Workshop Raum und Technik

Größe: px

Ab Seite anzeigen:

Download "Workshop Raum und Technik"

Nele Schmitz
vor 7 Jahren
Abrufe

1 AuWiPot Windatlas und Windpotentialstudie Österreich Workshop Raum und Technik Hans Winkelmeier, Energiewerkstatt

2 Generelle Ausschließungsflächen bei Corine Datensatz Bebaute Flächen: Sonstige Siedlungsflächen: Verkehrsflächen: Sonstige Industrieflächen: Landwirtschaft: Sonstige naturnahe Flächen Gewässer Technisch auszuschließen Siedlungsgebiete Industrie- und Gewerbegebiete Sport- und Freizeitflächen Städtische Grünflächen Straßen Eisenbahnen Häfen und Flughäfen Gletscher Flüsse Seen Technisch möglich Deponien Abbauflächen Wiesen und Weiden Äcker Dauerkulturen Wald Heidegebiete Sümpfe und Moore Felsflächen

3 Generelle Ausschlusskritrien bei digitalem Geländemodell Maximale Seehöhe Maximale Hangneigung m 10-25

4 Anlagentechnik Die Windturbine als Böensammlerin Sonne (Standorte in Mitteleuropa) Ca. 1,200 kwh/m²/jahr = 137 W/m² Spezifischer Ertrag 120 kwh/m²/jahr Wind (Durchschnittlicher Standort in Österreich) Ca kwh/m²/jahr = 230 W/m² Spezifischer Ertrag 700 kwh/m²/jahr Beispiel: 2 MW- Windturbine 80 m Durchmesser 5,000 m² Rotorkreisfläche Energieangebot: 10 Mio kwh/jahr Ertrag: 3,5 Mio kwh/jahr)

Einfluss des Höhenwindprofils auf die Energieerträge 132 m 132 m 7,5 m/s 3.013 kwh/m²/jahr 92 m 7,0 m/s 2.453 kwh/m²/jahr 62 m 6,5 m/s 1.962 kwh/m²/jahr 32 m 5,7 m/s 1.

5 Einfluss des Höhenwindprofils auf die Energieerträge 132 m 132 m 7,5 m/s kwh/m²/jahr 92 m 7,0 m/s kwh/m²/jahr 62 m 6,5 m/s kwh/m²/jahr 32 m 5,7 m/s kwh/m²/jahr 11 m 4,3 m/s 569 kwh/m²/jahr 5 m 3,3 m/s 368 kwh/m²/jahr Zunahme der Energie von 5 m auf 132 m um das 8-fache Vertikales Windprofil in ebenem Gelände 5 m

6 Spezifische Energieerträge in Österreich Beispiel 2008 Spezifische Erträge Max Max kwh / m² Max Max Ostregion (101 WKA) M ühl/waldviertel (16 WKA) Alpenvorland (15 WKA) Alpen (18 WKA) 0 Mittelw ert Max

Beispiele von aktuell üblichen Windkraftanlagen ENERCON E70-2.

7 Beispiele von aktuell üblichen Windkraftanlagen ENERCON E MW Rotordurchmesser 71 m Nabenhöhe 65 m / 85 m Leistung 2,300 kw VESTAS V 80 / 2 MW Rotordurchmesser 80 m Nabenhöhe 78 m Leistung 2,000 kw VESTAS V 90 / 3 MW Rotordurchmesser 90 m Nabenhöhe 78 m Leistung 3,000 kw

8 Leistungskurven von ausgewählten Windkraftanlagen Manufacturer Type Power Diameter Rotor Area Specific Power Tower Heights (kw) (m) (m²) (W/m²) (m) VESTAS V80 2 MW / 105 m VESTAS V90 3 MW / 105 m NORDEX N MW / 80 m ENERCON E MW / 84 / 98 / 112 m WF Podvelez / Power Curves WF Podvelez / Power Curves - Specific Power (W/m²) [kw] ENERCON E70 VESTAS V80 VESTAS V90 NORDEX N90 [W/m²] ENERCON E70 VESTAS V80 VESTAS V90 Pmax Betz NORDEX N80 P max = ρ/2 *V³ [W/m²] Betz = 16 / 27 P max V [m/s] V [m/s]

9 Anlagengröße und - entwicklung kw Ausgewählter Leistungsbereich Vorschlag: 500 kw < P < 6 MW Verwendung einer spezifischen Leistungskurve Vorschlag: 500 W/m 2 Über die Leistungskurve wird der Zusammenhang Leistung/Durchmesser hergestellt Die spezifische Leistungskurve ist für alle Anlagengrößen und Windregionen verwendbar Rotordurchmesser Resultiert aus Anlagenleistung: ca. 35m < d < 120m Nabenhöhe Berechnung über Durchmesser: d * fixer Wert kw 2,500 kw 1,500 kw Installierte Leistung [kw] 500 Übliche Nabenhöhe [m] Rotordurchmesser bei spez. Leistung von 500 W/m 2 [m] 35, m 50 kw 600 kw 500 kw 300 kw ,5 71,4 101, ,6

10 Standortklassifizierung und Anlagenpositionierung Definition der Nabenhöhe in Bezug auf den Rotordurchmesser abhängig von Flächenklassen: Wiese Leistung = 500 kw < P < 6 MW; Nabenhöhe = d*1,2 (max. 130) Wald Leistung = 2 MW < P < 6 MW; Nabenhöhe = d*1,2 (max. 130m) Berg Leistung = 1,5 MW < P < 2,5 MW; Nabenhöhe = d*1,0 Als Berg gilt alles über der Waldgrenze (1.700m) Windfarmraster (interner Anlagenabstand): Interner Abstand 5 x d im Quadrat Windfarmraster bei Mischbebauung mit unterschiedlich großen Anlagen: Interner Abstand 5 x (d1+d2)/2 Bestehende Anlagen: Um Repowering zu ermöglichen, bei bestehende Anlagen einen Puffer von 5 x d ziehen

11 Jahresertrag und Energiepotential Berechnung des Jahresertrages [MWh/Jahr] für die Potentialabschätzung unter Berücksichtigung der Anlagengröße in Form von Rotordurchmesser [m] und Nabenhöhe [m]: Berechnungsgrundlagen: Winddaten in Nabenhöhe als absolute Häufigkeitsverteilung für 100x100m Rasterzellen: Zeit pro Jahr für die einzelnen Windklassen (Anmerkung: Ertrag ist sehr stark abhängig von der Nabenhöhe!) Seehöhe wird bei Ertragsberechnung mitberücksichtigt Berechnung erfolgt mit einer spezifischen Leistungskurve für sämtliche Turbinengrößen und Standorte (500 W/m 2) Eventuell Berechnung der mittleren Leistungsdichte [W/m 2 ] zur Standortbeurteilung (als zusätzliche farbige Karte zum Windatlas?) Einflussgrößen: Parkwirkungsgrad [%) Einzelanlage 100% / 2-5 Anlagen 97% / 6-10 Anlagen 95% >10 Anlagen 92% Technisch bedingte Verluste Elektrische Verluste: 3% / Verluste durch Vereisung: Seehöhe dividiert durch 500 [%] Technische Verfügbarkeit Wald+Wiese 97% / Berg 95% Daraus folgt das mittlere jährliche Windenergiepotential in Abhängigkeit von den eingegebenen Parametern Eine Validierung anhand bekannter Ertragsdaten soll durchgeführt werden.

12 AuWiPot Windatlas und Windpotentialstudie Österreich Workshop Raum und Technik Danke für die Aufmerksamkeit!

Potenzialeinschätzung Verfahrensschritte Meteorologisches Potenzial (Windkarte) Technisch nutzbares Potenzial (verfügbare Anlagentechnik und Infrastruktur) Einschränkung durch Raumordnung und

13 Potenzialeinschätzung Verfahrensschritte Meteorologisches Potenzial (Windkarte) Technisch nutzbares Potenzial (verfügbare Anlagentechnik und Infrastruktur) Einschränkung durch Raumordnung und Schutzgebiete Wirtschaftliche Kriterien (Anlagenkosten und Einspeisepreise) [ct/kwh] 20,00 18,00 16,00 14,00 12,00 10,00 8,00 6,00 4,00 2,00 0,00 17,80 15,59 Erzeugungskosten für Windstrom 13,81 12,36 11,17 10,18 9,35 8,65 8,05 5,00 5,25 5,50 5,75 6,00 6,25 6,50 6,75 7,00 Vmed Nabe [m/s] Vergütung für Windstrom im europäischen Vergleich (Cent/kWh) Quelle: EREF 2005 / Energieagentur / IG Windkraft /Energiewerkstatt Verein 13,00 12,00 Fixtarif Marktpreis 11,00 Zertifikat Zuschlag 10,00 9,00 8,00 7,00 6,00 5,00 4,00 3,00 2,00 1,00 0,00 Italien 4,80 8,00 1,20 10,80 10,10 2,80 7,00 8,80 8,70 8,43 8,36 5,86 2,52 8,35 3,10 5,20 7,55 7,47 7,12 6,96 6,95 6,80 6,38 3,50 1,80 0,80 5,76 5,10 3,50 1,50 4,95 4,92 2,80 2,04 Belgien Lettland GB Ungarn Tschechien Portugal Deutschland Slowenien Frankreich Polen Österreich Slowakei Griechenland Spanien Kroatien Niederlande Litauen Schweden Dänemark Estland Norwegen Bosnien Herzegowina Irland Finnland

14 Windverhältnisse in Österreich 3 3 V med 5,5-6,0 m/s 7 3 V med 5,5 6,5 m/s V med 6,5 7,0 m/s V med 6,0-7,5 m/s

Ähnliche Dokumente

Expertenworkshop Wirtschaft, St Pölten 22.Jänner Workshop Wirtschaftlichkeit. Hans Winkelmeier, Energiewerkstatt

Expertenworkshop Wirtschaft, St Pölten 22.Jänner 21 AuWiPot Windatlas und Windpotentialstudie Österreich Workshop Wirtschaftlichkeit Hans Winkelmeier, Energiewerkstatt Expertenworkshop Wirtschaft, St Pölten