Bei Windkraftanlagenprojekten ist es entscheidend, einen Standort mit hohem Energiepotenzial und möglichst wenigen Einschränkungen auszuwählen, um die Zeit zwischen der Standortauswahl und der Bauphase zu minimieren.
Der Anschlusspunkt an das Stromnetz wird festgelegt, um den Integrationspfad des Projekts zu definieren.
Gebiete mit hohem Energiepotenzial werden anhand von mesoskaligen Windatlanten, Messungen an nahe gelegenen Stationen und Produktionsdaten von in Betrieb befindlichen Windparks ermittelt.
Vorläufige Standortanalysen und Studien zur Energieerzeugung werden anhand geschätzter Windressourcen und Standortgrenzen durchgeführt. Eine vorläufige Machbarkeitsstudie ermittelt Produktionswerte, marktgerechte Kosten und die Amortisationszeit des Projekts unter Berücksichtigung der Umsetzungsbedingungen.
Normen: IEC61400-50-1:2022, IEC61400-50-2:2022, FGW TG6, MEASNET-Verfahren v3, IEC61400-15-1, ISO/IEC-Leitfaden 98-3:2008
Hohe Energieerzeugungsschätzungen sind der wichtigste Faktor bei der Festlegung der Projektfinanzierungsbedingungen. Ein weiterer Faktor, der für das Erreichen hoher Energieerzeugungsschätzungen ebenso wichtig ist wie die Windgeschwindigkeit, ist die Unsicherheit. Um die Unsicherheiten, die sich aus einer gemäß den FGW- und MEASNET-Standards durchgeführten Analyse ergeben, so gering wie möglich zu halten, muss die Messkampagne von erfahrenen Ingenieuren gemäß den Standards konzipiert werden.
Konventionell
Systeme, bei denen lokale Sensoren an Rohr- oder Gittermessmasten angebracht werden, um Windgeschwindigkeits- und Windrichtungsparameter zu erfassen, werden als konventionelle Windmesssysteme bezeichnet.
Systeme, die Daten an dem Ort messen, an dem sie installiert sind, und die gemessenen Daten über elektrische Signale mittels Kabeln an ein Datenspeichergerät übertragen, werden als lokale Sensoren bezeichnet. Zwei Arten von lokalen Messgeräten, die besonders hervorstechen, sind Schalenanemometer und Schallanemometer. Schallanemometer liefern Daten mit höherer Genauigkeit als Schalenanemometer. Schalenanemometer sind jedoch kostengünstiger als Schallanemometer.
Becheranemometer arbeiten ausschließlich mit einem mechanischen System. Da es sich um ein lokales System handelt, wird eine Station in der gewünschten Messhöhe errichtet und mit Anemometern ausgestattet. Schallanemometer sind im Vergleich zu Becheranemometern weniger anfällig für Umwelteinflüsse.
Alle verwendeten Geräte müssen den Normen von definiert wurdenentsprechen, die WMO, ISO, IEC, FGW und MEASNET .
Fernerkundung (LIDAR/SODAR)
Gemäß den Normen IEC61400-12-1 sind Messungen auf verschiedenen Ebenen bis zur Turmhöhe erforderlich, um die Leistung von Windkraftanlagen und die Windressourcen gemäß den Normen MEASNET und FGW zu bewerten.
In den 1990er Jahren wurden Turbinen mit einer durchschnittlichen Turmhöhe von 50 m verwendet, und es war möglich, den Wind mit Hilfe von Rohrmasten zu messen. Bis 2010 hatten die Turmhöhen 80 m erreicht, was den Einsatz von Gitterwindmessstationen erforderlich machte.
Nach 2010, als die Turmhöhen 100 Meter überschritten, stiegen die Installationskosten für Gittertürme. Infolgedessen wurden Fernerkundungssysteme mit LIDAR/SODAR wirtschaftlich rentabel und wurden als Alternative für Messungen in Höhen von 100 Metern und mehr eingesetzt.
Der wichtigste Aspekt bei Messkampagnen, die mit Fernerkundungssystemen durchgeführt werden, ist, dass LIDAR/SODAR allein für Messungen in Gebieten mit homogener Windströmung ausreichend ist , während in Gebieten mit heterogener Windströmung eine kontinuierliche Überprüfung mit einem Referenz-Becheranemometer erforderlich ist.
Während SODAR-Systeme sich durch ihre Kosteneffizienz auszeichnen, haben sich LIDAR-Systeme als eine Technologie bewährt, die weniger von Umweltbedingungen beeinflusst wird und stabilere Messungen an komplexen Standorten liefert. Für detailliertere Informationen zur Fernerkundungstechnologie wenden Sie sich an bitte USENS.
Turmkonstruktionen, die durch Stabdrähte verbunden sind, insbesondere solche, die zur Windmessung verwendet werden, werden durch saisonale Temperaturänderungen negativ beeinflusst. Bei Stahlkonstruktionen, die mit mehreren Drähten an Fundamenten verankert sind, wird die Vertikalität des Mastes durch die unterschiedliche Ausdehnung oder Kontraktion der einzelnen Drähte beeinträchtigt. Die daraus resultierende Verzerrung der Ausrichtung der Station kann zu Veränderungen der Seitenarmwinkel, Neigungen der Seitenarme und in extremen Fällen sogar zum Einsturz der Station führen.
Durch regelmäßige Wartungsarbeiten, die in je nach Stationstyp festgelegten Intervallen durchgeführt werden, sollten strukturelle Verschlechterungen an der Station behoben werden, um deren Lebensdauer zu verlängern und gleichzeitig die Messqualität zu verbessern. Neigungen in den Armen, an denen die Geschwindigkeitssensoren angebracht sind, verursachen Fehler von bis zu 5 % bei der Vorhersage der Windenergie.
Normen: IEC61400-50-1:2022, IEC61400-50-2:2022, FGW TG6, MEASNET Procedure v3, IEC61400-15-1, ISO/IEC Guide 98-3:2008
Windressourcenbewertung
Eine genaue Bewertung der Windressourcen ist für alle Beteiligten, die an der Finanzierung von Projekten im Bereich erneuerbare Energien beteiligt sind, von entscheidender Bedeutung, da diese Projekte angebotsorientiert sind. Es ist unerlässlich, mit einem erfahrenen und unabhängigen Experten zusammenzuarbeiten, um die Fehlerquote zwischen den Energieerzeugungs sbewertungen, die unter Verwendung von Methoden gemäß den MEASNET- und FGW-Standards durchgeführt werden, und den tatsächlichen Produktionsergebnissen zu minimieren.
Um das Gelände und die Vegetationsdecke des Standorts genau zu modellieren, ist eine Besichtigung vor Ort erforderlich. Während der Besichtigung werden auch der Windmessmast und die Ausrüstung überprüft. Bei der Inspektion werden die Konformität der Messstation mit der Norm IEC 61400-50 -1 sowie die Winkel der Seitenarme und des Blitzableiters überprüft. Die Winkel der Seitenarme sind für die Überprüfung der Messungen des Richtungssensors von großer Bedeutung.
Nach dem Herausfiltern von Messdaten, die als fehlerhaft angesehen werden, wird eine stationeninterne und stationsübergreifende Datensynthese (sofern möglich) durchgeführt, um die Datenabdeckung zu erhöhen. Die Korrelation zwischen den Langzeitdatensätzen von ausreichender Qualität und den vor Ort „ “ ( ) gesammelten Messdaten wird überprüft und das Potenzial für die Verwendung als Langzeitquelle untersucht.
In der letzten Phase der Analyse wird anhand der Messdaten das vertikale Profil der Windgeschwindigkeit abgeleitet und dieses Profil zur Berechnung der Windressource in Nabenhöhe verwendet. Die berechneten Werte für die durchschnittliche Windgeschwindigkeit, die Extremwindgeschwindigkeiten und die Turbulenzintensität werden zur Bestimmung der Standortklasse herangezogen.
Damit Fernerkundungssysteme für Studien zur Bewertung der Energieerzeugung von Windparks eingesetzt werden können, muss die Strömung in dem Volumen, in dem die Messungen durchgeführt werden, homogen sein. Fernerkundungssysteme können in mäßig komplexen Geländen eingesetzt werden, in denen die Strömung nicht homogen ist, sofern eine CFD-Korrektur und/oder Verifizierung mit einer konventionellen Messstation durchgeführt wird. Der für die CFD-Korrektur verwendete Algorithmus muss sich in Tests mit unterschiedlichen Komplexitätsklassen bewährt haben, und diese Tests müssen detailliert dokumentiert werden, um die Genauigkeit des Algorithmus zu überprüfen.
In Gebieten mittlerer und hoher Komplexität ist es mit der heutigen Technologie nicht sinnvoll, Fernerkundungssysteme allein zur Messung der Windquelle einzusetzen. Allerdings können sie auch in solchen Gebieten zusammen mit herkömmlichen Messsystemen eingesetzt werden, um vertikale Extrapolationsunsicherheiten zu reduzieren.
In Kraftwerken, in denen Produktionsdaten für einen Zeitraum von mindestens 12 Monaten verfügbar sind, liefern die Produktionsdaten selbst die besten Anhaltspunkte für die Bestimmung der Windressourcen in diesem Gebiet. Die SCADA-Daten der Windkraftanlagen mit einer Auflösung von 10 Minuten werden für die Bewertung herangezogen.
Nach dem Herausfiltern von Daten, die als fehlerhaft angesehen werden, wird (sofern möglich) eine Turbinen-zu-Turbinen-Datensynthese durchgeführt, um die Datenabdeckung zu erhöhen. Windgeschwindigkeits- und Produktionsdaten werden auf einen längeren Zeitraum skaliert, wenn eine langfristige Datenquelle von ausreichender Qualität verfügbar ist.
Windparks können in verschiedenen Phasen gebaut worden sein. Änderungen in der Anzahl der Turbinen wirken sich auf die Produktionsverluste der Turbinen aus. An Standorten, an denen solche Änderungen stattgefunden haben, sollte eine detaillierte Verluststudie durchgeführt werden, die das Inbetriebnahmedatum jeder Turbine berücksichtigt.
Die Verfügbarkeitsraten sollten anhand historischer Daten überprüft werden. die im Turbinenliefervertrag definierte Formel Zu diesem Zweck wird verwendet.
Als Ergebnis der Studie werden die langfristige Windfrequenzverteilung, die Bruttoenergieproduktion , die Leistungskurve und die Verlustfaktoren (Verfügbarkeit, elektrischer Wirkungsgrad, Turbinenleistung, umwelt- und beschränkungsbezogen) für jede Turbine Standort berechnet .
Die anhand von SCADA-Daten ermittelte Häufigkeitsverteilung in Turmhöhe kann als Eingabe für die Energieerzeugungsbewertung verwendet werden, oder die SCADA-Analyseergebnisse können zur Korrektur des anhand von Windmessdaten erstellten Strömungsmodells herangezogen werden.
Normen: IEC61400-50-1:2022, IEC61400-50-2:2022, IEC61400-50-3:2022, IEC 61400-12-6:2022, IEC61400-26-1:2019, FGW TG6, MEASNET-Verfahren v3, IEC61400-15-1, ISO/IEC-Leitfaden 98-3:2008
Die Hersteller legen die grundlegenden Konstruktionsanforderungen fest, um die strukturelle Integrität von Windkraftanlagen zu gewährleisten. An Standorten, an denen die klimatischen Bedingungen diese Anforderungen erfüllen, wird während der gesamten geplanten Lebensdauer ein ausreichender Schutz vor Schäden durch alle Lasten gewährleistet. Die meteorologischen Parameter, Messsstandortendie und an den berechnet wurden nachstehend zusammengefasst sind, müssen in Turmhöhe an den Turbinenpunkten modelliert werden, um festzustellen, ob die zu bewertenden Turbinentypen für den Standort geeignet sind.
Normen: IEC 61400-1:2019, MEASNET-Verfahren v3, IEC 61400-15 (in Arbeit), ISO/IEC-Leitfaden 98-3:2008
Mikrostandortbestimmung und Bewertung der Energieerzeugung
Die Berechnungsschritte für die Mikrostandortbestimmung und die Energieerzeugungsbewertung einer Wind anlage sind nachstehend aufgeführt.
Anhand der meteorologischen Messungen, die von der Firma erhoben wurdenan einem oder mehreren Punkten des Projektstandorts , sollte die Häufigkeitsverteilung der Windgeschwindigkeit in Turmhöhe in Abhängigkeit von der Richtung und der Luftdichte berechnet werden.
Die wichtigsten Eingaben für das Strömungsmodell, nämlich die Höhenkarte „ “, die Rauigkeitskarte, die Waldkarte und die Hindernisse, müssen mit hoher Genauigkeit digitalisiert werden.
In komplexem Gelände mit unregelmäßigen Höhenunterschieden ist die Fehler bei der Ermittlung von Windströmungs en unter Verwendung eines linearen Modells hoch, was zu einer hohen Unsicherheit bei den Energieerzeugungsschätzungen führt. Es ist möglich, Unsicherheiten erheblich zu reduzieren, indem Energieerzeugungsschätzungen durch ein nichtlineares Strömungsmodell unterstützt werden. Für Turbinen im Betrieb kann das Strömungsmodell auch kalibriert werden, indem SCADA-Daten mit einer Auflösung von 10 Minuten in Bereichen ausgewertet werden, in denen Produktionsdaten verfügbar sind.
Auf Grundlage der Wind sressource werden die geplante Projektkapazität, die Standortklasse und andere Einschränkungen berücksichtigt und das optimale Turbinenlayout für den Projektstandort erstellt. In Studien zur Kapazitätserhöhung müssen der Nachlaufeffekt der geplanten Turbinen auf das bestehende Kraftwerk und die damit verbundenen zusätzlichen Verluste unter Berücksichtigung der Wechselwirkung mit den bestehenden Windkraftanlagen im Kraftwerk bewertet werden.
Die Bruttoenergieproduktion wird durch Berechnung der langfristigen Energieproduktion für jeden Turbinenpunkt ohne Verluste geschätzt. Die Hauptfaktorendie zu den führen, Verlusten , werden wie berechnetunten zusammengefasst . Die Nettoenergieproduktionsschätzungen werden durch Abzug der Verluste von der Bruttoenergieschätzung ermittelt. Für Standorte, für die Produktionsdaten für in Betrieb befindliche Turbinen verfügbar sind, werden die tatsächlichen Verluste durch Auswertung der SCADA-Daten mit einer Auflösung von 10 Minuten berechnet.
Die mit verbundenen Unsicherheiten der Energieerzeugung werden für jeden Schritt der Analyse und die definierten Energieverluste berechnet. Jede Unsicherheitskomponente wird dann entsprechend ihrer Beziehung zu den anderen kombiniert, um die Gesamtunsicherheit in der jährlichen Energieproduktion geschätzten und die Wahrscheinlichkeitsverteilung (Überschreitungswahrscheinlichkeit) zu berechnen .
Normen: IEC61400-1:2019, IEC61400-12-5:2022, IEC61400-26-1:2019, IEC61400-12-4:2020, IEC 61400-50-Reihe, FGW TG5, FGW TG6, FGW TG10, MEASNET-Verfahren v3, IEC61400-15-1, ISO/IEC-Leitfaden 98-3:2008
Die Schwankungen der Energieproduktion über die 8.760 Stunden des Jahres werden anhand der folgenden Schritte berechnet. Die Unsicherheit bei der Berechnung der stündlichen Energieerzeugung ist wesentlich höher als bei der Berechnung der jährlichen Energieerzeugung. Normen: IEC61400-1:2019, IEC61400-12-5:2022, IEC61400-26-1:2019, IEC61400-12-4:2020, FGW TG6, MEASNET-Verfahren v3, IEC61400-15-1, ISO/IEC-Leitfaden 98-3:2008
Unter Verwendung der ausgewählten Langzeitquelle werden die Geschwindigkeits- und Richtungsdaten auf einen Zeitraum von mindestens 20 Jahren ausgedehnt.
Es wird ein theoretisches Jahr berechnet, das die erweiterte Zeitreihe am besten repräsentiert, um einen Datensatz mit Windgeschwindigkeits- und Windrichtungsdaten für 8760 Stunden zu erhalten.
Die für luftdichtekorrigierten Zeitreihen Windgeschwindigkeit und -richtung werden für jeden Standort des Tur s binenunter Verwendung des Windströmungsmodells „ “ ( ) ermittelt.
Die Bruttoenergie wird pro Turbine anhand der 8.760-Stunden-Reihe berechnet, wobei die Anlagenleistung summiert und um die Verluste durch elektrische Effizienz bereinigt wird.
Die Nettoenergieproduktion wird unter Berücksichtigung richtungsabhängiger Verluste, wie Nachlauf- und Sektoreffekte, sowie saisonaler Verluste, wie z. B. Vereisung, basierend auf Temperatur und Luftfeuchtigkeit berechnet.
Die Stromerzeugung von Windkraftanlagen kann aus den unten zusammengefassten Gründen eingeschränkt sein.
Verluste aufgrund von Einschränkungen werden anhand der stündlichen Energieerzeugung für den -Faktor 1 und 3 prognostiziert. Für den-Faktor 2 werden je nach Turbinentechnologie und Annäherungsabständen sektorale Einschränkungen auf jede Turbine angewendet und die dadurch verursachten Verluste prognostiziert.
Normen: IEC61400-1:2019, IEC61400-12-5:2022, IEC61400-26-1:2019, IEC61400-12-4:2020, FGW TG6, MEASNET-Verfahren v3, IEC61400-15-1, ISO/IEC-Leitfaden 98-3:2008
Umwelt- oder soziale Einschränkungen (Fledermäuse, Lärm, Flimmern usw. )
Sektorale Einschränkungen aufgrund von Wechselwirkungen zwischen Windkraftanlagen
Netzgrenzen in Wind- und Hybridkraftwerken