Quantitative Angaben zur Fluktuation des Winddargebots in Deutschland

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Clara Boer
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1 Quantitative Angaben zur Fluktuation des Winddargebots in Deutschland Bernhard Ernst Institut für Solare Energieversorgungstechnik e. V.

2 Übersicht - Presse - Online Erfassung - Fluktuationen -Minuten - Monate - Prognosefehler - Ausblick und Fazit

3 FAZ, , S.1: Das war etwa im Frühjahr des vergangenen Jahres in Schleswig-Holstein der Fall, als innerhalb von Minuten die Leistung aller 2300 in diesem Bundesland installierten Windräder mit einer Leistung von zusammen 3300 Megawatt fast vollständig wegbrach. Die Windgeschwindigkeit war über die für die Stabilität der Anlagen kritischen 25 Meter je Sekunde gestiegen. Daraufhin drehten die Windräder aus dem Wind uns stellten ihren Betrieb ein

4 FT, : Stimmt die Vorhersage, kann der Einsatz anderer Kraftwerke rechtzeitig geplant werden. Liegt die Prognose daneben, müssen die Ausfälle innerhalb von Sekunden ausgeglichen werden

5 Online-Erfassung der Windleistung Berechnungsalgorithmus basiert auf der Einteilung des Gebiets In Planflächen Installierte Leistung [MW]

6 Online-Erfassung der Windleistung Online-Erfassung der Leistung von repräsentativen Windparks an Umspannwerken E.ON Netz: 16 repräsentative Messungen 425 MW gemessene Leistung In Zukunft: 60 repräsentative Messungen 1500 MW gemessene Leistung

7 Online-Erfassung der Windleistung Berechnung der aktuellen Windeinspeisung jeder einzelnen Planfläche über die gemessene Leistung aller repräsentativen Windparks Berücksichtigte Parameter: Entfernung Geländerauhigkeit Anlagenregelung

8 WMEP WMEP Wind und Leistungsmessung an 220 WEA (5-min Mittel) Energielieferungs- und Wartungsberichte von 1500 WEA

9 Fluktuationen 120 Windpark (8 WEA) 100 % der inst. Leistung :00 06:00 10:00 14:00 18:00 22:00 Zeit

10 Fluktuationen Windpark (8 WEA) 176 WEA (deutschlandweit) % der inst. Leistung :00 06:00 10:00 14:00 18:00 22:00 Zeit

11 Fluktuationen Windpark (8 WEA) 176 WEA (deutschlandweit) Walzwerk % der inst. Leistung :00 06:00 10:00 14:00 18:00 22:00 Zeit

12 Fluktuationen Korrelation 1 0,8 0,6 0,4 5 min Mittelw. 30 min Mittelw. 1 Std. Mittelw. 4 Std. Mittelw. 12 Std. Mittelw. 0, Entfernung [km] Korrelation der Leistungsänderungen

13 Fluktuationen Correlation [1] P, 6h average P, 24h average P, 48h average P, 7d average P, 30d average Distance [km] Korrelation der Leistungsänderungen

14 Fluktuationen Deutsches Verbundnetz E.ON+RWE WP-Gruppe Küste WP-Gruppe Binnenland Häufigkeit [%] 1 0, ,01 0, Leistungsänderung [% P installiert ] Häufigkeit von Leistungsänderungen im 1 Stunden-Raster

15 Fluktuationen Deutsches Verbundnetz E.ON+RWE WP-Gruppe Küste WP-Gruppe Binnenland Häufigkeit [%] 1 0, , , Leistungsänderung [% P installiert ] Häufigkeit von Leistungsänderungen im 4 Stunden-Raster

16 Fluktuationen 8 n* P / t [(% / min)] Sommer Winter Tageszeit

17 Fluktuationen 60 [%] Kapazitätsfaktor Mittelwerte Maximale Monatswerte Minima Jan Feb Mär Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez Mittlerer monatlicher Ausnutzungsgrad der WEA im WMEP

18 Fluktuationen 100% 1995: besonders günstiges Frühjahr 75% Mittelwerte 1990 bis % 25% 1999: besonders günstiger Dezember % Jan Feb Mär Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez Entwicklung des Jahresenergieertrages

19 Prognosefehler Prognosehorizont [Tage] Klima RMSE [m/s] 1,63 1,92 2,03 2,18 2,33 2,41 2,55 2,3 Prognosegenauigkeit der Windgeschwindigkeit

20 Prognosefehler 50 Häufigkeit [%] Folgetagsprognose (17-41h) Aktualisierte Prognose (4-16h) Kurzzeitrognose (2h) Fehlerklasse [% der Nennl.] Verteilung des Prognosefehlers im E.ON-Gebiet

21 Prognosefehler Folgetagsprognose (17-41h) Aktualisierte Prognose (4-16h) Kurzzeitrognose (2h) Häufigkeit [%] 1 0,1 0,01 0, Fehlerklasse [% der Nennl.] Verteilung des Prognosefehlers im E.ON-Gebiet

22 Prognosefehler :00 06:00 12:00 18:00 00:00 06:00 12:00 18:00 % der inst. WEA-Leistung Messung Folgetagsprognose (17-41h) -40 Fehler d. Folgetagsprognose :00 06:00 12:00 18:00 00:00 06:00 12:00 18:00 Zeit Größter Fehler der Folgetagsprognose

23 Prognosefehler :00 06:00 12:00 18:00 00:00 06:00 12:00 18:00 80 DWD DWD DWD % der inst. WEA-Leistung Messung Folgetagsprognose (17-41h) -40 Fehler d. Folgetagsprognose :00 06:00 12:00 18:00 00:00 06:00 12:00 18:00 Zeit Größter Fehler der Folgetagsprognose

24 Prognosefehler :00 06:00 12:00 18:00 00:00 06:00 12:00 18:00 80 DWD DWD DWD % der inst. WEA-Leistung Messung Folgetagsprognose (17-41h) Aktualisierte Prognose (4-16h) Fehler d. Folgetagsprognose Fehler d. akt. Prognose 00:00 06:00 12:00 18:00 00:00 06:00 12:00 18:00 Zeit Größter Fehler der Folgetagsprognose

25 Prognosefehler :00 06:00 12:00 18:00 00:00 06:00 12:00 18:00 80 DWD DWD DWD % der inst. WEA-Leistung Messung Folgetagsprognose (17-41h) Aktualisierte Prognose (4-16h) Fehler d. Folgetagsprognose Fehler d. akt. Prognose 00:00 06:00 12:00 18:00 00:00 06:00 12:00 18:00 Zeit Größter Fehler der Folgetagsprognose

26 Prognosefehler % der inst. WEA-Leistung Messung Folgetagsprognose (17-41h) Aktualisierte Prognose (4-16h) 00:00 06:00 12:00 18:00 00:00 06:00 12:00 Zeit 4h Prognosefehler durch Sturmabschaltung

27 Sturmabschaltung Messung E.ON Messung E.ON korregiert Leistung [MW] :00 08:00 10:00 12:00 14:00 16:00 18:00 20:00 22:00 00:00 Tageszeit Summenleistung der Windstromeinspeisung im Gebiet der E.ON-Netz am

28 Sturmabschaltung Ostfriesland Weser-Ems Schleswig-H. Leistung [MW] :00 08:00 10:00 12:00 14:00 16:00 18:00 20:00 22:00 00:0 Tageszeit Einspeiseleistung der WEA einzelner Teilgebiete der E.ON-Netz am

29 Ausblick NEU ALT Leistung [kw] Windgeschwindigkeit [m/s] Leistungskennlinie einer E66 / 70

30 Ausblick Eingangsdaten - Verbesserung der numerischen Wettermodelle - Kurzzeitprognose, 8 mal täglich - Angabe der Zuverlässigkeit Ausgleicheffekte Prognosefehler Einzelner Windpark % E.ON Gebiet 8,5 % Deutschland gesamt? Europa?

31 Ausblick Beispiel Dänemark (Risø, VTT): Prognosefehler in West und Ost zu 35% der Zeit in unterschiedlicher Richtung Prognosefehler 2001 West Ost Σ Kombiniert 1,28 TWh 0,33 TWh 1,61 TWh 1,47 TWh Reduktion um 9% (14% bei gleicher inst. Leistung in beiden Gebieten)

32 Fazit Fazit - Saisonale Unterschiede bis zu 40 %-Punkte - Fluktuationen im Minutenbereich unproblematisch - Größte Leistungsänderung 20 % in einer Stunde - Gradienten auch bei Sturmabschaltung beherrschbar - Große Prognosefehler bei Sturm, aber mit Vorwarnung - Prognosefehler treten langsam auf - Ausgleichseffekte vorhanden Netzausbau

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