Einschätzung und Anwendung von Leistungskennlinien

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1 Einschätzung und Anwendung von Leistungskennlinien Vortrag gehalten beim Seminar Leistungskurven von Windkraftanlagen des BWE Kassel, 14. Dezember 2001 Herbert Schwartz anemos-jacob - Büro für Windanalyse Oldershausener Hauptstraße 22a, Oldershausen Tel , Fax , anemos-jacob@t-online.de 1. Einleitung Leistungskennlinien werden für Energieertragsprognosen verwendet. Was hierbei zu beachten ist, soll im folgenden dargelegt werden. Insbesondere werden Hinweise gegeben, die erlauben, vorliegende Leistungskennlinien zumindest im Hinblick auf einige der möglichen Unsicherheiten einzuschätzen. Dieser Beitrag erhebt keinen Anspruch auf Vollständigkeit und soll zur Diskussion anregen. Das Augenmerk liegt daher nicht auf wissenschaftlicher Präzision, sondern auf Hilfestellung für die Praxis. 2. Einschätzung von Leistungskennlinien Es ist allgemein bekannt, dass Leistungskennlinien Unsicherheiten enthalten. Diese werden auch in anderen Beiträgen zu dieser Veranstaltung erläutert. In vielen uns vorliegenden Windgutachten wird darauf hingewiesen, dass berechnete Leistungskennlinien höhere Unsicherheiten enthalten als gemessene. Hierbei wird im allgemeinen angenommen, dass die Berechnung im Vergleich zur Messung und zur Realität zu optimistisch ist. Für die Vergangenheit mag dies korrekt sein. Inzwischen sind hier Zweifel angebracht. anemos-jacob Einschätzung und Anwendung von Leistungskennlinien Seite 1 von 19

2 600 berechnet gemessen Leistung Windgeschwindigkeit Abb. 1: Vergleich einer etwa 1993 berechneten und einer 1994 gemessenen Leistungskennlinie 1700 berechnet gemessen Leistung Windgeschwindigkeit Abb. 2: Vergleich einer etwa 1996 berechneten und einer 1999 gemessenen Leistungskennlinie des selben Herstellers wie in Abb. 1. Auch in Abb. 2 liegen beide Kennlinien nahe beieinander, die vermessene aber fast durchweg über der berechneten. anemos-jacob Einschätzung und Anwendung von Leistungskennlinien Seite 2 von 19

3 2200 berechnet gemessen Leistung Windgeschwindigkeit Abb. 3: Vergleich einer 2000 berechneten und einer 2001 gemessenen Leistungskennlinie Auch der Hersteller der in Abb. 3 dargestellten Kennlinien hat eingehende Erfahrung in der Berechnung von Leistungskennlinien. Woher also der Unterschied zur Messung? Auf die Gefahr hin, die Beiträge anderer Vortragender zu wiederholen: Es ist mittlerweile bekannt, dass bei der Verwendung unterschiedlicher Anemometertypen, selbst wenn sie von der selben Person am selben Tag im selben Windkanal kalibriert worden sind, im Freifeld unterschiedliche Werte gemessen werden. Für einige Anemometertypen bestehen schon eingehende Erfahrungen. Beispielsweise misst das in Deutschland in der Vergangenheit häufig verwendete Anemometer des Herstellers Thies im Freifeld höhere mittlere Windgeschwindigkeiten als beispielsweise Anemometer der Hersteller Risø und Vector Instruments. Mit den letztgenannten Anemometern vermessene Leistungskennlinien sind also besser als die mit Thies- Anemometern gemessenen. Nachdem dies bekannt ist, werden die mit Leistungskennlinien- Messungen beauftragten Firmen von ihren Kunden gedrängt, die Anemometer zu verwenden, die die besten Leistungskennlinien ergeben. Dadurch kommen zunehmend bessere Kennlinien auf den Markt, ohne dass die Anlagen unbedingt tatsächlich besser sind. Nach unserem Eindruck können hierdurch Verzerrungen von bis zu etwa zehn Prozent im berechneten Energieertrag entstehen. Dies bedeutet: Kennlinien, die mit verschiedenen Anemometertypen gemessen wurden, sind nicht direkt vergleichbar. Wie kann man dann eine vorliegende Leistungskennlinie einordnen? anemos-jacob Einschätzung und Anwendung von Leistungskennlinien Seite 3 von 19

4 Bei neueren Vermessungen wird der Anemometertyp auch im Kurzbericht angegeben: Beispiel: Abb. 4: Beispiel für die Zusammenfassung einer Vermessung, Anemometertyp angegeben Sofern bekannt ist, wie sich ein Typ im Vergleich zu anderen verhält, können die Leistungskennlinien durch entsprechende Korrekturen vergleichbar gemacht werden. Hierzu fehlen derzeit noch teilweise die nötigen Erfahrungen, dies wird sich aber im Laufe der Zeit ändern. Die wirkungsvollste Art der Einschätzung von Leistungskennlinien, gleich ob gemessen oder berechnet, ist die Berechnung des Leistungsbeiwertes und der Vergleich mit dem anderer WKA. Der Leistungsbeiwert c p berechnet sich über Leistungsbeiwert = Leistung [kw] * 1000 / (0,481 *Rotordurchmesser [m]² * Windgeschwindigkeit [m/s]³) Der Leistungsbeiwert kann theoretisch maximal 0,593 sein. In der Praxis sind bei einer Vermessung mit einem Thies-Anemometer Werte über 0,45 kaum erreichbar. Nimmt man dieses Anemometer als Maßstab, kann als Faustwert also angenommen werden, dass bei einem maximalen Leistungsbeiwert von 0,45 die Anlage nahe der Grenze des derzeit technisch Möglichen ist. Andererseits bedeutet ein maximaler Leistungsbeiwert in einer Kennlinie von unter 0,40, dass entweder die Messunsicherheiten zu einer relativ schlechten Kennlinie geführt haben, oder dass die Anlage deutlich vom Stand der heutigen Technik entfernt ist. Selbstverständlich bleibt es dem Betrachter einer Leistungskennlinie überlassen, ein anderes Anemometer als Maßstab anzunehmen. Dann verschiebt sich die Betrachtung entsprechend. anemos-jacob Einschätzung und Anwendung von Leistungskennlinien Seite 4 von 19

5 Leistungsbeiwert berechnet, WKA 1 berechnet, WKA Windgeschwindigkeit Abb. 5: Vergleich der Leistungsbeiwerte der berechneten Leistungskennlinien aus Abb. 2 und 3 Leistungsbeiwert gemessen, WKA 1 gemessen, WKA Windgeschwindigkeit Abb. 6: Vergleich der Leistungsbeiwerte der gemessenen Leistungskennlinien aus Abb. 2 und 3 anemos-jacob Einschätzung und Anwendung von Leistungskennlinien Seite 5 von 19

6 Es gibt keinen Grund anzunehmen, die Anlage 2 aus Abb. 5 und 6 sei im Bereich 6 bis 8 m/s erheblich besser als Anlage 1. Somit sind die Berechnungen eher miteinander vergleichbar als die Messungen. Ein Vergleich der Leistungsbeiwerte abseits des Maximums lohnt sicherlich auch. Insbesondere bei drehzahlvariablen Windkraftanlagen hängt der Verlauf der Leistungskennlinie im untersten Windgeschwindigkeitsbereich stark von den Details der Regelungsstrategie, von elektrischen Verlusten und (bei Vermessungen) vom Standort ab. Hier können am ehesten Unterschiede zwischen Berechnung und Vermessung auftreten. Die Segnungen der variablen Drehzahl werden hier leicht überschätzt, wie auch der Chef von Enercon, Aloys Wobben in Rahmen eines Vortrags auf der Husum-Messe, vermutlich 1993, erläutert hat Leistungsbeiwert berechnet gemessen Windgeschwindigkeit Abb. 7: Vergleich der Leistungsbeiwerte der Leistungskennlinien aus Abb. 2 anemos-jacob Einschätzung und Anwendung von Leistungskennlinien Seite 6 von 19

7 Aber auch die genaue Betrachtung gemessener Leistungskennlinien in diesem Bereich fördert interessante Details zutage. Abb. 8 Gemessene Leistungskennlinie laut Kurzbericht der Messfirma und laut Anlagenhersteller Die negativen Werte sind in der Wiedergabe durch den Hersteller auf Null gesetzt worden. Vielleicht fühlte der Hersteller sich im Sinne ausgleichender Gerechtigkeit dazu berechtigt, denn in vielen Fällen enthalten schon die Messauswertungen keine Werte unter Null: Abb. 9 Unterschiedliche Behandlung negativer Werte bei vermessenen Leistungskennlinien Bei der in Abb. 9 links gezeigten Kennlinie wird deutlich, welchen Einfluss auf den Ertrag negative Leistungswerte haben können. Die Vorgehensweise scheint hier trotz aller Bemühungen um Standardisierung nicht einheitlich zu sein. Meiner Meinung nach sollten alle Daten einer Vermessung verwendet werden, so lange keine technische Störung der Anlage vorlag oder eine bewusste Abschaltung für Service o.ä. stattfand. In der Praxis wird eine WKA in diesem Bereich wenige Kilowatt Leistung anemos-jacob Einschätzung und Anwendung von Leistungskennlinien Seite 7 von 19

8 verbrauchen. Eine ehrliche Leistungskennlinie sollte diese Werte enthalten. Nur dann können Leistungskennlinien (und entsprechend Ertragsprognosen) in diesem Bereich vergleichbar sein. Auch am anderen Ende der Leistungskennlinie liegt meines Erachtens häufig ein Fehler vor. Hier sind jedoch alle mir bekannten Leistungskennlinien gleich. Im Sturmfall wird eine WKA bei Erreichen einer bestimmten Windgeschwindigkeit abschalten, aber erst bei einer deutlich niedrigeren Windgeschwindigkeit wieder einschalten. (Manche Anlagentypen bilden hierbei Ausnahmen, indem anstatt einer Abschaltung die Leistung mit steigender Windgeschwindigkeit reduziert wird.) In der Praxis wird also die mittlere Leistung bei den meisten Anlagentypen im Bereich um 20 m/s unterhalb der Nennleistung liegen. An Standorten mit relevantem Anteil an hohen Windgeschwindigkeiten ist hier im Vergleich zur vorliegenden Leistungskennlinie also mit einem Ertragsverlust zu rechnen. Abb. 10 Leistungskennlinie einer pitchgeregelten Windkraftanlage laut Vermessung (oben) und in der Praxis (unten, [1]) anemos-jacob Einschätzung und Anwendung von Leistungskennlinien Seite 8 von 19

9 Uns fällt auf, dass im Allgemeinen nicht bekannt ist, wie groß die Unsicherheit einer Leistungskennlinienvermessung sein kann. Die Berechnung dieser Unsicherheit ist in Standards festgelegt. Entsprechende Angaben finden sich mittlerweile in den meisten Berichten und Ergebniszusammenfassungen. Bei Verwendung einer Kennlinie sollten sie stets beachtet werden. Allerdings ist die Unsicherheit, die durch die Wahl des Anemometers entsteht, in der nach Standard berechneten Unsicherheit nicht enthalten! Abb. 11 Angaben zur Unsicherheit der mit der gemessenen Kennlinie berechneten Energieerträge Abb. 12 Angaben zur Messunsicherheit nach Geschwindigkeitsintervallen aufgeteilt Die Unsicherheiten der Kategorie A beschreiben die bei der Messung und Auswertung aufgetretene Streuung. Sie sind im allgemeinen bedingt durch die Messmethode (z.b. Betrachtung eines kleinen Anemometers als repräsentativ für die Rotorkreisfläche), den Standort und das Anlagenverhalten. In Abb. 13 sind gemessene Leistungskennlinien für ein und dieselbe WKA, mit unverändertem Messaufbau aber verändertem Regelungsverhalten im OBEREN Windgeschwindigkeitsbereich (zur Schallreduktion) gemeinsam dargestellt. Es ist anzunehmen, dass die Anlage in allen Fällen gleiches Leistungsverhalten bei niedrigen Windgeschwindigkeiten aufwies. Die Streuung der Messung kann somit demonstriert werden. anemos-jacob Einschätzung und Anwendung von Leistungskennlinien Seite 9 von 19

10 Leistung 200 Stufe 1 Stufe 2 Stufe 3 Stufe 4 Stufe Windgeschwindigkeit Abb. 13 Streuung gemessener Kennlinien Die Unsicherheiten der Kategorie B sind grob gesagt durch die nach Standard bestimmten Kalibrationsunsicherheiten der verwendeten Messgeräte bestimmt. Meiner Meinung nach ist die tatsächliche Unsicherheit aber manchmal geringer. Nach Standard wird für die Leistungsmessgeräte stets eine Messunsicherheit entsprechend deren Genauigkeitsklasse angenommen. Aus Kostengründen werden in der Regel Geräte der Klasse 0,5 verwendet. Dies bedeutet beispielsweise für eine WKA mit 1500 kw Nennleistung, bei der ein Messumformer mit z.b. einem Messbereich von +/-2000 kw verwendet wird, eine Messunsicherheit von 20 kw. Diese Unsicherheit bedeutet aber nur, dass an keiner Stelle im Messbereich eine größere Abweichung von der idealen linearen Kennlinie stattfindet. Anders herum gesagt ist die Abweichung in den meisten Bereichen geringer. Vor allem im Bereich der niedrigen Windgeschwindigkeiten führt der Standard zu großen angeblichen Unsicherheiten. Vor Ort könnte durch eine Nachmessung relativ genau nachgeprüft werden, welcher Messwert tatsächlich 0 kw Ausgangsleistung entspricht. Dann wäre die Messunsicherheit bei niedrigen Windgeschwindigkeiten deutlich geringer als derzeit nach Standard berechnet wird. Hierfür sollte aber auch festgelegt werden, wie die letztlich verwendeten Kalibrationsdaten für die Leistungsmessung aus den Kalibrationen der verwendeten Geräte ermittelt werden. Im allgemeinen liegen mehrere Werte vor. Ein erfundenes Beispiel: anemos-jacob Einschätzung und Anwendung von Leistungskennlinien Seite 10 von 19

11 25 Ausgangswert des Umformers Leistung Abb. 14 Angenommene Kalibrationswerte eines Leistungsumformers Vermutlich wird in der Regel eine Näherungsgerade durch alle Punkte gelegt: 25 Ausgangswert des Umformers Leistung Abb. 15 Lineare Näherung für alle Punkte Im Bereich der niedrigen Windgeschwindigkeiten, d.h. bei niedrigen Leistungen, ist in diesem willkürlichen Beispiel der Absolutfehler in der selben Größenordnung wie die gemessenen Leistungen, was im Sinne der Ertragsberechnung ungünstig ist. anemos-jacob Einschätzung und Anwendung von Leistungskennlinien Seite 11 von 19

12 Um dies zu korrigieren, ohne bei größeren Leistungen zu falsch zu sein, könnte beispielsweise eine Gerade durch die Punkte zwischen 0 kw und Nennleistung gelegt werden: 25 Ausgangswert des Umformers Leistung Abb. 16 Näherungsgerade durch zwei Punkte oder es könnte ein Polygonzug verwendet werden, d.h. es wird zwischen den einzelnen Werten interpoliert. 25 Ausgangswert des Umformers Leistung Abb. 17 Polygonzug anemos-jacob Einschätzung und Anwendung von Leistungskennlinien Seite 12 von 19

13 Ob der Polygonzug oder die Gerade nach Abb. 16 zu realistischeren Ergebnissen führen, kann nur mit dem Hersteller und Kalibrierer des Leistungsumformers geklärt werden. Würde das oben gesagte realisiert (einschließlich einer Nullpunktsbestimmung vor Ort), könnte folgendes nicht passieren: Abb. 18 Beispiel für positive Offsetabweichung Der Leistungsverlauf zwischen 1,9 m/s und 3 m/s in Abb. 18 ist nicht realistisch. Bei dieser Messung würde vermutlich auch bei 0 m/s Wind noch ein positiver Leistungswert gefunden. Die realen Leistungswerte bei 2,53 m/s und 1,87 m/s sind vermutlich negativ. Es liegt also ein Offsetfehler von vielleicht 8 kw vor, was noch im Rahmen der vorgegebenen Messgenauigkeit wäre, aber Ertragsberechnungen unnötig verfälscht. Gegenbeispiele im negativen Bereich sind weniger offensichtlich, aber ebenso zu finden. Abb. 19 Beispiel für negative Offsetabweichung anemos-jacob Einschätzung und Anwendung von Leistungskennlinien Seite 13 von 19

14 Bei Abb. 19 verbraucht entweder die WKA zu viel Energie im Stillstandsfall, was vom Hersteller zu korrigieren wäre, oder (was wahrscheinlicher ist) die Messunsicherheit führt zu pessimistischeren Werten. (Die Überschriften für das Leistungsmaximum und das -minimum sind vertauscht.) Eine pragmatische Vorgehensweise für den Anwender ist, die Leistungswerte verschiedener Anlagen aber gleichen Regelungsprinzips (pitch oder stall) im Stillstandsfall dividiert durch die Nennleistung zu vergleichen (sofern diese vorliegen). Als erste Näherung kann der Mittelwert aller Anlagen als Richtwert für alle gelten. Deutliche Abweichungen davon bedeuten entsprechende Fehler der Ertragsprognosen. Alternativ ist ein Vergleich des Verlaufs der Leistungsbeiwerte bei niedrigen Windgeschwindigkeiten möglich. 3. Mögliche Unterschiede zwischen einer vorliegenden Typen-Vermessung und tatsächlicher Leistungskennlinie einer beliebigen Anlage 3.1 Maschine Aerodynamische Veränderungen am Rotorblatt Zur Veränderung des Stall-Verhaltens und der Stabilität von Stallanlagen werden teilweise Stallstrips oder Vortex-Generatoren oder beides an den Rotorblättern angebracht. Diese Elemente haben einen deutlichen Einfluss auf die Leistungskennlinie. Stallstrips verschlechtern dem Vernehmen nach den Ertrag, wobei ich hierfür niemals Zahlen gesehen habe. Prototypvermessungen werden in der Regel an Anlagen ohne Stallstrips durchgeführt. Vortexgeneratoren sollen dagegen das Leistungsverhalten verbessern. Auch hier ist eine Abschätzung schwierig, wenn die Prototypvermessung nicht der später gebauten Anlage entspricht Regelung Regelparameter sind leicht zu verändern. Oft genügt hierzu ein Zugriff per Modem oder der Austausch eines Chips. Dies kann auch ohne Wissen des Anlagenbetreibers geschehen. Es ist praktisch unmöglich, festzustellen, inwiefern die Parameter einer gegebenen Anlage der der Anlage entsprechen, an der die Leistungskennlinie gemessen wurde Veränderung von Anlagenkomponenten Manche WKA-Typen werden mit unterschiedlichen Rotorblättern ausgeliefert. Liegt eine Leistungskennlinienvermessung vor, gilt diese natürlich nur für den Blatttyp der vermessenen Anlage. In geringerem Maß können natürlich auch Veränderungen an anderen Komponenten wie Getriebe, Generator, elektrischen Komponenten etc. von Belang sein Windnachführung Die Justierung der Windfahne hat verständlicherweise auch einen Einfluss auf das Leistungsverhalten einer WKA. Es ist häufig zu beobachten, dass verschiedene Anlagen in Windparks anemos-jacob Einschätzung und Anwendung von Leistungskennlinien Seite 14 von 19

15 selbst in einfachem Gelände vollkommen unregelmäßig ausgerichtet sind. Dies kann (aber muss nicht) durch schlechte Justierung oder auch durch schlechte Platzierung der Windfahne(n) verursacht sein Elektrische Verluste Das Leistungssignal wird bei einer Kennlinienmessung meistens niederspannungsseitig, d.h. grob gesagt zwischen Maschine und Transformator durchgeführt. Die Vergütung basiert jedoch auf der mittelspannungsseitig, d.h. auf der Netzseite des Transformators, abgelieferten Energie. Die Transformatorverluste sollten daher im Prinzip in den Leistungskennlinien berücksichtigt werden, was aber nicht üblich ist. Daher müssen sie nach der Ertragsberechnung separat berücksichtigt werden Direkte und indirekte Parkeffekte Da sich die Struktur des Windes innerhalb eines Windparks von der außerhalb unterscheidet, könnten die Leistungskennlinien innerhalb eines Parks sich auch von denen frei angeströmter Anlagen unterscheiden. Präzedenzfälle hierzu sind mir jedoch nicht bekannt. Durch die veränderten Strömungsbedingungen kann sich auch das Anlagenverhalten in ungünstiger Weise ändern. Beispielsweise könnte die oft beobachtete ungleiche Ausrichtung von WKA in Windparks durch ungünstige Anströmung der Windfahnen infolge von zusätzlichen Turbulenzen verursacht sein. Anlagen mit zwei festen Drehzahlen könnten in Parks zu übermäßig häufigen Umschaltvorgängen animiert werden, die ebenfalls den Ertrag verringern würden. Auch diese Punkte sind reine Spekulation, wären aber wert, untersucht zu werden. 3.2 Standort Luftdichte Leistungskennlinien sind von der Luftdichte abhängig. Die in Windgutachten getroffenen Annahmen für die Luftdichte sind in der Regel grob geschätzt. Nur in wenigen Fällen wird die mittlere Temperatur oder gar der Temperaturverlauf über das Jahr beachtet. In manchen Fällen wird bei stallbegrenzten Windkraftanlagen, die in höheren Lagen errichtet werden, eine andere Einstellung der Rotorblätter vorgenommen als an niedriger gelegenen Standorten. Teilweise geschieht dies aufgrund von Klagen der Betreiber, dass die Nennleistung nicht erreicht wird, was ja bei geringerer Luftdichte und gleichbleibender Einstellung zu erwarten ist. Es ist aber nicht selbstverständlich, dass eine Verstellung der Rotorblätter, die zu einer höheren Maximalleistung führt, auch zu höheren Erträgen führt. Das Gegenteil ist auch schon vorgekommen. Dies hängt aber stark vom jeweiligen Rotorblatt ab. anemos-jacob Einschätzung und Anwendung von Leistungskennlinien Seite 15 von 19

16 Turbulenz Für die Messung von Leistungskennlinien werden die Leistungs- und Windgeschwindigkeitssignale entsprechend den anzuwendenden Regeln in Intervallen von zehn Minuten gemittelt. Bei höherer Turbulenz ist in einer gegebenen mittleren Windgeschwindigkeit mehr Energie enthalten als bei niedriger. Beispiel: Eine WKA liefere bei 3 m/s 0 kw, bei 4 m/s 6 kw und bei 5 m/s 24 kw. Bei Null Prozent Turbulenzintensität und einer mittleren Windgeschwindigkeit von 4 m/s liefert sie in zehn Minuten 1 kwh Energie. Liegt die Windgeschwindigkeit aber 5 Minuten lang bei 3 m/s und 5 Minuten lang bei 5 m/s, erzielt sie bei einem Windmittel von wiederum 4 m/s und einer Turbulenzintensität von 35 Prozent 2 kwh. Nahe der Nennleistung führt steigende Turbulenz zumindest bei pitchgeregelten Anlagen zu einer scheinbaren Verringerung der Leistung. Bei unveränderter Qualität der WKA ergeben sich also je nach Turbulenz unterschiedliche Leistungskennlinien: mean el. power 0-5% 5-10% 10-15% 15-20% 20-25% 3 mean nacelle wind speed [m/s] Abb. 20 Einfluss von Turbulenz auf die gemessene Leistungskennlinie einer Windkraftanlage [2] Höhenprofil der Windgeschwindigkeit In der Regel steigt die Windgeschwindigkeit im interessierenden Höhenbereich mit der Höhe über Grund. Bei der Prognose des Jahresenergieertrages wird aber angenommen, dass die in Nabenhöhe gemessene Windgeschwindigkeit (bzw. die im Windgutachten für die Nabenhöhe prognostizierte Windgeschwindigkeit) über die Rotorkreisfläche konstant ist. Es wurde in der Vergangenheit verschiedentlich nachgewiesen, dass diese Vereinfachung normalerweise zu nur sehr kleinen Fehlern der Ertragsberechnung führt. Diese Betrachtungen bezogen sich aber anemos-jacob Einschätzung und Anwendung von Leistungskennlinien Seite 16 von 19

17 auf kleine und mittlere Rotorgrößen. Für die inzwischen erreichten Rotordurchmesser kann der Fehler unter Umständen bedeutend werden, da die Variation der Windgeschwindigkeit über die Rotorkreisfläche zunimmt. In den letzten Monaten sind uns vermehrt Planungen bekannt geworden, bei denen die Nabenhöhen im Verhältnis zum Rotordurchmesser relativ niedrig sind. In manchen dieser Fälle ist eine nennenswerte Beeinträchtigung durch den Grenzschichtverlauf zu erwarten, insbesondere, wenn er Verwirbelungen im Nachlauf von Wäldern enthält. Abb. 21 Beispiel für sehr inhomogene Anströmung eines Rotors In einem solchen Fall wird das Leistungsverhalten der Windkraftanlage schlechter. Es könnte sogar passieren, dass die Anlage bei einer Nachmessung die Leistungskennlinie nicht erreicht, da das Verhältnis zwischen abgegebener Leistung und der Windgeschwindigkeit in Nabenhöhe nicht mehr dem angenommenen entspricht. Dennoch wäre dem Anlagenhersteller kein Vorwurf außer dem schlechter Beratung zu machen, da die Anlage, an einen freien Standort transferiert, die zugesagte Kennlinie möglicherweise erreichen würde Schräganströmung Veränderungen der Windrichtung über die Rotorkreisfläche werden in der Zukunft vermutlich ebenfalls Bedeutung annehmen. Bei solchen Veränderungen sind die Windkraftanlagen zunehmend schlechter in der Lage, die im Wind enthaltene Energie effizient auszunutzen. 3.3 Nachmessung der Leistungskennlinie Wenn die erwarteten Energieerträge an einem Standort nicht erreicht werden, wird häufig eine nachträgliche Vermessung der Leistungskennlinie der Windkraftanlagen erwogen. Aus dem oben gesagten kann leicht ersehen werden, dass eine solche Vermessung oft nicht die Aussagegenauigkeit liefern kann, die von ihr erwartet wird. Bei komplexem Gelände steigt die Unsicherheit der Vermessung. Entsprechend dem Stand der Technik muss in komplexem Gelände für eine korrekte Vermessung vor Errichtung der Anlage eine Standortkalibration anemos-jacob Einschätzung und Anwendung von Leistungskennlinien Seite 17 von 19

18 durchgeführt werden. Da dies in der Regel in Deutschland nicht durchgeführt wird, verbleiben nach Errichtung der Anlage nur noch unsicherere Methoden. Wenn zudem nicht von vorne herein (vertraglich) feststeht, mit welchem Anemometertyp und nach welcher Methode eine solche Nachmessung durchgeführt werden soll und wie die Unsicherheiten behandelt werden, ist das Ergebnis unweigerlich leicht angreifbar. Es wird dann sehr schwierig sein, tatsächlich eine Minderleistung einer Anlage nachzuweisen. 4. Bedeutung für Windgutachten 4.1 Plausibilitätsprüfung anhand der Erträge existierender Anlagen und Prognose Werden die Energieerträge bestehender Windkraftanlagen auf langjährigen Trend extrapoliert und zum Zweck der Plausibilitätsprüfung für Windgutachten für einen benachbarten Standort nachgerechnet, muss zur Nachrechnung eine Leistungskennlinie verwendet werden. Für diese Kennlinie gelten selbstverständlich auch die oben diskutierten Unsicherheiten. Dies wird in der Regel bei Windgutachten nicht ausreichend berücksichtigt. Insbesondere in der letzten Zeit entsteht das Problem, dass zur Nachrechnung Leistungskennlinien verwendet werden, die mit Thies-Anemometern gemessen wurden. Hieraus werden bestimmte Windverhältnisse am geplanten Standort abgeleitet, die natürlich nur für Thies- Anemometer gelten. Werden diese Windverhältnisse nun für die Ertragsprognose auf eine Leistungskennlinie angewandt, die z.b. mit einem Risø- oder Vector Instruments- Anemometer bestimmt wurde, ergibt sich durch den oben geschilderten Sachverhalt ein systematischer Fehler. Die prognostizierten Ertragswerte liegen zu hoch. Zu allem Überfluss ist genau dieser Fehler in der berechneten Messunsicherheit der Leistungskennlinie nicht enthalten! Aus dem oben dargestellten folgt außerdem, dass in einem Windgutachten enthaltene Angaben zu den Windverhältnissen so lange schlecht definiert sind, so lange der Anemometertyp, auf den sie sich beziehen, nicht genannt wird. Ersatzweise kann eine Leistungskennlinie genannt werden, für die das Verhältnis von Windgeschwindigkeiten zu Energie gilt. Bei anemos-jacob werden zur Lösung dieses Problems willkürlich bestimmte gemessene Leistungskennlinien als maßgeblich angesehen. Andere Leistungskennlinien werden dann für den Zweck der Plausibilitätsprüfungen im Bezug dazu eingeschätzt. Dies geschieht durch den Vergleich von Energieerträgen von Windkraftanlagen verschiedener Typen, die in nicht zu komplexer Umgebung bei ähnlicher Nabenhöhe nebeneinander betrieben werden. Auf diese Weise bauen sich mit der Zeit Erfahrungswerte auf, mit denen von vorliegenden Erträgen verschiedener Anlagentypen auf die Windverhältnisse entsprechend eines Standard- Anemometers geschlossen werden kann. 4.2 Einfluss auf den Sicherheitsabschlag In zahlreichen Windgutachten wird ein Sicherheitsabschlag angegeben, der die Unsicherheit der Leistungskennlinie enthalten soll. Die vorstehenden Ausführungen machen klar, dass jede anemos-jacob Einschätzung und Anwendung von Leistungskennlinien Seite 18 von 19

19 Leistungskennlinie ihre eigene Unsicherheit hat. Dies muss bei der Bestimmung des Sicherheitsabschlages berücksichtigt werden. Insbesondere beträgt die Leistungskennlinien- Unsicherheit alleine schon oft rund zehn Prozent. In diesen Fällen muss die kombinierte Unsicherheit aus Windprognose und Leistungskennlinie mehr als zehn Prozent betragen. Unserer Meinung nach bürdet sich ein Windgutachter zu viel Verantwortung auf, wenn er die nicht von ihm zu verantwortende Leistungskennlinien-Unsicherheit in seine Prognoseunsicherheit integriert. 5. Referenzen [1] Windenergie Report Deutschland 1999/2000, ISET, Kassel 2000 [2] Dieses Diagramm wurde freundlicherweise von Garrad Hassan and Partners Ltd., Bristol, zur Verfügung gestellt. anemos-jacob Einschätzung und Anwendung von Leistungskennlinien Seite 19 von 19