Ansprechpartner


Dipl-Phys. Jens Tambke
Institut für Physik
AG Energiemeteorologie, Oldenburg
Tel.: +49 (0)441-798-5072
jens.tambke@forwind.de


Dr. Detlev Heinemann
Institut für Physik
AG Energiemeteorologie, Oldenburg
Tel.: +49 (0)441-789-5070
detlev.heinemann@forwind.de


Hugin - Modell zur Windleistungsvorhersage


Das neueste Windleistungsvorhersagemodell von ForWind/Universität Oldenburg, verwendet gitterbasierte NCEP- und ECMWF-Daten, indem es über eine Schnittstelle darauf zugreift. NCEP-Vorhersagen werden alle sechs Stunden aktualisiert, ECMWF-Vorhersagen zwei Mal am Tag.

Hugin verwendet das gesamte Windfeld (z.B. über Deutschland), das vom Wetterdienst zur Verfügung gestellt wird. Dieses bietet genauere Informationen als einzelne Referenzstandorte. Windfelder in der atmosphärischen Grenzschicht werden vertikal auf Höhen zwischen 40m und 120m interpoliert, mit einer Auflösung von 10m. Für jede Windturbine im ausgewählten Gebiet wird die nächstgelegene Windgeschwindigkeit ausgewählt und über eine generalisierte Windleistungskurve in Windleistung umgerechnet. Diese Windleistungskurve hängt nur von der Nennleistung der Turbine ab. Nach der Aggregation der geschätzten Leistungseinspeisung aller ausgewählten Windturbinen wird eine statistische Nachkorrektur angewendet (model output statistics), um systematische Fehler zu korrigieren. Diese Korrektur basiert auf der gemessenen Windeinspeisung.

Zu den Hugin-Vorhersagen gehören ebenso Konfidenzintervalle für den Fehler der Windleistungsvorhersage. Der Ansatz hierfür basiert alleine auf den Informationen, die in der Zeitreihe der Windleistungsvorhersage enthalten sind. Verschiedene Parameter, die die Zeitentwicklung des Fehlers der Windleistungsvorhersage beschreiben, werden auf historische Vorhersagefehler regressiert. Die Werte dieser Parameter werden verwendet, um die Breite der Wahrscheinlichkeitsdichtefunktion des Vorhersagefehlers zu schätzen. Detaillierte Informationen zu diesem Ansatz werden in Gräwe et al. (2006) beschrieben.

Die gezeigten Konfidenzniveaus (z.B. 90 Prozent) werden folgendermaßen interpretiert: Mit einer Wahrscheinlichkeit von 90 Prozent wird die tatsächliche Windleistungseinspeisung in dem gezeigten Intervall der Vorhersage liegen. Das bedeutet ein Risiko von 10 Prozent, dass die tatsächliche Windleistungseinspeisung außerhalb des Vorhersageintervalls liegt.