Handbuch OPTIMIZE

Zur deutschen Hauptseite | Alle deutschsprachigen Seiten

Zur deutschen Hauptseite | Alle deutschsprachigen Seiten

Die Optimierung von Windfarmlayouts ist eine große Herausforderung, da neben den reinen Windbedingungen eine Vielzahl von weiteren Aspekten berücksichtigt werden muss. Das Modul OPTIMIZE unterstützt Sie bei der Lösung dieser Aufgaben.

Die Kurzanleitung zur Arbeit mit dem windPRO-Modul OPTIMIZE finden Sie hier:

Quick Guide OPTIMIZE

Das OPTIMIZE-Modul in windPRO deckt sowohl die Onshore- als auch die Offshore-Layout-Optimierung ab, denn die wesentlichen Unterschiede zwischen Onshore- und Offshore-Optimierungen liegen in der Definition der Wake-Decay-Konstante für die PARK-Berechnung (AEP) und im Kostenmodell für den Bau des Windparks (falls das Optimierungsziel Kosten berücksichtigen soll). Die Art und Weise wie OPTIMIZE Layouts für on- und offshore entwickelt ist gleich. Die resultierenden Layouts werden typischerweise on- und offshore trotzdem sehr unterschiedlich sein, weil sich die Grundlagen der Berechnung, also die vom Benutzer bereitgestellten Informationen wie WEA-Fläche und Ressourcendatei, meist stark unterscheiden. Bei Offshore-Parks ist die Geometrie nicht auf Rasterlayouts fixiert. Wenn Sie ein Rasterlayout simulieren möchten, nutzen Sie bitte OPTIMIZE Classic (windPRO 3.5 und davor).

OPTIMIZE Schritt-für Schritt

• Vorbedingungen: Eine Windressourcenkarte im Format *.rsf, *.wrg oder *.siteres und Standort-Einschränkungen in Form eines WEA-Flächen-Objekts, durch das verfügbares Land, Ausschlussflächen und Mindestabstände definiert werden
• Starten Sie eine neue OPTIMIZE-Session
• Legen Sie die grundlegenden Einstellungen auf der Standort-Ebene fest. Um weitere Einschränkungen zu berücksichtigen, sind zusätzliche Daten notwendig:
  • Lebensdauer: Hierfür wird zwingend eine *.siteres-Datei benötigt sowie die Kenntnis über Auslegungsnorm und -klasse der zu verwendeten WEA. Außerdem muss ein generisches oder spezifisches Response-Modell für die WEA und eine Lizenz für LOAD RESPONSE aktiviert sein.
  • Schall: Hierfür müssen vor der Optimierung Schall-Immissionsorte definiert werden und sichergestellt, dass für die relevanten WEA-Typen die benötigten Schall-Emissionsdaten im WEA-Katalog hinterlegt sind. Außerdem muss eine Lizenz für DECIBEL aktiviert sein.
• + WEA: Fügen Sie einen WEA-Typ und die nötigen Definitionen hinzu
• + Größe/Läufe: Legen Sie die gewünschte Parkgröße und weitere Details für die Optmierungsläufe fest und starten diese
• Vergleichen Sie die vorgeschlagenen Layouts
• Realisieren Sie die beste(n) Layout-Variante(n)

Start des OPTIMIZE-Moduls

Gestartet wird das OPTIMIZE-Modul aus dem Fenster Module oder aus der Werkzeugleiste. Über Neu können Sie eine neue Optimierungs-Session anlegen und über die Optimierungs-Ebenen die Rahmenbedingungen für die Entwicklung Ihres Windpark-Layouts definieren.

Optimierungsstruktur und Ebenen

Für das neue OPTIMIZE wurde eine flexible grafische Benutzeroberfläche (GUI) entwickelt, um verschiedene Einsatzszenarien zu berücksichtigen. Auf der linken Seite des OPTIMIZE-Fensters entsteht schrittweise mit den eingegebenen Daten und den verschiedenen Optimierungsszenarien eine Baumstruktur. Beim Aufbau der Baumstruktur, beim Einrichten und Vorbereiten der Optimierung müssen verschiedene Informationen und Entscheidungen definiert und eingegeben werden. Dieses Setup aus vordefinierten Informationen und vorberechneten Daten ist die Voraussetzung für schnelle und trotzdem gute Optimierungsergebnisse.

Wenn eine Ebene oder ein Element ausgewählt und in der GUI-Struktur hervorgehoben wird (siehe oben) zeigt das Fenster auf der rechten Seite den Inhalt an, der diesem Element zugeordnet ist, z. B. Standort. Das Hinzufügen neuer Ebenen erfolgt über die drei Schaltflächen unter dem „Baum“. Für den nächsten logischen Schritt, wie zum Hinzufügen einer Ebene, wird die entsprechende Schaltfläche grün hervorgehoben.

Die folgenden Unterabschnitte führen zur Definition der einzelnen Ebenen des GUI-Baums. Beim Einrichten und Ausführen von Optimierungen sollte sich das Hauptfenster von OPTIMIZE auf Register Konfiguration / Lauf befinden.

Standort

Die Standort-Ebene ist die grundlegende Ebene der Optimierung. Es können auch mehrere Standorte vorhanden sein, um die Auswirkungen verschiedener Grundannahmen zu untersuchen. Unter Standort müssen folgende Informationen und Einstellungen definiert werden:

Standort Klima / Windressourcen - Hier muss die vorberechnete Ressourcenkarte am Standort durch Auswahl einer .rsf- oder .siteres-Datei definiert werden. Idealerweise hat die Ressourcenkarte eine Rasterauflösung vom 0,5-fachen des Rotordurchmessers der Anlage oder etwas weniger.

Ziel – Hier wird festgelegt, worauf das Layout optimiert werden soll: AEP (jährliche Energieproduktion), LCOE (Stromgestehungskosten) oder NPV (Nettobarwert - Gewinn des Projekts). Für das gewählte Ziel sind weitere Eingaben erforderlich. Zum Beispiel die Wake-Decay-Konstante in der PARK-Berechnung (alle Ziele), die Einrichtung eines Kostenmodells (LCOE und NPV) oder der in der Zukunft erwartete mittlere Strompreis (NPV).

Einschränkungen – Immer erforderlich ist hier die Auswahl einer WEA-Fläche. Diese definiert die Flächen, auf denen die Anlagenplatzierung zulässig ist sowie die minimale und maximale WEA-Anzahl oder -Leistung. Sie definiert auch Ausschlussflächen mit Pufferzonen und WEA-Mindestabstände, die aktiviert oder deaktiviert werden können. Auch die Berücksichtigung der Lebensdauer von Anlagenkomponenten oder Einschränkungen durch Schall kann aktiviert werden.

Verbindungspunkte – Ziele, die eine Kostenberechnung erfordern (LCOE und NPV), können bekannte Verbindungspunkte für externe Netz- und Straßenverbindungen übernehmen. Diese Punkte müssen als Kontrollpunkte vordefiniert und hier ausgewählt werden.

Existierende WEA – Wenn es in der Gegend bestehende Anlagen aus anderen Projekten gibt, deren Nachläufe auf dieses Projekt einwirkt, müssen sie als existierende WEA definiert und hier ausgewählt werden. Ihr Nachlaufeffekt auf die neuen Anlagen wird berücksichtigt. Der zusätzliche Nachlauf, den die bestehenden WEA erfahren, wird derzeit nicht berechnet.

Schallrezeptoren – Wenn die Schallbeschränkung aktiviert ist, müssen hier ein oder mehrere Schallimmissionspunkte ausgewählt werden.

WEA

Auf WEA-Ebene müssen die notwendigen Daten für das Ziel und die auf Standort-Ebene ausgewählten Einschränkungen definiert werden. Alle neuen Optimierungen in diesem Zweig des Baumes werden mit dem ausgewählten Anlagentyp und den entsprechenden Daten durchgeführt.

WEA & Leistungskennlinie - Jede Optimierung erfordert die Auswahl eines WEA-Typs aus dem WEA-Katalog, eine Nabenhöhe und die Leistungskennlinie (Modus). Dies ist die Grundlage für die AEP- und Wakeverlust-Berechnungen. Für herkömmliche Leistungskennliniendaten wird die entsprechende Leistungskennlinie ausgewählt, für PowerMatrix-Dateien wird der Betriebsmodus separat ausgewählt.

Lebensdauer/Lasten – Wenn die Lebensdauerbedingung aktiviert ist, müssen die Auslegungsnorm und die WEA-Auslegungsklasse sowie das Load response-Modell für die Berechnung von Lasten und Lebensdauer definiert sein.

Schalldaten – Wenn die Schallbeschränkung aktiviert ist, müssen die Schalldaten ausgewählt sein. Für PowerMatrix werden die Schalldaten durch den gewählten Modus vordefiniert.

Individuelles WEA-Kostenmodell verwenden - Wenn verschiedene WEA-Typen für denselben Standort evaluiert werden, kann es sinnvoll sein, das Kostenmodell auf WEA- statt auf Standort-Ebene zu definieren. In diesem Fall wird das Standort-Kostenmodell ignoriert.

Größe

Mit Größe ist die Anzahl WEA im Windpark gemeint.

Mit Lauf wird ein Optimierungsdurchgang bezeichnet.

Die Größenebene wird in einem Schritt zusammen mit mindestens einem Lauf auf dessen Unterebene erstellt. Dies geschieht über die Schaltfläche + Größe/Läufe.

Sobald die Größen und Läufe erstellt wurden, zeigt dieses Fenster eine Übersicht aller Läufe für diese Größe. So können mehrere Parkgrößen auf einmal mit identischen Optimierungseinstellungen erstellt werden - ohne weiteren Aufwand.

Definition Parkgröße(n) - Hier werden die Parkgrößen festgelegt. Beachten Sie, dass ALLE Größen von Minimum bis Maximum erstellt werden, sobald die Schaltfläche Läufe einreihen gedrückt wird. Anschließend wird eine separate Optimierung für jede Größe ausgeführt. Begrenzen Sie den Größenbereich daher auf eine sinnvolle Anzahl von Optimierungen. Die Tabelle über der Größenauswahl fasst die Anforderungen an minimale und maximale Anlagenzahlen im WEA-Bereich zusammen. Minimale bzw. maximale Leistung wird anhand der gewählten WEA automatisch in Anlagenanzahl umgerechnet. Alternativ kann ein Anwenderlayout definiert werden, in dem der Benutzer die Anfangspositionen für die Optimierung selbst wählt, oder Maximale Anzahl. Dabei wird die Fläche mit der maximal möglichen WEA-Anzahl gefüllt.

Lauf-Einstellungen für jede Größe – Hier wird die Optimierungsstrategie für jeden erstellten Optimierungslauf festgelegt. Standard für das Startlayout ist Smart, die Alternativen dazu Zufällig und Individuell. Letzteres öffnet den unteren Teil des Fensters und erlaubt eine flexible Kombination von Optimierungsmerkmalen. Die für die Option Zufällig verfügbare Einstellung Versuche definiert, wie oft ein Optimierungslauf mit zufälligem Startlayout wiederholt werden soll. Wenn Sie Versuche beispielsweise auf fünf setzen, erhalten Sie fünf verschiedene zufällige Durchläufe für jede Größe.

Wenn das Setup im Fenster Konfiguration/Lauf abgeschlossen ist, können die Optimierungen entweder direkt mit Läufe einreihen nacheinander abgearbeitet oder durch Läufe parken vorerst geparkt werden, um später ausgeführt zu werden.

Läufe

Die tiefste Ebene des GUI-Baums ist die Lauf-Ebene. Hier wird jeder Optimierungslauf aufgeführt und nach Abschluss kann ein optimiertes Layout in der windPRO-Objektliste und im Kartenfenster erstellt werden, indem Sie auf Layout realisieren klicken.

Während der Optimierung werden die Positionen der WEA des bisher besten Layouts angezeigt. Die Liste Schritte und der Konvergenzplot zeigen, wie das Layout im Zeitverlauf verbessert wurde. Beide zeigen die Werte für den in der Dropdown-Auswahl Zeige ausgewählten Parameter an. Oben in der Ansicht befindet sich eine detaillierte Zusammenfassung der Einstellungen für den Lauf, einschließlich einer Statusanzeige, ob er noch verarbeitet wird, erledigt oder fehlgeschlagen ist.

Details zu Randbedingungen und/oder Informationen zur einzelnen Anlagenproduktion und Nachlaufverlusten können über die Schaltflächen AEP/Wake zeigen und Einschränkungen (nur wenn Einschränkungen definiert wurden) unten rechts im OPTIMIZE-Fenster angezeigt werden.

Der aktuelle Status des in der Baumstruktur markierten Laufs wird sowohl dort über die Symbole, als auch in der Zeile Status in der Zusammenfassung angezeigt. Die Legende für diese Symbole und ein zusammenfassender Status aller aktuellen Läufe innerhalb der Struktur befinden sich direkt unter der Struktur.

Optimierungs-Grundlagen

Bei der Entwicklung eines Windparks müssen viele wichtige Entscheidungen getroffen werden. Einige dieser Entscheidungen können von einem Optimierungsansatz profitieren, passen aber nicht gut in ein herkömmliches Optimierungssetup. Die Optimierungsziele, auf denen die Entscheidungen basieren, so wie Jährliche Energieproduktion (Annual Energy Production, AEP) oder finanzielle Kennzahlen wie Energiekosten (Cost of Energy, COE), sind in einigen Fällen ungeeignet oder nicht ausreichend sensibel, um die Entscheidungen korrekt zu beeinflussen. Ein Beispiel dafür ist die Größe eines Windparks. Das Verhältnis zwischen der Anzahl der WEA im Park und der zugehörigen AEP ist schlicht, je mehr WEA desto höher die AEP. Die Energiekosten (COE) nehmen hingegen aufgrund der Wake-Effekte typischerweise mit der Anzahl der WEA zu. Dies macht AEP und COE ungeeignet, um eigenständig die optimale Größe eines Windparks zu bestimmen . Beim Treffen dieser zusätzlichen und wichtigen Entscheidungen (z.B. über die Größe der Windfarm) unterstützt Sie die Benutzeroberfläche, sie sind jedoch nicht Bestandteil des Optimierungsalgorithmus selbst. Die wichtigsten Anwendungsszenarien sind im Folgenden beschrieben und umfassen diese wesentlichen Festlegungen bei der Windparkentwicklung:

• Gestaltung des Layouts

• WEA-Anzahl im Park

• Wahl des Anlagentyps

• Einschränkungen

Die Einrichtung der Baumstruktur mit einem Standort, einer WEA und einem oder mehreren Optimierungsläufen mit den Einstellungen und Eingaben auf jeder Ebene werden auf dem Register Konfiguration/Lauf vorgenommen. Dies ist quasi das Arbeitsfenster von OPTIMIZE, in dem Optimierungen hinzugefügt, Einstellungen getätigt und Details angezeigt werden können.

Um mehrere abgeschlossene Optimierungen zu vergleichen, verfügt OPTIMIZE über einen "Vergleichsmodus", der über das Register Vergleich auf mehreren Ebenen der Baumstruktur verfügbar ist.

Hier werden die Ergebnisse für verschiedene WEA, Größen und Läufe im direkten Vergleich angezeigt. Der GUI-Baum zeigt in blau die gewählte Ebene, unterhalb derer die -ebenfalls farbig markierten- Läufe verglichen werden. Ist ein Standort ausgewählt, werden die Ergebnisse für die WEA verglichen, die für diesen Standort definiert wurden. Für jede WEA wird dabei der beste Lauf über alle Größen hinweg ausgewählt und farbig hervorgehoben. Bei der Auswahl einer WEA werden alle Größen unterhalb dieser Stufe verglichen, für jede Größe wird der beste Lauf gewählt, wenn es mehr als einen gibt. Wenn Sie eine Größe auswählen, werden einfach alle Läufe für diese Größe verglichen.

Derzeit ist es nicht möglich, verschiedene Standorte miteinander zu vergleichen: Durch die unterschiedlichen Ziele und Einschränkungen, die sie haben können, wäre ein sinnvoller Vergleich kaum möglich.

Layout mit fester WEA-Anzahl

Die einfachste Ausführung von OPTIMIZE ist die Erstellung eines Layouts mit einer festen Anzahl von WEA. Nur eine Optimierung braucht eingerichtet und ausgeführt werden, nachdem die Daten und Einstellungen auf Standort- und WEA-Ebene definiert wurden. Die Baumstruktur kann dann genutzt werden, um verschiedene Startmodelle, bzw. Strategien für die Optimierung zu vergleichen. Dies kann z.B. die Standardeinstellung sein, die sich Smart nennt, es kann aber auch ein vom Anwender definiertes Start-Layout genutzt oder eine Reihe von zufälligen Läufen (Anzahl über Versuche) durchgeführt werden.

Nachdem der erste Lauf für eine spezifische Parkgröße angelegt ist, können weitere Läufe mit derselben Größe hinzugefügt werden, indem die Größe in der Baumstruktur markiert und auf die Schaltfläche +Läufe geklickt wird, die auf dieser Ebene die Schaltfläche +Größe/Läufe ersetzt hat. Ist ein einzelner Lauf im Baum ausgewählt, ändert sich der Name der Schaltfläche in Lauf duplizieren. Dadurch kann das Ergebnis dieses Laufs als Startpunkt für einen anderen Lauf verwendet werden. So kann eine Optimierung fortgesetzt oder eine stufenweise Optimierung durchgeführt werden.

Dies sind die drei Varianten der Lauf-Schaltfläche, je nachdem welche Ebene aktiviert ist:

+Größe/Läufe °° +Läufe °° Lauf duplizieren

Hier ein Beispiel für eine Größe mit mehreren Läufen, Register Konfiguration/Lauf:

Unten dieselbe Optimierung, Register Vergleich. Auf diesem werden die Läufe miteinander verglichen. Die Checkbox min/max Y-Skalierung erleichtert den Vergleich, wenn die Ergebnisse der Läufe sehr ähnlich sind.

WEA-Anzahl (Parkgröße)

OPTIMIZE kann verwendet werden, um den Einfluss der Parkgröße auf die Wirtschaftlichkeit und/oder den Ertrag zu analysieren. Eine optimale Parkgröße in Bezug auf die Optimierungsziele (AEP, LCOE, NPV) existiert nicht, da diese stetig mit der Anlagenzahl steigen bzw. sinken und kein eindeutiges Maximum haben. Oft ist die maximal zulässige Anzahl von Anlagen die bevorzugte Wahl, diese kann sich aus den Netzanschlussbedingungen oder anderen Genehmigungsbeschränkungen herleiten.

Um die Parkgröße zu analysieren, können Sie im +Größe/Läufe-Fenster ein Intervall zu untersuchender Anlagenanzahlen angeben:

Für jede Anlagenanzahl im Intervall wird im Berechnungsbaum eine eigene Ebene Größe mit einem Lauf gestartet. OPTIMIZE kann bis zu N Läufe parallel ausführen (N=Anzahl logische Prozessoren minus 1). Nach Abschluss können die Ergebnisse verglichen werden

Auswahl WEA-Ebene im Berechnungsbaum → Register Vergleich  (Ziel ist hier LCOE):

In einigen Fällen brechen die Läufe für die größten Parkgrößen ab, bevor alle Anlagen des Startmodell platziert werden konnten. Der größtmögliche durchgeführte Lauf kann, aber muss nicht die maximale Anlagenzahl bestimmen, die platziert werden kann; da mehrere Faktoren dieses Ergebnis beeinflussen. Zum einen darf die Rasterauflösung der Windressourcenkarte nicht zu grob sein, etwa 0,5 Rotordurchmesser (RD) ist meist passend; zum anderen werden aber durch das Standard- Startmodell (Smart) die Anlagen bereits entsprechend dem Optimierungsziel platziert, aber das Maximum wird durch eine Einschränkung bestimmt. Die Platzierung ist daher möglicherweise nicht ideal in Bezug auf die Minimierung von Überschreitungen der definierten Einschränkungen. Um dann dennoch ein gültiges Layout zu finden, siehe [hier].

WEA-Typ festlegen

Um eine Auswahl zwischen verschiedenen geeigneten Anlagentypen zu treffen, fügen Sie die in Betracht kommenden WEA-Typen zum Standort hinzu, jeweils +WEA. Eine Festlegung der maximal zulässigen Gesamtleistung pro Fläche im WEA-Flächen-Objekt ist hier vorteilhaft, um automatisch die maximale WEA-Anzahl anhand der Nennleistung anpassen zu lassen. Falls detaillierte Kosteninformationen vorliegen, kann für jede WEA ein individuelles Kostenmodell angelegt werden. Dies ist aber nicht zwingend erforderlich, da die Standardkostenmodelle automatisch den Unterschied der Rotorgröße und Leistung jedes WEA-Typs berücksichtigen.

Wird die Standort-Ebene im Berechnungsbaum markiert, werden auf dem Vergleich-Register die Ergebnisse der WEA-Typen gegenübergestellt. Wenn es mehrere Größen und/oder Läufe für jede WEA gibt, wird der beste Lauf in Bezug auf das Optimierungsziel gewählt. Hier ein Beispiel für den Vergleich von LCOE-Optimierungen über drei Anlagentypen:

Einschränkungen festlegen (Abstand, Schall, Lebensdauer)

In einigen Fällen wird die Optimierung mehr durch die Einschränkungen (Schall oder Lasten), als durch das gewählte Ziel (AEP, LCOE oder NPV) bestimmt. Das Ziel wird dabei nicht ignoriert, aber es gibt Flächen, in denen große Bereiche aufgrund der Einschränkungen nicht nutzbar sind. In einigen Fällen kann dies dazu führen, dass Läufe für manche Größen fehlschlagen, da das Startmodell kein gültiges Layout generieren kann. D.h. es können nicht alle Anlagen platziert werden ohne Einschränkungen zu verletzen.

In so einem Fall können mehrere Läufe mit der Lauf-Einstellung Zufällig für eine fehlgeschlagene Größe hinzugefügt und die Einstellung Ungültiges Startmodell erlauben aktiviert werden. Das ermöglicht es dem Startmodell, alle gewünschten Anlagen zu platzieren, aber die Einschränkungen (bis auf die WEA-Fläche) zu ignorieren. Das Schrittmodell versucht dann zuerst die Überschreitung der Einschränkung zu minimieren. Wenn dies gelingt, optimiert es das Layout für das gewählte Ziel.

Optimierungs-Algorithmus

Windfarmen zu optimieren ist eine große Herausforderung. Hauptsächlich ist das auf das Auftreten mehrerer lokaler Minima und sogenannter Nichtlinearität und Wechselwirkung in den Zielfunktionen zurückzuführen, die wiederum weitgehend durch die WEA-Wakes bestimmt werden. Wird eine Anlage bewegt, kann sich die optimale Position für alle anderen Anlagen im Park ändern oder eine -vorher eingehaltene- Einschränkung verletzt werden. Diese Effekte können durch ein zu grobes Ressourcenraster und eine zu grobe Richtungsauflösung im Wakemodell oder einfach durch die Windrichtungsverteilung verstärkt werden. Wenn Einschränkungen einbezogen werden, können diese auch eigentlich vorteilhafte Layoutänderungen verhindern und die effektiv nutzbare Fläche in viele kleinere, nicht verbundene "Inseln" aufteilen, die für einen Optimierungsalgorithmus extrem schwierig zu verarbeiten sind. (Mehr zu Optimierungszielen und Einschränkungen).

Die Struktur von OPTIMIZE bildet die Struktur des zugrundeliegenden Lösungsansatzes ab: Eine klassische iterative Suche, aber mit vielen integrierten intelligenten Funktionen, die Leistung und Effizienz verbessern. Anfangs benötigt eine Optimierung ein Startmodell, eine "erste Vermutung", und anschließend ein Schrittmodell, das versucht, iterative, inkrementelle Veränderungen vorzunehmen, um das Layout des Startmodells zu verbessern. Da das endgültige, optimale Modell a priori nicht bekannt ist, sind ein oder mehrere Stoppkriterien erforderlich, um zu entscheiden, wann das Schrittmodell die weitere Suche nach besseren Layouts beenden soll. Dies kann eine maximale Zeit oder eine maximale Anzahl von fruchtlosen Versuchen sein, im nächsten Schritt eine Verbesserung zu erreichen. Je besser das Startmodell, desto fokussierter kann das iterative Schrittmodell seine Suche durchführen. Tatsächlich ist das Problem der Windparkoptimierung so komplex, dass es bei vielen Anlagen für eine iterative Lösung sehr schwierig ist, das Optimum zu finden und die Wahrscheinlichkeit groß ist, in einem nur mittelmäßig guten lokalen Optimum zu landen. In diesem Sinne ist das alte Sprichwort "Gut begonnen ist halb gewonnen" äußerst zutreffend und war der Anlass für die Entwicklung des Smart-Startmodells. OPTIMIZE enthält verschiedene Optionen für das Startmodell, das Schrittmodell und auch für das Stopp-Kriterium. Hier die Standardeinstellung von Start- und Schrittmodellen:

Wird die Option Individuell ausgewählt, ist die volle Flexibilität verfügbar und im Bereich Einstellungen darunter werden alle Optionen von Start, Schritt und Stopp auswählbar:

Die Möglichkeiten im Einzelnen:

• Individuell

• Startmodell: Smart; Zufällig; Ressourcenhungrig; Manuell; Füllen
• Schrittmodell: Zufällig, Lokal; Zufällig, Regional; Zufällig, Global

• Auflösung: Diskret (Begrenzung auf Rasterpunkte), Kontinuierlich

• Stoppkriterium: Max. Dauer, Max. fruchtlose Änd./WEA, (ausgeschöpfte Nachbarschaft)
• Stochastisch (Verwendung von Zufallszahlen)
• Seed (zur Reproduzierbarkeit stochastischer Methoden)
• Versuche (wie viele Läufe für eine stochastische Methode generiert werden sollen)

Das letzte aufgeführte Stopp-Kriterium, ausgeschöpfte Nachbarschaft, steht in Klammern, da es durch die Anwendenden nicht ausgewählt werden kann. Es wird immer angewendet, wenn die Optimierung mit der Einstellung Diskrete Auflösung ausgeführt wird, wobei die Anlagenpositionen auf die Rasterpunkte im Ressourcenraster beschränkt werden. Die Auflösungseinstellung mit den Optionen Diskret oder Kontinuierlich ist eine Eigenschaft des Schrittmodells, sie wird im Setup der Lauf-Einstellungen als Nur Rasterpunkte bezeichnet.

Zur Vereinfachung gibt es vordefinierte Kombinationen von Start- und Schrittmodell, die gut zusammen performen. Smart, die Standardoption, wird in den meisten Fällen am besten funktionieren. Die vordefinierten Kombinationen mit Start- und Schrittmodell sind:

• Anwenderlayout

• Start: Manuell (d.h. vorab erstellt)
• Schritt: Zufällig, Lokal

• Max. Anzahl

• Start: Füllen
• Schritt: Zufällig, Lokal

• Smart

• Start: Smart
• Schritt: Zufällig, Lokal

• Zufällig

• Start: Zufällig
• Schritt: Zufällig, Regional

Startmodell

Der Zweck des Startmodells besteht darin, einen ersten, möglichst guten Entwurf des optimalen Layouts zu entwickeln. Bei komplexen Optimierungsproblemen ist trifft "gut begonnen ist halb gewonnen" weitestgehend zu – höchstwahrscheinlich ist mit einem guten Startlayout schon viel mehr als nur die Hälfte erledigt. Ein schlechtes Ausgangsmodell wird dagegen eher zu lediglich lokal optimalen Lösungen führen. Alle Startmodelle arbeiten strikt auf dem Ressourcenraster (Diskret). Ist dieses Raster größer als der Rotordurchmesser der Anlage, kann sich die Leistung der Startmodelle verschlechtern, insbesondere der fortgeschritteneren wie des Smart-Startmodells. Der beste Kompromiss zwischen Geschwindigkeit und Rasterauflösung liegt bei etwa 0,5 RD für das Ressourcenraster.

Das Startmodell beachtet alle definierten Einschränkungen. Lediglich beim Startmodell Zufällig kann diese Prüfung mit Ungültiges Startmodell erlauben ausgeschaltet werden, um potenziell aussichtsreiche Startlayouts nicht von vornherein zu verwerfen.

Das Smart-Startmodell wählt (in etwa) die optimale Position für jede neue WEA, die es platziert, in Bezug auf das gewählte Ziel und die Auswirkungen bereits gesetzter Anlagen. Ist Stochastisch aktiviert, enthalten die Platzierungen der einzelnen Anlagen ein maßvolles Zufallselement

Das Startmodell Zufällig ist vollständig stochastisch und wählt die Positionen zufällig über das gesamte Raster aus. Für dieses Modell wird mehr als ein Versuch empfohlen, 7-8 oder mehr, d.h. mehrere ähnliche Durchläufe werden mit verschiedenen Sätzen von Zufallszahlen durchgeführt. Dieses Modell kann insbesondere dann von Vorteil sein, wenn die Optimierung stark von restriktiven Randbedingungen beeinflusst wird. Ein fester Seed kann so eingestellt werden, dass er Zufallszahlen genau reproduziert, da dieser Seed sowohl für das Start- als auch für das Schrittmodell verwendet wird, um vollständige Konsistenz zu gewährleisten. Ein fester Seed kann nicht mit mehreren Versuchen verwendet werden.

Die Option Ressourcenhungrig ist vor allem aus historischen Gründen und zum Vergleich mit windPRO OPTIMIZE Classic enthalten. Hier wird jede Anlagenposition entsprechend der besten verfügbaren Ressourcenposition ausgewählt, ohne Nachlaufeffekte und zielbezogene Funktionen zu berücksichtigen. Diese Option eignet sich für Standorte mit starker Ressourcenvariation (z. B. ein Bergrücken), die das AEP-Ziel verwenden.

Das Startmodell Füllen ignoriert das Ertragspotenzial und beginnt mit dem Befüllen der Anlagen von einer Ecke aus, aber unter Einhaltung der Einschränkungen, bis die erforderliche Anzahl platziert wurde. Bei Auswahl von Max. Anzahl wird so lange gefüllt, bis aufgrund der definierten Einschränkungen keine Anlagen mehr platziert werden können. Diese Option reagiert besonders ungünstig auf ein zu grobes Ressourcenraster.

Das Startmodell Manuell wird vom Anwender definiert; die Startpositionen der Anlage werden aus einem vorher auf der Karte definierten Layout selbst ausgewählt.

Schrittmodell

Das Schrittmodell versucht iterativ das Startmodell zu verbessern, bis ein Stoppkriterium erfüllt ist. Alle Schrittmodelle sind stochastisch, sie beruhen auf Zufallszahlen. D.h. sowohl eine Anlage als auch eine neue Position für diese Anlage wird zufällig ausgewählt. Der Hauptunterschied zwischen den Schrittmodellen ist der Positionspool, aus dem diese neuen Positionen gezogen werden.

Das Schrittmodell Zufällig, Lokal sucht zufällige Positionen aus einem lokalen Bereich um die WEA unter der Annahme, dass das aktuelle Layout relativ nahe am Optimum liegt. Diese Annahme gilt in der Regel für Smart-Startmodelle und manuelle, anwenderdefinierte Startmodelle.

Das Schrittmodell Zufällig, Regional sucht die zufälligen Positionen aus einer relativ großen Region um die Anlage herum unter der Erwartung, dass die optimale Position nicht in der direkten Nachbarschaft, sondern weiter entfernt gefunden werden.

Das Schrittmodell Zufällig, Global sucht neue Positionen aus dem gesamten Bereich der WEA-Fläche(n). Es wird in keiner der Standardoptionen verwendet, da die Erreichung der Konvergenz ineffizient ist. In einer ersten groben Suchphase kann es jedoch manchmal nützlich sein, wenn die Optimierung mit einem geklonten Lauf über das Schrittmodell Zufällig, Regional fortgesetzt wird.

Wenn die Rasterauflösung der Ressourcenkarte 0,5 RD oder feiner ist, lautet die Standardoption Nur Rasterpunkte (diskret). Wenn die Rasterauflösung gröber ist als 0,5 RD, ist die Standardoption Kontinuierlich, wodurch die Anlagen von den Rasterpunkten abweichen und dadurch lokale Optima aufgrund eines zu groben Rasters verhindern können. Der Nachteil ist, dass das typische Stoppkriterium (ausgeschöpfte Nachbarschaft) nicht verwendet werden kann, siehe Stoppkriterien.

Stoppkriterien

Über die Stoppkriterien wird festgestellt, ob eine Optimierung konvergiert bzw. so nahe an der Konvergenz ist, dass eine weitere Verbesserung unbedeutend ist. Außerdem soll den Anwendenden die Möglichkeit gegeben werden, eine maximale Dauer festzulegen (mit dem Risiko, vor Erreichung des Optimums anzuhalten).

Die maximale Dauer ist die Zeit, die das Schrittmodell höchstens laufen darf. Anschließend wird die Optimierung gestoppt. Die Zeit zum Generieren des Startmodells ist darin nicht enthalten. Max. fruchtlose Änd./WEA definiert die maximale Anzahl erfolgloser Versuche, einen akzeptablen Schritt zu machen, der eine Verbesserung erzielt. Es werden sowohl ungültige Schritte (d. h. überschrittene Einschränkungen) als auch Schritte mit schlechteren Ergebnissen gezählt.

Ausgeschöpfte Nachbarschaft ist eine verborgene Option, aber das effizienteste Stoppkriterium. Es kann nur für Läufe verwendet werden, deren Auflösung auf Rasterpunkte beschränkt (diskret) ist. Es wird getestet und gespeichert, ob alle möglichen Positionen in der Suchumgebung für alle Anlagen vergeblich ausprobiert wurden –wenn ja, ist das aktuelle Layout per Definition das Optimum und der Lauf wird gestoppt. Für kontinuierliche Läufe kann dieses Stoppkriterium nicht verwendet werden: Dabei ist die Suchumgebung immer unendlich, egal wie klein sie ist.

Ziele und Einschränkungen

Das Ziel der Optimierung ist in unserem Fall ein Windpark-Layout, das uns den höchsten Jahresertrag, die geringsten Stromgestehungskosten oder den höchsten Projektgewinn liefert. Die Designvariablen sind die Freiheitsgrade von OPTIMIZE, die modifiziert werden dürfen, um zum gewünschten Ziel das bestmögliche Layout zu finden. In OPTIMIZE sind nur die Anlagenpositionen, also die X- und Y-Koordinaten explizite Designvariablen. Die Anzahl der Anlagen und die Anlagenmodelle sind implizite Designvariablen, die die Anwender über die flexible Baumstruktur analysieren und optimieren können.

Eine Optimierung bedeutet für manche Ziele eine Steigerung des Werts, z.B. wenn die höchste jährliche Produktion (AEP) oder der maximale Projektgewinn das Ziel ist. Für andere Ziele, wie z.B. Stromgestehungskosten, bedeutet Optimierung eine Minimierung des Werts.

Einschränkungen sind bekannte Bedingungen, die erfüllt sein müssen, damit eine Position akzeptiert wird, daher nennen wir eine Lösung, die alle Einschränkungen einhält, gültig. Eine Position, bei der mindestens eine Einschränkung verletzt wird, ist ungültig (und wird nicht akzeptiert).

OPTIMIZE kann die Einhaltung von drei verschiedene Arten von Einschränkungen bei der Ermittlung des besten WEA-Layouts berücksichtigen: WEA-Fläche und Mindestabstand, Schall und Lebensdauer. Beachten Sie dabei bitte, dass die Nutzung von Lebensdauer- und Schallbeschränkungen eine gültige Lizenz für die Module LOAD RESPONSE bzw. DECIBEL voraussetzt.

Optimierungs-Ziele

Ziel AEP

AEP ist der jährliche Energieertrag einschließlich Nachlaufverlusten. Die AEP-Berechnung basiert auf den Windressourcendaten der gewählten .rsf- bzw. .siteres-Datei, die sektorweise Weibull-Parameter (A und k) und die Häufigkeit der Richtungen (f) enthält. Wake-Effekte werden über das PARK2-Wake-Modell und eine benutzerdefinierte Wake-Decay-Konstante berechnet.

Wenn als Optimierungs-Ziel AEP gewählt wird, kann es besonders bei großen WEA-Flächen zu sehr verteilten Layouts kommen. Dadurch würden die Kosten für den Bau von Straßen und Netzanbindungen stark ansteigen. Das ist die Hauptmotivation für die Wahl anderer Ziele, die auch die Kosten für den Bau des Windparks und der Infrastruktur berücksichtigen.

Kosten

Kosten sind nicht direkt als einzelnes Ziel in OPTIMIZE verfügbar, es gibt aber die kostenbasierten Ziele Stromgestehungskosten (LCOE) und Projektgewinn / Nettobarwert (NPV), um eine Balance zwischen dem erwarteten Ertrag und den entstehenden Kosten zu berücksichtigen. Die Kosten werden mit dem windPRO-Kostenmodell modelliert. Dieses Tool schätzt die Kosten mithilfe parametrisierter Formeln, die auf umfangreichen Recherchen und realen Kosten basieren. Dabei werden die Anlagenkosten mit der Nennleistung (MW), der spezifischen Leistung (MW/m²), der Rotorfläche (mm²) und der Nabenhöhe (m) über eine spezielle Regressionsformel skaliert. Das Kostentool verfügt über sechs vordefinierte Kostenmodelle: "hoch", "mittel" und "niedrig", jeweils für Onshore und Offshore.

Im Kostentool sind die Ausgaben in vier Hauptkategorien unterteilt:

• DEVEX: Entwicklungskosten
• CAPEX: Investitionskosten
• OPEX: Betriebskosten und Wartung
• ABEX: Rückbaukosten

CAPEX umfasst die gesamte Investition in die Errichtung des Windparks, OPEX enthält die Kosten für den Betrieb des Windparks während seiner Lebensdauer. CAPEX ist die einzige Kostenkategorie, die über die Netz- und Zuwegungskosten direkt vom Windparklayout abhängt.

Für jede Kostenart kann ein Kostenindex definiert werden, um die erwarteten zukünftigen Trends in der Preisentwicklung zu berücksichtigen. Dieser Index sollte keine allgemeine Inflation enthalten.

Über Einträge in der Tabellenspalte Wert Kostenfunktion können Sie Anpassungen der Basiskosten vornehmen. Die Alternativmodele für „hohe Kosten“ und „niedrige Kosten“ werden z.B. durch Erhöhung bzw. Reduktion dieser Faktoren definiert.

OPTIMIZE geht davon aus, dass der Windpark im Jahr nach dem laufenden Jahr gebaut und in Betrieb genommen wird. Dabei wird angenommen, dass die Entwicklungskosten - DEVEX - im Jahr vor der Installation entstehen. Wenn das im Kostenmodell definierte Bezugsjahr von dem Jahr abweicht, in dem ein Kostenfaktor eintritt, wird der Kostenindex (falls festgelegt) verwendet, um die Kosten entsprechend anzupassen. Der Standardkostenindex ist während der gesamten Lebensdauer null.

Beachten Sie, dass die in OPTIMIZE angezeigten Kostenwerte nicht diskontiert, nur indexkorrigiert (falls vom Benutzer festgelegt) und über die Lebensdauer summiert sind.

Für Netzanschluss (Offshore und Onshore) und Zuwegung (nur Onshore) wird eine zusätzliche Teiloptimierung durchgeführt, um den kürzesten Weg zur Verbindung der Anlagen im Layout zu finden. Entweder zwischen den WEA untereinander oder zu einem der Verbindungspunkte, falls für den Standort definiert. Die daraus resultierende kürzeste Verbindung fließt in die Kostenkalkulation ein. Die Lösung dieser Teiloptimierung beruht auf der Graphentheorie, es wird der sogenannte minimale Spannbaum gesucht. Der minimale Spannbaum wird im Parklayout für jeden Lauf über die schwarzen Verbindungslinien zwischen den WEA (und ggf. Verbindungspunkten) visualisiert.

Das Kostenmodell ist bewusst einfach gehalten. Ein Minimum an Annahmen wird über die tatsächlichen Projektkosten kalibriert. Es müssen und können keine sehr spezifischen Kostenpositionen festgelegt werden, sondern es soll ein ideales Gleichgewicht zwischen Genauigkeit und Flexibilität bilden. Letztendlich ist die passende Größenordnung der Kosten ausreichend, um sie als Input für die kostenbasierten Optimierungsziele nutzen zu können.

Offshore- vs. Onshore-Kosten

Die Onshore- und Offshore-Kosten-Einstellungen teilen sich viele Kostenkomponenten. Beide beinhalten auch Kosten für den Netzanschluss, aber mit sehr unterschiedlichen Werten. Der Hauptunterschied besteht darin, dass das Onshore-Kostenmodell auch die Kosten für die Zuwegung enthält, während das Offshore-Modell die Kosten für eine Netzverbindung zum Land umfasst. Auch die Fundamente und Flächen werden unterschiedlich berechnet. Weitere Details finden Sie unter Kostenmodelle.

Ziel LCOE

Die Stromgestehungskosten (Levelized cost of energy, LCOE) zu minimieren ist ein übliches Ziel von Layout-Optimierungen. Sie beinhalten einerseits den Effekt der Kosten, insbesondere die Kosten für den Bau des Windparkprojekts, also CAPEX, anderseits benötigen sie aber keine weiteren Annahmen über unsichere Größen wie die zukünftige Entwicklung des Strompreises. Es muss aber ein Abzinsfaktor angegeben werden, um zukünftige Kosten auf heutige Werte zu diskontieren. Der Abzinsfaktor ist ein Basiszinssatz, der sich häufig am durchschnittlichen Zinssatz für sichere Anlagen oder einer gewünschten mittleren Kapitalrendite eines Unternehmens orientiert. Der in windPRO verwendete Abzinsungsfaktor ist um die allgemeine Inflation korrigiert (d.h. die Inflation ist nicht eingeschlossen). Daher sollten zukünftige Kosten im windPRO-Kostentool die Inflation nicht berücksichtigen.

Bei der LCOE-Berechnung wird die zukünftige AEP ähnlich diskontiert, was nicht intuitiv erscheinen mag. Die AEP eines jeden Jahres über die gesamte Lebensdauer führt jedoch zu einem Cashflow über den Verkauf des produzierten Stroms. Der Ertrag des nächsten Jahres ist unter Annahme eines konstanten Strompreises und bei positiven Abzinsfaktoren mehr wert als z.B. der Ertrag in 15 Jahren. Somit berücksichtigt die LCOE-Berechnung den Abzinsungseffekt sowohl zukünftiger Kosten als auch zukünftiger Stromverkäufe und berechnet daraus die durchschnittlichen Stromgestehungskosten, wie in der folgenden Gleichung ausgedrückt. (vgl. , ):

Im obigen Ausdruck werden die Kosten zu einer einzigen Summe pro Jahr zusammengefasst. In der Praxis wird der CAPEX nur im Jahr Null, dem Installationsjahr, und der OPEX in allen folgenden Jahren bis zum Ende der Lebensdauer anliegen und - falls ein Kostenindex für die zukünftigen Jahre festgelegt wurde - im Laufe der Zeit steigen.

LCOE als Optimierungsziel hat den Nachteil, dass die Kosten mit zunehmender Größe eines Windparks tendenziell zunehmen (d. h. sich LCOE verschlechtert), da die Positionen mit höchstem Ertragspotenzial zuerst eingenommen werden und die Nachlaufeffekte mit der Parkgröße zunehmen. Der Gesamtgewinn des Projekts hingegen wird typischerweise mit der Größe des Windparks steigen. Daher führen Stromgestehungskosten in der Regel zu einem zu kleinen Windpark, wenn sie als Ziel zur Bestimmung der Windparkgröße verwendet werden. Beim Vergleich von Windparks gleicher Größe tritt dieser Effekt nicht auf.

Ziel NPV

Der Kapitalwert (Net Present Value, NPV) für ein Windparkprojekt entspricht dem Gesamtgewinn des Windparks während seiner Lebensdauer, umgerechnet auf den heutigen Wert. NPV weist viele Ähnlichkeiten mit LCOE auf und adressiert den Hauptnachteil von LCOE, die Unterbewertung größerer Projekte. Trotzdem enthält der NPV die höheren Investitionskosten für stärker verteilte Layouts. Der Hauptunterschied zwischen NPV und LCOE besteht aber darin, dass die AEP in zukünftigen Jahren explizit in einen Cashflow umgewandelt wird. Dies erfordert neben dem Abzinsfaktor (d) zusätzlich die Annahme eines Energiepreises (P), der standardmäßig konstant ist, aber zukünftige Projektionen über einen Kostenindex erfasst, ähnlich wie bei den Kostenkomponenten. Der NPV wird folgendermaßen berechnet: (z.B. )).

NPV ist die flexibelste der drei im Optimizer unterstützten Zielfunktionen (AEP, LCOE und NPV). NPV kann ähnliche Ergebnisse sowohl wie AEP-Optimierungen als auch wie LCOE-Optimierungen liefern. Die Optimierung wird durch den Ausgleich zwischen Kosten und Ertrag gesteuert, der durch den angenommenen Strompreis definiert wird. Werden sehr hohe Strompreise erwartet, verlieren die Kosten an Bedeutung und das NPV-Ziel nähert sich dem AEP-Ziel an. Bei sehr niedrigen Strompreisen verliert AEP an Bedeutung und die Optimierung wird hauptsächlich versuchen, die Kosten zu minimieren. Wenn der Strompreis so gewählt wird, dass er den Stromgestehungskosten aus einer anderen Optimierung entspricht, führt die Optimierung mit Ziel NPV zu sehr ähnlichen Ergebnissen wie mit Ziel LCOE. Das Ziel NPV behebt einige Schwächen der Optimierungsziele AEP und LCOE. NPV eignet sich auch gut als Ziel, wenn die beste Anlagenzahl eines Windparks gesucht wird, da es versucht, den Gewinn des Projekts über die gesamte Lebensdauer zu maximieren. Da der Gewinn in absoluten Zahlen tendenziell mit der Projektgröße wächst, ist die optimale Größe oft die maximal zulässige Anlagenzahl, wie auch beim Ziel AEP. Der Hauptnachteil von NPV besteht in der Annahme eines zukünftigen Strompreises, was mit einer (sehr) großen Unsicherheit verbunden ist, aber eine starke Auswirkung auf die Ergebnisse hat, wenn NPV als Optimierungsziel gewählt wird.

Einschränkungen

WEA-Fläche

Die Definition eines WEA-Flächen-Objekts ist Voraussetzung für alle Optimierungen. Das WEA-Flächen-Objekt dient dazu, die nutzbaren Flächen für den geplanten Windpark zu definieren. Ein Windpark-Standort kann in mehrere Teilflächen unterteilt sein, und jede Teilfläche kann individuelle Beschränkungen hinsichtlich der minimalen und maximalen Anzahl von Anlagen, bzw. installierter Leistung, haben. Teilflächen können auch individuelle Anforderungen an den Mindestabstand zwischen den einzelnen WEA haben, die typischerweise als Ellipsen bezüglich des Rotordurchmesser definiert und an der Windrichtungsverteilung orientiert sind. OPTIMIZE hält sich immer an die in der gewählten WEA-Fläche definierten Flächenbegrenzungen, während die Berücksichtigung der Mindestabstände zwischen den Anlagen separat über die Checkbox aktiviert werden muss. Wenn keine Abstandsbeschränkung aktiviert ist, akzeptiert OPTIMIZE keinen Anlagenabstand unter 1 RD.

Schall

Die Berücksichtigung von Schalleinschränkungen erfordert eine aktivierte Lizenz für das DECIBEL-Modul. Die Berechnung nutzt eine vereinfachte Version der Norm ISO 9613-2. Die Schallemissionen werden für eine einzelne Windgeschwindigkeit ermittelt, die in den Modelleinstellungen für die Schallanforderung ausgewählt werden kann.

Für eine größtmögliche Ähnlichkeit zum deutschen Schallmodell wählen Sie 10 m/s, beachten Sie aber, dass die Ergebnisse dieser Berechnung nicht der deutschen Vorschrift (ISO 9613-2 Interimsverfahren) entsprechen, da die Bodendämpfung nicht wie dort pauschal angesetzt wird.

Standort-Ebene in Optimize-Baumstruktur → Schall → Modelleinst. 

Schallrezeptoren werden auf Standortebene ausgewählt:

Standort-Ebene in Optimize-Baumstruktur → Schallrezeptoren 

WEA-Emissionen werden in der OPTIMIZE-Baumstruktur auf der WEA-Ebene ausgewählt:

WEA-Ebene in Optimize-Baumstruktur → Schalldaten 

Lebensdauer

Die Berücksichtigung der Komponenten-Lebensdauer erfordert eine aktivierte Lizenz für das Modul LOAD RESPONSE. Dabei wird eine Einschränkung für die erforderliche Mindestlebensdauer für ausgewählte Anlagenkomponenten an jeder WEA-Position festgelegt.

Zur Berücksichtigung der Lebensdauer bei der Layout-Optimierung, muss eine Ressourcendatei mit allen Standortparametern für die Ermüdungsberechnung im Format .siteres vorliegen. Eine .siteres-Datei kann über die RESOURCE-Berechnung in windPRO berechnet werden (basierend auf der IEC 61400-1 Ed. 4 und SITE COMPLIANCE) oder aus dem kostenlosen Online-GASP-Datensatz heruntergeladen werden. Bei den Berechnungsoptionen handelt es sich um eine reduzierte Version von LOAD RESPONSE:

Standort-Ebene in Optimize-Baumstruktur → Lebensdauer → Modelleinst. 

Auf der WEA-Ebene der Optimize-Baumstruktur erfordert die Berechnung der Lebensdauer die Angabe der Auslegungsnorm und -klasse der WEA sowie die Auswahl des Load Response-Modells, das entweder ein generisches Modell oder ein spezifisches Modell eines Herstellers sein kann. Für das Load Response-Modell können die Sensoren ausgewählt werden, die berücksichtigt werden sollen. Empfehlenswert ist es dabei, sich auf die wesentlichen Komponenten wie Blattwurzel und Turmfuß und ggf. langsame Welle (LDD) zu konzentrieren.

WEA-Ebene in Optimize-Baumstruktur → Load Response-Modell → Bearb.