Flächenhafte Ermittlung des Windpotenzials für den Landkreis Osnabrück

Transkript

1 D E W I G m b H Flächenhafte Ermittlung des Windpotenzials für den Landkreis Osnabrück (Niedersachsen) DEWI-GER-WP

2 Dienstleistung Ermittlung des flächenhaften Windpotenzials für den Landkreis Osnabrück Angebot WP / Prüfbericht DEWI-GER-WP Status Endbericht Auftraggeber Kontakt Auftragnehmer Landkreis Osnabrück Fachdienst Planung Bauen Am Schöler Berg Osnabrück Herr Bruns DEWI GmbH - Deutsches Windenergie Institut Zweigstelle Oldenburg Kasinoplatz 3 D Oldenburg Verteiler: Exemplar 1, 2 Original Landkreis Osnabrück Exemplar 3 Kopie DEWI, Oldenburg PDF-Version Die DEWI GmbH - Deutsches Windenergie-Institut ist vom "Deutsches Akkreditierungssystem Prüfwesen GmbH" nach EN ISO/IEC neben weiteren Leistungen für den Bereich Standort- und flächenbezogene Windpotenzial- und Energieertragsermittlungen für einzelne Windenergieanlagen und Windparks nach dem internen Prüfverfahren DEWI-02-WP akkreditiert. Oldenburg, , Verantwortlicher Bearbeiter Prüfung und Abnahme Jan-Torsten Junge Dipl.-Landschaftsökologe (Micrositing National) Till Schorer Dipl.-Landschaftsökologe (Abteilungsleiter Micrositing National) DEWI-GER-WP /22-

3 Inhalt 1 Aufgabenstellung Eingangsgrößen für die Energieertragsermittlung Topographische Eingangsdaten Beschreibung des Untersuchungsgebietes Geographische Datenbasis Meteorologische Basisdaten für die Berechnung Plausibilisierung der Wahl der meteorologischen Basisdaten Verwendete Daten Leistungskurven der Referenz-WEA Auswertung der Betriebsdaten Ergebnisse der Plausibilisierung Ergebnisse Übersicht Windgeschwindigkeiten in 100 m Höhe Windgeschwindigkeiten in 135 m Höhe Unsicherheitsanalyse Überblick Allgemeine Bemerkungen Anhang Methode der Energieertragsermittlung Das Verfahren nach dem Europäischen Windatlas Energetische Windparkberechnung Verwendete Software Literatur DEWI-GER-WP /22-

4 1 Aufgabenstellung Im Auftrag des Landkreis Osnabrück, Fachdienst Planung Bauen, soll für das Gebiet des Landkreises Osnabrück eine Windpotenzialermittlung vorgenommen werden. Die Berechnung und Darstellung des Windpotenzials erfolgt flächendeckend für das definierte Gebiet. Gegenstand der vorliegenden Ermittlung ist die Berechnung der relativen Windgeschwindigkeitsverteilungen für das Planungsgebiet; Plausibilisierung der Ergebnisse anhand verfügbarer Jahresenergieerträge von existierenden Windenergieanlagen (WEA) innerhalb und in der Nähe des Planungsgebiets; Bereitstellung der Berechnungsergebnisse in einem GIS-Datenformat. Es werden Windgeschwindigkeiten und Statistiken mit einer räumlichen Auflösung von 200 m für die Höhen 100 m und 135 m flächendeckend für das Untersuchungsgebiet berechnet. Die Windgeschwindigsstatistiken sowie die Jahresenergieerträge werden nach der Windatlas-Methode ermittelt [1]. Die Berechnungsergebnisse werden für die jeweiligen Nabenhöhen in Form von Karten dargestellt und in Form eines digitalen Datensatzes dem Auftraggeber zur Verfügung gestellt (Geodatenformat: georeferenzierte Rasterkarten). Eine weitere Bearbeitung der berechneten Windpotenzialdaten im Sinne einer Ermittlung von geeigneten Flächen zur Nutzung der Windenergie erfolgt durch den Auftraggeber und ist nicht weiterer Gegenstand dieser Untersuchung. Die berechneten Windgeschwindigkeitsstatistiken wurden durch die Betriebsergebnisse existierender WEA überprüft. Hierzu wurden geeignete WEA ausgewählt und zur Plausibilisierung der Berechnungsergebnisse verwendet. Es wurde keine Standortbesichtigung der Referenzstandorte im Zusammenhang mit diesem Projekt durchgeführt. Die Konfigurationen der betrachteten Windparks innerhalb der Landkreisgrenzen wurden vom Auftraggeber sowie von der Stadt Melle zur Verfügung gestellt und mit georektifizierten, frei verfügbaren Satellitenbildern und bereits vorliegenden Informationen durch frühere Projekte in der Region abgeglichen. Für die zur Plausibilisierung betrachteten Windenergieanlagen lagen somit die wesentlichen Informationen bezüglich WEA-Typ, Leistung, Nabenhöhe und Position vor. DEWI-GER-WP /22-

5 2 Eingangsgrößen für die Energieertragsermittlung 2.1 Topographische Eingangsdaten Beschreibung des Untersuchungsgebietes Das betrachtete Untersuchungsgebiet schließt die Fläche des Landkreis Osnabrück sowie auch das Gebiet der kreisfreien Stadt Osnabrück ein. Landschaftlich lässt sich das Untersuchungsgebiet durch die von West nach Ost verlaufenden Höhenzüge des Wiehengebirges und des Teutoburger Waldes gut in einen nördlichen bis nordwestlichen, einen mittleren sowie einen kleineren südlichen Bereich untergliedern. Der nördliche Abschnitt des Untersuchungsgebietes liegt im Bereich der Ems-Weser-Geest im Norddeutschen Tiefland und wird südlich durch das Wiehengebirge begrenzt. Das Geländeniveau liegt großflächig unterhalb von 50 m ü. NN. Lediglich die Ankumer Höhe nordwestlich des Alfsees mit Erhebungen bis zu 140 m ü. NN stellt hierbei eine Ausnahme dar. In diesem Bereich sowie nordwestlich der Stadt Bramsche ist ein hoher Waldanteil vorzufinden. In den übrigen Bereichen nördlich des Wiehengebirges prägen offene Acker- und Weideflächen das Landschaftsbild. Hier sind zumeist kleinere Waldareale vorzufinden sowie Baumreihen und Hecken entlang der Straßen und Feldwege. Die Siedlungsdichte ist als gering zu bezeichnen, wobei die Ortschaften und Kleinstädte zumeist weniger als 10'000 Einwohner verzeichnen. Es gibt jedoch eine Vielzahl an einzelnen Gehöften verstreut über den gesamten nördlichen Teilabschnitt des Untersuchungsgebietes. Zwischen dem Kamm des Teutoburger Waldes im Süden und dem Wiehengebirge im Norden wird der mittlere Bereich des Untersuchungsgebietes vom Osnabrücker Hügelland bestimmt, dessen Erhebungen meist nicht über 200 m ü. NN hinausragen. Auf den Hügelkuppen befinden sich einige teilweise ausgedehnte Waldgebiete. Im Gegensatz dazu sind in den flacheren Bereichen und Niederungen hauptsächlich landwirtschaftliche Nutzflächen und Ortschaften vorzufinden. Der Westen des mittleren Abschnitts wird maßgeblich vom Gebiet der Stadt Osnabrück mit einer Ausdehnung von etwa 10 x 10 km und den umgebenden größeren Ortschaften im Einzugsbereich geprägt. Die Bergkämme des Teutoburger Waldes und des westlichen Wiehengebirges bilden die höchsten Erhebungen im Untersuchungsgebiet mit teilweise über 300 m ü. NN am Teutoburger Wald und über 200 m ü. NN am Wiehengebirge. Sie verlaufen von West-Nordwest nach Ost-Südost. Die Hänge sind in vielen Bereichen steil, zum Großteil mit Wald bestanden und stellen aus Sicht der Windenergienutzung stark komplexe Bereiche dar. Am Fuße des Teutoburger Waldes beginnt der kleinste, südliche Abschnitt des Untersuchungsgebietes mit der eher flachen Westfälischen Bucht. Lediglich bei Bad Rothenfelde ist mit dem Kleinen Berg eine zum Teutoburger Wald vorgelagerte Erhebung von ca. 200 m ü. NN Höhe vorzufinden. Insgesamt fällt das Geländeniveau jedoch von ca. 100 m am Fuß des Teutoburger Waldes bis auf 60 m ü. NN zum südwestlichen Rand des Landkreis Osnabrück ab. Das stark strukturierte Landschaftsbild entspricht der typischen Münsteränder Parklandschaft mit einer Vielzahl kleiner Wälder, Hecken und Baumreihen sowie landwirtschaftlichen Nutzflächen von eher geringer Ausdehnung. DEWI-GER-WP /22-

6 Abbildung 1: Lage des Untersuchungsgebietes. Es sind die Fläche für die Ermittlung des Windpotenzials und die als Referenz verwendeten Windpark-Standorte sowie die Positionierung der bei den Berechnungen interpolierten meteorologischen Eingangsdatensätze dargestellt. DEWI-GER-WP /22-

7 2.1.2 Geographische Datenbasis Zur Digitalisierung der Höhenlinien und der Rauigkeiten wurden aktuelle topographische Karten im Maßstab 1: und 1: verwendet. Weiterhin wurden vom Auftraggeber detaillierte amtliche Höheninformationen übermittelt. Bei der Erstellung der Höhen- und Rauigkeitskarten wurde ein Radius von mindestens 10 km um die Grenzen des Untersuchungsgebietes sowie auch um die Referenzstandorte berücksichtigt. Insgesamt ist die geographische Datenbasis zur Einschätzung des Untersuchungsgebietes als gut zu bezeichnen. In diesem Bericht werden alle Koordinaten in dem Koordinatensystem Gauß-Krüger Bessel, Potsdam Datum (Zone 3) dargestellt. Die Koordinaten und relevanten Informationen zu einer Vielzahl betrachteter Referenz-WEA im Untersuchungsgebiet wurden vom Auftraggeber sowie von der Stadt Melle geliefert. Hierbei wurden die übermittelten mit bereits vorhandenen Informationen abgeglichen. Weiterhin wurden im Internet frei zugängliche Geoportale zur Verifizierung der übermittelten Informationen verwendet. Insgesamt können die hier betrachteten Standortinformationen als hinreichend plausibel betrachtet werden. DEWI-GER-WP /22-

8 2.2 Meteorologische Basisdaten für die Berechnung Entsprechend der Ergebnisse der nachfolgend in Abschnitt 2.3 beschriebenen Plausibilisierung wurden die Statistiken der verwendeten Messstationen skaliert. Hierbei wurde für 5 Standorte im Untersuchungsgebiet (siehe Abbildung 1) eine plausibilisierte Meteorologie ausgewählt, die jeweils die Windverhältnisse an einem oder mehreren umliegenden Windparks widerspiegelt. Mit Hilfe des Europäischen Windatlasverfahrens [1] wurde auf Basis einer entfernungsgewichteten Mittelung der verwendeten meteorologischen Eingangsdaten das Windpotenzial für das Untersuchungsgebiet berechnet. Für die betrachteten Referenzstandorte wurde im Nachgang eine Überprüfung der durch das Modell berechneten Windgeschwindigkeiten vorgenommen. Hierbei zeigte sich eine gute Übereinstimmung der durch das Modell und der im Rahmen der Plausibilisierung ermittelten Windgeschwindigkeiten für die betrachteten Referenzstandorte. Die Winddaten der meteorologischen Stationen wurden durch den DWD aufbereitet [16]. Dabei kamen folgende langjährige Messstationen zur Anwendung: Messstation Greven, Messhöhe 10 m, Messzeitraum Die DWD-Station Greven befindet sich in der Münsterländer Bucht am Flughafen Münster-Osnabrück (RW 3'410'638, HW 5'778'538). Die dort gemessene Hauptwindrichtung ist Südwest mit einer mittleren Jahreswindgeschwindigkeit von 3.6 m/s in 10 m Höhe. Die Statistiken der DWD-Station Greven wurden zur Berechnung der Windverhältnisse an den WEA- Standorten Lengerich und Ostbevern verwendet. Der Messzeitraum (4 Jahre) ist zwar nur kurz, d. h. es kann Unterschiede zu langfristigen Windverhältnissen (> 10 Jahre) geben, allerdings zeigen die nachfolgend beschriebenen Plausibilisierungsberechnungen, dass die ausgewählte meteorologische Basisstation die örtlichen Windverhältnisse gut wiedergibt. Messstation Osnabrück, Messhöhe 19 m, Messzeitraum Die DWD-Station Osnabrück befindet sich am südlichen Stadtrand von Osnabrück (RW 3'435'442, HW 5'791'785). Die dort gemessene Hauptwindrichtung ist Südwest mit einer mittleren Jahreswindgeschwindigkeit von 3.7 m/s in 19 m Höhe. Die Statistiken der DWD-Station Osnabrück wurden zur Berechnung der Windverhältnisse an den WEA-Standorten Bramsche/Neuenkirchen, Borgholzhausen, Balkum/Thiene sowie in der Umgebung von Melle verwendet (Standorte Dratum, Westerhausen, Westendorf und Bennien). Messstation Diepholz, Messhöhe 10 m, Messzeitraum Die DWD-Station Diepholz befindet sich am südlichen Stadtrand von Diepholz nahe des Sportflugplatzes (RW 3'455'633, HW 5'828'529). Die dort gemessene Hauptwindrichtung ist Südwest mit einer mittleren Jahreswindgeschwindigkeit von 3.6 m/s in 10 m Höhe. Die aufbereiteten Daten der DWD-Station Diepholz wurden zur Berechnung der Windverhältnisse an den WEA-Standorten Badbergen/Dinklage, Bippen, Bad Essen/Bohmte, Ostercappeln, Lemförde, Herbergen und Merzen verwendet. DEWI-GER-WP /22-

9 2.3 Plausibilisierung der Wahl der meteorologischen Basisdaten Verwendete Daten Die Eignung der ausgewählten meteorologischen Basisstationen wurde durch Berechnungen für bereits in der Nähe befindliche Windenergieanlagen plausibilisiert. Dabei wurden die zu erwartenden Jahresenergieerträge dieser WEA berechnet und mit den tatsächlichen dokumentierten Energieerträgen verglichen. Die Referenzstandorte wurden im Rahmen der vorliegenden Windpotenzialermittlung nicht vom DEWI besucht. Einige der betrachteten Standorte sind jedoch im Rahmen früherer Projekte besichtigt worden Die Berechnungen wurden unter Berücksichtigung einer standortspezifischen Bodenrauigkeits- und Orographiebeschreibung durchgeführt. Für die Plausibilisierung wurden die Erträge aller WEA in den Windparks unter Berücksichtigung des Parkwirkungsgrades berechnet. Hierbei wurden auch weitere WEA an den Referenzstandorten berücksichtigt. Die Berechnung der Parkverluste erfolgt mit dem sogenannten Risø-Parkmodell [3]. Die Berechnungsverfahren entsprechen denen einer Ertragsberechnung für eine Energieertragsermittlung und sind in Abschnitt 5.1 beschrieben. Zur Plausibilisierung der Berechnungen wurden die Daten über die Erträge und die Verfügbarkeiten der in Tabelle 1 aufgeführten Windparks ausgewertet. Die monatlichen zeitlichen Verfügbarkeiten der WEA waren überwiegend bekannt; die Nichtverfügbarkeiten wurden als prozentualer Energieertragsverlust betrachtet. Für Monate in denen keine Angaben zur technischen Verfügbarkeit vorlagen, wurde eine Verfügbarkeit von 98% angenommen. Die Erfahrung zeigt allerdings, dass die Energieertragsverluste in vielen Fällen auch höher sind als der rein zeitlichen Verfügbarkeit entspricht. Monate, für welche die Verfügbarkeit bei der betrachteten WEA unter 90 % lagen, wurden nicht betrachtet. Genauso wurden als unrealistisch betrachtete Ertragsdaten ( Ausreißer ) nicht berücksichtigt. Generell gilt dabei, dass die vom Auftraggeber oder in der Betreiber-Datenbasis genannten WEA- Daten und Betriebsergebnisse mit Unsicherheiten behaftet sind und im Rahmen dieser Ermittlung nicht vollständig auf ihre Richtigkeit überprüft werden können. DEWI-GER-WP /22-

10 WP Nr. Windpark 1 Bramsche/Neuenkirchen 2 Badbergen/Dinklage 3 Melle/Dratum 4 Westerhausen-Melle 5 Melle/Westendorf 6 Melle-Bennien 7 Bippen 8 Bad Essen/Bohmte 9 Thediek/Merzen 10 Ostercappeln 11 Balkum/Thiene 12 Borgholzhausen 13 Lengerich 14 Ostbevern 15 Lemförde WEA / Hersteller Nordex 2300 kw, Rotor 90 m, Nabenhöhe 105 m SÜDWIND 1500 kw, Rotor 70 m, Nabenhöhe m SÜDWIND 1500 kw, Rotor 77 m, Nabenhöhe m Vestas 2000 kw, Rotor 90 m, Nabenhöhe 105 m SÜDWIND 1500 kw, Rotor 77 m, Nabenhöhe m SÜDWIND 1500 kw, Rotor 77 m, Nabenhöhe m AN BONUS 2300 kw, Rotor 82.4 m, Nabenhöhe 100 m Enercon 2000 kw, Rotor 71 m, Nabenhöhe 114 m Enercon 500 kw, Rotor 40.3 m, Nabenhöhe 65 m SÜDWIND 1500 kw, Rotor 70 m, Nabenhöhe m Nordex 2300 kw, Rotor 90 m, Nabenhöhe 105 m Enercon 500 kw, Rotor 40.3 m, Nabenhöhe 50 m Vestas 2000 kw, Rotor 80 m, Nabenhöhe 100 m Enercon 1800 kw, Rotor 70 m, Nabenhöhe 98 m Enercon 2000 kw, Rotor 70 m, Nabenhöhe 114 m Anzahl WEA in Betrieb seit 9 Dez Nov 02 2 Nov 01 1 Sep 05 2 Nov 01 2 Aug Dez 04 6 Sep 05 1 Jun Dez Jun 07 2 Apr 96 3 Nov 03 2 Sep Nov 04 Quelle Betriebsdaten Art der Leistungskurve (Risø) (Friedrichs) (Vector) (Risø) (Vector) (Vector) theoretisch (Thies First Class) (Thies Classic) (Friedrichs) (Risø) (Thies Classic) (Friedrichs) (Vector) (Vector) Tabelle 1: Übersicht über die bei der Plausibilisierung betrachteten WEA DEWI-GER-WP /22-

11 2.3.2 Leistungskurven der Referenz-WEA Die Plausibilisierungsberechnung wird unter anderem maßgeblich von der Qualität der verwendeten Leistungskurve beeinflusst. Leistungskurven, die nach IEC wurden, können eine Unsicherheit im Energieertrag von 5-10 % hervorrufen, bei theoretischen Leistungskurven kann der Fehler größer sein. Für die Berechnungen wurden nach Möglichkeit e Leistungskurven verwendet. Es ist bekannt, dass der Verlauf der Leistungskurven und damit der erhaltene Ertrag von dem bei der Vermessung der WEA verwendeten Anemometertypen abhängig ist. Die Unterschiede zwischen den Leistungskurven aufgrund verschiedener Anemometer können für die üblichen verwendeten Anemometer im Bereich von einigen Prozent des Ertrages der WEA liegen [11]. Um ein korrektes Plausibilisierungsergebnis zu erhalten, ist es deshalb nötig, eine Anemometerkorrektur der Leistungskurven durchzuführen, wenn Plausibilisierungs-WEA und untersuchte WEA mit verschiedenen Anemometern wurden. Bei den hier durchgeführten Berechnungen wird davon ausgegangen, dass zukünftige Windparkprojekte mit WEA realisiert werden, deren Leistungskennlinien sich auf moderne Anemometertypen beziehen (z.b. Thies-First-Class (Advanced), Vector oder Risø). Daher werden auch die Kennlinien der betrachteten Referenz-WEA, sofern notwendig, auf das Anströmverhalten eines modernen Anemometertypen korrigiert. Im konkreten Fall ergibt sich lediglich für den WEA-Typ Enercon E-40/5.40 eine Erhöhung des berechneten Energieertrags um ca. 4 %. DEWI-GER-WP /22-

12 2.3.3 Auswertung der Betriebsdaten Die tatsächlichen Erträge wurden als Monatsdaten ausgewertet und mit einem Ertragsindex, basierend auf dem BDB-Index [15] (ehem. IWET-Windindex), auf einen langjährigen Zeitraum umgerechnet. Die Indices werden aufgeteilt nach Regionen aus den Betriebsdaten bestehender WEA berechnet. Die Verwendung des BDB-Index stellt eine in Deutschland bewährte Methodik dar, um aus den über kurze Perioden realisierten Energieerträgen die während eines mehrjährigen Zeitraums zu erwartenden Erträge zu bestimmen. Im Dezember 2011 wurde der BDB-Index in der Version 2011 herausgegeben. Der BDB-Index in der Version V11 legt hierbei den Zeitraum 1996 bis 2009 als 100% Niveau fest. Wie auch bereits in den vorangegangenen Versionen V03 und V06 (vgl. [13]) werden auch in der Version 2011 nur Indexwerte zur Verfügung gestellt, in denen eine Mindestanzahl von 10 gemeldeten Erträgen von Windenergieanlagen den Index stützen. Inwieweit diese Mindestanzahl an gemeldeten Erträgen von einem zusammenhängenden Windpark oder von 10 repräsentativen Standorten stammt, ist DEWI nicht bekannt. Die strikte Anwendung dieses Kriteriums führt letztlich dazu, dass in gewissen Jahren für einzelne Monate keine Indexwerte angegeben werden und sich somit die Betrachtungszeiträume zwischen den einzelnen Indexregionen unterscheiden. Mitunter liegen daher in manchen Regionen Indexwerte für die Jahre vor 1996 vor oder es fehlen für andere Regionen Indexwerte nach In die hier vorliegenden Berechnungen geht deshalb der Mittelwert des Zeitraumes des Index ein, dem eine Mindestanzahl an WEA zugrunde liegt oder der durch weitere Daten plausibilisiert und aufgefüllt werden konnte. Zur Ermittlung des zu erwartenden mittleren Ertrages auf Basis der vorliegenden Betriebsdaten kommen die Indexregionen 10, 11, 14 und 15 des BDB-Index in der Version V11 zur Anwendung. Im vorliegenden Fall hat DEWI den BDB-Index der genannten Regionen auf den Mittelwert des Zeitraumes Januar 1992 bis Dezember 2011 normiert. Ebenso sollte auch der BDB-Index V11 nur unter Anwendung standortspezifischer Korrelationsuntersuchungen sowie Betrachtungen zum 100 %-Niveau verwendet werden. DEWI hat in diesem Zusammenhang langjährige Ertragsdaten, geostrophische Winddaten [19] und langjährige Messdaten meteorologischer Stationen herangezogen. Anhand dieser Untersuchungen wird deutlich, dass mitunter weitere Korrekturen und Anpassungen an den Indexwerten bestimmter Regionen notwendig sind. Bei Verwendung des Indexes in der Version V11 setzt DEWI daher einen Korrekturfaktor an, der sich an dem Verhältnis zwischen tatsächlichen Ertragsdaten und den langzeitnormierten Ertragsdaten orientiert. Hierbei wird explizit darauf geachtet, inwieweit der Index V11 die tatsächlichen Ertragsdaten nach oben oder unten korrigiert und inwieweit der Index durch die monatlichen Ertragsdaten gestützt wird oder angepasst werden muss. Diese Korrektur durch den Index V11 wird durch DEWI auf Plausibilität geprüft. Diese Vorgehensweise führt hierbei zu einer Verringerung der langzeitnormierten Energieerträge um 2 % für die Index-Region 10, um 1.5 % für die Region 11 und um jeweils 1 % für die Regionen 14 und 15. Des Weiteren sind vom DEWI für gewisse Regionen und Zeiträume Tendenzen der Überkorrektur oder auch Unterkorrektur durch den Index festgestellt worden, sofern die Index-Werte direkt durch Quotientenbildung verwendet werden. Im vorliegenden Fall wurde eine Regressionsanalyse mit den Ertragsdaten der WEA durchgeführt und darauf basierend der verwendete Index modifiziert, so dass es nicht zu einer Über- bzw. Unterkorrektur des verwendeten Indexes der Ertragsdaten der WEA kommt. DEWI-GER-WP /22-

13 2.3.4 Ergebnisse der Plausibilisierung Tabelle 2 zeigt wesentliche Aspekte der Plausibilisierungsberechnung. In die Beurteilung der Relevanz gehen Entfernung, Datenbasis, Verfügbarkeit, Varianz der Erträge und Vergleichbarkeit der WEA (Standorthöhe, Nabenhöhe, Art der Leistungskurve) mit den in dieser Ertragsermittlung betrachteten WEA ein. Die noch nicht diskutierten Punkte werden im Folgenden näher beschrieben: Der "Variationskoeffizient" der normierten Erträge gibt die Abweichung der mit den Verfügbarkeiten korrigierten und mit dem Windindex normierten Energieerträge vom Mittelwert wieder und beschreibt somit den Zusammenhang mit dem Windindex. Bei der Bewertung ist die Anzahl der Datensätze mit zu berücksichtigen. Das Plausibilisierungsergebnis ist in Tabelle 2 als relatives Verhältnis von berechnetem (E_ber) und tatsächlichem (E_tat) Energieertrag (unter Berücksichtigung von Verfügbarkeit und Windindex) für die unterschiedlichen Referenz-WEA dargestellt. Ein Wert kleiner 100 % bedeutet eine Unterschätzung der tatsächlichen Erträge, ein Wert größer 100 % eine Überschätzung. DEWI-GER-WP /22-

14 WP Nr. Windpark Anzahl betrachtete Monate Variationskoeffizient Verhältnis E_ber/E_tat [%] 1 Bramsche/Neuenkirchen 40 10% 103% 2 Badbergen/Dinklage 16 7% 99% 3 Melle/Dratum 97 9% 101% 4 Westerhausen-Melle 33 8% 108% 5 Melle/Westendorf 92 8% 106% 6 Melle-Bennien 96 8% 106% 7 Bippen 38 9% 98% 8 Bad Essen/Bohmte 13 7% 101% 9 Thediek/Merzen 14 9% 90% 10 Ostercappeln 23 8% 100% 11 Balkum/Thiene 42 11% 100% 12 Borgholzhausen 51 10% 84% 13 Lengerich 90 11% 105% 14 Ostbevern 64 8% 96% 15 Lemförde 26 7% 94% Tabelle 2: Überblick über die Ergebnisse der Plausibilisierungsberechnung (siehe Text). DEWI-GER-WP /22-

15 Die Datenbasis ist bei den betrachteten Referenz-WEA mit zwischen 13 und 97 Monaten als ausreichend bis gut und somit als repräsentativ zu bezeichnen. Die Übereinstimmung der normierten Erträge mit dem Windindex ist mit Variationskoeffizienten zwischen 7 % und 11 % als gut zu bezeichnen. Bei der hier durchgeführten Plausibilisierung wurde eine räumliche Verteilung der als Referenz ausgewählten Windparks über das gesamte Untersuchungsgebiet und den Randbereichen angestrebt. Weiterhin sind nach Möglichkeit Windparks mit großen Nabenhöhen verwendet worden, um die Unsicherheit bei der Extrapolation auf die zur Potenzialbestimmung betrachteten Höhen von 100 m und 135 m über Grund gering zu halten. Bei 13 der 15 betrachteten Windparks liegt die Nabenhöhe der WEA zwischen 98 m und m (vgl. Tabelle 1). Die Betriebsdaten der bestehenden WEA werden insgesamt gut durch das Rechenmodell reproduziert. Zu stärkeren Abweichungen kommt es bei den Windparks Borgholzhausen (12) und Thediek/Merzen (9), die im Vergleich zu weiteren Windparks ihrer Umgebung an exponierten Bereichen des Teutoburger Waldes bzw. der Ankumer Höhe errichtet sind und deren Betriebsdaten auf ein lokal stärkeres Windregime hindeuten. Die Berechnungsergebnisse sind allerdings aufgrund der Lage an diesen orographisch und topographisch tendenziell komplexen Standorten mit größeren Unsicherheiten behaftet. Weiterhin werden die Erträge der WEA-Standorte Westerhausen, Westendorf und Bennien (4, 5 und 6) im Bereich um die Stadt Melle um 6-8 % überschätzt, am Standort Melle-Dratum (3) jedoch gut reproduziert. Der Standort Melle-Dratum liegt auf einem ca. 30 m höheren Geländeniveau als die weiteren genannten Standorte. Da in diesem Abschnitt des Untersuchungsgebietes, insbesondere nördlich und südlich von Melle solche etwas höher gelegenen Bereiche überwiegen, wird eine mäßige Überschätzung der Erträge von niedriger gelegenen Standorten als angemessen beurteilt. Im nördlichen Abschnitt des Untersuchungsgebietes werden die Erträge der betrachteten Referenz- WEA an den Standorten 1, 2, 7, 8, 10, und 11 mit zwischen 2 % Unterschätzung bis 3 % Überschätzung reproduziert. Das Berechnungsmodell bildet somit den Teilabschnitt nördlich des Wiehengebirges gut bis sehr gut ab. Einzuschränken ist diese Bewertung für den Bereich nördlich von Ostercappeln, wo die Erträge des bereits außerhalb vom Untersuchungsgebiet befindlichen Standorts Lemförde (15) auf ein zunehmendes Windpotenzial in dieser Richtung hindeuten, sowie auch für die Ankumer Höhe. Südwestlich des Teutoburger Waldes wird der langjährige Energieertrag am Standort Lengerich um 5 % überschätzt, wohingegen die Erträge des Standorts Ostbevern um 4 % unterschätzt werden. In diesem Bereich des Untersuchungsgebietes wurden weitere WEA-Daten ausgewertet, welche die Wahl der meteorologischen Eingangsdaten bestätigen, hier jedoch aus Gründen der Vertraulichkeit nicht weiter dargestellt werden. Unter Berücksichtigung dieser Rahmenbedingungen und Unsicherheiten bestätigen die Ergebnisse die Wahl der meteorologischen Basisdaten. Hinsichtlich der Unsicherheiten siehe Abschnitt 3.4. DEWI-GER-WP /22-

16 3 Ergebnisse 3.1 Übersicht Mit Hilfe des Europäischen Windatlasverfahrens [1] wurden die im Folgenden aufgeführten Windverteilungen und Energieerträge berechnet. Die verwendeten Berechnungsmethoden sind im Anhang (Abschnitt 5.1) beschrieben. Die verwendeten meteorologischen und weitere Eingangsdaten sind in Abschnitt 2 im Detail beschrieben. Die Auflösung des dargestellten Punktgitters beträgt 200 m. Für jeden der dargestellten Punkte wurde die durchschnittliche Windgeschwindigkeit für die Nabenhöhen von 100 m und 135 m berechnet. Die berechneten Inhalte wurden für den definierten Untersuchungsraum genau berechnet und plausibilisiert. Hierzu wurde ein rechtwinkliges Berechnungsgitter verwendet. Die dargestellten Berechnungsergebnisse werden dem Auftraggeber zusätzlich zu diesem Bericht in digitaler Form bereitgestellt. Für die weitere Bearbeitung und inhaltliche Aufbereitung der bereitgestellten Daten ist allein der Auftraggeber verantwortlich. DEWI-GER-WP /22-

17 3.2 Windgeschwindigkeiten in 100 m Höhe DEWI-GER-WP /22-

18 3.3 Windgeschwindigkeiten in 135 m Höhe DEWI-GER-WP /22-

19 3.4 Unsicherheitsanalyse Überblick Eine detaillierte Betrachtung ist nicht Bestandteil der vorliegenden Potenzialstudie und daher sind die einzelnen Unsicherheitsquellen zum großen Teil nur abzuschätzen und orientieren sich daher auch an Erfahrungswerten. Demzufolge muss bei der vorliegenden Datenlage von Gesamtunsicherheiten von etwa 5-7 % im berechneten langjährigen Mittel der Windgeschwindigkeit ausgegangen werden. Die in den vorangegangenen Abschnitten dargestellten Ergebnisse sind als das wahrscheinlichste Langjahresergebnis bei Korrektheit der getätigten Annahmen zu interpretieren, während die zu erwartenden Unsicherheiten als Standardunsicherheit formuliert sind. Daraus folgt, dass mit einer gewissen Wahrscheinlichkeit auch höhere Abweichungen auftreten können. Insbesondere vor dem Hintergrund einer nicht flächendeckend vorhandenen Anzahl an Referenz-WEA kann in manchen Bereichen des Untersuchungsgebiet auch eine höhere Abweichung von den ermittelten Werten auftreten. Dies trifft insbesondere für die orographisch komplexen Bereiche des Teutoburger Waldes und des Wiehengebirges zu (vgl. Abschnitt 2.3.4). 4 Allgemeine Bemerkungen Die Ergebnisse wurden nach bestem Wissen und Gewissen und nach allgemein anerkannten Regeln der Technik ermittelt. Es ist dabei zu berücksichtigen, dass Daten, die nicht ausschließlich vom DEWI verarbeitet werden, zwar - soweit möglich - überprüft und plausibilisiert wurden, dass aber prinzipiell keine Fehlerfreiheit garantiert werden kann. Dieses gilt zum Beispiel für die verwendeten Langzeit-Messdaten und die Erträge von Plausibilisierungsanlagen. Die Unsicherheiten der Ergebnisse unter Annahme der Richtigkeit dieser Eingangsdaten sind in Abschnitt 3.4 dargestellt. Hinweis: Die dargestellten Berechnungsergebnisse ersetzen keine vollständige Energieertragsermittlung nach FGW TR6 [18]. Für die ermittelte mittlere Windgeschwindigkeit übernimmt die DEWI GmbH keine Gewähr. Die Ergebnisse des vorliegenden Berichts beziehen sich ausschließlich auf den untersuchten Prüfgegenstand. Eine auszugsweise Vervielfältigung dieses Berichts ist nur mit einer schriftlichen Genehmigung der DEWI GmbH erlaubt DEWI-GER-WP /22-

20 5 Anhang 5.1 Methode der Energieertragsermittlung Das Verfahren nach dem Europäischen Windatlas Die Ermittlung der mittleren jährlichen Windgeschwindigkeit bzw. Windgeschwindigkeitsstatistiken für die Standorte der Windenergieanlagen erfolgt nach dem Europäischen Windatlas-Verfahren mit dem ''Wind Atlas Analysis and Application Program'' (WASP) des Risø National Laboratory [2]. Für die Berechnung muss auf vorhandene langjährige Messungen bestehender meteorologischer Basisstationen zurückgegriffen werden. Standort und Basisstation sollten dabei in derselben Region liegen (im Flachland bis 100 km Entfernung, im komplexen Gelände deutlich näher), damit die Windbedingungen in großen Höhen (geostrophischer Wind) vergleichbar sind. Die Windgeschwindigkeit, die an einer meteorologischen Station gemessen wird, ist von zwei Faktoren abhängig: den regionalen Windbedingungen im Bereich von mehreren 100 Kilometern und der Topographie des Umfeldes bis zu einem Bereich von 10 Kilometern. Die Messungen an einer meteorologischen Station sind damit nur für diesen Standort repräsentativ und können nicht direkt herangezogen werden, um für einen benachbarten Standort mit einer i.allg. anderen Topographie die Windgeschwindigkeit und Leistungsabgabe von WEA zu bestimmen. Der ''Europäische Wind Atlas'' ist ein Verfahren, das die standortspezifischen Messdaten von den Einflüssen der Topographie bereinigt und auf ein nicht standortspezifisches, allgemeines regionales Windklima hochrechnet. Aus diesem allgemeinen Windklima kann dann mit der umgekehrten Anwendung des Verfahrens das Windklima an einem anderen Standort unter Berücksichtigung der dort vorliegenden speziellen Topographie bestimmt werden. Das Modell basiert auf den physikalischen Prinzipien von Strömungen in atmosphärischen Grenzschichten und berücksichtigt mit Hilfe vereinfachter Modellansätze die Reduktion der Windgeschwindigkeit durch Vegetation und sonstigen Bodenrauigkeiten, Abschattungseffekte von Gebäuden und anderen Hindernissen sowie die Änderung von Windgeschwindigkeit und Windrichtung durch orographische Effekte (Berge, Täler). Zur Anwendung des Verfahrens wird die Bodenrauigkeit in der Umgebung des zu untersuchenden Standortes (und ggf. der Basisstation) durch die Zuordnung von Rauigkeitslängen beschrieben, die Lage und Höhe eventueller Hindernisse erfasst und ggf. eine orographische Beschreibung der Umgebung anhand der Höhenlinien aus topographischen Karten angefertigt. Es wird ein Bereich im Umkreis von 10 km oder mehr um den Standort berücksichtigt. Mit dieser Standortbeschreibung wird aus dem regionalen Windklima für eine vorgegebene Höhe des zu untersuchenden Standortes der Mittelwert und die Statistik der Windgeschwindigkeiten berechnet, im einzelnen die Häufigkeitsverteilung der Windgeschwindigkeiten (Parameter der Weibullverteilung) für jeden von 12 Windrichtungssektoren. Mit Hilfe dieser standorttypischen Verteilungen und der Leistungskurve der WEA wird die mittlere zu erwartende Jahresenergieproduktion berechnet. Für die richtige Bewertung und Bestimmung der Eingangsdaten für dieses Verfahren sind umfassende Erfahrungen mit den Prinzipien und der Sensitivität des Windatlas-Verfahrens erforderlich. Die Basisstation hat starken Einfluss auf das Ergebnis und muss hinsichtlich der Lage und des Messzeitraums geeignet ausgewählt werden. Sowohl die Bestimmung der standortspezifischen topographischen Einflussfaktoren wie auch die Modelle zur Korrektur derselben sind mit erheblichen Unsicherheiten oder Fehlern verbunden, so DEWI-GER-WP /22-

21 dass die Anwendung des Verfahrens allein auf Basis von meteorologischen Messstationen im allgemeinen keine ausreichende Sicherheit des Ergebnisses bietet [9]. Daher ist die Einbeziehung hochwertiger Windmessungen oder Ertragsdaten bestehender WEA nahe dem zu untersuchenden Standort zur Plausibilisierung der meteorologischen Datenbasis erforderlich Energetische Windparkberechnung Zur Berechnung des Energieertrages eines Windparks sind neben der Jahresenergieproduktion der einzelnen Windenergieanlagen die Ertragsverluste infolge von gegenseitiger Abschattung zu berechnen. Dieses wird durchgeführt mit dem Park-Modell, welches vom Risø National Laboratory, Dänemark, entwickelt wurde und auf einem mathematischen Modell der Abströmung (Wake) einer WEA basiert, das auf N.O. Jensen in Risø zurückgeht. Als Grundlage für diese Berechnung dienen die Häufigkeitsverteilungen der Windgeschwindigkeit für die Anlagenstandorte auf dem Gelände des geplanten Windparks, welche durch die Parameter A und k der langjährigen Weibull-Windgeschwindigkeitsverteilung charakterisiert sind. Diese Eingangsgrößen werden nach dem Europäischen Windatlas-Verfahren (Abschnitt 5.1.1) bestimmt. Das Modell der Windparkberechnung benutzt Impuls- und Massenerhaltung, um die Windgeschwindigkeit hinter dem Rotor zu bestimmen, wobei eine lineare Ausbreitung der Wake angenommen wird. Das Windgeschwindigkeitsdefizit in der Wake errechnet sich aus dem Schubbeiwert c t. Bei der Modellierung von Windparks muss zusätzlich zur Beschreibung der einzelnen Wakes die Geometrie der Aufstellung und damit die Überlagerung mehrerer Wakes berücksichtigt werden. Das Modell nach Risø benutzt dazu eine Methode der linearen Wake-Superposition. Das Verfahren zur energetischen Windparkberechnung verwendet also im einzelnen folgende Eingangsdaten: WEA-Charakteristik, d.h. Leistungskurve P(v), Schubbeiwertkurve c t (v), Nabenhöhe und Durchmesser des Rotors Koordinaten jeder WEA im Park Meteorologische Daten für die WEA-Standorte (Weibullverteilungen) Der Parkwirkungsgrad ist das Verhältnis der (unter Berücksichtigung der Wakeverluste) erzeugten elektrischen Energie im Park zur Summe der Energieerträge aller WEA bei Annahme einer ungestörten Anströmung. 5.2 Verwendete Software Neben verschiedenen Berechnungsvorlagen wurden insbesondere die folgende Software zur Berechnung und Datenbearbeitung verwendet. Wind Atlas Analysis and Application Program (WA S P), version 5.01, build 81110, Risø National Laboratory, Roskilde, Denmark. Farm Layout Program (FlaP), version 2.7a0, ForWind, Zentrum für Windenergieforschung, Oldenburg, Germany. WindPRO, version 2.7, EMD International A/S, Denmark ArcGIS, version 10, Environment Systems Research International (ESRI) DEWI-GER-WP /22-

22 5.3 Literatur [1] I. Troen, E.L. Petersen: Europäischer Windatlas. Risø National Laboratory, Roskilde, Dänemark, [2] G. Mortensen, L. Landberg, I. Troen, E.L. Petersen: Wind Atlas Analysis and Application Program (WASP), Risø National Laboratory, Roskilde, Dänemark, 1993 und Aktualisierungen. [3] I.Katic, J.Højstrup; N.O.Jensen: A Simple Model for Cluster Efficiency, European Wind Energy Association Conference and Exhibition, 7-9 October 1986, Rome, Italy. [4] Häuser; Keiler: WEA-Betreiberdatenbasis, elektronisch vom Herausgeber. Veröffentlicht in: Monatsinfo, Keiler-Häuser, Ingenieur-Werkstatt Energietechnik, Rade. [5] IEC: IEC Wind turbine generator systems - Part 1: Safety Requirements, 2 nd Ed., [6] IEC: IEC Wind turbine generator systems - Part 1: Design Requirements, 3 rd Ed., [7] IEC: IEC Wind turbine generator systems - Part 12: Wind turbine power performance testing, 1 st Ed., [8] MEASNET: Power Performance Measurement Procedure, 3 rd Ed., November [9] M. Strack, W. Winkler: Analyse der Unsicherheiten bei der Ertragsberechnung von Windparks, DEWEK 2002, DEWI, Wilhelmshaven und Dewi Magazin Nr. 22 vom Feb [10] International Organization for Standardization: Guide to the Expression of Uncertainty in Measurement. First edition, 1993, corrected and reprinted, Geneva, Switzerland, [11] A. Albers, H. Klug, D. Westermann: Outdoor comparison of cup anemometers, proceedings of DEWEK 2000, DEWI, Wilhelmshaven. [12] A. Albers, H. Klug: Open Field Cup Anemometry, Proceedings of European Wind Energy Conference 2001, Kopenhagen, Dänemark. [13] W. Winkler; M. Strack; A. Westerhellweg: Normierung und Bewertung von Winddaten und Energieerträgen von Windparks, DEWI-Magazin Nr. 23, August 2003, Wilhelmshaven. [14] W. Winkler; M. Strack: The Wind Index Story - or: The Challenge of Determining 100%, Tagungsband der DEWEK 2004, Wilhelmshaven, [15] Regionaler monatlicher Windindex der Betreiber-Datenbasis (BDB-Index), Vertrieb seit 01/2005: enveco GmbH, Grevener Strasse 61 c, Münster. [16] S. Traup, B. Kruse: Winddaten für Windenergienutzer, Selbstverlag des Deutschen Wetterdienstes, Offenbach, [17] Gesetz zur Neuregelung des Rechtsrahmens für die Förderung der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien (Erneuerbare-Energien-Gesetz, EEG) vom Berlin (D), Bundesgesetzblatt Teil I, Nr. 42, Seite [18] FGW e.v.-fördergesellschaft Windenergie und andere Erneuerbare Energien: Technische Richtlinien für Windenergieanlagen, Teil 6, Bestimmung von Windpotenzial und Energieerträgen", Revision 8, Berlin, [19] Rienecker, M. M., M.J. Suarez, R. Gelaro, R. Todling, J. Bacmeister, E. Liu, M.G. Bosilovich, S.D. Schubert, L. Takacs, G.-K. Kim, S. Bloom, J. Chen, D. Collins, A. Conaty, A. da Silva, et al., MERRA - NASA's Modern-Era Retrospective Analysis for Research and Applications. Journal of Climate, Vol. 24, No. 14, doi: /JCLI-D DEWI-GER-WP /22-