Site-Assessment & Wind Resource Assessment:
„Jedes Kraftwerk das Strom erzeugt benötigt einen Treibstoff!
Für Windenergieanlagen ist dieser Treibstoff der Wind.“
Beim Wind Resource Assessment
geht es darum, für einen geplanten Windparkstandort, abzuschätzen wieviel „Treibstoff“ den Windkraftanlagen während ihrer gesamten Nutzungsdauer zur Verfügung steht. Dieser Prozess ist der wichtigste innerhalb des ganzen Site Assessments. Denn mit Ihm wird bestimmt, wieviel Energie die Anlage ernten und letztendlich wieviel Geld sie ihrem Besitzer einbringen werden. Für jedes erfolgreiche Windparkprojekt ist ein gewissenhaftes und genaues Wind Resource Assessment absolut unerlässlich!
Neben den wirtschaftlichen Aspekten der Standortbewertung spielen Fragen nach der mechanischen Standorteignung und Standsicherheit der Windkraftanlagen eine sehr große Rolle.
Es geht beim Site Assessment also darum, an einem gegebenen Standort zu beurteilen ob Windenergienutzung technisch möglich und wirtschaftlich sinnvoll ist und welches Windturbinenmodell sich am Besten für den Standort eignet...
Die Methodik:
Dabei werden vor allem meteorologische und geografische Eigenschaften des Standortes analysiert, wie z.b.: mittlere Windgeschwindigkeit, Windprofil, Turbulenzintensität, Häufigkeitsverteilung des Windes (Weibull-Verteilung), mittlere Luftdichte, mittlere Jahres Temperatur, 3D-Höhenmodell der Umgebung, Geländerauigkeiten, Zuwegungsverhältnisse...
Die gesammelten Daten werden anschließend mit speziellen Programmen in einem Computermodell zusammengeführt und ausgewertet (z.B.: Windpro, WASP, Windfarmer, Openwind, WindSim). Wenn sich der Standort als geeignet erwiesen hat, kommen später noch Untersuchungen der Bodenbeschaffenheit und der Netzanschlussbedingungen hinzu.
Vorab schon mal ein kurzer Überblick, was für Daten benötigt werden:
Dokumente für eine Standort- und Standsicherheitsanalyse:
| 1. | Geplanter Anlagentyp, Nabenhöhe und Anzahl der WEA´s |
| 2. | Standortkoordinaten aller WEA´s mit Angabe des Koordinatensystems mit Bezugsdatum (z.B. Gauß-Krüger Zone 33, UTM ED50 Zone 33). |
| 3. | Angaben zu vorhandenen und/oder genehmigten Nachbaranlagen mit Angabe von:
|
| 4. | Windgutachten mit Angaben zu:
|
| 5. | Alternativ zu 4. : Windmessdaten über mind. 1 Jahr als 10 min Mittelwerte. Sowie Daten der verwenden Messausrüstung (Anemometer- /Windfahnentyp, Messhöhen, Aufbauschema des Messmastes, Logdateien, Kalibrierungsdokumente). |
| 6. | Turbulenzgutachten mit Angabe der charakteristischen Umgebungsturbulenz für 15m/s in Nabenhöhe (gem. IEC 61400-1 Edition 2 oder Edition 3). |
| 7. | Kartenauszug mit Angabe des zugrunde liegenden Koordinatensystems und mindestens 2km Abstand zu den Außenlinien des geplanten Windparks. |
| 8. | digitales Höhenmodell im Wasp oder WindPro .map Dateiformat mit mindestens ca. 2km Rand um die geplanten WEA und benachbarten Referenz-WEA. |
| 9. | 360° Panoramabilder vom Standort des Messmastes/ Referenzpunktes im Park. |
| 10. | Digitales Rauigkeitsmodell mit Darstellung der Oberflächen-Rauigkeit im Umkreis von ca. 60km um den geplanten Standort. |
zu 1. geplanter Anlagentyp:
um eine Vorauswahl für ein WEA-Modell treffen zu können, ist es sehr wichtig zu wissen in welcher DIBt-Windzone (für Deutschland) oder IEC-Windklasse (international) der geplante Standort einzuordnen ist. Beide Systeme verwenden vier verschiedene Zonen oder Klassen.
Als Bezugswerte für die Zonen-/ Klassenermittlung wird neben der durchschnittlichen Windgeschwindigkeit in Nabenhöhe (vmittel) ein Extremwert der Windgeschwindigkeit verwendet, der statistisch nur einmal im 10min-Mittel alle 50 Jahre auftritt (v50-Jahres-Wind).
Das war´s auch schon was die beiden Systeme gemeinsam haben, denn DIBt und IEC bewerten genau entgegengesetzt. Ein Binnenlandstandort mit 6,41m/s in 140m Höhe ist Windzone 1 nach DIBt und Windklasse IV nach IEC.
Unten finden sie eine verkürzte tabellarische Übersicht beider Systeme und hier meinen neuen Windklassen Onlinerechner. (PDF Dokument mit einem ausführlichen DIBt/IEC Windklassenvergleich).
| DIBt 2012 | für Deutschland ↗ aufsteigende Klassifizierung | |||||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| vereinfachter Ansatz: | Wind Zone 1 (GK1 & GK2) | Wind Zone 2 (GK1 & GK2) | Wind Zone 3 (GK1 & GK2) | Wind Zone 4 (GK1 & GK2) | ||||||||
| Nabenhöhe: | 100m | 120m | 140m | 100m | 120m | 140m | 100m | 120m | 140m | 100m | 120m | 140m |
| vmittel (vavg) | 6,15 | 6,29 | 6,41 | 7,52 | 7,69 | 7,83 | 7,52 | 7,69 | 7,83 | 8,21 | 8,39 | 8,55 |
| v50-Jahres-Wind (v(z)) | 34,19 | 34,95 | 35,61 | 38,0 | 38,83 | 39,57 | 41,79 | 42,72 | 43,52 | 45,58 | 46,6 | 47,48 |
| v1-Jahres-Wind (v1(z)) | 27,35 | 27,96 | 28,49 | 30,39 | 31,07 | 31,65 | 33,43 | 34,17 | 43,82 | 36,47 | 37,28 | 37,98 |
| (Formelzeichen aus der DIBT2012 & DIN EN 1991-1-4 in Klammern) | Zuordnung der DIBt-Windzonen nach Verwaltungsgrenzen (ext. Link) - gilt aber nur für 10m üNN | |||||||||||
| IEC 61400-1 | weltweite Anwendung ↘ absteigende Klassifizierung | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Wind Class IV | Wind Class III | Wind Class II | Wind Class I | |||||
| (veraltete Windklasse) | auf Nabenhöhe: | auf Nabenhöhe: | auf Nabenhöhe: | |||||
| vmittel | 6,0 m/s | 7,5 m/s | 8,5 m/s | 10,0 m/s | ||||
| v50-Jahres-Wind | 30,0 m/s | 37,5 m/s | 42,5 m/s | 50,0 m/s | ||||
| v1-Jahres-Bö | 31,5 m/s | 39,4 m/s | 44,6 m/s | 52,5 m/s | ||||
| v50-Jahres-Bö | 42,0 m/s | 52,5 m/s | 59,5 m/s | 70,0 m/s | ||||
| Turbulenzintens. | A | B | A | B | A | B | A | B |
| TI15 (bei 15m/s) | 18% | 16% | 18% | 16% | 18% | 16% | 18% | 16% |
Bemerkung: alle Windgeschwindigkeiten in Meter/Sekunde [m/s]. Alle Höhenangaben gemessen über Grund. Die Wind Class IV wird ist mittlerweile veraltet und nur noch der Vollständigkeit halber dargestellt.
Welches vmittel gehört in welche Windklasse?
Rechts sehen Sie eine schöne Darstellung, die besser zeigt, welche Windgeschwindigkeit zu welcher IEC- Windklasse gehört. Da es die Wind Class IV nicht mehr gibt, gehört alles bis zu 7,5m/s mittlerem Jahreswind zur Wind Class III.
Bemerkung zur Gültigkeit: alle beschriebenen Windklassen/Windzonen sind nicht dazu geeignet Windverhältnisse im Offshore-Bereich oder in Regionen mit tropischen Stürmen wie Hurricanes, Cyclones oder Typhoons abzudecken! Solche Regionen könnten durch die IEC-WEA Klasse S abgedeckt werden. zu 5. Windmessdaten (oder wie man in 3 Schritten eine Windanalyse erstellt):
Wurden am zu untersuchenden Standort Windmessungen durchgeführt, dann liegen uns Winddaten in folgender oder ähnlicher Form vor (anhängig vom Datenloggertyp):
#Kanal 1 Datum
#Kanal 2 Zeit
#Kanal 3 Status
#Kanal 4 Mittlere Windgeschwindigkeit in 83.5 m m/s
#Kanal 5 Maximale Windgeschwindigkeit in 83.5 m m/s
#Kanal 6 Minimale Windgeschwindigkeit in 83.5 m m/s
#Kanal 7 Standardabweichung Windgeschwindigkeit in 83.5 m m/s
#Kanal 8 Mittlere Windgeschwindigkeit in 80 m m/s
#Kanal 9 Maximale Windgeschwindigkeit in 80 m m/s
#Kanal 10 Minimale Windgeschwindigkeit in 80 m m/s
#Kanal 11 Standardabweichung Windgeschwindigkeit in 80 m m/s
#Kanal 12 Mittlere Windgeschwindigkeit in 67 m m/s
#Kanal 13 Maximale Windgeschwindigkeit in 67 m m/s
#Kanal 14 Minimale Windgeschwindigkeit in 67 m m/s
#Kanal 15 Standardabweichung Windgeschwindigkeit in 67 m m/s
#Kanal 16 Mittlere Windrichtung in 79 m Grad
#Kanal 17 Standardabweichung Windrichtung in 79 m Grad
#Kanal 18 Mittlere Windrichtung in 65 m Grad
#Kanal 19 Standardabweichung Windrichtung in 65 m Grad
#Kanal 20 Luftfeuchte %
#Kanal 21 Mittlere Temperatur °C
#Kanal 22 Mittlerer Luftdruck hPa
#Kanal 23 Mittlere Windgeschwindigkeit in 40 m m/s
#Kanal 24 Maximale Windgeschwindigkeit in 40 m m/s
#Kanal 25 Minimale Windgeschwindigkeit in 40 m m/s
#Kanal 26 Standardabweichung Windgeschwindigkeit in 40 m m/s
#Kanal 27 Interne Temperatur °C
#Kanal 28 Externe Spannung V
01.02.2011 00:00:00 0 8.4294 9.3772 7.4082 0.3617 8.2630 9.3295 7.3613 0.3387 7.8581 9.1803 6.9843 0.3797 56.0000 3.0000 57.0000 3.0000 74.0000 6.5500 1000.0000 6.6298 7.4399 5.0141 0.3845 4.0000 12.5000
01.02.2011 00:10:00 0 8.6720 9.6062 7.5914 0.3572 8.4690 9.3295 7.1325 0.3616 8.0777 9.5005 6.9385 0.3889 56.0000 3.0000 58.0000 2.0000 75.0000 6.5500 1000.0000 6.8449 7.8976 5.7006 0.4028 4.0000 12.5000
01.02.2011 00:20:00 0 9.1162 10.0641 8.1867 0.3205 8.9313 9.7872 8.1394 0.2884 8.5077 9.4090 7.5333 0.2882 54.0000 3.0000 56.0000 2.0000 75.0000 6.5500 1000.0000 7.3346 8.2637 5.6091 0.3524 4.0000 12.5000
01.02.2011 00:30:00 0 9.0979 10.0641 7.9577 0.3709 8.8672 10.0618 7.4987 0.3845 8.3933 9.4548 6.4810 0.4712 54.0000 3.0000 57.0000 3.0000 75.0000 6.5500 1000.0000 6.9913 8.4011 5.0598 0.5080 4.0000 12.5000
01.02.2011 00:40:00 0 8.9743 9.9267 7.9577 0.3663 8.7390 9.6956 7.2240 0.3936 8.2653 9.2717 6.8928 0.4118 53.0000 5.0000 55.0000 3.0000 75.0000 6.3500 1000.0000 6.4970 8.0349 4.2818 0.5492 4.0000 12.5000
01.02.2011 00:50:00 0 9.4001 10.2930 8.0035 0.3663 9.1601 9.9702 7.5902 0.3845 8.5672 9.7293 7.3960 0.4072 50.0000 3.0000 52.0000 3.0000 75.0000 6.2500 1000.0000 6.8586 7.9891 5.5175 0.4348 4.0000 12.5000
01.02.2011 01:00:00 0 9.5695 10.7509 8.0951 0.4671 9.3432 10.7026 8.0937 0.4669 8.7914 9.9123 7.4875 0.4529 50.0000 3.0000 52.0000 4.0000 75.0000 6.3500 1000.0000 7.2660 8.4468 5.7006 0.4760 4.0000 12.5000
01.02.2011 01:10:00 0 9.7435 10.8425 8.0951 0.4213 9.4164 10.3822 7.8648 0.4714 8.8188 10.0495 7.5790 0.4804 52.0000 3.0000 54.0000 3.0000 76.0000 6.3500 1000.0000 7.2934 8.6299 6.1126 0.4211 4.0000 12.5000
01.02.2011 01:20:00 0 9.8305 10.6593 8.3698 0.3480 9.5675 10.5652 8.4141 0.3662 8.9332 9.9123 7.3960 0.4209 52.0000 3.0000 54.0000 3.0000 75.0000 6.3500 1000.0000 7.4399 8.5384 5.7464 0.4257 4.0000 12.5000
01.02.2011 01:30:00 0 10.0915 11.2546 8.5988 0.4213 9.8055 10.8399 8.3225 0.4302 9.1665 10.3698 8.0365 0.4209 48.0000 2.0000 50.0000 3.0000 75.0000 6.2500 1000.0000 7.5543 8.9503 6.3414 0.4257 4.0000 12.5000
01.02.2011 01:40:00 0 10.5128 11.4378 9.4688 0.2976 10.2723 11.1145 9.2379 0.2975 9.7155 10.7358 8.5398 0.3111 45.0000 3.0000 47.0000 3.0000 76.0000 6.1500 1000.0000 7.8198 9.2707 6.2499 0.4714 4.0000 12.5000
01.02.2011 01:50:00 0 10.8791 11.6667 9.9725 0.2976 10.6064 11.4349 9.6041 0.3204 9.9489 10.7358 8.9973 0.3157 40.0000 2.0000 40.0000 2.0000 76.0000 6.2500 999.0000 7.6367 9.1791 5.2429 0.5035 4.0000 12.5000
01.02.2011 02:00:00 0 11.0440 11.8041 10.0183 0.3526 10.7483 11.5722 9.6499 0.3524 10.1044 10.9645 8.9973 0.3614 43.0000 2.0000 44.0000 2.0000 76.0000 6.3500 1000.0000 7.9708 9.4080 5.1056 0.6133 3.0000 12.5000
01.02.2011 02:10:00 0 9.7344 10.8883 7.9119 0.6365 9.5308 10.9772 7.7275 0.6133 9.0156 10.1410 7.5333 0.5307 46.0000 3.0000 47.0000 4.0000 76.0000 6.5500 1000.0000 7.3163 8.6299 5.3802 0.5264 3.0000 12.5000
Der Logger speichert alle 10 Minuten die gesammelten arithmetischen Mittelwerte in seinem internen Flash-Speicher ab (das ergibt 144 Datenzeilen am Tag und ca 4320 Zeilen im Monat). Das Beispiel oben zeigt die ersten zwei Stunden so einer Monatsdatei. Sehr wichtig ist der Dateikopf oder Header, in dem die einzelnen Messkanäle beschrieben sind. Wie Jeder weiss, gibt es in Mitteleuropa im Herbst und Winter mehr Wind als im Frühling und Sommer. Deshalb ist es sehr wichtig, dass man mindestens die Winddaten eines gesamten 12 Monatszyklus aufnimmt. Hätte man z.B. nur im Herbst und Winter gemessen, dann würde die windschwächeren Frühlings- und Sommermonate nicht mitberücksichtigt und das Windpotential würde zu positiv eingeschätzt.
Die gesammelten Original-Winddaten werden vor der ersten Analyse unbedingt gesichert und aufbewahrt. Alle weiteren Berechnungen und Analysen werden mit einer Kopie der Daten durchgeführt!
1. Zuerst geht es ans sogenannte Filtering oder Screening der Wind-(Roh)daten.
Dabei werden die Datenreihen auf bestimmte Fehler hin geprüft und korrigiert:
TIP: liegen die Winddaten als einzelne Monatsdateien vor, sollten sie jetzt in einer Datei zusammengefasst werden. Dabei unbedingt darauf achten, dass alle Spalten passgenau zusammengesetzt werden. Wenn sich während der Messperiode die Belegung der Messkanäle geändert haben sollte (-> siehe DataLogger-Logbuch) muss man genau aufpassen dass beim Zusammenfügen der Daten allen Messkanälen die richtigen Messgrössen zugeordnet werden! Viele Datenloggerhersteller bieten eigene Tools zum Zusammenfügen an.
- Windgeschwindigkeit, Standardabweichung und Windrichtung außerhalb sinnvoller Werte. Werte für v kleiner 0m/s und größer 60m/s oder Windrichtungen von mehr als 360° müssen korrigiert/gelöscht werden (es ist äußerst unwahrscheinlich, dass man innerhalb eines üblichen Messzeitraumes von 1-2 Jahren im Binnenland 10min-Mittelwerte der Windgeschwindigkeit höher als 35m/s registriert)
- 0m/s Windgeschwindigkeiten über einen längeren Winterzeitraum (Vereisungsproblem)
- konstante Windgeschwindigkeiten über einen längeren Zeitraum (Anemometerfehler)
- Einträge bei denen Windgeschwindigkeit und Standardabweichung gleich 0 sind
- Einträge bei denen Standardabweichung größer als Windgeschwindigkeit sind
- Prüfung ob Winddaten kalibriert sind und die Anemometerkorrekturformeln (Slope + Offset) angewendet wurden.
- Windfahne(n) eingenorded ?(d.h. nach Norden ausgerichtet), oder sind noch Offsets zur Windrichtung hinzuzuaddieren? Hinweise findet man im Messmastprotokoll.
2. danach beginnen die Grobanalysen..
...mit Bestimmung der Daten-Verfügbarkeit (je mehr gute verwendbare Messdaten vorhanden sind, umso aussagekräftiger werden die weiteren Analysen (Verfügbarkeiten von 100%-90% sind akzeptabel, wobei die fehlenden Winddaten nicht aus einem zusammenhängenden Zeitraum stammen dürfen, sondern gut verteilt über den ganzen Messzeitraum sein sollten).
Danach aus dem ganzen Messzeitraum einen geeigneten Referenzzeitraum von mindestens 12 aufeinanderfolgenden Monaten aus den Messdaten heraussuchen (bei mehrjährigen Messungen entsprechend 24, 36 Monate...).
Liegen die Winddaten in einer Tabellenkalkulation vor kann man jetzt erste Mittel-/Maximalwert Berechnungen für die einzelnen Kanäle durchführen, um zu sehen wie sich die Winddaten der einzelnen Messhöhen verhalten (vmittel, vmax, vmax-3sec).
Die Daten des Referenzzeitraumes werden vor der weiteren Bearbeitung unter einem neuen Namen abgespeichert - mit Ihnen werden alle1 weiteren Analysen durchgeführt.
1Ausnahme bei der IEC-Klassenbestimmung:
sollte die Best-Fit Weibull-Häufigkeitsverteilung der Messdaten mehr als 3% von der realen Weibull Verteilung abweichen oder in der Form schlecht passen (z.B.: Bimodaler Verlauf), der k-Wert kleiner als 1,75 sein, oder der höchste gemessene vmax 10min-Mittelwert nahe an den prognostizierten Langjahres vref Wert heranreichen, dann muss mit allen verfügbaren gefilterten Winddaten des Messzeitraums die IEC Klassenbestimmung mit der Methode der unabhängigen Stürme (Method of Independent Storms) bestimmt werden. Die sonst übliche Anwendung der IEC Klassenbestimmung nach EWS II führt hier sonst zu falschen Ergebnissen.
3. jetzt kommen wir zum Micrositing und zu den Detailanalysen der Wind- und Geländedaten...
Wenn wir uns sicher sind, dass alle Winddaten korrekt und fehlerfrei sind, können wir die Grobanalysen abschließen. Wir nehmen uns im letzten letzten Schritt der Winddatenauswertung die einzelnen Messkanäle zur Berechnung aller wichtigen Kenngrößen vor, wie..
- Höhenexponenten zwischen den einzelnen Messhöhen,
- Bestimmung der mittleren Luftdichte vor Ort und der mittleren Lufttemperatur
- Windrosen aller Messhöhen,
- Weibullverteilungen mit Bestimmung der A, k, vmittel Werte
- Umgebungsturbulenzintensität auf Messhöhe,
- Extremwindgeschwindigkeitswerte
- Analyse der Geländetopografie auf steile Abhänge (Slopes) über 10° für Haupt und Nebenwindrichtung
- Bestimmung ob Windparkgelände als komplex zu kennzeichnen ist.
- Überprüfung ob Gelände zusätzliche Wake-Turbulenzen verursacht?
- Erstellung des Windparklayouts (mit Messmastposition)
- Ermittlung der WEA-Abstände zueinander
- ...(wird fortgesetzt)