Handbuch Windenergie im Binnenland

Windgutachterin Sylvia Schubert hat zum kürzlich erschienenen "Handbuch Windenergie im Binnenland“ des BWE einen Fachbeitrag beigesteuert.
Windgutachterin Sylvia Schubert hat zum kürzlich erschienenen “Handbuch Windenergie im Binnenland“ des BWE einen Fachbeitrag beigesteuert.

Windexperten-Wissen schwarz auf weiß – Windenergie im Binnenland

Handbuch der Wirtschaftlichkeit und Projektplanung an Binnenlandstandorten – BBB-Mitarbeiter als Autoren von Fachbeiträgen gefragt

  • Flächensicherung: Vom Pachtvertrag bis zum Grundbucheintrag
  • Wind im Wald: Anlagentechnologie, Wirtschaftlichkeit und Logistik
  • Akzeptanz: Kommunikationsinstrumente und Beteiligungsmodelle

(WK-intern) – Grundlagen der Ertragsberechnung  für Windparks

Eine realistische Ertragsberechnung ist das maßgebliche Kriterium für die Ent scheidung zum Bau eines Windparks.
Aber auf welchen Grundlagen fußen tatsächlich belastbare Ertragsberechnungen? Wie sol lte man vorgehen und welche Qualitätskrite rien sind dabei zu beachten?

Wind – eine Definition
Wind ist die gerichtete Strömung von Luftmassen von einem Hochdruck- zu einem Tiefdruckgebiet. Diese Randbedingungen bilden den Rahmen einer Strörnungsdynamik im Gelände, welche sich abhängig von der Oberflächen beschaffenheit und der 71 Topografie ausbildet. Dabei begünstigen niedrige 71 Rauigkeiten und wenige Wechsel der Landbedeckung den Energiegehalt einer Strömung. Auch thermische Eigenschaften der
Erdoberfläche beeinflussen lokale Windsysteme hinsichtlich der Richtungsverteilung und des Energiegehalts. Die Topografie prägt die oberflächennahe Strömung aufgrund von Verdrängungseffekten: So hat die Strömung in Tälern generell einen geringeren Energiegehalt als auf umliegenden Erhöhungen, in Einzelfällen kann sich die Talstruktur aber auch begünstigend auswirken.

Die Erfassung der Windverhältnisse
Das Zusammenspiel vieler Faktoren beeinflusst die spezifischen WindverhäJtnisse an einem Standort. Im Rahmen einer Ertragsberechnung müssen diese bekannt sein, um sie mithilfe einer leistungskennlinie auf die Stromproduktion einer Windenergieanlage (WEA) umzurechnen. Da in der Praxis am Standort oft keine langfristige Wind messung in Nabenhöhe und in weiteren Messhöhen vorliegt, werden messtechnlsch erfasste Strömungsverhältnisse an einem oder mehreren Referenzpunkten in einen sogenannten langzeitbezug gesetzt. Die langfristig erwarteten Verhältnisse an den Referenzpunkten können dann mithilfe von Modellen an jeden WEA-Standort und in die entsprechende Höhe übertragen werden. Die Windverhältnisse werden in der Regel lediglich vereinfacht und als Durchschnitlsverhältnisse wiedergegeben, dabei werden die langfristigen Verhältnisse der Vergangenheit analysiert, und es wird angenommen, dass sie sich in der Zukunft ähnlich darstellen. Die Qualität einer Ertragsberechnung ergibt sich aus der Qualität der Datengrundlage und
dem Anwendungsrahmen der verwendeten Modelle.

Qualität einer Ertragsberechnung
Um eine möglichst hohe Qualität von Ertragsberechnungen sicherstellen, bewerten und weiterentwickeln zu können, wurden in der Windenergiebranche verschiedene Standards und Richtlinien entwickelt. In Deutschland können sich etiahrene Fachbüros von der Deutschen Akkreditierungsstelle als Prüfiabor gemäß DIN EN ISO/lEe 17025:2005 für Ertragsberechnungen und Windmessungen akkreditieren lassen. Üblich ist die Anerkennung der Technischen Richtlinie für Windenergieanlagen – Teil6 (.7ITR6): „Bestimmung von Windpotenzial und Energieerträgen“ der Fördergesellschaft für Windenergie e.V. (FGW), die in ihrer mittlerweile achten Revision seit 2004 besteht und stetig weiterentwickelt wi rd. In der TR6 wurden Mindestanforderungen an die Datengrundlage, die verwendeten Modelle, die Ertragsberechnung und die Unsicherheitenanalyse zusammengetragen.
Auf europäischer Ebene existiert zudem seit 2009 die Publikation des Measuring Network of Wind Energy Institute (.71 MEASNET) „Eva luation of site-specific wind condition“, in der eine Methodik zur Erfassung und Beschreibung der Windve rhältnisse dargestellt ist. Auf internationaler Ebene beschäftigt sich die International Electrotechnical Commission (71 lEe) mit der Erstellung von Standards, über die Methoden der Ertragsberechnung harmonisiert werden sollen.

Praktisches Vorgehen des Gutachters
Bei der Ertragsberechnung für einen Windpa rk wird grundsätzlich wie folgt vorgegangen:
Im Anschluss an die Auftragsklärung und die Datenbeschaffung wird ein Terrainmodell des Standorts und seiner Umgebung durch eine Standorthesichtigung und mithilfe digitaler Höhenlinien sowie flächenhafter Rauigkeitswerte erstellt. Parallel wird die Datengrundlage analysiert. Hierbei werden standortnahe Kurzzeitdaten und die Langzeitreferenz hinsichtlich ihrer Qualität und Konsistenz geprüft.
Standortspezifische Daten liegen in der Regel nur für einen Zeitraum von einem oder wenigen Jahren vor. Kurzzeitdaten sind allerdings in der Regel nicht repräsentativ für die langfristig zu erwartenden Verhältnisse. Jährliche Schwankungen können bis zu 2S Prozent vom mittleren Energieniveau abweichen, monatliche Schwankungen liegen oft weit höher. Durch geeignete Verfahren können die Kurzzeitdaten mit den Langzeitdaten korreliert werden, um anschließend das erstellte Terrainmodell anhand der langfristig gültigen Werte zu validieren. Hierfür werden die Windcharakteristika an den standortnahen Referenzpunkten mithilfe des verwendeten Modells berechnet. Mit dem validierten Modell kann dann die Windcharakteristik und über die Leistungskennlinie einer WEA der Ertrag am geplanten Standort berechnet werden. Abschließend wird ein Bericht erstellt, der die Arbeitsschritte und Ergebnisse transparent zusammenfasst sowie Angaben über entsprechende Unsicherheiten enthält.

Neben dem firmeninternen Verfahrensablauf sollten auch die Schnittstellen zwischen Auftraggeber und -nehmer geklärt werden. Eine klar definierte Aufgabensteilung und der Austausch bereits bestehender Daten können unnötige nachträgliche Arbeitsschritte vermeiden helfen. Je nach Datengrundlage kann ein bankfähiges Windgutachten oder eine Ertragsabschätzung der Windverhältnisse erstellt werden. Darüber hinaus ist neben einer punktuellen Ertragsberechnung für unterschiedliche Anlagentypen auch die Berechnung einer flächenhaften Ressourcenkarte möglich, die z. B. im Rahmen von Macpbarkeitsstudien auch für andere Planungsbelange genutzt werden kann.

Anforderungen an die Datengrundlage
Standortnahe Kurz- und Langzeitdaten müssen eine möglichst hohe Qualität haben, damit die Unsicherheiten des damit errechneten Ertragswertes möglichst gering bleiben. Indikatoren für eine hohe Datenqualität sind neben der Datenquelle und der Dokumentation zudem die Auflösung, Verfügbarkeit und Konsistenz der Daten. Standortnahe Kurzzeitdaten können aus Windmessungen stammen oder in Form von Betriebsdaten benachbarter Anlagen vorliegen. Für eine standardkonforme Berechnung müssen die Zeitreihen mindestens ein Jahr umfassen und in einer Mindesthöhe von zwei Dritteln der geplanten Nabenhöhe gemessen worden sein. Messungen in kürzeren Zeiträumen können aufgrund nicht repräsentativer thermischer Schichtung der Atmosphäre zu falschen Annahmen über das Windprofil führen. Sie bieten in den meisten Fällen keine ausreichende Datenbasis für die Erstellung eines Langzeitbezugs.

Windmessungen
Windmessungen werden mit ,71 Schalenkreuzanemometern und Windfahnen an Messmasten oder mithilfe von Fernerkundungsgeräten durchgeführt. Letztere sind derzeit noch nicht als alleinige Kurzzeit-Datengrundlage in den Standards aufgenommen. Dies wird sich voraussichtlich aber auf mittlere Sicht ändern, da die Technologien einiger Hersteller ausgereift sind und zahlreiche valide Messergebnisse vorliegen.

Betriebsdaten von bestehenden Anlagen
Während Messdaten von Masten oder Fernerkundungsgeräten meistens in privatwirtschaftlicher Hand sind, besteht in Deutschland für Betriebsdaten bestehender Anlagen, die eine EEG-Vergütung erhalten, eine Veröffentlichungspflicht. Üblicherweise werden in Deutschland Ertragsberechnungen auf der Basis von Ertragsdaten bestehender Anlagen durchgeführt. Um diese tür eine standardkonforme Ertragsberechnung nutzen zu können, müssen sie anlagenscharf, mindestens in monatlicher Auflösung und unter Angabe technischer sowie ggf. parkinterner Netzverluste vorliegen. Um ein realistisches Windpotenzial ermitteln zu können, müssen die Leistungskennlinien der Anlagen zudem den theoretischen Angaben entsprechen.
In der Regel liegen die Betriebsdaten bei den Anlagenbetreibern, veröffentlicht werden sie von den Netzbetreibern. Die so veröffentlichten Daten sind für die Ertragsberechnung allerdings kaum praktikabel. Werden sie nicht zusätzlich von den Betreibern veröffentlicht, kann die Datenbeschatfung einen erheblichen Aufwand bedeuten. Hier sollten Projektentwickler, Betreiber und Gutachter noch enger zusammenarbeiten, um bessere Datengrundlagen für Ertragsberechnungen zu schaffen und damit die Planungsrisiken zu verringern.
Mit der Erschließung der südlichen Bundesländer und weiterer komplexer Regionen sowie mit dem Bau großer Nabenhöhen werden Windmessungen immer häufiger direkt am Standort durchgeführt.

Indizes und Reanalysedaten
Kurzzeitdaten müssen in jedem Fall auf ihre Repräsentativität im Langzeitniveau überprüft werden. Dazu sollten mindestens zwei unterschiedliche Langzeitdatensätze vorliegen. Als Langzeitreferenzen werden in Deutschland aktuell größtenteils ein Ertragsindex der Betreiberdatenbasis (71 BOB-Index) und auf 71 Reanalysedaten basierende Indizes verwendet. Der BOB-Index weist methoden bedingt eine hohe Trendhaltigkeit auf, die bei jeder Ertragsberechnung berücksichtigt werden muss.

Die Reanalysedaten beinhalten Windgeschwindigkeit und -richtung. Sie werden über Klimamodelle generiert, die über gemessene meteorologische Größen validiert sind (Reanalyse). Obwohl die absoluten Werte der Reanalysedaten bisher in keiner Form belastbar sind, entspricht ihr Verlauf sehr gut gemessenen Zeitreihen. In den letzten Jahren haben sich Reanalysedaten zudem erheblich weiterentwickelt, die räumliche und zeitliche Auflösung hat sich verbessert. Die Verwendung der oft frei verfügbaren Daten als Langzeitreferenz senkt die Berechnungsunsicherheit erheblich.

Anforderungen an die Modelle
In der Windenergiebranche haben sich nur wenige Modelle durchgesetzt, die für Ertragsberechnungen im Binnenland genutzt werden . Sie beziehen sich auf die Beschreibung der reibungsbeeinflussten 71 Prantl-Schicht. In den letzten zwei Jahrzehnten haben sich 71 WAsP (Wind Atlas Analysis and Application Program) und das sogenannte Windatlas-Verfahren zum Standard entwickelt, deren Anwendung allerdings auf flaches bis leicht hügeliges Terrain beschränkt ist.
In beiden Modelltypen wird ein Terra inmodell eingespeist, das über Referenzpunkte mit langzeitkorreJierten Daten validiert wird. Damit kann über meteorologische Rechenalgorithmen von den Windverhältnissen an den Referenzpunkten auf die Verhältnisse an beliebigen Koordinaten innerhalb des Modells geschlossen werden. Die Berechnungsansätze der Modelle unterscheiden sich allerdings stark.

Modell im einfacheren Gelände: WAsP
Das empirische, lineare Modell WAsP berechnet generelle Windstatistiken, indem die Einflüsse der ,71 Orographie und der Rauigkeit an Referenzpunkten herausgerechnet werden. In einem zweiten Schritt können die Einflüsse an gewünschten Positionen wieder berücksichtigt werden, um damit an allen Positionen innerhalb des Modells Erträge zu berechnen. Allerdings kann der Einfluss der Orographie spätestens ab einer Geländesteigung von 30 Prozent nicht mehr realitätsnah berechnet werden, was zu massiven Fehleinschätzungen der Windverhältn isse führt.

CFD-Modelle im komplexeren Gelände
CFD-Modelle sind physikalische Modelle. Sie berechnen für alle Zellen innerhalb des Modells die relative Änderung von Strömungsverhältn;ssen in horizonfaler und vertikaler Ausdehnung. In einem weiteren Berechnungsschritt wird das Modell über die langzeitkorrelierten Daten der Referenzpunkte angetrieben. Daraus lassen sich dann absolute Werte für jede Zelle ableiten. CFD-Modelle können mit großen Steigungen wesentlich besser umgehen, obwohl auch hier die Unsicherheit mit der Komplexität ansteigt.
Zudem kann mit ihnen die thermische Schichtung berücksichtigt werden. In der Praxis geschieht dies bisher selten, da in Deutschland in der Regel eine neutrale Schich tung angenommen werden kann und eine Berücksichtigung aufgrund mangelnder Datengrundlage meist nicht möglich ist.
Neben diesen mikroskaligen kommen in der Windenergiebranche auch ,71 mesoskalige Modelle zur Anwendung. Über sie können Reanalysedaten verfeinert sowie relative räumliche Unterschiede der Windverhältnisse, aber auch die Bedingungen in höheren atmosphärischen Schichten berechnet werden. Für die Berechnung absoluter Windverhältnisse und Ertragsberechnungen sind diese Modelle aktuell allerdings nicht geeignet.

Fazit
Belastbare Ertragsberechnungen sind gegenwärtig innerhalb der Berechnungsunsicherheit gut möglich. Letztere liegt im flachen Gelände bei etwa 10 -15 Prozent, im komplexen Gelände zwischen 15 und 25 Prozent. Die Möglichkeiten zur Durchführung von Ertragsberechnungen haben sich in den letzten zwei Jahrzehnten erheblich verbessert und die vorhandenen Modelle werden sich auch in Zukunft weiterentwickeln. Allerdings werden die Unsicherheiten ebenso bestehen bleiben und nur wenig unter 10 Prozent gedrückt werden können . Für Projektplaner und Finanzierende bleibt die Ertragsberechnung somit eine Herausforderung. Dies ist ihrer Komplexität sowie den Teilunsicherheiten der Berechnungsgrundlagen und -methoden geschuldet.
In einigen Bereichen ist für die Ertragsberechnung jedoch noch viel Potenzial vorhanden: Möglicherweise werden in Zukunft standortspeZifische Leistungskennlinien der WEA zur Verfügung stehen. Auch die Fernerkundung bietet noch viele Möglichkeiten, da mit ihr kostengünstig große Höhen und künftig eventuell auch die Windverhältnisse im Raum vermessen werden können. Ebenso werden sich ReanaIyse- und andere Modelldaten sowie TeiJmodelle für die Simulation – beispielsweise von Abschattungseffekten der Anlagen untereinander oder von Waldeinfiuss – beständig weiterentwickeln. Außerdem wird aktuell die Möglichkeit der Kopplung von mikro- und mesoskaligen Modellen diskutiert. Im besten Fall können damit künftig die Erträge von Anlagen in großer Nabenhöhe und über die gesamte Rotorfläche verlässlicher modelliert werden.

Autorin
Sylvia Schubert (Jg. 1981) hat Physische Geografie und Klimatologie an der Universität Göttingen studiert und ist seit 2008 bei der BBB Umwelttechnik GmbH als Windgutachterin tätig. 2011 hat sie den weiterbildenden Studiengang „Windenergietechnik und -management“ abgeschlossen und wurde im selben Jahr zur stellvertretenden Vorsitzenden des Windgutachterbeirats im BWE gewählt.

Die bei der BBB Umwelttechnik GmbH (BBB) beschäftigte Windgutachterin Sylvia Schubert hat für das kürzlich erschienene Handbuch „Windenergie im Binnenland“ einen Fachbeitrag verfasst. Zu der vom Bundesverband Windenergie e.V. (BWE) herausgegebenen Veröffentlichung steuerte die Diplom-Geographin den Artikel „Grundlagen zur Ertragsberechnung von Windparks“ bei.

Nachdem im vergangenen Jahr der BBB-Spezialist für laserbasierte Windmessungen, Diplom-Umweltwissenschaftler Thomas Latacz, einen Fachbeitrag über die Potenziale der LiDAR-Technologie in der BWE-Marktübersicht „Finanzierung“ veröffentlicht hatte, zieht seine Kollegin nun als Autorin nach.

Die 32-jährige Schubert leitet bei der BBB den Fachbereich Windgutachten und ist seit über zwei Jahren stellvertretende Vorsitzende des BWE-Windgutachterbeirats. Sie gilt als ausgewiesene Kennerin ihres Fachs und tritt häufig auch als Referentin im Rahmen von Seminaren und Konferenzen auf.

Der BWE setzt sich mit seinen mehr als 20.000 Mitgliedern seit seiner Gründung im Jahr 1996 für einen nachhaltigen und effizienten Ausbau der Windenergie in Deutschland ein. Er ist weltweit der größte Verband für Erneuerbare Energien.

PM: BBB Umwelttechnik GmbH

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