Abstandsregelung in Windparks Recommendations for Spacing in Wind Farms*

Transkript

1 Abstandsregelung in Windparks Recommendations for Spacing in Wind Farms* H. Seifert 1), J. Kröning 2), T.Hahm 2),R. Rohden 3), K. Freudenreich 4), S. Jöckel 5), J. Birkemeyer 6) 1) DEWI, 2) TÜV-Nord Gruppe, 3) Enercon GmbH, 4) DeWind GmbH, 5) GE Wind Energy GmbH, 6) Nordex Energy AG 1 Einleitung Durch die wachsende Größe der Windenergieanlagen (WEA) und die knapper werdenden Standorte planen Windparkentwickler immer engere Abstände der Anlagen im Park untereinander. In Parks betriebene WEA beeinflussen sich gegenseitig hinsichtlich des Energieertrags und der mechanischen Beanspruchung. Während die heute für die Ertragsprognose verwendeten Windparkrechenmodelle den Parkwirkungsgrad hinreichend genau abschätzen, existieren keine bekannten und validierten Verfahren, mit denen der Nachlauf von Rotoren und die daraus resultierenden Beanspruchungen der Nachbaranlage simuliert werden können. Messungen bis zum Abstand von fünf Rotordurchmessern herunter sind zwar in den letzten Jahren veröffentlicht worden, es ist aber fraglich, ob sie für die heutigen Megawatt- Anlagen und engere Abstände repräsentativ sind. Die erst in der letzten Zeit verstärkt durchgeführten kommerziellen Beanspruchungsmessungen sind im Wesentlichen mit dem Ziel durchgeführt worden, die Simulationsrechnungen für die Zertifizierung zu validieren. Daten aus dem Betrieb im Nachlauf anderer WEA werden bei diesen Messkampagnen üblicherweise nicht explizit ausgewertet. Die einschlägigen Normen und Richtlinien, wie zum Beispiel die IEC ed 2 [1] und die DIBt Richtlinie [2] geben anzunehmende Lastfälle nur für den Einzelbetrieb an; für den Windparkbetrieb werden keine Vorgaben gemacht. Es ist weiterhin nicht genau bekannt, wie sich die an kleineren Anlagen validierten empirischen Modelle zur Berechnung der Nachlaufströmung (Turbulenz, und Geschwindigkeitsdefizit) auf größere Anlagen übertragen lassen. 2. Heutiger Stand in Deutschland Im Genehmigungsverfahren für Windparks in Deutschland wird heute empfohlen, die Anlagen in Hauptwindrichtung nicht enger als 5 Rotordurchmesser aufzustellen. Zwischen 3 und 5 D 1 Introduction Wind turbines operating in wind farms affect each other in energy production and mechanical loads. As of today, during planning of wind farms, the used simulation models predict the wind farm efficiency more realistically than the effects on the mechanical loads. Also in the related international Standards no recommendation is given how to take into account the wake and the partial wake situation. In the certification process the wake operation is covered by an increased incoming turbulence intensity at the turbines operating in the wake. The German Institute for Building Techniques (DIBt) supports the research programme introduced here which aims at the investigation of wake effects on the structural integrity of narrow spaced turbines within wind farms and giving recommendations at which distances the increased loads are covered by an increased turbulence intensity. Basis for the investigation are already performed power performance and mechanical load measurements ordered by the participating industrial partners. For the assessment of the wind structure of the wake two approaches have been chosen. Firstly the evaluation of power curve measurements when the meteorological mast is situated in the downwind position. The undisturbed wind speed as well as the turbulence intensity are gained from the turbine's power signal by using the power curve and the power fluctuation coefficient (PFC). Several measurement campaigns of today's Megawatt turbines with different control strategies have been evaluated. As this method only covers data in partial power operation, a special campaign has been launched where the wind structure in the wake of a Megawatt turbine is measured by ultrasonic anemometers in three heights up to hub height. At selected mechanical load measurements the full wake and partial wake situation is identified in the data bases and evaluated in terms of fatigue loads. The measurements are taken as the basis for the validation of a CFD model which is used to create * Translation of the paper presented at the DEWEK 22 [11] 79

2 muss gutachterlich nachgewiesen werden, dass die Standsicherheit nicht beeinträchtigt ist [3]. Die Auswirkungen des Nachlaufes einer vorstehenden WEA werden als "Immission" betrachtet [4]. Typenprüfungen von WEA nach der DIBt-Richtlinie fordern einen Standsicherheitsnachweis für 2 Jahre bei 2% Turbulenzintensität [2]. Das heißt, WEA in Parks dürfen nur so nah aneinandergestellt werden, dass die eingehende Turbulenzintensität, sei es durch die Topographie oder Hindernisse im frei angeströmten Wind oder durch die Verwirbelung der vorangestellten WEA bedingt, nicht überschritten wird. Das vom Deutschen Institut für Bautechnik geförderte Projekt soll Grundlagen für einen Vorschlag in den Richtlinien schaffen, ab welchem Abstand die Parkaufstellung mit erhöhter Grundturbulenz abgedeckt ist. Dabei sollen sowohl vorhandene Messungen von Windgeschwindigkeiten vor und hinter WEA, Beanspruchungen von Komponenten im frei angeströmten und im Leebetrieb, als auch Rechenverfahren angewandt werden. In der Literatur veröffentlichte Forschungsergebnisse wie zum Beispiel [5] dienen als weitere Informationsquelle. 3. Abschattungseffekte Windpark - WEA können je nach Parkaufstellung und Windrichtung verschieden stark durch Nachbaranlagen beeinträchtigt werden. Die optimale Ausrichtung liegt vor, wenn eine Reihe von WEA 9 quer zur Windrichtung aufgestellt ist, alle Anlagen werden frei angeströmt. Dagegen wird eine Erhöhung der Eingangsturbulenz bei gleichzeitiger Verminderung der mittleren Windgeschwindigkeit erwartet, wenn die WEA dieser Reihe genau hintereinander betrieben werden. Der auf die Beanspruchungen der Komponenten der Parkanlagen größte Einfluss wird bei der Teilabschattung, wie in Abb. 1 gezeigt, erwartet. Neben der Erhöhung der Eingangsturbulenz treffen zusätzlich Randwirbel und unsymmetrische Eingangswindgeschwindigkeiten die jeweils nachgeschalteten WEA. Wie allgemein bekannt, sind die zeitlichen Verteilungen von Turbulenzintensität und Windgeschwindigkeit die wesentlichen die Lebensdauer von WEA beeinflussenden Größen. Beide Verteilungen werden im Leebetrieb verändert: Während sich die mittlere Windgeschwindigkeit reduziert, erhöht sich die Eingangsturbulenzintensität. Ein zentrales Ziel des beschriebenen Projekts ist eine möglichst genaue Modellierung der Ermüdungslasten von im Lee laufenden WEA, das heißt, ob und wie stark der Einfluss der erhöhten Turbulenz durch die reduzierte Windgeschwindigkeit kompensiert wird. wind fields in the wake of turbines within wind farms. Parameter studies are carried out, and loads in undisturbed, full wake and partial wake situation are assessed for different sizes and control strategies. Finally, recommendations how to take into account the loads caused by wake operation in wind farms. Emphasis is laid on the partial wake situation. 2. Situation in Germany as of Today According to the German requirements for wind farm erection it is recommended to place wind turbines within wind farms in the prevailing wind direction not closer than five diameters. Between three and five diameters it must be proved by specialist reports that the structural integrity is not affected [3]. The wake of a wind turbine in front of another one is regarded as immission [4]. The type approval of wind turbines according to the national recommendations of the DIBt require a design life of 2 years at a turbulence intensity of 2 per cent [3]. 3. Shading Effects Turbines in wind farms can be differently affected by neighboured turbines according to the wind farm layout and the meteorological situation at the site. The optimum situation in a wind farm is a row of turbines erected perpendicular to the wind direction which leads to an undisturbed inflow for all turbines. If the turbines are situated in such way that the wind is blowing parallel to the row, the downwind turbines will experience higher turbulence levels at reduced wind speed. However, the most severe effect on the mechanical loads of the components seems to be a partial wake situation shown in Fig. 1. Besides an increase of the turbulence intensity additional tip vortices as well as an unsymmetrical inflow wind speed will meet the downwind turbine. It is known that the distribution of turbulence intensity and wind speed in time are the most affecting parameters on the lifetime of a wind turbine. Both u u u Abb. 1: Erhöhung der Eingangsturbulenz mit zusätzlichen Randwirbeln und unsymmetrischer Eingangswindgeschwindigkeit Fig. 1: Increase of inflow turbulence with additional tip vortices and unsymmetrical inflow wind speed 8

3 Besonders die Teilabschattung führt rechnerisch zu höheren Ermüdungslasten. Die genaue Parametrisierung soll unter anderem Ziel der Untersuchungen sein. Je nach Windparkkonfiguration werden sich auch Vermischungseffekte einstellen, die, je nach Betriebssituation, wie zum Beispiel Windgeschwindigkeits- und Windrichtungsverteilung, Regelbetrieb, mehr oder weniger hohe Ermüdungslasten erwarten lassen. 4. Verwendung vorhandener Messungen Drei Arten von bereits durchgeführten oder neu begonnenen Messkampagnen werden ausgewertet. Kommerzielle Leistungskennlinienvermessungen und Beanspruchungsmessungen an WEA der im Projekt beteiligten Hersteller, sowie eine Windmessung des Windfeldes vor und hinter einer Megawatt-WEA. 4.1 Leistungskennlinienmesskampagnen Leistungskurvenmessungen werden üblicherweise mit separaten Messmasten bis in Nabenhöhe durchgeführt. Ausschlusskriterium für die Datenauswahl sind unter anderem dann gegeben, wenn sich der Messmast im Lee der WEA befindet. Während dieser Situationen aber, wenn der Messmast im Abstand von etwa 2 bis 3 D hinter der WEA steht, kann die Windgeschwindigkeit im Lee der Anlage in Nabenhöhe aufgezeichnet werden. Diese, für die Leistungskurvenauswertung "unbrauchbaren" Daten werden zwar während der Messungen aufgezeichnet, aber bei der Ermittlung der Leistungskennlinie nicht berücksichtigt. Im sogenannten IEC - Sektor wird die Leistungskennlinie und der Leistungsschwankungskoeffizient PFC über der Windgeschwindigkeit (Definition des Power Fluctuation Coefficient siehe Abb. 2 und [6]) ermittelt. Steht der meteorologische Mast im Lee der WEA, so wird über die Leistungskennlinie und den PFC(v) durch Eingabe der Leistung und der Standardabweichung der Leistung die ungestörte Windgeschwindigkeit und -turbulenz ermittelt. Abb. 3 zeigt das Prinzip dieser Auswertung, die allerdings nur für Windgeschwindigkeiten zwischen der Einschaltwindgeschwindigkeit und der Nennwindgeschwindigkeit gültig ist, da nur in diesem Bereich eine eindeutige Zuordnung zwischen Windgeschwindigkeit und Leistung gegeben ist. Vorteil der Methode ist, dass auf eine große Menge von statistischen Daten von WEA verschiedenster Größe und Regelungsarten zurückgegriffen werden kann. Eine Beispielsauswertung einer solchen Meßkampagne zeigt Abb. 4, in der oben die am Mast gemessene Turbulenzintensität über der Windrichtung und unten die am Mast gemes- are changed in the wake of a rotor. While the average wind speed is reduced the inflow turbulence is increased in the wake. The project aims at a most exact modelling of the fatigue loads in the wake operation of wind turbine components. One question is whether the fatigue load increasing influence of the higher turbulence can be compensated by the reduced wind speed. Especially the partial wake operation results in higher fatigue loads as calculations showed. Depending on the wind and wind direction distribution as well as on the given wind farm configuration a mixture of all three types of inflow will occur and affect the lifetime of the single turbines in a wind farm differently. 4. Use of Existing Measurements Three types of already performed or newly started measurement campaigns are being evaluated within the project: Commercial power curve and mechanical load measurements at wind turbines of the manufacturers participating in the project as well as wind measurements of the wind structure upwind and downwind of a megawatt-turbine. 4.1 Power Curve Measurements Normally, power curves are measured by using a separate mast up to hub height. A typical exclusion criteria is given if the wind is coming from such a direction that the mast is positioned downwind of the turbine. However, this is exactly the situation in a wind farm where the wind speed and turbulence intensity at hub height can be documented in a position of two to three diameters behind the rotor. These data are not taken into account for a power curve measurement but are still available. P el Abb. 2: Fig. 2: P el σ P v w σpel Pel PFC = σv 3 v v σ v ϕ PFC Prinzipielle Darstellung der IEC-Leistungskennlinienvermessung. Principle sketch of an IEC power curve measurement Within the so called IEC-sector the power curve and the power fluctuation coefficient PFC are assessed (The definition of the PFC is shown in Fig. 2 and in [6]). v w 81

4 sene Windgeschwindigkeit bezogen auf die ungestörte Windgeschwindigkeit dargestellt sind. P el Abb. 3: Fig. 3: v σ v P el σ P v w σpel Pel PFC = σv 3 v v w σ vw ϕ Viele dieser Turbulenzauswertungen im Nachlauf zeigen beidseitig des Nachlauftrichters wesentlich höhere Turbulenzintensitäten. In Abb. 5 ist dieser Effekt in der linken, farblich markierten, Bildhälfte deutlich zu sehen. Damit verbunden sind die Effekte des Randwirbels der Rotorblätter und des sogenannten Mäandrierens des Winddefizits. Letzterer Effekt verursacht durch wechseln der Windrichtung im Meßintervall ein ständiges Wandern des Übergangsbereichs des ungestörten und des gestörten Windfeldes über das Anemometer, was in den Meßwerten als erhöhte Turbulenz interpretiert wird. Allerdings wird der Betrieb jenseits der Nennwindgeschwindigkeit aus den oben genannten Gründen nicht aufgezeichnet. Daher beschloß die Projektgruppe, bei einer der Leistungskennlinienvermessungen einen zweiten Meßmast in der direkten Verlängerung, zwei Durchmesser hinter der WEA, aufzustellen. PFC Prinzipskizze zur Ermittlung der Windgeschwindigkeit und Turbulenzintensität aus Messungen mit dem Mast im Lee einer WEA. Principle sketch for the assessment of the turbulence intensity and the wind speed from measurements in the wake of a turbine. Turbulence intensity, σv/v v wake /v free Abb. 5: Fig. 5: Wind direction, Possible wake sector Wake situation "Mäandern" im Nachlaufbereich. Typical "hat"shape of the turbulence intensity in the wake v w In order to gain the undisturbed wind speed and turbulence intensity in the wake situation the power curve and the PFC(v) versus wind speed relation is used as shown in Fig. 3. However, the method described is only valid for the partial power operation range between cut-in wind speed and close to rated wind speed. Only in that range a definite assignment can be made. The advantage of the method is the big amount of statistical data measured at wind turbines of different sizes and control systems such as pitch, stall, and active stall control. An example is given in Fig. 4 which shows the measured turbulence intensity at the mast in hub height in the upper part of the Figure. The lower part shows the measured wind speed normalised by the undisturbed wind speed gained by the method described above. Turbulence intensity, σv/v v wake /v free Abb. 4: Fig. 4: Wind direction, Possible wake sector Wake situation Beispiel einer Auswertung der Turbulenzintensität und des Windgeschwindigkeitsdefizits im Nachlaufbereich einer Megawatt-WEA. Die Nachlaufsituation ist farblich markiert. Example: Assessment of the turbulence intensity and the wind speed reduction in the wake of a megawatt turbine. The wake is marked in colours. Many of these evaluations of the turbulence intensity in the wake show on both sides of the wake cone higher turbulence intensities. Fig. 5 depicts this effect in the left side of the Figure which is marked blue. The "hat" - shape results from tip vortices of the rotor and the changing wind directions causing a change of wake and no wake effect within one average period. The partially reduced wind speed is interpreted as an increased turbulence intensity. However, as described above, wind speeds higher than rated wind speed can not be evaluated from the power curve measurement campaigns. Therefore the project group decided to install a second mast in the direct line downwind of a Megawatt turbine in two diameters distance. 82

5 4.2 Windgeschwindigkeiten vor und hinter WEA Um eindeutige Windmessungen im Nachlauf von heutigen MW-Anlagen im 2 bis 3 D Bereich auch für Windgeschwindigkeiten oberhalb der Nennwindgeschwindigkeit zu erhalten wurde in der Projektgruppe beschlossen, bei einer laufenden Leistungskennlinienvermessung im Lee der Hauptwindrichtung einen mit drei Ultraschallanemometern in Nabenhöhe, in Nabenhöhe minus R/2 und in Nabenhöhe minus R ausgestatteten Messmast aufzustellen, um gleichzeitig den ungestörten und gestörten Wind luv- und leeseitig zu untersuchen. Eine Windrichtungsanzeige und ein normales Vektor - Schalensternanemometer in Nabenhöhe vervollständigen die Ausstattung des Masts im Lee der Hauptwindrichtung. Die prinzipielle Aufstellung ist in Abb. 6 und Abb. 7 gezeigt. Eine erste Messung im 4 Hz Bereich ist in Abb. 1 dargestellt. Hier befindet sich der Meßmast direkt zwei Rotordurchmesser hinter der Megawattanlage. Die im Nachlauf gemessene Turbulenzintensität, bezogen auf den reduzierten Wind, steigt von am ungestörten Mast gemessenen 8 bis 12% auf 23% im Lee der WEA. Die Anlage läuft dabei mit variabler Drehzahl im maximalen cp. Die beschriebene Messung mit den zwei Masten dient einmal der Validierung der vorher beschriebenen Methode der Leistungskurvenmesskampagnen, zum anderen zur Erzeugung zeitlich höher aufgelöster 3-D Winddaten zur Validierung des CFD - Rechenverfahrens und zur Überprüfung des später verwendeten Windfeldes. 4.2 Wind Speed Upwind and Downwind of a WT In order to measure the wind structure in the wake of a today's megawatt turbines at wind speeds higher than rated wind velocity it has been decided within the project team to install a mast downwind of the prevailing wind direction. The mast was equipped with ultra sonic anemometers at three heights. At hub height, at hub height minus R/2, and hub height minus R in order to assess simultaneously the three dimensional wind vector at three heights in the wake and non-wake situation. A cup anemometer and a standard wind vane are installed at hub height additionally and connected to the data acquisition system of the IECpower curve measurement equipment. The principle sketch is depicted in Fig. 6 and 7. An example evaluation of the first measurements with a sampling rate of 4 Hz is shown in Fig. 1. In this situation the mast is situated in the full wake two diameters downwind of the turbine. The measured turbulence intensity, related to the reduced wind speed increases from undisturbed 8 to 12 per cent to 23 per cent in the wake. The turbine operates in the partial power range with variable rotor speed at maximum cp. v 1,σ v1, ϕ 1 P el,σ P, 2.4 D 2. D v 2,σ v2, ϕ 2 uhh,v hh,w hh u hh-r/2,v hh -R/2,w hh -R/2 u hh-r,v hh-r,w hh-r v 1,σ v1, ϕ 1, Temp, Baro v 2,σ v2, ϕ 2 Abb. 6: Fig. 6: P el,σ P, V 1,σ v1 V 2, σ v2 ϕ Leistung, Std P Power, Std P Wind, Std v Luv Wind, Std v upwind Nachlauf Wake Windrichtung Wind direction Prinzipskizze der Masten vor und hinter der WEA. Principle sketch of the mast upwind and downwind of the turbine. Abb. 7: Fig. 7: MW - WEA mit 2 Masten Megawatt WT with the two masts. The measurement described using the two masts validates the method using the power curve measurements described above. Additionally, time series of wind speed vectors in three directions at higher resolutions can be used to validate the wind field simulated by the later used CFD - simulation. During an earlier measurement campaign at a 1.5 MW turbine, wake situations have been already evaluated from a cup anemometer at hub height and at hub height minus R. 1-min-averages as well as time series at higher sampling rates have been recorded [7]. 83

6 Mast 1 Turbulence intensity, σv/v 1.5 Mast 1 v wake /v free Mast 1 Wind direction, WEA Windgeschwindigkeitsreduktion / Wind speed reduction v 2/v Abb. 8: Leesituation am Mast 1. Fig. 8: Downwind situation at mast 1 Turbulenzintensität / Turbulence intensity Turbulence intensity upwind of the WT Turbulence intencity downwind of the WT Windrichtung / Wind direction, Abb. 1: Änderung der Turbulenz (Vektoranemometer 1- min Mittelwerte an Mast 2) im Nachlauf einer MW- WEA im Vergleich zum ungestörten Wind im Luv der WEA (Mast 1). Fig. 1: Change of turbulence intensity (Vektor cup anemometer, 1-min-averages, mast 2) in the wake of a MW-WT compared against the undisturbed wind speed upwind (Mast 1). wind shear / (m/s)/m wind direction at 46m / deg. Possible wake sector shear = [V(67m) - V(46m)] / h, all wind speeds average:.217 m/s / m Abb. 12: Windgradienten im Nachlaufbereich 2,4D hinter einer MW-WEA (1-min Mittel). Fig. 12: Wind gradient in the 2.4 D wake of a MW-WT (1- min-averages). In einer früheren Meßkampagne an einer 1,5 MW Anlage wurden bereits Auswertungen von Windmessungen im Leebetrieb durchgeführt, wobei ein Anemometer in Nabenhöhe und eines in Nabenhöhe minus Radius als 1-min Mittelwerte, aber auch als höher aufgelöste Zeitreihen, aufgezeichnet wurden [7]. Die resultierenden Windgradienten der 1-Minuten-Mittelwerte sind in Abb. 12 dargestellt und werden den späteren Simulationen gegenübergestellt. Abb. 9: Fig. 9: Windgeschwindigkeit / Wind Speed, m/s Windrichtung Mast 1 / Wind direction Mast 1, Nachlauf gemessen in Nabenhöhe am Mast 2, Werte bezogen auf ungestörte Windgeschwindigkeit am Mast 1 gemessen (1-min-Mittelwerte). Wake measured at hub height related to the undisturbed wind measured speed at mast 1 (1-minaverages) Wind Speed at hub height Average +/- Std dev Zeit / Time, s Abb. 11: Zeitreihe der Windgeschwindigkeit in Nabenhöhe im Nachlauf 2 D hinter der WEA. 23% Turbulenzintensität bei 7 m/s. Fig. 11: Time series at hub heigt two diameters downwind of the WT. 23 per cent turbulence intensity at 7 m/s. The resulting wind gradients of the 1-min-averages are shown in Fig. 12. They will be used for later comparisons against the simulations. 4.3 Mechanical Load Measurements Mechanical load measurements are available from commercial campaigns carried out at prototypes of the manufacturers engaged in the project. Depending on the situation during the measurement campaigns, either 1-min-averages and statistical information are available or time series with higher resolution have been recorded of the wind speed during wake situation of the meteorological mast. Also data from measurements are screened where the turbine observed operates in the wake of a neighbour turbine at the test station. These data are normally not taken into account during standard IEC mechanical load measurement campaigns, however, they are not deleted. A first evaluation using the variation intensity (1) of the blade root bending moment flatwise versus wind direction of a pitch controlled MW-wind turbine is sketched in Fig. 13. The variation intensity can be seen as a "turbulence intensity" of the flatwise bending moment and is thus, a measure for the fatigue loads. 84

7 4.3 Beanspruchungsmessungen Messungen der mechanischen Beanspruchungen liegen von WEA der Projektpartner vor. Je nach Situation während der Meßkampagnen existieren entweder 1-Minuten Zeitreihen der Windgeschwindigkeit hinter der Windenergieanlage (gleiche Situation wie bei der Leistungskurvenvermessung, jedoch üblicherweise in 1Hz Auflösung) oder die vermessene WEA wird im Nachlauf einer weiteren WEA im Park oder auf dem Testgelände betrieben. Auch diese Datensätze werden bei der Standardmesskampagne nach IEC nicht berücksichtigt, liegen aber meistens noch vor. σmb flat/mbflat_ave Im Nachlauf / wake operation Frei angeströmt / undisturbed Windrichtung / wind direction, Abb. 13: Fig. 13: Variationsintensität des Schlagbiegemoment an der Blattwurzel einer MW-WEA, 1 min-werte frei angeströmt und im Nachlauf einer Nachbaranlage. Variation intensity of the blade root flatwise bending moment of a MW-turbine. 1-min-averages from undisturbed wind directions and in the wake of a neighbour turbine. Erste Auswertungen sind in Abb. 13 mit der Auswertung der Variationsintensität (1) des Schlagbiegemoments an der Blattwurzel über der Windrichtung einer pitchgeregelten MW-WEA dargestellt. Die Variationsintensität ist dabei als "Turbulenzintensität" des Schlagbiegemoments ein Maß für die Ermüdungsbeanspruchung. σ Mb _ flat (1) VI _ flat = M b _ flat In the north of the turbine observed, another MW turbine is situated which can be clearly seen in Fig. 13 by the increased variation intensity. Since the turbulence intensity of the site is known, it is possible to correlate the variation intensity with the mean turbulence intensity in the undisturbed area. 5. Simulation of the Wind Field For the simulation of the wind field in the wake of a wind turbine the computer programme Fluent (version 6.) is used [8]. Computational Fluid Dynamics (CFD) - software is used to calculate three dimensional flow. The prediction of reduced average wind velocities in the wake of wind turbines could be performed with reasonable accuracy up to now as being shown in Fig. 14. However, the simulation has been limited to stationary application only. A realistic turbulence model could not be realised. Using instationary calculations and an improved grid as well as an improved turbulence model (Detached Eddy Simulation DES) the wake of the turbine can be presented in a higher resolution. First results of calculation of the wake are available (see Fig. 15) and will be validated by the measurements described above. 6. Conclusion and Perspectives First wind measurements in the wake from power curve measurements as well as from ultrasonic anemometers at different heights have been evaluated and will be used as input for the simulation. Also evaluation of mechanical load measure- 1.4 / Wind direction Relative Windgeschwindigkeit / Relative wind speed Fluent - Rechnung Fluent - calculation Messung Measurement Windrichtung / Wind direction, Abb. 14: Mit FLUENT berechnete mittlere Windgeschwindigkeit im Nachlauf einer WEA im Vergleich zu Meßdaten aus [1]. Fig. 14: Average wind velocity in the wake of a wind turbine calculated by FLUENT compared against measurements from [1]. Abb. 15: Fig. 15: Nahbereich der Nachlaufströmung hinter einer MW- Windenergieanlage. Momentaufnahme der sich entwickelnden Strömung mit Pfadlinien und Konturen der Windgeschwindigkeit. Near-wake of a MW wind turbine generator. Snapshot of the developing wind-field showing path lines and contours of velocity. 85

8 Bei der vorliegenden Meßkampagne befindet sich im Norden der beobachteten WEA eine weitere Anlage, so dass in diesem Bereich eine Erhöhung der Variationsintensität deutlich zu sehen ist. Da die Turbulenzintensität des Standortes bekannt ist, kann eine Korrelation der Variationsintensität mit der mittleren Turbulenzintensität im ungestörten Bereich durchgeführt werden. 5. Berechnungen des Windfeldes Für die Strömungssimulation wird das Programmsystem Fluent (Version 6.) der Firma Fluent Inc. eingesetzt [8]. Computational Fluid Dynamics (CFD) - Software wird zur Berechnung dreidimensionaler Strömungsprozesse unter Berücksichtigung des Wärmetransports durch Leitung, Konvektion und Strahlung sowie chemischer Reaktionen eingesetzt. Die Verwendung reynoldsgemittelter Navier-Stokes-Gleichungen zur Beschreibung turbulenter Strömungen erfordert je nach verwendetem Turbulenzmodell bis zu sieben weitere Erhaltungsgleichungen [9]. Die Vorhersage mittlerer reduzierter Windgeschwindigkeiten im Nachlauf einer WEA konnten bisher mit hinreichender Genauigkeit berechnet werden, wie Abb. 8 im Vergleich zu Messungen zeigt. Die Rechnungen beschränkten sich auf stationäre Anwendungen, eine realistische Turbulenzmodellierung war damit nicht durchführbar. Durch instationäre Rechnungen und ein verfeinertes Rechengitter, sowie ein verbessertes Turbulenzmodell (Detached Eddy Simulation DES) wird das Windfeld im Nachlauf besser aufgelöst. Erste Ergebnisse der verbesserten Rechenverfahren liegen vor (Abb. 9), die mit Hilfe der oben beschriebenen Messungen verglichen werden. 6. Zusammenfassung und Ausblick Erste Leistungskennlinienvermessungen bezüglich der Windstruktur im Nachlauf wurden ausgewertet und bewertet und werden für die Validierung der Nachlaufberechnungen aufbereitet. Die direkte Nachlaufmessung mit Ultraschallanemometern in verschiedenen Höhen wurde gestartet und liefert eine Datenbasis von schnellen dreidimensionalen Windmessungen im Lee einer MW- WEA im Vergleich zum ungestörten mittleren Wind und der mittleren Turbulenzintensität in Nabenhöhe. Diese Datenbasis dient zur Validierung der Berechnungen. Erste Auswertungen von Beanspruchungsmessungen im Nachlaufbetrieb werden diskutiert. Die ersten Berechnungen mit der verbesserten Strömungssimulation liegen vor. Als weitere Schritte stehen die Anwendung der ments have been launched and are discussed. Further steps will be the application of the methods introduced above on more measurements in order to confirm the results statistically and to validate and improve the flow field simulation in the wake. Investigation of the influence of the size and type of control will be investigated too. The wake simulation will be used as input for the fatigue load calculations performed by the participating manufacturers and the results will be an input for the related design requirements. 7. Acknowledgement The project presented is supported by the German Institute for Building Techniques DIBt. The use of the meteorological mast for the ultrasonic wake measurements was offered by the participating manufacturer Enercon. 8. Literatur [1] IEC ed 2 [2] DIBt, Richtlinie für Windkraftanlagen, Juni 1993 [3] Erlaß des Ministeriums für Bauen und Wohnen des Landes NRW, Grundsätze für Planung und Genehmigung von WEA, 2 [4] Amtsblatt für Schleswig Holstein Nr. 16/17 [5] Frandsen, St.; Thøgersen, L.; Integrated Fatigue Loading for Wind Turbines in Wind Farms by Combining Ambient Turbulence and Wakes; Wind Engineering, Vol. 23 No. 6, 1999 [6] Stam, W.J.; van der Borg, N.J.C.M.: Fluctuations in the electric power from wind turbines. Contribution to the 6th International Meeting of Tets Stations IMTS 1986, in Schnittlingen, Germany. ECN SCN Petten: ECN, [7] H. Seifert; VDMA Forschungsprojekt: Ermittlung von Ermüdungslasten an großen Windenergieanlagen. DEWI-Magazin Nr. 15, August 1999 [8] Fluent 6. Users Guide; Fluent Inc.; Lebanon, New Hampshire, USA 21. [9] Patankar, S.V.; Numerical Heat Transfer and Fluid Flow; Hemisphere Publishing Corporation, 198. [1] Beyer, H.G. e.a.; Messungen von Windgeschwindigkeit und Turbulenz in der Nachlaufströmung eines 55 kw Windenergiekonverters mit variabler Drehzahl; DEWEK '92, Deutsche Windenergie-Konferenz; Wilhelmshaven [11] H. Seifert, e.a.; Abstandsregelung in Windparks; paper presented at DEWEK 22; German Wind Energy Conference,

9 Methodik auf weitere Messungen zur statistischen Absicherung an, sowie die Untersuchung des Größeneinflusses und der Regelungsart verschiedener WEA. Parallel dazu soll das Simulationsmodell weiter validiert und optimiert werden. Die im Projekt erzeugten realistischen Windfelder dienen dann als Eingabe für Betriebsfestigkeitsrechnungen der beteiligten Hersteller. Ergebnisse dieser Rechnungen werden als Grundlagen in die einschlägigen Richtlinien einfließen. 7. Danksagung Das hier vorgestellte Projekt wird vom Deutschen Institut für Bautechnik DIBt als Forschungsvorhaben gefördert. Der meteorologische Mast für die Nachlaufmessungen wird dankenswerterweise vom Projektpartner Enercon zur Verfügung gestellt. 87