Handbuch Lasten

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SITE COMPLIANCE und LOAD RESPONSE - Überblick

Kurzanleitung (Englisch) als PDF: SITE COMPLIANCE


Kurzanleitung als PDF: LOAD RESPONSE


Vorbemerkung: Die Module SITE COMPLIANCE und LOAD RESPONSE lassen sich nicht ohne weiteres voneinander trennen. Wenn Sie auf diese Seite gelangt sind, weil Sie die LOAD RESPONSE-Dokumentation suchen, so finden Sie Links dazu weiter unten.


Ein vernünftiges Layout und einen passenden Anlagentyp auszuwählen gehören zu den wichtigsten Schritten bei der Entwicklung eines Windenergie-Projekts. Windenergieanlagen sind gemäß einer Reihe von klimatischen Anforderungsstandards, z.B. den IEC Klassen, für eine Laufzeit von 20 Jahren ausgelegt. Die römische Zahl definiert dabei die Windgeschwindigkeitsklasse I, II oder III und der Buchstabe steht für die Turbulenzklasse A, B oder C. IEC IA beschreibt damit die stärkste Auslegungsklasse, die schwächste ist IEC IIIC.

Die Errichtung einer ungeeigneten WEA an einem Standort einer höheren Beanspruchungsklasse kann zu vorzeitigem Verschleiß führen und ein Projekt ruinieren. Andererseits kann der Einsatz einer zu hoch klassifizierten WEA unnötig hohe Kosten verursachen, die das Projekt unfinanzierbar machen.

Die windPRO-Module SITE COMPLIANCE und LOAD RESPONSE vergleichen die klimatischen Standortbedingungen mir den Auslegungsbedingungen der WEA und helfen damit den Anwendern bei der Entscheidung, welche Anlagenklasse für den Standort geeignet ist.

Die Anforderungen der WEA-Auslegungs-Klassen sind festgelegt in der internationalen Richtlinie:

IEC 61400-1 “Wind turbines Part 1 - Design requirements”, von der inzwischen vier Editionen existieren. [1][2]

Die meisten Abschnitte betreffen Designanforderungen der Standard-WEA-Klassen. Kapitel 11 beschreibt den “Nachweis der strukturellen und elektrischen Eignung einer WEA für standortspezifische Bedingungen”, also die Bewertung, ob ein Anlagentyp für die betreffenden Standortbedingungen und das Layout geeignet ist, mit anderen Worten: Ob "SITE COMPLIANCE" vorliegt.


Anforderungen der Richtlinie IEC 61400-1: Ed. 4 (2019), Ed. 3 (2010) und Ed. 2 (1999)

Tabelle 1, entnommen der Richtlinie IEC 61400-1 (im Folgenden „IEC-Richtlinie“ genannt), hier Edition 3, definiert die grundlegenden Design-Parameter der oben beschriebenen Standard-Auslegungsklassen.


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Tabelle 1 aus IEC 61400-1 Ed. 3 (2010)[1]

Abschnitt 11 der IEC-Richtlinie nennt sieben Hauptparameter zur Standort-Beurteilung. Der erste Parameter beschreibt die topographische Komplexität des Geländes, die anderen sechs Parameter betreffen die Windverhältnisse am Standort. Die sieben IEC-Hauptprüfungen sind:

Die Richtlinie beinhaltet zudem einige zusätzliche Umgebungsbedingungen, die bewertet werden sollen. Hiervon wurden drei Parameter ausgewählt, die gelegentlich kritisch sein können und mit akzeptabler Genauigkeit abgeschätzt werden können. Diese Parameter, bezeichnet als „Andere Prüfungen“, sind:

Die nicht erfassten Parameter sind: „Vereisung, Hagel und Schnee“, „Feuchtigkeit“, „Sonneneinstrahlung“, „chemisch aktive Substanzen“ und „Salzhaltigkeit“.

Abschnitt 11.1 der IEC-Richtlinie[1], S. 54, beschreibt, wie die standortspezifischen Bedingungen mit den Auslegungsbedingungen der betrachteten IEC-Klasse, z.B. IIB, verglichen werden, um nachzuweisen, dass die Auslegungsbedingungen nicht überschritten werden.

„…Es muss nachgewiesen werden, dass die Standortbedingungen die :Integrität der Konstruktion nicht verletzen. Der Nachweis umfasst die topographische Komplexität des Standorts, siehe 11.2, und eine Bewertung der Windbedingungen am Standort, siehe 11.3. Für den Nachweis der Integrität der Konstruktion können zwei Methoden angewendet werden:
a) ein Nachweis, dass alle diese Bedingungen weniger schwerwiegend sind als die, die bei der Auslegung der WEA angenommen wurden, siehe 11.9;
b) ein Nachweis der Integrität der Konstruktion für Bedingungen, die jede für sich gleich oder schwerwiegender sind als die am Standort, siehe 11.10.
Wenn eine der Bedingungen schwerwiegender ist als die bei der Auslegung angenommenen, muss die elektrische und strukturelle Zuverlässigkeit mit der zweiten Methode nachgewiesen werden.“

Kurz gesagt, a) bedeutet, dass wenn alle IEC-Prüfungen in SITE COMPLIANCE unkritisch sind, kann davon ausgegangen werden, dass die IEC-Klasse zum Standort passt. Wenn min. eine der Prüfungen Überschreitungen zeigt, muss Ansatz b) gewählt werden, der einer Lastberechnung über LOAD RESPONSE basierend auf den Ergebnissen aus SITE COMPLIANCE entspricht.

IEC 61400-1 Ed. 2 (1999)

Ab windPRO 3.1 können SITE COMPLIANCE und LOAD RESPONSE auch die Anforderungen der veralteten 2. Edition der IEC 61400-1 1999[3] prüfen, beispielsweise um ältere Anlagentypen auf ihr Potenzial zum Weiterbetrieb zu prüfen. Im Vergleich zur Ed. 3 gibt es einige unterschiedliche Definitionen. Die Referenzwindgeschwindigkeit vref ist in beiden Versionen gleich definiert als Extremwindgeschwindigkeit mit einem Wiederkehrzeitraum von 50 Jahren. Die Turbulenzintensität wird jedoch unterschiedlich betrachtet, in Ed. 3 wird eine "Referenzturbulenzintensität" Iref bei 15m/s angegeben, in Ed. 2 ist der Turbulenzparameter als I15 und 84%-Fraktil bei 15m/s definiert.

IEC Ed2 table.PNG

Tabelle 1 aus IEC 61400-1 ed. 2[3]

Ed. 3 der IEC 61400-1 wurde veröffentlicht, um unklare oder problematische Anforderungen der Ed. 2 zu ergänzen, bzw. verbessern. In SITE COMPLIANCE wurden daher soweit möglich die Festlegungen aus Ed. 3 übernommen, ohne die Definitionen in Ed. 2 zu verletzen. Anhang VI erläutert die Anforderungen der IEC 61400-1 ed. 2 (1999).

IEC 61400-1 Ed. 4 (2019)

Ab windPRO 3.3 können SITE COMPLIANCE und LOAD RESPONSE auch die Festlegungen gemäß der 4. Edition der IEC 61400-1 (2019) prüfen. Deren Anforderungen sind in Anhang VII erläutert.

Typische Anwendungsmöglichkeiten

SITE COMPLIANCE kann mit unterschiedlichen Eingangsdaten und externen Berechnungsmodellen verwendet werden. Es gibt drei Hauptanwendungsarten:

  • (I) Mast und Strömungsmodell
  • (II) Nur Messmastdaten
  • (III) Keine Messmastdaten
  • (IV) Externe Standortdaten

Die volle Funktionalität wird erreicht, wenn sowohl Messmastdaten mit mehreren Messhöhen für das Projekt vorliegen als auch die externen Berechnungsmodelle WAsP und WAsP Engineering (ab Version 3, im folgenden „WEng“, eigene Lizenzen werden benötigt) und WAsP-CFD-Ergebnisse verfügbar sind.


Unter Verwendung von WAsP kann das Modul in Modus I (Hauptmodus) arbeiten. In diesem Modus ist eine WEng-Lizenz oder WAsP-CFD-Ergebnisse nicht zwingend notwendig, ermöglichen aber weitere Berechnungs-Optionen, die die Qualität der Ergebnisse verbessern können.

Minimale Anforderungen gelten in Modus II Nur Messmastdaten. Dieser Modus benötigt lediglich die Daten eines Messmasts am Standort mit verschiedenen Messhöhen und keine externen Software-Lizenzen, um die Hauptprüfungen durchzuführen.

Modus III, Keine Messmastdaten, findet Anwendung, wenn kein Messmast am Standort errichtet ist, es aber viele WEA in der Gegend gibt, wie in Deutschland oder Dänemark. Dieser Modus erfordert gültige Lizenzen für WAsP und WEng oder WAsP-CFD-Ergebnisse sowie regionale Windstatistiken (Windatlas- / lib-Datei) um alle sieben IEC-Hauptprüfungen durchzuführen.

In Modus I gibt es zwei Einstellungsmöglichkeiten für WAsP: Windstatistik mit Langzeitbezug und Messmastdaten. Die erste Möglichkeit findet Verwendung, wenn per MCP für jeden Messmasten am Standort eine Windstatistik mit Langzeitbezug erstellt wurde. Dadurch wird erreicht, dass die Ergebnisse dieser WAsP-Berechnung denen der PARK-Berechnungen entsprechen, die auf diesen Windstatistiken basieren. Die zweite Möglichkeit (Messmastdaten) beinhaltet die STATGEN-Berechnung für jeden Messmast und vereint so beide Schritte der WAsP-Prozedur unter Verwendung der Messmastdaten. Diese Option bietet auf einem zusätzlichen Register die Möglichkeit einer vereinfachten Langzeitkorrektur im SITE COMPLIANCE-Modul, wie es in der IEC-Richtlinie gefordert ist, wenn die Windmessdaten nicht langzeit-repräsentativ sind.

Modus IV ermöglicht den Import von Ergebnissen der IEC-Prüfungen aus einer externen Quelle. Diese können direkt für die LOAD RESPONSE-Berechnung genutzt werden, es gibt jedoch keine Möglichkeit sie mit einzelnen IEC-Prüfungen in SITE COMPLIANCE zu kombinieren. Das benötigte Format kann über Ergebnis in Datei gespeichert und dann an andere windPRO-Anwender übergeben werden (XML export to load assessment (3rd party result format)). Die Daten müssen entweder für alle WEA oder pro Einzel-WEA in einer *.xml-Datei gespeichert sein.

Schritt für Schritt-Anleitung

SITE COMPLIANCE

Wählen Sie den Modus:

  • (I) Mast und Strömungsmodell
  • (II) Nur Messmastdaten
  • (III) Keine Messmastdaten
  • (IV) Externe Standortdaten


Modus I (Mast und Strömungsmodell)

  • Wählen Sie das gewünschte Strömungsmodell
  • Wählen Sie die WAsP-Option Windstatistik mit Langzeitbezug oder Messmastdaten
  • Definieren Sie die WEA-Auslegungsklasse - wenn nicht bereits individuell in den WEA-Eigenschaften definiert
  • Wählen Sie den / die Standortmasten mit Haupthöhe und Höhen für die Shear-Berechnung
  • Wählen Sie einen Mast mit Zweck Langzeit-Referenz, wenn ein solcher verfügbar ist
  • Definieren Sie das WEA-Layout
  • Definieren Sie die Mast – WEA Zuordnung, wenn mehrere Masten vorhanden sind
  • In WAsP Messmastdaten-Modus: Berechnen und evaluieren Sie die Langzeitkorrektur
  • Berechnen Sie mit den Strömungsmodellen:
  • Wählen Sie (ein) Terraindatenobjekt(e) (Zweck STATGEN) und starten Sie die WAsP Berechnung
  • Wählen Sie ein Terraindatenobjekt und starten Sie die WEng-Berechnung, wenn Sie über eine Lizenz verfügen
  • Wählen Sie (eine) WAsP-CFD-Ergebnisdatei(en) und starten Sie die WAsP-Berechnung
  • Register IEC-Prüfungen: Wählen Sie die relevanten Hauptprüfungen und Andere Prüfungen
  • Klicken Sie Bearb. für jede gewählte Berechnung, ändern Sie die Einstellungen, wenn nötig und drücken Sie Berechnen
  • Prüfen Sie die Ergebnisse jedes Parameters und das Gesamtergebnis aller Prüfungen
  • Drücken Sie OK, überprüfen Sie die Berichte und exportieren Sie Ergebnisse mit Ergebnis in Datei


Modus II (Nur Messmastdaten)

  • Definieren Sie die WEA-Auslegungsklasse – wenn nicht bereits individuell in den WEA-Eigenschaften definiert
  • Wählen Sie den / die Standortmasten mit Haupthöhe und Höhen für die Shear-Berechnung
  • Wählen Sie einen Mast mit Zweck Langzeit-Referenz, wenn ein solcher verfügbar ist
  • Definieren Sie das WEA-Layout
  • Definieren Sie die Mast – WEA Zuordnung, wenn mehrere Masten vorhanden sind
  • Berechnen und evaluieren Sie die Langzeitkorrektur
  • Register IEC-Prüfungen: Wählen Sie die relevanten Hauptprüfungen und Andere Prüfungen
  • Klicken Sie Bearb. für jede gewählte Berechnung, ändern Sie die Einstellungen, wenn nötig und drücken Sie Berechnen
  • Prüfen Sie die Ergebnisse jedes Parameters und das Gesamtergebnis aller Prüfungen
  • Drücken Sie OK, überprüfen Sie die Berichte und exportieren Sie Ergebnisse mit Ergebnis in Datei


Modus III (Keine Messmastdaten)

  • Wählen Sie die gewünschten Strömungsmodelle
  • Definieren Sie die WEA-Auslegungsklasse – wenn nicht bereits individuell in den WEA-Eigenschaften definiert
  • Definieren Sie das WEA-Layout
  • Berechnen Sie mit den Strömungsmodellen:
  • Wählen Sie (ein) Terraindatenobjekt(e) (Zweck STATGEN) und starten Sie die WAsP Berechnung
  • Wählen Sie ein Terraindatenobjekt und starten Sie die WEng-Berechnung, wenn Sie über eine Lizenz verfügen
  • Wählen Sie (eine) WAsP-CFD-Ergebnisdatei(en) und starten Sie die WAsP-Berechnung
  • Register IEC-Prüfungen: Wählen Sie die relevanten Hauptprüfungen und Andere Prüfungen
  • Klicken Sie Bearb. für jede gewählte Berechnung, ändern Sie die Einstellungen, wenn nötig und drücken Sie Berechnen
  • Prüfen Sie die Ergebnisse jedes Parameters und das Gesamtergebnis aller Prüfungen
  • Drücken Sie OK, überprüfen Sie die Berichte und exportieren Sie Ergebnisse mit Ergebnis in Datei


Modus VI (Externe Standortdaten)

  • Definieren Sie die WEA-Auslegungsklasse – wenn nicht bereits individuell in den WEA-Eigenschaften definiert
  • Laden Sie die *.xml-Datei(en) mit den externen Standortdaten
  • Prüfen Sie die Ergebnisse jedes Parameters und das Gesamtergebnis aller Prüfungen
  • Drücken Sie OK, überprüfen Sie die Berichte und exportieren Sie Ergebnisse mit Ergebnis in Datei


LOAD RESPONSE

  • Aktivieren Sie LOAD RESPONSE auf dem Register Hauptteil in SITE COMPLIANCE
  • Wählen Sie die WEA-Response-Datei im Drop-Down-Menü
  • Setzen Sie den Haken bei Berechne bei Ermüdungslasten
  • Klicken Sie Bearbeiten, ändern Sie ggf. die Einstellungen und klicken Berechnen
  • Prüfen Sie die Ergebnisse der Ermüdungslasten für die am stärksten belasteten Komponenten für jede WEA-Position
  • Klicken Sie OK, prüfen die Berichte und exportieren bei Bedarf die Ergebnisse über Ergebnis- in-Datei




SITE COMPLIANCE

Bevor Sie mit der SITE COMPLIANCE-Berechnung beginnen, stellen Sie sicher, dass Sie eine lizenzierte Version des SITE COMPLIANCE-Moduls besitzen (grüner Pfeil vor Modulname) und dass Ihr Projekt in windPRO die folgenden Daten / Lizenzen beinhaltet:

1. Ein Layout mit WEA-Objekten
2. Ein digitales Höhenmodell (Linien- oder Höhenraster-Objekt)
3. a) Ein Messmast mit verschiedenen Messhöhen (alle sorgfältig geprüft und auf eine Anzahl von vollen Jahren bereinigt) (Modus I oder II möglich)
und / oder
3. b) Ein Terraindatenobjekt (mit Windstatistik) (Modus I oder III möglich)
  • Eine gültige WAsP Lizenz
  • Eine gültige WEng 3- oder WEng 4-Lizenz
und / oder
3. c) Eine gültige WAsP 11-Lizenz (oder höher)
WAsP-CFD-Ergebnisdatei(en) (Modus I oder III möglich)
und / oder
3. d) Eine *.flowres-Datei (Export aus externem Strömungsmodell)
oder
3. e) Eine *.xml-Datei mit Ergebnissen der IEC-Prüfungen aus externen Standortdaten


Die folgenden Abschnitte beschreiben die wichtigsten Schritte zu den Einstellungen einer SITE COMPLIANCE-Berechnung Register für Register. Bitte beachten Sie, dass nicht jedes Register in jedem Berechnungsmodus verfügbar ist.  

Hauptteil

Im Register Hauptteil des SITE COMPLIANCE-Moduls sind die Grundeinstellungen des zu verwendenden Modus zu treffen unter Standort- und Layoutcheck mit. Die passende Auswahl hängt von den verfügbaren Messmastdaten und Lizenzen für die Strömungsmodelle WAsP, WEng und WAsP-CFD ab. Alternativ können Ergebnisse externer Strömungsmodellierungen (CFD) als *.flowres-Dateien oder externe Standortdaten (Ergebnisse der IEC-Prüfungen) als *.xml-Dateien verwendet werden.

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Die Strömungsmodelle mit gültigen Lizenzen sollten ausgewählt werden. Bitte beachten Sie, dass als Grundvoraussetzung für die Verwendung von WEng eine Installation der Software-Version 3.1 oder neuer mit gültiger Lizenz vorhanden sein muss. Die Gültigkeit der Lizenz wird regelmäßig online überprüft.

Wenn eine gültige Lizenz für LOAD RESPONSE verfügbar ist, kann LOAD RESPONSE einbeziehen gewählt werden, um die Auswirkungen der IEC-Prüfungen auf die Lasten der einzelnen WEA zu prüfen. Wenn in der WEA-Objekten Sektormanagement-Bedingungen definiert sind, können diese über die Option Sektormanagement einbeziehen in die Berechnungen der Effektiven Turbulenz übernommen werden. Dadurch werden die Wake-Effekte der ausgeschalteten WEA herausgenommen. Dies führt auch zu geringeren Lasten, wie sich in einer anschließenden LOAD RESPONSE-Berechnung zeigen wird.

Um die richtigen Grenzwerte anwenden zu können, muss die der WEA-Zertifizierung zu Grunde liegende Auslegungsnorm gewählt werden: IEC 61400-1 Ed. 4 (2019), IEC 61400-1 Ed. 3 (2010) oder die veraltete Ausgabe IEC 61400-1 Ed. 2 (1999).

Wenn keine individuelle Auslegungsklasse der WEA in den einzelnen Objektdaten angegeben wurde, kann die Option Auslegungsklasse für alle WEA angewendet und eine passende Klasse definiert werden. Die Grundparameter jeder Auslegungsklasse sind in der Tabelle unter der Auswahl aufgeführt. Wenn Klasse S ausgewählt wird, werden die leeren Felder für Klasse S in der Übersichtstabelle editierbar und müssen mit dem passenden Eintrag gefüllt werden. Wird die windgeschwindigkeitsabhängige TI90 aktiviert, lässt sich hier eine spezifische Tabelle für die Auslegungs-Turbulenz anlegen.  

Messmastdaten

Auf Register Messmasten müssen zunächst die relevanten Standortmasten ausgewählt werden. Anschließend erweitert sich die Ansicht und die Haupthöhe wird ausgewählt. Auf dieser Höhe basieren alle IEC- und WAsP-Berechnungen, wenn der Modus Nur Messmastdaten gewählt ist. Wenn Datensätze in mehreren Messhöhen vorliegen, müssen die Höhen ausgewählt werden, die zusätzlich zur Haupthöhe zur Shear-Berechnung (Veränderung der Winddaten über die Höhe) verwendet werden sollen.

Bitte beachten Sie rot markierte Felder wie Messintervall, Dauer oder Verfügbarkeit, hier wird auf Probleme hingewiesen. Die IEC-Richtlinie fordert 10-minütige Messintervalle für Standortmessungen und diese Daten dürfen nicht jahreszeitlich gewichtet sein, d.h. es dürfen nur volle Jahre der Messung verwendet werden.

Wenn vorhanden, können hier auch die Langzeit-Referenz-Daten gewählt werden. Hierfür muss nach dem Anklicken der Zweck auf Langzeit-Referenz gesetzt werden. Zudem ist noch ein dritter Zweck einstellbar: Klimadaten wird genutzt, wenn am Standortmast keine Temperaturmessung durchgeführt worden ist.


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Layout (WEA)

Im Register WEA werden die relevanten WEA ausgewählt. Im SITE COMPLIANCE-Modul werden die IEC-Prüfungen nur für Neue WEA (rotes Kartensymbol) durchgeführt. Existierende WEA (blaues Kartensymbol) werden, wenn sie ausgewählt wurden, in den relevanten Berechnungen berücksichtigt (z.B. Nachlaufeffekte), es werden jedoch keine individuellen Ergebnisse angezeigt. Wählen Sie den / die Layer mit Neuen WEA und passen im unteren Registerbereich die entsprechende Auswahl an, wenn nicht alle WEA verwendet werden sollen.

Die Verwendung von WEA in schallreduziertem Modus sollte vermieden werden, da die Windgeschwindigkeit bei Nennleistung aus der Leistungskennlinie entnommen wird und Teil der IEC-Hauptprüfungen ist. Dies könnte bei Leistungskennlinien in reduziertem Modus ungünstig sein.

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Verdrängungshöhe (gleich für Messmasten und WEA)

Es gibt drei Optionen zur Verwendung von Verdrängungshöhen Keine Verdrängungshöhe, Verdrängungshöhe von Objekten oder Verdrängungshöhen-Rechner. Wenn der Standort sich im oder nah an einem Wald befindet, sollte eine der beiden letzten Optionen gewählt werden. Der Verdrängungshöhenrechner bietet dabei die fortschrittlichste Möglichkeit mit sektoriellen Verdrängungshöhen und Berücksichtigung der Einflüsse am Waldrand.

Mast – WEA

Dieses Register ist nur in Modus I und II verfügbar, wenn eine Windmessung vorliegt. Hier erfolgt die Zuordnung welcher Windmessmast für welche WEA genutzt werden soll. Die Standardeinstellung wählt für jede WEA den nächstgelegenen Messmast. Dennoch ist eine manuelle Zuordnung möglich, wenn mehrere Messmasten vorhanden sind.


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Ganz unten auf der Seite ist einstellbar, ob die Beschreibung oder die Anwenderkennung der WEA in den Tabellen, Grafiken und Berichten angezeigt werden soll.  

Langzeitkorrektur

Dieses Register ist nur verfügbar in Modus I und II und wenn im Hauptteil bei WAsP Messmastdaten angehakt ist. Es sollte überprüft werden, ob der Messzeitraum langzeit-repräsentativ ist. Wenn nicht, ist eine Langzeitkorrektur sinnvoll und kann direkt in SITE COMPLIANCE durchgeführt werden.

Dieses Register bietet eine einfache Alternative zur üblichen Erstellung von langzeitkorrigierten Windstatistiken für jeden Mast via MCP und Nutzung der WAsP-Option langzeitkorrigierte Windstatistik im Hauptteil.

Die Langzeitkorrektur in SITE COMPLIANCE unterscheidet sich von der Methodik des MCP-Moduls durch einen Windgeschwindigkeits-Index, während MCP auf einem Windenergie-Index basiert. Dies ist darin begründet, dass der Fokus von SITE COMPLIANCE auf den Lasten und nicht auf der Energieberechnung liegt.

Wählen Sie Keine Korrektur – Daten sind repräsentativ, werden keine weiteren Eingaben benötigt. Wenn im Register Messmasten eine Langzeit-Referenz gewählt wurde, und diese mit den Daten der Standortmasten gut korreliert, kann die Windgeschwindigkeits-Indexkorrektur gewählt werden. Wird diese gewählt, wird das Feld Korrekturen berechnen aktiviert und muss angeklickt werden. Prüfen Sie das Ergebnis für jeden vorhandenen Standortmast in Bezug auf Index und (Korrelations-Koeffizient). Die Grafik wird für die ausgewählten Messreihen dargestellt.


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Ein Index von 100% bedeutet, dass der Messzeitraum langzeit-repräsentativ ist. Bei Werten darüber oder darunter sollte die am Standort gemessene mittlere Windgeschwindigkeit mit dem entsprechenden Wert (Kehrwert des Index) korrigiert werden, um das langjährige Windklima darzustellen.

Der Index wird aus den Langzeit-Referenzdaten berechnet. Hierfür wird das Verhältnis der mittleren Windgeschwindigkeit des überlappenden Messzeitraumes zur mittleren Windgeschwindigkeit des kompletten Messzeitraumes gebildet. Die Korrelations-Koeffizienten basieren auf den mittleren Windgeschwindigkeiten der überlappenden Messperiode, welche auch in der Grafik dargestellt sind. 

WAsP

Das Register WAsP ist verfügbar, wenn im Hauptteil WAsP gewählt wurde. Die Auswahlmöglichkeiten auf diesem Register hängen vom verwendeten WAsP-Modus ab: Im Modus Messmastdaten muss ein Terraindatenobjekt (Zweck: STATGEN) gewählt werden, um die Gelände- und die Rauigkeitsdaten an WAsP übermitteln zu können (s.u.).


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Bei Verwendung von SITE COMPLIANCE im WAsP-Modus Windstatistik mit Langzeitbezug muss für jeden Messmasten ein Terraindatenobjekt (Zweck: Energieberechnung mit WAsP) gewählt werden. Bitte stellen Sie sicher, dass in den verwendeten Terraindatenobjekten die jeweils passende Windstatistik mit Langzeitbezug für den betreffenden Messmast ausgewählt wurde.


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Im Modus Keine Messmastdaten wird im Register WAsP die Eingabe der zu verwendenden Terraindatenobjekte benötigt. Für jede WEA wird das jeweils nächstgelegene Terraindatenobjekt genutzt.


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Nach der Wahl des / der Terraindatenobjekte(s) startet die WAsP-Berechnung über das grüne Feld WAsP-Berechnung durchführen. Die WAsP-Parameter können über das obere Feld angepasst werden.


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Register WAsP – Berechnung starten oder WAsP-Parameter anpassen


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Register WAsP vor und nach erfolgreicher Berechnung

Wenn die WAsP-Berechnung abgeschlossen ist, erscheint das Feld wieder grau und die rote Markierung im Registerkopf wird durch einen grünen Haken ersetzt.

WEng

Das SITE COMPLIANCE-Modul bietet eine bedienerfreundliche Einbindung von WAsP Engineering (WEng). Durch die komplett externe Installation und Lizensierung von WEng, wird windPRO zur grafischen Benutzeroberfläche des Strömungsmodells und ermöglicht eine deutliche Vereinfachung der Einstellungen und Verwendung von WEng. Im Gegensatz zu WAsP ist WEng ein rasterbasiertes Model, welches die Strömungsparameter (außer Turbulenz) für jeden Rasterpunkt einer zuvor definierbaren, rechteckigen Berechnungsfläche modelliert.

Zuerst muss ein Terraindatenobjekt (Zweck WAsP oder STATGEN) ausgewählt werden, um die Gelände- und Rauigkeitsdaten an WEng zu übermitteln. Anschließend muss ein Bereich um alle Masten / WEA angegeben werden, der die Ausdehnung der Berechnungsfläche definiert. Voreingestellt ist ein Wert von 5 km, welcher einen Kompromiss zwischen Genauigkeit und Berechnungsdauer bietet. Wenn besondere Rauigkeitswechsel oder starke Veränderungen der Landschaft etwas weiter als 5 km entfernt vorliegen, sollte der Berechnungsbereich entsprechend ausgedehnt werden, um diese zu erfassen.

Die voreingestellte Rasterweite liegt bei 50 m. Diese sollte normalerweise ausreichen und nur bei starken Terrainveränderungen, wie z.B. einem schmalen Felsrücken, sollte eine feinere Auflösung gewählt werden.

Wird der Bereich oder die Rasterweite verändert, wird die Anzahl der Gitterpunkte automatisch angepasst. Die Berechnungszeit von WEng wird optimiert, wenn die Anzahl der Gitterpunkte gerade unter 170, 340, 680…usw. bleibt. Dies liegt an der Berechnungsmethodik von WEng.

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Wenn die passenden Einstellungen gesetzt wurden, startet die Berechnung mit Klick auf das grüne Feld WAsP Engineering-Berechnung durchführen. Insbesondere durch die Modellierung der Turbulenz für jede Messmast- und WEA-Position kann eine WEng-Berechnung mehrere Minuten dauern.

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Erweiterte WEng-Einstellungen

Bevor die WEng-Berechnung gestartet wird, können die Erweiterten Optionen geprüft und angepasst werden.

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Diese Einstellungsmöglichkeiten zeigen, wie die Strömungsmodellierung in WEng ausgeführt wird. Über den reduzierten geostrophischen Wind können Windgeschwindigkeit, Höhe, Anzahl der Sektoren und die Rauigkeitslänge angepasst werden.

Da WEng ein lineares Modell ist, basieren die Ergebnisse der Strömungsmodellierung, Speed-Up und Turbulenzintensität nicht auf diesen Einstellungen. Nur im besonderen Fall von Offshore- oder Semi-Offshore-Bedingungen ist besondere Vorsicht geboten, da die Linearität aufgrund der zunehmenden Rauigkeit (Wellengang) mit höheren Windgeschwindigkeiten nicht mehr gegeben ist. In diesen besonderen Fällen ist es ratsam WEng anzuwenden, SITE COMPLIANCE zu schließen und die Ergebnisse von WEng mit Rechtsklick auf die Berechnung und Result-to-file zu exportieren. Die Windgeschwindigkeiten, die so für jede WEA prognostiziert werden, sollten in etwa den Extremwindgeschwindigkeiten der WEA entsprechen. Sind die Ergebnisse zu hoch oder zu niedrig, kann die geostrophische Windgeschwindigkeit in den erweiterten WEng-Einstellungen angepasst werden, um eine bessere Modellierung der Extremwindbedingungen zu erreichen.

Bei Turbulenzberechnung können Sie auswählen, ob keine Turbulenzberechnung durchgeführt werden soll, bzw. das Modell Scanlan oder Kaimal genutzt wird. Voreingestellt und empfohlen ist die Turbulenzberechnung mit Hilfe des Kaimal-Modells.

Insbesondere mit den früheren WEng 3.x-Versionen und größeren Berechnungsgebieten mit feiner Auflösung kann WEng während einer SITE COMPLIANCE-Berechnung einen Fehler verursachen. Die verwendeten Berechnungseinstellungen der WEng-Berechnung (Windrichtung und Berechnungsfläche) können in eine WEng-Projektdatei gespeichert werden, wenn diese Option gewählt ist. Die Datei heißt „WEngCrashProject.wep“ und liegt im windPRO-Projektordner. Diese Datei kann direkt in WEng geöffnet werden und wenn der Fehler dort auch auftritt, kann die Datei zur weiteren Prüfung zum WAsP/WEng-Support-Team von DTU übermittelt werden.

Ab WEng 4.x ist es auch möglich Hindernisse zu berücksichtigen, diese Option befindet sich ebenfalls unter Erweitert.

WAsP-CFD

Seit windPRO 3.0 können in SITE COMPLIANCE die Ergebnisse aus WAsP-CFD genutzt werden. Voraussetzung dafür ist eine installierte und lizensierte WAsP 11-Version, und dass eine WAsP-CFD-Berechnung für den Standort durchgeführt wurde. Die verwendeten CFD-Kacheln müssen dabei alle Mast- und WEA-Positionen enthalten.

Zum Einladen der CFD-Ergebnisse klicken Sie auf Aus Datei(en) oder Aus Berechnung und wählen aus dem erscheinenden Fenster die benötigten *.cfdres-Datei(en). Diese befinden sich üblicherweise im Projekt-Ordner in einem Unterordner namens OnlineCFDResults.

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Wenn mit langzeitkorrigierten Windstatistiken oder ohne Messmastdaten gerechnet wird, muss auch die entsprechende Windstatistik gewählt werden.

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Nach Auswahl der passenden CFD-Ergebnisdateien und - wenn nötig - der Windstatistiken, wird die Berechnung gestartet durch Klick auf den grünen Button WAsP-Berechnung durchführen. Die Berechnung kann einige Minuten dauern. Über den WAsP-Aufruf werden die WAsP-CFD-Ergebnisse mit den Windmessdaten bzw. den Windstatistiken kombiniert, um an jeder WEA-Position die Weibull-Verteilung und Häufigkeit für jeden Sektor auf Nabenhöhe und optional +/- ½ Nabenhöhe zu ermitteln. Anschließend werden die zusätzlich benötigten Parameter wie Neigung der Anströmung, Speed-Up und Verdrehung direkt aus den CFD-Rohdaten extrahiert.

DE LASTEN KAP5.2(20).pngDE LASTEN KAP5.2(21).png

Erweiterte Einstellungen

Über die Auswahl Erweiterte Einstellungen (CFD-Roh-Ergebnisse) kann der Umgang mit den CFD-Rohdaten in Bezug auf die Glättung geändert werden. Jeder der 36 Richtungssektoren wird als eigene numerische Simulation gerechnet. Werden die Ergebnisse aller Sektoren verglichen, fallen starke Variationen der einzelnen Parameter auf („numerical noise“). Um robustere Ergebnisse, z.B. bei den Ausbreitungsmodellen für die Extremwindgeschwindigkeit zu erhalten, wird ein Glättungsfilter eingesetzt. Als Standard wird die Glättung von [0,25; 0,5; 0,25] auf die Rohdaten der CFD-Parameter Verdrehung, Turbulenzintensität und Speed-Up angewendet. Das heißt, dass in jedem Richtungssektor das Roh-Ergebnis durch den gewichteten Mittelwert des ursprünglichen Wertes ersetzt wird und die Werte der benachbarten Simulationen entsprechend der gewählten Gewichtung. In WAsP wird eine Glättung von [1/3; 1/3; 1/3] genutzt, um die Weibullverteilungen von 12 Sektoren von je 30° zu berechnen. Die Verwendung von [0; 1; 0] entspricht keiner Glättung.

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Flowres (aus Strömungsmodellierung)

Ab windPRO 3.1 ist es möglich Ergebnisse aus externen Strömungsmodellen, üblicherweise CFD-Modellen, in windPRO zu nutzen. Das benötigte Datenformat Flowres beinhaltet deutlich mehr Detaildaten aus der originalen Strömungssimulation als z.B. Ressource-Dateien (*.wrg/*.rsf). Flowres wird in SITE COMPLIANCE als alternatives Strömungsmodell gewählt, das Dateiformat ähnelt in weiten Teilen dem *.cfdres-Format der WAsP-CFD-Ergebnisse.

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Ist im Hauptteil Flowres als Strömungsmodell gewählt, erscheint dieses Register und die entsprechenden Dateien können über Flowres-Datei(en) hinzuf. geladen werden. Klicken Sie anschließend Berechnung starten, beginnt der Berechnungsprozess, der je nach Projekt-/Dateiumfang einige Minuten dauern kann.

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Nach Abschluss der Berechnung erhält die Registerüberschrift wieder einen grünen Haken.

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Erweiterte Einstellungen

Die Auswahl Erweiterte Einstellungen entspricht der Beschreibung der Richtungsglättung unter WAsP-CFD Erweiterte Einstellungen.

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Externe Standortdaten

Seit windPRO 3.1 können extern berechnete Ergebnisse der IEC-Prüfungen geladen und als Grundlage von LOAD RESPONSE genutzt werden.

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Das verwendete Datenformat ist *.xml, die Dateien lassen sich direkt aus vorangegangenen SITE COMPLIANCE-Berechnungen über Ergebnis in Datei erstellen. Die Ergebnisse können entweder für jede WEA in einzelnen*.xml-Dateien enthalten sein oder komplett in einer, die den gesamten Park enthält.

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Die Spalte Auflösung der Übersichtstabelle mit den enthaltenen IEC-Prüfungen entscheidet über die möglichen Berechnungsoptionen in LOAD RESPONSE. Neben omnidirektional oder sektorweise gibt es bei der Effektiven Turbulenz zusätzlich noch die Angabe Total turbulence, die die Turbulenz in 1-Grad-Auflösung vor der Integration mit Wöhler-Exponent (m) enthält.

In diesem Modus sind alle Berechnungs- und Einstellungsoptionen der IEC-Prüfungen deaktiviert, da diese Ergebnisse direkt aus der *.xml-Datei geladen werden. Hier können lediglich die Grafiken und Tabellen mit Ergebnis-Details angezeigt werden, das Schließen dieser Ansichten ist nur über Abbruch möglich, dies zeigt, dass keine Berechnungen durchgeführt wurden.

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Sektormanagement

Das Register Sektormanagement erscheint, wenn im Hauptteil der entsprechende Haken gesetzt wurde.

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Auf diesem Register werden die Einstellungen für sektorielle Abschaltungen gezeigt, die in den einzelnen WEA-Objekten definiert werden können. Es gibt auch die Möglichkeit die Einstellungen direkt hier anzupassen. Bitte beachten Sie, dass dadurch andere Berechnungen, die diese Objekte nutzen, ebenfalls beeinflusst werden können. In SITE COMPLIANCE wird die sektorielle Abschaltung nur in der Berechnung der Effektiven Turbulenz berücksichtigt. Weitere Details zum Sektormanagement sind im Anhang V beschrieben.

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IEC-Prüfungen

Wenn alle Einstellungen abgeschlossen sind und die Berechnungen der gewählten Strömungsmodelle durchgeführt wurden, können die Prüfungen nach IEC 61400-1 ed. 3 (2010) auf dem Register IEC-Prüfungen beginnen. Hierfür markieren Sie die benötigten Felder in der Spalte Calc. Empfohlen wird die Durchführung aller Hauptprüfungen. Sollte etwas aus den vorangegangen Einstellungen fehlen oder unvollständig sein, wird dieses durch Benötigt: … in der Spalte Berechnen der betreffenden Prüfung gekennzeichnet.

Für einige Prüfungen wird Benötigt: … angezeigt bis andere Prüfungen durchgeführt wurden. Effektive Turbulenz benötigt zur Berechnung das Ergebnis der Kalkulation Komplexität Gelände. Wenn keine WEng-Ergebnisse verfügbar sind, benötigt die Berechnung Neigung der Anströmung ebenfalls zuvor die Komplexität Gelände.

Die Ergebnislegende erläutert die optische Bewertung der Berechnungsergebnisse


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Nach Abschluss einer jeden Prüfung wird als Gesamtergebnis des Windparks in der Spalte Ergebnis die Bewertung der ungünstigsten WEA farblich angezeigt. Mit Klick auf Bearb. werden im Unterregister Ergebnis (Tabelle) bzw. Ergebnis (Grafik) die Resultate jeder einzelnen WEA angezeigt.


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Um die Berechnung der Hauptprüfungen zu starten, klicken Sie jeweils auf das Feld Bearb. Die erste Berechnung sollte dabei Komplexität Gelände sein.


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Neben den sieben Hauptprüfungen enthält die IEC-Richtlinie[1] noch eine Reihe sonstiger Bedingungen, die bewertet und mit den Auslegungsbedingungen verglichen werden sollen. Darüber hinaus muss das Erdbebenrisiko am Standort evaluiert werden. Die zusätzlich zu bewertenden Parameter sind Erdbebenrisiko, Normaler and extremer Temperaturbereich, Blitzrate, Vereisung, Hagel und Schnee, Feuchtigkeit, Sonneneinstrahlung, Chemisch aktive Substanzen und Salzhaltigkeit.

In SITE COMPLIANCE sind bisher nur die hier fett gedruckten Parameter in den "Anderen Prüfungen" enthalten. Die Auswahl der Parameter erfolgte aufgrund der Kombination aus Relevanz und Möglichkeit einer einfachen Abschätzungsmethode, bzw. vorhandener Datenbasis.

Wenn alle IEC-Prüfungen in SITE COMPLIANCE unkritisch sind, kann davon ausgegangen werden, dass die IEC-Klasse zum Standort passt. Wenn min. eine der Hauptprüfungen Überschreitungen zeigt, muss die strukturelle Integrität über einen Lastvergleich, z.B. unter Verwendung von LOAD RESPONSE oder eine Lastberechnung nachgewisen werden. Alternativ kann ein anderer WEA-Typ verwendet oder das Windpark-Layout verändert werden, um die Auslegungsgrenzen einzuhalten.

Weitere Informationen zu den sieben Hauptprüfungen finden Sie hier:

Informationen zu den drei anderen Prüfungen finden Sie hier:

Alle neu berechnen

Nachdem eine komplette SITE COMPLIANCE-Berechnung durchgeführt wurde, kann eine Auswertung der Ergebnisse erfolgen. Sollte die ursprünglich gewählte Auslegungsklasse stark überschritten sein, kann sehr schnell und einfach die Klasse testweise verändert und die Prüfungen erneut durchgeführt werden.

Dafür wird im Register Hauptteil die IEC-Klasse geändert.


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Nun kann direkt zurück auf das Register IEC-Prüfungen geschaltet werden, wo durch die Änderung der Basisdaten die Berechnungsergebnisse gelöscht wurden. Um diese mit den gleichen Einstellungen der vorigen Berechnung wieder zu erzeugen, klicken Sie Alle neu berechnen. Nach kurzer Berechnungsdauer sind die Ergebnisse für die geänderte Auslegungsklasse sichtbar.


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Links: Ergebnisse für die ursprüngliche Klasse IIB, rechts: Neu-Berechnung für Klasse IB

Über eine iterative Veränderung der Auslegungsklasse für die mittlere Windgeschwindigkeit (z.B. II statt III) und Turbulenz (z.B. A statt B) kann die passende Auslegungsklasse der WEA für den betrachteten Standort gefunden werden.


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Eine genauere und weniger konservative Alternative als allein die Erhöhung der Auslegungsklasse bietet das Modul LOAD RESPONSE. Mit LOAD RESPONSE kann für jede WEA-Position eine Prüfung der Ermüdungslasten durchgeführt werden. LOAD RESPONSE ist ein separates Modul in windPRO, aber in SITE COMPLIANCE integriert und kann bei vorhandener Lizenz einfach im Hauptteil von SITE COMPLIANCE ausgewählt werden.



Komplexität Gelände

Dieses Kapitel beschreibt die Einstellungen der Hauptprüfung Geländekomplexität in SITE COMPLIANCE gemäß IEC 61400-1 Ed.3 [2]. Die Prüfung der Geländekomplexität im Vorfeld der Vermessung von Leistungskennlinien (gemäß IEC 61400-12-1) beeinhaltet abweichende Grenzwerte dazu und ist ab windPRO 3.2 in einem separaten Tool möglich möglich.

Beschreibung und Grenzen

Die IEC 61400-1 beschreibt ausgeklügelte Details für die Prüfung der topographischen Komplexität. In der Nähe jeder WEA wird die die Geländeneigung und -veränderlichkeit geprüft. Eine Anzahl von Ebenen in Form von Ringen und „Tortenstücken“ um die WEA müssen an das Gelände und die -neigung angenähert werden und die Veränderungen jeder Ebene müssen evaluiert werden. Im Folgenden werden die Anforderungen näher beschrieben.

Die Prüfung der topographischen Komplexität des Geländes ist kein alleiniges Kriterium, das ein Projekt zum Scheitern verurteilt. Es unterstützt vielmehr dabei komplexe Standorte zu erkennen und die gemessene Turbulenz mit einem Korrekturfaktor für die Turbulenzstruktur zu korrigieren. Diese Korrektur ist eine Kompensation dafür, dass Schalensternanemometer nur die horizontale Komponente der Turbulenz erfassen, im komplexen Gelände jedoch bedeutende Anteile der turbulenten kinetischen Energie in der vertikalen Komponente enthalten sein können.


Einstellungen, Berechnung und Ergebnis

Die Einstellungen und Durchführung der Berechnung für die IEC Komplexitätsprüfung sind sehr einfach in SITE COMPLIANCE. Das Modul nutzt das aktive digitale Höhenmodell (DHM), welches im Projekt definiert ist. Das Modell kann sowohl als Liniendatei eines Linienobjektes als auch als Höheraster definiert sein.


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Einstellungen und Berechnung der Prüfung Komplexität Gelände


Die einzig veränderbare Einstellung ist hier die Rasterweite, welche die Auflösung eines passenden quadratischen Höhenrasters definiert, das zu dem Höhenmodell des Geländes und den Annäherungen der Ebenen passt. Die voreingestellte Auflösung entspricht der Anforderung der IEC, die eine Auflösung von höchstens 100 m und 1,5xNH verlangt. Dennoch ist es aufgrund der verfügbaren Höhendaten häufig nicht möglich eine feinere Auflösung zu verwenden.

Durch Klicken auf Berechnen startet die Prüfung der Gelände-Komplexität. Die Kalkulation dauert etwas länger, falls die Triangulierung vorher noch nicht berechnet wurde. Nach Durchführung der Berechnung erscheinen mehrere neue Ergebnisregister. Automatisch springt das Modul auf das Register Ergebnis (Grafik), das eine Übersicht des Hauptergebnisses zeigt. Auf diesem Register wird der sogenannte Komplexitäts-Index ic laut IEC-Richtlinie für jede WEA-Position dargestellt. Ist der Index 1, so ist eine Anlagen-Position komplex, ist der Index 0, ist sie nicht komplex. Liegt der Index zwischen 0 und 1, deutet das auf einen teilweise komplexen Standort hin.

Im Kasten oben rechts neben dem Berechnungsnamen erscheint ein grünes Quadrat. Dies bedeutet, dass das Ergebnis OK ist und keine Probleme oder Risiken in Bezug auf die Komplexität des Geländes zu erwarten sind.


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Register Ergebnis (Grafik) zeigt eine einfache Übersicht der Resultate der Gelände-Komplexität.

SITE COMPLIANCE ermöglicht dem Benutzer durch Neu hinzuf. weitere Berechnungen mit anderen Einstellungen (in diesem Fall Rasterweite) hinzuzufügen. Dies geschieht durch Klicken auf Neu hinzuf., Auswahl der gewünschten Einstellung und Klicken auf die grüne Berechnen-Schaltfläche. Auf diese Weise können zusätzliche Berechnungen durchgeführt werden, um zu prüfen, wie stark das Ergebnis durch die jeweiligen Annahmen beeinflusst ist. Empfehlenswert ist es, den Namen jeder Berechnung gleich auf dem Register Einstellungen anzupassen – dieses kann jedoch auch nach der Berechnung erfolgen. Die Einstellungen- und Ergebnis-Register einer Berechnung werden durch Klicken auf die jeweilige Kalkulation in der Liste angezeigt. Die gezeigte Berechnung ist blau unterlegt.

Bevor die Prüfung durch Klicken auf die OK-Schaltfläche abgeschlossen wird, muss eine der durchgeführten Berechnungen als endgültiges Ergebnis Ausgewählt werden.


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Links: Die Liste der Berechnungen mit mehreren Berechnungseinstellungen und der mittleren als Ausgewählt (markiert) aber der unteren Berechnung als Dargestellt (blau unterlegt). Rechts: Die „Anzeigelegende“, die die dargestellten Berechnungen aus der Liste definiert.

Das Register Ergebnis (Tabelle) fasst die Ergebnisse des Geländekomplexität-Index‘ für jede WEA zusammen. Eine Farbkodierung kennzeichnet den Komplexitätsindex grün, wenn alle 0 (d.h. OK) sind und gelb (d.h. ACHTUNG), wenn ein Index 0 überschreitet.

Werden die Ergebnisse einer WEA durch Klicken auf “+” ausgeklappt, werden die drei Unterstufen „R=5xNH“, „R=10xNH“ und „R=20xNH“ dargestellt. Die Erweiterung einer dieser Stufen zeigt die Ergebnisse der Anpassung mit dem entsprechenden Radius in Bezug auf Neigung und deren Richtung sowie die verfügbare Energie, die im Richtungssektor dieser Ebenen-Anpassung vorhanden ist. Im Folgenden werden weitere Details zur Durchführung der Anpassung gezeigt.


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Ergebnis (Tabelle) zeigt Details der durchgeführten Annäherungen der Komplexitäts-Prüfung


IEC Anforderungen – topographische Komplexität

Die IEC-Richtlinie definiert wie mehrere Ebenen verschiedener Form und Größe an das Gelände um jede WEA-Position angenähert werden müssen, der folgende Text beschreibt diese Anforderungen aus [2]. Insgesamt 25 Ebenen mit den folgenden Eigenschaften müssen an die WEA-Position, Mittellinie durch den Turmfuß verlaufend, angenähert werden:

  • Eine kreisförmige Ebene mit dem Radius 5xNH, zentriert um die WEA
  • 12 „Tortenstück“-förmige Ebenen im Radius von 10xNH, eine angepasste Ebene pro Sektor
  • 12 „Tortenstück“-förmige Ebenen im Radius von 20xNH, eine angepasste Ebene pro Sektor

Die Anpassungen für eine Höhendatei werden unten mit den verwendeten Punkten für einige Beispiele gezeigt. Für die „Tortenstück“-Anpassung werden alle Punkte gezeigt, die verwendeten Punkte im Nord-Sektor sind hervorgehoben. Die Anforderung des IEC-Standards verlangt eine Auflösung von mindestens 100 m und 1,5xNH.

DE LASTEN KAP5.2(32).png DE LASTEN KAP5.2(30).png DE LASTEN KAP5.2(31).png

Illustration der erforderlichen Flächenanpassungen der Gelände-Komplexitäts-Prüfung. Links: Die omni-direktionale Anpassung bei 5xNH mit entsprechenden Rasterpunkten. Mitte: Die Rasterpunkte der Anpassung für 10xNH mit Hervorhebung der Punkte im Nord-Sektor. Rechts: Die Rasterpunkte der Anpassung für 20xNH mit Hervorhebung der Punkte im Nord-Sektor (zur Skalierung wird jeweils der Kreis von 5xNH gezeigt).


Für jede Anpassung wird eine Neigung ermittelt. Für die Anpassung des Abstands 5xNH entspricht die Richtung der Neigung der maximalen Neigung, für die 2x12 „Tortenstücke“ (10 und 20xNH) entspricht die Neigung der Sektor-Mittellinie. Übersteigt die Neigung +/-10° wird die Anpassung als gescheitert betrachtet.

Zusätzlich zur Neigung muss eine Geländeanpassung für jede der 25 angepassten Ebenen erfolgen. Bestimmt wird die Abweichung aus dem Abstand der angenäherten Ebene und dem Gelände an den Oberflächenpunkten einer vertikalen Linie.

Die folgende Tabelle zeigt die Grenzwerte der topographischen Komplexität gemäß IEC-Richtlinie:


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Zusammenfassung der Prüfungen jeder Annäherung, die bei der Gelände-Komplexitätsprüfung erforderlich sind [2].

Die Richtlinie definiert einen Komplexitäts-Index ic, welcher aus dem Ergebnis der Annäherungen definiert wird. Für jede Annäherung wird der Anteil der relativen Energie aus den jeweiligen sektoriellen Weibull-Parametern ermittelt. Die omni-direktionale Annäherung (5xNH) repräsentiert 100% der Energie. Wenn weniger als 5% der Energie in Sektoren auftritt, die die Prüfung der Neigung oder der vertikalen Abweichung verfehlen, wird die WEA-Position als nicht komplex betrachtet. Wenn mehr als 15% der Energie in Sektoren auftritt, die eine der Prüfungen verfehlen, wird die WEA-Position als komplex betrachtet und der Komplexitäts-Index ic =1. Wenn zwischen 5% und 15% der Energie in Sektoren auftreten, die eine der Prüfungen verfehlen, wird der Komplexitäts-Index linear zwischen 0 und 1 interpoliert.

Vorsicht ist geboten, wenn der Komplexitäts-Index über 0 liegt. Die Richtlinie verlangt in diesem Fall eine zusätzliche Korrektur der Turbulenzberechnung. Diese Korrektur ist eine Kompensation dafür, dass Schalensternanemometer nur die horizontale Komponente der Turbulenz erfassen, im komplexen Gelände jedoch bedeutende Anteile der turbulenten kinetischen Energie in der vertikalen Komponente enthalten sein können. Die Richtlinie definiert einen Korrekturfaktor für die Turbulenzstruktur, CCT, der aus dem Komplexitäts-Index berechnet wird. Dieser Korrektur-Parameter muss auf die gemessenen Turbulenzwerte angewendet werden, wenn der Komplexitäts-Index 0 überschreitet. Die Information wird automatisch zur Prüfung der Effektiven Turbulenz übernommen.

In einer Fußnote erwähnt die IEC-Richtlinie, dass der Neigungswinkel der Ebene der omni-direktionalen Anpassung mit dem Radius 5xNH als Anströmungswinkel angenommen werden kann. Wir ermöglichen diese Option in SITE COMPLIANCE und die relevanten Anströmungswinkel werden automatisch von der Prüfung der Komplexität Gelände zur Prüfung des Anströmwinkels übernommen.

Achtung: Wenn sowohl eine WAsP, als auch WAsP-CFD-Berechnung durchgeführt wurde, werden die WAsP-CFD-Ergebnisse herangezogen, um den Energiegehalt des betreffenden Sektors in der Komplexitätsprüfung zu bestimmen.


Extremwind

Dieses Kapitel beschreibt die Einstellungen der Hauptprüfung Extremwind in SITE COMPLIANCE.

Beschreibung und Grenzen

Die Extremwindprüfung ist eine der wichtigsten und kritischsten Prüfungen der SITE COMPLIANCE-Berechnung. Gründe dafür sind die sehr hohe Unsicherheit der Annahmen zu Extremwindereignissen und dass hier eine extreme Last dargestellt wird, die nicht durch Reserven bei anderen Ergebnissen aus dem Bereich der Ermüdungslasten kompensiert werden kann.

Die IEC-Richtlinie definiert den Extremwind als 10-Minuten-Mittelwert der Windgeschwindigkeit mit einem Wiederkehrzeitraum von 50 Jahren. Der Wiederkehrzeitraum (T) ist ein statistischer Begriff, abgeleitet aus dem strengeren Begriff „jährliche Überschreitungswahrscheinlichkeit“ (R) durch die einfache Gleichung T=1/R. Ein 50-Jahres-Extremwind hat demnach eine jährliche Überschreitungswahrscheinlichkeit von 2%.

Die Designannahmen der IEC-Richtlinie für den Extremwind Vref sind für jede Auslegungsklasse in Tabelle 1 der Richtlinie dargestellt (siehe auch hier). So ist z.B. eine Klasse-I-WEA ausgelegt für Extremwindgeschwindigkeiten von bis zu 50 m/s bei einer Standardluftdichte von 1,225 kg/m³.

Die meisten Methoden zur Extremwindabschätzung beruhen auf der Theorie von E. Gumbel[3]. Anhang I beschreibt die Grundlagen der Theorie und die Details, die in diesem Modul Verwendung finden.

Einstellungen, Berechnungen und Ergebnisse

Im Folgenden wird dargestellt, wie die Einstellungen, Berechnungen und Bewertung der Ergebnisse einer typischen Extremwindberechnung durchgeführt werden. Die Einstellungen dieser Prüfung sind in drei Gruppen aufgeteilt: Statistisches Modell, Ausbreitungsmodell und Zusätzliche Modelleinstellungen. Details der verschiedenen Optionen in diesen drei Gruppen werden nach Vorstellung des Workflows genauer beschrieben. Für die verschiedenen Methoden gibt es diverse Eingangsparameter, die mit ihren Abkürzungen dargestellt sind.

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Auf dem Register Einstellungen der Extremwind-Prüfung ist die ausgegraute Option Jährliches Maximum & Gumbel nicht verfügbar, da der Messzeitraum hier kürzer als 5 Jahre ist.


POT-N & Gumbel

  • N ist die Anzahl der Extremereignisse, die aus der Zeitreihe entnommen werden
  • Δt ist der minimale zeitliche Abstand zwischen zwei Extremwindereignissen, um diese als unabhängig zu betrachten


Weibull parent (EWTS/Bergström)

N ist die angenommene Anzahl unabhängiger 10-min Windgeschwindigkeitswerte in einem Jahr


Eurocode EN1991-1-4

  • Basis-Windgeschwindigkeit ist die Auslegungswindgeschwindigkeit bei Normal-Bedingungen des nationalen Anhangs des Eurocodes oder einer anderen nationalen Norm
  • Richtung wird benötigt, um die Speed-Up-Faktoren der Basis-Windgeschwindigkeit zu wählen, wenn bekannt oder im nationalen Anhang gegeben, kann diese hier direkt eingegeben werden
  • Auto Sektor lässt SITE COMPLIANCE den wahrscheinlichsten Extremwind-Sektor anhand der Weibull-Parameter berechnen
  • Max Sektor nimmt den Speed-Up des Sektors mit dem höchsten Speed-Up-Faktor (worst case)


Zusätzliche Modelleinstellungen

ρ ist die Luftdichte bei hohen Windgeschwindigkeiten
Kp ist der normalisierte Böenfaktor, wobei der Standard-Wert 3,0 einer 3-Sekunden-Bö entspricht

Beachten Sie, dass die Zusätzlichen Modelleinstellungen nicht standardmäßig aktiviert sind. Um diese verwenden zu können, müssen sie immer manuell aktiviert und mit den passenden Eingangsparametern versehen werden. Ist eine der Zusätzliche Modelleinstellungen nicht auswählbar oder ausgegraut liegt dies an fehlenden Eingangsdaten, wie z.B. fehlendem Langzeitreferenz-Mast für die Option POT-N & Gumbel indexkorrigieren.

Zum Starten der Extremwind-Berechnung mit Standard-Einstellungen klicken Sie rechts unten auf Berechnen. Nach Durchführung der Berechnung erscheinen neue Register:

Das Register Extrahierte Daten (Tabelle) zeigt eine Tabelle mit den extrahierten Extremwindereignissen aus der Zeitreihe der Messmasten.

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Auf dem Register Extrahierte Daten (Graphik) werden die Zeitreihen der Messmastdaten grafisch dargestellt und die entnommenen Extremwerte markiert. Mit Hilfe der Schaltflächen Zurück und Weiter unten links kann zwischen den verschiedenen Messmasten gewechselt werden.

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Das Register Gumbel-Anpassung (Grafik) zeigt die statistische Anpassung für jede WEA und die Extrapolation auf den benötigten Wiederkehrzeitraum, typischerweise 50 Jahre. Durch Klicken auf Weiter gelangen Sie zur nächsten WEA.

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Das Register Ergebnis (Tabelle) zeigt das Endergebnis der 50-Jahres-Extremwindgeschwindigkeit für jede WEA sowie die IEC-Grenze für die jeweilige Auslegungsklasse (Vref). Im gezeigten Beispiel sind alle WEA grün (OK) und damit ist das Gesamtergebnis für den Windpark, oben rechts, ebenfalls grün (OK).

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Das Register Ergebnisse (Grafik) gibt eine grafische Übersicht über die Ergebnisse im Vergleich zum IEC-Grenzwert. Im gezeigten Beispiel liegen alle WEA innerhalb des IEC-Limits.

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Mit Neu hinzuf. (rechts unten) können Sie eine weitere Berechnung mit neuen Einstellungen für die Extremwindberechnung hinzufügen, z.B. mit einer anderen Berechnungsmethode oder geänderten Parametern der vorigen Berechnung. Dies ermöglicht einen einfachen Vergleich der Berechnungsergebnisse. Bei Verwendung von WEng kann der Risø NCEP/NCAR Extremwind-Atlas gewählt werden, welcher große Teile Europas und der USA abdeckt. Jede neue Berechnung fügt eine weitere Zeile im Kasten auf der rechten Seite hinzu. Bei Auswahl einer der Berechnungen, werden wiederum deren Einstellungen und Ergebnisse angezeigt.

WICHTIG: Das Ergebnis der mit DE LASTEN KAP5.2(40).png markierten Berechnung wird in der endgültigen Auswertung verwendet!

Statistisches Modell

Die Einstellungen in diesem Bereich definieren das statistische Modell zur Entnahme der Extremereignisse aus den Winddaten und wie diese - gemäß der gewählten Methode - an das statistische Gumbel-Modell angepasst werden. Im Folgenden werden die gewählten Modelle beschrieben.

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Beachten Sie, dass die obere Option nur mit mindestens 5 Jahren Messdaten aller Standortmasten anwendbar ist.


Jährliches Maximum & Gumbel(benötigt ≥5 Jahre Messdaten für alle Masten)

Diese Methode ist nur anwendbar, wenn für alle Standortmasten für mindestens fünf Jahre Windmessdaten vorliegen, da nur der höchste Windgeschwindigkeitsmesswert eines jeden Jahres aus der Zeitreihe entnommen wird. Mit weniger als fünf Jahren und damit weniger als fünf Datenpunkten, wird die Anpassung an das Gumbel-Modell sehr vage. Nach üblichen Empfehlungen sollten mindestens sieben Jahre an Messdaten vorliegen, um mit der Jährlichen Maximum-Methode (JM) verlässliche Ergebnisse zu bekommen. Diese ist die klassische, von Gumbel entwickelte Methode und wird immer noch als verlässlichste betrachtet, vorausgesetzt, dass eine ausreichende Anzahl von Eingangswerten vorliegt, was bei der Entwicklung von Windenergieprojekten leider selten der Fall ist.

Nach der Entnahme der jährlichen Maximalwerte werden sie gemäß der klassischen Gumbel-Extremwert-Methode weiterverarbeitet, resultierend in einem sogenannten Gumbel-Plot. Die Anpassung der Gumbel-Asymptote wird unter Verwendung der wahrscheinlichkeitsgewichteten Momente („Probability Weighted Moments (PWM)“) ausgeführt. In [4] oder Anhang I finden Sie weitere Details der Gumbel-Theorie.


POT-N & Gumbel

Diese Methode ist verfügbar, wenn mindestens ein Mast mit Zeitreihendaten in den Haupteinstellungen ausgewählt wurde. Die statistische Methode ist nahezu identisch mit der Extremwind-Abschätzung aus windPRO bis Version 2.7. Das Namenskürzel bedeutet Peak-Over-Threshold (Spitze über einem Schwellwert) und das N steht dafür, dass dieser Schwellwert nicht wie üblich über die Windgeschwindigkeit, sondern anhand einer festen Anzahl (N) von Werten definiert wird. Häufig wird diese Methode auch als „Method of Independent Storms (MIS)“ (Methode unabhängiger Stürme) bezeichnet (siehe [5] und Anhang I), obwohl die eigentliche MIS[5] einen anderen Ansatz der Datenextraktion verwendet.

Bei dieser Methode gibt es keine Untergrenze für die Dauer der Zeitreihe, es wird jedoch deutlich empfohlen eine Anzahl voller Jahre, also mindestens ein volles Jahr, zu verwenden. N definiert die Anzahl von Stürmen, die der Zeitreihe entnommen werden sollen (voreingestellt sind 20) und Δt den minimalen zeitlichen Abstand, um die Unabhängigkeit zwischen den Starkwindereignissen sicher zu stellen (voreingestellt sind 4 Tage). Die Einstellung erfolgt aus dem typischen Zeitabstand von synoptischen Sturmereignissen.

Nach der Entnahme werden die Werte gemäß der Gumbel-Methode, aber mit dem Zwischenschritt der Korrektur für die jährliche Sturmrate verarbeitet (siehe [5] oder Anhang I für weitere Details). Die Anpassung an die Gumbel-Asymptote basiert auf den klassischen Plot-Positionen (siehe [6]) und der traditionellen Anpassung der kleinsten Quadrate mit der Windgeschwindigkeit als unabhängiger Variable.


Weibull parent (EWTS/Bergström)

Der European Wind Turbine Standard (EWTS)[7] beschreibt eine Extremwindmethode basierend auf der Charakteristik der Enden der Weibull-Verteilungskurven der mittleren Windgeschwindigkeit (parent distribution). Zu Grunde liegt das Prinzip, dass Standorte mit kleineren Weibull-k-Faktoren eine höhere Wahrscheinlichkeit extremer Windgeschwindigkeiten zeigen.

Die Methode basiert auf zwei Grundannahmen:

  • 1. Die Windverteilung entspricht einer Weibullverteilung
  • 2. Die Anzahl der statistisch unabhängigen Windwerte pro Jahr ist bekannt (und gleich für alle Standorte)

Die EWTS-Publikation nennt die Anzahl von 23037 10-minütigen, unabhängigen Ereignissen pro Jahr (Referenz zu einer Veröffentlichung von Bergström 1992[8]). Dies ist jedoch ein Schreibfehler in der EWTS-Publikation, der korrekte Wert aus dem Originaldokument von Bergström[8] ist 2302. Als Weibull Form-Parameter wird die "kombinierte Weibullverteilung"[9] zu Grunde gelegt, die aus einer Kombination der sektoriellen Weibullverteilungen, typischerweise aus einer WAsP-Berechnung, in eine omni-direktionale Weibull-Verteilung mit gleichem ersten (Windgeschwindigkeit) und dritten (Energie) Moment resultiert.


Risø NCEP/NCAR Extrem-Windatlas

Die Risø NCEP/NCAR Extrem-Windatlas-Methode nutzt eine Datenbasis von Regional Extreme Wind Climate (REWC)-Dateien, die als Teil eines Forschungsprojektes bei Risø[10] für WEng 2 entwickelt wurden. Dieser Windatlas basiert auf den globalen NCEP/NCAR-Reanalyse-Daten, die mit Korrekturen zum Ausgleich der groben zeit- und räumlichen Auflösung versehen wurden.

Diese Methode benötigt die vorhergehende Ausführung von WEng. Es sollte eine der vier nächstgelegenen REWC-Dateien gewählt werden. Jede REWC-Datei beinhaltet 12x30 reduzierte geostrophische Windgeschwindigkeiten, für jede der zwölf Richtungssektoren in jedem der dreißig Jahre des Referenzzeitraums. Diese werden über die Strömungsmodellierung von WEng auf die einzelnen WEA-Positionen übertragen, um die jährlichen Maximalwerte für jedes Referenzjahr zu ermitteln. Diese Werte werden dann wie bei der Methode Jährliches Maximum weiter verarbeitet (s.o.).


Eurocode EN1991-1-4

Alle nationalen Bauvorschriften in der Europäischen Gemeinschaft wurden inzwischen im Eurocode (EN) harmonisiert. Eurocode EN1991-1-4 beinhaltet die Vorschriften für Windlasten und definiert die Richtlinien zur Handhabung von Extremwindgeschwindigkeiten. Für jedes Land gibt es einen Nationalen Anhang (NA) zur EN1991-1-4, in dem die Basiswindgeschwindigkeit der verschiedenen Regionen sowie Details zu Korrekturen festgelegt sind. Entsprechend wird die regional zu verwendende Norm mit dem passenden Länderkürzel gekennzeichnet, z.B. DIN EN1991-1-4/NA.

Die eingehende Basiswindgeschwindigkeit ist im Nationalen Anhang aufgeführt. Sie ist definiert als 50-Jahres-Extremwindgeschwindigkeit bei standardisierten Bedingungen: Auf 10 m Höhe über Grund, flachem Gelände und gleichmäßiger Rauigkeit (Rauigkeitsklasse 2, z0= 0,05m).

Die Windzone 1, mit Basiswindgeschwindigkeit 22,5 m/s beinhaltet den überwiegenden Teil Südwestdeutschlands, während die Binnengebiete Nord- und Ostdeutschlands in Windzone 2 mit Basiswindgeschwindigkeit 25 m/s liegen. Die küstennahen Gebiete liegen in den Windzonen 3 und 4 mit Basiswindgeschwindigkeiten von 27,5-30 m/s.

Die Basiswindgeschwindigkeit wird ausgehend von standardisierten Bedingungen (10 m Höhe u.G., flaches Gelände, gleichmäßige Rauigkeit) über ein Strömungsmodell auf die spezifischen Geländebedingungen jeder WEA umgerechnet. Eine WAsP-, WAsP-CFD- oder WEng-Berechnung ist also Voraussetzung für diese Methode.

Auch einige Staaten außerhalb Europas, u.a. Südafrika, Australien, Neuseeland und Singapur, haben, oder sind dabei, Elemente des Euro-Codes als Design-Richtlinie zu übernehmen.

Ausbreitungsmodell

Wenn die einzelnen Extremereignisse mit der Jährlichen Maximum- oder POT-N-Methode aus der Zeitreihe der Messung extrahiert wurden, werden sie auf die WEA-Positionen übertragen.

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Mit WAsP-CFD wird hier eine Skalierungsmethode verwendet, die auch stärkere Abweichungen und Verdrehungen (veer) zwischen Mast und WEA in komplexem Gelände berücksichtigt. WEng und WAsP nutzen die sektoriellen Speed-Up-Faktoren zwischen Mast und WEA, die in der zu Grunde liegenden WEng bzw. WAsP-Berechnung kalkuliert wurden. Die Option Shear verwendet die sektorweise berechnete Windscherung, um die Speed-Up-Faktoren der Messhöhe auf die Nabenhöhe zu übertragen. Bei der Auswahl Kein Modell wird keine Korrektur der Extremwinddaten durchgeführt.

Der Gumbel-Fit wird immer erst nach Skalierung der extrahierten Werte durchgeführt.


Zusätzliche Modelleinstellungen

Die Extremwindprüfung bietet folgende zusätzliche Modelleinstellungen:

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POT-N & Gumbel indexkorrigieren

Diese Methode zur Langzeitkorrektur zur Extremwindabschätzung basiert auf einer Studie, die bei der EWEA-Konferenz 2010[11] veröffentlicht wurde und ist nur mit POT-N möglich. Bei der Extremwindabschätzung wurden überwiegend zwei Fehlerquellen beobachtet:

1) Zu kurze Zeitreihen (führen zu statistischer Unsicherheit)
2) Systematische Fehler durch die Gumbel-Anpassung

Zudem ist bekannt, dass die Jährliche-Maximum-Methode so gut wie frei von Fehlerquelle zwei, den systematischen Fehlern durch die Gumbel-Anpassung, ist[12].

Grundidee dieser Index-Korrektur ist die Berechnung eines Extremwindindexes für den Zeitraum der Standortmessung über eine überlappende Langzeitreferenz-Messreihe, die in Bezug auf Sturmereignisse repräsentativ für den Standort ist. Für den überlappenden Zeitraum werden die gleichen Einstellungen wie für die POT-N-Berechnung angewandt, die JM-Methode wird mit PWM-Anpassung für den gesamten Zeitraum verwendet. Der Index ist nun definiert als das Verhältnis der POT-N-Berechnung für den Kurzzeitraum zur JM-Methode für den kompletten Zeitraum. Die Korrektur der Extremwindabschätzung des Messmasts erfolgt dann über den Kehrwert des Extremwindindexes.

Zur Validierung wird für jedes Jahr der Standortmessung und der Referenzzeitreihe ein Index berechnet. Über einen grafischen Vergleich der Index-Kurven kann beurteilt werden, ob die Extremwinddaten der Referenzzeitreihe das lokale Extremwindklima abbilden.

Die Indexkorrektur sollte mit besonderer Vorsicht angewendet werden, wenn der überlappende Zeitraum nur ein Jahr beträgt und somit keinen Vergleich der Index-Kurven zulässt. Für den Fall, dass mehrere überlappende Jahre vorliegen, sollte eine kritische Betrachtung der Index-Kurven durchgeführt werden.


Luftdichte bei hohen Windgeschwindigkeiten

Die aerodynamische Kraft ist proportional zum Quadrat der Windgeschwindigkeit und zur Luftdichte. Eine Reduktion der Luftdichte führt demnach zu einem reduzierten Schub. Die IEC-Richtlinie definiert den Grenzwert der Extremwindgeschwindigkeit bei Standardluftdichte 1,225 kg/m³. Unter der Annahme, dass der Schub gleich bleibt, aber die Luftdichte durch den Standardwert ersetzt wird, können Extremwindangaben bei anderer Luftdichte auf Standardluftdichte korrigiert werden.

Die eingegebene Luftdichte sollte dem Wert entsprechen, der für hohe Windgeschwindigkeiten erwartet wird. Als Annäherung wird häufig die mittlere Luftdichte verwendet.


3 sek-Bö-Schätzung durchführen

Aus den Maximalwerten der 10-min-Messdaten, die häufig mit aufgenommen werden, können Böen abgeschätzt werden. Die Mittelung dieser Werte ist jedoch meist unbekannt. Die IEC-Richtlinie verlangt 3-sek-Mittelwerte für die Böenabschätzung. Anstelle der Maximalwerte aus 10-min-Messungen kann auch eine Abschätzung der Böen bei einer Mittelungszeit t gemäß Davenport erfolgen:


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Dabei ist Kp der normalisierte Spitzenfaktor gleich 3,0 für t=3s gemäß Cook[13], TI ist die erwartete Turbulenzintensität (10-min-Mittel), die aus den gemessenen Turbulenzwerten der extrahierten Datenpunkte gemittelt wird. Die Turbulenz wird nicht auf die Einzelpositionen angepasst, der Böenfaktor am Mast wird auf die WEA-Positionen angewendet.


k-Parameter Vorkonditionierung

Die Gumbel-Methode beruht auf einem asymptotischen Modell mit der Annahme, dass die Anzahl von unabhängigen Extremwindereignissen pro Jahr gegen unendlich geht. Cook beschreibt in [5], dass der durch diese Annahme entstehende Fehler mit dem Weibull-k-Parameter zusammenhängt. Ist der k=1 (auch Exponential-Verteilung genannt), ist der Fehler gleich Null, unabhängig von der Werteanzahl. Für alle k größer als eins, nimmt der Fehler zu. Der entstehende Fehler führt durch eine Überschätzung des Gumbel-Fits zu konservativen Ergebnissen.

Um den Fehler zu reduzieren, kann die Windgeschwindigkeitsverteilung vor der Gumbel-Anpassung zu einer Weibull-Verteilung mit k=1 transformiert werden. Dies geschieht durch eine Erhöhung der Windgeschwindigkeit mit Exponent k. Nach der Gumbel-Anpassung und Extrapolation zur Abschätzung des 50-Jahres-Wertes werden die Windgeschwindigkeiten zurücktransformiert, indem die Wurzel k gezogen wird. Oft wird ein Standard-Wert von k=2 angenommen, der voreingestellte Wert hier ist jedoch der kombinierte Wert aller WEA[9]. Der typische Effekt der k-Parameter Vorkonditionierung ist eine Reduktion der Extremwindabschätzung um 5-10%.

Die Verwendung der k-Parameter-Vorkonditionierung beruht demnach auf einer soliden statistischen Basis.

Weitere Informationen zur Extremwindberechnung finden sich in Lasten - Anhang I: Gumbel Theory of Extremes and more.



Effektive Turbulenz

Dieses Kapitel beschreibt die Einstellungen der Hauptprüfung Effektive Turbulenz in SITE COMPLIANCE.

Beschreibung und Grenzen

Die Prüfung der Effektiven Turbulenz ist zusammen mit der Extremwindprüfung ein Kernpunkt der IEC Hauptprüfungen. Während die Extremwindgeschwindigkeit die Extremlasten bestimmt, wirkt die Effektive Turbulenz als Ermüdungslast („Fatigue load“), die die längerfristig zunehmende strukturelle Schädigung der WEA beschreibt. Die Berechnungsmethode der Effektiven Turbulenz wird beschrieben in der Richtlinien-Version IEC 61400-1:2005 + A1:2010[2]. Das Effektive-Turbulenz-Modell, auch Frandsen-Modell genannt, basiert auf der Publikation von Sten Frandsen[14].

Die Auslegungsgrenzen der Effektiven Turbulenz sind durch das “Normale Turbulenzmodell” festgelegt und werden ausgehend vom Basisparameter Iref in Tabelle 1[2] bestimmt. Iref hat die Werte 0,12; 0,14 und 0,16 für die jeweiligen Standard-Turbulenzklassen C, B und A. Bitte beachten Sie, dass diese NICHT die Grenzwerte für die berechnete Turbulenzintensität sind, sondern nur zur Berechnung der Grenzwerte dienen. Die berechnete Effektive Turbulenz basiert auf dem 90sten Perzentil der gemessenen Umgebungsturbulenz und wird dem Normal-Turbulenzmodell (Auslegungsgrenzen) für einen bestimmten Windgeschwindigkeitsbereich gegenüber gestellt. Dieser liegt bei bekannter Leistungskennlinie zwischen 60% der Windgeschwindigkeit bei Nennleistung bis zur Abschaltwindgeschwindigkeit. Bei Berechnung der Effektiven Turbulenz in SITE COMPLIANCE ist der Anlagentyp mit Leistungskennlinie immer schon im WEA-Objekt festgelegt. Anhang II beschreibt weitere Details des Modells.

Die Effektive Turbulenz wird als Funktion der Windgeschwindigkeit berechnet. Dafür wird für jede Windgeschwindigkeitsklasse eine Integration der Richtungsvariation der Turbulenz über alle Richtungen vorgenommen. Dennoch ist die Effektive Turbulenz kein wirklich MESSBARER Wert, da die Richtungsanteile mit einer speziellen Wichtung für die Materialermüdung über den materialabhängigen Wöhler-Exponent kombiniert werden, daher auch der Name EFFEKTIVE Turbulenz. Vor der Integration über alle Richtungen für jede Windgeschwindigkeitsklasse wird die Turbulenzerhöhung durch den Nachlauf mit dem 90sten Perzentil der Umgebungsturbulenz an jeder WEA kombiniert.


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Das “normale Turbulenzmodell” zeigt die Auslegungsgrenzen gemäß IEC für die Prüfung der Effektiven Turbulenz. Rechts als Standardabweichung der Windgeschwindigkeit, linkss als Turbulenzintensität.

Einstellungen, Berechnungen und Ergebnisse

Im Folgenden wird dargestellt, wie die Einstellungen, Berechnungen und Bewertung der Ergebnisse einer typischen Turbulenzberechnung durchgeführt werden. Die Einstellungen dieser Prüfung sind in fünf Gruppen aufgeteilt: Turbulenzdaten, Ausbreitungsmodell, Turbulenzstruktur-Korrektur, Frandsen-Modell und Sektormanagement. Detaillierte Beschreibungen der Optionen in den jeweiligen Gruppen folgen nach dieser Beschreibung des Ablaufes und der einzelnen Register.

Achtung: Bevor die Berechnung der Effektiven Turbulenz ausgeführt werden kann, muss die Gelände-Komplexitätsprüfung erfolgt sein. Grund dafür ist, dass daraus der Komplexitäts-Index ic hervorgeht, der in der IEC-Richtlinie definierte Korrekturfaktor für die Turbulenzstruktur.


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Über die grüne Schaltfläche Berechnen unten rechts startet die Berechnung der Effektiven Turbulenz mit den Standard-Einstellungen. Nach Abschluss der Berechnung erscheinen oben neue Register.


Wenn gemessene Turbulenzdaten von einem Messmast in der Berechnung verwendet werden, müssen die Daten analysiert werden. Um Datenlücken zu füllen und eine Extrapolation der Turbulenzwerte und deren Standardabweichungen auf Windgeschwindigkeitsklassen durchzuführen, in denen keine ausreichenden Messdaten vorliegen, muss ein entsprechendes Modell angepasst werden. Das Resultat ist im Register Anpassung (Tabelle) sektorweise dargestellt.


Unten im Fenster ist es möglich, zwischen der Darstellung als Standardabweichung und Turbulenzintensität zu wechseln. Empfehlenswert ist die Darstellung als Standardabweichung, da dies der gemessene Wert ist, und die Grundannahme des Frandsen-Modells lautet, dass die Lasten sich proportional zur Standardabweichung verhalten. Durch die Darstellung als Turbulenzintensität wird der Fokus des Betrachtetenden leicht auf den unteren Windgeschwindigkeitsbereich gelenkt, der für die Lasten bedeutungslos ist. Zudem werden durch diese Darstellung unbedeutende Abweichungen der Anpassungen in diesem Bereich leicht überbewertet.


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Wenn als Ausbreitungsmodell WAsP-CFD gewählt ist, wird zusätzlich zur Anpassung des Masts auch die Anpassung für jede WEA gezeigt.


Anpassung (Grafik) zeigt die Anpassung der gemessenen Turbulenzdaten in grafischer Form. Über die Schaltflächen unten links kann zwischen den verschiedenen Standort-Masten und Richtungssektoren gewechselt werden. Dabei zeigen die:

  • Sternchen die Messwerte
  • offenen Kreise die gewählten Werte
  • roten Linien das Modell der Anpassung

Wo die Sternchen innerhalb der offenen Kreise liegen, erfüllen die Messwerte die im Register Einstellungen getroffenen Kriterien (Mindestanzahl der Werte pro Bin). Weichen die offenen Kreise von der Position der Sternchen ab, wurden die Kriterien verfehlt und die angepassten Werte verwendet. Die offenen Kreise liegen dann immer auf der roten Linie.

Bei Verwendung der Standardeinstellungen ist die Standardabweichung der Turbulenz (σσ) in allen Sektoren gleich. Grund dafür ist die üblicherweise dürftige Datenlage des Wertes (Standardabweichung der Standardabweichung) aus einer 1-Jahres-Messung. Die IEC-Richtlinie[2] erlaubt in einer Fußnote die Verwendung des gewichteten Mittels von σσ, um ein stabileres Verfahren zu erhalten.

Um die Datenauswahl oder die Anpassung zu modifizieren, kann über Neu hinzuf., rechts unten, eine neue Berechnung mit geänderten Einstellungen durchgeführt werden.


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Register Anpassung (Grafik) der Turbulenzprüfung: „Ausreißer-Sternchen“ der linken Grafik sind Messwerte, die nicht gewählt wurden, da in diesen Bins zu wenige Werte vorlagen. Stattdessen wurden in diesen Bins die angepassten Werte (Kreise auf der roten Linie) gewählt. Die Grenzwerte sind im Register Einstellungen festgelegt.

Die berechneten Werte der Effektiven Turbulenz sind auf dem Register Ergebnis (Tabelle) zusammengefasst und zeigen die Ergebnisse für jedes Bin des erforderlichen Windgeschwindigkeitsintervalls gemäß IEC-Richtlinie. Dieses Intervall (siehe auch Beschreibung und Grenzen) wird über die Windgeschwindigkeit bei Nennleistung aus der Leistungskennlinie der WEA-Objekte bestimmt.

Jedes Bin, das die Auslegungsgrenzen gemäß der entsprechenden IEC-Klasse überschreitet, ist in der Tabelle farbig markiert. Erscheint die komplette Tabelle weiß, heißt dies im Umkehrschluss, dass für keine Windgeschwindigkeitsklasse eine Überschreitung vorliegt. Die gelbe Markierung bedeutet Achtung, z.B. wenn für eine WEA ein IEC-Grenzwert überschritten ist, diese Überschreitung aber unkritisch ist, da in anderen Bins die Grenzen unterschritten werden und damit die Gesamtbelastung der Anlage noch tolerabel ist. Rote Markierung bedeutet, dass die Überschreitung der Einzelwerte insgesamt zu einer kritischen Belastung führen kann.

Für jede WEA zeigt die erste Zeile der Tabelle das Ergebnis der Effektiven Turbulenz für jede Windgeschwindigkeitsklasse. Die zweite Zeile zeigt den jeweiligen IEC-Grenzwert der Klassen. In der Spalte Äquivalent wird die summierte äquivalente Turbulenz, angepasst auf die jeweilige IEC-Design-Annahme, berechnet, die in die Lastannahmen eingeht. In der Reihe IEC-Anforderung steht daher bei Äquivalent immer 1. Die Markierung Kritisch (rot) wird erreicht, wenn der Wert Äquivalent größer ist als 1. Die darunter folgenden Zeilen beinhalten alle sektoriellen Teil-Ergebnisse und Skalierungsfaktoren für jede WEA.


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Register Ergebnis (Tabelle) der Turbulenzprüfung. Hier sind die IEC-Grenzwerte in einigen Bins überschritten, da die Überschreitung nicht als kritisch betrachtet wird (Äquivalent<1) erfolgt die Markierung in gelb.


Das Register Ergebnis (Grafik) zeigt die Ergebnisse der Effektiven Turbulenz als Funktion der Windgeschwindigkeit für jede WEA. Über die Schaltflächen links unten wird die gewünschte WEA angezeigt. Jede Überschreitung der IEC-Grenzwerte pro Windgeschwindigkeitsklasse wird mit einer roten Schattierung hervorgehoben.

Auch die Effektive Umgebungsturbulenz wird hier als gestrichelte Kurve dargestellt, hierin sind die Nachlaufeffekte nicht vorhanden. Der Anteil der Nachlaufeffekte wird daher im Vergleich der beiden roten Kurven sehr deutlich. Ab einer Windgeschwindigkeit von 12-13 m/s verringert sich der Wake-Einfluss, da die Schubbeiwerte der meisten WEA in diesem Bereich stark abnehmen und die Nachlaufeffekte somit gemindert werden.


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Das Register ganz rechts Detaillierte Ergebnisse (Grafik) zeigt die verschiedenen Anteile bzw. Teilergebnisse der Berechnung der Effektiven Turbulenz in Abhängigkeit von der Windrichtung. Über die Ankreuzfelder unter der Grafik können die einzelnen Werte ausgeblendet werden. Zur Anzeige anderer Windgeschwindigkeitsklassen wird der Schieberegler genutzt. Wird das Kästchen Alle markiert, werden alle WEA im Parklayout dargestellt. Für jede WEA wird die Ergebnisgrafik dann entsprechend klein angezeigt. Hierdurch wird leicht nachvollziehbar, wie sich der Nachlaufeffekt auf die Turbulenzerhöhung der benachbarten WEA auswirkt, besonders, wenn alle Werte bis auf Wake-Turbulenz ausgeschaltet werden. So kann erkannt werden, welche WEA ggf. eine Überschreitung der Effektiven Turbulenz an einer bestimmten WEA-Position verursacht.


Die Grafiken auf diesem Register vermitteln ein besseres Verständnis der Berechnung der Effektiven Turbulenz sowie der Turbulenz-Probleme, die durch das WEA-Layout auftreten können. Liegt die Überschreitung an einer hohen Umgebungsturbulenz oder an der engen Layout-Planung? In welchen Sektoren treten die größten Probleme auf?


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Turbulenzwerte (Umgebungsturbulenz)

Als erster Schritt zur Berechnung der Effektiven Turbulenz muss die Umgebungsturbulenz des Standortes ermittelt werden.

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Umgebungsturbulenz aus Windmessung

Wenn Turbulenzdaten aus einer Windmessung (Messmast) aufgezeichnet wurden, muss bestimmt werden, wie mit Ausreißern oder Messlücken umgegangen wird, um zuverlässige Eingangsdaten zu erhalten. Dies geschieht über die Definition von Auswahlkriterien für zu verwendende Datenpunkte und ein Modell, mit dem die fehlenden Werte angepasst/extrapoliert werden.

Die erste Einstellungsmöglichkeit für die mittlere Turbulenz (Mittlere σ) ist die Auswahl, ob die Werte sektorweise verwendet werden sollen oder das gewichtete Mittel über alle Richtungen. Voreingestellt und empfohlen ist die erste Möglichkeit. Das gewichtete Mittel sollte hier nur experimentell genutzt werden, z.B. bei einer sehr schlechten Datenbasis.

Die zweite Auswahlmöglichkeit ist die Anzahl der Werte (N) pro Windgeschwindigkeitsklasse, die vorliegen müssen, um die daraus gemittelte Turbulenz zu verwenden. Der Turbulenzwert in Bins mit weniger als N Werten wird mit dem Wert aus dem Anpassungsmodell ersetzt. Der voreingestellte Wert für N wurde auf Basis von Tests an einer Reihe von Messmasten festgelegt. Die Anpassung erfolgt über die Methode der kleinsten Quadrate bei gleicher Gewichtung der einzelnen Klassen-Werte. Eine Überbewertung der unteren Windgeschwindigkeitsklassen, in denen meist deutlich mehr Werte vorliegen als in den höheren, die für die Belastung der WEA viel entscheidender sind, wird dadurch vermieden. Bei einer Gewichtung der einzelnen Klassen über die Werteanzahl, würden ansteigende Tendenzen der Anpassungslinie von σ(u) bei höheren Windgeschwindigkeiten wie in Wäldern oder an Offshore, bzw. küstennahen Standorten, ignoriert. Dies könnte zur Unterschätzung der Turbulenz bei höheren Windgeschwindigkeiten führen, wie in der Abb. gezeigt.


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Die Grafik zeigt den Unterschied zwischen gewichteter Anpassung (weighted fit, blau) und der in SITE COMPLIANCE durchgeführten Anpassung (schwarz). Die gewichtete Anpassung führt hier zu einer deutlichen Unterschätzung der Werte in den wichtigen Klassen 15 bis 20 m/s.

Die letzte Auswahlmöglichkeit ist die Auswahl von alle Klassen anpassen. Ist dies aktiviert, wird die Anpassung unabhängig von der Werteanzahl für alle Windgeschwindigkeitsklassen durchgeführt. Diese Möglichkeit ist nur dann angeraten, wenn die Daten sehr instabile Tendenzen zeigen und dennoch eine grobe Annäherung gewünscht ist.

Die Einstellungen für den Umgang der Messdaten der Standardabweichung der Turbulenz (d.h. σσ) zeigen die gleichen drei Möglichkeiten, die voreingestellten Werte weichen jedoch ab. Die IEC-Richtlinie[2] erlaubt die Verwendung des gewichteten Mittels für σσ, welches eine bessere Abschätzung dieses sonst sehr instabilen Parameters ermöglicht. Außerdem ist die Werteanzahl von min. 50 Messwerten pro Bin voreingestellt sowie alle Klassen anpassen. Dadurch wird eine stabilere Anpassung von σσ erreicht. Dennoch haben interne Auswertungen mehrerer Messmasten gezeigt, dass bei einer Messperiode von nur einem Jahr eine noch robustere Abschätzung erforderlich sein kann. Um eine bessere Anpassung zu erreichen gibt es hierfür die Auswahl Auto, Linearer Fit oder Stabiler Fit. Voreingestellt ist die automatische Option, eine lineare Anpassung wird verwendet, wenn das Bestimmtheitsmaß R² der Anpassung größer als 0,8 ist. Liegt R² unter 0,8, wird die Mittelwert-Abtastung verwendet, eine sehr stabile Methode, die unempfindlich auf Ausreißer ist. Unabhängig von der Höhe von R² kann über die Auswahl Linearer Fit oder Stabiler Fit (d.h. Mittelwert-Methode) statt Auto die entsprechende Anpassung forciert werden.


Umgebungsturbulenz aus Modell (kein Messmast)

Ist kein Messmast mit Turbulenzdaten am Standort vorhanden, wird ein Modell - WEng oder WAsP-CFD / Flowres - verwendet, um die Umgebungsturbulenz am Standort zu ermitteln. In den so kalkulierten Daten für jede WEA sind jedoch die Anteile der thermisch generierten Turbulenz sowie der Standardabweichung der Turbulenz nicht berücksichtigt. Bei Berechnung der Umgebungsturbulenz mit WAsP-CFD oder Flowres-Daten ist als Standardwert COV=0,3 gesetzt. Dies bedeutet, dass die über das Strömungsmodell ermittelte Turbulenzintensität als mittlere Turbulenz verwendet wird und die Variabilität (Coefficient of variation – COV) 30% der mittleren Turbulenz entspricht. Über diese Annahme werden für die meisten Standorte konservative Ergebnisse ermittelt.

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Vergleich der ursprünglichen Standard-Annahme COV=0,2 mit den Annahmen der IEC-Richtlinie in Ed. 2 und Ed. 3

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In Svenningsen/Schmitt/Potzka 2016[15] wurden drei verfügbaren Methoden (WAsP-CFD; WEng mit COV 0,2; WEng traditionell) mit gemessenen Turbulenzen an 23 Messmasten in Deutschland und in vergleichbaren Landschaftsräumen verglichen. Der Vergleich wurde anhand der generierten Ermüdungslasten an den WEA durchgeführt, da diese letztlich der bestimmende Faktor sind. Für WEng (traditionell) bestätigten die Ergebnisse die sehr konservative Tendenz dieser Methode (mit einer deutlichen Überschätzung der Ermüdungslasten). Diese Methode wurde ab windPRO 3.3 entfernt. Die Modellierungen mit WAsP-CFD- und WEng (COV=0,2) hatten gegenüber den gemessenen Werten jedoch eine vernachlässigbare mittlere Abweichung. Da über die 23 Masten dennoch eine gewisse Streuung der Abweichung auftrat (Standardabweichung 5-6%), empfiehlt die Publikation[15] eine von zwei Umgangsweisen:

  • Annahme des COV von 0,3, um so den Ergebnissen eine leicht konservative Tendenz zu geben. Für COV=0,3 war der pessimale Bias weniger als -3%.
  • Kompensieren der erhöhten Unsicherheit durch Hinzufügen eines Sicherheitszuschlags von 2 x Standardabweichung auf die Schätzungen der Ermüdungslasten, wenn diese mit den Design-Loads verglichen werden (also etwa ~10% auf Standort-Ermüdungslasten aufschlagen)


[Expand] anklicken für Versionen vor windPRO 3.2

In Versionen vor windPRO 3.2 ist eine Änderung des COV nur über die Registry-Einstellungen möglich.
Ausbreitungsmodell

Gemessen an einem Mast gelten die Turbulenzwerte nur für den Maststandort und die jeweilige Messhöhe. Auf anderen Positionen und anderen Höhen können die Turbulenzbedingungen deutlich abweichen. Um für jede WEA-Position repräsentative Werte zu bekommen, können in SITE COMPLIANCE mehrere Möglichkeiten zur Skalierung der Messwerte verwendet werden. Die Skalierungseinstellungen werden unter Ausbreitungsmodell vorgenommen. Wenn der Messmast repräsentativ für den/die WEA-Standort(e) ist, kann hier auch die Option Keine Skalierung gewählt werden.


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Die Skalierung kann auf den Ergebnissen für Turbulenz und Speed-Up aus WAsP-CFD / Flowres oder WEng basieren oder auf den sektoriellen WAsP-Speed-Up-Faktoren. Zusätzlich stehen drei verschiedenen Grundannahmen für die Durchführung der Skalierung zur Auswahl:

1) Asymptotisch
2) Konstanter σ-Fehler
3) Einheitlich

Bei der Skalierung mit WAsP-CFD / Flowres ist nur Einheitlich verwendbar. Die Skalierung mit WAsP-CFD / Flowres wird für jeden Wert angewendet, so dass die komplette Zeitreihe auf die jeweilige WEA-Position skaliert wird. Die Bin-weise Klassierung erfolgt abschließend für jede WEA. Darüber können auch stärkere Veränderungen, die im komplexen Gelände zwischen Mast- und WEA-Position auftreten können, besser berücksichtigt werden.

Die Skalierung der WEng-Ergebnisse wird auf die klassierte Häufigkeitstabelle der Turbulenz angewendet und ermöglicht alle drei Annahmen, die im Folgenden beschrieben werden.


Asymptotische Skalierung mit WEng

Diese Methode basiert auf zwei Annahmen:

a) Dass WEng als neutrales Modell die Variation der mechanisch erzeugten Turbulenz gut wiedergibt. Daher muss das Verhältnis der WEng-Turbulenz (Mast zu WEA) dem Verhältnis der realen Standortturbulenz (Mast zu WEA) im oberen Windgeschwindigkeitsbereich näherungsweise entsprechen.


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b) Dass die thermisch erzeugte Turbulenz den unteren Windgeschwindigkeitsbereich bestimmt und eine allgemeingültige Eigenschaft des Standorts ist (d.h. eine Konstante).


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Index t steht hier für “true”, was am Mast die gemessene Turbulenz und am WEA-Standort den zu bestimmenden Wert meint. Index p steht für “predicted” und damit für die WEng-Ergebnisse. Der resultierende Skalierungsfaktor ist eine Funktion des Richtungssektors und der Windgeschwindigkeit.


Konstanter σ-Fehler mit WEng

Diese Methode nimmt an, dass sich der Fehler der von WEng berechneten Turbulenz (σ) über den Standort konstant verhält. Gemeint sind hier die Anteile der Turbulenz, die im mikroskaligen WEng-Modell nicht erfasst werden, wie großräumige oder thermische Effekte.


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Für den Speed-Up am Standort werden die WEng-Mast-zu-WEA Speed-Up-Faktoren verwendet DE LASTEN KAP5.2(63).png (in obiger Gleichung wird u für uWTG verwendet). Indizes sind benannt wie oben und auch hier ist der resultierende Skalierungsfaktor eine Funktion des Richtungssektors und der Windgeschwindigkeit.


Einheitliche Skalierung mit WEng

Die einheitliche Skalierung basiert auf der stark vereinfachten Annahme, dass das wahre ("true") Verhältnis von Mast zu WEA-Position dem Verhältnis der WEng-Ergebnisse entspricht, welches für alle Windgeschwindigkeiten eines Sektors konstant ist. Der Skalierungsfaktor ist nur vom Richtungssektor abhängig.


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Hier ist kein Speed-Up enthalten und keine geschwindigkeitsabhängige Änderung des Skalierungsfaktors. Verglichen mit den anderen auf WEng-Ergebnissen basierenden Methoden ist diese sehr grob, durch die starke Vereinfachung jedoch auch sehr stabil.


Konstanter σ-Fehler mit WAsP

Diese Skalierungsmethode ähnelt Konstanter σ-Fehler mit WEng (siehe oben), jedoch in einer vereinfachten Form, da keine modellierten Ergebnisse ("predicted") zur Verfügung stehen. Die Turbulenzwerte, die oben mit WEng berechnet wurden, werden auf Null gesetzt, um die entsprechende WAsP-Version der Gleichung zu erhalten.


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Die Grundannahme ist hier, dass Turbulenz σ sich bei bestimmten Verhältnissen (Geschwindigkeit und Richtung) am Maststandort über die Standortfläche konstant verhält. Dennoch ändert sich die Turbulenz auf den unterschiedlichen Positionen, da sich die Windverhältnisse über die Standortfläche nicht gleichmäßig verhalten, sondern abhängig von Rauigkeit und Gelände verändern.


Einheitliche Skalierung mit WAsP

Der einheitlichen Skalierung mit WAsP liegt eine ähnlich vereinfachte Annahme zu Grunde wie der einheitlichen Skalierung mit WEng. Der Skalierungsfaktor wird für alle Windgeschwindigkeiten als konstant angenommen und umgekehrt proportional zum WAsP-Ergebnis des Speed-Up-Verhältnisses von Mast zu WEA.


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Keine Skalierung

Hier wird davon ausgegangen, dass die Messwerte ohne jegliche Skalierung für alle WEA im Park repräsentativ sind.


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Diese Annahme wird nur für sehr einfache und kleine Standorte mit sehr geringer Geländevariation zwischen Mast und WEA empfohlen oder wenn die Skalierungsmöglichkeiten nicht als passend empfunden werden. Auch für Offshore-Standorte wird diese Annahme meist passen.

Turbulenzstruktur-Korrektur

Gemäß IEC-Richtlinie muss eine Korrektur der Turbulenzwerte erfolgen, wenn ein WEA-Standort in der Geländekomplexitätsprüfung als komplex oder teilweise komplex beurteilt wurde, d.h. wenn der Komplexitäts-Index IC>0 ist, wird eine Korrektur der Turbulenzwerte vorgenommen. Grund für die Turbulenzerhöhung ist die in komplexem Gelände stattfindende Transformation der turbulenten kinetischen Energie von der horizontalen in die vertikale Komponente, während Schalensternanemometer nur die horizontale Komponente messen. Um die nicht gemessenen Anteile zu kompensieren wurde in der IEC-Richtlinie der Turbulenzstruktur-Korrekturfaktor CCT eingeführt.

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Bei den Einstellungen zur Anwendung der Turbulenzstruktur-Korrektur gibt es drei Möglichkeiten.

Komplexitätsprüfung

In der IEC-Richtlinie ist beschrieben, wie CCT aus dem Geländekomplexitätsindex (IC) jeder WEA-Position berechnet wird:

CCT=1+0,15 Ic

Die IEC-Richtlinie[2] fordert die Anwendung dieser Gleichung, wenn keine Berechnung oder Modellierung für die drei Komponenten der Turbulenz verfügbar ist.

Erfahrungen von diversen komplexen Standorten zeigten, dass diese Korrektur im Vergleich zur Modellierung der Turbulenzkomponenten sehr konservativ ist. Dies ist selbst der Fall, wenn ein lineares Modell wie WEng verwendet wird, welches dazu tendiert, die Anströmwinkel und damit die Transformation der horizontalen kinetischen Energie zur vertikalen/transversalen Komponente, zu überschätzen.


WEng Turbulenzkomponenten

Wenn eine Messung oder Modellierung der Turbulenzkomponenten vorliegt, soll gemäß IEC-Richtlinie folgende Gleichung zur Turbulenzstruktur-Korrektur genutzt werden:


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Hier stehen σu, σv und σw für die drei Komponenten der Turbulenz (longitudinal, vertikal und transversal). Diese drei Komponenten werden bei einer WEng-Berechnung für jede WEA-Position ermittelt und verwendet, wenn WEng Turbulenzkomponenten gewählt wird. Wenn ergänzend zu Messmastdaten eine WEng-Berechnung durchgeführt wurde, ist dies die Standard-Einstellung.

Gemessene Turbulenzwerte in drei Komponenten können derzeit von SITE COMPLIANCE nicht verwendet werden.

Keine Korrektur

Diese Option sollte nur gewählt werden, wenn die Umgebungsturbulenz durch WEng berechnet wurde. In diesem Fall ist Keine Korrektur die Standardeinstellung, da WEng die longitudinale Turbulenzkomponente modelliert und nicht die horizontale, wie von Schalensternanemometern gemessen. Die Entscheidung keine Korrektur zu verwenden ist vergleichbar mit der internen Weiterverarbeitung von WEng-Ergebnissen in den Tools von Risø/DTU, wie WAT. Bei gemessenen Daten kommt diese Option nur zum Einsatz, wenn der Komplexitätsindex für alle WEA Null ist, d.h. für eindeutig nicht komplexes Gelände.

Frandsen-Modell

Das Modell der Effektiven Turbulenz nach Frandsen spielt eine zentrale Rolle in der IEC-Richtlinie und wird in deren Anhang D [1][2] erläutert. Eine Zusammenfassung der theoretischen Hintergründe findet sich auch im Anhang II dieses Handbuchs. Vereinfacht gesagt besteht das Frandsen-Modell aus mehreren Bestandteilen. Die erste Komponente ist ein Modell zur Berechnung der Wake-Turbulenz im Nachlauf einer WEA bei einer bestimmten Windgeschwindigkeit in Abhängigkeit von einem Schubbeiwert (ct). Die zweite Komponente ist das Modell zur Kombination der Wake-Turbulenz mit der Umgebungsturbulenz zu einer „Gesamt“turbulenz für jede Richtung und jede Windgeschwindigkeitsklasse. Die dritte Komponente ist ein spezielles Integral über alle Richtungen, das sowohl die Häufigkeit der Richtung enthält, als auch eine nicht-lineare Wichtung, die im Bezug zur Akkumulation der Materialermüdung der unterschiedlichen WEA-Materialien steht. Als Eingangswert wird daher ein Material-Parameter benötigt, der sogenannte Wöhler-Exponent. Die Berechnung wird für jede Windgeschwindigkeitsklasse durchgeführt und das Resultat ist die Effektive Turbulenz als Funktion der Windgeschwindigkeit.


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Wöhler-Exponent

Der Wöhler-Exponent ist der Material-Parameter, der im Frandsen-Modell für die oben beschriebene Akkumulation der Materialermüdung verwendet wird. Üblich ist ein Wert von 10, der in etwa dem häufig verwendeten Material der Rotorblätter, GFK (glasfaserverstärkter Kunststoff), entspricht. Ein Wert von 3-5 entspricht in etwa dem geformten Stahl z.B. von Turm und Hauptwelle. Die Verwendung eines höheren Wöhler-Exponenten ist eine konservative Annahme für Materialien eines geringeren Wöhler-Exponenten.


Wake-Breite

Frandsens Original-Publikation nutzt sogenannte "View Angles" um Richtungen mit Wake-Einflüssen zu quantifizieren. Das in der IEC-Richtlinie vorgeschlagene Modell nutzt feste Winkelbreiten von 21,6°, unabhängig vom Abstand zwischen den WEA. Dies ist die Standard-Einstellung in windPRO. Frandsen erwähnt aber auch eine alternative variable Breite, die vom Anlagenabstand x (in Rotordurchmessern RD) abhängig ist: DE LASTEN KAP5.2 Wakewidth.PNG

Bei üblichen Abständen von 4 und 5 RD sind die Ergebnisse sehr ähnlich. Für Abstände von weniger als 3 RD werden über die variable Option breitere Wake-Winkel verwendet, die in erhöhten Lasten resultieren und etwas realistischer sein dürften.


Korrektur für große Windfarm

Eine weitere, vierte Komponente des Frandsen-Modells ist die Korrektur für eine große Windfarm, in der die Entstehung zusätzlicher Turbulenz innerhalb eines großen Windparks berücksichtigt wird. Im Original wird von einem regelmäßigen Parklayout ausgegangen, was so in der Realität kaum anzutreffen sein wird, aber in [16] verallgemeinert wurde. Unsere Umsetzung bezieht sich auf die Verallgemeinerung: Für jeden Richtungssektor wird geprüft, ob eine Korrektur erforderlich ist, und die Anpassung wird gemäß Richtlinie durchgeführt. Nur die Anzahl der Nachbaranlagen entscheidet darüber, ob in einem Sektor die Korrektur angewendet wird.

Sektormanagement

SITE COMPLIANCE enthält ein einfaches und ein erweitertes Modell des Sektormanagements.

Einfaches Sektormanagement

Hier wird ein Grenzwert in Rotordurchmessern um die WEA angegeben, z.B. 3 Rotordurchmesser. In der Berechnung wird dann der Nachlauf aller Nachbaranlagen ausgeschlossen, die sich in einer Richtung innerhalb dieses Abstands befinden, basierend auf der Annahme, dass die betreffenden WEA für diese Richtung abgeschaltet werden.

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Dadurch kann man sehr leicht die Anforderung der meisten WEA-Hersteller berücksichtigen, dass alle WEA, die weniger als 3 Rotordurchmesser entfernt stehen, im Nachlauffall abgeschaltet sein sollen.

Erweitertes Sektormanagement

Auf dem Register Sektormanagement der WEA-Objekte sowie in der SITE COMPLIANCE-Berechnung, wenn auf dem Register Hauptteil angehakt, können detaillierte Angaben zur Abschaltung von einzelnen WEA in verschiedenen Richtungs- und Windgeschwindigkeitsintervallen festgelegt werden. Im Berechnungsfenster Effektive Turbulenz ist dieses Feld immer ausgegraut, da die Einstellung auf dem separaten Register erfolgt.


Windverteilung

Die Prüfung der Windverteilung geschieht über den Vergleich der Häufigkeit der Windklassen an jeder einzelnen WEA-Position zu der angenommenen Häufigkeitsverteilung der IEC-Richtlinie.

Die Auslegungsgrenze der IEC 61400-1 Ed. 3[1] entspricht einer Weibull-Verteilung mit Formfaktor k=2. Die mittlere Windgeschwindigkeit ist dabei definiert als 20% der Referenzwindgeschwindigkeit Vref aus Tabelle 1, entsprechend 10 m/s, 8,5 m/s und 7,5 m/s für die jeweiligen Auslegungsklassen I, II und III. Für jede Klasse muss der Windgeschwindigkeitsbereich von 20% bis 40% der Vref geprüft werden.

Die IEC-Richtlinie verlangt, dass die angenommene Windgeschwindigkeitsverteilung langzeit-repräsentativ ist. Dafür muss die Repräsentativität der vorliegenden Winddaten ermittelt und ggf. eine Anpassung vorgenommen werden. In SITE COMPLIANCE gibt es dafür drei Möglichkeiten:

1) Die erste Möglichkeit, ist die Verwendung von WAsP mit einer langzeitkorrigierten Windstatistik, z.B. erstellt mit dem windPRO-Modul MCP. Die Einstellung wird bereits auf dem ersten Register, dem Hauptteil, unter Strömungsmodell, getätigt.

2) Die zweite Möglichkeit ist die direkte Nutzung von Messdaten (mit oder ohne WAsP-Berechnung) unter Anwendung einer vereinfachten Langzeit-Indexkorrektur auf dem Register Langzeitkorrektur.

3) Die dritte Möglichkeit ist die Annahme, dass die Daten langzeit-repräsentativ sind (Register Langzeitkorrektur, Haken bei Keine Korrektur). Sie findet Anwendung, wenn eine langjährige Messung vorliegt und davon ausgegangen werden kann, dass keine Langzeitkorrektur notwendig ist.


Für diese Prüfung gibt es vier Auswahlmöglichkeiten auf dem Register Einstellungen.

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In den meisten Fällen wurde bereits eine WAsP-Berechnung durchgeführt, die Standardeinstellung ist daher die Verwendung der WAsP-Ergebnisse für die einzelnen WEA-Positionen. Im Beispiel sind WAsP-CFD-Ergebnisse verfügbar, diese werden in dem Fall bevorzugt.

Das Register Ergebnis (Tabelle) zeigt die detaillierten Ergebnisse für alle relevanten Windgeschwindigkeitsklassen an jeder WEA. Erscheint eine Windgeschwindigkeitsklasse farbig markiert, überschreitet die Häufigkeit dieser Klasse die IEC-Grenzen. Ist die Summe der Überschreitungen für eine WEA kritisch, erscheint eine rote Markierung, wird lediglich der Grenzwert überschritten, erscheint die Markierung Achtung in gelb.

Die erste Zeile jeder WEA zeigt die Häufigkeit der jeweiligen Windgeschwindigkeitsklasse für diese WEA. Die zweite Zeile zeigt die Grenzwerte der gewählten IEC-Klasse. Mit Klick auf DE LASTEN KAP5.2(74).png können weitere Zeilen ausgeklappt werden, die die sektorielle Verteilung der Windgeschwindigkeitsklassen enthalten.

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Auf dem Register Ergebnis (Grafik) wird die Wahrscheinlichkeitsdichtefunktion (Häufigkeit der einzelnen Windgeschwindigkeitsklassen) grafisch mit der gemäß IEC festgelegten Kurve verglichen. Das relevante Windgeschwindigkeitsintervall befindet sich zwischen den blauen Linien, jede Überschreitung wird durch eine rote Markierung des entsprechenden Intervalls hervorgehoben. Über die WEA-Auswahl unten links kann die jeweils nächste oder vorige WEA angezeigt werden.

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Berechnungsoptionen

Für die Windverteilungsprüfung existieren nur sehr wenige Berechnungsoptionen, die übliche ist WAsP-CFD / Flowres Sektor-Weibull oder WAsP Sektor-Weibull. Die anderen beiden Möglichkeiten sollten nur gewählt werden, wenn der Mast absolut repräsentativ für die WEA-Positionen ist.

Bekanntermaßen ist das WAsP-Modell in sehr steilem, bzw. komplexem Gelände nur beschränkt verwendbar und neigt zu Überschätzungen des Speed-Ups. Ist der Messmast jedoch repräsentativ für die WEA positioniert, sollte dies keine größeren Probleme bereiten.


WAsP-CFD Sektor-Weibull

Mit dieser Einstellung werden die Weibullverteilungen sektorweise ermittelt. Anschließend wird die laut WAsP-Nomenklatur sogenannte “emergent wind speed distribution” berechnet. Jede der sektoriellen Weibull-Verteilungen wird mit der Häufigkeit des jeweiligen Sektors gewichtet und addiert, um die richtungsunabhängige Verteilung der Windgeschwindigkeitsklassen zu erhalten. Die resultierende Verteilung ist normalerweise keine wirkliche Weibull-Verteilung und kann daher Besonderheiten wie z.B. mehrere Maxima aufweisen. Sie wird anschließend im relevanten Windgeschwindigkeitsbereich mit den IEC-Grenzen verglichen.


Flowres Sektor-Weibull

Mit dieser Einstellung werden die gemessenen Zeitreihen über die Flowres-Strömungssimulation von der Haupthöhe jedes Masts zu den entsprechenden WEA-Positionen übertragen. Anschließend werden daraus die sektoriellen Weibull-Verteilungen ermittelt. Hier sollten idealerweise Messhöhen nah der geplanten Nabenhöhen verwendet werden, da die Flowres-Ergebnisse üblicherweise neutrale Stabilität annehmen. Sind die Messhöhen deutlich niedriger als die geplante Nabenhöhe, solle eine synthetisierte Höhe auf Nabenhöhe im Meteo-Objekt berechnet werden.


WAsP Sektor-Weibull

Wie oben beschrieben, aber basierend auf dem normalen WAsP-Strömungsmodell.


Mast sektorielle Weibull und Shear (Mast-Shear benötigt)

Basiert die Vertikal-Extrapolation auf der gemessenen Windscherung am Mast, wird vorausgesetzt, dass die Windscherung über die Höhe konstant ist, was in Bereichen mit starken Speed-Up-Effekten nicht der Fall ist. Weiterhin wird die horizontale Veränderung als vernachlässigbar angenommen.

Diese Option kann genutzt werden, wenn die Mast-Position repräsentativ für die WEA-Positionen und keine WAsP-Berechnung/-Lizenz vorhanden ist. Hier werden die sektoriellen Weibull-Parameter für die Haupthöhe des Messmasts verwendet. Der A-Parameter wird anschließend über die jeweilige, aus der Messung ermittelte, Windscherung pro Sektor von der Mast-Haupthöhe auf die Nabenhöhe der WEA skaliert. Anschließend wird wiederum über die sektorielle Wichtung die resultierende Verteilung ermittelt.


Mast Sektor-Weibull direkt

Bei dieser Berechnungsoption wird die resultierende Verteilung direkt aus der sektoriellen Weibullverteilung des Messmasts berechnet. Diese Möglichkeit sollte nur angewendet werden, wenn die Mastposition sowohl horizontal als auch vertikal repräsentativ für die WEA-Position(en) ist (d.h. Messhöhe = Nabenhöhe).



Neigung der Anströmung

Die Prüfung der Neigung der Anströmung erfolgt sektorweise und bestimmt den Sektor mit der höchsten absoluten (positiven oder negativen) Neigung der Anströmung für jede WEA. Die resultierenden Werte werden mit den Auslegungsgrenzen gemäß IEC-Richtlinie verglichen. Die Auslegungsgrenzen gemäß IEC liegen für die Neigung der Anströmung bei +8° bzw. -8° für den Sektor mit der stärksten Neigung. Demnach liegen alle Werte über +8° und unter -8° außerhalb der Grenzen.

Die IEC-Richtlinie erlaubt zur Abschätzung der Neigung die Verwendung der Geländeanpassung aus der Komplexitätsprüfung im Nahbereich (5xNH). Diese Option kann auch in SITE COMPLIANCE verwendet werden, die Ergebnisse weichen üblicherweise nur gering von den genaueren Resultaten ab, die bei Verwendung von Strömungsmodellen erreicht werden.

Für diese Prüfung gibt es nur drei Auswahlmöglichkeiten auf dem Register Einstellungen.

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Wurde eine (WAsP-)CFD-Berechnung durchgeführt, ist die Verwendung der Modellierungsergebnisse von WAsP-CFD / Flowres die Standardeinstellung. Alternativ können die WEng-Ergebnisse oder die Geländeanpassung aus Komplexitätsprüfung genutzt werden.

Das Register Ergebnis (Tabelle) zeigt die Resultate für jede WEA, d.h. die maximale Neigung und den Sektor, in dem diese auftritt. In der erweiterten Ansicht der Tabelle ist die Neigung jedes Sektors dargestellt. In der Geländeanpassung aus Komplexitätsprüfung sind keine sektoriellen Werte, und damit auch keine erweiterte Tabellenansicht, verfügbar.

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Das Register Ergebnis (Grafik) zeigt die Resultate, d.h. die maximale Neigung, für alle WEA. Die IEC-Grenzen bei ±8° sind als horizontale blaue Linien dargestellt.

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Berechnungsoptionen

WAsP-CFD / Flowres, Strömungsmodell

Mit dieser Berechnungsoption wird die Neigung der Anströmung direkt aus der Rohdaten der (WAsP-)CFD-Modellierung entnommen, die immer für 36 Richtungssektoren vorliegen. WAsP-CFD / Flowres gibt die genauesten Ergebnisse, besonders für komplexes Gelände.


WEng (WAsP Engineering), Strömungsmodell

WEng ist ein weit verbreitetes und anerkanntes Strömungsmodell, entwickelt als Grundlage für Eingangsdaten zu Lastberechnungen. Bei den erweiterten Einstellungen der WEng-Berechnung kann die Anzahl der Sektoren verändert werden. Durch Auswahl einer größeren Anzahl an Richtungssektoren statt der Standardeinstellung von 12 Sektoren kann eine feinere Auflösung des Anströmwinkels erreicht werden. Achtung: Als lineares Strömungsmodell neigt WEng zu einer Überschätzung der Anströmwinkel in steilem, komplexen Gelände.


Geländeanpassung (5xNH) aus der Komplexitätsprüfung

Details zur Bestimmung der Geländeanpassung sind in Komplexität Gelände aufgeführt. Diese Option ist in der IEC-Richtlinie ausdrücklich erlaubt.

Windshear

Die Prüfung der Windscherung evaluiert die vertikale Veränderung der Windgeschwindigkeit über die Rotorfläche. Angegeben wird die Windscherung über den Höhenwindexponent α.

Die IEC-Auslegungsgrenze für Windshear liegt zwischen 0 und 0,2 für alle Design-Klassen.

Die IEC-Richtlinie Ed. 3 [1] beschreibt nicht eindeutig, wie die Bildung des Standortmittelwerts zu erfolgen hat, dieser könnte sich auf den omnidirektionalen Mittelwert beziehen oder den Mittelwert der Exponenten jeder Richtung. Da die Ermittlung der Windscherung nicht linear ist, unterscheiden sich die Ergebnisse dieser Methoden, wenn auch nicht drastisch. Die maximale Größe der Richtungssektoren wird in der IEC-Richtlinie, Kap. 11.3, mit 30° angegeben. In SITE COMPLIANCE wird als Standortmittelwert das häufigkeitsgewichtete Mittel der sektoriellen Höhenwindexponenten verwendet. Dadurch ist eine bessere Anpassung der sektoriellen Werte möglich. Diese Interpretation des Standortmittelwertes des Höhenwindexponenten entspricht auch der Annahme von Risø/DTU im Windfarm Assessment Tool (WAT)[16]. Gemäß IEC 61400-1 Ed. 4 wird bei Verwendung dieser Version in windPRO der energiegewichtete Mittelwert gebildet.

Auf dem Register Einstellungen gibt es sieben verschiedene Möglichkeiten, um die Windscherung zu ermitteln. Die oberen drei kombinieren die Ergebnisse der Standortmessung(en) mit Strömungsmodellen, die nächsten drei basieren nur auf Strömungsmodellen, die letzte Option beinhaltet nur die Messdaten ohne Modellierung. Basiert die gewählte Methode auf Messdaten, wurden ursprünglich die Werte aus den Häufigkeitstabellen des METEO-Objekts verwendet. Ergänzend dazu gibt es seit windPRO 3.2 die Möglichkeit nur gleichzeitige Zeitstempel zu nutzen. Dies kann bei Richtungsverdrehungen zwischen den Höhen von Vorteil sein, da bei den gleichzeitigen Zeitstempeln für alle Höhen nur die Richtung der Haupthöhe angenommen wird.

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Das Register Ergebnis (Tabelle) zeigt den unteren und oberen IEC-Grenzwert sowie die ermittelte Windscherung für jede WEA. Die Detailergebnisse bei ausgeklappten Zeilen einzelner WEA zeigen die sektoriellen Windshear-Werte und die Häufigkeiten der jeweiligen Sektoren.

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Ergebnis (Grafik) zeigt die grafische Übersicht aller WEA-Ergebnisse. Die IEC-Grenzen sind als blaue Linien dargestellt.

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Berechnungsoptionen

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Flowres-Modellierung der Mast-Shear

Mit dieser Option werden die Zeitreihen der zur Wind shear-Berechnung ausgewählten Höhen der Messmasten über die Strömungsmodellierung der Flowres-Datei zur WEA-Position transferiert. Dort wird sektorweise die Windscherung ermittelt. Mit dieser Methode bleiben die Messdaten des Windprofils erhalten, nur die Effekte des Geländes auf die Strömung werden hinzugefügt. Um einen großen Bereich der Rotorfläche abzudecken, sollte eine Messhöhe auf bzw. nach an der Nabenhöhe gewählt werden.


WEng-Shear mit WEng-Fehler auf Mast-Shear angepasst

Die sektoriellen Höhenwindexponenten direkt aus den WEng-Ergebnissen sind üblicherweise etwas nach unten verschoben, da WEng eine neutrale atmosphärische Schichtung annimmt. Diese Abweichung kann für jeden Sektor der Messmastdaten bestimmt werden, und als Korrektur der WEng-Windshear für jeden Sektor der WEA-Position übertragen werden. Um den Standortmittelwert zu erhalten, werden die korrigierten sektoriellen Windscherungswerte mit der jeweiligen Häufigkeitsverteilung der WEA-Position richtungsgewichtet.

Mit dieser Methode wird versucht, die bestmögliche Kombination aus Messdaten und Strömungsmodellierung zu erreichen. Durch Messungen lässt sich die Windscherung an einem festen Punkt bestimmen, normalerweise der Mastposition, dieser Punkt ist aber nicht immer repräsentativ für den kompletten Standort. Ein Strömungsmodell kann die Variation der Windscherung über den Standort widergeben, benötigt jedoch eine gewisse Skalierung.

Die Methode basiert auf der Annahme, dass keine starke Verdrehung der Windrichtungen über den Standort, also von Mast- zu WEA-Position stattfindet. Je größer die Sektorbreite, umso wahrscheinlicher ist diese Annahme, Verdrehungen betragen üblicherweise deutlich weniger als die 30° der Standard-Sektorbreite (Verwendung von 12 Sektoren). In sehr komplexem Gelände können jedoch signifikante Verdrehungen auftreten. Sehr wichtig ist allerdings auch die Kontrolle, dass die Richtungssektoren konsistent sind, fehlerhafte Messungen haben einen deutlichen Einfluss auf die Berechnung.


WAsP-Shear mit WAsP-Fehler auf Mast-Shear angepasst

Diese Methode ist vergleichbar mit der oben beschriebenen WEng-Anpassung. Einziger Unterschied ist, dass die relative Variation der Windscherung aus den Ergebnissen der WAsP-Modellierung stammt. Das Stabilitätsmodell in WAsP führt zu deutlichen Unterschieden der berechneten Profile von WAsP und WEng.


WAsP-CFD +/-½RD Shear

Standardmäßig berechnet WAsP-CFD alle Ergebnisse auf Nabenhöhe (NH), aber auch auf NH+½RD und NH-½RD (Rotordurchmesser), was eine Ermittlung der Windscherung über die Rotorfläche ermöglicht. Das WAsP-CFD-Modell kombiniert die Strömungsmodellierung (Ellipsys-Modell) mit den Grundeinstellungen und dem Stabilitätsmodell von WAsP. Mit dem vereinfachten Stabilitätsmodell aus WAsP können die Ergebnisse dieser Berechnungsoption als eher konservativ betrachtet werden.

Die Qualität dieser Berechnungsoption hängt davon ab, wie gut das WAsP-CFD-Profil validiert und auf den Standort angepasst ist. Gute Ergebnisse werden erreicht, wenn die Stabilitäts-Parameter dem Standort entsprechend angepasst worden sind und das WAsP-CFD-Profil das gemessene Profil gut nachbildet.


WAsP +/-½RD Shear

Standardmäßig berechnet WAsP alle Ergebnisse auf Nabenhöhe (NH), aber auch auf NH+½RD und NH-½RD (Rotordurchmesser). Werden die Werte auf diesen drei Höhen ermittelt, kann daraus die Windscherung über die Rotorfläche für jeden Sektor und damit die mittlere Windscherung berechnet werden.

Die Qualität dieser Berechnungsoption hängt davon ab, wie gut das WAsP-Profil validiert und auf den Standort angepasst ist. Gute Ergebnisse werden erreicht, wenn die Stabilitäts-Parameter dem Standort entsprechend angepasst worden sind und das WAsP-Profil das gemessene Profil gut nachbildet.

Da die WAsP-Standards über Messungen aus Nord-Europa angepasst wurden, neigt das WAsP-Profil bei Standard-Einstellungen in tropischen und mittleren Breiten zur Überschätzung.


WEng (WAsP Engineering) Shear

Ergebnisse der Strömungssimulation mit WEng entsprechen genau der Nabenhöhe. Da WEng jedoch eine neutrale atmosphärische Schichtung annimmt, wird die Windscherung in WEng üblicherweise deutlich unterschätzt. Die Verwendung dieser Methode wird daher nicht empfohlen, sie ist lediglich zu Vergleichszwecken hier mit aufgeführt.


Mast-Shear als repräsentativ für alle WEA angenommen

Diese Methode ist nur empfehlenswert, wenn der Messmast repräsentativ für alle WEA-Positionen und die Nabenhöhe ist. Das heißt, dass der gesamte Standort in Bezug auf Rauigkeit und Orografie recht gleichmäßig strukturiert sein sollte.


Mast-Shear aus..."

Diese Auswahl gilt für alle Methoden, die Messdaten nutzen. Die Shear-Annahmen basieren entweder auf den Häufigkeitstabellen des jeweiligen METEO-Objekts (Original-Option) oder auf den gleichzeitigen Werten der einzelnen Zeitstempel. Diese neue Option ist unempfindlicher gegenüber Verdrehungen, die Windrichtung wird hier aus dem Zeitstempel der Hauphöhe übernommen.


Verdrängungshöhen ignorieren

Die Option bei der Berechnung der Windscherung Verdrängungshöhen (VH) zu ignorieren wurde in windPRO 3.3 eingeführt und ist standardmaßig ausgewählt. Ziel ist die Unterschätzung der Windscherung zu vermeiden, wenn Verdrängungshöhen gewählt wurden, um die Windgeschwindigkeitsverteilung zu ermitteln. Die unter Einbeziehung von Verdrängungshöhen vorhergesagten Windgeschwindigkeiten werden von dieser Option nicht berührt. Es werden die originalen Höhen (ohne VH) mit den vorhergesagten Windgeschwindigkeiten (inkl. VH) verwendet, um realistische Wind Shear-Werte in Bezug zur Geländeoberfläche zu erhalten. Wenn die Windscherung mit durch VH reduzierte Höhen berechnet wird, sind die Ergebnisse deutlich geringer, als mit dieser Methode. Würden nun solche geringeren Wind Shear-Werte im aeroelastischen Modell einer Lastsimulation genutzt werden, das keine Verdrängungshöhe enthält, wird die Windscherung und damit üblicherweise auch die resultierenden Lasten, deutlich unterschätzt.


Luftdichte

Die IEC-Richtlinie[1] fordert eine Angabe der Luftdichte auf Nabenhöhe. Die Auslegungsluftdichte gemäß IEC entspricht der Standard-Luftdichte von 1,225 kg/m³. Eine geringere Luftdichte am Standort führt zu einer geringeren Belastung der Anlage, eine höhere entsprechend zu einer höheren Belastung.

Prinzipiell verlangt die IEC-Richtlinie die Angabe der Luftdichte lediglich als Mittelwert für Windgeschwindigkeiten größer als Nennwindgeschwindigkeit. Tests haben allerdings ergeben, dass die Abweichung zwischen dem Jahresmittel der Luftdichte und der mittleren Luftdichte für Windgeschwindigkeiten größer als Nennwindgeschwindigkeit nur bei 1-2% liegt. In Anbetracht anderer Unsicherheiten bei der Ermittlung der Luftdichte wird dieser kleine Unterschied nicht als entscheidend angesehen. Zudem ist es auch bei WEA-Herstellern übliche Praxis, die mittlere Luftdichte anzunehmen, diese Praxis wird auch in SITE COMPLIANCE verwendet. Das Anpassungsmodell der Temperatur- (und Druck-) verhältnisse der Messmasthöhe über Normalnull (ü. NN) zur WTG-Nabenhöhe ü. NN basieren auf der ISO Standard-Atmosphäre, wie in der IEC-Richtlinie festgelegt.

Die relative Feuchte geht nicht in die Berechnung ein, da sie nur einen geringen Einfluss auf die Luftdichte hat, wie unten gezeigt. Ein Effekt der relativen Feuchte von mehr als 2% ist nur vorhanden, wenn die mittlere Lufttemperatur 35°C übersteigt und die mittlere Feuchte bei fast 100% liegt. Das höchste Jahresmittel der Temperatur ist 34°C (in Dalol, Äthiopien[17]). Demnach liegt der Einfluss der relativen Feuchte auf die Luftdichte für die meisten Standorte bei <1%. Zudem vermindert die relative Feuchte eher die Luftdichte und damit die aerodynamischen Lasten. In Bezug auf die WEA-Belastung ist es daher eine sehr leicht konservative Annahme die relative Feuchte nicht zu betrachten.

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Das Register Einstellungen der Luftdichte-Prüfung ermöglicht nur die Wahl der Eingangsdaten. Ist ein Standortmast mit Temperaturdaten (zusätzlich optional Luftdruck) vorhanden, kann dieser ausgewählt werden. Pro Berechnung ist jedoch nur ein Mast verwendbar. Alternativ können auch windPRO-Online-Daten verwendet werden. Diese müssen mit Temperaturdaten (und ggf. Druck) in einem METEO-Objekt vorhanden und auf dem Register Messmastdaten der SITE COMPLIANCE-Berechnung als Klimadaten definiert sein.

Sind keine Standortmessdaten der Temperaturen vorhanden, können Daten aus der Klimadatenbank des Global Historical Climatological Network (GHCN) ausgewählt werden. Standardmäßig wird die nächstgelegene Station ausgewählt. Falls eine andere nahgelegene Station besser zur Geländehöhe ü. NN des Standortes passt, kann diese über die Schaltfläche Klimadatenbank gewählt werden.

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Nach Durchführung der Berechnung über die grüne Schaltfläche Berechnen erscheinen drei weitere Register. Das Register Basisdaten listet das Jahresmittel der verwendeten Temperaturdaten auf, die Höhe ü. NN, die relevanten atmosphärischen Parameter sowie am Ende die berechnete Luftdichte am Mast.

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Das Register Ergebnis (Tabelle) zeigt das Jahresmittel der Luftdichte für jede WEA. Der Höhenunterschied zur Messmasthöhe, die mittlere Temperatur und Druck wird in den weiteren Spalten dargestellt.

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Das Register Ergebnis (Grafik) bietet wiederum die grafische Übersicht aller WEA-Ergebnisse und der IEC-Auslegungsgrenze.

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Berechnungsoptionen

Für beide Berechnungsoptionen wird dasselbe Extrapolationsmodell verwendet. Die mittlere Temperatur wird über den atmosphärischen Temperaturgradienten von -0,0065 K/m von Mess- auf Nabenhöhe umgerechnet. Sind Druckmesswerte vorhanden, werden auch diese über den Temperaturunterschied und die hydrostatische Gleichung korrigiert. Liegen keine Messwerte des Luftdrucks vor, wird der Luftdruck bei NN über das Standard-Atmosphärenmodell auf die WEA-Nabenhöhe umgerechnet.


Standortmast oder Klimadaten mit Temperatur (und Druck)

Sind gemessene Daten für Temperatur (und Druck) vorhanden, können diese zur Berechnung ausgewählt werden (s.o.).


GHCN Klimadatenbank

GHCN ist eine Datenbank[18] gepflegt von der US-Institution NOAA (National Oceanic and Atmospheric Administration). Diese Datenbank enthält historische Klimastatistiken einer großen Anzahl von Messstationen (weltweit).



Erdbebenrisiko

Die IEC-Richtlinie[1] fordert eine Abschätzung der Bodenbeschleunigung für einen Wiederkehrzeitraum von 475 Jahren. Dieser Zeitraum entspricht einer jährlichen Überschreitungswahrscheinlichkeit von 0,2%. Da die IEC keine wirklich konkreten Grenzwerte für die Bodenbeschleunigung angibt, wurde die generelle Risikoeinschätzung des GSHAP, Global Seismic Hazard Assessment Program[19], übernommen. „Niedriges Risiko“ entspricht dabei OK, "mittleres Risiko" Achtung, "hohes" und "sehr hohes Risiko" Kritisch, um den Bedarf einer detaillierteren Untersuchung zu betonen.

SITE COMPLIANCE verwendet zur Bestimmung der Bodenbeschleunigung eine Datenbank des von der UN geförderten GSHAP. Die GSHAP-Datenbank beinhaltet Daten aus verschiedenene regionalen und nationalen Unter-Projekten und gibt die Bodenbeschleunigung in m/s² in einer Auflösung von 0,1° mal 0,1° an. Die Daten sind verfügbar über die Homepages der ETH Zürich oder des GeoForschungsZentrums Potsdam. Die Abbildung zeigt die globale Karte des Erdbebenrisikos.

Die dargestellte Bodenbeschleunigung der GSHAP-Karte basiert auf Standard-Bodenbedingungen, d.h. Fels (Fels / fester Boden in den USA und Kanada). Weichen die lokalen Bodenbedingungen stark davon ab, wie bei weichen Sedimentböden, kann dadurch eine Verstärkung der Erdbewegungen erfolgen, die deutlich über den Bedingungen der GSHAP-Karte liegt. Dennoch können die GSHAP-Daten als verlässliche Quelle zur Abschätzung des Erdbebenrisikos (bzw. der Bodenbeschleunigung) betrachtet werden, da sie eine Zusammenfassung von zahlreichen regionalen Studien von lokalen Experten und Behörden bieten.

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Da nur die GSHAP-Datenbank zur Verfügung steht, können hier keine weiteren Eingaben getätigt werden.

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Das Register Ergebnis (Tabelle) zeigt die Spitzenbeschleunigung des Standorts in m/s² und die Einschätzung des erwarteten Risikos.


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Das dritte Register der Prüfung zeigt eine Karte des Erdbebenrisikos in einem Gebiet von etwa 1000 km mal 1000 km um den Standort. Aufgrund der Zusammensetzung der GSHAP-Daten aus verschiedenen Studien kann es in manchen Gebieten sprunghafte Veränderungen der Werte geben, z.B. an Landesgrenzen.

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Temperaturbereich

Windenergieanlagen sind für den Betrieb in einem bestimmten Temperaturbereich ausgelegt, den Betriebsbereich bzw. normalen Temperaturbereich. Auch Temperaturen außerhalb des normalen Bereiches kann eine WEA ertragen, jedoch nur im Stillstand. Wenn Temperaturen außerhalb des extremen Temperaturbereichs erreicht werden, können Anlagenkomponenten nachhaltige Schäden davontragen.

Normaler Temperaturbereich der IEC Standard-Klassen[1]: -10°C bis +40°C.

Extremer Temperaturbereich der IEC Standard-Klassen: -20°C bis +50°C.

Die meisten Hersteller entwickeln WTG-Versionen mit einem erweiterten Temperaturbereich für spezielle Regionen (HCV-, bzw. CCV-Anlagen: Hot / Cold climate version). Diese können als Klasse S kategorisiert werden. Üblicherweise wird der Standard-Temperaturbereich um 10°C erweitert. Auch Anpassungen als Klasse S können in SITE COMPLIANCE verwendet werden (s.u.).

Auf dem Register Einstellungen der Prüfung des Temperaturbereichs finden sich zwei Einstellungsgruppen: Daten und Anpassung wählen und Auslegungsbereich der Temperatur. In der ersten Gruppe wird zuerst ein Mast mit Temperaturdaten gewählt, anschließend die Art der Anpassung festgelegt. Hier wird entschieden, ob der gesamte Datenbereich der Messung (ganze Normalverteilung) genutzt werden soll oder nur die Extremwerte (nur Extreme). In dem Fall werden nur die Endbereiche der Verteilung angepasst. Standardmäßig werden dafür die höchsten und niedrigsten 10% verwendet.

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Nach Abschluss der Berechnung über die grüne Schaltfläche erscheinen wieder neue Register. Register Basisdaten zeigt die gewählten Temperaturmessungen, Mastdetails sowie die mittlere WEA-Nabenhöhe ü. NN, die zur Bestimmung des Standortmittelwerts genutzt wird.

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Ergebnis (Tabelle) zeigt die Grenzwerte des normalen und extremen Temperaturbereichs. In der Spalte Std < Tmin [h/Jahr] wird die Dauer von Temperaturen unterhalb der Grenzwerte aufgeführt, Std > Tmin [h/Jahr] zeigt die Summe der Zeiten mit Temperaturen, die oberhalb der Grenzwerte liegen. Ganz rechts findet sich der Gesamtwert der Stunden außerhalb des zulässigen Temperaturbereichs.

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Auf dem Register Ergebnis (Grafik) werden die Messwerte und die Anpassungen dargestellt. Die obere Grafik zeigt die kumulative Verteilungsfunktion, Normal- und Extrembereich sind durch die roten Linien begrenzt. Wurde die ganze Normalverteilung als Art der Anpassung gewählt, wird diese in blau dargestellt.

Die unteren Grafiken zeigen das obere bzw. untere Quartil (25%) der Werte. Die Wahrscheinlichkeits-Achse (y-Achse) wurde transformiert, um eine direkte Anzeige der Stunden pro Jahr unter- (linke Grafik) oder oberhalb der Temperaturen auf der x-Achse zu zeigen. Auch die Anpassungen sind hier dargestellt. Die Stunden unter- oder oberhalb der Grenzwerte lassen sich also direkt an dem Punkt ablesen, wo die Anpassungskurve die rote Linie schneidet.

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Berechnungsoptionen

Daten und Anpassung wählen

Wie unten gezeigt, kann ein Mast mit Temperaturdaten ausgewählt werden. SYNOP- oder MERRA-Daten sind oft eine gute Alternative, wenn keine Messdaten am Standort vorliegen. Sehr wichtig ist, dass die Geländehöhe des Masts über NN im METEO-Objekt korrekt angegeben wird, da diese das Ergebnis deutlich beeinflusst. Üblicherweise ist die Geländehöhe in der Kopfzeite der Zeitreihen-Dateien im METEO-Objekt angegeben.

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Ganze Normalverteilung

Diese Auswahl passt den gesamten Wertebereich einer Gaußschen Normalverteilung an, mit demselben Mittelwert und der Standardabweichung der Messwerte. Diese Methode ist sehr stabil, aber für viele Standorte nicht zufriedenstellend.


Anpassung nur der Extremwerte

Bei dieser Option werden nur die Enden der Gaußverteilung, d.h. die Extremwerte, angepasst. Voreingestellt sind hier die 10% der höchsten und 10% der geringsten Messwerte. Die Anpassung wird über die Normalverteilung der geordneten Werte an die theoretischen Gauß-Quantile angepasst, hier aber nur für den relevanten Extrem-Bereich.


Auslegungsgrenzen der Temperatur

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Standardlimits

Die voreingestellten Standardlimits werden für die Standard-WEA-Klassen oder die Vorabschätzung des Temperaturbereiches verwendet. Einige WEA-Hersteller wie z.B. Vestas haben den normalen Temperaturbereich für alle Standardanlagen auf -20°C ausgedehnt. Obwohl diese keine besonderen CCV- oder HCV-WEA sind, sollten hier die Temperaturgrenzen im Feld Klasse S Limits eingegeben werden.


Klasse S Limits

Wenn der untersuchte WEA-Typ als CCV oder HCV, also für besonders geringe oder besonders hohe Temperaturen, ausgelegt ist, sollten die Klasse S Limits für den normalen und extremen Temperaturbereich angepasst werden. Diese Option kann auch für experimentelle Zwecke verwendet werden, wenn z.B. die Standardauslegungsgrenzen überschritten werden und geprüft werden soll, welche Grenzen noch akzeptabel wären. Üblicherweise werden die Standardauslegungsgrenzen um 10°C oder 20°C erweitert, um bei einer CCV-Anlage z.B. -30°C für den normalen Temperaturbereich und -40°C für den extremen Bereich zu erhalten.



Blitzrate

Die Abschätzung der Blitzrate in SITE COMPLIANCE basiert auf einer Datenbank des NASA Global Hydrology and Climate Center (GHCC)[20]. Die Daten wurden mit Hilfe von LIS (Lightning Imaging Sensor) und OTD (Optical Transient Detector) gesammelt.

Die IEC-Richtlinie[1] gibt keine Grenzwerte für die Blitzrate an.

Bei den Einstellungen zur Prüfung der Blitzrate gibt es keine Auswahlmöglichkeit.

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Das Register Ergebnis (Tabelle) enthält die erwartete Blitzrate für den Standort.

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Das letzte Register Ergebnis (Grafik) zeigt die Blitzrate in einem Quadrat von 1.000 km mal 1.000 km Seitenlänge um den Standort.

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LOAD RESPONSE

Seit windPRO Version 3.0 ist das Modul LOAD RESPONSE in SITE COMPLIANCE integriert, um die Ermüdungslasten jeder WEA des betrachteten Layouts zu prüfen.

Hier geht es zum Quick Guide LOAD RESPONSE.

LOAD RESPONSE wurde als Teil des Forschungsprojekts “Optimized Integration of Load Calculations in Development and Design of Wind Farms” entwickelt, geleitet von Dr. Henrik Stensgaard Toft. Das Projekt wurde in Zusammenarbeit von EMD, der Universität Aalborg (Bauingenieurwesen)[21] und dem Innovation Fund Denmark[22] durchgeführt. Diese Kombination sicherte eine solide wissenschaftliche Basis für LOAD RESPONSE. Zusätzlich wurden die in LOAD RESPONSE hinterlegten generischen WEA-Response-Modelle eingehend durch führende WEA-Hersteller auf Repräsentativität und Genauigkeit geprüft. Darüber hinaus wurde die Konsistenz der in LOAD RESPONSE verwendete Response-Surface-Methode zur Ermittlung der Ermüdungslasten mit der Richtlinie IEC 61400-1 Ed. 3 (2010) und Ed. 4 (2019) durch den TÜV Süd zertifiziert.

LOAD RESPONSE betrachtet in der aktuellen Version Ermüdungslasten während der normalen Produktion der WEA, in IEC 61400-1 als Lastfall 1.2 bezeichnet. Dies ist der wichtigste Lastfall, da die WEA die meiste Zeit im normalen Produktionsbetrieb läuft und dieser stark von den Windbedingungen am Standort abhängt. Auch Extremlasten, die in LOAD RESPONSE generell nicht berücksichtigt sind, sind entscheidend für die Auslegung der WEA. Sie werden jedoch direkt über die Ermittlung der Extremwindbedingungen in SITE COMPLIANCE geprüft.


Grundlagen

Häufig führen die einzelnen Prüfungen in SITE COMPLIANCE zu sehr unterschiedlichen Ergebnissen, so dass einzelne IEC-Parameter teilweise (gelb) oder komplett (rot) überschritten sind, während andere unter den Grenzwerten liegen. Die Überschreitungen treten zudem oft nur in einzelnen Windgeschwindigkeitsklassen auf, wie unten gezeigt. Es ist dadurch oft möglich, die Überschreitungen durch geringere Werte in anderen Windgeschwindigkeitsklassen oder bei anderen IEC-Parametern auszugleichen, so dass die Gesamtlasten innerhalb des Auslegungsbereichs liegen. Diese Prüfung wird basierend auf der Response-Surface-Methode in LOAD RESPONSE durchgeführt.


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Abb. 82. Überschreitung in der Windgeschwindigkeitsverteilung (links) und Turbulenzverteilung (rechts) in einigen Windgeschwindigkeitsklassen


Die SITE COMPLIANCE-Ergebnisse unten zeigen teilweise Überschreitungen der Hauptprüfungen Effektive Turbulenz, Windverteilung und Luftdichte, während Windshear und Neigung der Anströmung innerhalb der IEC-Grenzen liegen.


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Abb. 83. Eine SITE COMPLIANCE Berechnung, die den Bedarf einer LOAD RESPONSE-Berechnung zeigt.

Basierend auf diesen SITE COMPLIANCE-Ergebnissen, kann nicht direkt entschieden werden, ob der gewählte Anlagentyp, bzw. die Auslegungsklasse für diesen Standort im betrachteten Layout geeignet ist. Eine Betrachtung der Ermüdungslasten ist nötig, um eine zuverlässige Entscheidung zu treffen. Die IEC-Richtlinie[1] fordert für diese Situation eine Lastberechnung, beschrieben in Kap. 11.1, S. 55:

"…Es muss nachgewiesen werden, dass die Standortbedingungen die Integrität der Konstruktion nicht verletzen. Der Nachweis umfasst die topographische Komplexität des Standortes, siehe 11.2, und eine Bewertung der Windbedingungen am Standort, siehe 11.3. Für den Nachweis der Integrität der Konstruktion können zwei Methoden angewendet werden:
a) ein Nachweis, dass alle diese Bedingungen weniger schwerwiegend sind als die, die bei der Auslegung der WEA angenommen wurden, siehe 11.9;
b) ein Nachweis der Integrität der Konstruktion für Bedingungen, die jede für sich gleich oder schwerwiegender sind, als am Standort, siehe 11.10.
Wenn eine der Bedingungen schwerwiegender ist als die bei der Auslegung angenommenen, muss die elektrische und strukturelle Zuverlässigkeit mit der zweiten Methode nachgewiesen werden."

Kurz gesagt wird Ansatz b) verlangt, wenn einer der IEC-Parameter überschritten ist. LOAD RESPONSE beinhaltet Ansatz b), denn mit diesem Modul werden die standortspezifischen Lasten der WEA-Hauptkomponenten mit den Auslegungslasten gemäß IEC-Richtlinie verglichen.

Nur die WEA-Hersteller selbst haben Zugang zum gesamten aero-elastischen Modell ihrer WEA-Typen, welches für Ansatz b) erforderlich ist. LOAD RESPONSE bietet daher zwei generische WEA-Modelle, die zur Ermittlung der Ermüdungslasten genutzt werden können, ohne dass das gesamte aero-elastische Modell des betrachteten WEA-Typs vorliegen muss.

Die Abbildung zeigt das Ergebnis aus LOAD REPSONSE für den untersuchten Standort der SITE COMPLIANCE-Berechnung weiter oben. Das Ergebnis zeigt, dass die standortspezifischen Lasten für alle WEA-Positionen für alle Hauptkomponenten „OK“ sind und dass die WEA mit den höchsten Lasten „WTG 9“ ist. Die Spalte Last-Index zeigt den Vergleich der Standort-Lasten mit den IEC-Auslegungslasten. Ein Last-Index von <100% bedeutet, dass die Auslegungslasten unterschritten sind, der Standort ist OK.


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Abb. 84. Das LOAD RESPONSE-Ergebnis der SITE COMPLIANCE-Berechnung aus Abb. 83.

Anwendung

LOAD RESPONSE ist ein separates Modul, das eine eigene Lizenz benötigt, aber komplett in SITE COMPLIANCE integriert ist. In der Modulliste ist dies durch eine andere Form des grünen Symbols gekennzeichnet.


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Abb. 85. Links: Modulliste mit expandiertem Bereich Lasten. SITE COMPLIANCE hat hier einen grünen Pfeil, während die Lizenz für LOAD RESPONSE durch einen grünen Kreis gekennzeichnet ist. Die Meldung rechts tritt auf, wenn versucht wird LOAD RESPONSE direkt hier durch Doppelklick aus der Modulliste zu starten.

LOAD REPONSE wird aus dem Hauptteil von SITE COMPLIANCE aktiviert, wenn das Häkchen unter Last-Berechnung gesetzt ist. Anschließend erscheint ein neues Register namens LOAD RESPONSE. Solange dort noch keine Berechnungen durchgeführt wurden, oder wenn sich die Berechnungsvoraussetzungen geändert haben, wird dies durch eine rote Markierung gekennzeichnet.


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Abb. 86. Aktivierung von LOAD RESPONSE aus dem Hauptteil von SITE COMPLIANCE. Die gelbe Markierung bei IEC-Prüfungen sowie das rote Zeichen neben LOAD RESPONSE zeigen die Übersicht der Ergebnisse (hier gelb = Achtung als Ergebnis von SITE COMPLIANCE und keine aktuelle Berechnung von LOAD RESPONSE)


WEA-Hersteller können sehr leicht und ohne interne Daten preiszugeben ihre eigenen WEA-Modelle einfügen, um diese intern oder in Zusammenarbeit mit ausgewählten Anwendern zu nutzen. Diese spezifischen WEA-Modelle unterliegen einer strengen Geheimhaltung und sind sowohl durch ein verschlüsseltes Formal als auch durch die Notwendigkeit einer speziellen Lizenzfreigabe geschützt (siehe Kap. 5.3.4).


Was ist ein Response-Modell?

LOAD RESPONSE nutzt zur Ermittlung der Ermüdungslasten für spezifische Standortparameter eine „Response-Surface“-Methode. Das Modell ist einfach gesagt eine Sammlung von vorher durchgeführten Ergebnissen aero-elastischer Simulationen (Ermüdungslasten) für bestimmte Kombinationen von Windparametern und einem genauen Modell zur Interpolation der Lastdaten.

LOAD RESPONSE nutzt ein Response-Modell, das 25 Simulationspunkte benötigt, um eine vierdimensionale Response-Oberfläche für jede Windgeschwindigkeitsklasse zu erhalten. Ein Simulationspunkt ist eine bestimmte Kombination der vier Parameter Effektive Turbulenz (Iref), Windshear (α), Neigung der Anströmung (φ) und Luftdichte (ρ). Ein Response-Modell wird für alle Hauptkomponenten oder Querschnitte des WEA-Modells benötigt, hier als „Sensoren“ bezeichnet. Typische Sensoren sind z.B. Turmfuß-Biegemoment oder Blatt-Biegemomente. Die Abbildung zeigt ein Beispiel eines Sensors für den Zusammenhang von mittlerer Windgeschwindigkeit und Windscherung. Jedes Querschnittsprofil in einer Windklasse zeigt hier nur die Variation in einer von vier Dimensionen des Modells (hier Windscherung).


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Abb. 87. Aero-elastische Lastantwort für das Blattbiegemoment (Sensor: “Blade out-of-plane bending moment”) als Funktion von Windgeschwindigkeit und Windscherung. Die vertikale Achse zeigt das normalisierte Lastäquivalent (DEL).



LOAD RESPONSE-Berechnung - Einstellungen

Zuerst muss LOAD RESPONSE auf dem Register Hauptteil des SITE COMPLIANCE-Fensters gewählt werden.

Anschließend wird auf dem Register das passende Response-Modell für die Last-Abschätzung ausgewählt. Dies geschieht über das Ausklapp-Feld WEA-Response-Datei wählen (für alle WEA). Mehrere generische Response-Modelle sind standardmäßig in LOAD RESPONSE enthalten und können hier passend zum verwendeten Anlagentyp gewählt werden.


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Abb. 88. Register LOAD RESPONSE in SITE COMPLIANCE.


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Abb. 89. Auswahl des generischen Response-Modells

Diese Auswahl des Response-Modells gilt für alle WEA im betrachteten Layout – eine typische Situation, wenn es nicht sehr große Unterschiede der Rotordurchmesser im Park gibt. Sind die WEA im betrachteten Layout nach verschiedenen Auslegungsklassen zertifiziert, werden die Einstellungen bei den generischen Modellen automatisch übernommen, wenn sie in jedem einzelnen WEA-Objekt entsprechend definiert worden sind.

Die weitere Option WEA-Response-Datei wählen (für einzelne WEA) aktiviert den Knopf Wähle, um darüber jeder einzelnen WEA im Layout ein Response-Modell zuzuordnen. Diese Option ist nur zu verwenden, wenn die generischen Modelle genutzt werden und im Park stark unterschiedliche Rotordurchmesser vorhanden sind oder wenn Hersteller-spezifische Modelle für einen Park aus unterschiedlichen Anlagentypen oder mit Auslegungsklassen genutzt werden.

Wenn die Response-Datei gewählt wurde, werden über Berechne die Ermüdungslasten gewählt. Anschließend erscheint der Knopf Bearbeiten, über welchen die Berechnungseinstellungen definiert werden können.

Im nächsten Fenster Ermüdungslasten können die Berechnungsgrundlagen geprüft werden. Über die Schaltfläche Berechne wird die Berechnung gestartet.


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Abb. 90. Einstellungen Ermüdungslasten und Berechnungsfenster in LOAD RESPONSE.

IEC Auslegungsfall (DLC)

Die Abschätzung der Ermüdungslasten in LOAD RESPONSE basiert auf dem IEC Auslegungslastfall (Design Load Case) DLC 1.2 “Produktionsbetrieb”, d.h. normaler Betrieb der WEA. Andere Auslegungslastfälle, die in der IEC enthalten sind, betreffen z.B. Fehler oder Start- und Stoppvorgänge, welche nicht standortspezifisch sind. Da diese höchstens sehr geringfügig zu den standortspezifischen Ermüdungslasten beitragen, sind sie in LOAD RESPONSE nicht enthalten. Weitere Details können Anhang IV zur Theorie von LOAD RESPONSE entnommen werden.

Standort-Parameter

Nur einige der IEC-Prüfungen aus SITE COMPLIANCE werden zur Abschätzung der Ermüdungslasten benötigt. Diese sind hier aufgelistet: Effektive Turbulenz (beinhaltet die Turbulenz-Struktur-Korrektur für komplexes Gelände), Windverteilung, Neigung der Anströmung, Windshear und Luftdichte.

WEA-Informationen

Hier werden die Daten des gewählten WEA-Response-Modells aufgeführt, die Abbildung zeigt das in LOAD RESPONSE enthaltene generische Modell einer größeren WEA. Die Lebensdauer ist Teil der Zertifizierung einer WEA und beträgt üblicherweise 20 Jahre. Der letzte Eintrag nennt das mathematische Response-Modell Central composite-Näherung, die Response-Surface-Methode, die auch von TÜV Süd zertifiziert wurde, Details in Anhang IV.

WEA-Komponenten

Diese Liste enthält die WEA-Komponenten des gewählten Response-Modells. Das generische Modell enthält die Hauptkomponenten: Blätter, Turm, Gondel und Welle. In den Berechnungen der Ermüdungslasten wird jede der Komponenten durch verschiedene Querschnitte und Materialparameter dargestellt, die als Sensoren und Wöhler-Exponenten bezeichnet werden. Hersteller-spezifische WEA-Modelle können allerdings auch andere Komponenten und Sensoren beinhalten, als die generischen Modelle.

Richtungseinstellungen

LOAD RESPONSE bietet zwei Möglichkeiten der Richtungseinstellungen zur Berechnung der Ermüdungslasten. Beide sind gemäß IEC-Richtlinie zulässig, als Standard ist jedoch sowohl in der Richtlinie als auch in LOAD RESPONSE Omnidirektional vorausgewählt.

Omnidirektional (IEC61400-1 Ed. 3, Ed. 4): Mit dieser Einstellung werden die omnidirektionalen Werte für alle standortspezifischen Bedingungen der IEC-Prüfungen verwendet.

Sektoriell: Mit dieser Einstellung wird die Ermittlung der Ermüdungslasten sektorweise durchgeführt, unter Berücksichtigung der spezifischen Bedingungen -mit Ausnahme der Luftdichte- für jeden einzelnen Sektor. Durch Verwendung der sektoriellen Lastannahmen können etwas genauere Ergebnisse erzielt werden.

Komplett aufgelöst (keine effektive TI): Diese Einstellung kombiniert die klimatischen Parameter Wind Shear, Neigung der Anströmung und Gesamtturbulenz (Umgebung + Wake) für jedes einzelne Grad (zentriert auf 0,5°; 1,5°; 2,5° etc.) mit dem Response-Modell. Üblicherweise ist die Variation der Parameter innerhalb der 30°-Sektoren nicht allzu stark, mit Ausnahme der Turbulenz, die durch Wake-Einflüsse signifikante Unterschiede innerhalb der Sektoren aufweisen kann. Diese "komplette Auflösung" vermeidet die Anwendung der Frandsen-Integration über alle Richtungen, die Akkumulation der Ermüdungslasten wird ndirekt im Response-Modell von LOAD RESPONSE durchgeführt. Diese Option wirde nach der Zertifizierung durch TÜV Süd eingefügt. Sie ähnelt jedoch stark der sektoriellen Option und gibt in den meisten Fällen sehr ähnliche oder identische Ergebnisse. Die komplette Auflösung kann als stringenteste Option betrachtet werden, da einige der Annäherungen und vereinfachenden Schritte der Frandsen-Integration hier wegfallen.

Effektive Turbulenz

Im Bereich der Effektiven Turbulenz gibt es zwei Optionen in LOAD RESPONSE, variabel oder fest. Beide Optionen entsprechen dem IEC-Standard, aber können zu verschiedenen Lastergebnissen führen, besonders für Stahl-Komponenten mit niedrigen Wöhler-Exponenten, wie dem Turm. Besonders für Hersteller-spezifische Modelle ist es daher wichtig hier die gleiche Einstellung zu wählen, wie bei der Zertifizierung der WEA verwendet wurde.

Wöhler-Exponent variabel (IEC61400-1 Ed. 3, Ed. 4): Bei dieser Option wird der jeweilige Wöhler-Exponent der entsprechenden Komponente gewählt. Die Effektive Turbulenz wird für jeden Sensor unter Nutzung des relevanten Wöhler-Exponenten verwendet

Fester Wöhler-Exponent (m=XX aus SITE COMPLIANCE):Bei diesem Ansatz wird die Effektive Turbulenz nur für den Wöhler-Exponenten berechnet, der in der SITE COMPLIANCE-Berechnung gewählt wurde (Standard: m=10). Diese Effektive Turbulenz wird unabhängig vom Material des einzelnen Sensors für alle Komponenten verwendet.

Normalisierte Lasten

Normalisierte Lasten entsprechen den Auslegungs- oder Referenz-Lasten, d.h. dem Nenner bei der Berechnung des Last-Index'. Bei generischen Modellen sind keine Bauteil-Reserven bekannt, daher werden die Normalisierten Lasten immer über das Response Modell für die klimatischen Auslegungsparameter und die Auslegungsklasse berechnet. Bei hersteller-spezifischen Modellen sind die Lasten direkt in der Load Response-Datei definiert und werden für die passende Auslegungsklasse daraus entnommen (Aus Response-Datei). Für den Spezialfall, dass jemand die LOAD RESPONSE-Berechnung für eine andere Auslegungsklasse durchführen möchte, als die, für die die WEA zertifiziert ist, gelten die Lasten aus der spezifischen Datei nicht. Die Normalisierten Lasten müssen in diesem Fall über die Option Verwende Response-Modell berechnet werden.


Ergebnisregister – die Ermüdungslasten

Nach Durchführung der Berechnung erscheinen neue Register mit den Ergebnissen.


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Abb. 91. Neue Register nach Durchführung der Berechnung


Ergebnis (Tabelle)

Das tabellarische Ergebnis bietet die vollständige Auflistung der Ergebnisse. Für jede WEA-Position zeigt die Tabelle den Last-Index für jeden Sensor, gruppiert gemäß zugehöriger Komponente. Für jeden Sensor wird folgendes gezeigt: Beschreibung, Wöhler (-Exponent), Last-Index und Lebenszeit [a]. Für Hersteller-spezifische Modelle können auch die angenommenen Ermüdungslasten gezeigt werden.

Last-Index ist einfach definiert als WEA-Lasten / IEC-Auslegungslasten, wobei die IEC-Auslegungsparameter der jeweilig relevanten Auslegungsklasse, z.B. IIA verwendet werden.

Die Lebenszeit wird aus dem Last-Index und dem Wöhler-Exponent berechnet, wie in Anhang IV beschrieben. Dabei entspricht ein Last-Index von 100% der Auslegungs-Lebenszeit, d.h. 20 Jahre bei den generischen Modellen und den meisten WEA.

Wichtig zu beachten ist hierbei, dass sich diese theoretische Lebenszeit lediglich auf die Ermüdungs-Lebensdauer unter Betrachtung der Ermüdung-Lasten bezieht! Weitere Abnutzungserscheinungen, wie z.B. Korrosion, sind in diesen Annahmen nicht enthalten. Dennoch kann die Abschätzung der Lebensdauer ein hilfreiches Instrument sein, um z.B. die zusätzliche Belastung an bestehenden WEA durch eine Erweiterung des Parks zu bestimmen. Hier könnte einfach ein Vergleich von zwei LOAD RESPONSE-Berechnungen geführt werden, einmal mit den geplanten WEA, einmal ohne. Der Unterschied der Lebensdauer der existierenden WEA kann hier wertvolle Hinweise zur zusätzlichen Beanspruchung liefern.

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Abb. 92. Das Register Ergebnis (Tabelle)

Schädigungsmatrix zeigen

Über die Schaltfläche Visualisiere am rechten Rand der Ergebnistabelle wird die Schädigungsmatrix des entsprechenden Sensors in jedem Windbin und jeder Richtung gezeigt. So kann schnell erkannt werden, in welchem Bereich die stärkste Materialermüdung auftritt.

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Ergebnis (Grafik)

Das Register Ergebnis (Grafik) zeigt - standardmäßig - den Lastindex für die kritischste Komponente, bzw. kritischsten Sensor für jede WEA. Der Lastindex kann für die unterschiedlichen WEA verschiedene Komponenten / Sensoren anzeigen. Wird der Cursor auf einen Punkt gezogen, wird die jeweilige Beschreibung am gewählten Punkt angezeigt. Über die Ausklappfelder unter der Grafik, können die Lastindices für definierte Sensoren angezeigt werden.


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Abb. 93. Das Register Ergebnis (Grafik)


Ergebnis (Karte)

Das letzte Register zeigt eine Übersicht der Ergebnisse an den WEA-Positionen im Verhältnis zu einander mit einer Farbcodierung, um zu zeigen, ob der Lastindex über oder unter 100% liegt. Auch hier wird standardmäßig die kritischste Komponente gezeigt und kann über die Ausklappmenüs unter der Grafik angepasst werden. Die Farbeinstellungen können entweder als OK / kritisch (grün / rot) oder Volles Spektrum gezeigt werden, um die Variation der Lastindices im Park-Layout zu zeigen. So können schnell die kritischsten WEA im Layout ausgemacht werden.


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Abb. 94. Das Register Ergebnis (Karte)




LOAD RESPONSE - WEA-Modelle

Beschreibung der generischen WEA-Modelle

LOAD RESPONSE beinhaltet mehrere generische WEA-Response-Modelle:

  • kleiner Rotor (<90m RD)
  • typischer mittlerer Rotor (≥90m)
  • sehr großer Rotor (≥160m)
  • getriebeloser WEA-Typ mittlerer Größe (≥90m)

Jedes dieser Modelle liegt mit oder ohne CFK-Blättern vor. Hauptannahmen der WEA-Konfiguration:

  • 3 Rotorblätter
  • Pitch-Regelung
  • Standard PID-Regelung
  • Getriebe (außer bei getriebelosen Varianten)
  • Stahlturm
  • Onshore


Die zugrunde liegenden aero-elastischen Simulationen für die generischen Response-Modelle wurden für eine Reihe von repräsentativen Sensoren für die Hauptkomponenten einer WEA durchgeführt.

Komponenten und Sensoren der generischen Response-Modelle:

  • Blatt:
    • Blattwurzelmoment Schlagrichtung (DEL)
    • Blattwurzelmoment Schwenkrichtung (DEL)
  • Turm:
    • Turmfußmoment vor-rück (DEL)
    • Seitliches Moment (DEL)
  • Gondel:
    • Yaw-Lager Neigung (DEL)
    • Yaw-Moment (DEL)
  • Welle:
    • Moment langsame Welle (DEL)
    • Moment langsame Welle (LDD)
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Abb. 95. Liste der Sensoren des generischen Response-Modells, Skizze mit markierten Sensoren.

Die Abkürzung DEL steht für Damage Equivalent Load (Schadensäquivalent), LDD für Load Duration Distribution (Lastdauer-Verteilung). Das Konzept der “schadensäquivalenten Lasten” bezieht sich auf eine übliche Weise die kumulativen Ermüdungslasten zu beschreiben. Mathematisch resultieren die DEL aus der Akkumulation der Anteile der Ermüdungslasten bei verschiedenen Berechnungszyklen (über Rainflow-Zählung), um die kumulative Ermüdung nach Miners Gesetz zu erhalten. Die Schadensbelastung ist verbunden mit einer linearen S-N-Kurve, um den äquivalenten Stress (Last) für eine bestimmte Anzahl von Zyklen zu erhalten. Dieser resultierende Lastbereich wird als Damage Equivalent Load bezeichnet.

Die lineare S-N-Kurve (definiert durch den Wöhler-Exponent m) bezieht den Belastungsbereich auf Fehlerzyklen. Load Duration Distribution ist ein vergleichbares Konzept für die Lastdauer, was die Schädigungs-Akkumulation der mechanischen Komponenten wie Getriebe widergibt. Weitere Details dazu finden sich in Anhang IV.

WEA-Hersteller, die ihre eigenen WEA-Typen in LOAD RESPONSE anlegen möchten, können unabhängig von den generischen EMD-Modellen festlegen, welche Kombination von Sensoren und Komponenten in ihrem Modell enthalten sein sollen.


Anlegen neuer WEA-Response-Modelle (nur für WEA-Hersteller)

WEA-Herstellern wird empfohlen für die firmeninterne Nutzung ihre eigenen WEA-Modelle in LOAD RESPOSNE anzulegen. Dies führt zu einer schnelleren Durchführung von standortspezifischen Lastberechnungen und kann die internen Prozesse zwischen Wind & Site- und Lastberechnungs-Abteilung stark beschleunigen.


Voraussetzung um eine eigene WEA einzufügen sind aero-elastischen Simulationen des Anlagenmodells. Eine Spezifikation der benötigten Ergebnisse und des Speicherformats ist auf Anfrage bei EMD erhältlich. Alle aero-elastischen Simulation werden durch den WEA-Hersteller und seine eigenen Tools durchgeführt, wie in folgender Grafik beschrieben:


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Abb. 96. Schematische Darstellung der einzelnen Schritte zur Implementierung von WEA-Response-Modellen in LOAD RESPONSE.


Wenn die benötigten aero-elastischen Simulation sowie die Nachbearbeitung abgeschlossen ist, müssen die Ergebnisse in einem binären Datei-Format, dem *.mat-Format, gespeichert werden, wie es auch in MATLAB verwendet wird. Dieses Vorgehen wird in der o.g. Spezifikation näher beschrieben. Zusätzlich wird eine *.xml-Datei benötigt, die die generelle Beschreibung der WEA, den Namen und die Konfiguration des WEA-Modells enthält. Diese Eingangsdaten werden verschlüsselt, komprimiert und in das windPRO-Format *.loadresponse umgewandelt. Während dieses Prozesses ist es möglich einzelne Lizenznummern zu definieren, für deren Nutzer diese Datei in windPRO LOAD RESPONSE verwendbar sein wird (wenn die Datei verfügbar ist). Die LOAD RESPONSE-Modelle, die von WEA-Herstellern implementiert werden enthalten damit drei Sicherheitsstufen:

  • Verschlüsseltes Dateiformat: Die aero-elastischen Eingangsdaten sind in binärem, verschlüsseltem Dateiformat gespeichert
  • Lizenzfreigabe: Der WEA-Hersteller entscheidet selbst, welche windPRO-Lizenznehmer die Datei nutzen können
  • Dateiübermittlung: Anwender, die spezifische LOAD RESPONSE-Dateien nutzen sollen / dürfen, müssen diese Datei(en) vom WEA-Hersteller selbst bekommen

Als vierte Sicherheitsstufe hat der Hersteller die Möglichkeit, alle aero-elastischen Lastdaten für das Response-Modell mit einer willkürlichen, nur dem Hersteller bekannten, Konstante zu verändern. Das Hauptergebnis - der Lastindex – bleibt dadurch unbeeinflusst, da er nur vom Verhältnis der WEA-Lasten zu den IEC-Auslegungslasten abhängt, die dann beide mit der Konstante belegt sind.


LOAD RESPONSE verschlüsseln und zippen

Wenn eine Lizenz für LOAD RESPONSE vorhanden ist, kann das Tool LOAD RESPONSE verschlüsseln und zippen über das Werkzeuge-Menü geöffnet werden.


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Abb. 97. Links: Öffnen von LOAD RESPONSE verschlüsseln und zippen aus dem Werkzeuge-Menü, rechts das geöffnete Tool.

Nun können folgende Aktionen durchgeführt werden:

  • Auswahl der benötigten XML-Datei mit Beschreibung der WEA und der aero-elastischen Berechnungen
  • Auswahl der MAT-Datei mit den Ermüdungslasten aus den aero-elastischen Simulationen
  • Definition von Lizenznummern deren Nutzer diese Response-Modell verwenden dürfen

Achtung: Wenn das Eingabefeld der windPRO-Nutzer-ID leer bleibt, ist die Nutzung der Datei nicht beschränkt. Voraussetzung ist jedoch, dass die Datei dem Nutzer zugeführt wurde.

Nachdem alle Eingaben getätigt wurden, kann die Datei über Loadresponse-Datei zippen und speichern im gespeichert werden, idealerweise im Ordner /windPRO Data/LoadResponse.

Wenn die die Lizenznummer zu den freigegebenen gehört, kann nun dieses neu angelegte Modell in der LOAD RESPONSE-Berechnung ausgewählt werden.


Register Genauigkeit und Zertifizierungsanforderungen

Im Rahmen der Zertifizierung von LOAD RESPONSE durch TÜV Süd wurden einige Einschränkungen für die herstellerspezifischen WEA-Response-Modelle vereinbart. Diese stellen eine ausreichende Genauigkeit des Response-Modells für die Kombination des herstellerspezifischen WEA-Modells und der klimatischen Parameter am Standort sicher.

Die Einschränkungen finden Anwendung, wenn die Ergebnisse in offiziellem Kontext, wie bei Baugenehmigungsverfahren genutzt werden. Wenn herstellerspezifische Modelle in LOAD RESPONSE genutzt werden erscheint daher ein neues Register Genauigkeit. Im oberen Bereich werden die Ergebnisse der Prüfung zusammengefasst.


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Abb. 98. Register Genauigkeit (oberer Teil) mit der Übersicht der Genauigkeitsprüfung


Register Genauigkeit: Abweichungen von klimatischen Parametern

Das erste Unterregister zeigt den Vergleich der klimatischen Parameter der WEA im Verhältnis zu den Referenzbedingungen des Response-Modells und der Zertifizierung. Grund dafür ist, dass das Response-Modell auf aero-elastischen Simulationen beruht, die den typischen Variationsbereich der vier klimatischen Parameter Effektive Turbulenz (Iref), Wind shear (α), Neigung der Anströmung (φ) und Luftdichte (ρ) enthalten. Liegen diese Paramter am Standort deutlich außerhalb des Bereiches, der im Response-Modell enthalten ist, verringert sich die Genauigkeit des Modells. Zur Abschätzung wie weit die standortspzifischen Bedingungen von dem Bereich der im Response-Modell enthaltenen Parameter abweichen, wird für jede WEA ein „normalisierter Radius“ berechnet. Dieser Radius ist einfach nur der euklidische Abstand von einem Referenzpunkt (Iref,0 , α0, φ0, ρ0) des Response-Modells (üblicherweise die Auslegungsbedingungen der relevanten IEC--Klasse) zu den standortspezifischen Windbedingungen im vierdimensionalen Raum (Iref, α, φ, ρ). Jede der vier Dimensionen (Achsen) wird auf eine charakteristische Schrittlänge normalisiert, wie sie im Response-Modell verwendet wird, siehe folgende Gleichung:


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Beispiel: Eine WEA entspricht in allen Auslegungs-Parametern einer IEC-Klasse, ausgenommen der Luftdichte, die eine Schrittlänge (Δρ) höher ist als der Referenzwert. In diesem Fall gleicht der normalisierte Radius Rnorm=1.


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Abb. 99. Das Register Genauigkeit zeigt die Abweichung der standortspezifischen Bedingungen von den Referenzbedingungen (nur bei herstellerspezifischen Response-Modellen!)


Register Genauigkeit: Genauigkeit des Response-Modells (Übersicht)

Das Response-Modell in LOAD RESPONSE basiert auf einer Anpassung von 25 Kombinationen der klimatischen Parameter für jede Windgeschwindigkeitsklasse. Für jeden Sensor und jeden der 25 Anpassungspunkte ist es möglich die Abweichung der Anpassung zu berechnen. Der relative und maximale Fehler der 25 Anpassungspunkte wird auf dem Register Genauigkeit des Response-Modells (Übersicht) dargestellt.

Zusätzlich zu den 25 Anpassungspunkten sind 8 Kontrollpunkte gefordert, um die Anforderungen der Zertifizierung einzuhalten. Diese werden in der Anpassung nicht verwendet, erlauben jedoch dadurch eine zusätzliche, unabhängige Prüfung der Modellgenauigkeit. Diese sind ebenfalls in diesem Register enthalten.


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Abb. 100. Das Register Genauigkeit des Response-Modells (Übersicht) zeigt die Genauigkeit für 25 Anpassungspunkte und 8 zusätzliche Kontrollpunkte. Im Beispiel liegen die Abweichungen aller Punkte im akzeptierten Bereich.



SITE COMPLIANCE und LOAD RESPONSE - Ergebnisse

Vorbemerkung: Die Module SITE COMPLIANCE und LOAD RESPONSE lassen sich nicht ohne weiteres voneinander trennen. Wenn Sie auf diese Seite gelangt sind, weil Sie die LOAD RESPONSE-Dokumentation suchen, so finden Sie Links dazu weiter unten.


Export und Ergebnis in Datei

Alle Ergebnis-Tabellen innerhalb der SITE COMPLIANCE und LOAD RESPONSE-Prüfungen können per Rechtsklick kopiert und z.B. in Excel eingefügt werden.


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Abb. 101. Beispiel, wie die Ergebnisse einer Detailprüfung kopiert werden können. Bei der Option Alle kopieren werden auch die normalerweise eingeklappten Details mitkopiert.

Nach Abschluss der kompletten SITE COMPLIANCE-Berechnung gibt es noch einen anderen Weg die Ergebnisse und weitere Daten zu exportieren. Mit Rechtsklick auf die Berechnungsüberschrift kann die Option Ergebnis in Datei gewählt werden. Verschiedene Exportmöglichkeiten werden in einem neuen Fenster angezeigt (s.u.).


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Abb. 102. Ergebnis in Datei, erreichbar über Rechtsklick auf die Berechnungsüberschrift


Ergebnisbericht

Hauptergebnis

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Abb. 103. Das Hauptergebnis gibt einen zusammenfassenden Überblick der Ergebnisse des Site Assessments.


WEA-Ergebnisse

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Abb. 104. Die zweite Seite stellt die Ergebnisse der Hauptprüfungen (Spalten) für jede WEA (Reihen) dar.


Annahmen

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Abb. 105. Die Seite Annahmen zeigt die Details der Annahmen und Basisdaten für die einzelnen Berechnungen.


Detailergebnisse und Einstellungen (für jede Prüfung)

Für jede durchgeführte Prüfung ist ein separater Bericht verfügbar. In diesem sind die gewählten sowie die verfügbaren Methoden für diese Prüfung und die grafische und tabellarische Darstellung der Ergebnisse enthalten. Hier im Beispiel ist der Bericht der Extremwindprüfung gezeigt (2 Seiten).


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Abb. 106. Erste Seite der Extremwind-Prüfung.


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Abb. 107. Zweite Seite der Extremwind-Prüfung.


Bericht LOAD RESPONSE

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Abb. 108. LOAD RESPONSE-Bericht – Übersicht


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Abb. 109. LOAD RESPONSE-Bericht – Details zweite Seite


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Abb. 110. LOAD RESPONSE-Bericht – Details dritte Seite




Anhang I - Gumbel’s Theory of Extremes and more

Emil J. Gumbel’s model of extremes published in “Statistics of Extremes”[3] in 1958 is the classical standard model for describing the statistics of extreme events. The model is also called Fisher-Tippett Type 1 asymptote or Generalized Extreme Value model (GEV) type 1. The Gumbel model describes the distribution function of annual extremes, i.e. the cumulative probability, G(u), that a yearly maximum wind speed of u is not exceeded and takes the form:

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Where the parameters β and α, are called mode and dispersion or sometimes location and scale.

There is a simple relation between the Gumbel distribution of annual extremes and the cumulative mean distribution of all wind speeds samples, F(u). The mean distribution, also called the parent distribution, is typically assumed to be Weibull. The simple relation states that the probability that a given extreme wind speed is the largest among N samples is given as the cumulative parent distribution multiplied by itself N times. For large N the exact distribution of annual extremes converges asymptotically to the Gumbel distribution:

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The error of using the Gumbel asymptote is related to the number of independent samples in a year as well as the k-parameter of the Weibull parent distribution (i.e. the tail behaviour). For lower k-parameters the rate of convergence (i.e. more accurate already for small N) is much faster than for higher k-factors. It is also important to note that all N samples are assumed to be independent, i.e. not correlated. In real life this is not the case for all 10-minute or hourly wind speed samples in a year. The demand for independence leads to considerable complexity. Thus, usually the Gumbel distribution is not estimated from the parent distribution, but rather, directly from extracted extreme samples of the time series and then combining these with theoretical estimates of the cumulative probability of non-exceedance (Pi≈G(ui)) called “plotting positions”. A Gumbel distribution is then fitted to (ui, Pi) to obtain the Gumbel distribution parameters, α and β.

In the original Gumbel approach the annual maximum samples (ui) are extracted for each year of an N year time series. These extreme samples are then ranked (i) smallest to largest (i equals 1 to N) and attributed the plotting positions, Pi, the theoretical estimates of the cumulative distribution function, approximating the probability that the annual maximum wind speed ui is not exceeded. Several formulas for plotting positions have been suggested. The original Gumbel formula is:

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which in fact was introduced by Weibull (Makkonen, 2004)[6].

An alternative plotting position is due to Hazen (Makkonen, 2004)[6], which is used in the extreme wind plots in for example, most Risø/DTU software (e.g. WAsP Engineering):

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The extreme wind speed samples, ui, are then plotted on the x-axis versus a transform of the chosen P-values, called the reduced variate, y:

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With this transform the Gumbel asymptote takes a very convenient linear form:

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Thus, a linear fit to a plot of (ui, yi) provides the parameters of the Gumbel distribution.

The IEC design criterion for extreme wind speed is a 50-year event, where “50” is referred to as the return period. In other words the design criterion is the wind speed that is expected to occur only once in 50 years. The return period is related to the annual risk of exceedance (R) via:

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Thus, for T=50 years the annual risk of exceedance is R=2%, which is a much more stringent and basic definition of the design criterion than “50 years return period”.

Once the Gumbel parameters, α and β, have been obtained from a linear fit to (ui, yi) the extreme wind estimate for T=50 years (i.e. R=2%) may be obtained from:

DE Lasten Kap5.6(8).png

Where y(T=50) equals 3.9. Thus, to obtain the estimate of the 50-year wind speed, the linear Gumbel fit of (ui, yi) must be extrapolated to y=3.9.


Implicit assumptions in the choice of "plotting positions"

The plotting position associated to each of the extracted extremes is a theoretical estimate of the annual probability that this wind speed is not exceeded. As such this probability also implies an assumption of the return period of the highest of the extracted wind speeds.

For the classical Gumbel plotting position the max wind speed extracted is assumed to have a return period of:

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Using the Hazen plotting positions the same max wind speed is assumed to have the return period:

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As example with 10 years of data (i.e. N=10) employing the classical Gumbel plotting positions relies on the assumption that the overall maximum wind speed recording has a return period of 11 years. For the Hazen plotting positions the assumed return period is 20 years. A more extreme example is a time series of 25 years. Using the Hazen estimates assumes the max recording to have a return period of 50 years. Thus, it is obvious that the Hazen plotting positions are much less conservative than those of the classical Gumbel method.


Extreme wind speed estimate at return period 1 year

The IEC standard also mentions that the extreme wind speed for T=1 year must be estimated although it is not used directly in the extreme wind check. However, the exact expression above for y(T) is not defined for T=1 year. Instead the most likely extreme to encounter any given year is usually chosen as the most appropriate estimate; this value equals the mode of the Gumbel distribution, i.e. the parameter β from the linear fit (which does not exactly equal the mean as the distribution is not symmetric). So we employ the definition of the extreme wind estimate with return period of 1 year as:

DE Lasten Kap5.6(11).png

This definition is consistent with the equation derived using a Poisson process (see for example [4]).


Fitting the Gumbel asymptote

The linear fit to (ui, yi) described above represents is the basis of Gumbel’s asymptotic model of extremes. However, this linear fit may be performed in various ways. Firstly it is worth noting that the fit is performed on (ui, yi), i.e. with the reduced variate as the dependent variable. The reason for this is the implicit assumption in the standard least-squares fitting routine that the dependent variable (here, y) has much higher uncertainty than the independent one (u). The argument is that the wind speeds are measured using high quality equipment whereas y (reduced variate) is a transform of a theoretical estimate of the annual probability of each wind speed not being exceeded, which is associated with considerable uncertainty.

The standard fit is performed using the least-squares method. Monte Carlo simulations (not published) have shown that typically this fit introduces a slight conservative bias.

An alternative fit is done using the Probability Weighted Moments, PWM (Abild, 1992)[4] which only takes the ranked wind speeds as input, and, hence, does not utilize the reduced variate. In this way the PWM fit avoids the main source of method-induced bias. The PWM expressions for the fit parameters to the Gumbel asymptote, scale (α) and location (β) are:

DE Lasten Kap5.6(12).png and DE Lasten Kap5.6(13).png

With estimates of the sample probability weighted moments given as:

DE Lasten Kap5.6(14).png and DE Lasten Kap5.6(15).png

Monte Carlo simulations (not published) have shown that the PWM fit to the Gumbel asymptote does not introduce a bias in the Gumbel fit. Unfortunately, the PWM fit does not work equally well with all the ways of extracting the extreme samples. It seems that PWM only is only bias-free for the traditional Gumbel approach where only the annual extremes are extracted.


Annual maximum method (AM)

The traditional Gumbel method only extracts the most extreme sample of each year, or from alternatively the most extreme sample of each period of fixed length sub-dividing the time series. Hence, the method is referred to as the Annual Maximum method (AM) or Periodical Maximum method.

The drawback of the AM method is the requirement of relatively long time series for the fit to the Gumbel asymptote to be meaningful. Typically, at least 5-10 years is recommended to constrain the fit parameters reasonably well.

In SITE COMPLIANCE at least 5 years of data are required for the AM method to be available.


Fit

The PWM fit is used with the AM method as it guarantees the least bias in the fitting. Since the PWM fit does not require plotting positions no Gumbel plot is needed. But is used for visual presentation, however.


Peak-Over-Threshold method (POT)

In some applications this method is also referred to as method independent storms. In most applications 5-10 years of on-site measurements are rarely available and within each year there may be more than one significant storm event. Hence a group of extreme wind methods have been developed which utilize more than a single storm from each year. These methods are referred to as Peak-Over-Threshold methods. Storms are typically extracted by defining a high threshold to select only high wind events which exceed this threshold. To ensure that the storm events are statistically independent events a minimum time difference is required between the extracted events, typically a few days. The extracted extreme samples may then be analysed in a way very similar to that of the standard AM Gumbel approach.

Normally, the recommendation for POT methods is given as the number of events to be extracted as 20-50 extremes. This makes the selection of a proper threshold an iterative procedure. As a more efficient way of extracting the extreme samples in SITE COMPLIANCE we have introduced a variation of the POT method which we call POT-N. Instead of defining a threshold the wished number of extremes is defined directly and the program then internally selects the proper threshold to obtain this number of extremes.

As in the AM method the extracted extreme samples are ranked and the “plotting position” (Pi) is attributed to each of the extracted extremes, i.e. the theoretical estimate of the probability of not being exceeded. For POT-N we have decided to use the classical Gumbel plotting positions in SITE COMPLIANCE

Instead of a “storm rate” of just one storm/year as in the AM method the storm rate is λ storms/year in a POT-estimation. Thus, a direct Gumbel fit to the extracted extremes would not yield the distribution of annual extremes, but simply the distribution of the extracted storms. To compensate for this the plotting positions, Pi, may be raised to the λth power provides an estimate of the PDF of the annual extremes[5]. This transformation is equivalent to a simple shift on the y-axis, i.e. the standard reduced variates are shifted by ln(λ):

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After this transform the POT Gumbel plot is fully equivalent to the AM plot, with y_annual=3.9 for T=50 years.


Fit

Our studies have shown that the PWM fit does not work well for the POT method as for the AM, unfortunately. Instead, a linear leat squares fit to the (u,y) is used. The classical Gumbel plotting positions are used as the implicit assumption of return period of the max wind recording seems more sensible than for the Hazen plotting positions.


Weibull parent (EWTS/Bergström) method

The occurrence of high extreme events is closely linked to the tail behaviour of the wind speed distribution. The heavier the tail the more likely are high extreme events to occur. For Weibull distributions commonly adopted in wind energy the shape of the tail is determined by the Weibull shape or k-parameter. A lower k-parameter means a heavier tail and that extreme events are more likely.

This effect has been quantified in the European Wind Turbine Standard (EWTS) that includes a method for extreme wind estimation based on the “Parent”-distribution in this case the Weibull distribution. The method simply assumes a universal number of independent extremes per year (N). The so-called “exact distribution” of the annual maximum is then obtained by raising the Weibull cumulative distribution function to the power of this number, N.

There is an error in the EWTS publication in the number of independent samples which they set to 23037 per year with reference to Bergström (1992)[8]. However, there the correct number for 10-minute data is n=2302 independent samples per year, or around every 20th 10-minute sample. For hourly-averaged data the number is 883 or approximately every 10th hourly sample. The error arises due to an exponent of effective frequency which is incorrectly transferred a factor of 10 in EWTS.

The slope and offset of the Gumbel asymptote (for high n) to the “extracted distribution” of annual extremes are given as (Bergström, 1992[8], EWTS, 1998[7]):

DE Lasten Kap5.6(18).png

The difference between the “exact” and Gumbel asymptote is not significant, and working with the Gumbel asymptote allows a fully consistent plotting with the other extreme wind estimation methods.


Omni-directional or sector-wise

The EWTS/Bergström method requires omni-directional Weibull parameters. In the WAsP context Weibull parameters are sector-wise, which is much more realistic and allows for multimodal omni-directional total distribution (several peaks). However, an omni-directional Weibull distribution called “Combined” may be estimated from the sector-wise Weibulls according to the method in the European Wind Atlas[9].


Fit - is the WAsP Weibull fit appropriate for extreme wind estimation?

The WAsP-type Weibull fit, fits exactly the third moment (energy) and frequency above the mean speed of the table data (no power curve or truncation is applied). Thus, the WAsP fit has a very strong emphasis on the tail behaviour. This is in contrast to ordinary least-squares or maximum-likelihood fits, that fit the wind speeds (and not the energy). These fits tend to fit well around the mean where the highest frequencies of occurrence are, at the cost of reproducing the tail behaviour less well. In conclusion, the WAsP Weibull-fit is in fact better than most other fits at reproducing the right tail behaviour, which is of main importance in extreme wind estimation.


Preconditioning

The Gumbel distribution is an asymptotic distribution. As the number of independent (i.e. not correlated) samples in the pool from which the extremes are extracted, e.g. 1 year, approaches infinity, the Gumbel asymptote becomes exact. The accuracy of the asymptotic assumption depends on the number of independent samples but also on the shape of the parent distribution, i.e. the Weibull distribution. For a k-parameter of 1, the convergence is extremely fast and the asymptote practically exact for just few samples. For higher k-factors the convergence is much slower (see Cook, 1982[8]).

The deviation of the true annual extreme distribution from the Gumbel asymptote is a slight curvature of the extreme samples when plotting the reduced variate, y, on the y-axis versus wind speed on the x-axis. This curvature will be curved downwards (i.e. concave) and generally results in a conservative fit (over-estimation) which is further exaggerated upon extrapolation to high return periods like 50 years (y=3.9) and higher.

A possible solution is to precondition the data before fitting the slope and offset. The wind speeds are transformed so that the parent distribution becomes a Weibull with a k-parameter of 1 for which the convergence is extremely fast and thus the Gumbel approximation always very good (Cook, 1982[8]). To achieve this, the wind speeds of the extreme samples are simply raised to the power of k, where k is the parent Weibull distribution. Often k=2 is used as a common assumption in wind energy. In addition using k=2 makes the transformed wind speeds proportional to the dynamic pressure, related to the thrust exerted by the wind. However, the real argument for preconditioning is purely statistical and is illustrated in the graphs below.


DE Lasten Kap5.6(19).pngDE Lasten Kap5.6(20).png


Abb. 1. Illustration of the asymptotic nature of the Gumbel model. In the both graphs blue curves show the exact distribution for an annual number of independent samples of N=101 to 107 in steps of 10. Red curves show the Gumbel asymptote assuming N is infinite (hidden behind the blue curves on the right graph).Note that as N increases the blue curves converges to the red. Left graph illustrates the situation for k=2 and the right graph for k=1, which is equivalent to using preconditioning.



Anhang II - Frandsen Effective turbulence model

The following text describes the main assumptions and steps in the implementation of the Frandsen model or Effective turbulence model. Most assumptions are directly specified in the IEC standard[1][2] or in Frandsens original publication[14].


The Frandsen model[1][2][14] defines the so-called effective turbulence as a combination of ambient and wake generated turbulence integrated overall directions in a way that accounts for accumulation of fatigue using material properties. In the edition specified in the IEC61400-1 ed. 3 2010 amendment[2], the effective turbulence is calculated using the 90th percentile of ambient turbulence.

The illustration below gives a simplified overview of the calculation steps of effective turbulence for a WTG.

Ambient σ (P90) Wake added σ “Total” σ

DE Lasten Kap5.6(23).png + DE Lasten Kap5.6(21).png = DE Lasten Kap5.6(22).png


“Total” σ Effective σ
DE Lasten Kap5.6(22).png = DE Lasten Kap5.6(24).png


Abb. 1. Simplified illustration of the main calculation steps in the Frandsen effective turbulence model. M is the material parameter Wöhler exponent.

For each WTG position in the calculation the Frandsen model needs the following input:

DE Lasten Kap5.6(24 1).png

Input 1 is used to calculate the ambient characteristic turbulence, i.e. the 90th percentile.

Input 2 is used to calculate the directional wind sped distribution conditioned on wind speed.

Input 3 is used to calculate the wake generated contribution to turbulence.

Input 4 is used in the fatigue weighted combination model of single directions to obtain an omnidirectional effective turbulence as a function of wind speed only.

A main decision in SITE COMPLIANCE regarding the implementation of the Frandsen has been working directly with standard deviations of wind speed (σ) instead of turbulence intensity (TI) which is more common. There are several arguments supporting this decision. Firstly, Frandsen’s original publication[14] (p. 84) states directly that “The model is expressed in terms of standard deviation of wind speed fluctuations rather than turbulence intensity. Secondly, a fundamental assumption in Frandsen’s model is that loads are proportional to σ, the standard deviation of wind speed. Thirdly, the variation of σ with wind speed assumed in the IEC design limit (“Normal turbulence model”) is linear for (u,σ), but not for (u,TI).

The implementation of Frandsen’s model as specified in [1][2] includes on a number of assumptions and calculation steps. The main assumptions in the SITE COMPLIANCE implementation are (most are directly given in the standard[1][2]):

  • “No reduction of mean wind speed inside the wind farm shall be assumed” (no wake deficit!)[1][2]
  • Only wake from nearest neighbour WTG considered i wakes overlap[1][2]
  • Turbulence structure correction is applied to both σ and σσ
  • Wakes have a fixed angular width of 22° independent of distance[14][16]

The main steps in the calculation of effective turbulence are:

  • "Total" turbulence (σT) is calculated in each direction combining measured 90th percentile of ambient turbulence (σC) and calculated wake added turbulence (σwake)[1][2] - “^” indicates measured data:

DE Lasten Kap5.6(30).png

where

DE Lasten Kap5.6(31).png (90th percentile of ambient turbulence)

and

DE Lasten Kap5.6(32).png


  • "Effective turbulence" is calculated from “Total turbulence” raised to the power of m (Wöhler exponent) and integrated (numerically) over all directions weighted by its relative frequency (f):

DE Lasten Kap5.6(33).png

The Frandsen model requires a “large wind farm correction” when certain conditions are met, but [1][2] only considers the special case of a regular rectangular layout. In SITE COMPLIANCE a more general sector-wise version of this large wind farm correction has been implemented. For each sector the following evaluation is performed:

  • If >5 neighbour WTGs in a sector, the sector is a “large wind farm sector”:
    • In direct wake directions σT is calculated as above (no correction of ambient level)[1][2]
    • In non-wake directions (>10RD), ambient σc is adjusted using [1][2]:

DE Lasten Kap5.6(34).png

where

DE Lasten Kap5.6(35).png

The latter fraction on the right in the above equation was proposed in [16] as a more generally applicable version of the fraction on the left which is given explicitly in the standard, covering only regular rectangular layouts). The square root argument represents a “thrust versus area”. In the fraction on the right the rectangular expression is replaced with an angular expression with the area of an “pie slice” A=0.5Δθd_max^2. Nsec is the number of WTGs within the “slice” or sector, dmax the radius of the slice and thus distance to the furthest neighbour WTG in the sector.


Calculation of Equivalent effective turbulence (not part of the IEC standard)

This calculation is not part of the IEC standard, but is based on considerations presented in Frandsen’s original paper[14]. The Equivalent effective turbulence is used to decide when the calculated Effective turbulence exceeds the IEC design limit to evaluate if this exceedance is critical or not. The main assumption is the same as in the Frandsen model, but an extra calculation step is added: integrating the effective turbulence over all relevant wind speeds where Frandsens model only integrates over directions. This second integration over wind speeds assumes that the sensitivity of the WTG to wind speed fluctuations is constant for the relevant wind speed range which is a significant extension to the approximation of the Frandsen model and further validation of this approximation is ongoing. The Equivalent effective turbulence is calculated as following:

DE Lasten Kap5.6(36).png

Where m is Wöhler exponent, f(u) is total frequency of a wind speed bin (omnidirectional) and σeff.(u) is effective turbulence as a function of wind speed bin, i.e. the result from the Frandsen models effective turbulence calculation.

The effective turbulence result for a particular WTG is compared the IEC design limit for the WTG class by calculating the equivalent effective turbulence for the relevant IEC design class (turbulence and frequency values) and for the actual WTG results. These results for the actual WTG result are normalized by the result for the IEC class. If the normalized result (ratio) exceeds 1 the IEC exceedance is considered critical. The integration limits are set to match the IEC check interval.



Anhang III - Grenzen von Kritisch, Achtung und OK in SITE COMPLIANCE

Die folgenden Werte werden im windPRO-Modul SITE COMPLIANCE genutzt, um den Nutzern eine Hilfestellung zu geben, ob das Ergebnis einer Prüfung als kritisch zu betrachten ist. Die Angaben basieren auf Erfahrungswerten aus einer Vielzahl von Projekten und werden fortlaufend validiert und verbessert. Jede Prüfung, deren Ergebnisse vollständig innerhalb der zulässigen Auslegungsgrenzen liegen, erhält als Ergebnis ein grünes Symbol = OK. Sind die Auslegungsgrenzen überschritten, erscheint das Symbol orange=Achtung oder rot=Kritisch, abhängig vom Ausmaß der Überschreitung. Wenn die Überschreitung als wahrscheinlich unkritisch für die WEA betrachtet wird, wird sie mit Achtung markiert.

Einzelne WEA:

  • Eine WEA wird mit Kritisch markiert, sobald eine Prüfung ein kritisches Ergebnis liefert. Sie wird nur dann als OK angezeigt, wenn alle einzelnen Prüfungen OK sind.

Im Park:

  • Ein Park wird mit Kritisch markiert, sobald eine WEA ein kritisches Ergebnis liefert, mit Achtung, wenn min. eine WEA Achtung anzeigt. Er wird nur dann als OK angezeigt, wenn alle einzelnen WEA OK sind.

Bewertung von Kritisch, Achtung und Ok für jede IEC-Prüfung

Komplexität Gelände (Ic):

IEC-Grenze: (keine/siehe Details Komplexität Gelände)

  • Kritisch: Nie
  • Achtung: Wenn Ic > 0
  • OK: Wenn Ic = 0

Wind shear (α):

IEC-Grenzen: 0≤α≤02

  • Kritisch: Wenn α>0,3 or α<0
  • Achtung: Wenn 0,3≥α>0,2
  • OK: Wenn 0≤α≤0,2

Luftdichte (ρ):

IEC-Grenzen: 1,225 kg/m3 Design-Annahme

  • Kritisch: Nie
  • Achtung: ρ>1,225 kg/m3
  • OK: ρ≤1,225 kg/m3

Neigung der Anströmung (φmax):

IEC-Grenzen: φ≤8° & φ≥-8°

  • Kritisch: φ>12° oder φ<-12°
  • Achtung: 12°≥φ>8° oder -12°≤φ<-8°
  • Ok: φ≤8° & φ≥-8°

Extremwind (u50y):

IEC-Grenzen: Vref≥u50y

  • Kritisch: u50y>Vref oder Böe >1,4*Vref
  • Achtung: Nie
  • Ok: Vref ≥ U50y oder 1,4*Vref ≥ Böe

Effektive Turbulenz (σeff.(u)):

IEC-Grenzen: σ1(u) > σeff, WTG(u) für alle u

  • Kritisch: σeq, WTG > σeq,IEC
  • Achtung: σeq, WTG < σeq,IEC
  • Ok: σeff,IEC(u) > σeff, WTG(u) für alle u

σeg, XXX ist die äquivalente Effektive Turbulenz der WTG für die gewählte IEC-Auslegungsklasse. Lasten - Anhang II beschreibt die Details zur Ermittlung dieser Größe. Bei Änderung der IEC-Klasse (I, II oder III) kann sich auch die Bewertung der Effektiven Turbulenz ändern, obwohl die Turbulenzklasse (a, b, c) gleich bleibt. Das Äquivalent ändert sich in Abhängigkeit der Windverteilung, d.h. der Vergleichswert in einer anderen Auslegungsklasse ist ein anderer.

Windverteilung (pdf(u)):

IEC-Grenzen: fIEC(u) > fWTG(u) für alle u

  • Kritisch: Fhi <0 or (Fhi +Flo<0)
  • Achtung: Fhi≥0 & (Fhi+Flo≥0)
  • Ok: fIEC(u) > fWTG(u) für alle u

Wobei:

DE Lasten Kap5.6(38).png

DE Lasten Kap5.6(39).png

*Wichtig ist hier, dass die Überschreitungen in der unteren Hälfte des Prüfungsintervalls deutlich weniger schwerwiegend sind als im oberen Bereich, in dem höhere Lasten auftreten.

Erdbeben (PGA):

  • Kritisch: PGA > 2,4
  • Achtung: 2,4 ≥ PGA > 0,8
  • OK: 0,8 ≥ PGA

Blitzrate:

  • Kritisch: Rate > 20
  • Achtung: 20 ≥ Rate > 10
  • OK: 10 ≥ Rate

Temperaturbereich (T):

Normalbereich

  • Kritisch: h außerhalb > 240h
  • Achtung: h außerhalb > 24h
  • OK: 24 h ≥ h außerhalb

Extremer Bereich:

  • Kritisch: h außerhalb > 1h
  • Achtung: 1h ≥ h außerhalb > 0,0 h
  • OK: 0,0 h außerhalb



Anhang IV: Theorie der Ermüdungslasten und LOAD RESPONSE

Deutsche Übersetzung folgt.

This appendix describes the fatigue design load cases, which should be considered according to the wind turbine standard IEC 61400-1 ed. 3 (2010) along with the workflow for determining fatigue loads.

Design load cases

The design load cases in IEC 61400-1 ed. 3 (2010) are developed in order to represent all significant design situations during a wind turbines design lifetime in both ultimate (extreme) and fatigue loading.

  1. Power production
  2. Power production plus occurrence of faults
  3. Start up
  4. Normal shut down
  5. Emergency shut down
  6. Parked (standing still or idling)
  7. Parked and fault conditions
  8. Transport, assembly, maintenance and repair

The design load cases which should be considered for fatigue loading are listed in the table below (see IEC 61400-1 ed. 3 (2010)[1] for abbreviations). In LOAD RESPONSE, only design load case 1.2 is considered, since this normally is the most dominant design load case and highly dependent on the site specific wind climate parameters.

DE LASTEN App IV 1.PNG

Aero-elastic simulations

Wind turbine loads are normally determined based on aero-elastic simulations of the wind turbine during the different design situations / load cases. The aero-elastic model needs, in general, input concerning:

  • Site specific wind climate parameters
    • Mean wind speeds
    • Turbulence
    • Wind shear
    • Air density
    • Inflow angle
  • Structural properties
    • Blade properties (length, aero-dynamics, weight, stiffness, etc.)
    • Nacelle properties (gearbox, generator, shaft, etc.)
    • Tower properties (height, weight, stiffness, etc.)
    • Foundation properties (size, stiffness, etc.)
  • Control system
    • Power curve
    • Pitch system
    • Actuators
    • Control algorithms

In the aero-elastic model, a turbulence generator is used to generate a random turbulence box containing the 3-dimensional wind speed vector at different locations in the rotor plane at different time steps. The turbulence box is normally generated based on the Kaimal or Mann turbulence model[1][2]. From the turbulence box, the aerodynamic force on the wind turbine at each time step is determined. This is used to determine time-series for the forces, moments and deflections in different parts of the structure, taking the structural dynamics and the control system into account.

Fatigue – Structural components

The fatigue loads for structural components (blades, tower, shaft, etc.) are normally determined by rainflow counting of the simulated time-series[23]. The purpose of rainflow counting is to extract the stress ranges from the time-series, which is the cause of the damage of the structure. In rainflow counting, these stress ranges are extracted in a similar way as raindrops falling from a roof, hence the name rainflow counting. Compared to other methods, rainflow counting focuses on extracting the largest stress ranges in the time-series.

The number of cycles to failure is normally determined based on a SN-curve, which, depending on the material, can be more or less complex. However, in order to secure an easy interaction between the aeroelastic model used to determine the overall structural loading on all wind turbine components and the finiteelement models used to determine the local stresses for specific structural details, a linear SN-curve is normally used. The linear SN-curve describes the relationship between the stress range Δσ and the number of cycles to failure N, where, also, the Wöhler exponent m is introduced corresponding to the negative slope of the SN-curve. Note that the term “linear” SN-curve refers to linear in a log-log plot (see the equation and figure below).

DE LASTEN App IV 2.PNG

The total damage D from the individual stress cycles extracted by rainflow-counting is normally determined by Miner’s rule for linear damage accumulation proposed by MA Miner[24]:

DE LASTEN App IV 3.PNG

where ni is the number of cycles with stress range Δσi extracted by rainflow counting and N() is the number of cycles to failure for stress range Δσi determined from the SN-curve. If the damage is <1, the applied fatigue loading will not lead to structural failure, whereas a damage >1 will result in structural failure. In LOAD RESPONSE, the fatigue load for structural components is expressed as Damage Equivalent Load (DEL). The DEL is determined as the fatigue load which for an equivalent number of cycles neq will lead to the same damage as the actual load time-series for the wind turbines lifetime.

DE LASTEN App IV 4.PNG

Fatigue – Mechanical components

For mechanical components, the fatigue stresses normally occur due to the interaction between different gears. This fatigue load is often characterized by the Load Duration Distribution (LDD), which describes how long time the stresses are at a given level (see, e.g.[25]). The LDD is also dependent on the sampling frequency f and the number of time steps in the simulations with a given stress level. It is noted that the term Wöhler exponent also is used for the Load Duration Distribution, even though the same relationship to the linear SN-curve not is present.

DE LASTEN App IV 5.PNG

Response Surface Methodology

The response surface methodology used in LOAD RESPONSE is formulated based on Central Composite Design, which was first proposed by Box & Wilson (1951)[26]. Central Composite Design was initially developed to assess second order effects in a response, where interaction between different variables was present. This is often the case for wind turbine response. For each sensor in LOAD RESPONSE, a response surface is fitted at each wind speed bin in order to assess the fatigue loads accurately. In design load case 1.2, the following four wind climate parameters (variables) influence the fatigue loads:

  • Effective turbulence standard deviation σ1 (90% quantile – mean wind speed / sector dependent)
  • Wind shear α (mean value – sector dependent)
  • Inflow angle φ (maximum value – sector dependent)
  • Air density ρ (mean value)

The response surface methodology used in LOAD RESPONSE is, therefore, four dimensional. The figure below shows the principle in establishing the response surface for a two dimensional case using central composite design. The black point refers to the reference point (normally, the wind conditions for the IEC class), the blue points refer to variations of single wind climate parameters (variables) in order to estimate second order effects, and the red points refer to variations of several wind climate parameters, simultaneously, in order to estimate their interaction.

DE LASTEN App IV 6.PNG

In order to setup the four dimensional response surface in LOAD RESPONSE, aero-elastic simulations for 25 combinations of the four wind climate parameters are needed at each wind speed bin. The response surface central composite design has been selected for LOAD RESPONSE, because it provides a reasonable balance between accuracy and the required number of simulations. The regression model fitted to the response at the individual wind speed bins using linear least squares regression, where x denotes the wind climate parameters and β0, βi and βij are regression parameters.

DE LASTEN App IV 7.PNG

The damage equivalent load or load duration distribution is determined at each mean wind speed bin (DEL0 / LDD0) using the response surface. The damage equivalent loads or load duration distribution for the full wind speed distribution (DEL / LDD) can then be determined by weighting the fatigue loads from the individual wind speed bins with the wind speed distribution:

DE LASTEN App IV 8.PNG

where w(Vhub) is the weight factor determined from the wind speed distribution.

Results

The estimated fatigue loads are presented in the following three ways in load response:

  • Load (specific wind turbines)
  • Load index (generic / specific wind turbines)
  • Fatigue lifetime (generic / specific wind turbines)

The value of the damage equivalent load or load duration distribution is shown directly in LOAD RESPONSE for each sensor when calculations are performed for specific wind turbines implemented by manufactures. The load index is the main result, both for specific and generic wind turbines. The load index for each sensor is defined as the ratio between the fatigue load (DEL / LDD), estimated based on the site specific wind conditions, and the fatigue load (DELref / LDDref), estimated based on the wind conditions for the considered IEC class.

DE LASTEN App IV 9.PNG

A load index <100% shows that the site specific fatigue loads are less severe than the fatigue loads for the IEC wind climate conditions. The fatigue lifetime is also determined for each wind turbine component relative to the assumed design lifetime, which, for the generic wind turbines, is assumed to Tturbine = 20 years. The fatigue lifetime will, therefore, be larger than 20 years for sensors with a load index below 100%.

DE LASTEN App IV 10.PNG

It is noted that the fatigue lifetime does not consider other material degradation phenomena such as abrasion or corrosion.



Anhang V: Sektormanagement

Die Definitionen des erweiterten Sektormanagements für SITE COMPLIANCE erfolgt direkt in den WEA-Objekten und wird berücksichtigt, wenn im Register Hauptteil der SITE COMPLIANCE-Berechnung der entsprechende Haken gesetzt ist.

Sektormanagement in SITE COMPLIANCE

In SITE COMPLIANCE werden die klimatischen Parameter der Hauptprüfungen nicht durch die Festlegungen zum Sektormanagement verändert. Die Umgebungsparameter wie Windscherung oder Umgebungsturbulenz bleiben gleich, egal ob eine WEA in Betrieb ist oder nicht. Lediglich für die Turbulenz im Nachlauf einer WEA ist es entscheidend, ob die WEA läuft oder abgeschaltet ist (bzw. in reduziertem Modus läuft). In SITE COMPLIANCE wird daher das Sektormanagement nur bei der Berechnung der Hauptprüfung Effektive Turbulenz berücksichtigt, in der die Umgebungsturbulenz mit den Nachlaufeffekten kombiniert wird.

In der Hauptprüfung Effektive Turbulenz wird für jede Nachlaufsituation zwischen zwei WEA geprüft, ob sich die WEA in jeder Richtung und Windgeschwindigkeitsklasse in normalem Betrieb befindet oder nicht. Wenn hier ein Sektormanagement stattfindet, wird der Wake-Anteil für die reduzierte Windrichtung und Windgeschwindigkeitsklasse ignoriert. Wenn sich davorliegend weitere WEA befinden, könnte nun deren Nachlauf wichtiger werden und die Effektive Turbulenz erhöhen, da nach Frandsen-Modell nur die nächstgelegenen (laufenden) WEA berücksichtigt werden.

Die Wake-Aufweitung wird gemäß Frandsen-Modell mit einer festen Größe von 22° angenommen. Um auch eine teilweise Abschaltung im Nachlaufsektor berücksichtigen zu können, muss eine vereinfachte Annahme getroffen werden. Hier wird angenommen, dass für jedes Grad im 22°-Richtungsintervall, in dem die nachlauf-produzierende WEA abgeschaltet ist, die nachfolgende WEA 1 Grad weniger Wakes erhält.

Sektormanagement in LOAD RESPONSE

Der Effekt des Sektormanagements wirkt auf die Lasten noch direkter als nur über den Nachlaufeffekt. Während der Abschaltung/Reduzierung erfährt die WEA deutlich geringere Ermüdung als im normalen Betrieb, andere Belastungen durch die zusätzlichen Start- und Stoppvorgänge.

LOAD RESPONSE in windPRO berücksichtigt den Hauptlastfall bei normalem Produktionsbetrieb, DLC1.2. Um zusätzliche Start- und Stoppvorgänge durch Sektormanagement zu berücksichtigen, müssten die Lastfälle DLC3.1 und DLC4.1 sowie eine detaillierte Zeitreihe eingebunden werden, um die genaue Anzahl der Start- und Stoppvorgänge berechnen zu können. Dies ist derzeit noch nicht möglich.

Daher wurde an dieser Stelle vorerst ein vereinfachter Ansatz gewählt: Ist die WEA aufgrund von Sektormanagement ausgeschaltet, wird die Ermüdungslast (DEL) nicht komplett auf Null gesetzt, sondern um einen Bruchteil reduziert. Wenn die Start- und Stoppvorgänge separat ermittelt würden, wäre dieser Wert nahezu Null, aber um diese mit zu berücksichtigen, wurde er auf 0,5 gesetzt:

DELcurtailed = 0,5 DELoperating

Dies mag recht konservativ erscheinen, aber da die DEL in der nicht-liniearen Ermüdungslastberechnung in Kombination mit dem Wöhler-Exponenten genutzt wird, siehe Lasten - Anhang IV: Theorie der Ermüdungslasten und LOAD RESPONSE, ist das nicht der Fall. Mit einem Wöhler-Exponent von m=10 wird der Anteil einer Windrichtungs- und Windgeschwindigkeitsklasse an den Ermüdungslasten auf 0,1% reduziert, mit m=5 auf 3%.

Anhang VI: IEC 61400-1 ed.2 (1999)

Seit windPRO Version 3.1 wird in SITE COMPLIANCE auch die Edition 2 der IEC 61400-1 (IEC Ed. 2)[27] aus 1999 unterstützt. 2005 wurde die zweite Ausgabe durch Edition 3 ersetzt, welche in 2010 aktualisiert wurde. Dadurch wurde die IEC Ed. 2 eigentlich obsolet, dennoch gibt es einige WEA-Typen, die immer noch gemäß der älteren Richtlinie IEC Ed. 2 zertifiziert sind. Um auch diese in SITE COMPLIANCE berücksichtigen zu können, wurden die Parameter der IEC Ed. 2, wie in Kapitel 11.2 der Richtlinie definiert, aufgenommen.


IEC Ed2 table.PNG

Für diverse nach IEC Ed. 2 aufzuführende Parameter ist keine explizite Berechnungsvorschrift vorgegeben, wie diese ermittelt werden sollen. In SITE COMPLIANCE wurden die folgenden Annahmen getroffen - soweit nicht anderweitig spezifiziert - wurden die Festlegungen der Ed. 3 übernommen.


Komplexität Gelände

In IEC Ed. 2 wird nur erwähnt, dass diese geprüft werden soll, aber nicht festgelegt wie. In SITE COMPLIANCE werden daher die Anforderungen der IEC Ed. 3 verwendet.

Extremwind

Der Auslegungswert und damit der Maximalwert des 50-Jahres-Extremwindes ist mit Vref für die jeweilige Auslegungsklasse definiert wie in IEC Ed. 3.

Windverteilung

Hier sind in IEC Ed. 2 keine speziellen Grenzwerte der Verteilung angegeben. Als Auslegungsgrenzwerte wurden die mittlere Windgeschwindigkeit der jeweiligen Klasse und k=2 verwendet. Siehe auch Lasten - Anhang III: Grenzen von Kritisch, Achtung und OK in SITE COMPLIANCE.

Effektive Turbulenz

Die Berechnung der Effektiven Turbulenz nach IEC Ed. 3 wurde komplett übernommen, mit dem wichtigen Unterschied, dass gemäß IEC Ed. 2 das 84%-Fraktil der Umgebungsturbulenz verwendet wird, während nach IEC Ed. 3 das 90%-Fraktil verlangt wird. Nach IEC Ed. 2 wird der Vergleich mit dem Auslegungswert nur bei 15 m/s durchgeführt.

Windshear

Der Auslegungs- und damit oberer Grenzwert der Windscherung gemäß IEC Ed. 2 ist 0,2. Dieser wird in SITE COMPLIANCE um einen unteren Grenzwert von 0,0 ergänzt, wie in IEC Ed. 3 festgelegt, da auch sehr geringe Windscherung schädigend auf die WEA-Strukturen wirkt.

Neigung der Anströmung

Oberer und unterer Grenzwert der Anströmung sind auf +/-8° Neigung von der Horizontalen festgelegt, wie auch in IEC Ed. 3.

Luftdichte

Die Auslegungs- und damit obere Grenze der Luftdichte ist auf 1,225 kg/m3 festgelegt in IEC Ed. 2, wie auch in IEC Ed. 3.


Anhang VII: IEC 61400-1 ed.4 (2019)

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Ab windPRO-Version 3.3 unterstützt SITE COMPLIANCE die Edition 4 der IEC 61400-1 [24] (im Folgenden IEC Ed. 4), die im Februar 2019 veröffentlicht wurde. In weiten Teilen ist die Ed. 4 konsistent mit Ed. 3, es werden jedoch neue Auslegungsklassen und neue Prüfungen für die Extrembedingungen eingeführt. Zudem wurde die Prüfung der Geländekomplexität verändert, Ziel bleibt aber weiterhin die Festlegung, ob und in welchem Maß eine Korrektur der Turbulenzstruktur an den geplanten WEA-Positionen nötig ist. Eine Verbesserung in der Ed. 4 ist die übersichtliche Trennung der Prüfungen in Parameter, die auf die Ermüdungslasten einwirken und die der Extremereignisse, die zu den Extremlasten führen. Im Folgenden finden Sie die in SITE COMPLIANCE und LOAD RESPONSE relevanten Unterschiede der IEC Ed. 4 und Ed. 3 und kurz erläutert.


Auslegungsklassen

Die IEC Ed. 4 enthält die selben Standard-Auslegungsklassen wie IEC Ed. 3, die Windgeschwindigkeitsklassen I bis III und Turbulenzklassen A bis C, die Parameter Iref, Vref und Vave bleiben unverändert. Zusätzlich ermöglicht die IEC Ed. 4 aber eine neue Klasse „A+“ für besonders hohe Turbulenz sowie die Option „Tropisch“ für alle Auslegungsklassen, die die Extremwindgeschwindigkeit Vref durch eine erhöhte Extremwindgeschwindigkeit Vref,T von 57 m/s ersetzt. Diese kann in Regionen genutzt werden, in denen Zyklone oder Taifune auftreten. Tabelle 1 der Richtlinie zeigt die Übersicht der Klassen.

Tabelle 1 Basic parameters Ed. 4.JPG


Abschnitt 11.2 topographische Komplexität

Zur Beurteilung der Geländekomplexität wurde in Edition 4 auch für den Umkreis im Radius von 5x der Nabenhöhe (NH) die sektorielle Aufteilung eingeführt sowie die Option, die Sektoren um 2xNH in gegenüberliegender Richtung zu erweitern. Insgesamt 1+3x12 = 37 Ebenen müssen an die WEA-Position angenähert werden (in NH):

  • 5xNH: 12 sektorielle Anpassungen & 1 omnidirektionale
  • 10xNH: 12 sektorielle Anpassungen
  • 20xNH: 12 sektorielle Anpassungen

Im Gegensatz zur IEC Ed. 3 müssen die Ebenen nicht mehr durch den Turmfuß gehen. Die zulässige Auflösung des Geländerasters wurde auf ≤50m verringert.

Für jede der 37 angenäherten Ebenen wird die Neigung (θ) der mittleren Linie des jeweiligen Sektors (oder Gradienten für die 360°-Anpassung) ermittelt sowie die Standardabweichung der Differenz zwischen der angenäherten Ebene und der tatsächlichen Geländehöhe der Rasterpunkte (DTV). Über die Neigungen und die Standardabweichung werden dann gemäß Gleichung (34) der Richtlinie der „Terrain Slope Index“ (TSI) und „Terrain Variation Index“ (TVI) für die angenäherten Ebenen berechnet.

Gleichung 34 Ed. 4.JPG

Gleichung (34) aus [24] IEC 61400-1 Ed. 4 (2019), TSI und TVI basierend auf sektoriellen (mit tiefgestellter 30) und omnidirektionaler (mit tiefgestellter 360) Geländeanpassung. fenergy ist der energetische Anteil jedes Sektors and der WEA-Position basierend auf den Weibull-Sektoren. R ist der Radius der Anpassung z.B. 5xNH und k1=5/3 und k2=3 sind Konstanten.

Basierend auf den Ergebnissen von TSI und TVI für jede Anlagenposition kann die Komplexitätskategorie der Tabelle 5 der IEC Ed. 4 entnommen werden. Der höchste TSI oder TVI einer WEA-Position legt die Kategorie fest, jede Kategorie wird über die unteren TSI- und TVI-Grenzen definiert. Die Kategorien “L”, “M” und “H” bedeuten low = niedrige, medium = mittlere und high = hohe Geländekomplexität. Unterhalb der niedrigen Komplexität (L) nutzen wir die Bezeichnung „Keine”. Im Gegensatz zu IEC Ed. 3 wird in Ed. 4 kein Komplexitäts-Index berechnet.

Tabelle 5 Ed. 4.JPG

Aus [24] IEC 61400-1 Ed. 4 (2019): Tabelle 5 – Grenzwerte der Komplexitätskategorien L, M und H.

Der Parameter zur Korrektur der Turbulenzstruktur (C ct) kann dann direkt aus der Komplexitätskategorie über Tabelle 7 der IEC Ed. 4 abgeleitet werden. In SITE COMPLIANCE wird dieser Parameter direkt an die relevanten Turbulenz-Prüfungen übergeben, wo er - falls verfügbar - durch die detaillierteren Ergebnisse aus WEng ersetzt werden kann.

Tabelle 7 cct Ed. 4.JPG

Aus [24] IEC 61400-1 Ed. 4 (2019): Tabelle 7 – Werte für die Turbulenzstrukturkorrektur in Abhängigkeit der Geländekomplexitätskategorie L, M und H.


Abschnitt 11.9.2 Bewertung der Ermüdungslasten

Die IEC Ed. 4 teilt die Prüfungen der Windbedingungen auf bzgl. ihres Einflusses auf Ermüdungslasten oder Extremlasten. Diese fünf Prüfungen a) bis e), die die Ermüdungslasten beeinflussen, finden sich auch in IEC Ed. 3: a) Windverteilung b) Effektive Turbulenz c) Neigung der Anströmung d) Windshear e) Luftdichte

In diesem Bereich gibt es kleinere Änderungen der Prüfungen Windverteilung, Neigung der Anströmung, Windshear und Luftdichte.

In Prüfung (a) Windverteilung wird nun auch der k-Parameter der Weibullverteilung betrachtet, siehe Gleichung (35) und Abbildung 12 der IEC-Richtlinie. Der zulässige Bereich des k-Parameters hängt dabei vom Verhältnis der mittleren Windgeschwindigkeit am Standort und der der Auslegungsklasse ab. Ist das Verhältnis 1 oder liegt darüber, ist das Kriterium nicht erfüllt. Für Werte darunter erweitert sich der zulässige Wertebereich für k um den Auslegungswert von k=2 mit abnehmender mittlerer Windgeschwindigkeit am Standort. Der minimal zulässige k-Wert liegt bei k=1,4, unabhängig vom Windgeschwindigkeitsverhältnis. Verglichen mit Ed. 3 führt das zu einer restriktiveren Prüfung der Windverteilung.

SICOM Ed. 4 Fg 12.png

Gleichung (35) und Abb. 12 der IEC 61400-1 Ed. 4 (2019), die die zusätzliche Prüfung des Weibull-k-Parameters beschreiben.


Prüfung (c) Neigung der Anströmung wird gemäß Ed. 4 als energiegewichteter Mittelwert der einzelnen Sektoren betrachtet. In Ed. 3 wurde die maximale Neigung der Anströmung verwendet. In SITE COMPLIANCE können dabei die Beträge der Winkel verwendet werden (Absolute Anströmneigung verwenden), um auszuschließen, dass sich positive und negative Anströmungsrichtungen ausgleichen. Dies ist auch konsistent mit Gleichung 34 aus der Geländekomplexitäts-Prüfung. Die energetische Häufigkeit wird aus den sektoriellen Weibullverteilungen ermittelt. IEC Ed. 4 erlaubt die Verwendung der Neigungen aus den angepassten Ebenen bei 5xNH als sektorielle Neigung der Anströmung. In Ed. 3 wurde die Neigung der omnidirektionalen Ebene betrachtet.


Bei Prüfung (d) Windshear wird nun wie bei der Neigung der Anströmung der energiegewichtete Mittelwert der einzelnen Sektoren betrachtet. Zusätzlich wurde der zulässige Bereich der Windscherung auf 0,05 bis 0,25 angepasst, in Ed. 3 war es 0,0 bis 0,2.


In Prüfung (e) Luftdichte ist es nun erlaubt, an Standorten mit Luftdichte von mehr als 1,225kg/m3 eine windgeschwindigkeitsabhängige Korrektur vorzunehmen. Diese Anpassung verringert die Luftdichte am WEA-Standort um das quadrierte Verhältnis der mittleren Windgeschwindigkeit am Standort und der Auslegungsklasse. Eine um 10% geringere Windgeschwindigkeit am WEA-Standort (Verhältnis von 0,9) führt zu einer Reduzierung der Standortluftdichte von 20%.

SICOM Eq 37.png

Gleichung (37) der IEC 61400-1 Ed. 4 (2019), Anpassungskriterium für die Luftdichte, wenn die Auslegungsluftdichte überschritten ist.


Abschnitt 11.9.3 Extrembedingungen

Die Liste der Prüfungen der Extrembedingungen wurde von einer Prüfung der Extremwindgeschwindigkeit in Ed. 3 auf vier in Ed. 4 erweitert. Die drei weiteren Prüfungen beziehen sich auf unterschiedliche Aspekte der extremen Turbulenz.

a) 90% Umgebungsturbulenz [NTM]

b) Extremwind

c) Extreme Umgebungsturbulenz [ETM]

d) Max. 90% Turbulenz Wake-Mitte [ETM]


Die Prüfung (b) Extremwind wurde im Vergleich zu Ed. 3 nur geringfügig verändert. Die Annahme der extremen Windgeschwindigkeit muss mit einem zusätzlichen Sicherheitsfaktor korrigiert werden, wenn der Koeffizient der Variation (COV) der extremen Gumbel-Verteilung 15% übersteigt. Die zweite Änderung ist, dass die 50-Jahres-Extremwindgeschwindigkeit der WEA gemäß der Gleichung (39) der Norm luftdichtekorrigiert werden darf. Dies reduziert die WEA-Extremwindgeschwindigkeit um die Quadratwurzel des Verhältnisses von Standort-Luftdichte und Auslegungsluftdichte.

SICOM Eq 39.png

Gleichung (39) aus [24] IEC 61400-1 Ed. 4 (2019), zulässige Luftdichtekorrektur für Extremwind.

Die neue Prüfung (a) 90% Umgebungsturbulenz [NTM], testet, ob die 90%-Umgebungsturbulenz der WEA-Positionen inklusive Turbulenzstrukturkorrektur (CCT) bei Windgeschwindigkeiten von 0,6 bis 1,6 mal Nennwindgeschwindigkeit innerhalb des normalen Turbulenzmodelles (NTM) liegt. Der Grund warum dieser nicht-extreme Parameter hier in den Extrembedingungen enthalten ist, liegt an der Verknüpfung mit dem Auslegungslastfall DLC 1.1, der die Extrapolation auf extreme Zustände beinhaltet. Schlägt die Prüfung fehl, müssen DLC1.1 und Lastextrapolation überprüft werden.

Die neue Prüfung (c) Extreme Umgebungsturbulenz [ETM], vergleicht die 50-Jahres-Extremturbulenz am Standort mit der Auslegungsturbulenz des extremen Turbulenzmodells (ETM). Dabei ist keine Turbulenzstruktur-Korrektur (CCT) erforderlich. Ein Windgeschwindigkeitsbereich ist hier nicht festgelegt. Da diese Prüfung aber zum Lastfall DLC1.3 der Gruppe „Produktionsbetrieb“ gehört, der für alle Windgeschwindigkeiten zwischen Einschalt- und Ausschalt-Windgeschwindigkeit besteht, wurde dieser Bereich in SITE COMPLIANCE übernommen.

Die neue Prüfung (d) Max. 90% Turbulenz Wake-Mitte [ETM] vergleicht das 90%-Fraktil der Turbulenz am Standort inklusive der Wake-Turbulenz für die Richtung der größten Wakeeffekte mit der Auslegungsturbulenz des extremen Turbulenzmodells (ETM). Im Unterschied zur Prüfung der Effektiven Turbulenz im Bereich der Ermüdungslasten, die das Integral über die richtungsabhängige Turbulenz bildet, wird hier das Maximum der Wake-Turbulenz über alle Richtungen verwendet. Ein weiterer Unterschied ist, dass hier die Turbulenzstruktur-Korrektur (CCT) nicht angewendet wird. Ein Windgeschwindigkeitsbereich ist hier nicht explizit festgelegt, doch analog zu (c) wird der komplette Bereich des Produktionsbetriebs von Einschalt- zu Ausschalt-Windgeschwindigkeit übernommen.

Die beiden neuen Prüfungen (a) 90% Umgebungsturbulenz [NTM] und (c) Extreme Umgebungsturbulenz [ETM] beziehen sich beide auf die Umgebungsturbulenz. Da keine Wake-Effekte betrachtet werden, wird hier mit omnidirektionalen Werten gearbeitet, um eine stabilere Ausbreitungsrechnung auf die WEA-Positionen auch mit seltener auftretenden Windgeschwindigkeits-Bins zu erreichen. Die omnidirektionale Ausbreitung der Turbulenz wird mit der häufigkeitsgewichteten mittleren Windgeschwindigkeit und Turbulenz für Mast und WEA durchgeführt. Eine Ausnahme bildet die Verwendung von CFD/Flowres. Hier wird die ganze Zeitreihe für die Ausbreitungsrechnung von Mast zu WEA genutzt und dann am WEA-Standort zusammengeführt.


Einfluss von Curtailments auf die Bewertung von Ermüdungs- und Extrembedingungen

Werden bei einigen WEA eines Parks Curtailments durchgeführt, werden die Ergebnisse einiger Parameter-Prüfungen beeinflusst. Das Curtailment verändert nicht die Umgebungsturbulenz, wohl aber den Anteil der Nachlaufturbulenz. Der Effekt der Abregelung auf die WEA selbst, sollte dabei Anteil der Lastanalyse sein. In SITE COMPLIANCE werden sich also nur die Ergebnisse der Prüfungen ändern, die Wake-Effekte beinhalten, d.h. bei den Ermüdungs-Prüfungen (b) Effektive Turbulenz und bei den Prüfungen der Extrembedingungen die d) Max. 90% Turbulenz Wake-Mitte [ETM].


Verknüpfung mit Auslegungs-Lastfällen

Die Bewertung der strukturellen Unversehrtheit basierend auf den klimatischen Parametern ist eng verknüpft mit speziellen Auslegungslastfällen (DLC). Für die Gruppe der Ermüdungslasten, die durch die mittleren klimatischen Parameter bestimmt werden, ist der relevante Lastfall DLC1.2 Produktionsbetrieb. Weniger bedeutsam sind DLC3.1 ‘Start-up ‘, DLC4.1 ‘Shut-down’ und DLC6.4 ‘Parked’.

Ermüdungsprüfung Auslegungslastfall (DLC)
(a) Windverteilung DLC1.2 + (DLC3.1,DLC4.1, DLC6.4)
(b) Effektive Turbulenz DLC1.2 + (DLC3.1,DLC4.1, DLC6.4)
(c) Neigung der Anströmung DLC1.2 + (DLC3.1,DLC4.1, DLC6.4)
(d) Wind Shear DLC1.2 + (DLC3.1,DLC4.1, DLC6.4)
(e) Luftdichte DLC1.2 + (DLC3.1,DLC4.1, DLC6.4)

Verknüpfung von mittleren klimatischen Bedingungen und Auslegungslastfällen.


Im Bereich der extremen klimatischen Parameter und Extremlasten ist die Verknüpfung mit den Auslegungslastfällen etwas komplexer.

Extremparameter Auslegungslastfall (DLC)
(a) 90% Umgebungsturbulenz [NTM] DLC1.1 + Lastextrapolation
(b) Extremwind DLC6.1 + DLC6.2
(c) Extreme Umgebungsturbulenz [ETM] DLC1.3
(d) Max. 90% Turbulenz Wake-Mitte [ETM] DLC1.3 alternativ DLC1.6

Verknüpfung von extremen klimatischen Bedingungen und extremen Auslegungslastfällen.


DLC1.1 gehört zur Gruppe ‘Produktionsbetrieb’ bei mittleren klimatischen Bedingungen mit dem normalen Turbulenzmodell (NTM), aber mit dem Ziel, die Lasten aus normalem Produktionsbetrieb zu Extremlasten zu extrapolieren. DLC1.3 gehört auch zur Gruppe des Produktionsbetriebs, aber in Kombination mit dem extremen Turbulenzmodell (ETM). Der alternative DLC1.6 beinhaltet auch Wake-Effekte, umfasst aber nur ein eingeschränktes Windgeschwindigkeitsintervall. DLC6.1 und DLC6.2 beziehen sich beide auf die geparkte WEA unter Annahme des extremen Turbulenzmodells, DLC6.2 beinhaltet den Netzausfall.


Auslegungslasten

Für ein generisches Anlagenmodell gibt es nicht die konkret definierten Lasten einer Zertifizierung, daher werden die Auslegungslasten als die resultierenden Lasten angenommen, wenn das Lastmodell (aeroelastisches oder Response-Modell) mit den Auslegungswindbedingungen verwendet wird. Dabei legt IEC61400 Ed. 3 eindeutig fest, dass die Auslegungslasten die Anströmungsneigung mit der höchsten Lastauswirkung im Bereich von -8° bis +8° verwenden muss. In LOAD RESPONSE werden daher für -8°, 0° und +8° die Lasten ermittelt und die höchste als Auslegungslast angenommen. In IEC61400-1 Ed. 4 wird dies nicht erwähnt, wir gehen daher vom gleichen Ansatz aus.


Weibull-Anpassung der Turbulenz

Die Auslegungsturbulenzverteilung (Standardabweichung der Windgeschwindigkeit) ist in der IEC61400-1 Ed. 4 über eine zweiparametrige Weibullverteilung beschrieben, ähnlich der jährlichen Windgeschwindigkeitsverteilung. In Ed. 3 wurde dafür eine logarithmische Normalverteilung angenommen. In allen Berechnungen mit dem 90%-Quantil der Turbulenz wird dennoch in beiden Editionen 3 und 4 das 90%-Quantil basierend auf einer Normalverteilung verwendet, d.h. σ90%μ+1.28σσ. In Ed. 4 werden die Weibull-Parameter der Auslegungsturbulenz (Normales Turbulenzmodell) so kalibriert, dass das Weibull-basierte 90%-Quantil der 90%-Auslegungsturbulenz NTM entspricht. Um der Ed. 4 zu entsprechen, ist es auch möglich, dass das Standort-90%-Quantil auf einer Weibull-Turbulenzverteilung in Abhängigkeit der Windgeschwindigkeiten basiert. Da die Turbulenzdaten auch richtungsabhängig klassiert werden, können Bins mit einer sehr geringen Werteanzahl auftreten. Die Anpassung geschieht über eine Momentenmethode [25], um eine vernünftige Anpassung bei gleichzeitiger Konsistenz mit der Gleichung der Norm (basierend auf Mittelwert und Standardabweichung) zu erreichen. Dadurch können zwei Gleichungen mit zwei Unbekannten (die Weibull-Parameter) gelöst werden, um eine Weibullverteilung mit gleichem Mittelwert und Standardabweichung wie in den Daten zu finden. Auch in Bins mit wenigen Werten kann so eine stabile Anpassungen gefunden werden.


Extreme Umgebungsturbulenz und die IFORM-Methode

Die IEC61400-1 Ed. 4 gibt zwei alternative Methoden, um die 50-Jahres-Turbulenz bei jeder Windgeschwindigkeit abzuschätzen. Eine Methode basiert auf Peak-Faktoren (kp), die von der Windgeschwindigkeit abhängig sind. Diese werden, ähnlich wie zur Ermittlung des 90%-Quantils, bei jedem Windgeschwindigkeitsbin angewandt σ50yμ+kp. Eine Publikation dazu liegt nicht vor, die Methode stammt von Leo Thesbjerg, der Vestas in der IEC-Arbeitsgruppe TC88 vertritt.

Die alternative Methode ist die Inverse First Order Reliability Method (IFORM) [26], die eine schrittweise Abschätzung der windgeschwindigkeitsabhängigen 50-Jahres-Turbulenz durchführt. Zusammengefasst werden dazu folgende Schritte durchgeführt:

1. Berechnung des Normalquantils (x1) für die kumulierte Häufigkeit der Windgeschwindigkeit

2. Berechnung des Ziel-Quantils (beta) für die angestrebte Überschreitungswahrscheinlichkeit bei 50 Jahren

3. Berechnung des Standardquantils der Turbulenz (x2) aus x1 und beta im Standard-2D-Bereich

4. Berechnung der 50-Jahres-Turbulenz aus CDF, so dass die gleiche kumulative Wahrscheinlichkeit erreicht wird wie bei x2

IFORM ist sehr sensibel in Bezug auf die angenommene Standardabweichung der Turbulenz und wird dadurch im Vergleich zur oben beschriebenen Methode als weniger zuverlässig betrachtet. IFORM wird daher nur empfohlen, wenn Messdaten einer hohen Qualität über einen längeren Zeitraum vorliegen, so dass die Turbulenzverteilung für die meisten Windgeschwindigkeitsklassen definiert ist und nur geringfügige Anpassungen und Extrapolation auf höhere Windgeschwindigkeiten vorgenommen werden muss. IFORM bleibt in SITE COMPLIANCE deaktiviert, bis die Zuverlässigkeit dieser Methode durch ergänzende Untersuchungen und Publikationen oder Richtlinien verbessert und bestätigt wird.


Weitere Themen:


Referenzen

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  2. 2.00 2.01 2.02 2.03 2.04 2.05 2.06 2.07 2.08 2.09 2.10 2.11 2.12 2.13 2.14 2.15 2.16 2.17 2.18 2.19 2.20 2.21 IEC 61400-1 ed. 3, 2010, Amendment 1
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Weiterführende Literatur

  • ASTM E1049-85 (2011): ASTM Standard, Standard Practice for Cycle Counting in Fatigue Analysis, ASTM E1049-85, 2011
  • MA Miner (1945): Cumulative Damage in Fatigue, Journal of Applied Mechanics-Transactions of the ASME 1945, vol. 12(3), p. A159-A164
  • DIN 3990-6 (1994): Deutsche Norm: Tragfähigkeitsberechnung von Stirnrädern, Teil 6: Betriebsfestigkeitsrechnung, DIN 3990-6, 1994
  • Box & Wilson (1951): On the Experimental Attainment of Optimum Conditions, Journal of the Royal Statistical Society, Series B (methodological), vol. 13, p. 1-45, 1951