Resultate der Windmessungen in Buchs

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1 Resultate der Windmessungen in Buchs Zusammenfassung Von August 2010 bis Oktober 2010 wurden an insgesamt 3 Standorten auf dem Gebiet der Gemeinde Buchs die Windverhältnisse untersucht. Zwei Standorte befanden sich am Buchserberg oberhalb vom ehemaligen Kurhaus Alvier und beim Vorderberg. Als dritter Standort wurde die Rheinau Buchs ausgewählt. Ziel war es festzustellen, wie gross das Potential für die Gewinnung von Windstrom in der Gemeinde Buchs ist. Die Resultate am Buchserberg zeigen, dass das zu erwartende Windaufkommen für die WindenergieNutzung zu gering ist. Zudem ist die Windströmung zu turbulent während der Zeit von starkem Windaufkommen. Die mutmasslichen Stromgestehungskosten bewegen sich im Bereich von Rappen pro Kilowattstunde. Die Resultate in der Rheinau Buchs zeigen, dass das hier zu erwartende Windaufkommen deutlich besser ist als am Buchserberg. Die Windströmung ist zudem etwas weniger turbulent während der Zeit von starkem Windaufkommen, vor allem während Föhn. Jedoch liegt der Grad der Turbulenz immer noch in einem kritisch hohen Bereich, und die grundsätzliche Standorteignung müsste allenfalls direkt vom Windanlagenhersteller analysiert werden. Die mutmasslichen Stromgestehungskosten bewegen sich in der Rheinau im Bereich von Rappen pro Kilowattstunde. Inhaltsverzeichnis 1 Einleitung Standorte für Windmessungen Windmessungen mit LIDAR-Windmesser ZephIR Anlagedaten und Unsicherheit Ertragsschätzung Kenndaten von Windkraftanlagen Unsicherheit der Schätzung des langjährigen Nettostromertrags Resultate Jäggenrangg Vorderberg Rheinau Stromgestehungskosten und Wirtschaftlichkeit Anhang Begriffe Weitere Resultate Jäggenrangg Vorderberg Rheinau

2 1 Einleitung Eine Delegation des Gemeinderates Buchs besuchte im Februar 2010 eine Windkraftanlage bei Wildpoldsried im Allgäu. Herr Wendelin Einsiedler, der Initiant der Windmessungen in Wildpoldsried, betonte bei diesem Besuch, dass in erster Linie genügend Windenergie vorhanden sein muss, bevor an die Nutzung der Windenergie gedacht werden kann. Weil in der Region noch keine entsprechenden Messdaten zur Verfügung standen, beschlossen der Naturstrom-Beirat Natürlich Rii-Seez-Power und der Gemeinderat Buchs, das Windpotential in der Gemeinde Buchs vermessen zu lassen und das Windmessprojekt je zur Hälfte zu finanzieren. Vorgesehen war es, am Standort Jäggenrangg am Buchserberg für 3 Monate zu messen. Dieser Standort hatte sich zuvor in einem Grobgutachten als der am besten geeignete Standort am Buchserberg herausgestellt. Dank der Unterstützung durch das EW Buchs konnte Anfang August 2010 die Windmessung im Jäggenrangg den Betrieb aufnehmen. Die fortlaufende Auswertung der Messdaten zeigte jedoch, dass der ursprüngliche Plan mit einer einzigen Messung oberhalb vom Kurhaus fallengelassen werden musste, und dass weitere Standorte in die Evaluation einbezogen werden mussten. 2 Standorte für Windmessungen Abbildung 1: Standorte Windmessung Buchs rot markiert (ganz links Jäggenrangg, ganz rechts Rheinau und dazwischen Vorderberg) Abbildung 1 zeigt die Standorte der 3 verschiedenen Windmessungen in Buchs, und Abbildung 2 zeigt den ZephIR Wind-LIDAR an den ersten beiden Messorten am Buchserberg. 2

3 Abbildung 2: ZephIR LIDAR im Jäggenrangg mit Techniker Markus Müller der Firma Meteotest in Bern (links) und im Vorderberg auf dem Dach des Reservoirs (rechts) Die nächste Abbildung 3 zeigt den dritten Messort in der Rheinau Buchs. Die Umgebung wird hier dominiert von hohen Windschutz-streifen, welche den Wind in Bodennähe stark abbremsen. In Bodennähe treten bevorzugt Winde aus nordwestlicher Richtung auf. Detailliertere Informationen zu den Messstandorten werden in Tabelle 1 zusammengefasst. Alle 3 Standorte wurden auch unter dem Aspekt der Zufahrtsmöglichkeiten und dem Abstand zum nächsten Einspeisepunkt Abbildung 3: ZephIR neben Hof von Heini Hofmänner, Rheinau ins Stromnetz vom EW Buchs ausgewählt. Standort Jäggenrangg Vorderberg Rheinau CH-Koordinaten / / / Höhe Meter ü. M Kurzbeschreibung Strassenrand mit Jungwald unterhalb der Strasse und hohen Bäumen oberhalb der Strasse Dach von Reservoir, wenige Bäume in südlicher und nördlicher Richtung, sonst offen Windmesser von Stall und von hohen Windschutzstreifen umgeben, Bodenwind nicht repräsentativ Tabelle 1: Koordinaten und Kurzbeschreibung von Standorten der Windmessung Buchs. 3 Windmessungen mit LIDAR-Windmesser ZephIR Der LIDAR-Windmesser ZephIR der Firma QinetiQ aus England konnte ohne spezielle kantonale oder 3

4 eidgenössische Bewilligung eingesetzt werden. Dies im Gegensatz zu konventionellen Turmwindmessungen, welche durch das Bundesamt für Zivilluftfahrt (BAZL) bewilligt werden müssen. Der ZephIR kann von 10m bis 200m über Grund die Windstärke und die Windrichtung auf 5 verschiedenen Höhen bestimmen. Daneben werden auch alle weiteren benötigten Meteoparameter wie Temperatur, Luftfeuchte und Luftdruck an Ort gemessen. Voraussetzung für die Messung ist ein 230VStromanschluss, und eine SIM-Karte, um die Messdaten via GSM abrufen zu können. Die provisorische Stromversorgung für den Jäggenrangg wurde durch das EW Buchs bereit gestellt. Als Resultat der Messungen stehen 3-sekündliche Daten und Zehnminutenmittel für die Analyse des Windpotentials zur Verfügung. Ein grosser Vorteil des ZephIR besteht darin, dass das Messinstrument mit geringem Aufwand an einen anderen Standort gebracht werden kann. Im vorliegenden Fall konnte das Instrument dank der Unterstützung durch das EW Buchs ohne vorherige Demontage an die weiteren Standorte gebracht werden. Nachteile des ZephIR sind, dass die continuous wave lidar -Technik die Windgeschwindigkeit unterhalb von 4 m/s systematisch überschätzt, und praktisch keine Werte kleiner als 1 m/s liefert. Somit wird auch die Häufigkeit der Windklassen 0 1 m/s und 1 2 m/s an den Standorten falsch wiedergegeben (siehe weitere Resultate im Kapitel 7 ). Auf die Schätzung des Windenergieertrags hat dies jedoch keinen Einfluss, da eine WKA erst ab ca. 2.5 m/s zu produzieren beginnt. Auch bei der Messung der Windrichtung treten Probleme auf: bei turbulenten oder windschwachen Verhältnissen wird die Richtung teilweise um 180 verkehrt berechnet, beispielsweise treten Werte mit Nordrichtung während eines Föhnsturms in der Rheinau auf. Es musste deshalb ein beträchtlicher Mehraufwand betrieben werden, um fehlerhafte Windrichtungswerte zu korrigieren. Dies konnte in der Rheinau mit Hilfe der Messdaten der Nachbarstation auf dem Dach des Gymnasiums in Vaduz durchgeführt werden. Bei den beiden anderen Messungen im Jäggenrangg und im Vorderberg gab es leider keine Station mit Windmessungen in der Umgebung, sodass die Verteilung der Windrichtung am Buchserberg mit Vorbehalten zu interpretieren ist. 4 Anlagedaten und Unsicherheit Ertragsschätzung Für die Berechnung des langjährigen Nettostromertrages werden meteorologische Windmessungen möglichst nahe am Standort der Windkraftanlage (WKA) und möglichst auf der Höhe der Nabe der WKA über Grund benötigt. In der Regel wird empfohlen, dass am geplanten Standort die Windenergie über mindestens 1 Jahr gemessen wird. Im Rheintal kann die Länge der Messperiode dadurch verkürzt werden, dass der Winddatensatz mit Hilfe der langjährigen Messreihe der MeteoSchweiz-Station VaduzAu in den langjährigen Kontext des lokalen Windklimas im Rheintal gesetzt wird. Dies jedoch nur unter der Voraussetzung, dass sich der Wind am Messstandort und an der Referenzstation ähnlich verhalten. Für das vorliegende Gutachten wurden folgende Datenquellen benutzt: Minutenmittelwerte der Windgeschwindigkeit vom ZephIR LIDAR; falls Windgeschwindigkeit nicht verfügbar ist, dann wird die Windstärke verwendet (siehe Kapitel 7.1 im Anhang) 2. Langjährige Reihe der Monatsmittelwerte der Windstärke von der MeteoSchweiz-Station VaduzAu von Januar 1982 Dezember

5 4.1 Kenndaten von Windkraftanlagen Für die Berechnung des langjährigen Nettostromertrags wurden die Leistungskennlinien von 3 verschiedenen Windkraftanlagen (WKA) untersucht, welche eine maximale Nennleistung von 2000 kw bis maximal 3000 kw aufweisen (siehe Tabelle 2). Diese Anlagen zeichnen sich dadurch aus, dass sie kein Getriebe benötigen, und daher wartungsarm und geräuscharm sind. Die Auswahl eines geeigneten WKA-Typs aufgrund der Wind- und Turbulenzverhältnisse am Standort wird durch den Hersteller vorgenommen. Je höher das Verhältnis der Maximalleistung zur vom Rotorblatt überstrichenen Fläche (Rotorfläche) ist, desto robuster ist die WKA gegenüber sehr grossen Windstärken und Windböen. Windkraftanlage (WKA) Maximalleistung Kilowatt (kw) Blattlänge Meter (m) Verhältnis Maximalleistung zu Rotorfläche Nabenhöhe in Metern (m) Enercon E-82 E / 113 / 138 Enercon E / 113 Enercon E-82 E / 113 / 138 Tabelle 2: Übersicht Windkraftanlagen für Jahresertrags- und Volllaststundenvergleich. 4.2 Unsicherheit der Schätzung des langjährigen Nettostromertrags Die vorliegende Auswertung berücksichtigt die folgenden Fehlerquellen, welche einen Einfluss auf die Berechnung des Jahresertrags haben: 1. Systematische Abweichungen der gemessenen Windgeschwindigkeit von den realen langjährigen Windverhältnissen am Standort: jeder Windmesser kann einen gewissen permanenten Messfehler aufweisen, d.h. der Windmesser kann aufgrund einer schlechten Justierung, eines Defektes oder aufgrund von vereinfachenden physikalischen Annahmen bei der Windberechnung (LIDAR) permanent zu tief oder zu hoch messen. Ein solcher Messfehler wirkt sich deutlich auf die Berechnung der Bruttowindleistung aus, da die Windenergie mit der 3. Potenz der Windgeschwindigkeit ansteigt: eine Verdopplung der Windgeschwindigkeit bedeutet 8 Mal mehr Windenergie! 2. Systematische Abweichung der geschätzten mittleren Rauigkeit des Geländes in der Umgebung des Standortes: für die Berechnung der Windleistung auf der Höhe der Nabe der WKA muss abgeschätzt werden, wie stark die umliegenden Gebäude und Bäume den Wind abbremsen ( 3. Systematische Abweichung der realen Leistungskennlinie einer WKA von den Herstellerangaben 4. Systematische Differenz des langjährigen relativen Jahresganges der Windleistung am Standort zur Referenzstation Vaduz: der relative Jahresgang gibt an, wie viel prozentual jeder einzelne Monat zur Gesamtjahressumme des Nettostromertrages beiträgt. Je nach der Topographie des Standortes und des regionalen Windklimas kann der lokale Jahresgang vom Jahresgang an der Referenzstation Vaduz abweichen 5. Natürliche langjährige Variabilität der mittleren monatlichen Nettowindleistung von Jahr zu Jahr an der Referenzstation Vaduz: für verschiedene Monate im Jahr schwankt die durchschnittliche Nettowindleistung unterschiedlich stark von Jahr zu Jahr, in den Sommermonaten sind die Schwankungen von Jahr zu Jahr deutlich geringer als im Winter und Frühling und Spätherbst. 5

6 Dies ist vor allem auf das sehr unterschiedliche Auftreten des Föhns von Jahr zu Jahr zurückzuführen. Auf das ganze Jahr gerechnet addieren sich die Unsicherheitsfaktoren zu einem Unsicherheitsbereich, der in den Abbildungen durch eine sogenannte Untergrenze und Obergrenze markiert ist: Die Untergrenze markiert den schlechtesten anzunehmenden Fall: der Windmesser hat permanent eine zu hohe Windgeschwindigkeit gemessen, die Umgebung bremst den Wind weniger stark als erwartet, die Herstellerangaben für die WKA sind zu optimistisch, die Monate der Windmessperiode haben einen höheren Anteil an der Jahressumme im Vergleich zu Vaduz und alle Monate der Messperiode waren überdurchschnittlich windreich. Die Obergrenze markiert den besten anzunehmenden Fall: der Windmesser hat permanent eine zu tiefe Windgeschwindigkeit gemessen, die Umgebung bremst den Wind stärker ab als erwartet, die Herstellerangaben für die WKA sind zu pessimistisch, die Monate der Windmessperiode haben einen geringeren Anteil an der Jahressumme im Vergleich zu Vaduz und alle Monate der Messperiode waren unterdurchschnittlich im Windaufkommen. Die Untergrenze und Obergrenze markieren also die Schranken, in welchen sich der Erwartungswert bewegen kann. Der Erwartungswert entspricht dem jährlichen Nettostromertrag (inklusive aller Anlagenverluste), der für einen bestimmten Standort im Mittel über einen langjährigen Zeitraum erwartet werden kann. 5 Resultate 5.1 Jäggenrangg Der erste Standort im Jäggenrangg wurde wie bereits oben angesprochen in einem Grobgutachten aufgrund der guten Zugänglichkeit und dem Abstand zu bewohntem Gebiet festgelegt. Die ersten Winddaten vom Jäggenrangg zeigten schnell, dass am Standort sehr wenig Wind bläst. Auch wurde festgestellt, dass der Wind beim Jäggenrangg sich völlig anders verhält als die Referenzstation Vaduz: starker Nordwestwind beim Jäggenrangg und gleichzeitig Windflauten in Vaduz, und umgekehrt Föhn in Vaduz und eine schwache Hinterlaufströmung im Windschatten des Buchserbergs aus Richtung Nordwest beim Jäggenrangg. Somit war es nicht möglich, die Windmessungen im Jäggenrangg mit den Messdaten von Vaduz zu korrigieren, und der Unsicherheitsbereich ist sehr Abbildung 4: Prozentuale Häufigkeit, woher der Wind mit gross. Abbildung 4 zeigt, mit welcher relativer Häufigkeit die einzelnen Windstärken aus welcher welcher Windstärke im Jäggenrangg bläst. 6

7 Richtung im Jäggenrangg aufgetreten sind. Es dominieren West- und Nordwestwinde. Die Windrose zeigt klar, dass hohe Windstärken über 8 m/s nur sehr selten auftreten. Auf 113m Höhe werden lediglich 3 m/s Jahresmittelgeschwindigkeit erwartet. Abbildung 5 zeigt den geschätzten jährlichen Nettostromertrag im Jäggenrangg. Der mutmassliche Jahresertrag ist sehr gering, aber mit einer sehr hohen Unsicherheit behaftet. Diese Unsicherheit könnte nur dadurch verringert werden, indem eine besser geeignete langjährige Referenzstation gefunden wird, oder wenn über mindestens 1 Jahr Windmessungen durchgeführt werden. Als Reaktion auf das schwache Windaufkommen wurde nach Rücksprache mit den Vertretern vom Gemeinderat Buchs, dem Naturstrom-Beirat und dem EW Buchs die Windmessung am 23. August 2010 zum Vorderberg gebracht. Abbildung 5: Nettostromertrag für 3 verschiedene WKA-Typen im Jäggenrangg. Der Unsicherheitsbereich ist markant wegen der geringen Korrelation mit der Referenzstation. 5.2 Vorderberg Beim Vorderberg ist das Windaufkommen im Vergleich zum Vorderberg etwas besser (Abbildung 6, links), aber vor allem der Westwind aus Richtung Malschüel ist extrem turbulent (Abbildung 6, rechts) die Abbildung 6: Prozentuale Häufigkeit, woher der Wind mit welcher Windstärke im Vorderberg bläst (links), und rechts die durchschnittliche Turbulenzintensität in Abhängigkeit der Windrichtung und der Windgeschwindigkeit. 7

8 Turbulenzintensität erreicht Werte von über 50%. Tolerierbar sind normalerweise Werte bis etwa 25%, je nach Windstärke. An eine Nutzung der Windenergie ist unter diesen Voraussetzungen im Vorderberg nicht zu denken. Auf 113m Höhe werden 3.25 m/s Jahresmittelgeschwindigkeit erwartet. Es wurde daher nach weiteren Rücksprachen beschlossen, den ZephIR am 10. September 2010 in die Rheinau Buchs zu bringen. Abbildung 7 zeigt den zu erwartenden Nettostromertrag im Vorderberg für eine Nabenhöhe von 85 Metern. Abbildung 7: Nettostromertrag für 3 verschiedene WKA-Typen im Vorderberg. Der Unsicherheitsbereich ist gross wegen der geringen Korrelation mit der Referenzstation. 5.3 Rheinau Als letzter Standort konnte in der Rheinau Buchs ein Platz neben dem Stall von Heini Hofmänner gefunden werden. Dies trotz einiger Bedenken, dass diese Messung in der Nähe von Buchs bei der Abbildung 8: Prozentuale Häufigkeit, woher der Wind mit welcher Windstärke in der Rheinau bläst (links), und rechts die durchschnittliche Turbulenzintensität in Abhängigkeit der Windrichtung und der Windgeschwindigkeit. Bevölkerung für Aufregung sorgen könnte. Die diversen Berichte in den lokalen Medien riefen jedoch 8

9 keine besonderen Reaktionen hervor. Abbildung 8 zeigt die Windrose und die Verteilung der Turbulenzintensität in der Rheinau. Deutlich zu erkennen ist die Ausrichtung der Windrichtung entlang der Talachse von Süd-Südost nach Nord-Nordwest. Die höchsten Windgeschwindigkeiten treten während Föhn auf, der mehr aus südlicher Richtung bläst, und bis zu 20 m/s (72 km/h) im Durchschnitt auf 100 Meter über Grund erreicht. Auf 113m Höhe werden 3.91 m/s Jahresmittelgeschwindigkeit erwartet. Auch in der Rheinau ist die Stärke der Turbulenzen in einem Bereich, der für die Langlebigkeit der WKA kritisch ist. Genauere Lastanalysen müssen durch die Anlagenhersteller selbst vorgenommen werden. Abbildung 9: Schätzung Nettostromertrag Rheinau in Megawattstunden pro Jahr für 3 verschiedene Windkraftanlagen mit Nabenhöhe 113 Meter über Grund. Die gesamten Verluste werden zu 6% angenommen. In der Abbildung 9 sind die Stromerträge für 3 verschiedene Anlagen dargestellt. Ein Ertrag von 1800 MWh der Enercon E-82 E2 deckt knapp 3% vom gesamten Strombedarf der Gemeinde Buchs (Jahresbedarf ca MWh). Die Unsicherheit der Schätzung ist deutlich geringer im Vergleich zum Buchserberg, weil sich die Windströmung am Standort Rheinau sehr ähnlich verhält wie an der Referenzstation Vaduz. 9

10 6 Stromgestehungskosten und Wirtschaftlichkeit Für die Berechnung der Stromgestehungskosten in Abbildung 11 müssen verschiedene Kennzahlen wie die Nutzungsdauer der WKA, die Verzinsung des Fremdkapitals, die gesamten Investitionskosten und die jährlichen Unterhaltskosten in Betracht gezogen werden. Die Annahmen für die Enercon E-82 E2 lauten: Nutzungsdauer der Gesamtanlage: 20 Jahre Verzinsung Fremdkapital: 6% gesamte Investitionskosten: 5.3 Mio. CHF Jahreskosten (inkl. Kapitalkosten): 542'000.- CHF Die Annahmen wurden bezüglich Gesamtinvestionskosten und Verzingssatz eher konservativ getroffen. Insbesondere ist der Standort Rheinau gut erschlossen und zugänglich, sodass mit etwas geringeren Gesamtkosten gerechnet werden könnte. Auch würde sich der Preis pro Anlage weiter verringern, wenn gleichzeitig 2 3 Anlagen gebaut werden könnten. Dann teilen sich die Kosten für den Anschluss ans Stromnetz, die Kran- und Montagekosten auf die einzelnen Anlagen auf. Die Berechnungen basieren auf dem Wirtschaftlichkeitsberechnungstool, welches durch SuisseEole zur Verfügung gestellt wird ( und durch die Firma Weisskopf Partner GmbH in Zürich erstellt wurde. Auswertung Enercon E-82 E2 (Pmax: 2000 kw), Anlageverluste: 6% Nabenhöhe 113 Meter, Nutzungsdauer 20 J., Kapitalzins 6%, Kosten 5.3 Mio CHF Nettostromertrag Stromgestehungskosten Vaduz Gymnasium Buchs Rheinau Vaduz MeteoSchweiz Buchs Vorderberg 0 Buchs Jäggenrangg 0 Rp./kWh MWh/a 50 Abbildung 10: Übersicht Nettostromerträge und Stromgestehungskosten für Enercon E-82 E2 mit 113m Nabenhöhe. In der Rheinau kann mit Stromkosten von knapp unter 30 Rappen pro Kilowattstunde gerechnet werden. 10

11 7 Anhang Der Anhang des Berichtes enthält eine Übersicht der im Schlussbericht verwendeten Fachbegriffe und eine Auswahl weiterer Auswertungsresultate an den Messstandorten. 7.1 Begriffe WKA: Windkraftanlage, für verschiedene Standorte mit unterschiedlicher Stärke der Turbulenz (siehe Turbulenzintensität weiter unten) gibt es verschiedene Anlagentypen für verschiedene Windstärke- und Turbulenzklassen Windstärke: skalarer (arithmetischer) Mittelwert der Windgeschwindigkeit über 10 Minuten, Einheit: m/s, 1 m/s entspricht 3.6 km/h, also 10 m/s = 36 km/h Windgeschwindigkeit:vektorieller Mittelwert der Windgeschwindigkeit über 10 Minuten, die einzelnen Windvektoren werden mit der jeweiligen Windrichtung gewichtet, man erhält als Resultat den mittleren Windvektor über 10 Minuten, der Betrag dieses Vektors ist immer kleiner gleich der Windstärke im gleichen Zeitraum, Einheit: m/s Windböe: maximaler 3-Sekundenwert der Windgeschwindigkeit über 10 Minuten (m/s) Turbulenzintensität: Verhältnis aus der Standardabweichung zum Mittelwert der Windstärke über 10 Minuten, wird multipliziert mit Faktor 100, Einheit: %; die Turbulenzintensität ist eine der wichtigsten Grössen in der Windenergie, sie beschreibt, wie stark der Wind innerhalb von 10 Minuten schwankt, je grösser die Schwankungen sind, desto stärker wird die WKA beansprucht Nabe: Höhe der Rotornabe der WKA über Boden, Einheit: m (Meter) langjährig: Durchschnittswerte über eine Zeitperiode von Jahren (Klimaperiode) Jährlicher Verlust: Bei der Produktion von Windenergie durch WKA's geht Energie verloren bei der Synchronisation des Wechselstroms im Umrichter (1.5%), durch Wartungsarbeiten (2%), durch Abschaltung bei starken Stürmen (1%) und durch Vereisung (0.5%), der Gesamtanlagenverlust wird hier zu 6% angenommen Bruttowindleistung: totale Windleistung pro Fläche (Watt pro Quadratmeter: W/m2), berechnet mit der Formel: 0.5*rho*v3, wobei rho: Luftdichte kg/m3, v: Windgeschwindigkeit m/s; eine Verdopplung der Windstärke bedeutet eine Verachtfachung der Bruttowindleistung! Nettowindleistung: Nutzleistung einer bestimmten WKA (inkl. Verluste) in W/m2, eine gute WKA kann in bestimmten Geschwindigkeitsbereichen über 50% der Bruttowindleistung ernten, theoretischer maximaler Erntegrad liegt bei 59% (Betz-Faktor) Maximalleistung: maximal erreichbare Nettowindleistung einer bestimmten WKA Nettostromertrag: langjähriger Stromertrag einer bestimmten WKA inkl. jährliche Verluste Volllaststunde: Verhältnis von jährlichem Nettostromertrag zur Maximalleistung einer WKA 11

12 7.2 Weitere Resultate Im Schlussteil des Berichtes wird für die einzelnen Messstandorte eine weitere Auswahl von Resultaten gezeigt Jäggenrangg Abbildung 11: Verteilung Windstärke und mittlere Turbulenzintensität. Abbildung 12: Vergleich Nennleistung, mittlere Leistung wird durch gerade Linien und in Klammern angegeben. 12

13 7.2.2 Vorderberg Abbildung 13: Verteilung Windstärke und mittlere Turbulenzintensität. Abbildung 14: Vergleich Nennleistung, mittlere Leistung wird durch gerade Linien und in Klammern angegeben. 13

14 7.2.3 Rheinau Abbildung 15: Verteilung Windstärke und mittlere Turbulenzintensität. Abbildung 16: Vergleich Nennleistung, mittlere Leistung wird durch gerade Linien und in Klammern angegeben. 14