kann es sein, dass spezifische Situationen nicht erkannt werden, weil sie in der Mittelung verschwinden.

Gradienten berechnen: Die Scherungsmatrix wird erstellt, auch die statistischen Kenndaten im unteren Teil des Fensters werden ausgefüllt.

Gradienten Anzeigen:

Die Scherungsmatrix wird angezeigt. Neben ihrer praktischen Bedeutung bei der Synthese der Zeitreihe lässt sie auch interessante Erkenntnisse bezüglich der atmosphärischen Stabilität zu verschiedenen Zeiten zu. Bei instabilen Verhältnissen findet viel vertikaler Austausch statt, die Windscherungen sind daher niedrig; bei stabilen Verhältnissen unterbleibt der vertikale Austausch, die Windscherung wird höher. Die Stabilität ist stark von der Tageszeit und Sonneneinstrahlung abhängig.

OK: Schließt das Fenster und zeigt das Register Höhen wieder an. Eine neue Messhöhe mit dem Suffix -Synth wird erzeugt, in der die Signale aus Ausgangszeitreihe und Scherungsmatrix definiert sind. Diese muss vor Verwendung noch aus den beiden Ausgangszeitreihen geladen werden (grüne Schaltfläche Höhe ganz (neu) laden).

Shearmatrix-Export: Exportiert eine berechnete Shearmatrix in eine Datei (Dateiformat *.shearmat), die dann in einem anderen METEO-Objekt zur Zeitreihen-Synthese verwendet werden kann. Typischer Anwendungsfall hierfür ist der Export der Windscherung aus einem LIDAR-Meteo-Objekt und die Verwendung in einem benachbarten Messmast-Meteo-Objekt, um dort dann mit der höchsten Messhöhe und der LIDAR-Windscherung auf die Nabenhöhe der WEA zu extrapolieren.

Hintergrund

Um die Gradienten zu berechnen, werden aus den gewählten Höhen-Zeitreihen die Zeitstempel für die individuellen Klassen extrahiert. Für die Richtungsklassen spielt dabei alleine die gewählte Messhöhe für das Richtungssignal (s.o.) eine Rolle, nicht die Richtung der individuellen Höhe.

Für jede Klasse wird eine mittlere Windgeschwindigkeit berechnet. Dies ist kein arithmethisches Mittel der Samples, sondern die mittlere Windgeschwindigkeit einer Weibull-Verteilung, die über einen Weibull-Fit der Samples der Klasse berechnet wird.

Aus den mittleren Windgeschwindigkeiten jeder Klasse in den verschiedenen Höhen werden dann über das Power-Law-Windprofil der Windgradient berechnet. Werden mehr als zwei Ausgangshöhen berücksichtigt, wird über die Methode der kleinsten Quadrate] der Windgradient bestimmt. Ist für das METEO-Objekt eine Verdrängungshöhe definiert, so werden die tatsächlichen Messhöhen zur Berechnung der Windscherung um die Verdrängungshöhe reduziert.

Kann aufgrund zu weniger Daten für eine Klasse keine Scherung berechnet werden, so wird stattdessen folgender Scherungswert verwendet:

Jahreswert für Richtung und Tageszeit
Mittelwert der beiden benachbarten Richtungen
Gesamtmittelwert

Gibt es z.B. für eine Richtung nur sehr wenige Daten, kann es sein, dass nicht einmal ein Jahreswert für jede Tageszeit berechnet werden kann. In diesem Fall werden die benachbarten Richtungen gemittelt. Gibt es auch für diese zu wenige Daten, wird Option (3) gewählt. Beachten Sie, dass diese Substitutionen nicht sonderlich kritisch sind, da sie per Definition Richtungen betreffen, aus denen der Wind selten kommt.

Die Windgeschwindigkeit in Zielhöhe wird dann über ein reguläres Power-Law-Windprofil aus der Windgeschwindigkeit der Ausgangshöhe und dem Windgradienten ermittelt.

Verdrängungshöhen: Wenn der Messmast eine Verdrängungshöhe erfährt, weil er im Wald steht, sollte diese Verdrängungshöhe im METEO-Objekt angegeben werden. Diese wird dann sowohl auf die Höhen, aus denen die neue Zeitreihe synthetisiert wird, als auch auf die Ausgangs- und die Zielhöhe angewendet.

Höhe aus Scaler

METEO-Objekt → Register Daten → Unterregister Höhen → Hinzufügen → Höhe aus Scaler

Diese Option modelliert eine Zeitreihe aus dem aktuellen METEO-Objekt mittels eines Scalers auf eine Zielhöhe. Die Ergebniszeitreihe wird im aktuellen METEO-Objekt gespeichert.

Als Eingabe wird erwartet:

Eine Zielhöhe
Ein Scaler
Eine Ausgangshöhe (bei Messdaten) bzw. eine Auswahl von Ausgangshöhen (bei Mesodaten)

Am sinnvollsten ist diese Methode einzusetzen mit Meso-Zeitreihen (EMD-WRF oder EmdConWx), um künstliche Mess-Zeitreihen daraus zu erzeugen. Dabei wird – z.B. mittels des EMD Default Meso Scalers – das Mesoskalen-Terrain aus den Mesoskalen-Daten heraus- und das Mikroskalen-Gelände hineingerechnet.

OK: Schließt das Fenster und zeigt das Register Höhen wieder an. Eine neue Messhöhe mit dem Suffix -Scale wird erzeugt. Diese muss vor Verwendung noch aus den beiden Ausgangszeitreihen geladen werden (grüne Schaltfläche Höhe ganz (neu) laden).

Die Ergebniszeitreihe wird stets für die Position des METEO-Objekts erzeugt. Ein Mesoskalen-METEO-Objekt kann an eine Position verschoben werden, für die ein künstlicher Messmast benötigt wird. Das Objekt kennt die Originalposition der Mesoskalen-Daten und wird diese für den ersten Schritt des Downscalings, das Herausrechnen des Meso-Geländeeinflusses, verwenden.

Achtung: Soll dasselbe METEO-Objekt mit Mesodaten in einem späteren Schritt zur Erzeugung einer WAsP-Windstatistik mit STATGEN oder MCP verwendet werden, sollte es wieder an seine Originalposition verschoben werden!

Der Vergleich zwischen Mesoskalen-Zeitreihe und der daraus erzeugten künstlichen Messzeitreihe (rot) zeigt hier, dass in den meisten Richtungen eine leichte Zunahme der Windgeschwindigkeit durch das Downscaling erreicht wird. Grund dafür ist eine leichte Hügel-Position des METEO-Objekts, die in den Mesoskalen-Daten aufgrund von deren Maßstab nicht zum Tragen kommt, von der aber die durch Downscaling modifizierten Daten profitieren. Ausnahme sind die westlichen Windrichtungen – vom Messmast aus steigt das Gelände in westlicher Richtung leicht an, auch dieser Effekt wird durch das Downscaling hier korrekt modelliert.

Scaler-Zeitreihen können auch im Zusammenhang mit der Analyse des Windprofils auf dem Profil-Register eingesetzt werden und bieten dort einige Vorteile.

Zeitreihe

METEO-Objekt --> Register Daten --> Unterregister Zeitreihe

Nach dem Einlesen von Rohdaten einer Windmessung über die Register Importfilter und Höhen oder dem Laden von Online-Klimadaten werden diese auf dem Register Zeitreihe tabellarisch dargestellt und können hier einem ersten Datenscreening unterzogen werden. Weitere Möglichkeiten des Screenings werden unter METEO-Objekt:Grafiken angesprochen.

Daten, die z.B. außerhalb des erlaubten Bereichs liegen, werden hier mit farbiger Hinterlegung dargestellt. Wenn Sie in die farbigen Felder am rechten Rand klicken (Zeile deaktiv., Teil deaktiviert, Außerh.Bereich, Duplikate, Fehler, Anmerkungen), springt die Zeitreihe automatisch zum ersten Vorkommen des jeweiligen Falls. Mit den Pfeilen neben dem jeweiligen Feld wird zum nächsten Vorkommen gesprungen.

Teildeaktivierungen (Teil deaktiviert) treten in der Regel dadurch auf, dass standardmäßig Turbulenzwerte bei Windgeschwindigkeiten unter 4 m/s deaktiviert werden. Diese neigen dazu, sehr hoch zu sein, haben jedoch in der Turbulenzbetrachtung keine Bedeutung. Um zu verhinden, dass sie die Darstellung der Turbulenzgrafik negativ beeinflussen, werden sie deaktiviert. Änderung des Schwellenwerts über Einstellungen auf der rechten Seite

Die Spalten können durch Klick auf die Kopfzeile sortiert werden, z.B. um die höchsten Windgeschwindigkeiten zu finden.

Wähle…: Hier können Sie mit einem Klick Zeilen markieren, die einem bestimmten Suchkriterium entsprechen (z.B. Duplikate). Die Auswahl von Zeilen kann auch manuell vorgenommen werden (Maus über Tabelle ziehen oder mit <Umschalt>-Taste erste und letzte Zeile markieren)

Auswahl…: Legt fest, was mit den ausgewählten Zeilen geschehen soll: In Zwischenablage Kopieren, Löschen, Aktivieren, Deaktivieren, Speichern.

Spalte Deaktiviert: Durch setzen der Markierung in dieser Spalte können einzelne Werte manuell deaktiviert werden.

Deaktivieren/Löschen: öffnet ein Fenster, in dem fortgeschrittene Filtereinstellungen vorgenommen werden können. Mit dem fortgeschrittenen Datenfilter kann eine sehr flexible Auswahl in den Daten getätigt werden. Im unteren Bereich des Fensters können mehrere freie Bedingungen definiert werden.

Los! öffnet ein Fenster, in welchem festgelegt wird, für welche Höhen und welche Signale der Filter gelten soll, und ob windPRO die Werte, für die er zutrifft, Aktivieren, Deaktivieren oder Löschen soll. Wenn mehrere Höhen aktiviert sind, müssen die Zeitstempel +/- 5 min übereinstimmen (Änderbar über Einstellungen).

Duplikate wechseln: Falls die Zeitreihe doppelte Zeitstempel enthält (vgl. Anzeige Duplikate weiter oben), kann hiermit zwischen den gleichlautenden Zeitstempeln umgeschaltet werden.

Die Knöpfe der rechten Spalte (unter "Höhen") werden hier beschrieben.

Auf den folgenden Registern werden die Zeitreihen-Daten aggregiert dargestellt. Dabei spielen nur aktivierte Daten, die innerhalb des zulässigen Bereichs sind und die keine Duplikate sind eine Rolle. Die aggregierten Daten werden automatisch aktualisiert, wenn es Änderungen in der Zeitreihe gibt.

Häufigkeitstabelle

METEO-Objekt --> Register Daten --> Unterregister Häufigkeitstabelle

Wird auf dem Assistent-Register die Option Zeitreihe gewählt, so zeigt dieses Register die Auswertung der Zeitreihe als Häufigkeitstabelle (sortiert in Windgeschwindigkeits- und Richtungsklassen). Dabei spielen nur aktivierte Daten, die innerhalb des zulässigen Bereichs sind und die keine Duplikate sind eine Rolle. Die aggregierten Daten werden automatisch aktualisiert, wenn es Änderungen in der Zeitreihe gibt.

Wurde die Option Häufigkeitstabelle gewählt, springt die Anzeige direkt auf dieses Register und die Daten müssen manuell eingegeben werden. Bei der manuellen Eingabe sind folgende Angaben zwingend:

Höhe [m] der angegebenen Häufigkeitstabelle
Von / Bis / Schrittweite für die Windgeschwindigkeits-Klassen (Knopf Ausfüllen erstellt die Tabelle)
Anzahl der Sektoren

Werte können in die Tabelle manuell eingegeben werden, über den Import am unteren Rand aus einer *.tab-Datei importiert oder über Einfügen am unteren Rand aus der Zwischenablage eingefügt werden.

Die Knöpfe der rechten Spalte (unter "Höhen") werden hier beschrieben.

Weibull

METEO-Objekt --> Register Daten --> Unterregister Weibull

Wird auf dem Assistent-Register die Option Zeitreihe gewählt, so zeigt dieses Register die Auswertung der Zeitreihe als sektorweise Weibull-Verteilungen. Dabei spielen nur aktivierte Daten, die innerhalb des zulässigen Bereichs sind und die keine Duplikate sind eine Rolle. Die aggregierten Daten werden automatisch aktualisiert, wenn es Änderungen in der Zeitreihe gibt.

Wurde auf dem Register Assistent die Option Weibull-Tabelle gewählt, springt die Anzeige direkt auf dieses Register und die Daten müssen manuell eingegeben werden. Bei der manuellen Eingabe sind folgende Angaben zwingend:

Höhe [m] der angegebenen Häufigkeitstabelle
Anzahl der Sektoren

Werte können in die Tabelle manuell eingegeben werden oder über den Knopf Einfügen am unteren Rand aus der Zwischenablage eingefügt werden (Spaltenreihenfolge A, k, Häufigkeit; ohne Spaltentitel).

Die Weibull-Anpassung erfolgt energiegewichtet nach derselben Methode, die auch WAsP verwendet (Siehe Kapitel 5 in EU-WA). Wenn aus den Daten des METEO-Objekts eine regionale Windstatistik nach der Windatlas-Methode erzeugt wird (via STATGEN oder MCP), so werden dafür stets die Weibull-Daten verwendet.

Die Knöpfe der rechten Spalte (unter "Höhen") werden hier beschrieben.

Turbulenztabelle

METEO-Objekt --> Register Daten --> Unterregister Turbulenztabelle

Wird auf dem Assistent-Register die Option Zeitreihe gewählt und enthalten die Zeitreihen ein Turbulenzsignal, so zeigt dieses Register die Turbulenzauswertung der Zeitreihe (sortiert in Windgeschwindigkeits- und Richtungsklassen). Über der Tabelle kann über ein Ausklappmenü zwischen Mittelwert und Standardabweichung der Turbulenz sowie abgeleiteten Tabellen gewechselt werden.

Wurde die Option Häufigkeitstabelle und Turbulenztabelle gewählt, springt die Anzeige direkt auf dieses Register und die Daten müssen manuell eingegeben werden. Bei der manuellen Eingabe sind folgende Angaben zwingend:

Höhe [m] der angegebenen Häufigkeitstabelle
Von / Bis / Schrittweite für die Windgeschwindigkeits-Klassen (Knopf Ausfüllen erstellt die Tabelle)
Anzahl der Sektoren

Werte können in die Tabelle manuell eingegeben werden oder über den Knopf Einfügen am unteren Rand aus der Zwischenablage eingefügt werden.

Beachten Sie, dass die Tabellen Mittelwert und Standardabweichung (Wechsel via Ausklappmenü am oberen Rand) sowie die Häufigkeitstabelle ausgefüllt werden müssen, wenn die Daten als Basis für SITE COMPLIANCE genutzt werden sollen.

Daten in allen Tabellen im Meteo-Datenobjekt können markiert und mit einem Rechtsklick in die Zwischenablage kopiert werden.

Die Knöpfe der rechten Spalte (unter "Höhen") werden hier beschrieben.

METEO-Objekt - Register Grafiken im Detail

METEO-Objekt → Register Grafiken

Bei jeder einzelnen Grafik gibt es in der linken oberen Ecke eine Schaltfläche , über die die Grafik oder die zugrunde liegenden Daten exportiert werden können. Um Konflikte mit unterschiedlichen Versionen des Excel-Formats zu vermeiden, wird empfohlen, eine Kopie über die Zwischenablage (Copy) durchzuführen.

Beachten Sie, dass beim tabellarischen Export bei allen radialen Grafiken die Gradzahlen in der mathematischen Schreibweise (gegen den Uhrzeigersinn) dargestellt werden.

Im Folgenden werden einige der Grafiken vorgestellt, andere sind weitgehend selbsterklärend.

Zeitreihe

Auf diesem Register können rechts oben fünf Untergrafiken ausgewählt werden (Zeitreihe, Gunshot, Jahresgang, Tagesgang, Radar), bei denen es sich um unterschiedliche Darstellungsweisen der Zeitreihen-Daten handelt. Diese trivial klingende Aussage ist relevant, da sich z.B. sektorweise Windgeschwindigkeits-Mittel (Grafik Radar) durch eine Klassierung der Daten, wie sie beim Übergang zu den Tabellen/Weibull-Daten stattfindet, auch ändern kann!

Die Zeitreihen-Grafik (s.u.) kann in unterschiedlichen Mittelungen (von Keine bis Monat, 60Mon gleitend) und Maßstäben (→ Tage im Fenster) dargestellt werden.

Durch Linksklicken-Ziehen in die Grafik kann auf einen Bereich eingezoomt werden (bei Klicken-Ziehen von links nach rechts) bzw. ausgezoomt (Klicken-Ziehen von rechts nach links).

Durch Rechtsklicken-Ziehen können fehlerhafte Perioden markiert und deaktiviert werden (Alternativ: Rechtsklick in Grafik → Startpunkt setzen bzw. Endpunkt setzen)

Anmerkungen können über Rechtsklick → Anmerkung in die Zeitreihe direkt eingegeben werden und in einem eigenen Bericht (Register Berichte → Register Datenverfügbarkeit → Kommentierte Zeilen/Abschnitte in Zeitreihe) exportiert werden.

Über die Schaltfläche Flags bearb. können Flagging-Konditionen definiert und angewandt werden.

Weibull/Tabelle

Die Grafiken unter Weibull/Tabelle, hier nur für zwei der vier Höhen. Beachten Sie, dass die Achsen der Grafik manuell skaliert werden können, über das englischsprachige Editing-Fenster, das durch Doppelklick in die Grafik aktiviert wird. Im unten dargestellten Register (Chart | Axis | Scales) wird das Maximum der x-Achse eingestellt.

Windrose

Unterteilung: Hier kann eine Farbkodierung innerhalb der jeweiligen Sektoren gewählt werden - keine, nach Windgeschwindigkeit, nach Stabilitätsklasse (erfordert Stabilitätssignal)

Monatliche Rosen: Stellt für die ausgewählte Höhe 12 Einzelrosen für die Monate dar, um die jährliche Verteilung des Windes sichtbar zu machen. Kann nur ausgwählt werden, wenn oben nur eine Höhe ausgewählt ist.

Aufteilung: Gibt an, wieviele Grafiken angezeigt werden und in welcher Größe. Nicht alle Optionen sind immer verfügbar.

Parameter: Häufigkeit zeigt an, wie häufig die jeweiligen Windrichtungen auftreten. Energie zeigt an, wie viel Windenergie in den Sektoren enthalten ist. Mit Optionen kann zwischen einer Anzeige der WEA-Energie (Standard) und der Bruttowindenergie umgeschaltet werden.

Turbulenz

Windgeschwindigkeits-Differenz

Hier wird der Windgeschwindigkeits-Unterschied zwischen zwei Höhen in Abhängigkeit von der Windrichtung angezeigt. So können effizient die äußeren Einflüsse, z.B. die Richtung des Auslegers oder Sektoren mit lokalen Hindernissen festgestellt werden.

Zur Zuordnung der Windrichtung wird das Richtungssignal der ersten der beiden Höhen verwendet.

Hier beispielsweise der Windgeschwindigkeitsunterschied zwischen zwei Anemometern auf fast derselben Höhe (100,7 und 100,5 m). Die auffälligen Windgeschwindigkeits-Unterschiede im Osten und in Nord-Nordwest lassen sich durch die Abschattung der Anemometer durch den Mast erklären.

Freie X/Y-Grafik

In der Freien X/Y-Grafik kann jedes Signal gegen jedes beliebige andere Signal dargestellt werden. Wird der Cursor über einen Punkt bewegt, wird der Zeitstempel und der Wert angezeigt. Auf diese Weise können insbesondere Ausreißer leicht identifiziert und deaktiviert (→ Rechtsklick) oder in der Zeitreihe weiter untersucht werden.

Unter Auswahlwerkzeuge können Punktbereiche über eine Linie (Punkte unter/über der Linie) oder ein Rechteck (Punkte innerhalb/außerhalb Rechteck) ausgewählt werden. Dies ist beim Datenscreening ein wertvolles Werkzeug, da in dieser Darstellung Ausreißer häufig deutlich erkennbar sind.

Nachdem das Auswahlwerkzeug (Linie / Rechteck) ausgewählt wurde, kann direkt auf der Grafik durch Klicken-Ziehen das Rechteck/die Linie platziert werden – in der Darstellung oben beispielsweise eine Linie leicht unterhalb der Diagonalen. Die Linie / Das Rechteck kann an den Ecken / Endpunkten nachjustiert werden.

Über die dann grün hervorgehobene Schaltfläche Deaktivieren/aktivieren können dann Punkte unter bzw. über der Linie (de)aktiviert werden.

Profil

Die Profil-Ansicht zeigt das Geländeprofil und das Windprofil.

Die Profil-Ansicht zeigt, wie das Windprofil optimal an die verwendeten Messhöhen angepasst werden kann, und zwar sowohl das Power-Law-Windprofil als auch das Logarithmische Windprofil. Weiterhin kann ein mit WAsP, WAsP-CFD oder per Scaler berechnetes Profil angezeigt werden.

Es gibt drei Ansichtsoptionen:

Aggregiertes Profil (Mittlere Windgeschwindigkeiten aller verwendeten Höhen)
Windprofil-Zeitreihe (Anzeige Zeitstempel für Zeitstempel)
Manuell (wie Aggregiertes Profil, aber Windgradient und Rauigkeit können manuell angepasst werden)

Standardansicht ist das Windprofil, wie es aus den verwendeten Messhöhen mit einem Best-Fit-Algorithmus angenähert wird. Redundante Messhöhen oder solche, deren Qualität zweifelhaft ist (z.B. zu niedrige Messung), können ausgenommen werden (Höhen in Berechnung).

Die Scherungsberechnung verwendet die mittlere Windgeschwindigkeit des Weibull-Fit für jede Höhe. Im Gegensatz zu anderen Orten im METEO-Objekt werden aber nur diejenigen Zeitstempel verwendet, für die alle an der Scherungsberechnung beteiligten Höhen vorliegen. Aus diesem Grund kann das Einbeziehen einer zusätzlichen Höhe auch dazu führen, dass die mittleren Windgeschwindigkeiten anderer Höhen (gelbe Punkte in Grafik) sich ändern. Die Richtungszuordnung erfolgt auf Basis der definierten Ausgangshöhe.

Höhen nach Typ wählen erlaubt, nur bestimmte Höhentypen in die Scherungsberechnung einzubeziehen:

Verdrängungshöhen können entweder als Fester (Omnidirektionaler) Wert eingegeben werden (Mast ist in allen Richtungen von Wald umgeben) oder über den Verdrängungshöhen-Rechner für die Profilansicht definiert werden. Bitte beachten Sie, dass die Wahl zwischen diesen beiden Optionen ausschließlich für die Darstellung auf dem Profilregister getroffen wird und in weiteren Berechnungen separat getroffen werden kann bzw. muss.

--&gr;Windscherung: Erzeugt einen Satz Power-Law-Windgradienten aus der derzeitigen Ansicht. Die Windgradienten werden auf das Register Windscherung übertragen und stehen für Berechnungen mit dem Modul METEO bzw. mit PARK unter Verwendung von METEO-Daten zur Verfügung. Beachten Sie, dass nur in flachem und hindernisfreiem Gelände Windgeschwindigkeiten relativ gut über das Power Law oder ein logarithmisches Profil extrapoliert werden können. Sobald die Strömung durch Hügel, Hindernisse oder atmosphärische Schichtungsbedingungen gestört wird, ergeben diese Methoden keine zuverlässigen Ergebnisse, hier erlauben dann modellierte Profile oder synthetisierte Zeitreihen zuverlässigere Aussagen.

Modellierte Profile können mittels dreier verschiedener Modellierungstechniken erzeugt werden, auf die unten weiter eingegangen wird. Allen drei Methoden gemein ist, dass sie eine Ausgangshöhe verwenden, um davon ausgehend das gesamte Profil zu modellieren. Die erzeugten Windprofile erlauben durch den Vergleich mit den anderen Messhöhen auch eine Beurteilung, wie gut das Modell die Variation der Windgeschwindigkeiten über die Höhe des Messmastes abbilden kann.

Für die Modellierung werden Geländedaten benötigt, d.h. es muss auch mindestens ein Terraindatenobjekt (Zweck: Statgen oder Scaler) im Projekt existieren. Die WAsP-Parameter können modifiziert werden, um das modellierte Profil besser an die Messung anzupassen.

Das modellierte Profil wird als rote Linie dargestellt.

Die drei Modellierungstechniken sind:

WAsP, einfaches Mittel: hierbei wird aus den Daten der Ausgangshöhe mit WAsP eine Windstatistik erstellt und mit dieser das Windprofil berechnet
WAsP-CFD, einfaches Mittel: Wie oben, nur wird für Erstellung der Windstatistik und Berechnung des Windprofils WAsP-CFD verwendet
Scaler/Kalibrierung, flexibel: Hierbei das Windprofil wird aus der Zeitreihe der Ausgangshöhe mittels des ausgewählten Messdaten-Scalers (evtl. inkl. Post-Kalibrierung) erstellt.

Bei den ersten beiden Methoden wird das zu verwendende Terraindatenobjekt direkt auf dem Profil-Register ausgewählt; bei der Verwendung eines Scalers wird es im Scaler ausgewählt.

Die Angabe einfaches Mittel bzw. flexibel bezieht sich auf die der Profilberechnung zugrunde liegenden Zeiträume. Wird über WAsP bzw. WAsP-CFD modelliert (einfaches Mittel), fließt stets die gesamte Zeitreihe in die Profilberechnung ein; es ist dann nicht möglich, die modellierten Profile nach Tag/Nacht bzw. nach Jahreszeit differenziert darzustellen. Lediglich die sektorweise differenzierte Darstellung ist möglich.

Wird via Scaler/Kalibrierung modelliert, so kann das Profil auch nach Tag/Nacht sowie Jahreszeit differenziert dargestellt werden. Beachten Sie aber, dass über die Zeit variierende Stabilitätsbedingungen dabei derzeit noch nicht berücksichtigt werden können.

Ebenfalls kann die Profilberechnung mit Scaler derzeit nur mit einem Messdaten-Scaler (z.B. EMD Default Measurement Scaler) arbeiten, nicht mit Meso-Daten-Scaler. Um ein Windprofil mittels Mesodaten-Downscaling darzustellen, empfiehlt es sich, über METEO-Objekt → Register Daten → Unterregister Höhen → Hinzufügen → Höhe aus Scaler neue Downscaling-Zeitreihen für mehrere der Meso-Höhen zu erstellen und aus diesen dann das Profil zu generieren.

Die blaue und graue Linie zeigt in beiden Grafiken das aus den Sommer-Zeitstempeln berechnete logarithmische bzw. Power-Law-Windprofil. Die linke Grafik zeigt zusätzlich das mit der Option WAsP, einfaches Mittel berechnete Windprofil, das stets auf der gesamten Zeitreihe basiert. Rechts dagegen in rot das mit Scaler berechnete Windprofil – da auch hier nur die Sommer-Zeitstempel einfließen, ist es direkt mit dem gemessenen Profil vergleichbar.

Die weiße Linie in der linken Grafik stellt das mit WAsP berechnete Windprofil für neutrale atmosphärische Stabilität dar. Dies hat lediglich informellen Charakter, um zu zeigen, wie stark die aktuellen WAsP-Stabilitätseinstellungen von neutraler Stabilität abweichen.

Ein weiteres Beispiel mit zwei Scaler-berechneten Windprofilen, links für den Tag und rechts für die Nacht. Die oben angegebenen Windgradienten zeigen deutlich, dass die Windscherung der gemessenen Daten nachts höher ist. Im Scaler-Profil ist dies jedoch nicht sichtbar, da WAsP derzeit keine zwischen Tag und Nacht variierenden Stabilitätsparameter unterstützt.

Für fortgeschrittene Anwender kann der Vergleich zwischen WAsP-Profil und den tatsächlich in den einzelnen Höhen gemessenen Werten auch dabei helfen, die WAsP-Parameter zum Heat Flux einzugrenzen. Dabei sollte das WAsP-Profil allerdings nur mit den tatsächlich gemessenen Höhen verglichen werden, nicht mit der logarithm./Power-Law-Extrapolation oberhalb der höchsten Höhen!

Siehe hierzu das Dokument:

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

oder

Menü Hilfe → Hilfe (Internet) → Bereich WindPRO Reference Documents → Changing the WAsP Parameters in WindPRO .

Laden von Online-Klimadaten

Diese Option setzt das Modul METEO sowie den Zugang zu den EMD-Online-Datendiensten voraus.

Online-Klimadaten werden im METEO-Objekt über Assistent → Onlinedaten heruntergeladen.

Im METEO-Analyzer wird hierfür die Schaltfläche METEO-Objekte aus Onlinedaten auf dem Register Daten verwendet.

Der Datendownload startet mit einer Auflistung der verfügbaren Datenquellen:

Markieren Sie in der Liste die Quellen, die Sie in Erwägung ziehen. Wenn eine Zeile markiert wird, erscheint im Fenster darunter eine kurze Beschreibung des Datensatzes; Weitere Informationen zu den verfügbaren Daten finden Sie unter Winddaten (EN)

Verfügbarkeit prüfen stellt die Verbindung zum EMD-Server her. Es werden für jeden Datensatz die vier dem METEO-Objekt nächstgelegenen Datenpositionen dargestellt und das Datum der letzten verfügbaren Daten angegeben:

Im METEO-Objekt wählen Sie eine Datenposition aus und fahren mit OK fort.

Im METEO-Analyzer können mehrere Datensätze ausgewählt werden, die nach Klick auf OK heruntergeladen werden. Für jeden gewählten Datensatz wird ein eigenes METEO-Objekt an der Datenposition erzeugt. Beachten Sie Download und Datenaufbereitung, lange dauern kann, insbesondere bei EmdConWx und EmdERA – probieren Sie zunächst wenige Positionen, bis Sie die Dauer einschätzen können.

Bei Download im METEO-Objekt wird der verfügbare Datenzeitraum angezeigt:

Ein Grund, diesen einzuschränken, kann z.B. sein, wenn im gewählten Datensatz bekannte regionale Inkonsistenzen existieren.

Turbulenzsignale bei EmdWrf-Mesoskalen-Daten

Wenn EmdWrf-Mesoskalen-Daten generiert werden, enthalten diese auch ein Signal für die Standardabweichung der Windgeschwindigkeit, aus der ein Turbulenzsignal erzeugt werden kann. Dieses wird regulär in windPRO nicht eingelesen, kann aber jeder Höhe eines EmdWrf-Downloads manuell hinzugefügt werden:

(Hier klicken für Versionen vor windPRO 3.2)

Nach dem Datendownload wechseln Sie im METEO-Objekt auf das Register Daten

Die Spalten sqrtTKE.NN enthalten die modellierte Standardabweichung der Windgeschwindigkeiten der jeweiligen Höhe. Füllen Sie in diesen Zeilen die Spalten Typ, Untertyp und Höhe aus:

Wechseln Sie auf das Register Daten | Höhen. Wählen Sie die entsprechende Höhe aus, klicken Sie unter der Tabelle der Signale auf Signal hinzuf. und wählen Sie als Signalytyp "Turbulenzintensität". windPRO erzeugt dieses Signal automatisch aus der Windgeschwindigkeit und deren Standardabweichung. Fahren Sie mit Höhe ganz (neu)laden fort:

Die grafische Darstellung (Register Grafiken → Turbulenz) zeigt, dass die modellierte Turbulenz der Meso-Daten hier in etwa der Turbulenzcharakteristik B der IEC 61400-1 (ed. 3) entspricht. Andere Tests zeigen ähnlich plausible Ergebnisse, vor einem breiten Einsatz sollte es aber derzeit nur in Verbindung mit lokalen Validierungsmöglichkeiten eingesetzt werden, zumal gemäß IEC 61400-1 (ed. 3) 10-Minuten-Mittelwerte betrachtet werden sollen. Besondere Vorsicht ist bei Waldsituationen geboten, da dort erhöhte Turbulenzen auftreten, die aber in Mesoskalen-Daten keinen Eingang finden.

Anmerkung: Die Turbulenzsignale sind auch bei EmdConWx-Daten enthalten, allerdings nur für den Zeitraum ab 2013.

Der METEO-Analyzer

Starten Sie den METEO-Analyzer im Menüband Klima über das Symbol .

(Hier klicken für Versionen vor windPRO 4.0)

Starten Sie den METEO-Analyzer über das Symbol

in der oberen Symbolleiste oder über das Werkzeuge-Menü

Der METEO-Analyzer arbeitet direkt mit den Daten, die in den METEO-Objekten des Projekts enthalten sind. Gegenüber diesen hat er den Vorteil, dass er mit mehreren METEO-Objekten (=Messmasten) parallel arbeiten kann und deshalb auch Operationen vornehmen kann, die innerhalb eines METEO-Objekts nicht möglich sind, z.B.:

Übersichtliche Darstellung aller METEO-Objekte im Projekt mit u.a. allen Messhöhen und Messzeiträumen (Register Daten)
Grafischer Vergleich von Höhen mehrerer Messmasten (Register Grafiken)
Zeitgleiche Daten mehrerer Masten aktivieren / deaktivieren (Register Grafiken)
Daten von einer Höhe zu einer anderen übertragen, mit optionaler Skalierung (Register Substitution)
Konfigurieren und Durchführen einer Kreuzvorhersage zwischen verschiedenen Höhen / Masten zur Überprüfung der WAsP-Berechnung in Bezug auf die vertikale und horizontale Extrapolation (Register Kreuzvorhersage)
Erzeugen von Ein-Jahres-Zeitreihen /(WTI) als Schablone für die saisonale und tägliche Variation des Windes, z.B. für PARK-Berechnungen ohne lokale Zeitreihen oder für Verlustberechnungen (Register Jährliche Variation)
Erzeugen skalierter Zeitreihen mittels des Scalers (Register Scaling) z.B. zum direkten Vergleich von Meso- mit Messdaten
RSD-Verifikation zur Erstellung der benötigten Dokumentation nach IEA Empfehlung 15 (RSD = Remote Sensing Device = Fernerkundungs-Messung, also Lidar oder Sodar).

Hier wird der Begriff "Messmast" synonym mit "METEO-Objekt" verwendet, auch wenn es sich bei einem METEO-Objekt nicht unbedingt um einen tatsächlichen Messmast handeln muss, z.B. bei MERRA- oder EmdConWx-Daten.

Anwendungsbeispiel für den METEO-Analyzer: Datensubstitution

Die einzige Windfahne an Messmast A ist für einen Monat ausgefallen. Dies macht sämtliche Daten während dieser Periode unbrauchbar, da ohne Richtungssignal keine Zuordnung der Windgeschwindigkeiten zu einem Sektor vorgenommen werden kann.

Es existiert jedoch ein benachbarter Messmast B.

Nutzen des METEO-Analyzers:

Prüfung der Korrelation der Richtungssignale beider Messmasten außerhalb des fehlenden Monats
Bei ausreichend guter Korrelation der Richtungssignale: Übertragung der Richtungssignale von Mast B in den Zeitraum mit fehlenden Daten von Mast A

Bei einem derartigen Vorgehen muss natürlich klar sein, dass darauf aufbauende Ergebnisse eine höhere Unsicherheit haben, als wenn die Windfahne intakt geblieben wäre. In vielen Situationen gibt es jedoch keine andere Möglichkeit, als aus den verfügbaren Daten das Beste zu machen.

Startregister: Daten

Hier findet sich eine Übersicht aller im Projekt vorhandenen METEO-Objekte mit Detaildaten. Deaktivieren Sie hier Höhen/Masten, die bei der Arbeit im METEO-Analyzer nicht benötigt werden. Je nachdem wie viele Zeitreihen aktiviert bleiben, können bestimmte Prozesse im METEO-Analyzer schneller oder langsamer verlaufen.

Die Zeitstrahlansicht gibt einen Überblick darüber, ob und für welchen Zeitraum sich die ausgewählten Daten überschneiden:

Keine verwenden: Deaktiviert alle Zeitreihen.

Einstellungen: Einige grundlegende Einstellungen für den Meteo-Analyzer:

Neue Daten laden: Überprüft für aktivierte Zeitreihen, ob neue Rohdaten-Dateien vorliegen (vgl. METEO-Objekt:Importfilter)

Status aktualisieren: Aktualisiert die Ansicht, wenn auf einem der anderen METEO-Analyzer-Register Änderungen an den Zeitreihen vorgenommen wurden.

Datenfilter: vgl. Filtermöglichkeiten auf METEO-Objekt:Zeitreihe

.mesores-Import: Eine .mesores-Datei enthält Zeitreihe sowie Terraindaten einer EMD-WRF-Mesoskalen-Berechnung. Diese Option wird benötigt, wenn eine EMD-WRF-Berechnung in einem anderen Projekt ausgelöst wurde, die Ergebniszeitreihe aber im aktuellen Projekt verwendet werden soll.

METEO-Objekte aus Onlinedaten: siehe Laden von Online-Klimadaten. Im Gegensatz zum Download via METEO-Objekt können hier mehrere METEO-Objekte mit Online-Klimadaten auf einmal erzeugt werden.

Online-Aktualisierung: Überprüft für die aktivierten Online-Klimazeitreihen, ob neue Daten vorliegen, und aktualisiert diese ggf.

Datenpfad(e) aktualisieren: Ändert für alle aktivierten Zeitreihen den Speicherort auf den Standardspeicherort (vgl. METEO-Objekt --> Höhen --> Einstellungen).

Anzahl Sektoren: Ändert die Sektorklassifizierung für gewählte Zeitreihen.

Nur gleichzeitige Daten: Schränkt die Darstellung der aktivierten Zeitreihen auf dem Grafiken-Register auf den Zeitraum ein, der für alle Daten verfügbar ist. Dies ist insbesondere hilfreich, wenn es z.B. darum geht, Richtungsverteilungen, Tages- oder Jahresgänge zwischen Kurz- und Langzeitdaten zu vergleichen.

Im METEO-Analyzer werden häufig Aktionen durchgeführt, die eine Auswirkung auf die beteiligten METEO-Objekte haben. Änderungen werden in die METEO-Objekte übernommen, wenn der Knopf Anwenden rechts oben angeklickt wird. Er wird grün, sobald es relevante Änderungen gibt. Wird der METEO-Analyzer mit Schließen verlassen, so werden Änderungen, die seit dem letzten Mal Anwenden vorgenommen wurden, verworfen.

Grafiken

Die Ansicht auf dem Register Grafiken entspricht der im METEO-Objekt, hier lassen sich jedoch auch Daten von unterschiedlichen Messmasten vergleichen:

Substitution

Die Substitution dient dazu, ein oder mehrere Signale aus einer Zeitreihe in eine andere Zeitreihe zu übertragen. Dies kann für definierte Zeiträume oder die gesamte Dauer der Zeitreihe geschehen, und es kann dabei eine Skalierung zum Einsatz kommen oder auch nicht.

Um die Originalzeitreihe zu schützen, wird eine Substitution stets nur in einer Kopie einer existierenden Zeitreihe vorgenommen. Die Kopie erhält das Suffix -Subst.

Wählen Sie zunächst die Ausgangs-Zeitreihe und klicken Sie dann auf Erzeugen, um eine Kopie zu erstellen. Die Original-Zeitreihe bleibt stets unangetastet (außer Aktivierung/Deaktivierung).

Wenn Sie in einem vorhergehenden Arbeitsschritt im METEO-Analyzer bereits eine Subst-Zeitreihe erstellt haben, können Sie auch diese verwenden (Menü Name der Substitutions-Zeitreihe).

Eine Substitution kann auf zwei verschiedene Arten vorgenommen werden:

Manuell: Hierbei werden Intervalle, in denen Daten substituiert werden sollen, manuell in der grafischen Ansicht der Zeitreihe markiert.
Automatisch: Hierbei wird die Substitution für Zeitstempel durchgeführt, die nach bestimmten Kriterien ausgewählt werden.

In beiden Fällen kann beim Einfügen der neuen Daten in die Substitutions-Zeitreihe ein Skalierungsfaktor und Offset definiert werden.

Bei der Manuellen Substitution wählen Sie Start- und Endpunkt in der Grafikdarstellung auf dem Register Grafik per Rechtsklick (vgl. METEO-Objekt → Grafiken → Zeitreihe).

Im Automatischen Modus werden alle Zeitstempel / Signale, die definierten Bedingungen entsprechen, substituiert.

In beiden Fällen erscheint der gleiche Substitutionsdialog. Hier können Sie auswählen, aus welchen Datenquellen Signale substituiert werden sollen. Für jedes Signal kann eine Transferfunktion (Faktor und Offset) eingegeben werden (siehe unten).

Standardmäßig werden deaktivierte und fehlende Daten ersetzt, und aus der Quelle werden nur aktive Daten verwendet. Mit den Optionen im unteren Bereich des Fensters kann dies geändert werden.

Kreuzvorhersage

Bei einer Kreuzvorhersage werden die Windverhältnisse an einer Messposition mit den Daten einer anderen Messposition anhand eines Strömungsmodells (WAsP oder WAsP-CFD) vorhergesagt. Durch den Vergleich mit den dort tatsächlich gemessenen Daten erlaubt die Kreuzvorhersage Rückschlüsse darüber, wie gut ein Strömungsmodell an einem Standort funktioniert. Voraussetzung ist, dass an beiden Masten Messdaten für einen gemeinsamen Zeitraum vorliegen.

Beachten Sie, dass für die Kreuzvorhersage nur Datensamples verwendet werden, die an allen beteiligten Masten vorliegen. Überschneiden sich die Messperioden zweier Masten nur um wenige Wochen, so fließt auch nur dieser Zeitraum in die Kreuzvorhersage ein. Die Kreuzvorhersage ist damit – neben ihrer eigentlichen Funktion – auch eine sehr bequeme Möglichkeit, die mittleren Windgeschwindigkeiten für mehrere Zeitreihen nur während des überlappenden Zeitraums zu ermitteln.

Bei der Kreuzvorhersage wird aus Daten einer gewählten Zeitreihe (Spalten Vorhersage mit) eine Windstatistik berechnet und diese dann verwendet, um für die Position einer anderen Zeitreihe (Zeile vorhergesagt bei) eine Vorhersage zu treffen.

Es kann so eine Validierung sowohl der horizontalen als auch der vertikalen Extrapolation vorgenommen werden. Oben wird der Datensatz aus Zeile A (Mast North, 59,2 m) verwendet, um sowohl die Extrapolation auf eine andere Höhe am selben Mast zu testen (Zeile B), als auch die auf eine andere Mastposition (Zeilen C und D). Die Abweichung bei der Vertikalextrapolation beträgt hier nur 0,2%, wogegen die horizontale Extrapolation mit 6-7% höher liegt.

Option Terraindatenobjekt / WAsP-CFD-Ergebnis: Entscheidet darüber, welches Strömungsmodell verwendet wird und somit was für zusätzliche Daten in der Spalte Terraindatenobjekt / CFD-Ergebnis eingebunden werden müssen:

Terraindatenobjekt: Rechnet mit WAsP. Es muss in jeder Winddaten-Zeile ein Terraindatenobjekt gewählt werden, das für den Zweck Windstatistik-Erzeugung definiert ist (es kann auch für alle Zeilen dasselbe sein). Dieses wird für alle Berechnungen verwendet, die die entsprechenden Winddaten der Zeile verwenden. Dies bezieht sich sowohl auf die Erzeugung der Windstatistik aus den Winddaten im Rahmen der Kreuzvorhersage als auch auf die Anwendung der generierten Windstatistik an der Zielposition.
CFD-Ergebnis: Erfordert, dass für das Gelände um die Messmasten im Vorfeld eine WAsP-CFD-Berechnung durchgeführt wurde und die entsprechenden *.CFDRES-Dateien zur Verfügung stehen. Hier wird in der Spalte CFD-Ergebnis jeweils die CFD-Kachel ausgewählt, innerhalb derer sich die Winddatenquelle der Zeile befindet. Bei einer Kreuzvorhersage wird für die Berechnung der Windstatistik die CFD-Kachel der Winddaten verwendet, für Anwendung der Windstatistik an der Zielposition die CFD-Kachel der Zielposition.

Daten können mit Rechtsklick aus der Tabelle kopiert werden.

Wenn Kreuzvorhersagen schlechte Übereinstimmung zeigen, kann dies verschiedene Gründe haben, z.B.:

Schlecht kalibriertes Messequipment
Ungünstig positionierte Masten
Mangelhafte Terrainbeschreibung (Rauigkeit, Höhenlinien, Hindernisse)
Die bestimmenden Elemente des Windes an den unterschiedlichen Messmasten sind unterschiedlich (damit wird eine Kreuzvorhersage unmöglich, da das Modell von gleichen bestimmenden Elementen ausgeht). Dies kann z.B. der Fall sein, wenn einer der Masten in der Nähe einer Bergkette steht, die für mesoskalige Strömungsänderungen sorgt.
Das Gefälle im Gelände ist hoch und aufgrund von Strömungsabrissen kann das WAsP-Modell die Änderungen nicht korrekt vorhersagen.

Für den letzten Fall empfiehlt sich, wenn das Gefälle das Problem zu sein scheint, eine WAsP-CFD-Berechnung. Alternativ kann bei Vorliegen mehrerer Messmasten am Standort das Register Kreuzvorhersage --> RIX-Korrektur/Evaluation verwendet werden, um herauszufinden, ob die RIX-Methode geeignet ist, um die Voraussage zu verbessern und ggf. die besten RIX-Korrekturparameter zu finden.

Nur Kreuzvorhersagen, die auf dem Register Einstellungen und Hauptergebnisse bereits durchgeführt wurden, können für die RIX-Evaluation verwendet werden. Das RIX-Korrektur/Evaluations-Tool zeigt die logarithmische Windgeschwindigkeits-Abweichung in Abhängigkeit von Delta RIX. Aus der Trendlinie der Kreuzvorhersage-Fehler kann der Alpha-Wert ermittelt werden, der in der RIX-Bias-Berechnung im Modul LOSS&UNCERTAINTY verwendet werden kann, allerdings nur wenn (a) ausreichend Samples vorliegen und (b) diese auf einer angemessen geraden Linie liegen.

Achtung: Die Berechnung des Alpha-Werts für eine RIX-Korrektur benötigt mehrere Masten in vergleichbarem Gelände!

Auf dem Unterregister Kreuzvorhersage | Profil kann die Voraussage gegenüber der Messung grafisch dargestellt werden, wenn im vorherigen Fenster die Option Berechne Profile für grafische Anzeige vor der Berechnung aktiviert wurde.

Jährliche Variation

Die mit WTI-Dateien verfolgten Ziele können seit windPRO 3.0 besser durch die neuen Möglichkeiten der Scaler-Berechnungen mit Mesoskalen-Zeitreihen erreicht werden

Auf diesem Register finden Sie Einstellungen, die der Erzeugung einer WTI-Datei dienen. WTI-Dateien (Wind TIme variation) enthalten Zeitreihen, die für exakt 1 vollständiges Jahr die zeitliche Variation der Windverhältnisse enthalten. Sie werden aus existierenden Zeitreihen erzeugt.

WTI-Dateien wurden bis WindPRO 2.9 verwendet, um die jährliche Variation der Ergebnisse einer PARK-Berechnung zu ermitteln (z.B. 12-24-Tabellen zur Verhandlung eines Einspeisevertrags, Power Purchase Agreement PPA) sowie um detaillierte Verlustberechnungen durchzuführen (Modul LOSS&UNCERTAINTY).

Durch Langzeit-Mesoskalen-Daten (z.B. EmdConWx, EMD-WRF) und Scaler-Berechnungen lassen sich diese Aufgaben seit windPRO 3.0 besser lösen, die Berechnungsverfahren stehen jedoch aus Kompatibilitätsgründen weiterhin zur Verfügung.

Die Grundidee der WTI-Datei ist, dass für die genannten Zwecke vollständige Zeitreihen für ein ganzes Jahr benötigt werden, in Messdaten aber häufig Lücken enthalten sind. Für diese Lücken kann dann auch keine Produktionsschätzung vorgenommen werden. Die Zeiträume einfach auszulassen ist keine Option, aber möglicherweise ist es nicht notwendig, dass diese Lücken besonders genau vorhergesagt werden. In diesem Fall ist der WTI-Generator praktisch, der Lücken in ausreichend intelligenter Weise füllt und so sicherstellt, dass für jeden 10-Minuten- oder 1-Stunden-Zeitraum akzeptable Werte für Windgeschwindigkeit und -richtung vorliegen (wenn gewünscht auch für andere Parameter, wie z.B. die Temperatur).

Ein anderer Anwendungsfall ist die Verlustberechnung. Wenn z.B. die Auswirkungen einer Niedrigtemperatur-Abschaltung berechnet werden sollen, wird eine Zeitreihe mit Wind und Temperatur benötigt. Der WTI-Generator hilft einerseits dabei, diese Daten in eine Zeitreihe zu kombinieren, wenn sie zuvor in getrennten Zeitreihen vorlagen, andererseits kann er aber auch hier die Lücke füllen, indem z.B. Daten aus anderen Zeitreihen, wie NCAR oder Meteorologischen Stationen, substituiert werden.

Um Lücken zu füllen, stehen drei Methoden zur Verfügung:

Daten aus einer anderen Messung verwenden (andere Höhe, anderer Mast, andere Quelle)
Füllen einer Lücke durch lineare Interpolation (wenn die Lücke kleiner als X Stunden ist)
Füllen durch Wiederholen der nächstgelegenen vorhandenen Periode

Alle drei Methoden können kombiniert angewandt werden. Die Original-Zeitreihen werden in jede beliebige zeitliche Auflösung umgerechnet, üblicherweise werden entweder 10- oder 60-Minuten-Zeitreihen verwendet. ACHTUNG: Bei der Übertragung von einem anderen Messmast findet keinerlei Skalierung Anwendung. Sollte diese notwendig sein, um die Messungen auf das gleiche Niveau zu bringen, muss diese vorher mit der Substitutions-Funktion des METEO-Analyzers durchgeführt werden.

Standardmäßig werden erzeugte WTI-Dateien im Projektverzeichnis gespeichert und können dann bei den entsprechenden Berechnungen (PARK bzw. LOSS&UNCERTAINTY) ausgewählt werden. Innerhalb dieser Berechnungen wird die Windgeschwindigkeit der WTI-Datei auf die berechnete mittlere Windgeschwindigkeit des Standorts skaliert, um so eine möglichst genaue Verteilung der Jährlichen Energieproduktion (Annual Energy Production, AEP) auf die einzelnen Zeitstempel zu erreichen, auch wenn die Daten weder in der Nabenhöhe noch am Standort erhoben wurden.

Scaling

Auf diesem Register kann eine Zeitreihe aus einem METEO-Objekt an die Position (Koordinate und Messhöhe[n]) eines anderen METEO-Objekts übertragen werden. Die Übertragung geschieht durch den Scaler, d.h. es findet eine Modellierung der Terraineinflüsse statt.

Normalerweise wird dies in der Form geschehen, dass eine Mesoskalen-Zeitreihe an die Position eines echten Messmasts übertragen wird, um festzustellen, wie gut die Mesoskalendaten die tatsächlichen Windbedingungen repräsentieren. Wenn eine Übereinstimmung gegeben ist, kann durch eine Post-Kalibrierung innerhalb des Scalers versucht werden, die Repräsentativität weiter zu erhöhen. Hierfür werden in einer iterativen Prozedur sektorweise, tages- und jahreszeitliche Skalierungen angewendet.

Ziel METEO-Objekt: Hier wird die Zielposition ausgewählt. Im Auswahlmenü erscheinen die METEO-Objekte, die auf dem Register Daten ausgewählt sind. Neben dem Menü erscheinen die Messhöhen des gewählten Objekts, die aktiviert sind. Die Scaler-Zeitreihen-Erzeugung wird stets für alle ausgewählten Nabenhöhen durchgeführt. Schränken Sie die Anzahl Höhen auf dem Register Daten ein, wenn Sie nur bestimmte Höhen erzeugen möchten.

Der Knopf Scaler-Zeitreihe erzeugen erzeugt die neue Zeitreihe – siehe unten.

Quelle: Auswahl des zu verwendenden Scalers und der Zeitreihe, die als Ausgangspunkt dient. Es werden alle verfügbaren Zeitreihen angeboten, egal ob sie auf dem Register Daten angewählt sind oder nicht. In der Zeile über der Tabelle wird angegeben, ob der aktuell gewählte Scaler nur eine oder mehrere Ausgangshöhen pro METEO-Objekt akzeptiert.

Werden mehrere METEO-Objekte ausgewählt, so muss im unteren Bereich des Fensters der Modus für die Horizontale Interpolation ausgewählt werden:

Nächstgelegenes: Es wird von den ausgewählten METEO-Objekten das nächstgelegene verwendet
Abstandsgewichtet / geostroph. Wind: Es wird eine Abstandsgewichtung vorgenommen, allerdings nach der Entfernung des Einflusses des Messumgebung / des Mesoskalen-Modells (und bevor das Mikroskalen-Terrain hinzugefügt wird). Dies hat den Vorteil, dass inhomogenes Gelände zwischen den Ausgangszeitreihen dennoch – durch das Mikroskalen-Gelände an der Zielposition – den nötigen Einfluss auf das Ergebnis gewinnt.

Nachdem eine Scaler-Zeitreihe erzeugt wurde (Knopf oben Scaler-Zeitreihe erzeugen) zeigt windPRO die folgende Meldung an:

Die neue Zeitreihe trägt das Suffix „-Scaled“.

Auf dem Grafiken-Register kann die Scaler-Zeitreihe mit der Zeitreihe verglichen werden, an deren Position sie erzeugt wurde. Mit Ausnahme der Zeitreihenansicht werden dort nur gleichzeitige Daten verglichen, also z.B. im Tages- und Jahresgang. So lassen sich auch sektorweise, tages- und jahreszeitliche Windgeschwindigkeiten miteinander in Beziehung setzen.

Eine erste grobe Überprüfung der Übereinstimmung kann in der Zeitreihengrafik stattfinden.

Folgen die beiden Zeitreihen etwa denselben Trends und repräsentieren somit ein vergleichbares Windklima, so folgt eine genauere Untersuchung der gleichzeitigen Daten in Jahres- und Tagesgang sowie Richtungsverteilung (Radar-Grafik).

Beispiel Jahresgang: Der Vergleich zwischen modellierten und gemessenen Daten zeigt eine gute Übereinstimmung der Dynamik. Es ist bereits erkennbar, dass die modellierten Daten (grün) etwas schwächer ausfallen als die Messung (rot):

Eine der wichtigsten Analysen ist die mittlere Windgeschwindigkeit nach Richtung (Radar-Grafik):

(rot = gemessen; grün = modelliert)

Mesoskalenmodelle können einen regionalen Bias bezüglich der Richtung haben, beispielsweise wird in Nordeuropa häufig die Richtung Ost-Nordost zu schwach modelliert und die Südwest-Richtung zu stark. Das Beispiel oben stammt aus dem Mittleren Westen der USA, hier zeigen die Meso-Daten eine leichte Überschätzung der Windgeschwindigkeiten in westlichen Richtungen und eine Unterschätzung im Südosten sowie im Nordwesten.

Es muss allerdings darauf hingewiesen werden, dass Unterschiede auch auf Ungenauigkeiten bei der Richtungsmessung zurückzuführen sein können. Richtungsmessungen sind oft um einige Grad fehlkalibriert oder können aufgrund des empfindlichen Messgeräts Perioden mit einem Offset haben. Es wird deshalb empfohlen, bei diesem Vergleich für beide Verteilungen nur das Richtungssignal einer der beiden Zeitreihen zu verwenden:

Mit dieser Option sieht man im obigen Beispiel einen deutlich ruhigeren Verlauf des Verhältnisses zwischen den beiden Verteilungen, insbesondere in Richtung Nordwest wird eine gute Übereinstimmung erreicht.

Um eine noch bessere Übereinstimmung der Windgeschwindigkeits-Verteilungen zu erreichen, kann die Post-Kalibrierung verwendet werden.

Der Scaler

Menüband Definitionen →

Ein Scaler ist ein Werkzeug, um Winddaten und andere klimatische Parameter auf Zeitreihen-Basis (d.h. Zeitstempel für Zeitstempel) von einem Standort auf einen anderen Standort zu übertragen. Dafür verwendet ein Scaler intern ein Mikroskaliges Strömungsmodell (WAsP, WAsP-CFD, andere CFD-Modelle via Flowres-Datei).

Neben der Möglichkeit, die Daten zwischen konkreten Standorten zu übertragen, umfasst das Scaler-Konzept auch Methoden, um Mesoskalige EMD-WRF-Daten auf die Mikroskala (also den konkreten Standort) zu übertragen, ein Vorgang der als "Downscaling" bezeichnet wird.

Standardisierung Downscaling
Schematische Darstellung des Downscalings von Mesoskalen-Winddaten anhand des Mesoskalen-Geländemodells.

Neben der reinen Anwendung des Strömungsmodells und/oder des Downscalings bieten Scaler auch die Möglichkeit zur Nachbearbeitungen der modellierten Daten, z.B. in Form von Skalierungsfaktoren für bestimmte Richtungen, Jahres- oder Tageszeiten. Dies ist insbesondere nützlich bei der Verarbeitung von Mesoskalen-Daten, da diese sehr häufig einen Bias gegenüber lokalen Daten (z.B. aus Messungen oder WEA-Erträgen) haben, der eliminiert werden muss. Ebenso benötigen einige Windmessungen, z.B. von Gondelanemometern, häufig eine nachträgliche Kalibrierung. Im Scaler wird diese Nachbearbeitung mit dem Begriff Post-Kalibrierung bezeichnet.

Weitere optionale Arten der Nachbearbeitung in einem Scaler sind die RIX-Korrektur und die Anwendung von sektorweisen Verdrängungshöhen.

Die RIX-Korrektur ist eine Möglichkeit, Modellprobleme des WAsP-Strömungsmodells in komplexem Gelände zu kompensieren; dies setzt das Vorhandensein von mehreren Messmasten am Standort voraus, um den benötigten Korrekturparameter zu ermitteln.

Die Anwendung von sektorweisen Verdrängungshöhen ermöglicht Berechnungen in bewaldetem oder waldreichem Gelände. Der Begriff „Verdrängungshöhe“ verweist auf die Annahme, dass das Windprofil durch den Wald nach oben „verdrängt“ wird. In windPRO 3.0 werden sektorweise Verdrängungshöhen für die WEA-Positionen verwendet, nicht jedoch für die Messmast-Position. Ab windPRO 3.1 werden sektorweise Verdrängungshöhen auch für Messmast-Positionen verwendet. Weitere Informationen hierzu finden sich im Kapitel über den Verdrängungshöhen-Rechner.

Der Begriff "Scaler" wird im Folgenden verwendet für einen Satz von Einstellungen bezüglich

, (wobei nicht jeder Aspekt abgedeckt sein muss). windPRO bietet von Haus aus zwei Standard-Scaler an, einen für Meso-Daten und einen für Messdaten, aber jeder Anwender kann für seine Projekte eigene Scaler definieren.

Das Scaler-Fenster ist in windPRO von den Berechnungsmodulen und Werkzeugen aus zugänglich, in denen der Scaler angewendet werden kann, namentlich PARK-Berechnungen, METEO-Objekten, MCP und METEO-Analyzer.

Weiterhin kann das Scaler-Fenster als eigenständiges Werkzeug aufgerufen werden, z.B. um im Vorfeld einer Berechnung die Eigenschaften eines bestimmten Scalers zu ändern: Menüband Definitionen →

Scaler (links): Liste der verfügbaren Scaler. Die beiden sichtbaren Scaler sind stets vorhanden. Mit den Knöpfen Neu, Kopie und Löschen können der Liste neue Scaler hinzugefügt bzw. existierende gelöscht werden. Ein Scaler wird durch einfachen Klick ausgewählt, und seine Eigenschaften erscheinen im rechten Fensterteil.

Scaler-Einstellungen (rechts):

Name: Kann jederzeit geändert werden.

[ ] Gelände-Scaling: Aktiviert/Deaktiviert die vier geländebezogenen Register weiter unten: Gelände-Scaling, RIX-Einstellungen, Verdrängungshöhe und Turbulenz.

[ ] Post-Kalibrierung: Aktiviert/Deaktiviert das gleichnamige Register

Gelände-Scaling

Scaler → Register Gelände-Scaling

Unter Gelände-Scaling wird die Modellierung des Windes über das Gelände anhand des Mikroskalen-Strömungsmodells und/oder der Downscaling-Methode verstanden. Grundsätzlich geht es auf diesem Register darum, welche Methoden und Datenquellen dabei verwendet werden.

Benötigt wird: (1) eine Methode und Datenquelle zur sog. Standardisierung (Herausrechnen des lokalen Gelände- bzw. Modelleinflusses aus den Ausgangsdaten) sowie (2) eine Methode und Datenquelle, um den Geländeeinfluss an der WEA-Position hineinzurechnen (Mikroskalen-Modellierung).

Für den zweiten Schritt, die Mikroskalen-Modellierung, stehen die folgenden Optionen zur Verfügung:

ein Terraindatenobjekt
WAsP-CFD-Kachel(n)
eine Flowres-Datei
eine Windressourcenkarte (ab windPRO 3.6)

Die Einstellungen dafür finden sich im unteren Teil des Registers:

Für den ersten Schritt, die Standardisierung, stehen drei Optionen zur Verfügung:

Meso-Daten-Downscaling
Messdaten-Scaling
Benutzerdefiniertes Scaling

Die Methode muss entsprechend der Datenquelle für die Ausgangsdaten gewählt werden.

Handelt es sich um Meso-Daten (Meso-Daten-Downscaling), wird das Geländemodell verwendet, das den verwendeten Meso-Daten zugrunde liegt. Die Methode wird beschrieben in Hahmann et al.: A Generalization Procedure for Wind Resource Atlas using WRF output^[4]. Das Meso-Geländemodell muss Bestandteil des METEO-Objekts sein, das die Mesoskalen-Daten enthält. Es kann daher derzeit nur mit den Meso-Datenquellen EmdConWx und EMD-WRF verwendet werden.

Beim Messdaten-Scaling wird angenommen, dass die Ausgangszeitreihe von einem lokalen Messmast stammt (oder alternativ von einem "künstlichen Messmast" aus einer externen Modellierung). Hier wird daher auch für die Standardisierung das Gelände aus der Mikroskalen-Modellierung (siehe oben) verwendet.

Es stehen beim Messdaten-Scaling zwei Modellierungsmethoden zur Verfügung:

WAsP-Stabilität/A-Parameter: Die Speed-ups werden aus dem Verhältnis des A-Parameters an der Mast- und der Zielposition berechnet. Dies ist die Methode, die vom "EMD Default Measurement Mast Scaler" verwendet wird.
Seit windPRO 3.2 wird das A-Parameter-Verhältnis für mehrere Windgeschwindigkeiten ermittelt und windgeschwindigkeitsabhängig angewandt, um die Stabilitätskorrektur zu verbessern. Dies kann bei großen Höhenextrapolationen zu Unterschieden im Vergleich zu früheren Versionen führen.
Neutrale Stabilität/Raw Flow: Die Speed-ups werden direkt aus der Rohdaten-Ausgabe von WAsP berechnet (Rauigkeit, Orographie und Hindernisse), inklusive der Richtungswechsel, jedoch ohne Stabilitätskorrektur, da dies nicht Teil der Ausgabe von WAsP ist. Diese Methode wird deshalb nur für Messhöhen nahe der Nabenhöhe empfohlen. windPRO lässt diese Methode nur zu, wenn der Höhenunterschied geringer als 20m ist; bei niedrigeren Messhöhen sollte als Zwischenschritt ggf. eine Synthetisierte Höhe erzeugt werden. Da diese Methode die Speed-ups und Richtungswechsel besser reproduziert, wird diese Methode empfohlen, wenn keine Stabilitätskorrektur benötigt wird.

Das Benutzerdefinierte Scaling (Experimentell) erlaubt den Zugriff auf die internen Voreinstellungen beider Methoden und Verwendung von eigenen Kombinationen:

Wird zuerst Meso- oder Messdaten-Scaling ausgewählt und dann Benutzerdefiniert, so zeigen die Optionen die Einstellungen der zuvor gewählten Methode an – oben zum Beispiel für das Meso-Daten-Downscaling.

Unter Methode stehen folgende Möglichkeiten zur Verfügung:

A: Geostrophischer Wind up/down: Diese Methode nutzt die Gleichungen des geostrophischen Winds und das unter Upscale / Meso-Terrain (Gelände für Standardisierung) definierte Geländemodell, um aus den einzelnen Samples den jeweiligen geostrophischen Wind zu berechnen (Standardisierung). Danach wird das Mikroskalige Gelände verwendet, um dessen Einfluss auf die bodennahe Strömung zu modellieren. Die Methode beinhaltet keine Stabilitätskorrektur, sondern interpoliert zur Höhenumrechnung zwischen den Eingangshöhen.

Unteroption:[ ] Rauigkeits-Speedup des Standardisierungs-Geländes verwenden [alt: Rauigkeit in Meso-Terrain entfernen]: Bei der Standardisierung werden über die von WAsP berechneten Speeedup-Faktoren die Meso-Terraineffekte aus dem Wind herausgerechnet. Standardmäßig wird dies lediglich für die Orographie durchgeführt, da sich die Handhabung von Rauigkeit in WAsP und in Mesoskalen-Modellen fundamental unterscheidet. Die Rauigkeitseffekte werden dennoch bei der Standardisierung durch einen Faktor z₀ (Mesoskalige Rauigkeit oder Referenzrauigkeit) in den Gleichungen berücksichtgt, die vom Meso- zum geostrophischen und vom diesem zum Mikroskaligen Wind führen (siehe Schema-Grafiken auf der Scaler-Seite).

Ist die Option aktiviert, wird der Rauigkeitseffekt zusätzlich über die WAsP-Speedup-Faktoren herausgerechnet.

B: Einfach (Keine Stand.-Terraineff.): Diese Methode ignoriert beim Schritt der Standardisierung die Geländeeffekte vollständig. Bei der Umrechnung auf die Zielpositionen werden nur die Orographieeffekte des Mikroskalen-Geländes modelliert, die Rauigkeit wird ignoriert. Somit wird angenommen, dass die Rauigkeit des Standardisierungs- und des Mikroskaligen Geländes gleich sind. Offshore (wo dies der Fall ist) sowie in bergigen Regionen (wo die Orographie der dominierende Einfluss ist) ist dies in der Regel unproblematisch. In Regionen, in denen die Geländeeffekte von wechselnden Rauigkeiten dominiert werden ist dies jedoch nicht empfehlenswert.
C: WAsP A-Parameter-Skalierung: Diese Methode führt WAsP-Berechnungen für die Zielposition durch und verwendet das Verhältnis der A-Parameter zwischen Ausgangs- und Zielposition, um die einzelnen Samples zu modellieren. Die Methode akzeptiert mehrere Ausgangshöhen. Wenn die Zielhöhe zwischen zwei der Ausgangshöhen liegt, wird interpoliert, liegt sie außerhalb des Bereichs der Ausgangshöhen wird das WAsP-Modell für die vertikale Extrapolation verwendet.
Seit windPRO 3.2 wird das A-Parameter-Verhältnis für mehrere Windgeschwindigkeiten ermittelt und windgeschwindigkeitsabhängig angewandt, um die Stabilitätskorrektur zu verbessern. Dies kann bei großen Höhenextrapolationen zu Unterschieden im Vergleich zu früheren Versionen führen.

Unter Standardisierungs-Terrain [alt: Upscale/Meso Terrain] wird das Gelände ausgewählt, das für die Generalization verwendet wird:

Zeitlich variierendes Meso-Terrain / Meso-Terrain mit Maximaler Rauigkeit / Meso-Terrain mit Minimaler Rauigkeit: Mesoskalenmodelle arbeiten intern mit jahreszeitlich variierenden Rauigkeits-Datensätzen, in Europa üblicherweise Sommer- (Mitte April bis Mitte Oktober) und Winterhalbjahr. Im Schritt der Generalization wird der Rauigkeitseinfluss aus den Meso-Zeitreihen herausgerechnet; grundsätzlich gilt dabei, dass höhere Rauigkeiten zu optimistischeren Ergebnissen führen. Es ist möglich, hier die jahreszeitlich variierende Rauigkeit zu verwenden, die Erfahrung hat allerdings gezeigt, dass die Resultate besser korrelieren, wenn beim Downscaling die Minimale Rauigkeit verwendet wird. Diese wird daher auch im EMD Default Meso Scaler verwendet.
Mikroskaliges Gelände: Diese Option wird standardmäßig im EMD Default Measurement Scaler verwendet, da eine Windmessung, anders als eine Mesoskalen-Modellierung, von der tatsächlichen Messumgebung geprägt wird.

Der Scaler eröffnet unterschiedliche Möglichkeiten für verschiedene Anwendungsfälle, sie alle haben aber dasselbe Ziel: Winddaten von einer Position an eine andere zu übertragen. In der Regel werden Sie keinen direkten Zugriff auf die verschiedenen Methoden benötigen – A wird automatisch verwendet, wenn Meso-Daten-Scaling ausgewählt ist, C wird beim Messdaten-Scaling verwendet. Für experimentelle Zwecke oder um Meso-Daten aus Drittquellen zu verwenden, können die benutzerdefinierten Möglichkeiten jedoch nützlich sein. Ein Beispiel für einen solchen Fall ist, wenn bei der Verwendung von Meso-Daten trotzdem die Stabilitätskorrektur der WAsP Heatflux-Parameter benutzt werden soll; hierfür müsste Methode C (WAsP A-Parameter-Skalierung), zusammen mit einer einzelnen Höhe der Mesodaten, gewählt werden.

RIX-Einstellungen

Innerhalb eines Scalers kann eine RIX-Korrektur vorgenommen werden. Die RIX-Werte werden anhand der Standardwerte für WAsP 11 und höher berechnet:

Berechnungsradius: 3500 m

Gefälle-Schwelle: 30%

Anzahl Sektoren: 12

Anzahl Untersektoren: 6

Verdrängungshöhe

Scaler → Register Verdrängungshöhe

Das Thema Verdrängungshöhen wird unter Hindernisse und Verdrängungshöhen sowie auf der Seite Verdrängungshöhen-Rechner erläutert. Beachten Sie, dass erst ab windPRO 3.1 der Verdrängungshöhen-Rechner auch für die Mastposition angewandt wird. In früheren Versionen wurde er lediglich für die WEA-Positionen verwendet.

Wird eine Berechnung, die in windPRO 3.0 unter Verwendung des Verdröngungshöhen-Rechners durchgeführt wurde, in einer späteren Version neu berechnet, werden sich die Ergebnisse entsprechend ändern, wenn der Mast sich im oder nahe beim Wald befindet.

Post-Kalibrierung

Mit einer Post-Kalibrierung können nach der Anwendung des physikalischen Strömungsmodells weitere, empirisch ermittelte Anpassungen in Abhängigkeit von der Windrichtung, der Tages- oder Jahreszeit vorgenommen werden.

Die Post-Kalibrierung ist ein sehr wichtiger Teil eines Scalers. Mesoskalen-Daten können häufig die Dynamik des Windes gut vorhersagen, benötigen aber stets eine Nachbearbeitung, um auch das absolute Niveau der Windgeschwindigkeiten gut zu treffen. Zusätzlich können in der Post-Kalibrierungen unzutreffende Tendenzen der Mesoskalen-Daten, z.B. bezüglich des Tagesgangs oder der sektorweisen Windgeschwindigkeiten, korrigiert werden. Im Zusammenhang mit Windmessungen kann eine Post-Kalibrierung beispielsweise verwendet werden, um Mastschatten herauszurechnen oder im Fall von Gondelmessungen um Kalibrierungsprobleme zu beheben (siehe hierzu auch PERFORMANCE CHECK).

Einfache Post-Kalibrierung anhand von WEA-Erträgen

Eine Post-Kalibrierung benötigt normalerweise eine lokale Datenquelle, gegen die die Kalibrierung durchgeführt wird. Im einfachsten (aber auch ungenausten) Fall ist dies die Windindex-Korrigierte Produktion (WKP) von existierenden WEA, die in der Nähe des beplanten Standorts stehen.

Die WKP wird im Existierende WEA-Objekt als Eigenschaft angegeben. Wird dann eine PARK-Berechnung durchgeführt, zeigt windPRO auf dem Bericht Referenz-WEA einen Gütefaktor an, der angibt, um wie viel Prozent die Ausgangs-Winddaten korrigiert werden müssen, um die WKP zu treffen.

Achtung: Bezugsgröße ist hier historisch bedingt die Produktion, nicht die mittlere Windgeschwindigkeit. Da die Post-Kalibrierung auf Windgeschwindigkeiten wirkt, muss der Gütefaktor etwa halbiert werden; also: ist der Gütefaktor z.B. 106%, so ist die Haupt-Skalierung für die Post-Kalibrierung 1,03 (Daumenregel: Die Produktion nimmt etwa doppelt so stark zu wie die Windgeschwindigkeit).

Eventuell benötigt diese Methode weitere Iterationen, bevor die WKP bestmöglich getroffen wird.

Post-Kalibrierung anhand von Messzeitreihen oder WEA-SCADA-Zeitreihen

Wenn eine lokale Zeitreihe vorliegt, anhand derer eine Post-Kalibrierung von Meso-Daten vorgenommen werden soll, so wird die Bestimmung der Postkalibrierungs-Faktoren in der Regel im METEO-Analyzer (für Windmessungen) oder in PERFORMANCE CHECK (für WEA-SCADA-Zeitreihen) vorgenommen.

Es sei an dieser Stelle darauf hingewiesen, dass dieser Einsatz der Postkalibrierung eine mögliche Alternative zu einer Langzeitkorrektur mit MCP ist. Bei MCP entfällt die Möglichkeit, Tages- und Jahresgänge anzupassen, dafür bietet MCP in der Regel eine bessere Handhabung von unterschiedlichen Richtungsverteilungen. Eine Entscheidung für den einen oder anderen Weg muss anhand der Qualität der Eingangsdaten und der Anforderungen an die Ergebnisse getroffen werden.

Der empfohlene Ablauf einer Post-Kalibrierung anhand von Messzeitreihen oder WEA-SCADA-Zeitreihen ist wie folgt:

Ermittlung der Hauptskalierung und des Haupt-Offsets
Kalibrierung nach Sektor
Kalibrierung nach Monat
Erneute Kalibrierung nach Sektor
Wenn benötigt: Kalibrierung nach Tageszeit

Ad 1 – Die Hauptskalierung / der Hauptoffset werden benötigt, um das Energieniveau von Meso-Daten in den grundsätzlich richtigen Bereich zu bringen. Dies kann Skalierungen um bis zu 25% nach oben oder unten erforderlich machen. Generell kann damit gerechnet werden, dass Mesoskalen-Modelle die Windverhältnisse umso stärker überschätzen, je weiter von der Küste der Standort liegt. Die Hauptskalierung muss vorgenommen werden, bevor genauere Skalierungen (wie in den Schritten 2-5) durchgeführt werden.

Wenn keine ausreichenden Referenzdaten vorliegen, führen Sie eine einfache Post-Kalibrierung anhand von WEA-Erträgen durch. Wenn aber die Referenzdaten als Zeitreihe vorliegen, sollte die Haupt-Skalierung und der Haupt-Offset mittels MCP und Excel ermittelt werden.

Ad 2 – Wenn eine grundsätzliche Anpassung des Energieniveaus stattgefunden hat, beginnt die Feinjustierung, in der Regel mit einer Anpassung der mittleren Sektor-Windgeschwindigkeiten (siehe Post-Kalibrierung nach Richtung, Tages- und Jahreszeit). Beachten Sie, dass die Sektorhäufigkeiten bereits weitgehend übereinstimmen sollten, bevor Sie die Sektor-Windgeschwindigkeiten ändern, da ansonsten kritische Änderungen des Energieniveaus möglich sind. Verwenden Sie zur Evaluation, ob Richtungshäufigkeiten angeglichen werden müssen, den METEO-Analyzer (METEO-Analyzer → Register Grafiken → Unterregister Windrose → Häufigkeit ) und/oder MCP Berechnungsfenster MCP → Register Justierung → Felder Richt.wechsel . Korrigieren Sie die Richtungen ggf. im jeweiligen METEO-Objekt durch einen Offset (siehe Rekalibrieren von Messdaten).

Ad 3 – Eine Post-Kalibrierung nach Monat kann verwendet werden, um unzutreffende saisonale Trends der Meso-Daten aufgrund von wechselnder Rauigkeit zu korrigieren. Die Oberflächenrauigkeit wechselt nach Vegetationsperiode, teilweise sogar sehr deutlich (z.B. bei Maisanbau oder bei langanhaltenden Schneedecken im Winter). Mesoskalen-Modelle kompensieren dies zum Teil, Mikroskalen-Modelle aber nicht. Dies führt zu einem saisonalen Bias von modellierten Daten gegenüber Messungen, die über die Post-Kalibrierung ausgeglichen werden sollten (siehe Post-Kalibrierung nach Richtung, Tages- und Jahreszeit).

Ad 4 – die Saisonale Korrektur in Schritt (3) beeinflusst auch die Richtungs-Windgeschwindigkeiten, da einige Richtungen in bestimmten Jahreszeiten häufiger vorkommen als in anderen. Da die Richtungs-Kalibrierung als besonders wichtig gilt, wird empfohlen, diese nach der Saisonalen Korrektur erneut durchzuführen. Beachten Sie, dass die Kalibrierungsfaktoren, die hier anhand der Techniken im Abschnitt Post-Kalibrierung nach Richtung, Tages- und Jahreszeit gefunden werden, mit den Faktoren aus Schritt (2) multipliziert werden müssen.

Ad 5 – Eine Kalibrierung nach Tageszeit kann als letzter Schritt durchgeführt werden (siehe Post-Kalibrierung nach Richtung, Tages- und Jahreszeit). Eine gute Abbildung des korrekten Tagesgangs kann beispielsweise in Verhandlungen eines Power Purchase Agreements (PPA, Vertrag über den Ankauf von elektrischer Energie aus WEA) eine wichtige Rolle spielen, da die Tageszeit, zu der Erträge anfallen unter anderem auch darüber entscheiden, wie viel Speicher- oder Reservekapazität vorgehalten werden müssen.

Die Post-Kalibrierung nach Windgeschwindigkeit (im obigen Ablauf nicht genannt) ermöglicht es, für bestimmte Windgeschwindigkeitsklassen feste Skalierungsfaktoren anzugeben. Ein sinnvoller Einsatz hierfür ist beispielsweise eine nicht-lineare Nachkalibrierung von Windgeschwindigkeiten aus Gondelmessungen. Sie sollte jedoch mit äußerster Vorsicht angewandt werden, wenn die Höhe, in der die Postkalibrierungs-Faktoren bestimmt werden, und die Höhe, auf die sie angewandt werden (also die Nabenhöhe der WEA), sich unterscheiden. Die Postkalibrierung unterscheidet nicht zwischen 8 m/s in 30 m Höhe und 8 m/s in 80m Höhe über Grund – für das Windprofil hat es aber durchaus eine Bedeutung, wenn die 8 m/s ungeachtet der Höhe mit einem festen Faktor multipliziert werden.

Ermittlung der Haupt-Skalierung und des Haupt-Offsets mittels MCP

Wenn die Post-Kalibrierung eingesetzt wird, um die Beziehung zwischen Mesoskalen-Daten und einer Mastmessung zu simulieren, ist eines der Ziele stets, aus den Meso-Daten eine vergleichbare Windgeschwindigkeits-Verteilung wie am Mast erzeugen zu können. Dies kann mit der im Folgenden beschriebenen Prozedur erreicht werden.

Es wird dazu in MCP die Messzeitreihe als lokale Zeitreihe verwendet. Als Referenzzeitreihe wählen Sie Scaler auf Referenzdaten anwenden mit dem EMD Default Meso-Scaler und der gewünschten Mesoskalenzeitreihe. Diese wird durch den Scaler an die Position der Messung modelliert. Wenden Sie auf dem Register Justierung ggf. notwendige Filter an.

Die mittlere Windgeschwindigkeit und die Standardabweichung beider Zeitreihen wird hier angegeben:

Berechnungsfenster MCP (DE) → Register Modell-Input → Statistiken

(Hier klicken für Versionen vor windPRO 3.2)

In MCP2005 werden auf dem Correlate-Register nach dem Einladen der Daten die Mittlere Windgeschwindigkeit und Standardabweichung für beide Zeitreihen angegeben:

Wird in der MCP-Analyse festgestellt, dass die Messdaten eine signifikanten Richtungsverdrehung gegenüber den Referenzdaten haben, kann dies auf ein Kalibrierungsproblem der Windfahne des Messmasts hinweisen. Dies sollte durch eine Rekalibrierung im METEO-Objekt behoben werden, bevor fortgefahren wird.

Ziel ist, dass die kumulative Verteilung der modellierten Daten denen der Messung entsprechen soll:

Um dieses Ziel zu erreichen, werden Skalierung und Offset, die nach der Modellierung angewandt werden (=Post-Kalibrierung) nach den folgenden Formeln bestimmt:

Oder, in Excel (Formeln unter den Ergebnisfeldern):

Die so berechneten Skalierungs- und Offset-Parameter werden dann im Scaler als Hauptskalierung / Hauptoffset angegeben und bilden gegebenenfalls den Ausgangspunkt für weitere Post-Kalibrierungen:

Post-Kalibrierung nach Richtung, Tages- und Jahreszeit

Im Folgenden wird die Ermittlung von Post-Kalibrierungs-Parametern für eine Anpassung der richtungsweisen Windgeschwindigkeiten (Sektor) an eine Referenzquelle, z.B. eine Mastmessung oder SCADA-Daten einer WEA, dargestellt. In Bezug auf den Ablauf der Aktionen lässt sich dieses auch auf die Anpassung des Jahres- oder Tagesgangs (Monat bzw. Tageszeit) übertragen.

Die Ermittlung der Parameter wird im METEO-Analyzer durchgeführt. Ausgangspunkt ist die Erzeugung einer künstlichen Zeitreihe durch den Scaler an der Position der Referenzdaten-Zeitreihe (siehe METEO-Analyzer:Scaling).

Rufen Sie nach Erzeugen der Zeitreihe auf: METEO-Analyzer → Register Grafiken → Unterregister Zeitreihe → Radar .

Mit der Excel-Schaltfläche in der linken oberen Ecke jeder Grafik im METEO-Analyzer können die Daten der Grafik in die Zwischenablage und von dort aus in Excel kopiert werden:

Beachten Sie die Warnung für Polare Grafiken im Bild oben, um die Richtungsangaben im Folgenden besser interpretieren zu können. Die Reihenfolge der exportierten Daten ist dennoch stets ab Nord im Uhrzeigersinn, die Richtungen sind im Grafiktool nur anders benannt.

Beispiel einer Kopie der obigen Grafik in Excel (Spalten A-D) sowie einer Berechnung des Verhältnisses der richtungsweisen mittleren Windgeschwindigkeiten (Spalte F):

Spalte F ist der Faktor, mit der eine durch den Scaler berechnete Windgeschwindigkeit multipliziert werden muss, um die gemessenen Verhältnisse besser zu repräsentieren.

Die Daten werden in den Scaler kopiert:

Scaler → Register Post-Kalibrierung → Häkchen Sektor → [ggf. Sektorzahl anpassen] → Schaltfläche Einfügen aus Zwischenablage

Wird anschließend die Scaler-Zeitreihe erneut erzeugt, ergibt sich in aller Regel eine vollständige Übereinstimmung der mittleren Windgeschwindigkeiten in allen Sektoren zwischen der gemessenen und der Scaler-Zeitreihe in der Messhöhe, die dem Prozess zugrunde gelegt wurde. Auf anderen, ebenfalls durch den Scaler erzeugten Messhöhen am selben Mast kann es dennoch zu Abweichungen kommen, z.B. durch den Mastschatten.

Nach den Sektorweisen Windgeschwindigkeiten können andere aggregierte Ergebnisse evaluiert werden:

Jahresgang:

Die Variation der Windgeschwindigkeiten während des Jahres stimmt gut überein. Wenn es einen nennenswerten Jahreszeitlichen Bias gäbe (z.B. aufgrund von jahreszeitlich variierender Vegetation und somit Rauigkeit), könnte dieser mit derselben Technik behandelt werden, mit der auch die sektorweisen Windgeschwindigkeiten angepasst wurden. Dies trifft ebenso für den Tagesgang zu.

Beachten Sie, dass die Post-Kalibrierung auch als Kompensation für vom Modell ungenügend abgebildete Terraineffekte dienen kann. Wenn z.B. der Hügel-Speedup über- oder unterschätzt wird, kann dies durch Post-Kalibrierung ausgeglichen werden. In diesem Fall dürfte die Post-Kalibrierung aber natürlich nur in den Bereichen eingesetzt werden, in denen dieser Hügel-Speedup tatsächlich existiert. Insbesondere im Komplexen Gelände sollte deshalb die Post-Kalibrierung sehr vorsichtig angewandt werden.

Wenn mehrere Messmasten am Standort verfügbar sind, ermöglicht dies eine sehr viel bessere Überprüfung der Post-Kalibrierung.

Verdrängungshöhen-Rechner

Der Verdrängungshöhen-Rechner befindet sich auf dem Menüband Definitionen:

Weiterhin ist er von den Berechnungsmodulen und Werkzeugen aus zugänglich, in denen es angewendet werden kann, namentlich dem Scaler-Fenster, PARK-, RESOURCE- und MCP/STATGEN-Berechnungen.

Waldgebiete stellen besondere Anforderungen an die Modellierung von Windverhältnissen. Um den Waldeinfluss nachzubilden, wird eine sogenannte Verdrängungshöhe in Ansatz gebracht. Die Idee hinter der Verdrängungshöhe ist, dass das Windprofil durch den Wald nach oben verdrängt wird. Die Oberkante des Waldes wird dadurch für den Wind zur Geländeoberfläche, und der Fuß des WEA-Masts, der im Wald verborgen ist, trägt nicht zur Höhe der WEA über dieser angenommenen Geländeoberfläche bei.

Als Verdrängungshöhe (d, nach "displacement height") wird innerhalb des Waldes in der Regel die Waldhöhe oder ein signifikanter Anteil davon (z.B. 80%) angenommen. Der Verdrängungseffekt tritt auch in der direkten Umgebung des Waldes auf, es wird daher angenommen, dass d linear mit der Entfernung zum Waldrand abnimmt. Dies kann in komplexen Waldsituationen dazu führen, dass je nach Richtungssektor unterschiedliche Verdrängungshöhen für eine WEA benutzt werden müssen. Deren Berechnung ist die Aufgabe des Verdrängungshöhen-Rechners.

Messmasten (METEO-Objekte) können erst seit windPRO 3.1 mit dem Verdrängungshöhen-Rechner verarbeitet werden. In vorangegangenen Versionen konnte lediglich im METEO-Objekt eine omnidirektionale Verdrängungshöhe (also für alle Richtungen) definiert werden - siehe hier. Dies betraf Berechnungen mit STATGEN bzw. MCP und dem Scaler.

Links: Liste der verfügbaren Verdrängungshöhen-Profile. Mit den Knöpfen Neu, Kopie und Löschen können der Liste neue Profile hinzugefügt bzw. existierende gelöscht werden. Ein Profil wird durch einfachen Klick ausgewählt und seine Eigenschaften erscheinen im rechten Fensterteil.

Im Regelfall wird lediglich ein Verdrängungshöhen-Profil benötigt. Es können jedoch mehrere mögliche Datenquellen für die Waldausdehnung vorliegen oder der Effekt unterschiedlicher Parameter-Kombinationen soll evaluiert werden; in diesem Fall können mehrere Profile erzeugt werden.

Name: Kann jederzeit geändert werden.

Definition von Wald

Woran soll windPRO erkennen, wo Wald ist und wie hoch er ist?

Wenn alle Wälder in der Nähe der Windfarm eine einheitliche Höhe haben, kann eine Rauigkeitskarte verwendet werden, um die Wälder zu definieren:

Dabei wird angenommen, dass ein bestimmter Rauigkeitsbereich (Standardeinstellung Rauigkeitsklasse 3 – 5) Wald repräsentiert und diesem wird eine feste Höhe (Standardeinstellung 15 m) zugewiesen.

Vorsicht ist bei dieser Methode geboten, wenn auch andere Rauigkeiten im definierten Bereich in der direkten Umgebung der Windfarm vorkommen, z.B. Siedlungs- oder Gewerbegebiete.

Wenn die Wälder unterschiedlich hoch sind, werden spezifischere Datenquellen benötigt:

Dies können sein:

Ein Areal-Objekt mit Höhenelementen. Dabei ist nicht relevant, für was für einen Zweck das Areal-Objekt definiert ist (also für ZVI, Rauigkeiten, NORD2000 etc.). Es muss lediglich sichergestellt sein, das den Flächentypen, die als Wald berücksichtigt werden sollen, die korrekte Höhe ü.Gr. zugewiesen ist (siehe rechts). Flächentypen, die nicht als Wald berücksichtigt werden sollen, müssen die Höhe 0,00 m haben. Wird Zweck Rauigkeit verwendet, wird dem Hintergrund automatisch die Höhe 0 m zugewiesen. Soll diese verändert werden, muss (zusätzlich) Zweck ZVI gewählt werden.

Höhenraster-Objekt mit Baumhöhen: Es wird das Objekt sowie eine Datenebene innerhalb des Objekts gewählt. Auch hier sollte darauf geachtet werden, dass das Höhenraster-Objekt nicht für die Berechnung des Digitalen Geländemodells (DGM) verwendet wird (Höhenraster-Objekt --> Register Daten --> Z-Höhen hiermit berechnen ausschalten ).

(Hier klicken für Versionen vor windPRO 3.4)

Die folgende Option wurde wegen Schwierigkeiten in der Umsetzung in windPRO 3.5 wieder entfernt:

Ein Linienobjekt mit Baumhöhen. Das Linienobjekt muss dabei den Verwendungszweck: Höhenlinien haben, es darf aber nicht als Digitales Geländemodell verwendet werden: Linien-Objekt --> Register DGM--> Z-Höhen hiermit berechnen ausschalten . Beim Digitalisieren der Wälder wird jedes Waldgebiet mit einer Linie umfahren, der als Höhe die Waldhöhe zugewiesen wird. Ähnlich der Geländehöhendefinition wird hierbei die Höhe der Bäume aus den umgebenden Punkten auf den Linien ermittelt, d.h. zur korrekten Berechnung müssen die Waldgebiete noch einmal mit einer 0 m-Linie umgeben werden, wenn sich neben dem Wald freie Fläche befindet.

Darunter folgen Einstellungen zur Berechnung der Verdrängungshöhen:

Verdrängungshöhe ist Baumhöhe mal…: Als Standardeinstellung ist hier ein Faktor von 1,0 genannt, d.h. die Verdrängungshöhe entspricht der Baumhöhe, so wie sie im Abschnitt darüber definiert ist. Einige Literaturquellen geben abweichende Größen an, in der Regel zwischen 0,75 und 1,50. Generell gilt, dass mit zunehmender Dichte des Waldes die Verdrängungshöhe zunimmt. In lichtem Wald nimmt dagegen die Waldrauigkeit zu, die Verdrängungshöhe aber ab. Wenn eine Windmessung im Wald vorliegt, kann der tatsächliche Faktor anhand des gemessenen Windprofils abgeschätzt werden (METEO-Objekt ⇒ Register Grafiken ⇒ Unterregister Profil ⇒ Verdr.-Höhe ).

Lineare Abnahme der Verdrängungshöhe ab Waldrand im Lee des Waldes (in Windrichtung hinter dem Wald) und im Luv des Waldes (in Windrichtung vor dem Wald): Auch außerhalb des Waldes treten Verdrängungshöhen auf – im Lee durch den Nachlauf, im Luv durch einen Staudruck, der vor dem Wald entsteht. Die angegebenen Faktoren werden mit der Waldhöhe mutipliziert, also z.B. Waldhöhe 20 m mal Faktor 50 führt zu einer linearen Abnahme über 1000 m. Befindet sich ein Standort im Lee eines Waldes und im Luv eines anderen Waldes, so wird die höhere Verdrängungshöhe angenommen.

Die Berechnung der Verdrängungshöhen wird in 3°-Schritten durchgeführt und über einen Sektor gemittelt, so dass ein Wald, der nur einen Teil des Sektors ausfüllt, zu einer verminderten Verdrängungshöhe führt. Liegen in einer Richtung mehrere Wälder unterschiedlicher Höhen hintereinander, so wird die höchste berechnete Verdrängungshöhe berücksichtigt.

Der Knopf Als Standard speichern bezieht sich ausschließlich auf die unteren drei Eingabefelder.

Zur Modellierung von Wald mit Verdrängungshöhen (Englisch "Displacement height" oder "Zero plane displacement") wurde eine Vielzahl von wissenschaftlichen Studien veröffentlicht, z.B. ^[5], ^[6] und weitere ^[7]. EMD hat mehrere Testprojekte durchgerechnet, bei denen die Methode gute Performance gezeigt hat. Dennoch ist es natürlich keine sehr präzise Methode, da z.B. die Dichte und Ausdehnung des Waldes nicht berücksichtigt wird. Die Implementierung der Methode stellt jedoch einen deutlichen Fortschritt gegenüber den vorherigen Möglichkeiten dar.

Ein Ansatz die Windverhältnisse an und in Wäldern besser zu modellieren ist die Verwendung des ORA-Ansatzes ("Optimized Roughness Approach") in Kombination mit dem Verdrängungshöhen-Rechner. Dabei wird auch die Waldbeschaffenheit über die Änderung der Rauigkeit im Wald berücksichtigt.

RIX-Korrektur

Achtung: Um eine standortspezifische RIX-Korrektur durchführen zu können, muss ein Korrekturparameter ermittelt werden, der mindestens zwei Messmasten am Standort erfordert!

Der RIX (Ruggedness Index, in etwa "Schroffheits-" oder "Zerfurchtheits"-Index) ist definiert als der Flächenanteil um ein Objekt, der einen bestimmten Gefälle-Schwellenwert überschreitet. Etwa ab einem Gefälle von 30% beginnen Strömungsabrisse bzw. -ablösungen über dem Gelände, wodurch die Modellannahmen von WAsP, nämlich die einer laminaren Strömung, nicht mehr zutreffen. Untersuchungen zeigen, dass RIX-Werte verwendet werden können, um WAsP-Modellierungen zu verbessern, wenn dies der Fall ist. Dabei wird anhand des Unterschieds der RIX-Werte für verschiedene bekannte Positionen (des sog. Delta RIX) ein Korrekturparameter ermittelt, über den dann bei der Prognose weiterer Positionen eine Skalierung der Ergebnisse vorgenommen wird.

Die Methodik wird erläutert in Mortensen et al.: Improving WAsP predictions in (too) complex terrain^[8]. Eine Validierung der Methode wird in Mortensen et al.: Field validation of the delta RIX performance indicator for flow in complex terrain^[9] präsentiert.

Ab windPRO 3.0 ist es möglich, eine RIX-Korrektur in der Ertragsprognose zu berücksichtigen. Zuvor konnte lediglich der RIX berechnet werden, aber keine Korrektur durchgeführt werden. Um eine RIX-Korrektur durchführen zu können, muss ein standortspezifischer Korrekturparameter ermittelt werden, der mindestens zwei Messmasten am Standort erfordert. Zur Ermittlung des Korrekturparameters kann die Kreuzvorhersage verwendet werden.

RIX-Korrektur in RESOURCE und PARK (ohne Scaler)

Die RIX-Korrektur wird hier über ein separates Register in den Berechnungseinstellungen zu PARK und RESOURCE definiert.

Bei der RIX-Korrektur in RESOURCE oder PARK (ohne Scaler) können umfassende Anpassungen des Modells vorgenommen werden.

Unter RIX-Berechnung wird definiert, wie der RIX berechnet wird.

Der RIX wird in der Regel nur für die direkte Umgebung der Position ermittelt, hier 3500 m Radius. Die Berechnung des RIX geschieht strahlenförmig in 5°-Schritten, wobei jeder Bereich mit einem Gefälle >30% auf den RIX angerechnet wird. Die RIX-Korrektur kann richtungsweise (Gewichtung der Richtungen: Häufigkeit) oder über alle Richtungen gleich verteilt vorgenommen werden.

Eine RIX-Korrektur wird nur durchgeführt, wenn die Checkbox RIX-Korrektur in Berechnungsergebnissen gesetzt ist. Alpha ist der standortspezifische Korrekturparameter, der über METEO-Analyzer --> Kreuzvorhersage aus mindestens zwei Messmasten am Standort ermittelt wird.

Die RIX-Korrektur kann nach Abschluss einer PARK-Berechnung über Ergebnis in Datei exportiert werden (Ergebnisse Park result; Park result, sector wise und Park result, WAsP 11).

Die RIX-Korrektur wird weiterhin auf einem eigenen Bericht dokumentiert:

Der delta RIX wird hier über alle Sektoren gemittelt dargestellt. Dort, wo eine Korrektur angegeben ist, hat der delta RIX in mindestens einem Sektor den Schwellenwert („Keine RIX-Korrektur für delta RIX in Intervall…“) überschritten. Über die Darstellungsoptionen des Berichts ist auch eine sektorweise Darstellung verfügbar.

RIX-Korrektur bei Scaler-basierten Berechnungen

Bei der RIX-Korrektur über den Scaler Scaler --> RIX-Einstellungen ist lediglich die Eingabe des standortspezifischen Korrekturparameters (RIX alpha) nötig und es kann eine Entscheidung über eine Omidirektionale oder eine Sektorweise Korrektur getroffen werden:

Der RIX wird in diesem Fall von WAsP berechnet, weshalb auch die Parameter bezüglich Radius und Gefälle-Schwelle hier nicht in windPRO gesetzt werden, sondern es werden die WAsP-internen Werte verwendet.

Die RIX-Korrektur kann nach Abschluss einer PARK-Berechnung über Ergebnis in Datei exportiert werden (Ergebnis Park result, sector wise).

Langzeitkorrektur mit MCP

Die Kurzanleitung für MCP finden Sie hier.
Das Reference Manual mit detaillierter Erläuterung der verwendeten Methoden in MCP finden Sie hier.

MCP ist ein fortschrittliches Werkzeug zur Durchführung von Langzeitkorrekturen.

Das Modul befindet sich im Menüband Klima:

Das Modul MCP koexistiert mit der Vorgängerversion, die jetzt unter dem Namen MCP2005 läuft (nach dem Veröffentlichungsjahr 2005).

Im Allgemeinen werden Windmessungen nur für einen begrenzten Zeitraum durchgeführt, so dass die Windgeschwindigkeiten von den langfristigen Erwartungen abweichen können. Werden diese kurzfristigen Messungen in einer AEP-Berechnung weiterverwendet, können die Energieschätzungen Fehler enthalten oder nicht als langfristig repräsentativ angesehen werden.

Der Zweck des MCP-Moduls besteht darin, die Werkzeuge und Methoden bereitzustellen, die zur Berechnung des potenziellen langfristigen Windklimas am Standort erforderlich sind.

Das MCP-Modul besteht aus den folgenden Methoden:

Einfache Skalierung der mittleren Windgeschwindigkeit
Lineare Regression
Matrix
Neuronales Netz
Solver-basiert (für Scaler)
Lokale Skalierung

Die detaillierte Dokumentation der einzelnen Methoden finden Sie hier: https://help.emd.dk/knowledgebase/content/ReferenceManual/MCP.pdf.

Zusätzlich sind zahlreiche weitere Features für die Durchführung von Evaluationen verfügbar, z.B. der Langzeitreihe, der geeigneten Langzeit-Periode oder der Justierungen, die an den involvierten Daten vorgenommen werden sollten. Einige dieser Werkzeuge werden unten kurz eingeführt, eine umfassende Beschreibung finden Sie in Kapitel 7 des oben verlinkten Dokuments.

Evaluierung der Langzeitreihe: Die gewählte Referenzzeitreihe kann alternativen Referenzen gegenüber gestellt werden. Diese können direkt als vorberechnete Windindices für einen 20-Jahres-Zeitraum im MCP-Modul heruntergeladen werde, wobei jeweils der nächstgelegene Punkt heruntergeladen wird. Alternativ können zusätzliche Referenzdaten auch aus METEO-Objekten oder in PERFORMANCE CHECK erzeugt werden.

Die Funktion Referenz-Vergleich hilft bei der Einschätzung, wie eine Alternative Referenz das Ergebnis gegenüber der Gewählten Referenz verändern würde.

Auto-Zeitoffset: Auf dem Register Justierung findet MCP selbständig den Zeitoffset für die Langzeit-Referenz mit der besten Korrelation der Windgeschwindigkeit beider Zeitreihen. Dieses Werkzeug kann Teil des Auswahlprozesses der Referenzzeitreihe sein.
Auto-Richtungswechsel: Ebenfalls auf dem Register Justierung kann eine automatische Korrektur für die bestmögliche Richtungsübereinstimmung beider Zeitreihen auf Standort- oder Langzeit-Zeitreihe angewandt werden.
Konzeptwahl: Auswahl zwischen
- einer klassischen Langzeitkorrektur, deren Ausgabe eine Standort-Langzeitreihe oder eine darauf basierende Windstatistik ist oder
- einem Skalierungs-Ansatz, der eine Kurzzeitreihe (Zeitraum der Standortmessung) generiert, die Skaliert wurde, um langzeit-repräsentativ zu sein, aber die lokale Dynamik und Richtungsverteilung beibehält
Slicing: Auf dem Register Modelle LZ kann eine umfassendere Bewertung der Leistungsfähigkeit der Methoden vorgenommen werden, indem der Datensatz in zwei gleich lange Teile aufgeteilt wird, von denen einer zum Trainieren und einer zum Testen der Modelle/Methoden verwendet wird. Es stehen verschiedene Periodenaufteilungen zur Verfügung. Für ein umfassendes Bild sollten alle Aufteilungen verwendet werden. Die Streuungsbreite der Ergebnisse kann als Hinweis auf die Unsicherheit der Methode dienen.
Unsicherheit: Auf dem Register Konzeptwahl wird ein Unsicherheitswert für die Eingangesdaten, basierend auf Korrelation, Länge und Windindex des Abgleichszeitraums, Variabilität ausgegeben, basierend auf Klintø 2013^[10]
Session-Konzept: Übersichtliche Organisation und Vergleich von Versuchen mit verschiedenen Langzeit-Referenzen.

Menüband Klima →

Session öffnen erzeugt eine neue Session

Einstellungen

Berechnungseinstellungen MCP2005 ⇒ Register Einstellungen

In MCP2005 kann direkt eine regionale Windstatistik aus der langzeitkorrigierten Zeitreihe erzeugt werden kann, ohne dass eigens eine STATGEN-Berechnung gestartet werden muss. Dafür wird ein Terraindatenobjekt mit Zweckbestimmung STATGEN vorliegen.

Wenn mehrere Terraindatenobjekte verfügbar sind, muss dasjenige, das für die Windstatistik-Erzeugung verwendet werden soll, auf diesem Register ausgewählt werden.

Wenn ein Windindex berechnet wird – sei es im Rahmen der Windindex-Methode, sei es zur Ausgabe der in der Ergebnistabelle angezeigten Windindices – werden einige Einstellungen benötigt. Siehe hierzu die Beschreibung der Windindex-Methode.

Measure

Laden der Daten

Starten Sie die MCP-Berechnung aus dem Berechnungsfenster durch einen Klick auf den grünen Pfeil vor dem Modul MCP in der rechten Spalte. Wenn der Pfeil gelb ist, ist die Lizenz für das Modul auf dem Rechner nicht aktiviert.

Sie beginnen auf dem Register Measure und arbeiten sich im Lauf der Analyse nach rechts vor. Das Measure-Register sieht (mit bereits geladenen Daten) wie folgt aus:

Wählen Sie ganz oben aus, ob für den Langzeitraum eine Zeitreihe vorliegt oder lediglich eine Häufigkeitsverteilung; je nach Auswahl müssen Sie darunter zwei oder drei Datensätze mit Winddaten auswählen. Wenn Ihre Langzeitdaten in Form einer Häufigkeitsverteilung vorliegen, dann ist die dritte Eingabe, die verlangt wird, eine Zeitreihe für den Zeitraum der Standortmessung (Abgleichzeitraum) am Referenzstandort. Diese wird benötigt, um die Beziehung zwischen den beiden Standorten herzustellen. Klicken Sie jeweils auf den kleinen Pfeil bei Daten wählen, um das richtige METEO-Objekt und die richtige Messhöhe auszuwählen.

Klicken Sie auf Daten laden, um die ausgewählten Daten in das MCP-Modul einzuladen. Die längstmögliche Zeitreihe erscheint im Grafikfenster (Lokale Daten: blau; Referenzdaten: rot). Mit den Optionen unter dem Grafikfenster können Sie z.B. auswählen, ob Windgeschwindigkeit, -richtung oder -energie angezeigt werden oder die Anzeige auf den Abgleichzeitraum beschränken.

Anmerkung: Wenn mindestens 5 Jahre Referenzdaten vorliegen, wird die Jährliche Variabilität der Langzeit-Referenzdaten berechnet (im unteren Bereich des Fensters). Dieser Wert kann in der LOSS&UNCERTAINTY-Berechnung verwendet werden.

Die wichtigste Aufgabe auf diesem Register ist, festzustellen, ob die Langzeitdaten konsistent sind. Langzeitdaten können Inkonsistenzen oder Trends enthalten; im Fall von Messdaten meteorologischer Stationen können diese z.B von wachsender Vegetation oder Stadtentwicklung um den Messstandort herrühren. Bei Reanalyse- oder Mesoskalen-Zeitreihen können sie durch Änderungen des Modells, der Datenquellen oder der Datenaufbereitung kommen.

Inkonsistente oder trendbehaftete Daten sind für eine Langzeit-Korrektur nicht geeignet! Eine Möglichkeit, solche Situationen zu identifizieren, ist es, eine unabhängige Langzeit-Zeitreihe als Standortdaten zu laden (z.B. eine weitere Reanalyse- oder Mesoskalen-Quelle) und diese beiden Zeitreihen dann grafisch zu vergleichen.

Beurteilen der Konsistenz der Langzeitdaten

Es ist essenziell für eine erfolgreiche Langzeit-Korrektur, dass die Langzeitdaten über den gesamten Zeitraum konsistent sind.

Wenn es sich bei der Langzeitmessung um eine ordentlich dokumentierte Mastmessung handelt, lassen sich Inkonsistenzen aber am besten an der Geschichte einer Messung ablesen. Die häufigsten Quellen für Inkonsistenzen dort sind:

Die Position des Messmasts wurde geändert
Messhöhen wurden geändert
Anemometer wurden gegen andere Instrumente mit anderer Kalibration ausgetauscht
Gebäude wurden im Einzugsbereich des Masts entfernt oder errichtet
In der Nähe des Messmasts wachsende Bäume sind eine besonders schwierig aufzuspürende Quelle von Inkonsistenz, da das Wachstum sich über Jahre oder Jahrzehnte hinzieht; insbesondere niedrige Masten haben mit diesem Problem zu kämpfen.

Inkonsistenzen in Reanalysedaten sind schwieriger zu analysieren, da diese aus vielen verschiedenen Quellen zusammengestellt werden. Dies macht sie weniger anfällig gegenüber Inkonsistenzen in einer einzigen Datenquelle; sie sind jedoch keineswegs perfekt, und die Datenquellen, die den Reanalysen zugrunde liegen, ändern sich im Laufe der Zeit.

Um die Langzeit-Konsistenz von Daten zu bestimmen, können beispielsweise die Zeitreihen-Grafiken auf dem Measure-Register mit einem großen Mittelungsintervall dargestellt werden: Plötzliche Sprünge oder abfallende Trends können auf Inkonsistenzen hinweisen.

Dies wird am einfachsten ermittelt, indem man zwei unabhängige Langzeit-Zeitreihen lädt und vergleicht (eine davon muss als Standort-Zeitreihe deklariert werden, dies ist aber kein Problem für MCP).

Als Daumenregel können Referenzdaten erst ab dem Zeitpunkt nach der letzten Inkonsistenz verwendet werden. Daten vor der Inkonsistenz müssen mit Hilfe der Filter (s.u.) deaktiviert werden.

Filtern der Daten

Die Grafik mit den roten und blauen Linien bietet eine erste visuelle Kontrolle der Korrelation. Übereinstimmende Linien bedeuten, dass ähnliche Variationen im Windklima in beiden Datensätzen erkennbar sind, was eine Minimalanforderung an die Korrelation ist.

Daten können jedoch auf unterschiedliche Weise verschoben sein, so dass eine gute Korrelation erschwert oder unmöglich gemacht wird. Diese Verschiebungen können mit den Filteroptionen auf der linken Seite kompensiert werden.

Im oberen Teil des Filter-Bereichs kann angekreuzt werden, welche Filter auf welche der beiden Datenquellen (Lokale oder Referenzdaten) angewendet werden sollen. Die ausgewählten Kombinationen werden dann im unteren Bereich aktiv.

Dort gibt es fünf Register für die fünf unterschiedlichen Filter. Jedes Register ist wiederum unterteilt in zwei vertikale Register, die sich auf die Lokalen (blau) und die Referenzdaten (Rot) beziehen. Die möglichen Filtereinstellungen sind:

Deaktiviert: Hier kann eingestellt werden, dass Daten, die innerhalb des METEO-Objekts deaktiviert wurden, für die MCP-Analyse dennoch verwendet werden. Standardeinstellung ist, dass deaktivierte Daten auch in MCP nicht verwendet werden.

Datum: Es kann eine spezifischer Zeitraum ausgewählt werden. Daten außerhalb dieses Zeitraums werden nicht verwendet.

Mittelung: Diese Funktion ist nützlich, wenn z.B. die lokalen Daten 10-Min-Mittelwerte sind, die Referenzdaten aber Stunden- oder 3-Stunden-Werte sind, die jeweils das Mittel dieser Periode darstellen und nicht, wie üblich, das Mittel der letzten 10 Minuten dieses Zeitraums. Der Mittelungszeitraum sollte für beide Zeitreihen identisch sein. Mit dem Mittelungsfilter wird die ausgewählte Datenreihe über einen definierten Zeitraum gemittelt, so dass z.B. Stundenmittel aus 10-Minuten-Daten erzeugt werden können. Es wird ein gleitendes Mittel aus den Werten des jeweiligen Intervalls vor einem Zeitstempel erzeugt. Die Anzahl der Datensätze ändert sich nicht.

Zeitverschiebung: Wenn zwischen den Lokalen und den Referenzdaten eine Zeitverschiebung herrscht, so kann dies hier korrigiert werden, indem Tage, Stunden, Minuten oder Sekunden zu den Zeitstempeln addiert oder von diesen subtrahiert werden. Da einige der MCP-Methoden eine Transferfunktion zwischen Datensätzen mit übereinstimmenden Zeitstempeln ermitteln, ist es wichtig, dass zwei übereinstimmende Zeitstempel der beiden Zeitreihen sich auch auf denselben Zeitpunkt beziehen.

Richtungswechsel: Addiert oder subtrahiert eine Verdrehung der Windrichtung für lokale oder Referenzdaten

Wenn eine oder mehrere Filteroptionen ausgewählt und spezifiziert wurden, drücken Sie Ausgewählte Filter auf Zeitreihe anwenden. In der Zeitreihen-Grafik erscheint daraufhin zusätzlich eine etwas dunklere Linie mit der gefilterten Zeitreihe.

Alle Filter zurücksetzen löscht die bereits definierten Filter wieder.

Meteo-Objekt mit gefilterten Daten erzeugen platziert ein neues Meteo-Objekt mit den gefilterten Daten an der Position und in der Messhöhe der Standortdaten.

Correlate

Der Zweck des Correlate-Registers ist es, die Korrelation im Abgleichzeitraum zu überprüfen. Im Grunde ist dies ein Prozess, der bereits auf dem Measure-Register begonnen hat und der auf dem Predict-Register fortgesetzt wird, nachdem die jeweilige Voraussagemethode (und demnach auch Korrelationsmethode) ausgewählt wurde. Auf dem Correlate-Register wird aber der Großteil der Korrelations-Analyse durchgeführt.

Eine Korrelation liegt vor, wenn eine systematische Beziehung zwischen zwei Datensätzen gefunden werden kann. Diese Beziehung kann linear, polynominal oder nichtlinear sein oder zwischen aggregierten Monatsniveaus herrschen. Grund für die Analyse der Korrelation ist, dass wenn eine schlechte Korrelation zwischen Standort und Referenzdaten herrscht, auch die Langzeit-Voraussage schlecht sein wird und im schlimmsten Fall große Fehler bei einer späteren Ertragsprognose zur Folge hat. Ursache einer schlechten Korrelation kann sein, dass der Referenzmast einem anderen Windklima angehört als die Standortmessung, z.B. unterschiedliche Seiten eines Höhenzugs, auf denen das Windklima völlig unterschiedlich sein kann. Eine schlechte Korrelation kann aber auch an schlechter Datenqualität liegen, z.B. durch Fehler im Messequipment. Wenn nur Teile des Abgleichzeitraums nicht gut korrelieren, so können diese deaktiviert werden; z.B. wenn in einer der Zeitreihen das Messequipment zeitweilig eingefroren war. In diesem Fall würden dann nur gut korrelierende Daten ins Voraussagemodell einfließen.

Anmerkung: Sinn und Zweck der Korrelationsanalyse ist es NICHT, einfach diejenigen Daten zu deaktivieren, die nicht gut korrelieren. Dies würde eine falsche Basis für die Prognose schaffen; wenn die Korrelation im Allgemeinen schlecht ist, und nur die gut korrelierenden Daten zur Prognose herangezogen werden, kann dies zu großen Fehlern in der Voraussage führen!

Laden von Daten

Gehen Sie auf das Correlate-Register und klicken sie auf Daten laden. Dies extrahiert die Datensätze mit übereinstimmenden Zeitstempeln der beiden Zeitreihen vom Measure-Register und zeigt sie als Tabelle an. Wenn auf dem Measure-Register Filter definiert sind, werden die gefilterten Daten extrahiert.

Definieren Sie ggf. einen maximalen zulässigen Unterschied der Zeitstempel, bis zu welchem die Zeitstempel trotzdem als übereinstimmend gelten sollen.

Die gleichzeitigen Samples können in der Tabelle direkt analysiert werden. Sortieren Sie die Tabelle nach unterschiedlichen Spalten, indem Sie in die Spaltenüberschrift klicken. In der Tabelle werden zwar alle gleichzeitigen Datensätze angezeigt, aber es kann eine minimale Windgeschwindigkeit und ein maximaler Richtungsunterschied festgelegt werden, jenseits derer die Werte ausgegraut erscheinen und nicht in die Berechnung des Windgeschwindigkeits-Verhältnis und des Richtungswechsels einfließen. Vorgabe sind <4 m/s Windgeschwindigkeit und >99° Richtungswechsel.

Korrelation

Auf dem Correlate-Register werden einige grundlegende statistische Werte zu Windgeschwindigkeit, Windgeschwindigkeitsunterschieden und Richtungswechseln aufgeführt. Darunter findet sich der Schlüsselwert Gewichtetes Mittel der Sektor-Korrelationen. Dies ist die Korrelation, in einer einzigen Zahl zusammengefasst: Die mit der Windrichtungsverteilung der Referenzdaten gewichteten sektorweisen Korrelationen.

Korelationskoeffizient	Qualität der Referenzdaten
>0,5 – 0,6	Sehr Schlecht
>0,6 – 0,7	Schlecht
>0,7 – 0,8	Mittel
>0,8 – 0,9	Gut
>0,9 – 1,0	Sehr Gut

Die obige Tabelle bewertet die Qualität der Referenzdaten alleine anhand des Korrelationswerts. Ein hoher Korrelationswert muss jedoch nicht bedeuten, dass die Referenzdaten gut geeignet sind, und ebenso kann eine schlechte Korrelation ausreichend sein, um eine gute Voraussage zu treffen. Dennoch ist der Korrelationskoeffizient in der Regel ein guter Indikator für die Qualität.

Es wird hier der Korrelationskoeffizient (r) angegeben. In Excel wird häufig der Determinationskoeffizient (r²) angegeben, wenn eine Regressionsanalyse durchgeführt wird, dies ist aber nur bei linearen Regressionen ein gültiges Maß für die Korrelation.

Die Schaltflächen auf der rechten Seite des Correlate-Registers:

Korrelation zeigt den Abgleichzeitraum als jährliche, monatliche, wöchentliche oder tägliche Mittel oder ganz ohne Mittelung.

Es kann zwischen der Anzeige von Windgeschwindigkeit, Windrichtung oder Windenergie-Index (Basierend auf den Angaben vom Einstellungen-Register) gewählt werden. Korrelation und Standardabweichung werden auf Basis der gewählten Mittelung berechnet.

Ziel dieser Anzeige ist es, einen visuellen Eindruck der Korrelation während des Abgleichzeitraums zu gewinnen. Die beiden Datenreihen müssen zum selben Windklima gehören und deshalb dieselben Höhen und Tiefen haben. Mit dem Windenergie-Index wird dargestellt, was für eine relative Produktion jeden Monat erwartet werden kann.

Berichte bietet Zugriff auf verschiedene Berichte, die die Korrelation visualisieren und dokumentieren.

Anbei einige Beispiele, die Berichte sind jedoch im Allgemeinen selbsterklärend:

Windgeschwindigkeiten: Standort-Daten als Funktion der Referenz-Daten, sektorweise, mit berechnetem Korrelationskoeffizienten.

Dies ist die Korrelation, auf die sich üblicherweise bezogen wird. Wenn es keine gute Korrelation gibt, kann dies an einer Verdrehung der Windrichtungen liegen. Einige der Voraussage-Methoden können damit umgehen, so dass selbst mit einer schlechten Korrelation hier trotzdem gute Ergebnisse erzielt werden können.

Richtungswechsel für jeden Sektor als Funktion der Windgeschwindigkeit.

In dieser Grafik ist der Korrelationswert nicht von Interesse, da Richtungswechsel unabhängig von der Windgeschwindigkeit sein sollten (eigentlich: Konstant). Bei niedrigen Windgeschwindigkeiten gibt es starke Richtungswechsel, doch bei höheren Windgeschwindigkeiten, wo die Transformations-Funktion gut funktionieren muss, muss der Richtungswechsel klar definiert und konstant mit der Windgeschwindigkeit sein.

Ausschnitte aus der Zeitreihe mit Windgeschwindigkeits-Unterschieden.

Für jeden Ausschnitt werden die Unterschiede in einem Histogramm dargestellt und werden in der Regel Normalverteilungen ähneln. Dies entscheidet darüber, ob die Matrix-Annahme gültig ist (siehe später).

Predict

Wechseln Sie zum Predict-Register, um Langzeitkorrekturen und –voraussagen durchzuführen.

Hier können vier verschiedene Methoden auf die Daten angewendet werden, die auf dem Measure-Register ausgewählt wurden und deren Abgleichzeitraum auf dem Correlate-Register analysiert und ggf. aufeinander abgestimmt wurde.

Wenn eine Methode angewandt wurde, erscheint das Ergebnis als eine Zeile im Tabellenteil des Fensters. So können verschiedene Methoden und unterschiedliche Parametereinstellungen getestet werden. Es kann auch auf dem Measure-Register eine alternative Referenz-Datenreihe ausgewählt werden weitere Methoden angewandt und mit der ersten Datenreihe verglichen werden.

Wenn ein optimales Ergebnis erreicht ist, kann die entsprechende Berechnung ausgewählt und entweder als Windstatistik gesichert werden (Windstatistik sichern) oder eine erzeugte Zeitreihe/Tabelle kann in ein neues METEO-Objekt an Position und Höhe der lokalen Daten geschrieben werden (Meteo-Objekt sichern).

Datenbasis

Die Datenbasis für die Voraussage ist in zwei Zeilen in der oberen Hälfte des Fensters aufgeführt: Standortdaten und Langzeit-Referenzdaten. Die mittlere Windgeschwindigkeit des Abgleichzeitraums errechnet sich nur aus den Samples, die sowohl in Standort- als auch Referenzzeitreihe vorkommen. In die mittlere WG des ganzen Zeitraums fließen dagegen alle (nicht deaktivierten) Samples ein.

Wenn die MCP2005-Berechnung geschlossen und wieder geöffnet wird, merkt sich WindPRO zwar, welche Zeitreihen verwendet wurden, diese müssen jedoch ins Measure- und Correlate-Register neu eingeladen werden. Daten in Measure und Correlate neu laden erledigt dies mit einem Klick.

Der Knopf ⇐Bearb. (rechts) öffnet das folgende Fenster:

Es wird verwendet, um eine bekannte Abweichung zwischen den Windverhältnissen der Langzeit-Referenzdaten und denen eines noch längeren Zeitraum (Hier: SLZ, Sehr Langer Zeitraum) auszugleichen. Eine Korrektur kann entweder über einen Windenergie-Index oder über die mittlere Windgeschwindigkeit vorgenommen werden (Siehe Erklärungen im Fenster)

Die Windenergie-Index-Anpassung nimmt erst einen normalen Langzeitabgleich vor und korrigiert dann die resultierende Windstatistik entsprechend dem Index.

Die Anpassung an eine mittlere Windgeschwindigkeit wird auf die langzeitkorrigierte Zeitreihe angewandt, so dass deren mittlere Windgeschwindigkeit dem SLZ-Mittel entspricht.

Methoden der Langzeitkorrektur

Die Regressions-Methode und die Matrix-Methode sind klassische MCP-Methoden. Sie berechnen auf Basis des Abgleichzeitraums Transferfunktionen, die dann verwendet werden, um die Referenzdaten den Bedingungen der Standortmessung anzupassen. Der Erfolg dieser Anpassung hängt davon ab, ob es möglich ist, die Referenzdaten auf die Standortbedingungen zu übertragen.

Für diese Methoden sollte eine deutliche Beziehung zwischen den Windrichtungen an den beiden Standorten und eine ausreichende Messhäufigkeit, insbesondere für die Referenzdaten, vorliegen. Der wichtigtste Indikator einer guten Übertragung der Daten von der Referenz auf den Standort ist das gewichtete Mittel der Sektor-Korrelationen (siehe Register Correlate).

Wenn die Natur der Beziehung linear ist, ist die Regressions-Methode oft eine gute Wahl, während bei nichtlinearen Beziehungen und wenn die Richtungen weniger gut korrelieren die Matrix-Methode besser funktioniert.

Wenn die Korrelation der Einzel-Zeitstempel nicht gut genug ist, ist die Windindex-Methode eine Ausweichmöglichkeit. Hierbei wird eine Produktions-Zeitreihe aus der Referenzzeitreihe erstellt und monatlich kumuliert. Es werden monatliche Korrekturfaktoren zwischen der gesamten Referenz-Zeitreihe und dem Abgleichzeitraum der Referenz-Zeitreihe berechnet. Diese Korrekturfaktoren werden dann umgekehrt auf die Standortzeitreihe angewandt. Eine Windrichtungs-Korrelation und eine gute zeitliche Übereinstimmung der Datensätze werden nicht benötigt, wenn eine Korrelation auf einer höheren Ebene, z.B. auf monatlicher Basis, existiert.

Die Weibull-Skalierung ist die Außenseiter-Methode, die nicht mit Transferfunktionen arbeitet und die mit einer schlichten linearen Skalierung der Weibull-Parameter nicht einmal gute Mathematik beinhaltet. Sie kann trotzdem die Windverhältnisse manchmal erstaunlich gut voraussagen, wenn der Unterschied zwischen Standort- und Referenzdaten von vornherein gering ist und eine gute Übereinstimmung der Richtungen gegeben ist.

Die vier Methoden:

Regressions-Methode

Die Regressions-Methode erlaubt es, Regressionen der Standort- und Referenzdaten in einer animierten Grafik zu evaluieren. Wenn die Regression nicht zufriedenstellend ist, kann sie über verschiedene Parameter verbessert werden. Es können nicht nur lineare Regressionen, sondern auch Polynome höherer Ordnungen verwendet werden.

Die Regressions-Methode kann bereits nach Vorliegen einiger Monate Messdaten angewandt werden, um eine erste Tendenz zu bekommen, es kann aber nicht empfohlen werden, auf eine ganzjährige Messung zu verzichten, da alle relevanten meteorologischen Zustände am Standort abgedeckt werden solten.

Berechnungseinstellungen MCP2005 ⇒ Register Predict ⇒ Regressions-MCP

Im folgenden Dialog sind bereits die Einstellungen und Parameter vorgegeben, die für die meisten Situationen geeignet sind. Nur in Fällen, in denen spezielle Tests durchgeführt werden sollen oder Daten spezielle Aufmerksamkeit benötigen, besteht Notwendigkeit, die Parameter zu modifizieren.

Die Parametereinstellungen von oben nach unten:

Schrittweite für Transferfunktionen: Transferfunktionen können entweder jeweils für einen Sektor (also i.d.R. 12 Transferfunktionen) oder für jeweils 1° (also 360 Transferfunktionen) ermittelt werden. Da das Ergebnis bei gradweisen Transferfunktionen exakter ist, ist dies die in WindPRO MCP2005 voreingestellte Methode. Das sektorweise Vorgehen ist der gängige Weg bei selbst gemachten Tabellen und kann z.B. ausgewählt werden, wenn WindPRO MCP2005 mit einer solchen Tabelle verglichen werden soll.

Sektorfenster: Jede Transferfunktion wird auf Basis aller Datensätze in einem Sektorfenster um die jeweils aktuelle Richtung (bei Sektoren: Mittelwinkel) berechnet. Der voreingestellte Wert ist 30°; für die Richtung 23° werden also z.B. alle Datensätze zwischen 8° und 38° verwendet. Wenn ein Sektorfenster von 360° gewählt wird, wird nur eine einzige Transferfunktion, die auf allen Daten beruht, erstellt.

Überspringe Richtungswechsel größer...: Insbesondere bei niedrigen Windgeschwindigkeiten kann die Windrichtung zwischen Referenz- und Lokalen Daten beträchtlich variieren und der Korrelation eine Menge statistisches Rauschen hinzufügen. Durch das Ignorieren von Daten mit großen Richtungswechseln kann dieses Rauschen reduziert werden. Dies bedeutet allerdings, dass eventuell wichtige Informationen verworfen werden. Voreinstellung ist, dass alle Daten verwendet werden.

Überspringe Windgeschwindigkeiten kleiner...: Bei geringen Windgeschwindigkeiten ist eine lineare Beziehung zwischen Standort und Referenz, die bei höheren Windgeschwindigkeiten deutlich hervortritt, häufig nur sehr schwach ausgeprägt. Deshalb tragen niedrige Windgeschwindigkeiten oft trotz ihrer geringen Relevanz viel statistisches Rauschen zur Regression bei. Abhängig von der Breite der Streuung und der tatsächlichen Windgeschwindigkeiten kann dieser Wert frei definiert werden, voreingestellt ist ein Wert von 2 m/s.; Das Überspringen der Windgeschwindigkeiten bezieht sich nur auf die Referenzdaten und nur auf die Ermittlung der Transferfunktion, nicht auf deren Anwendung in einem späteren Schritt.

Regressionsmodell (Windgeschwindigkeit): Hier wird die Art der Regression für die Windgeschwindigkeit ausgewählt. Lineare Regression bedeutet eine Regression erster Ordnung, wobei eine freie Regressionsgerade derjenigen durch den Ursprung (0,0) gegenüber zu bevorzugen ist, da sie in der Regel in dem Windgeschwindigkeits-Bereich, der für die WEA-Produktion relevant ist, eine bessere Anpassung bietet. Alternativ kann eine Regression 2. Ordnung gewählt werden, die eine Parabelförmige Regressionskurve ermittelt. Achtung: Dies mag zwar zu einer besseren Anpassung führen, kann aber auch dazu führen, dass extreme Windgeschwindigkeiten das obere Ende der Kurve übermäßig beeinflussen.

Regressionsmodell (Windrichtung): In der Regel sind Wechsel der Windrichtung unabhängig von der Windgeschwindigkeit, deshalb sollte eine Regression 0. Ordnung verwendet werden (d.h. eine waagrechte Regressionsgerade).

Modellierung der Streuung (Windgeschwindigkeit und Windrichtung): Voreinstellung für die Windrichtung ist Keine Modellierung.; Für die Windgeschwindigkeit ist die Voreinstellung die Erweiterte Normalverteilung mit der Regressionsformel: y = ax + b + e(x). Die Spanne der Windgeschwindigkeiten wird in eine Anzahl Intervalle aufgeteilt. Innerhalb jedes Intervalls wird die Streuung anhand ihrer Standardabweichung und der Abweichung des Mittels (relativ zur Regressionsgeraden) charakterisiert. Diese beiden Charakteristika werden als Zufallselemente (oben: e(x)) dann auch auf die erzeugte Zeitreihe angewandt, um die nicht-lineare Zunahme der Windenergie mit der Windgeschwindigkeit besser abzubilden. Die Abweichung des Mittels kann durch die Anzeige einer Lowess-Anpassung in der Regressionsgrafik illustriert werden. Die beobachtete Standardabweichung wird als Polynom erster Ordnung modelliert und wird in der Streuungsgrafik rechts angezeigt.; Für die Windgeschwindigkeit sollte die Methode Keine Modellierung im Normalfall nicht verwendet werden. Da die Windenergie nicht linear mit der Windgeschwindigkeit zunimmt, die Regression aber auf Basis der Windgeschwindigkeiten durchgeführt wird, führt dies häufig zu einer Unterschätzung der Windenergie. Leider führt aber die Einführung des Zufallselements e(x) dazu, dass die resultierende Zeitreihe im Abgleichzeitraum schlechter mit der Standortzeitreihe korreliert und deshalb häufig eine Beurteilung des Ergebnisses erschwert wird. Um dies zu vermeiden, kann die Modellierung der Streuung in einem Zwischenschritt vorübergehend deaktiviert werden. Sie sollte jedoch vor der Erzeugung einer Windstatistik oder eines METEO-Objekts mit MCP2005 wieder aktiviert werden.; Die Einstellung Keine Modellierung hat weiterhin eine Berechtigung, wenn die resultierende Zeitreihe keine Zufallsstreuung enthalten darf, z.B. da sie in PERFORMANCE CHECK mit SCADA-Produktionszeitreihen abgeglichen werden soll.; Die Methode Normalverteilte Residuen ist veraltet, ist jedoch aus Kompatiblitätsgründen weiterhin verfügbar. Sie nimmt an, dass die Spannweite der Streuung in der Regressionsgrafik bei allen Referenzwindgeschwindigkeiten gleich ist und dass das Zentrum der Streuung die Regressionslinie sein musste. Die Transferfunktion wurde damit zu y = ax + b + e. Die Anwendung dieser Methode auf Datensätze mit schlechter Korrelation oder ungleichmäßig verteilter Streuung konnte zu Fehlern führen, häufig zu einer Überschätzung.; Die Erweiterte Normalverteilung mit Polynomanpassung 2. Ordnung hat häufig das Problem, dass wenige verstreute Punkte bei hohen Windgeschwindigkeiten die simulierte Streuung in die Höhe treiben können. Es wird deshalb empfohlen, diese Methode vorsichtig einzusetzen und im Zweifelsfall die Standardmethode zu verwenden.

Klicken Sie auf Weiter, um die Regressionen zu berechnen.

Regressionen Windgeschwindigkeit:

Regressionen Windrichtung:

Der Wechsel zwischen den beiden Darstellungen geschieht über das Menü Windgeschwindigkeit oder Richtungswechsel.

Die Grafiken zeigen die Standort-Windgeschwindigkeit im Vergleich mit der Referenz-Windgeschwindigkeit sowie die Regressionslinie und die Residuen.

Die Windrichtung, für die die jeweilige Regression durchgeführt wurde, kann über den Schieberegler unter den Grafiken eingestellt werden. Das Ankreuzfeld Animiere durchläuft langsam nacheinander alle Windrichtungen. Die angezeigte Richtung ist der Mittelwinkel und die angezeigten Punkte liegen im Sektorfenster, das im vorherigen Fenster ausgewählt wurde.

Je näher die Datenpunkte an der Regressionslinie liegen, umso besser sollte die Voraussage sein. Die Streuung der Residuen kann am besten in der Grafik Residuen als Punkte gesehen werden, wo auch die modellierte Streuung angezeigt wird. Wenn diese die tatsächliche Verteilung gut zu repräsentieren scheint, ist dieses Residuenmodell eine gute Wahl.

Beim Richtungswechsel gibt es bei höheren Windgeschwindigkeiten eine bessere Korrelation, der Mittelwert sollte aber gleich bleiben.

Koeffizienten kopieren überträgt die Regressionsparameter in 15°-Sektoren in die Zwischenablage, z.B. zur Weiterverwendung in Excel, während Diagramme kopieren die Grafiken in die Zwischenablage überträgt, z.B. zum Einfügen in Textdokumente.

Klicken Sie auf Weiter, um die Standort-Langzeitreihe zu berechnen und um zu prüfen, wie nah die Voraussage den gemessenen Werten ist.

Dieses Fenster ähnelt der Korrelationsgrafik des Correlate-Registers, hier wird jedoch die Übereinstimmung zwischen den modellierten und den gemessenen Werte in der gewählten Mittelung (nicht, wie auf dem Correlate-Register, zwischen Standort- und Referenzdaten) dargestellt. Die Kennwerte im unteren Teil des Fensters - Korrelation und Standardfehler für Windgeschwindigkeit und Windindex - werden bezogen auf das Intervall unter Mittelung. Sie werden in der Regel für längere Mittelungsintervalle besser sein. Der Standardfehler gibt die typische Differenz zwischen zeitgleichen Werten in der Ergebnisgrafik an.

Damit eine Transferfunktion zufriedenstellende Ergebnisse erbringt, muss sie in der Lage sein, den Abgleichzeitraum der Referenz-Zeitreihe in etwas umzuwandeln, das der gemessenen Standort-Zeitreihe ähnelt. Eine gute Korrelation bei den monatlichen Energiemitteln ist ein guter Indikator für eine erfolgreiche Voraussage der Produktion (diese liegt oben bei über 95%).

Nach Klick auf Fertig fragt WindPRO, ob eine regionale Windstatistik vorbereitet werden soll. Wenn Sie eine Berechnung mit Scaler anstreben, ist dies nicht nötig - in diesem Fall sollten Sie nach Abschluss der Berechnung die Zeitreihe als METEO-Objekt exportieren.

Ansonsten bestätigen Sie die Vorbereitung einer regionalen Windstatistik. Zur Vorbereitung der Windstatistik wird WAsP aufgerufen. Falls mehrere Terraindatenobjekte existieren, die für eine Windstatistik-Erzeugung (STATGEN) geeignet sind, so wird dasjenige verwendet, das in den MCP2005-Berechnungseinstellungen auf dem Register Einstellungen ausgewählt ist.

Nach Abschluss der Berechnung erscheint auf dem Predict-Register in der Tabelle eine neue Zeile, die die folgenden Parameter enthält:

Messhöhe der Standort-Daten
Modellierte mittlere Windgeschwindigkeit in Messhöhe (basierend auf Weibull-fit)
Die Referenzhöhe, die auf dem Einstellungen-Register ausgewählt wurde
Die modellierte mittlere Windgeschwindigkeit in Referenzhöhe basierend auf WAsP-Berechnung
Das Energieniveau relativ zu 3300 kWh/m²/Jahr für die Verwendung der Windstatistik bei Rauigkeitsklasse 1 und 50 m Nabenhöhe
Das WEA-Energieniveau relativ zu 1025 kWh/m²/Jahr für die Verwendung der Windstatistik bei Rauigkeitsklasse 1 und 50 m Nabenhöhe. Diese Zahl steht in direkter Relation mit der Produktion, die unter Verwendung dieser Daten berechnet würde. So können die Auswirkungen unterschiedlicher Modelle, Parameter und Referenzdaten direkt in relativer berechneter Produktion abgelesen werden.
Eine Angabe, ob die Windstatistik bereits gespeichert wurde oder nicht
Die mittlere Windgeschwindigkeit für den Sehr Langen Zeitraum (d.h. inkl. SLZ-Korrektur)
Der Windindex für den Sehr Langen Zeitraum (d.h. inkl. SLZ-Korrektur)
Korrelationskoeffizient r der Windgeschwindigkeiten (gemessen vs. modelliert)
Standardfehler s der Windgeschwindigkeiten (gemessen vs. modelliert)
Korrelationskoeffizient r der monatlichen Windindices (gemessen vs. modelliert)
Standardfehler s der monatlichen Windindices (gemessen vs. modelliert)
Zeitstempel der Berechnung

Ganz links in der Zeile zeigt ein grüner Knopf an, dass das Ergebnis aktuell ist und exportiert werden kann (als Windstatistik oder Zeitreihe). Ein roter Knopf zeigt an, dass die Berechnung neu durchgeführt werden muss, um Ergebnisse exportieren zu können, da die Ergebnisse (Zeitreihe / Windstatistik) nicht beibehalten werden, wenn das MCP2005-Modul verlassen wird. Ein gelber Knopf bedeutet, dass die Rohdaten erneut geladen werden müssen, bevor die Berechnung neu durchgeführt werden kann.

Regressions-MCP / Berichte

Markieren Sie die Berechnungszeile, für die Sie Berichte wünschen, und klicken Sie rechts auf den Knopf Berichte.

Matrix-Methode

Die Matrix-Methode analysiert die Änderungen in Windgeschwindigkeit und Windrichtung in Abhängigkeit voneinander und entwickelt darauf basierend die Transferfunktionen, die für die Modellierung verwendet werden. Hierfür können entweder direkt die gemessenen Änderungen verwendet werden, oder es können – z.B. wenn in einigen Klassen eine zu geringe Datenbasis vorliegt – Polynom-Anpassungen an die Nachbarklassen vorgenommen werden.

Die Matrix-Methode kann bereits nach Vorliegen einiger Monate Messdaten angewandt werden, um eine erste Tendenz zu bekommen, es kann aber nicht empfohlen werden, auf eine ganzjährige Messung zu verzichten, da alle relevanten meteorologischen Zustände am Standort abgedeckt werden solten.

Berechnungseinstellungen MCP2005 ⇒ Register Predict ⇒ Matrix-MCP

Im Konfigurationsdialog sind bereits die Einstellungen und Parameter vorgegeben, die für die meisten Situationen geeignet sind. Nur in Fällen, in denen spezielle Tests durchgeführt werden sollen oder Daten spezielle Aufmerksamkeit benötigen besteht Notwendigkeit, die Parameter zu modifizieren.

Die Parametereinstellungen sind von oben nach unten:

Sektorfenster: Jede Transferfunktion wird auf der Basis der Daten eines Richtungsfensters, das in die fragliche Richtung (0° bis 360° in 1°-Schritten) zentriert ist, ermittelt. Standardwert ist 30°. Wenn ein Richtungsfenster von 360° gewählt wird, wird nur eine Transferfunktion auf Basis aller Daten ermittelt.

Überspringe Richtungswechsel größer: Insbesondere bei niedrigen Windgeschwindigkeiten können die Windrichtungen zwischen Lokalen und gleichzeitigen Referenzdaten bedeutend voneinander abweichen und so für statistisches „Rauschen“ (Daten ohne Aussagekraft) sorgen. Indem Datensätze mit hohen Richtungsunterschieden ausgefiltert werden, kann dieser Effekt reduziert werden. Allerdings können einer solchen Filterung auch durchaus signifikante Daten zum Opfer fallen, weshalb als Standardwert alle Daten verwendet werden.

Windgeschwindigkeits-Fenster: Da die Matrix-Methode eine eigene Transferfunktion für jede von 360 Richtungen und jede 1m/s-Windklasse ermittelt, kann es vorkommen, dass – trotz des Sektorfensters – in jeder Klasse nur wenige Stichproben sind und die Transferfunktionen deshalb auf zu wenigen Daten basieren. Um dem abzuhelfen, kann zusätzlich noch ein Windgeschwindigkeits-Fenster definiert werden, d.h. für jede auf einer 1m/s-Windklasse basierende Transferfunktion werden auch die benachbarten Windklassen mit einbezogen. Standard ist, dass nur die Windklasse selbst verwendet wird.

Klicken Sie auf Weiter, um das Verhältnis der Standort- und der Referenzdaten zu berechnen.

Die Verteilungen werden als farbige Grafiken angezeigt, die das Mittel und die Standardabweichung der Windgeschwindigkeits- und Windrichtungswechsel in jeder Klasse anzeigen, wobei die Farbe für die Stärke der Abweichung steht. Die Standardabweichung der Windrichtung ist bei niedrigen Windgeschwindigkeiten oft groß und nimmt mit höheren Windgeschwindigkeiten ab. Je niedriger die Standardabweichung ist, desto genauer bildet die Transferfunktion das Verhältnis zwischen Lokalen und Referenzdaten ab, es ist jedoch eine Stärke der Matrix-Methode, dass sie auch mit hoher Streuung umgehen kann.

Anzahl Messwerte zeigt an, wo sich die Messwerte konzentrieren. Die angezeigte Anzahl der Messwerte ist aufgrund der verwendeten Sektor- bzw. Windgeschwindigkeits-Fenster bedeutend höher als die tatsächliche Anzahl Datensätze, da z.B. bei einem 30°-Sektorfenster jeder Datensatz 30-fach verwendet wird.

Klicken Sie auf Weiter, um zur zweiten Parameter-Seite zu gelangen.

In diesem Schritt werden die gemessenen Transferfunktionen zu einem durchgehenden Modell umgewandelt, in welchem auch diejenigen Richtungs-/Windgeschwindigkeits-Klassen eine Transferfunktion erhalten, für die aufgrund von zu wenig Daten keine gemessen werden konnte. Auch eine Glättung der gemessenen Transferfunktionen ist ein gewünschter Effekt bei der Modellierung.

Min. Anzahl Messwerte für Polynom-Anpassung: Um zu vermeiden, dass Klassen mit zu wenigen Daten die Modellierung beeinflussen, können diese ausgefiltert werden.

Richtungsfenster für Polynom-Anpassung: Die Regression der Transferfunktion basiert auf allen Transferfunktionen in einem bestimmten Richtungsfenster.; Für Richtungswechsel und Windgeschwindigkeits-Verhältnis werden jeweils das Mittel und die Standardabweichung angegeben, und von diesen wiederum die Extremwerte (Min / Max). Hohe Werte weisen auf unsichere Transferfunktionen hin. Gegebenenfalls kann dies durch eine Änderung der Parameter auf den vorangegangenen Registern verbessert werden.

Polynomgrad: Für jeden der Parameter kann eine Polynominale Regression erstellt werden, um die Transferfunktion zu beschreiben. Die Ordnung der Regression kann frei gewählt werden und kann sogar von Parameter zu Parameter unterschiedlich sein. Die Standardeinstellung für mittlere Windgeschwindigkeiten ist eine Polynomanpassung ersten Grades, da diese robust gegenüber abweichenden Extremwerten ist. Für den mittleren Richtungswechsel wird eine Polynomanpassung nullten Grades vorgeschlagen (Richtungswechsel unabhängig von der Windgeschwindigkeit). Für die Standardabweichungen wird jeweils eine um einen Grad höhere Polynomanpassung vorgeschlagen.

Klicken Sie auf Weiter, um fortzufahren.

Im folgenden Fenster können für die modellierte Transferfunktion jeweils Mittel und Standardabweichung für den Richtungswechsel und die Windgeschwindigkeitsanpassung angezeigt werden:

Klicken Sie auf Weiter, um fortzufahren.

Modellierte Transferfunktion / Gemessene Transferfunktion: Wenn die Option „Modellierte Transferfunktion für alle Klassen verwenden“ ausgewählt ist, wird ausschließlich die modellierte Transferfunktion verwendet, was zu gleichmäßigeren Ergebnissen führt. Alternativ kann die gemessene Transferfunktion für solche Klassen verwendet werden, in denen mindestens n Messwerte vorliegen (Standard: n=5). Die Verwendung von gemessenen Transferfunktionen bedeutet, dass jeder Messwert der Referenzdaten an den Standort übertragen wird, indem ein zufälliger Wert aus der Menge der für diese Klasse ermittelten Standort-Messwerte ausgewählt wird.

Originaldaten (nur bei Verwendung von Tabellen-/Weibull-Daten für Referenz-Langzeitdaten): Die Referenzdaten, die mittels der Transferfunktionen in Standort-Daten umgerechnet werden sollen, liegen üblicherweise als Zeitreihe vor, deshalb kann daraus auch eine Standort-Langzeit-Zeitreihe erzeugt werden. Wenn die Langzeit-Referenz aber nur als Tabellen- oder Weibull-Daten vorliegen (auf den entsprechenden Registern eines Meteo-Objekts), ist eine sequentielle Verarbeitung nicht möglich.

Im nächsten Fenster wird ein Vergleich zwischen modellierten und gemessenen Daten des Abgleichzeitraums angezeigt. Beachten Sie, dass aufgrund der Zufallsstreuung bei der Matrixmethode das Ergebnis für die einzelnen Datensätze schlechter ausfallen kann, als für die Regressions-Methode. Mit größeren Mittelungsintervallen gleicht sich der Unterschied allerdings aus.

Nach Klick auf Fertig fragt WindPRO, ob eine regionale Windstatistik vorbereitet werden soll. Wenn Sie eine Berechnung mit Scaler anstreben, ist dies nicht nötig - in diesem Fall sollten Sie nach Abschluss der Berechnung die Zeitreihe als METEO-Objekt exportieren.

Ansonsten bestätigen Sie die Vorbereitung einer regionalen Windstatistik. Zur Vorbereitung der Windstatistik wird WAsP aufgerufen. Falls mehrere Terraindatenobjekte existieren, die für eine Windstatistik-Erzeugung (STATGEN) geeignet sind, so wird dasjenige verwendet, das in den MCP2005-Berechnungseinstellungen auf dem Register Einstellungen ausgewählt ist.

Berichte der Matrix-Methode

Gegenüberstellung der gemessenen und der modellierten Daten:

Weibull-Skalierungs-Methode

Die Weibull-Skalierungs-Methode ist eine sehr einfache, empirische Methode, bei der direkt die Weibull-Skalierungs- und -Formparameter (A, k) sowie die Windrichtungsverteilung geändert werden.

Die Methode sollte nur für geringfügige Änderungen und auf keinen Fall an Orten mit signifikanter Nicht-Weibull-Verteilung der Winde angewandt werden.

Berechnungseinstellungen MCP2005 → Register Predict → Weibull-Skalierungs-MCP

Es gibt keine veränderbaren Parameter.

Das Weibull-Skalierungs-Fenster zeigt die berechneten Skalierungsfaktoren für Weibull A, k sowie die Häufigkeit. Beachten Sie, dass die Weibull-Skalierungsmethode nur bei geringen Skalierungen angewendet werden sollte – die Faktoren für k und die Häufigkeit im obigen Fenster sind bei weitem zu hoch, sie sollten für A und k maximal 10% Abweichung (oben: bis zu 18%) und für die Richtungsverteilung maximal 5% Abweichung (oben: bis zu 25%) haben.

Nach Klick auf Fertig fragt WindPRO, ob eine regionale Windstatistik vorbereitet werden soll. Wenn Sie keine Windstatistik benötigten, können Sie das Ergebnis später als METEO-Objekt exportieren - beachten Sie, dass es in diesem Fall nur eine Weibull-Verteilung enthält und keine Zeitreihe.

Ansonsten bestätigen Sie die Vorbereitung einer regionalen Windstatistik. Zur Vorbereitung der Windstatistik wird WAsP aufgerufen. Falls mehrere Terraindatenobjekte existieren, die für eine Windstatistik-Erzeugung (STATGEN) geeignet sind, so wird dasjenige verwendet, das in den MCP2005-Berechnungseinstellungen auf dem Register Einstellungen ausgewählt ist.

Der Berechnungsliste wird eine neue Zeile hinzugefügt. Mit diesem Modell kann keine Korrelation zwischen gemessenen und modellierten Daten ermittelt werden, da das Ergebnis auschließlich aus einer Weibull-Verteilung besteht. Die Korrelations- und Standarfehler-Angaben fehlen daher in der Ergebniszeile.

Weibull-Skalierungs-Berichte

Seite 1 entspricht Seite 1 des Regressions-Modells.

Seite 2 nennt die Weibull- und Häufigkeits-Parameter der Lokalen und der Referenzdaten für jeden Sektor sowie die resultierenden Korrekturfaktoren und die Langzeitkorrigierten Parameter.

Windindex-Methode

Die Windindex-Methode verwendet monatliche Mittel der Energieproduktion und nimmt dabei keinerlei Rücksicht auf die Windrichtungsverteilung. Obgleich diese Methode im Vergleich mit anderen Methoden recht einfach wirken mag, bietet sie bedeutende Vorteile in Bezug auf Stabilität und Leistungsfähigkeit – sogar, wenn die anderen Methoden versagen.

Berechnungseinstellungen MCP ⇒ Register Predict ⇒ Windindex-MCP

Die gemessenen Windgeschwindigkeiten müssen in Energieerträge umgewandelt werden. Dies kann auf zweierlei Weise geschehen:

WEA-Leistungskennlinie: Wenn bereits für einen konkreten WEA-Typ (und Leistungskennlinie) geplant wird, wählen Sie diesen hier aus.
Verwende einfache LK-Annäherung mit quadrierten Windgeschwindigkeiten: Wenn der WEA-Typ noch nicht festgelegt ist, verwenden Sie eine vereinfachte Leistungskennlinie, die auf quadrierten Windgeschwindigkeiten basiert.

Die Grafik vergleich die einfache mit einer tatsächlichen Leistungskennlinie. Sie kann mit Grafik Kopieren in die Zwischenablage kopiert werden.

Nur Monate mit mindestens ...% Verfügbarkeit: Diese Option wird verwendet, um Monate in der Referenz-Zeitreihe (Abgleichzeitraum oder Langzeit-Zeitraum) auszuschließen, für die zu wenige Messdaten vorliegen, um repräsentativ zu sein. Obgleich solche Monate der tatsächlichen Korrektur nur wenig schaden, können die Korrelationsparameter von diesen dennoch stark beeinflusst werden. Die Daten werden nur aus der visuellen Darstellung und der Berechnung der Korrelation ausgenommen. Für die Windindex-Korrektur werden alle Monate, auch solche mit wenigen Daten, verwendet.

Mittlere Langzeit-Windgeschwindigkeit: Wenn die mittlere Windgeschwindigkeit der Standort- oder der Referenzdaten bedeutend von der erwarteten Windgeschwindigkeit am Standort in Nabenhöhe abweichen, würden bei der Index-Berechnung unterschiedliche Teile der Leistungskennlinie verwendet und die Korrekturfaktoren wären nicht korrekt. Der Anwender muss deshalb die geschätzte mittlere Langzeit-Windgeschwindigkeit am Standort auf Nabenhöhe (+/- 0,5 m/s) angeben. Wahrscheinlich ist diese bei der ersten Berechnung noch nicht bekannt und es sind deshalb mehrere Iterationen notwendig.

Funktionsweise der Skalierung: Die Langzeit-Referenzdaten werden zunächst auf die eingegebene Windgeschwindigkeit skaliert. Dann wird die mittlere Windgeschwindigkeit für den Abgleichzeitraum der Referenzdaten ermittelt, die dann wiederum verwendet wird, um die Lokalen Daten des Abgleichzeitraums zu skalieren. Da die Skalierung vergleichbar ist mit der Anwendung eines Windscherungs-Faktors auf die Daten, ist dies eine zulässige Modifikation.

Weiter zeigt ein Fenster an, in dem der Windenergie-Index der Standort- und der Referenzdaten für den Abgleichzeitraum verglichen wird, ähnlich wie im Register Correlate. Ein Unterschied ist, dass die Referenzdaten des Abgleichzeitraums mit den Langzeit-Referenzdaten normalisiert sind, die mit einem Wert von 100 indiziert werden. Die Standortdaten des Abgleichzeitraums werden mit denselben Werten normalisiert wie die Referenzdaten des Abgleichzeitraums.

Je besser die Kurven übereinstimmen, desto höher ist die Qualität der Korrektur

Nach Klick auf Fertig fragt WindPRO, ob eine Windstatistik vorbereitet werden soll. Eine Windstatistik ist die einzige Möglichkeit, diese Ergebnisse später zu nutzen, deshalb sollten Sie dies im Normalfall bestätigen.

Zur Vorbereitung der Windstatistik wird WAsP aufgerufen. Falls mehrere Terraindatenobjekte existieren, die für eine Windstatistik-Erzeugung (STATGEN) geeignet sind, so wird dasjenige verwendet, das in den MCP-Berechnungseinstellungen auf dem Register Einstellungen ausgewählt ist.

Der Berechnungsliste wird eine neue Zeile hinzugefügt. Korrelation und Standardfehler können bei dieser Methode nur für den Windindex angegeben werden, nicht jedoch für die Windgeschwindigkeiten, da keine Zeitreihe erstellt wird.

Windindex-Berichte

MCP-Ergebnisse

Wenn mehrere Methoden, eventuell auch mit Parameter- oder Referenzdaten-Variation, ausprobiert wurden, kann es schwierig sein, eine Entscheidung zu treffen, welches Ergebnis am besten geeignet ist, die Grundlage für die nächsten Schritte zu sein. Die folgenden Hinweise sollen dabei helfen:

Beziehung Referenzdatenquelle - Methode

Fein aufgelöste Referenzdaten (10 min- und 60 min-Referenzdaten) ⇒ meistens geeignet für Lineare Regression / Matrix (wenn Register Correlate ⇒ gewichtetes Mittel der Sektor-Korrelationen >70%)
Größere Mittelungsintervalle (z.B. NCAR, 6h) ⇒ Windindex-Methode. Aber auch hier sollte unter Register Correlate ⇒ Korrelation die Windindex-Korrelation (>70%) sowie der Standardfehler (<15%) geprüft werden
Weibull-Skalierung nur bei sehr guter Richtungs-Übereinstimmung und geringen Anpassungen - vorher in METEO-Analyzer prüfen (METEO-Analyzer ⇒ Register Daten ⇒ nur gleichzeitige Daten ⇒ Register Grafiken ⇒ Unterregister Zeitreihe - unterschiedliche Darstellungen prüfen

Kennzahlen (Korrelationskoeffizient r, Standardfehler s)

Windindex-Korrelationen von Regression, Matrix und Windindex-MCP sind vergleichbar ⇒ Verwenden Sie in der Regel das Ergebnis mit der besten Korrelation / dem geringsten Standardfehler. Angestrebt werden sollte eine Windindex-Korrelation >90%
Die Windgeschwindigkeits-Korrelation ist nur innerhalb der Methode (Regression oder Matrix) vergleichbar, nicht aber zwischen den beiden Methoden, bei denen sie ermittelt wird.
Weibull-Skalierung ist eine eigenständige Methode, die nicht über Kennzahlen vergleichbar ist.
Wenn unterschiedliche Referenzzeitreihen verglichen werden, sind Kennzahlen nur vergleichbar, wenn auch die Länge der Zeitreihen gleich sind.

Anders als bei den meisten windPRO-Modulen ist bei MCP2005 nicht der ausdruckbare Bericht das zentrale Ergebnis, sondern es werden Winddaten erzeugt, die die Grundlage für weitere Module bilden. Dies können sein:

Eine Windstatistik (alle MCP-Methoden)
Eine Zeitreihe in einem METEO-Objekt (nur Regression und Matrix)
Eine Weibull-Verteilung in einem METEO-Objekt (Weibull-Skalierung)

Nur wenn am Ende einer MCP-Methode gewählt wurde, dass eine Windstatistik vorbereitet werden soll, kann diese später gesichert werden (auch nachdem das MCP2005-Fenster mit Ok verlassen und wieder geöffnet wurde). Wurde dies versäumt, muss die Methode erneut durchlaufen werden, wobei eventuell geänderte Einstellungen aber erhalten bleiben.

METEO-Objekte können in der selben MCP2005-Sitzung (d.h. bis das MCP2005-Fenster verlassen wurde) gespeichert werden. Wird das MCP2005-Fenster mit Ok´ verlassen und später wieder geöffnet, muss die entsprechende Methode erneut durchlaufen werden, wenn das METEO-Objekt gesichert werden soll. Eventuell geänderte Einstellungen bleiben erhalten.

Ein Ergebnis einer Methode wird gespeichert, indem auf dem Predict-Register die entsprechende Zeile markiert und dann rechts davon entweder Windstatistik sichern oder Meteo-Objekt sichern angeklickt wird.

Modelle und Module für vorbereitende Berechnungen

Die meisten Ertragsprognosen in windPRO werden mit dem Modul PARK durchgeführt. Es gibt jedoch einige Hilfsmodule, die dabei helfen, PARK-Berechnungen vorzubereiten; andere kommen zum Einsatz, wenn noch keine vollständigen Eingangsdaten für eine PARK-Berechnung vorliegen oder wenn die Performance unterschiedlicher WEA-Typen unter den Standortbedingungen geklärt werden soll.

Diese Module sind:

METEO: Berechnet Produktionen alleine auf Basis von vorgegebenen Windbedingungen. Keine Modellierung des Geländeeinflusses. Es können mehrere WEA-Typen im Vergleich dargestellt werden.
ATLAS^[11]: Modellierung der Windverhältnisse für sehr einfaches Gelände sowie Ertragsprognose für eine spezifische WEA-Position. Es können mehrere WEA-Typen im Vergleich dargestellt werden.
WAsP interface^[11]: Modellierung der Windverhältnisse für mittelkomplexes Gelände mit WAsP sowie Ertragsprognose für eine spezifische WEA-Position. Es können mehrere WEA-Typen im Vergleich dargestellt werden.
WAsP-CFD^[12]: Berechnung der Geländeeinflüsse für 2 x 2 km große Kacheln unter Verwendung des WAsP-CFD-Modells für komplexes Gelände - Vorbereitung für eine PARK-Berechnung mit WAsP-CFD
RESOURCE^[11]: Berechnung einer Windressourcenkarte für mittelkomplexes Gelände mit WAsP oder alternativ für komplexes Gelände auf Basis einer vorherigen WAsP-CFD-Berechnung.
STATGEN^[13]: Erzeugen einer regionalen Windstatistik mit WAsP (mittelkomplexes Gelände) oder auf Basis einer WAsP-CFD-Berechnung (komplexes Gelände)
Flow-Request Export^[11]: Export von Gelände- und Modellierungseinstellungen für die Strömungsmodellierung in externen CFD-Modellen.

METEO

Das Modul METEO ist neben PARK einer der Grundsteine der windPRO-Energieberechnungen. Wenn das Modul METEO erworben wird, eröffnet dies den Zugang zu folgenden Objekten, Werkzeugen und Berechnungsoptionen:

Zum METEO-Objekt als Container für Winddaten in Form von Zeitreihen, Häufigkeitsverteilungen oder Weibull-Verteilungen. Es kann auf der Karte einen Messmast repräsentieren oder den Zellmittelpunkt eines Reanalyse- oder Mesoskalen-Modells.
Zum METEO-Analyzer, der es ermöglicht, Operationen mit den Daten mehrerer METEO-Objekte durchzuführen.
Zum Download von Online-Winddaten (Englische Beschreibung der Datenquellen); dieser findet technisch über METEO-Objekt, METEO-Analyzer oder Projektassistent statt.
Zum Berechnungsmodul METEO, das den Vergleich unterschiedlicher WEA-Typen auf Basis von Winddaten in einem METEO-Objekt ermöglicht.
Zu Berechnungsmethoden innerhalb des PARK-Moduls, die auf Winddaten in METEO-Objekten basieren.

Um eine METEO-Berechnung durchführen zu können, muss eine gültige Lizenz für das windPRO-Modul METEO vorliegen. Neben der METEO-Berechnung hat das windPRO-Modul METEO noch weitere Bestandteile.

Die METEO-Berechnung ermittelt die AEP eines oder mehrerer WEA-Typen an der Position und unter Verwendung der Winddaten eines METEO-Objekts. Es wird stets nur eine Position berechnet, nämlich die des Objekts. Windfarm-Layouts, die bereits auf der Karte vorhanden sind, haben für die Berechnung keine Bedeutung. Die Winddaten können vorliegen als Weibull-Verteilung, Häufigkeitsverteilung oder Zeitreihe.

Auf dem Register Zweck des METEO-Objekts muss mindestens eine der Optionen B oder F ausgewählt sein:

Starten Sie eine METEO-Berechnung mit Menüband Energie → AEP Einzelposition → METEO :

Es wird bei der Berechnung keine horizontale Modellierung vorgenommen, es kann aber eine vertikale Extrapolation basierend auf dem Power Law vorgenommen werden. Dessen Parameter können entweder im METEO-Objekt auf dem Register Windscherung angegeben werden, oder sie werden nach dem Start der Berechnung abgefragt.

Einsatzmöglichkeiten der METEO-Berechnung:

Vorab-Berechnung, wenn noch kein Standort-Layout vorliegt.
Vorab-Berechnung, wenn noch keine genauen Daten über die Windbedingungen vorliegen (z.B. nur eine mittlere Windgeschwindigkeit und ein angenommener k-Parameter von 2).
Vergleich der Produktion verschiedener WEA-Typen unter denselben Windbedingungen.
Berechnung eines Power-Law-Windprofils
Vergleich von Produktionen, die direkt aus Zeitreihen berechnet wurden und solchen aus Häufigkeitsverteilungen und/oder Weibullverteilungen (Klärung der Frage, ob die Weibullverteilung die Windbedingungen am Standort gut repräsentiert)

Zu Allgemeinen Informationen zum Start einer Berechnung siehe Berechnungen - Grundlagen.

Register Hauptteil

Optionen auf dem Register Hauptteil:

Register Winddaten und WEA

Auf dem Register Winddaten und WEA werden alle verfügbaren METEO-Objekte und Messhöhen angezeigt. Genau eine Quelle muss ausgewählt werden. Wird ein WEIBULL-Datensatz gewählt, werden die gemessenen Daten durch eine Weibull-Anpassung geglättet, wogegen der MEASURE-Datensatz die Histogramm-Daten (Klassierte Daten) verwendet, die aus den Rohdaten erzeugt wurden. TIME SERIES verwendet die nicht-klassierten Rohdaten.

Windenergieanlagen-Auswahl

WEA können aus dem WEA-Katalog hinzugefügt werden, und es können mit der Option Wähle aus Objektliste mit einem Klick alle im Projekt bisher verwendeten WEA-Typen hinzugefügt werden.

Register Leistungskennlinie

Das Register Leistungskennlinie kommt in allen windPRO-Energieberechnungen vor. Es wird auf einer eigenen Wikiseite erläutert.

Nach dem Start der METEO-Berechnung

Wenn kein (oder mehr als ein) Windgradienten-Datensatz im ausgewählten METEO-Objekt (Register Windscherung) spezifiziert ist, werden Sie beim Start der Berechnung aufgefordert, Windgradienten anzugeben.

Beachten Sie, dass jedem Windgradienten-Datensatz im METEO-Objekt ein Höhenintervall zugeordnet ist, in dem der Datensatz von windPRO selbständig verwendet wird, wenn nötig. Fragt METEO nach einem Windgradienten-Datensatz, obwohl im METEO-Objekt einer vorhanden ist, liegt vermutlich eine der benötigten Höhen außerhalb des angegebenen Höhenintervalls des Windgradienten-Datensatzes.

Existieren mehrere Windgradienten-Datensätze, können Sie den gewünschten aus dem Dropdown-Menü auswählen.

Sind keine Datensätze vorhanden, müssen sektorweise Windgradienten manuell eingegeben werden. Wenn keine andere Datenquelle vorliegt, orientieren Sie sich hierfür an der hellgelb hinterlegten Tabelle, die für bestimmte Zielhöhen und Rauigkeitsklassen Richtwerte vorgibt. Verwenden Sie nach Eingabe des ersten Werts in die Tabelle den Knopf in alle Sektoren kopieren, wenn Sie denselben Windgradienten in mehreren Sektoren verwenden möchten.

Der k-Parameter-Korrekturwert ist ein empirischer Faktor, mit dem Veränderungen der Weibullverteilung in Abhängigkeit von der Höhe Rechnung getragen werden kann. In Höhen unter 100 m nimmt der k-Parameter in der Regel zu, darüber geht er eher geringfügig zurück. Diese Werte können jedoch von Standort zu Standort variieren. Wenn Sie Weibull-Verteilungen für verschiedene Höhen haben, können Sie für den abgedeckten Bereich die Zunahme berechnen ((k2 - k1) / Höhenunterschied), dies erlaubt aber keine pauschalen Aussagen darüber, wie es außerhalb des durch Messhöhen abgedeckten Bereichs aussieht. Anstelle der Verwendung eines k-Parameter-Korrekturwerts wird empfohlen, eine synthetisierte Zeitreihe für die Zielhöhe zu erstellen.

Bis einschließlich windPRO 3.5 wurde ein Standardwert von 0,008 /m als k-Parameter-Korrekturwert angesetzt. Seit windPRO 3.6 ist der Standardwert aufgrund der inzwischen üblichen Messhöhen und besserer verfügbarer Methoden Null.

Bei Mangel an belastbaren Daten können die Informationen unten eventuell eine Entscheidungsfindung unterstützen:

Die Abbildung oben zeigt, welche Annahmen zur Veränderung des k-Parameters WAsP für die vier Rauigkeitsklassen 0-3 für eine spezifische regionale Windstatistik trifft. Links die Dänische Basis-Windstatistik Beldringe, rechts ein Dänischer Offshore-Standort. Die Gestalt der Kurven ähnelt sich, die Offshore-Werte sind aber höher, was zum Teil an den höheren mittleren Windgeschwindigkeiten liegt. Onshore steigt der k-Parameter zwischen 50 und 100 m Höhe über Grund um rund 0,2 an, also ein Anstieg von 0,004 pro Meter. Oberhalb der 100 m (Offshore oberhalb 50 m) wird der Anstieg negativ. 0,001 pro Meter scheint ein angemessener Wert zu sein, wenn Ihre Messung Onshore bei 100m oder höher liegt (Offshore bei 50m oder höher) und noch höher extrapoliert werden soll.

Die Grafik unten zeigt tatsächlich gemessene k-Werte eines hohen Offshore-Masts in Skandinavischen Gewässern mit mehr als 30 km Entfernung zum Festland:

Register Hauptteil/Option: Umgang mit Verlusten/Unsicherheiten

Die Energieberechnungs-Module (METEO, ATLAS, WAsP interface, PARK) schließen keine eigene Unsicherheits-Betrachtung ein. Diese muss stets separat in LOSS&UNCERTAINTY durchgeführt werden.

Wird eine Energieberechnung mit den genannten Modulen gestartet, stehen folgende Möglichkeiten zur Wahl:

Bericht weist auf zusätzliche LOSS&UNCERTAINTY-Berechnung hin (nur bei PARK): Dies fügt einen textlichen Hinweis auf dem Hauptergebnis ein, dass es eine separate LOSS & UNCERTAINTY-Berechnung gibt. Auf dem PARK-Hauptergebnis werden keine Unsicherheiten ausgewiesen.

Bericht weist lediglich Bruttoproduktion und Wake-Verluste aus: Es wird auf dem Hauptergebnis weder auf Verluste/Unsicherheiten verwiesen noch werden Abschläge vorgenommen

Pauschaler Abschlag mit Text (Standardeinstellung: Ergebnis -10%): Im Hauptergebnis erscheint eine zusätzliche Spalte mit der angegebenen Überschrift, in der der entsprechend verminderte Betrag genannt wird.

Es ist möglich, diese Einstellung noch nach Durchführen der Berechnung zu ändern (Rechtsklick auf Berechnungsüberschrift ⇒ Umbenennen ). So kann z.B. erst eine PARK-Berechnung und dann basierend auf dieser eine LOSS&UNCERTAINTY-Berechnung durchgeführt werden. Die Abschläge der LOSS&UNCERTAINTY-Berechnung können dann wiederum in PARK als prozentualer Abschlag angegeben werden.

Register Hauptteil/Option: Zusätzliche Ergebnisse für Höhe

Die Energieberechnungs-Module (METEO, ATLAS, WAsP interface, PARK ohne Scaler) weisen auf dem Hauptergebnis und zum Teil auch auf anderen Berichten neben den Ergebnissen für die WEA zusätzlich noch Referenzergebnisse für eine feste Höhe aus.

Diese sollen der Vergleichbarkeit unterschiedlicher Berechnungen (unabhängig von der Nabenhöhe der verwendeten WEA) dienen.

Die Position, für die die Referenzergebnisse ausgewiesen werden, ist jeweils die Position des Objekts, das die Winddaten enthält, also des METEO- oder des Terraindatenobjekts.

Die Höhe kann in den Berechnungseinstellungen gewählt werden. Standardvorgabe sind 50 m ü.Gr.

Die Referenzergebnisse umfassen die Bruttowindenergie und die mittlere Windgeschwindigkeit. In Berechnungen mit WAsP wird zusätzlich noch die Äquivalente Rauigkeit angegeben.

Register Hauptteil/Option: Windprofil berechnen

In METEO, ATLAS und WAsP interface kann auf dem ersten Register der Berechnungseinstellungen ausgewählt werden, dass für die Berechnungsposition ein Windprofil berechnet wird.

Das Windprofil wird anhand der Windscherung aus dem verwendeten Winddaten-Objekt berechnet:

METEO-Objekt : Power-Law-Windgradienten (METEO-Objekt → Register Windscherung )
Terraindatenobjekt: Berechnet aus Windstatistik und Terrainmodellierung.

Es werden zwei zusätzliche Berichte erzeugt:

Windprofil Übersicht und
Sektor-Windprofil

Ersteres enthält das Gesamt-Windprofil (alle Richtungen) als einseitige Darstellung und zwei Übersichtsseiten mit kleinen Darstellungen von Sektor-Windprofilen. Der Bericht Sektor-Windprofil zeigt ausgewählte Sektoren als ganzseitige Windprofile (Auswahl über Darstellungsoptionen).

Die Windprofil-Übersicht stellt das Windprofil grafisch und tabellarisch dar. Neben der Windgeschwindigkeit wird auch der Ertrag einer WEA mit der entsprechenden Nabenhöhe angegeben sowie die Ertragsänderung gegenüber der in der Berechnung verwendeten Nabenhöhe. Der Windgradient wirkt auf den A-Parameter, der k-Parameter-Korrekturwert (siehe METEO-Objekt, Register Windscherung) auf den k-Wert. Standardmäßig wird der Bericht für den ersten WEA-Typ angezeigt. Via Darstellungsoptionen können die anderen in der Berechnung berücksichtigten Typen ausgewählt werden.

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 C_p-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 (P_std) mit dem Verhältnis von Standortluftdichte zu Standardluftdichte zu skalieren (was die Nennleistung verändern würde), skaliert Schritt 1 die Windgeschwindigkeiten der Standardleistungskurve gemäß:

u_site = u_std ( ρ_std ⁄ ρ_site )^1/3

Die sich daraus ergebende korrigierte Leistungskurve (u_site, P_std) wird jedoch mit den neuen Windgeschwindigkeitswerten, u_site, abgetastet. Um die luftdichtekorrigierte Leistungskurve bei den ursprünglichen Windgeschwindigkeiten (u_std) zu erhalten, interpoliert Schritt 2 die neuen korrigierten Leistungswerte bei den ursprünglichen Windgeschwindigkeiten, d. h. (u_std, P_site), aus der Kurve (u_site, P_std). 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.

METEO-Ergebnisse

Nach Abschluss einer METEO-Berechnung erscheint die Gliederung der Ergebnisse im Berechnungsfenster. Zur Darstellung der Ergebnisse siehe Berechnungen - Grundlagen.

Es sind bei der METEO-Berechnung 4-7 Teilergebnisse verfügbar (Windprofil Übersicht und Sektor-Windprofil nur, wenn dies in den Berechnungseinstellungen ausgewählt wurde, Analyse der Windverhältnisse entfällt bei Datenquelle TIME SERIES):

Hauptergebnis: Dargestellt wird die Datenbasis (hier: Weibull-Verteilung und Windgradienten aus dem METEO-Objekt) sowie die Ergebnisse für die in der Berechnung untersuchten Windenergieanlagen-Typen.

Produktionsanalyse: Sektorweise Aufschlüsselung der Produktionsdaten.

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

Analyse der Windverhältnisse (entfällt bei Datenquelle TIME SERIES): Gibt die Winddaten-Basis wieder, in der Regel die Weibull-Verteilung in grafischer und tabellarischer Form.

Windprofil Übersicht/Sektor-Windprofil (nur wenn in Berechnungseistellungen ausgewählt): Grafische und tabellarische Darstellungen des Windprofils.

Karte: Übersichtskarte der Umgebung des METEO-Objekts. Eventuell vorhanden WEA-Layouts werden nicht dargestellt, da sie keinen Einfluss auf die METEO-Berechnung haben.

Die folgenden Ergebnisse stehen über die Ergebnis in Datei-Funktion auch außerhalb von windPRO zur Verfügung:

ATLAS

Mit ATLAS wird eine einfache Geländemodellierung vorgenommen, die auf der Publikation Vindatlas for Danmark^[15] basiert. Das Modell wurde von EMD in den 1980er Jahren verbessert, es wurde seitdem aber nicht mehr weiterentwickelt. Wenn gute Ausgangswinddaten vorliegen, ist es für sehr einfach strukturiertes Gelände immer noch ein günstiges, einfach zu bedienendes Modell mit akzeptabler Genauigkeit.

Ausgangspunkt der Modellierung ist eine regionale Windstatistik, die das Windklima beschreibt. Zusätzlich benötigte Eingaben sind einfache Beschreibungen der Umgebung der WEA. Windstatistik und Terraindaten werden in einem Terraindatenobjekt mit Verwendungszweck ATLAS definiert.

Starten Sie eine ATLAS-Berechnung mit Menüband Energie → AEP Einzelposition → ATLAS :

Es wird stets nur die Position des Terraindaten-Objekts berechnet. Windfarm-Layouts, die bereits auf der Karte vorhanden sind, haben für die Berechnung keine Bedeutung. Es können aber mehrere WEA-Typen gewählt werden, um deren Produktion an der Position zu vergleichen.

Zu Allgemeinen Informationen zum Start einer Berechnung siehe Berechnungen - Grundlagen.

Register Hauptteil

Optionen auf dem Register Hauptteil:

Register Winddaten und WEA

Register Winddaten und WEA:

Wähle Windverteilung: zeigt alle für eine ATLAS-Berechnung verfügbaren Terraindatenobjekte an. Genau eine Quelle muss ausgewählt werden.

Windenergieanlagen-Auswahl: WEA können aus dem WEA-Katalog hinzugefügt werden und es können mit der Option Wähle aus Objektliste mit einem Klick alle im Projekt bisher verwendeten WEA-Typen hinzugefügt werden.

Register Leistungskennlinie

Das Register Leistungskennlinie kommt in allen windPRO-Energieberechnungen vor. Es wird auf einer eigenen Wikiseite erläutert.

Start der ATLAS-Berechnung

Starten Sie die Berechnung mit Ok

ATLAS-Ergebnisse

Nach Abschluss der Berechnung erscheint die Gliederung der Ergebnisse im Berechnungsfenster. Zur Darstellung der Ergebnisse siehe Berechnungen - Grundlagen.

Es sind bei der ATLAS-Berechnung 7-9 Teilergebnisse verfügbar (Windprofil Übersicht und Sektor-Windprofil nur, wenn dies in den Berechnungseinstellungen ausgewählt wurde):

Hauptergebnis: Dargestellt werden die Wind- und Terraindatenbasis sowie die Ergebnisse für die in der Berechnung untersuchten Windenergieanlagen-Typen:

Produktionsanalyse: Sektorweise Aufschlüsselung der Produktionsdaten und des Geländeeinflusses.

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

Terrain: Stellt die Rauigkeits-, Hügel- und Hindernisinformationen aus dem Terraindatenobjekt tabellarisch sowie in Übersichtskarten dar.

Analyse der Windverhältnisse Stellt die Weibull-Verteilung, die von ATLAS für die Berechnungsposition ermittelt wurde, in grafischer und tabellarischer Form dar.

Windprofil Übersicht/Sektor-Windprofil (nur wenn in Berechnungseistellungen ausgewählt): Grafische und tabellarische Darstellungen des Windprofils.

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

Karte: Übersichtskarte der Umgebung des METEO-Objekts. Eventuell vorhanden WEA-Layouts werden nicht dargestellt, da sie keinen Einfluss auf die METEO-Berechnung haben.

Die folgenden Ergebnisse können über die Ergebnis in Datei-Funktion exportiert werden:

WAsP interface

WAsP ist ein linearisiertes Strömungsmodell, das 1989 von der Dänischen Technischen Universität DTU (damals Risø) veröffentlicht und seitdem kontinuierlich weiterentwickelt wird. WAsP wird als der Industriestandard für Energieertragsprognosen im mittelkomplexen Gelände betrachtet. Die WAsP-Software wird von windPRO aus vollständig transparent ausgeführt.

Voraussetzung für die Berechnung mit WAsP interface ist eine gültige WAsP-Lizenz. Ob diese vorliegt, ist im Unterfenster Daten und Modelle erkennbar. Welche WAsP-Version verwendet wird kann sich auf die Berechnungsergebnisse auswirken, siehe hierzu das Validierungskapitel zu WAsP.

Ausgangspunkt der Modellierung kann ein Terraindatenobjekt mit Verwendungszweck WAsP, das eine Geländebeschreibung des Standorts und den Verweis auf eine regionale Windstatistik enthält, sein. Alternativ kann ein vorab berechnetes WAsP-CFD-Ergebnis in Form einer CFDRES-Datei zusammen mit einer WAsP-CFD-generierten regionalen Windstatistik verwendet werden.

Starten Sie eine WAsP-interface-Berechnung mit Menüband Energie → AEP Einzelposition → WAsP interface :

Es wird stets nur die Position des Terraindaten-Objekts (bzw. bei Verwendung von CFD-Kacheln eine anzugebende Koordinate innerhalb der Kachel) berechnet. Windfarm-Layouts, die bereits auf der Karte vorhanden sind, haben für die Berechnung keine Bedeutung. Es können aber mehrere WEA-Typen gewählt werden, um deren Produktion an der Position zu vergleichen.

Zu Allgemeinen Informationen zum Start einer Berechnung siehe Berechnungen - Grundlagen.

Register Hauptteil

Optionen auf dem Register Hauptteil:

Register Winddaten und WEA

Wähle Windverteilung:

Terraindatenobjekt: Zeigt alle für eine WAsP-Berechnung verfügbaren Terraindatenobjekte an. Genau eine Quelle muss ausgewählt werden.

WAsP-CFD-Ergebnisdatei (*.CFDRES): Das Fenster ändert sich wie folgt:

CFDRES-Dateien sind Ergebnisdateien einer WAsP-CFD-Berechnung. Sie enthalten keine Windverhältnisse, sondern lediglich Speedups und Richtungswechsel in hoher Auflösung für eine Fläche von 2x2 km. Wird eine CFDRES-Datei ausgewählt, muss stets zusätzlich auch eine regionale Windstatistik ausgewählt werden, die der Ausgangspunkt der Modellierung ist; die CFDRES-Datei übernimmt hier die Funktion der Terraindaten. Weiterhin muss eine Berechnungsposition angegeben werden.

Windenergieanlagen-Auswahl

WEA können aus dem WEA-Katalog hinzugefügt werden und es können mit der Option Wähle aus Objektliste mit einem Klick alle im Projekt bisher verwendeten WEA-Typen hinzugefügt werden.

Register Verdrängungshöhe

Die Eingaben auf diesem Register sind analog zu denen im gleichnamigen Register im PARK-Modul.

Register Leistungskennlinie

Das Register Leistungskennlinie kommt in allen windPRO-Energieberechnungen vor. Es wird auf einer eigenen Wikiseite erläutert.

Start der ATLAS-Berechnung

Starten Sie die Berechnung mit Ok

WAsP interface-Ergebnisse

Nach Abschluss der Berechnung erscheint die Gliederung der Ergebnisse im Berechnungsfenster. Zur Darstellung der Ergebnisse siehe Berechnungen - Grundlagen

Es sind bei der WAsP interface-Berechnung 6-9 Teilergebnisse verfügbar (Windprofil Übersicht und Sektor-Windprofil nur, wenn dies in den Berechnungseinstellungen ausgewählt wurde; Terrain nur wenn ein Terraindatenobjekt verwendet wurde):

Hauptergebnis: Dargestellt werden die Winddatenbasis sowie die Ergebnisse für die in der Berechnung untersuchten Windenergieanlagen-Typen:

Produktionsanalyse: Sektorweise Aufschlüsselung der Produktionsdaten und des Geländeeinflusses.

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

Terrain: 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 die Weibull-Verteilung, die von WAsP für die Berechnungsposition ermittelt wurde, in grafischer und tabellarischer Form dar.

Windprofil Übersicht/Sektor-Windprofil (nur wenn in Berechnungseistellungen ausgewählt): Grafische und tabellarische Darstellungen des Windprofils.

Windstatistik-Info: 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.

Karte: Übersichtskarte der Umgebung des METEO-Objekts. Eventuell vorhandene WEA-Layouts werden nicht dargestellt, da sie keinen Einfluss auf die METEO-Berechnung haben.

Die folgenden Ergebnisse können über die Ergebnis in Datei-Funktion exportiert werden:

WAsP-CFD

Die Windenergienutzung in sehr komplexem Gelände erfordert angemessene Werkzeuge, um die Windverhältnisse vorherzusagen. Linearisierte Strömungsmodelle wie WAsP stoßen in solchen Geländekategorien an ihre Grenzen. Mit nicht-linearen Stömungsmodellen (CFD – Computational Fluid Dynamics) lassen sich diese Anforderungen besser bewältigen - Wenn sie korrekt ausgeführt werden, sind die Unsicherheiten von CFD-Analysen im komplexen Gelände im Allgemeinen geringer als die linearisierter Modelle.

Bisher hatten CFD-Anwendungen zwei zentrale Nachteile:

CFD erfordert hochspezialisierte Anwender, in der Regel mit Hochschulbildung in den Bereichen Meteorologie oder Physik.
Um Modell- und numerische Fehler zu minimieren, erfordert CFD Rechnerressourcen, die weit über reguläre Anwendercomputer hinausgehen.

WAsP-CFD hat seine eigene Herangehensweise an diese Probleme:

WAsP-CFD-Berechnungen sind vollautomatisch und die Einrichtung einer Berechnung entspricht weitgehend der einer traditionellen WAsP-Berechnung
Da die tatsächliche Modellierung auf einem Hochleistungs-Rechencluster abläuft, müssen keine Kompromisse zwischen verfügbarer Rechenzeit und Qualität der Berechnung eingegangen werden

Modellüberblick

Eine traditionelle WAsP-Berechnung schließt vier Modelle ein (siehe rechts):

Berechnung von Orographie-Speedups (IBZ)
Berechnung des Effekts von Rauigkeitswechseln
Berechnung des Einflusses von Nicht-neutralen Stabilitätsbedingungen auf den vertikalen Transport
Berechnung der Reduktion der Windgeschwindigkeit durch Hindernisse

In WAsP-CFD werden die Modelle (1) und (2) ersetzt durch ein kombiniertes Modell der Strömungsänderungen, berechnet vom nicht-linearen CFD-Solver Ellipsys3D auf dem EMD Hochleistungscluster. Diese Modelle setzen eine neutrale atmosphärische Schichtung voraus, was ebenso für ihr WAsP-CFD-Gegenstück gilt. Die vom CFD-Solver berechneten Strömungsänderungen beziehen sich auf eine mittlere Rauigkeit im Luv (Upstream), die als Referenz- oder Mesoskalen-Rauigkeit bezeichnet wird und die das Ausgangsprofil für jeden der 36 Modellsektoren definiert.

Die Ausführung der Modellierung ist vollautomatisch und benötigt ausschließlich Geländedaten, keine Winddaten. WAsP-CFD konfiguriert das Geländemodell basierend auf den Geländedaten in windPRO, erzeugt ein Berechnungsraster und definiert Grenzbedingungen. Dann wird die eigentliche CFD-Berechnung auf dem Hochleistungs-Cluster so lange ausgeführt, bis die Konvergenzkriterien erfüllt sind. Die Ergebnisse der Geländemodellierung werden dem Anwender in Form von relativen Windgeschwindigkeitsänderungen (Speedups) und Richtungsänderungen für die weitere Verarbeitung (in der Regel die Kalibrierung mit eigenen Winddaten) zur Verfügung gestellt.

Die Grafiken unten zeigen als Beispiel eines der automatischen Verarbeitungsschritte von WAsP CFD die Handhabung der Höhenlinien durch das Modell:

Weitere Informationen zu WAsP-CFD finden Sie in A. Bechmann: WAsP CFD – A new beginning in wind resource assessment^[16], Troen/Hansen: Wind resource estimation in complex terrain: Prediction skill of linear and non-linear micro-scale models^[17] sowie auf der Produkthomepage des Herstellers DTU^[18]. Dort findet sich auch eine Beschreibung des eigentlichen Strömungsmodells^[19].

Systemvoraussetzungen

WAsP-CFD stellt keine spezifischen Hardware-Anforderungen, da der rechnerisch aufwändige Teil der Berechnung auf dem Hochleistungs-Cluster von EMD durchgeführt wird. Eine Internetverbindung wird benötigt, um das Geländemodell hoch- und die Ergebnisse herunterzuladen. Die Kommunikation mit dem Cluster geschieht über eine verschlüsselte HTTPS-Verbindung.

Die folgenden Lizenz-Voraussetzungen müssen gegeben sein:

WAsP 11 (oder höher) mit gültiger Lizenz. Dieses muss in windPRO als aktive WAsP-Version ausgewählt sein (Menüband Einstellungen und Hilfe → Einstellungen → Register WAsP ).
windPRO 2.9 oder höher mit einer gültigen Lizenz für die Module BASIS und MODEL

Weiterhin muss für jede Berechnungsfläche von 2x2 km Größe ein sogenannter Calculation Credit erworben werden. Neben Einzelcredits oder größeren Mengen von Credits existieren auch Abonnement-Modelle^[20]. Eine Online-Bestellung ist über die Homepage von EMD möglich^[21].

WAsP-CFD Schritt für Schritt

Richten Sie ein Geländemodell mit Orographie und Rauigkeiten ein
Erzeugen Sie ein Terraindatenobjekt mit dem Zweck CFD
Definieren Sie die Berechnungsflächen (Kacheln)
Starten Sie die WAsP-CFD-Berechnung
Laden Sie die WAsP-CFD-Ergebnisse herunter und Verwenden Sie sie in Wind- und Ertragsberechnungen.

Benötigte Eingangsdaten

Die Berechnungsvoraussetzungen für eine WAsP-CFD-Berechnung werden in einem Terraindatenobjekt definiert, das für den Zweck WAsP-CFD definiert ist.

Höhenlinien sollen mindestens einen Radius von 20 km um die Berechnungsfläche(n) abdecken. Sie sollen bis zu einer Entfernung von 8 km einen vertikalen Linienabstand von 5 m nicht überschreiten, jenseits von 8 km reicht ein Vertikalabstand von 10 m. Wenn die Höhendaten in einem Höhenraster-Objekt vorliegen, prüfen Sie die Linienabstände für die Konvertierung in Linien auf dem Register Höhenraster-Objekt → WAsP-Einstellungen .
Rauigkeitsdaten sollen mindestens einen Radius von 20 km um die Berechnungsfläche(n) abdecken.
Die Berechnungsflächen werden auf dem Register RESOURCE-/CFD-Fläche definiert. Die Berechnungsflächen dürfen sich überlappen. Wenn die Windparkfläche so geformt ist, dass ein Messmast am Rande einer Fläche liegen würde, sollte dieser eher eine eigene Berechnugsfläche bekommen (in der er dann mittig liegt).
Das verwendete Koordinatensystem sollte möglichst das gleiche sein, in dem die weiteren Berechnungen vorgenommen werden sollen, insbesondere bei anschließender Erstellung von Ressourcenkarten.

WAsP-CFD-Berechnung

Das windPRO-Modul WAsP-CFD ist zu finden im Menüband Energie:

Zu Allgemeinen Informationen zum Start einer Berechnung siehe Berechnungen - Grundlagen.

Register Hauptteil

Hier wird ein Name für die Berechnung angegeben und das Terraindatenobjekt ausgewählt (falls mehrere existieren).

Register Berechnungen

Sobald Sie auf das Register Berechnungen wechseln, meldet sich windPRO am Hochleistungs-Cluster („Cerebrum“) an. Wenn die Anmeldung fehlschlägt, überprüfen Sie bitte Ihre Internet-Verbindung und ggf. Firewall-Einstellungen. Schlägt die Anmeldung dennoch fehl kontaktieren Sie EMD.

Wählen Sie die gewünschten Teilflächen aus und klicken Sie auf Gewählte starten (rechts unten).

Die Spalte Erwartete Fertigstellung wird nach kurzer Verzögerung ausgefüllt. Verlassen Sie das Berechnungsfenster mit Ok . Während der Wartezeit können Sie mit anderen Projekten weiterarbeiten oder windPRO vollständig schließen. Nach Abschluss der Berechnung auf dem Cluster erhalten Sie eine Information per Email.

Statusprüfung der Berechnung

Öffnen Sie die laufende CFD-Berechnung in WindPRO
Gehen Sie auf das Register Berechnungen
In der Tabelle sehen Sie das geschätzte Berechnungsende unter Erwartete Fertigstellung

Wenn die Berechnung fertiggestellt ist, laden Sie die WAsP-CFD-Ergebnisse herunter und verwenden Sie diese in Windberechnungen

WAsP-CFD-Ergebnisse

Download der Ergebnisse

Nach Abschluss der Berechnung erhalten Sie eine Email (an die Email-Adresse Ihrer WindPRO-Aktivierung) mit dem Inhalt "Job completed OK". Nun können Sie die Ergebnisse herunterladen:

Starten Sie windPRO und laden Ihr Projekt.
Öffnen Sie die CFD-Berechnung in windPRO.
Gehen Sie auf das Register Berechnungen.
Über den Knopf Auswahl herunterladen werden die Ergebnisse heruntergeladen.
Es werden automatisch Ergebnislayer für die heruntergeladenen Kacheln erstellt.

Die Ergebnisdateien werden standardmäßig in einen Unterordner des Projektordners namens OnlineCFDResults heruntergeladen und haben die Endung CFDRES. Sie enthalten für 13 Stützhöhen und 36 Richtungssektoren jeweils Speedups, Richtungswechsel, Turbulenz und Neigungswinkel der Anströmung.

Sie können die Ergebnisse jeder CFD-Berechnung auch von einem anderen Projekt aus via Menüband Werkzeuge → Clusterservice Status herunterladen. Dabei sollten Sie sicherstellen, die Ergebnisdateien im richtigen Projekt-Ordner zu speichern. Wenn es nötig sein sollte, können die Ergebnislayer manuell erstellt werden (Ergebnislayer-Fenster → Kontextmenü → Layer laden ).

Verwenden der CFD-Ergebnisse

Im bisherigen CFD-Berechnungsablauf haben Winddaten noch keine Rolle gespielt, die CFD-Modellierung und Berechnung der CFDRES-Kacheln basierte ausschließlich auf Geländedaten. Die CFDRES-Kacheln beinhalten lediglich Informationen darüber, wie sich (bisher undefinierte) Windverhältnisse aufgrund des Geländes relativ ändern würden.

Die Winddaten können auf zwei unterschiedliche Arten in Berechnungen eingebracht werden:

Über den Scaler, der für Zeitreihen-basierte Berechnungen verwendet wird. Im Scaler wird bei der traditionellen WAsP-Methode ein Terraindatenobjekt zur Definition des Mikrostandorts verwendet. Soll stattdessen WAsP-CFD verwendet werden, wird dieses durch CFDRES-Dateien ersetzt. Diese müssen die Position des METEO-Objekts mit der Zeitreihe sowie die WEA-Standorte abdecken.
In Form einer regionalen Windstatistik:
- Verwenden Sie keine mit der traditionellen WAsP-Methode erzeugte regionale Windstatistik zusammen mit WAsP-CFD-Berechnungen. Die regionale Windstatistik muss ebenfalls mit WAsP-CFD berechnet sein. Dies geschieht im Modul STATGEN oder in MCP, wo anstelle eines Terraindatenobjekts auch eine CFD-Kachel ausgewählt werden kann.
- In PARK-, WAsP interface- und RESOURCE-Berechnungen, in denen ein Terraindatenobjekt als Ausgangspunkt für eine traditionelle WAsP-Berechnung ausgewählt werden kann, können stattdessen auch CFDRES-Kacheln in Kombination mit WAsP-CFD-erzeugten Windstatistiken verwendet werden.
- Bei der Windprofilberechnung im METEO-Objekt und der Kreuzvorhersage im METEO-Analyzer können ebenfalls CFDRES-Kacheln anstelle eines Terraindatenobjekts verwendet werden. Die zusätzliche Angabe einer regionalen Windstatistik ist hier nicht notwendig, da die Winddaten in diesem Fall direkt aus METEO-Zeitreihe kommen und intern in eine regionale Windstatistik umgewandelt werden.

RESOURCE

Mit dem Modul RESOURCE werden

Windressourcenkarten berechnet oder
bestehende Windressourcenkarten kalibriert.

Bei letzteren kann es sich z.B. um heruntergeladene .siteres-Karten vom Global Atlas of Siting Parameters handeln (via Menü Datenbanken → Standortparameter (GASP etc.) ). Diese wurden mit Reanalysedaten erstellt und stellen eine gute Möglichkeit dar, einen ersten Überblick über die Windbedingungen am Standort zu bekommen, müssen jedoch in der Regel mit lokalen Daten (einer oder mehrerer Weibullverteilungen (METEO-Objekte) innerhalb ihrer Fläche auf da lokale Niveau kalibriert werden.

Wird eine Windressourcenkarte auf einer Karte dargestellt (siehe Ergebnislayer-Fenster), stellt sie die Qualität der Windressourcen in einem berechneten Gebiet durch farbliche Abstufungen dar. Dies ist jedoch nur ein geringer Teil der Information, die tatsächlich enthalten ist - für jeden einzelnen Rasterpunkt liegt in der Regel eine vollständige 12-Sektor-Weibullverteilung für eine Anzahl von Zielhöhen (Nabenhöhen) vor, die bei der Erstellung der Windressourcenkarte gewählt wird. Wurde die Windressourcenkarte im .siteres-Format unter Einbeziehung von Standortparametern berechnet, können auch Informationen wie Turbulenz, Windscherung etc. hinterlegt sein.

Die Modellierung der Windressourcen findet bereits bei der Erstellung der Windressourcenkarte statt. Sollen später unterschiedliche Parklayouts, WEA-Typen oder Nabenhöhen durchgerechnet werden, so werden die WEA-Standortspezifischen Windbedingungen nur noch der Windressourcenkarte entnommen. Dies ermöglicht zum einen eine personelle Spezialisierung in Windressourcen-Assessment und Projektplanung (Also: Erstellung und Anwendung der Windressourcenkarte) innerhalb eines Büros oder zwischen verschiedenen Projektbeteiligten; zudem sind Ertragsprognosen auf Basis einer vorab berechneten Windressourcenkarte (PARK mit RESOURCE) auch schneller und es wird für die Verwendung einer Windressourcenkarte keine Lizenz für die WAsP-Software benötigt.

Windressourcenkarten sind nützliche Planungsinstrumente mit vielen Anwendungsmöglichkeiten, z.B.

Suche von guten Windenergiestandorten auf regionaler Ebene zum Zwecke der Planung von Windfarmen
Evaluierung des Windpotenzials für eine Kommune, Region oder ein Land zum Zwecke der Ausweisung von Vorrangflächen und der Bündelung der Windenergienutzung
Unterstützung bei der Suche von guten Mikrostandorten innerhalb eines bereits ausgewählten Areals. Dies kann automatisiert durch das Modul OPTIMIZE erfolgen.
Suche nach einer geeigneten Position für einen Messmast an einem Mikrostandort auf Basis vorläufiger Winddaten, z.B. Mesoskalen-Daten wie EmdConWx oder EMD-WRF

Eine Windressourcenkarte ist stets eine eigenständige Datei, die unabhängig von einem Projekt weitergegeben werden kann. Sie kann in drei Dateiformaten vorliegen, RSF, SITERES oder WRG. In Bezug auf Windressourcenkarten bieten diese die gleichen Möglichkeiten, das SITERES-Format enthält jedoch zusätzlich zu Winddaten noch Parameter zur Standortklassifizierung (Spezifikation). windPRO erzeugt derzeit Dateien der Typen RSF und SITERES, Dateien mit der Endung WRG können aber ebenfalls verwendet werden.

Eine Windressourcenkarte kann für ein sehr großes Gebiet (Landesteil, Bundesstaat, Land) oder auch nur für die Fläche eines geplanten Windparks berechnet werden. Wenn im Lokalen Rechnernetzwerk mehrere WAsP-Lizenzen vorliegen, können Teilberechnungs-Aufgaben ausgelagert werden, so dass auch die Berechnung sehr großer Flächen in überschaubarem Zeitrahmen abgeschlossen werden kann.

Die Berechnung einer Windressourcenkarte verwendet

das traditionelle WAsP-Strömungsmodell mit Terraindatenobjekt
oder die Ergebnisse einer WAsP-CFD-Berechnung (CFDRES-Dateien)
oder eine zeitreihenbasierte Berechnung mit dem Scaler-Konzept.

Bei der Verwendung des Scaler-Konzepts werden Zeitreihen mit dem Scaler auf die einzelnen Positionen der Windressourcenkarte umgerechnet und dort als einzelne Häufigkeitsverteilungen (TAB-Dateien) gesammelt. Für die TAB-Dateien wird dann eine Weibull-Fit durchgeführt und die resultierenden Weibullverteilungen werden in der Windressourcenkarte gespeichert. Das Datenformat der Windressourcenkarte erlaubt es nicht, etwas anderes als Weibullverteilungen zu speichern.

Die Flächenfestlegung erfolgt bei der Berechnung mit Terraindatenobjekt in der Regel anhand eines WEA-Flächen-Objekts, wobei Ausschlussflächen ausgespart werden. Alternativ kann auch eine rechteckige Berechnungsfläche im Terraindatenobjekt ausgewählt werden. Die regionale Windstatistik, die den Ausgangspunkt der Modellierung der Windressourcen bildet, wird im Terraindatenobjekt definiert; werden mehrere regionale Windstatistiken ausgewählt, können diese Abstandsgewichtet werden. Die Abstandsgewichtung wird ab windPRO 3.0 für jeden Berechnungspunkt vorgenommen. In Versionen bis 2.9 einschließlich wird die Abstandsgewichtung pro Kachel (Standardmäßig 1 x 1 km) vorgenommen.

Bei der Berechnung mit CFDRES-Dateien wird stets die gesamte Fläche, die von diesen abgedeckt wird, als Windressourcenkarte berechnet. Die CFDRES-Dateien sowie die Windstatistik werden direkt bei der Berechnung ausgewählt. Hier ist es pro CFDRES-Datei nur möglich, eine Windstatistik auszuwählen. Eine Abstandsgewichtung wie bei der Berechnung mit Terraindatenobjekt ist nicht möglich.

Register Hauptteil

Hier findet die Unterscheidung zwischen den Berechnungsarten statt.

Die Option Windressourcenkarte mit Scaler berechnen verwendet den Scaler, um eine Eingangszeitreihe auf jeden Berechnungspunkt zu modellieren, und ermittelt dann daraus die Weibull-Parameter, die in die Windressourcen-Datei geschrieben werden. Bei dieser Berechnungsoption ist es zusätzlich möglich, eine erweiterte Ergebnisdatei im .siteres-Format zu erzeugen, die die im Fenster genannten Zusatzparameter enthält. Hierfür wird das Modul SITE COMPLIANCE benötigt. Eine solche .siteres-Datei erleichtert Standsicherheitsberechnungen für zukünftige Layouts bedeutend. Bitte beachten Sie, dass diese Berechnung sehr zeitaufwändig sein kann. Tasten Sie sich vorsichtig an die Möglichkeiten Ihrer Hardware heran, z.B. indem Sie zunächst kleine Flächen oder grobe Raster verwenden.

Register Ressourcen

Bei der Berechnung mit WAsP stehen die folgenden Optionen zur Verfügung:

Terraindaten für Berechnung der Windressourcenkarte: Auswahl des Terraindatenobjekts. Dieses muss den Verwendungszweck "Für Berechnung einer Windressourcenkarte" haben.

Bei der Berechnungsoption (Hauptteil) Windressourcenkarte aus WAsP-CFD erscheint hier stattdessen dieser Eingabebereich:

Aus Datei(en) lässt Sie direkt Dateien mit der Endung CFDRES auswählen. Aus Berechnung lädt alle CFDRES-Dateien, die in einer bestimmten WAsP-CFD-Berechnung in diesem Projekt erstellt wurden. Die Windstatistiken können pro CFDRES-Datei gewählt werden (…) oder – wenn mehrere Zeilen ausgewählt sind – mit dem Knopf Windstatistik wählen.

Bei der Berechnungsoption Windressourcenkarte mit Scaler berechnen erscheint kein Eingabebereich für Terraindaten oder CFD-Dateien. Die Festlegung des zu verwendenden Scalers geschieht auf dem Register Scaler.

Nabenhöhen [m]: Wählen Sie mit Hinzufügen und Entfernen die Nabenhöhen aus, für die die Karte berechnet werden soll. Dies sollten im Optimalfall die Nabenhöhen sein, die am Standort geplant sind. Sind diese noch nicht bekannt, wählen Sie mindestens zwei Nabenhöhen, die die den geplanten Nabenhöhenbereich einfassen. Ist dieser sehr groß (z.B. 100 – 150 m) sollten zusätzliche Zwischenhöhen definiert werden, um die Interpolationsungenauigkeit zu minimieren. Es findet keine Extrapolation statt. Ist also die höchste Höhe 100 m, kann schon eine WEA mit 101 m Nabenhöhe nicht mehr mit der Karte berechnet werden.

Auflösung: Die Horizontale Rasterauflösung der Windressourcenkarte. Bei der Berechnungsoption (Hauptteil) Windressourcenkarte aus WAsP-CFD ist diese auf die Auflösung der CFDRES-Datei festgelegt (20m). Die Auflösung fließt umgekehrt quadratisch in die Berechnungsdauer ein, wird also die Auflösung halbiert, vervierfacht sich die Berechnungsdauer. Für Berechnungsanwendungen ist eine Auflösung von 50m in der Regel ausreichend, da sich über diese Entfernung gut interpolieren lässt. Für eine gefällige grafische Darstellung kann, je nach Größe des darzustellenden Gebiets, eine höhere Auflösung sinnvoll sein.

Soll die Windressourcenkarte als Grundlage für eine Optimierung mit OPTIMIZE verwendet werden, sollte nur in Ausnahmefällen eine höhere Auflösung als 50m verwendet werden. Höhere Auflösungen sorgen dafür, dass die Zahl der möglichen und damit zu testenden Layouts sich vervielfacht, bei einer nur minimalen Erhöhung der Qualität der Optmierung.

Zur Flächendefinition WEA-Flächen-Objekt verwenden: Festlegung der Fläche, für die die Windressourcenkarte berechnet wird. Ist dieses Häkchen nicht gesetzt, wird eine rechteckige Fläche verwendet, die im Terraindatenobjekt definiert wurde. Ist es gesetzt, wird eine Liste verfügbarer Terraindatenobjekte angezeigt und eines oder mehrere davon können gewählt werde. Das Häkchen ist automatisch gesetzt und ausgegraut, wenn dies im Terraindatenobjekt für erforderlich erklärt wurde.

Bei der Berechnungsoption (Hauptteil) Windressourcenkarte aus WAsP-CFD steht diese Option nicht zur Verfügung, dort wird stets für die Ausmaße der gewählten CFDRES-Dateien gerechnet.

Tabellenspalte Parameter, Linien in Bericht, Raster in Bericht, Ergebnislayer anzeigen: Legt fest, welche Ergebnisse später im Berichtsausdruck dargestellt werden und ob automatisch ein Ergebnislayer erzeugt wird oder nicht. Mit den Knöpfen Bearb. werden die Legenden bearbeitet.

Wird keine Darstellung im Bericht ausgewählt, so kann diese auch im Nachhinein noch in den Darstellungsoptionen des Berichts Karte gewählt werden.

Wird das Ergebnislayer nicht automatisch erzeugt, so kann es später im nachhinein auch manuell aus der RSF-Datei erzeugt werden.

Dateiname automatisch erzeugen: Wenn dieses Häkchen gesetzt ist, erzeugt windPRO standardmäßig den Dateinamen für die RSF-Datei aus dem Projektnamen, der horizontalen Auflösung und den berechneten Nabenhöhen. Mit Auto-Dateiname lässt sich der automatisch erzeugte Dateiname selbst konfigurieren und es kann dauerhaft eingestellt werden, dass der Dateiname nicht automatisch erzeugt wird.

RSF-Datei(en) / Standort-Erg. (.siteres): Zwei unterschiedliche Datenformate zur Speicherung von Windressourcen. *.RSF wird unter RESOURCE-Ergebnisse erläutert, *.siteres in der Spezifikation. In windPRO-Modulen, die mit Windressourcenkarten arbeiten, können beide Formate verwendet werden.

Multicore/PC setup: Einstellungen für die Verwendung mehrerer Prozessorkerne. Maximale Leistung bedeutet, dass die Berechnung schneller ist, es ist jedoch möglich, dass der Rechner während der Berechnung träge auf Eingaben in anderen Programmen reagiert.

Andere Rechner im LAN verwenden: Verwenden Sie diese Option, um andere Rechner im LAN an einer umfangreichen Windressourcenkarte mitarbeiten zu lassen. Auf den anderen Rechnern muss das windPRO-Programm WAsPResCalc laufen. Dieses ist ohne eigene windPRO-Lizenz nutzbar (Fundort der Programmdatei siehe Angabe im Fenster), es wird jedoch eine WAsP-Lizenz auf jedem mitarbeitenden Rechner benötigt.

WAsPResCalc überwacht den angegebenen Netzwerkordner für Datenaustausch; liegen dort Berechnungsaufträge vor, werden diese abgearbeitet.

Die WAsP-Parameter können bei der Berechnung einer Windressourcenkarte angepasst werden.

Register RIX

(Nicht verfügbar bei Option Hauptteil: Windressourcenkarte mit Scaler berechnen)

Mit der RIX-Option in RESOURCE kann eine RIX-Korrigierte Windressourcenkarte berechnet werden. Weitere Informationen zum RIX finden Sie hier.

Als Ausgabe werden bis zu vier Ergebnislayer erzeugt:

Unkorrigierte Windressourcenkarte
Karte der RIX-Werte
Karte der Delta-RIX-Werte (Unterschied im RIX zwischen Messposition und Berechnungspunkt)
RIX-Korrigierte Windressourcenkarte

Register Verdrängungshöhe

Weitere Informationen zu Verdrängungshöhen finden Sie hier.

Register Scaler

Die Auswahl des Scalers für die Scaler-Berechnung erfolgt analog der Auswahl im PARK-Modul (siehe PARK: Register Scaler).

Register Standortparameter

(nur bei Option Hauptteil: Windressourcenkarte mit Scaler berechnen und gewählter Zusatzoption Standortparameter einbeziehen)

Mit den Checkboxen kann gewählt werden, welche Standortparameter einbezogen werden. Die folgenden Links verweisen auf die entsprechenden Kapitel in der SITE COMPLIANCE-Dokumentation. Nur ein Teil der Optionen, die dort verfügbar sind, können auch in RESOURCE verwendet werden.

Register Kalibrierung

(nur bei Option Hauptteil: Kalibrierung einer existierenden Windressourcenkarte)

Die Kalibrierung von Windressourcenkarten modifiziert eine existierende Windressourcenkarte so, dass sie mit einem oder mehreren METEO-Objekten innerhalb ihrer Fläche konsistent ist. Dies kann z.B. nützlich sein, um umfangreichen Offshore-Windressourcenkarten mit dem Windgradienten eines Mesoskalen-Datensatzes zu skalieren, oder um Windresssourcenkarten aus Drittquellen (z.B. GASP) an nachträglich durchgeführte Messungen am Standort anzupassen.

Wählen Sie unter Ausgangsdatei die zu kalibrierende Windressourcendate im Format .rsf, .wrg oder .siteres.

Wählen Sie dann das oder die METEO-Objekte. Da die Kalibrierung die Häufigkeitsverteilung verwendet, müssen METEO-Objekte dieselbe Sektoranzahl haben wie die Ausgangsdatei (ggf. müssen die Sektoranzahlen in METEO-Objekten entsprechend angepasst werden). Es kann nur eine Höhe verwendet werden, es können aber mehrere METEO-Objekte mit dieser Höhe an unterschiedlichen Positionen ausgewählt werden.

Wenn mehrere METEO-Objekte verwendet werden, kann zwischen verschiedenen Optionen zur räumlichen Interpolation gewählt werden:

Nächstgelegenes verwendet für jeden Punkt alleine das nächstgelegene METEO-Objekt. Dort wo zwei METEO-Objekte fast gleich weit entfernt sind kann hierbei eine sichtbare Grenze entstehen.
Abstandsgewichtet: Linear legt der Gewichtung für jeden Punkt den Kehrwert des Abstands zum METEO-Objekt zugrunde.
Abstandsgewichtet: Quadriert legt der Gewichtung den Kehrwert der quadrierten Abstände zum METEO-Objekt zugrunde. Dies verstärkt im Vergleich mit linearer Gewichtung den Einfluss nahegelegener METEO-Objekte.
Höhendifferenz in Abstandswichtung berücksichtigen: Diese Option kann verwendet werden, um einem Mast mehr Gewicht zu geben, je näher seine Höhe ü.NN derjenigen des Berechnungspunkts ist. Es sollte ein Faktor auf die Höhendifferenz verwendet werden, da diese ansonsten gegenüber der horizontalen Differenz (die nach wie vor für die Gewichtung relevant ist) in den Hintergrund tritt.

Weitere Kalibrierungsoptionen:

Anpassung Höhe kann verwendet werden, um zu kompensieren, wenn Strömungsmodelle dazu neigen, Windgeschwindigkeiten in höher gelegenen Bereichen im Vergleich zu tiefer gelegenen Bereichen zu unterschätzen (Vgl. Kapitel Validierung, Einfluss von Höhen). Wenn allerdings steiles Gelände zu Strömungsablösungen führt, kann dies zum gegenteiligen Effekt führen, dass die Windgeschwindigkeiten in höheren Berichen überschätzt werden. Für solche Standorte wird diese Option nicht empfohlen. In normal hügligem Gelände zeigen mehrere Fälle einen Bias des Strömungsmodells zwischen 0,3% und 0,7%, so dass der vorgegebene Wert 0,1% eher konservativ ist.
Eine Max. Anpassung (oberer Schwellenwert) kann gesetzt werden - denken Sie nur daran, diese zu erhöhen um den vollen Effekt der Anpassung zu erhalten, wenn dies mit mehreren Messungen an einem Standort verwendet werden soll.
Die Option Nachbar-Sektoren steht standardmäßig auf 1, was bedeutet, dass wenn Modell und METEO-Objekte verwendet werden, um die Anpassungsfaktoren eines spezifischen Sektors zu finden, jeweils einen Sektor weit in jede Richtung geschaut wird, um die angepasste Sektorhäufigkeit zu ermitteln. Dann werden Richtungswechsel des Windes geglättet. An Standorten mit viel Richtungswechseln und einer hohen Sektorauflösung (z.B. 36 Sektoren) kann es sinnvoll sein, dies auf 2 Nachbarsektoren auszuweiten, normalerweise ist aber 1 Sektor die beste Wahl.

Mit den getroffenen Optionen wird die Kalibrierung nach Klick auf Ok durchgeführt und die kalibrierte Windressourcenkarte wird als Ergebnislayer angezeigt und als Datei gespeichert. Diese kann in PARK-Berechnungen zugrunde gelegt werden.

Eine RESOURCE-Berechnung erzeugt zwei Berichte, Hauptergebnis und Karte. Ersterer dokumentiert die Eingangsdaten der Berechnung, letzterer ermöglich die Anzeige der generierten Windressourcenkarte im windPRO-Berichtslayout. Über die Darstellungsoptionen der Karte besteht Zugang zu den Legendeneinstellungen.

Das eigentliche Ergebnis der RESOURCE-Berechnung ist aber eine Datei im Format *.rsf oder *.siteres, die die Windressourcenkarte enthält und die in anderen Teilen von windPRO oder in anderen Programmen als Berechnungsgrundlage verwendet werden kann. Sie wird standardmäßig im Projektverzeichnis gespeichert.

Das *.siteres-Format ist hier dokumentiert. Es ist als ein modernes, vielseitig verwendbares Format spezifiziert, dessen Einsatzmöglichkeiten über reine Windressourcenkarten hinausgehen
RSF ist ein verbreitetes WAsP-Format, das nur für Windressourcenkarten verwendet wird. Die Informationen in einer RSF-Datei sind wie folgt gegliedert:

Spalte	Breite	Inhalt
1-10	10	Leer (bei externer Erzeugung der RSF-Datei auch: Textfeld zur Identifikation des Standorts)
11-20	10	X-Koordinate (Rechtswert) des Standorts [m]
21-30	10	Y-Koordinate (Hochwert) des Standorts [m]
31-38	8	Z-Koordinate (Geländehöhe ü.NN.) des Standorts [m]
39-43	5	Höhe über Grund für Winddaten
44-48	5	Weibull-A-Parameter der Gesamtverteilung [m/s]
49-54	6	Weibull-k-Parameter der Gsamtverteilung [o. Einheit]
55-69	15	Leistungsdichte [W/m²] (bei externer Erzeugung der RSF-Datei auch Produktion [Wh/y])
70-72	3	Anzahl Sektoren (entspricht Sektorenanzahl in zugrunde liegender Windstatistik)
73-76	4	Sektorhäufigkeit für Sektor #1 [% mal 10]
77-80	4	Weibull-A-Parameter für Sektor #1 [m/s mal 10]
81-85	5	Weibull-k-Parameter für Sektor #1 [o. Einheit, mal 100]
86-98	13	Wie Spalten 73-85, aber für Sektor #2
99-…		Wie Spalten 73-85, aber für weitere Sektoren

Ein drittes Dateiformat für Windressourcenkarten ist *.wrg, ebenfalls ein WAsP-Format. Dieses kann von windPRO zwar verwendet werden (siehe Verwendungszwecke unten), steht jedoch in RESOURCE nicht als Dateiformat für die Erzeugung der Windressourcenkarte zur Verfügung.

Typische Verwendungszwecke der Windressourcen-Datei sind:

Grafische Darstellung auf der Karte via Ergebnislayer-Fenster → Kontextmenü → Layer laden
Erstellen von Vergleichslayern, um die Auswirkungen von unterschiedlichen Modelleinflüssen zu evaluieren, z.B. der Verdrängungshöhe eines Waldgebiets (siehe unten) oder des Unterschieds zwischen einer WAsP- und einer WAsP-CFD-Berechnung
Verwendung in PARK-Berechnungen – Vorteile gegenüber einer Berechnung mit Windstatistik und WAsP ist, dass die Rechengeschwindigkeit höher ist und keine WAsP-Lizenz benötigt wird. Nachteile sind, dass ggf. eine Interpolation zwischen verschiedenen Höhen durchgeführt wird, wenn die Zielhöhe (Nabenhöhe) nicht in der RSF-Datei enthalten ist.
Erforderliche Voraussetzung für eine Windpark-Optimierung mit OPTIMIZE (Außer geometrisches Layout).

Vergleichslayer aus zwei Windressourcenkarten mit bzw. ohne Verdrängungshöhe:

Entspricht die Darstellung des Ergebnislayers auf der Karte nicht Ihren Erwartungen, überprüfen Sie bitte die Einstellungen über die Ebenensteuerung. Wird die Ressourcenkarte auf Basis einer WAsP-CFD-Ergebnisdatei ermittelt, beachten Sie bitte, dass idealerweise das gleiche Koordinatensystem wie bei der WAsP-CFD-Berechnung verwendet werden sollte.

STATGEN

Mit STATGEN werden regionale Windstatistiken (WAsP-Format) aus Winddaten und Terraindaten erzeugt.

STATGEN geht dabei davon aus, dass die verwendeten Winddaten langzeit-repräsentativ sind. Ist dies nicht der Fall, sollte die regionale Windstatistik anstatt in STATGEN im Rahmen einer Langzeitkorrektur mit MCP erstellt werden.

Die Winddaten müssen in Form eines METEO-Objekts vorliegen.

Die Terraindaten können vorliegen:

in Form eines Terraindatenobjekts mit Höhendaten und Rauigkeitsdaten
in Form von CFDRES-Dateien (siehe WAsP-CFD (DE))
oder sie können Bestandteil eines METEO-Objekts mit Mesoskalen-Daten aus den Datenquellen EmdConWx oder EMD-WRF sein.

Zu Allgemeinen Informationen zum Start einer Berechnung siehe Berechnungen - Grundlagen.

Starten Sie die STATGEN-Berechnung im Menüband Klima:

Register Hauptteil

Auf dem Hauptregister wird die Quelle für Terraineinfluss gewählt.

Terraindatenobjekt (orange, Zweck Windstatistik-Erzeugung) verwendet Orographie, Rauigkeit und Hindernisse so, wie in einem Terraindatenobjekt definiert. Diese Option sollte im mittelkomplexen Gelände mit langzeitkorrigierten Messdaten verwendet werden.
WAsP-CFD-Ergebnisdatei (*.CFDRES) ersetzt die Terraindaten durch vorab mit WAsP-CFD berechnete Speed-ups und Richtungswechsel (die wiederum anhand eines regulären Geländemodells mit Orographie und Rauigkeiten berechnet wurden). Diese Option ist in der Regel im komplexeren Gelände sinnvoll, das durch eine reguläre WAsP-Berechnung nicht ausreichend gut modelliert werden kann.
Meso-Terrain aus dem METEO-Objekt verwenden sollte gewählt werden, wenn die Winddatenquelle ein METEO-Objekt mit Mesoskalen-Daten ist. Beim Download dieser Daten wird automatisch das Geländemodell des Mesoskalen-Modells mit übertragen und nur dieses sollte für die Erzeugung einer Windstatistik aus diesen Meso-Daten verwendet werden. Bitte beachten Sie, dass die Original-Position des METEO-Objekts beibehalten werden muss, da die Meso-Windverhältnisse nur für diese Position gelten.

Register STATGEN

Auf dem Register STATGEN finden sich die folgenden Eingaben:

Terraindaten

Auswahl der Terraindaten entsprechend der Auswahl auf dem ersten Register. Oben ist die Auswahl für die Option Terraindatenobjekt dargestellt. Beachten Sie, dass nur Terraindatenobjekte angezeigt werden, deren Zweck mit "Scaler, Windstatistik-Erzeugung" angegeben ist.

Ist auf dem Register Hauptteil die Option WAsP-CFD-Ergebnisdatei ausgewählt, so erwartet STATGEN statt eines Terraindatenobjekts die Eingabe einer CFD-Ergebnisdatei (Kachel), die die Position der Winddaten (s.u.) abdeckt. Die Winddaten sollen in der Mitte oder im zentralen Bereich der CFD-Kachel liegen und möglichst in 36 Sektoren unterteilt sein.

Der Abschnitt Terraindaten entfällt, wenn auf dem Register Hauptteil die Option Meso-Terrain aus dem METEO-Objekt verwenden ausgewählt ist.

Winddaten

Es werden alle Zeitreihen angezeigt, die den ausgewählten Kriterien entsprechen. Wofür eine Zeitreihe zur Verfügung steht, wird im METEO-Objekt auf dem Register Zweck definiert. Es kann nur eine Zeitreihe gewählt werden. Wenn es sich um Daten eines Messmasts handelt, soll in der Regel die höchste Höhe ausgewählt werden, für die eine vollständige Zeitreihe für Windgeschwindigkeit und -richtung vorliegt. Die Anzahl der Windrichtungssektoren wird aus der gewählten Sektorenzahl im METEO-Objekt, Register Daten|Häufigkeitstabelle, übernommen. Basiert die zu erzeugende Windstatistik auf einer WAsP-CFD-Ergebnisdatei (*.CFDRES), sollten im METEO-Objekt 36 Sektoren verwendet werden.

Intervall: Dies erlaubt die Auswahl einer spezifischen Periode. So können beispielsweise Messungen auf vollständige Jahre trunkiert werden oder es können lediglich Mesoskalen-Daten der letzten 10 oder 20 Jahre verwendet werden.

Wenn auf dem Register Hauptteil die Option Meso-Terrain aus dem METEO-Objekt verwenden ausgewählt ist, werden nur Zeitreihen aus EmdConWx- oder EMD-WRF-METEO-Objekten angezeigt. Hier sollte die Höhe der Daten etwa auf Nabenhöhe der geplanten WEA liegen. Zusätzlich steht eine Auswahl der maximalen oder minimalen Rauigkeit zur Verfügung:

Dies bezieht sich auf die Rauigkeiten für das Sommer- und das Winterhalbjahr, die einer Mesoskalen-Berechnung zugrunde gelegt werden. Die hohen (Max) Rauigkeiten führen in der Regel zu zu optimistischen Ergebnissen, weshalb standardmäßig die niedrigen (Min) Rauigkeiten ausgewählt sind.

Speichern als: Wenn die Windstatistik ausschließlich in windPRO verwendet wird, sollte das windPRO-Format (WWS) gewählt werden, da dieses neben der eigentlichen Windstatistik Metadaten speichern kann, die dabei helfen können, die Windstatistik später korrekt zu verwenden, wie z.B. modifizierte WAsP-Parameter oder Informationen zur Messung (siehe STATGEN-Ergebnisse → Windstatistik-Info). Das WAsP-Format (LIB) ist hierzu nicht in der Lage und wird nicht empfohlen. Soll die Windstatistik allerdings auch direkt in WAsP verwendet werden (ohne windPRO), so wird dieses Format benötigt.

Name, Land, Quelle, Dateiname, Anmerkungen sind Kriterien, die später die Identifikation und Nachvollziehbarkeit der Windstatistik erleichtern.

WAsP-Parameter bearbeiten: Siehe hierzu Hauptartikel WAsP-Parameter.

Register Verdrängungshöhe

Keine Verdrängungshöhen: Die gewählte Messhöhe wird verwendet, auch wenn im METEO-Objekt eine Verdrängungshöhe angegeben ist
Verdrängungshöhen von Objekten: Die Messhöhen des Masts werden, wenn im METEO-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

Start der STATGEN-Berechnung

Starten Sie die Berechnung mit Ok

STATGEN-Ergebnisse

Das eigentliche Ergebnis einer STATGEN-Berechnung ist eine regionale Windstatistik, die als Datei im Format *.WWS (alternativ *.LIB) abgelegt wird. Zusätzlich werden Berichte erstellt, die zur Dokumentation der Windstatistik-Erstellung dienen. Zur Darstellung der Ergebnisse siehe Berechnungen - Grundlagen.

Es sind bei der STATGEN-Berechnung 5 Teilergebnisse verfügbar:

Überblick: Ein Überblick über bei der Windstatistik-Erzeugung modifizierte WAsP-Parameter sowie über die Windbedingungen der regionalen Windstatistik. Im unteren Teil wird das Energieniveau der erzeugten Windstatistik im Vergleich zu den räumlich nächstgelegenen regionalen Windstatistiken angezeigt.

Terrain: 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 die Weibull-Verteilung, die von WAsP für die Berechnungsposition ermittelt wurde, in grafischer und tabellarischer Form dar.

Windstatistik-Info: 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.

Karte: Übersichtskarte der Umgebung der regionalen Windstatistik. Eventuell vorhandene WEA-Layouts werden nicht dargestellt, da sie keinen Einfluss auf die STATGEN-Berechnung haben.

Flow-Request Export

Dieses Modul dient zum Datenexport zu externen Strömungmodellen. Flow-Request Export fasst die Geländedaten des aktuellen Projekts in einem standardisierten Dateiformat mit der Endung .flowreq (Flow Request – Strömungsmodell Anforderung) zusammen.

Die *.flowreq-Datei kann von externen Strömungsmodellen als Grundlage für ihre Modellierung verwendet werden; ihre Modellierungs-Ergebnisse können die externen Strömungsmodelle wiederum in einem standardisierten Format mit der Endung *.flowres (Flow Result – Strömungsmodell Ergebnis) speichern, die von windPRO für Ertragsprognosen verwendet werden kann.

Inhaltlich ist eine .flowres-Datei vergleichbar mit einer .cfdres-Datei (Ergebnis einer CFD-Modellierung mit WAsP-CFD). Das .flowres-Format wird in windPRO derzeit in Scaler-Berechnungen unterstützt (via PARK, METEO, METEO-Analyzer, RESOURCE (DE)), um Zeitreihen von einer Ausgangs- an WEA-Positionen zu modellieren.

Wenn die Ausgangs-Winddaten als Mesoskalen-Zeitreihe der Quellen EMD-WRF oder EmdConWx vorliegen, so reicht es, wenn die vom externen Strömungsmodell modellierte Fläche die Positionen der WEA abdeckt. Liegen die Winddaten als Standortmessung vor, muss die Position des Messmasts in der modellierten Fläche enthalten sein.

Wenn Sie ein eigenes Strömungsmodell unterhalten und die .flowreq- und .flowres-Formate unterstützen möchten, wenden Sie sich bitte an den windPRO-Support, um die Spezifikation zu erhalten.

Starten Sie einen Flow-Request-Export im Menüband Energie:

Voraussetzungen:

Terraindatenobjekt mit Höhen und Rauigkeiten. In welchem Umfang (Radius) Höhen und Rauigkeiten benötigt werden, hängt vom verwendeten externen Strömungsmodell ab.
Berechnungsfläche: Wenn die Ergebnisdatei (.flowres) in windPRO verwendet werden soll und als Winddatenquelle ein Messmast vorliegt, muss die Berechnungsfläche die Position des Masts mit abdecken. Die Fläche kann definiert werden als
- WEA-Flächen-Objekt oder
- Objektlayer mit Objekten, die den zu berechnenden Bereich abstecken

Achtung: In der windPRO-Flowreq-Berechnung kann festgelegt werden, welche Daten in die .flowreq-Datei exportiert werden. windPRO weiss jedoch nicht, ob die verschiedenen Informationen von Ihrem Strömungsmodell überhaupt verarbeitet werden und wie.

Register Hauptteil

Die Angabe eines Namens für die Berechnung ist obligatorisch.

Register Terrain

Orographie und Rauigkeit: Die Geländedaten müssen in einem Terraindatenobjekt spezifiziert werden (alle Terraindatenobjekt-Zwecke außer ATLAS). Es werden nur Orographie- und Rauigkeitsdaten übernommen, weitere Informationen im Terraindatenobjekt wie Windstatistiken oder CFD-Flächen spielen für den .flowreq-Export keine Rolle.

Wald: Dass es sich bei einer Fläche um Wald handelt, wird über die Rauigkeitslänge definiert. Es muss hier jedoch betont werden, dass es sich bei der Waldeigenschaft einer Fläche um eine zusätzliche Information, jenseits der reinen Rauigkeit, handelt. Gängige Rauigkeitslängen für Wald beginnen etwa bei 0,4 – 0,5 m (Rauigkeitsklasse 3 – 3,2).

Neben dem Rauigkeits-Bereich, der als Wald interpretiert werden soll, muss die Höhe des Waldes angegeben werden sowie seine Dichte. Für einen geschlossenen Wald beträgt diese 1,0.

Es können unterschiedliche Rauigkeitsbereiche mit unterschiedlichen Waldhöhen/Dichten definiert werden.

Register Ergebnisvolumen

Auf diesem Register wird der zu berechnende Bereich und die zu berechnenden Höhen definiert.

Der Bereich ist stets ein Polygon, das entweder alle Teilflächen eines WEA-Flächen-Objekts umschließt oder alle Objekte, die auf einem bestimmten Objektlayer liegen. Dabei sind alle Winkel des Polygons kleiner oder gleich 180°, es gibt also auf der Außenlinie keine "Einbuchtungen".

Unter Modellierte Höhen können die Standardhöhen beibehalten oder die Liste der Höhen modifiziert werden. Nicht jedes externe Strömungsmodell verwendet diese Information; die Höhen können auch von Seiten des Strömungsmodells vorgegeben sein oder das Strömungsmodell kann die Höhen während des Berechnungslaufs zur manuellen Eingabe abfragen.

Register Simulationen

Wählen Sie die Anzahl der zu simulierenden Richtungen. Standard sind 36 Richtungen im 10°-Abstand, dies kann jedoch völlig frei gewählt werden – z.B. auch nur einzelne und/oder unregelmäßig verteilte Richtungen.

Wenn die Ergebnisse (.flowres-Datei) in windPRO für Berechnungen verwendet werden, wird stets mit 36 Sektoren von 10° Breite gerechnet (Sektormitten 0°, 10°, 20°, ...). Wenn für die CFD-Modellierung eine andere Aufteilung gewählt wurde, so wird dafür zwischen den beiden Sektoren in der .flowres-Datei interpoliert, die den Ziel-Sektormitten am nächsten liegen.

Nachdem alle Eingaben getätigt sind klicken Sie auf .flowreq exportieren. Ein Dateiname wird abgefragt und eine .flowreq-Datei gespeichert.

Wird das Berechnungsfenster mit Ok verlassen, werden die Eingaben in einem Bericht zur Dokumentation zusammengefasst.

Der nächste Schritt ist es nun, die externe Strömungsmodell-Software zu starten und die .flowreq-Datei zu importieren. Die Strömungsmodellierung wird durchgeführt und die Strömungsmodell-Software kann das Ergebnis als Datei mit der Endung .flowres exportieren. Diese kann wiederum in Scaler-Berechnungen verwendet werden.

PARK

Menüband Energie →

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.

Die Berechnung der Verluste durch die Nachlaufströmung der im Luv stehenden WEA (Wake-Verluste).

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 ^[22]^[23] und Branlard^[24]; 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

(***) 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^[25].

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
Terraintyp	Rauigkeits- klasse	Rauigkeits- länge	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
Terraintyp	Rauigkeitsklasse	Rauigkeitslänge	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^[25] 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^[26]:

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^[27]

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 C_t-Wert – In WindPRO wird für jedes Windgeschwindigkeits-Intervall der tatsächliche C_t-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^[28] 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^[29].

Neue Testreihen im Jahr 2016 mit Daten großer Windfarmen^[30] 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^[31] 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

Nygaard: Wake effects between two neighbouring wind farms ^[32]
Rathmann et al.: Validation of the revised WAsP Park Model^[33]
Nygaard: Wakes in very large wind farms and the effect of neighbouring wind farms^[34]
Wakemodell-Validierungstests (Englisch)

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

Register Optionen – Wakemodellparameter, Berichtsoptionen und Erweiterte Berechnungen
Optional: Register Blockage - Berücksichtigung von Blockage (Induktion) (nur wenn auf Register Optionen aktiviert)
Register WEA – Auswahl der WEA
Optional: Register Curtailment - Ansicht und Definition von Curtailments (nur wenn auf Register Optionen aktiviert)
Register Wind – Auswahl der Winddaten (nur Terraindatenobjekte mit Zweck WAsP-Berechnung)
Optional: Register WEA<>Winddaten – Zuordnung der Winddaten zu den WEA
Register Verdrängungshöhe – Auswahl des Verdrängungshöhen-Modus
Register RIX – RIX-Berechnungsparameter
Register Leistungskennlinie (Einfache Variante) – Auswahl des Modus für die Anpassung der Leistungskennlinie an die lokalen Bedingungen
Register Kosten - Angaben für Kostenberechnung mit einem Kostenmodell

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

Register Optionen – Wakemodellparameter, Berichtsoptionen und Erweiterte Berechnungen
Optional: Register Blockage - Berücksichtigung von Blockage (Induktion) (nur wenn auf Register Optionen aktiviert)
Register WEA – Auswahl der WEA
Optional: Register Curtailment - Ansicht und Definition von Curtailments (nur wenn auf Register Optionen aktiviert)
Register CFD-Ergebnisdateien – Auswahl der vorberechneten CFD-Kachel-Dateien (*.cfdres)
Register WEA<>Windstatistik – Zuordnung der Windstatistiken zu den WEA
Register Verdrängungshöhe – Auswahl des Verdrängungshöhen-Modus
Register Leistungskennlinie (Einfache Variante) – Auswahl des Modus für die Anpassung der Leistungskennlinie an die lokalen Bedingungen
Register Kosten - Angaben für Kostenberechnung mit einem Kostenmodell

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

Register Optionen – Wakemodellparameter, Berichtsoptionen und Erweiterte Berechnungen
Optional: Register Blockage - Berücksichtigung von Blockage (Induktion) (nur wenn auf Register Optionen aktiviert)
Register WEA – Auswahl der WEA
Optional: Register Curtailment - Ansicht und Definition von Curtailments (nur wenn auf Register Optionen aktiviert)
Register Ressource-Dateien – Auswahl Windresssourcen-Dateien (*.rsf; *.wrg)
Register Leistungskennlinie (Einfache Variante) – Auswahl des Modus für die Anpassung der Leistungskennlinie an die lokalen Bedingungen
Register Kosten - Angaben für Kostenberechnung mit einem Kostenmodell

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

Register Optionen – Ergebnis-, Export- und Berichtsoptionen
Register Wake – Wakemodell-Einstellungen und -Zusatzoptionen
Optional: Register Blockage - Berücksichtigung von Blockage (Induktion) (nur wenn auf Register Optionen aktiviert)
Register WEA – Auswahl der WEA
Optional: Register Curtailment - Ansicht und Definition von Curtailments (nur wenn auf Register Optionen aktiviert)
Register Scaler – Auswahl des Scalers und der Winddaten
Register Leistungskennlinie (Scaler-Variante) – Auswahl des Modus für die Anpassung der Leistungskennlinie an die lokalen Bedingungen
Register Kosten - Angaben für Kostenberechnung mit einem Kostenmodell
Optional: Register WakeBlaster - Einrichten des WakeBlaster-Wakemodells

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

Register Optionen – Ergebnis-, Export- und Berichtsoptionen
Register Wake – Wakemodell-Einstellungen und -Zusatzoptionen
Optional: Register Blockage - Berücksichtigung von Blockage (Induktion) (nur wenn auf Register Optionen aktiviert)
Register WEA – Auswahl der WEA
Optional: Register Curtailment - Ansicht und Definition von Curtailments (nur wenn auf Register Optionen aktiviert)
Register Scaler – Auswahl des Scalers und der Winddaten
Register Leistungskennlinie (Scaler-Variante) – Auswahl des Modus für die Anpassung der Leistungskennlinie an die lokalen Bedingungen
Register Kosten - Angaben für Kostenberechnung mit einem Kostenmodell
Optional: Register WakeBlaster - Einrichten des WakeBlaster-Wakemodells

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

Register Optionen – Wakemodellparameter, Berichtsoptionen und Erweiterte Berechnungen
Register WEA – Auswahl der WEA
Register Wind – Auswahl der Winddaten (nur Terraindatenobjekte mit Zweck ATLAS-Berechnung)
Optional: Register WEA<>Winddaten – Zuordnung der Winddaten zu den WEA
Register Leistungskennlinie (Einfache Variante) – Auswahl des Modus für die Anpassung der Leistungskennlinie an die lokalen Bedingungen
Register Kosten - Angaben für Kostenberechnung mit einem Kostenmodell

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

Register Optionen – Wakemodellparameter, Berichtsoptionen und Erweiterte Berechnungen
Register WEA – Auswahl der WEA
Register Wind – Auswahl der Winddaten (nur METEO-Objekte)
Optional: Register WEA<>Winddaten – Zuordnung der Winddaten zu den WEA
Register Leistungskennlinie (Einfache Variante) – Auswahl des Modus für die Anpassung der Leistungskennlinie an die lokalen Bedingungen
Register Kosten - Angaben für Kostenberechnung mit einem Kostenmodell

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

Register Optionen – Wakemodellparameter, Berichtsoptionen und Erweiterte Berechnungen
Register WEA – Auswahl der WEA
Register Wind – Auswahl der Winddaten (METEO-Objekte, Terraindatenobjekte mit Zweck WAsP oder ATLAS)
Optional: Register WEA<>Winddaten – Zuordnung der Winddaten zu den WEA
Register Leistungskennlinie (Einfache Variante) – Auswahl des Modus für die Anpassung der Leistungskennlinie an die lokalen Bedingungen
Register Kosten - Angaben für Kostenberechnung mit einem Kostenmodell

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

Register Optionen – Wakemodellparameter, Berichtsoptionen und Erweiterte Berechnungen
Register WEA – Auswahl der WEA
Register Wind – Auswahl der Winddaten (nur Terraindatenobjekte mit Zweck WAsP-Berechnung)
Optional: Register WEA<>Winddaten – Zuordnung der Winddaten zu den WEA
Register Verdrängungshöhe – Auswahl des Verdrängungshöhen-Modus
Register Leistungskennlinie (Einfache Variante) – Auswahl des Modus für die Anpassung der Leistungskennlinie an die lokalen Bedingungen
Register Kosten - Angaben für Kostenberechnung mit einem Kostenmodell
Register 2.9 Zeitliche Variation – Auswahl der Zeitreihe, die als Schablone für die Variation der Windverhältnisse verwendet wird

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

Register Optionen – Wakemodellparameter, Berichtsoptionen und Erweiterte Berechnungen
Register WEA – Auswahl der WEA
Register Ressource-Dateien – Auswahl Windresssourcen-Dateien (*.rsf; *.wrg)
Register Leistungskennlinie (Einfache Variante) – Auswahl des Modus für die Anpassung der Leistungskennlinie an die lokalen Bedingungen
Register Kosten - Angaben für Kostenberechnung mit einem Kostenmodell
Register 2.9 Zeitliche Variation – Auswahl der Zeitreihe, die als Schablone für die Variation der Windverhältnisse verwendet wird

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:

. wenn in derselben Berechnung WEA unterschiedlicher Nabenhöhen vorkamen, musste ein Mittelwert oder ein bevorzugter Wert gewählt werden
. 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 C_p-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 (P_std) mit dem Verhältnis von Standortluftdichte zu Standardluftdichte zu skalieren (was die Nennleistung verändern würde), skaliert Schritt 1 die Windgeschwindigkeiten der Standardleistungskurve gemäß:

u_site = u_std ( ρ_std ⁄ ρ_site )^1/3

Die sich daraus ergebende korrigierte Leistungskurve (u_site, P_std) wird jedoch mit den neuen Windgeschwindigkeitswerten, u_site, abgetastet. Um die luftdichtekorrigierte Leistungskurve bei den ursprünglichen Windgeschwindigkeiten (u_std) zu erhalten, interpoliert Schritt 2 die neuen korrigierten Leistungswerte bei den ursprünglichen Windgeschwindigkeiten, d. h. (u_std, P_site), aus der Kurve (u_site, P_std). 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^[35]. 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.