Bestimmung des Windpotentials und des Energieertrages von Windenergieanlagen an dem Standort Taunuskamm. Kurzfassung

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1 Bestimmung des Windpotentials und des Energieertrages von Windenergieanlagen an dem Standort Taunuskamm Kurzfassung Auftraggeber: Landeshauptstadt Wiesbaden Umweltamt Gustav-Stresemann-Ring Wiesbaden Datum: 18. April 2013 anemos Gesellschaft für Umweltmeteorologie mbh Böhmsholzer Weg 3 D Reppenstedt Tel : Fax:

2 Die anemos Gesellschaft für Umweltmeteorologie mbh wurde am von der Landeshauptstadt Wiesbaden beauftragt, das Windpotential und den zu erwartenden mittleren Jahresenergieertrag von Windenergieanlagen am Standort Taunuskamm zu ermitteln. Die Ergebnisse sind im Gutachten vom 07. Januar 2013 ausführlich dargestellt. In dieser Kurzfassung werden die Berechnungsmethode und die wichtigsten Ergebnisse vorgestellt. Da es in unmittelbarer Nähe der zu überprüfenden Standorte keine Windmessungen gibt, wurde zur Bestimmung des Windpotentials eine alternative Methode gewählt, die darauf beruht, dass das berechnete Windpotential mit den Erträgen bestehender Windenergieanlagen in der weiteren Umgebung abgeglichen wird. Die Basisdaten zur Bestimmung des langjährigen mittleren Windpotentials bestehen aus 20 Jahren des anemos Windatlas für Deutschland in 5 km horizontaler Auflösung. Mit diesen Daten, die eine Information über das regionale Windfeld enthalten, wurde ein sogenanntes CFD (Computational Fluid Dynamics) Strömungsmodell angetrieben, das das Windfeld im Bereich der zu überprüfenden Standorte mit hoher Auflösung simuliert. CFD Modelle wurden für technische Anwendungen entwickelt (Umströmung von Autos und Flugzeugflügeln z.b.) und werden seit einigen Jahren auch für die Bestimmung des Windpotentials eingesetzt. Zur Verifizierung des so berechneten Windpotentials wurde der daraus berechnete Energieertrag für bestehende Windenergieanlagen mit deren tatsächlichen Erträgen verglichen. Der dieser etwa 10 km entfernten Referenzanlagen wurde dafür mit verschiedenen Windindizes auf ein 100 % Niveau umgerechnet. Für den Standort Taunuskamm befinden sich 29 Anlagen in der Vorprüfung. Der zu erwartende langjährige mittlere dieser Windenergieanlagen wurde für drei unterschiedliche Anlagentypen berechnet. Die sberechnung richtet sich nach Teil 6 der Technischen Richtlinien für Windenergieanlagen / Revision 8 (Bestimmung von Windpotenzial und Energieertrag, ) der Fördergesellschaft Windenergie und andere Erneuerbare Energien e.v. Diese Richtlinie beschreibt die allgemein akzeptierte Methode für sberechnungen für Windenergieanlagen. 2 / 9

3 Die Standorte befinden sich im Bundesland Hessen, nahe der Grenze zu Rheinland-Pfalz. Die Landeshauptstadt Wiesbaden befindet sich ca. 6 km in südöstlicher Richtung. Die Stadt Taunusstein liegt in nordwestlicher Richtung. Dabei beträgt die geringste Entfernung zwischen Häusern und der zu überprüfenden Standorte einen Kilometer. Die zu überprüfenden Standorte liegen auf der Mittelgebirgskette zwischen den beiden Städten. Zu überprüfender Standort der Windenergieanlagen, Quelle: Google Earth Die unmittelbare Umgebung des Standortes ist durch Waldgebiete geprägt. Die 29 Anlagen befinden sich entlang des Hohen Taunus zwischen Wiesbaden und Taunusstein. Die Mittelgebirgskette ist überwiegend bewaldet. Die Referenzanlagen befinden sich etwa 12 km weiter im Nordwesten (Ref. Kemel) und etwa 9 km weiter im Norden (Ref. Strinz-Magarethä) gemessen zum geplanten Parkmittelpunkt. Der Einfluss der Geländebeschaffenheit auf die Windverhältnisse wird durch eine digitale Karte der Rauhigkeitsgegebenheiten sichergestellt. Orographisch kann die insgesamt berücksichtigte Standortumgebung (Ø 38 km) als komplexes Gelände bezeichnet werden mit Höhenunterschieden zwischen 79 und 830 m. Innerhalb eines Gebiets von Ø 12 km² finden sich noch Höhenunterschiede von 115 bis 616 m. Die geplanten Standorte selbst weisen eine mittlere Höhe von 496 m auf. Die Referenz Kemel (501 m ü. NN) und die Referenz Strinz-Magarethä (366 m ü. NN) liegen in gleichmäßigerem Gelände. Der Einfluss der Geländeform auf die Windverhältnisse wird durch die CFD Modellierung berücksichtigt. 3 / 9

4 Zu überprüfende Standorte der Windenergieanlagen, Quelle: Google Earth Pro Das Windpotential an den 29 zu überprüfenden WEA wird für jede Anlage gesondert berechnet und bei der Parkberechnung berücksichtigt. Die Leistungskennlinien der drei berechneten Windenergieanlagentypen sind in der nachfolgenden Tabelle gelistet. Windenergieanlage Enercon E-101, 3.0 MW REpower 3.2M 114, 3.2 MW Vestas V112, 3.0 MW Leistungskurve Hersteller; Dok. Nr: SIAS-001- ct_e101_3mw_vers.2.0ger-ger.doc, Hersteller; Dok. Nr: SD-3.2-WT.PC.00-B-A-DE; Rev. 00 vom Hersteller; Dok. Nr: ; Rev. 00 vom Vermessen / berechnet / garantiert Berechnet Berechnet (garantiert) Berechnet (garantiert) 4 / 9

5 Tab. 1: Ergebnisse für Variante 1: 29 x Enercon E101, 3.0 MW, hn 135 m No. Kennung WEA Typ h N [m] Ungestörte Windgeschwindigkeit [m/s] Brutto Wirkungsgrad [%] Netto 1 R R R R R R R19a R R P P P P P09 29 x P22 Enercon P23 E P P P H H H H H H H H H H Windpark / 9

6 Tab. 2: Ergebnisse für Variante 2: 29 x REpower 3.2M 114, 3.2 MW, hn m No. Kennung WEA Typ h N [m] Ungestörte Windgeschwindigkeit [m/s] Brutto Wirkungsgrad [%] Netto 1 R R R R R R R19a R R P P P P P09 29 x P22 REpower P23 3.2M P P P H H H H H H H H H H Windpark / 9

7 Tab. 3: Ergebnisse für Variante 3: 10 x Vestas V112, 3.0 MW, h N 143 m No. Kennung WEA Typ h N [m] Ungestörte Windgeschwindigkeit [m/s] Brutto Wirkungsgrad [%] Netto 1 R R R R R R R19a R R P P P P P P22 29 x Vestas V P P P P H H H H H H H H H H Windpark / 9

8 Zusammenfassung der Ergebnisse AnlagenTyp Variante 1 29 x Enercon E101 Variante 2 29 x REpower 3.2M 114 Variante 3 29 x Vestas V112 Nennleistung [MW] Anzahl Turbinen Installierte Leistung [MW] Nabenhöhe [m] Netto AEP [GWh/a] Brutto AEP [GWh/a] Abschattungsverluste [%] Gesamtunsicherheit [%] 17.5% 17.5% 17.5% P75 [GWh/a] P90 [GWh/a] Kapazitätsfaktor Volllaststunden Es gibt eine Reihe von Unsicherheitskomponenten (Winddatenbasis, Langzeitkorrelation, Windfeldmodellierung, Leistungskennlinie, Berechnung des Parkwirkungsgrades, Standortspezifische Unsicherheiten) in der Ermittlung des standortspezifischen Windpotentials. Die Gesamtunsicherheit in Bezug auf die mittlere jährliche Energieproduktion ergibt sich zu 17,5 %. Diese Unsicherheit bezieht sich auf die verwendeten Methoden und Daten zur Ermittlung der langjährig zu erwartenden mittleren jährlichen Energieproduktion. Dabei wird von 100% technischer Verfügbarkeit der Anlagen ausgegangen. Abschläge aufgrund begrenzter technischer Verfügbarkeit oder elektrischer Leitungsverluste sind nicht berücksichtigt. Diese müssen bei einer Wirtschaftlichkeitsbetrachtung zusätzlich berücksichtigt werden. Die unter Netto AEP ausgewiesenen Werte entsprechen den wahrscheinlichsten zu erwartenden Erträgen, die zu 50 % über- und unterschritten werden. Zur Finanzierung und Investitionsentscheidungen wird in der Regel eine Überschreitungswahrscheinlichkeit von 75 % oder 90 % angenommen. Die diesen Wahrscheinlichkeiten entsprechenden zu erwartenden Erträge P75 und P90 ergeben sich aus dem hier dargestellten mittleren zu erwartenden und der Unsicherheit auf Basis einer statistischen Wahrscheinlichkeitsberechnung. 8 / 9

9 Die vorgenannten szahlen beinhalten die Abschattung der Windenergieanlagen im Windpark. Weitere technisch bedingte Verluste sind nicht berücksichtigt. Zusätzliche sminderungen müssen insbesondere berücksichtigt werden durch elektrische Verluste, eine nicht 100%ige Verfügbarkeit der Windkraftanlagen, des elektrischen Netzes und der Umspannstation. Hysterese-Effekte der Leistungskennlinie und Alterungseffekte können sverluste ausmachen und sollten mit eventuell zusätzlichen anderen Verlusten in einer technischen Bewertung berücksichtigt werden. Glossar WEA Netto AEP P90 / P75 Wind Energie Anlage Jährliche Erträge (Annual Energy Production) unter Berücksichtigung der Abschattung der Anlagen untereinander 90% / 75% Überschreitungswahrscheinlichkeit 9 / 9