Erstellung von Standortgutachten und Energieertragsprognosen

Der betriebswirtschaftliche Erfolg einer Windenergieanlage ist eng verknüpft mit der Standortwahl. Zur Beurteilung der Rentabilität einer solchen Anlage müssen in statistischer Hinsicht verlässliche meteorologische Daten für den in Frage kommenden Standort zur Verfügung stehen. Streng genommen erfordert dieses kontinuierliche Langzeitmessungen am jeweiligen Standort. Die dafür vorzustreckenden immensen Kosten sowie der für die Messungen anzuberaumende Zeitraum von mindestens einem Jahr stehen allerdings im Widerspruch zum Interesse eines potenziellen Betreibers einer Windenergienanlage an einer kostengünstigen und zeitnahen, gleichwohl sicheren Standortbegutachtung.

Für die optimale Standortbestimmung wird daher auf die im Europäischen Windatlas gegebene meteorologische Basis zurückgegriffen. Der Europäische Windatlas wurde von der Europäischen Gemeinschaft unter Federführung des Risø National Laboratory in Roskilde/Dänemark zur Förderung der Elektrizitätserzeugung mittels Windturbinen erarbeitet. Ausgehend von Langzeitmessungen von Windgeschwindigkeiten an einer Vielzahl von Standorten wie Flughäfen, synoptischen und klimatologischen Stationen wurden Methoden für die Transformation dieser Geschwindigkeitsdaten angewandt, die eine sichere horizontale und vertikale Extrapolation der Winddaten gewährleisten und damit sehr gute Vorhersagen über das regional vorhandene Windenergiepotenzial erlauben.

 

Bild 1: Topographie im Bereich eines Standortes

Zur Bestimmung der Windressourcen am zu begutachtenden Standort wird das Programm WASP verwendet, welches auf den physikalischen Prinzipien der Strömung in der atmosphärischen Grenzschicht basiert. Das lokale Windklima wird dabei durch ein Modell beschrieben, welches die Topographie, das heißt die örtlichen Rauhigkeiten und die Geländeform sowie lokale Hindernisse erfasst. Zunächst müssen dazu die Höhenlinien des Geländes als Linienzüge in digitaler Form vorliegen. Hierzu wurde ein Programm entwickelt, das die rasterweise vorliegenden x,y,z-Koordinaten des digitalen Geländemodells des Landesvermessungsamtes in die entsprechenden Höhenlinienzüge umrechnet. Bild 1 zeigt die Topographie perspektivisch in überhöhter Form, man erkennt hier deutlich die leichte Hügelstruktur.

 

 

Bild 2 zeigt den Höhenverlauf farblich ausgestaltet, Bild 3 den angenommenen Rauhigkeitsverlauf. Dunkelgrün sind die Waldbereiche, hellgrün die Wiesen- und Buschlandschaften sowie blau die Ortsbereiche. Das Symbol in Bildmitte stellt den Standort dar.

Bild 2: Farbliche Höhendarstellung                              Bild 3: Rauhigkeitsbeiwerte

Bei der Untersuchung mit Hilfe des WASP-Programm wird der zuvor ermittelte mittlere 50-Jahreswind als „reduced geostrophic wind“ angesetzt. Hierbei ist der Wind von örtlichen Effekten am Messort „dekontaminiert“, er kann angesehen werden wie ein Wind, der über einer ideal flachen und homogenen Landschaft mit definierter, konstanter Rauhigkeit weht. Diesem „dekontaminierten“ Wind wird dann am Bauort sektorweise eine Rauhigkeit zugeordnet, die das Windprofil bestimmt.

 
Mit Hilfe eines Strömungsmodells wird die aktuelle Windverteilung auf dem untersuchten Terrain ermittelt. Bild 4 zeigt beispielhaft die Windgeschwindigkeitsverteilung in 10 m Höhe bei Windrichtung 270°, man erkennt deutlich das Ansteigen der Windgeschwindigkeit in den Bereichen geringer Rauhigkeit. Der orographische Einfluss ist demgegenüber geringer, örtlichen Hügel sind nur sehr gering ausgeprägt. Die Fahne kennzeichnet den Standort

 

Bild 4: Windgeschwindigkeiten

 

Mit den auf diese Weise abgeschätzten Windverhältnissen werden die Windressourcen am untersuchten Standort beurteilt, und zwar in Abhängigkeit von der mittleren Leistungsdichte E des Windes in einer bestimmten (Naben-)Höhe. Diese Leistungsdichte ist proportional zur dritten Potenz der (mittleren) Windgeschwindigkeit u:

(1)

E entspricht dem kinetischen Energiefluss je Flächeneinheit senkrecht zur Strömung. Demnach ist die Einheit der Leistungsdichte [W m-²]. ρ ist die Luftdichte (≅ 1,2 kg m-³).

Im Allgemeinen wird die sog. Weibull-Verteilung zur Beschreibung der Häufigkeitsverteilung der mittleren Windgeschwindigkeiten u herangezogen. Die mathematische Darstellung dieser Funktion ist:

 
(2)

Neben der Windgeschwindigkeit u wird die Weibull-Verteilung durch den Skalierungsparameter A und den Formparameter k festgelegt. Mit diesen Parametern ergibt sich für die Windleistung E:

 
(3)

In Abhängigkeit von der Leistungskennlinie eines Anlagentyps können nun für den Standort die zu erwartenden Energieerträge prognostiziert werden. Bei Vorgabe verschiedener Anlagentypen wird auf diese Weise die für den Standort in betriebswirtschaftlicher Hinsicht optimale Lösung ausgewählt.

 

Windenergieanlagen mit großen Nabenhöhen

Bild 5: Gemessene Windgeschwindigkeiten

Zur Optimierung der Energieproduktion wird angestrebt, dem idealen Leistungsbeiwert möglichst nahe zu kommen (Stichwort: Betz´scher Leistungsbeiwert), indem durch die Entwicklung spezieller Rotorblätter die Aerodynamik verbessert wird. Diese Möglichkeit ist heutzutage aber ebenso wie die Verbesserung der Wirkungsgrade von Generatoren weitgehend ausgereizt. Bezüglich der Ertragssteigerungen ist es vor allem zweckmäßig, Windenergieanlagen mit großen Nabenhöhen einzusetzen, da in großen Höhen deutlich höhere Windgeschwindigkeiten auftreten als beispielsweise am Boden; siehe Bild 5. Da zudem die Ausgangsleistung einer Windturbine proportional zur dritten Potenz der Windgeschwindigkeit ist, sind die bei Windenergieanlagen in großen Höhen zu erwartenden Ertragssteigerungen eklatant; vgl. Gl. (1).

 

 

 

 

 

 

 

 

Neueste Windenergieanlagen mit mehreren Megawatt Leistung weisen Rotorblätter mit Durchmessern von mehr als 80 m auf. Dieses erfordert Türme mit Nabenhöhen größer als 120 m. Die Windverhältnisse in der sog. Prandtl-Schicht (bis maximal 100 m ü.G.) waren Gegenstand zahlreicher Untersuchungen und Messungen. Statistisch abgesicherte Informationen zur darüber liegenden Ekman-Schicht (> 100 m ü.G.) liegen dagegen kaum vor. Hier greifen wir auf unsere über 15 Jahre andauernden Windmessungen am 344 m hohen Mast Gartow II im Norden Deutschlands (Wendland) zurück. Diese Messanlage gehört zu den größten und bestausgestattetsten Anlagen ihrer Art auf der Welt. Bis auf eine Höhe von 341 m werden in Abständen von meist 18 m in insgesamt 17 Höhen kontinuierlich die Eigenschaften des Windfeldes erfasst (LINK zur Beschreibung der Messanlage).

 
Bild 6 zeigt gemessene Verteilungen der mittleren Windgeschwindigkeiten in verschiedenen Höhen. Man erkennt, dass mit zunehmender Höhe die Auftretenshäufigkeit großer Windgeschwindigkeiten zunimmt, was nach Gleichung (3) mit einem drastischen Anstieg des Windenergiepotenzials einhergeht.

Bild 6

Für die Verteilungen nach Bild 6 ergeben sich diese Steigerungen der Windleistungen mit zunehmender Höhe:

 
Erhöhung der Nabenhöhen von          zu erwartende Leistungssteigerung
 

  84m auf 120m:                                                +47 %
  84m auf 156m:                                                +90 %
120m auf 156m:                                                +30 %

 
Mit der Erhöhung der Nabenhöhe sind also erhebliche Ertragssteigerungen bei Windenergieanlagen zu erwarten.