Gutachten Windstromertrag Schollberg AG

Transkript

1 Gutachten Windstromertrag Schollberg AG Zusammenfassung Vom 25. Oktober 2010 bis 24. November 2010 wurden die Windgeschwindigkeit und die Windrichtung mit einem LIDAR auf dem Dach des 57m hohen Silos im Schollberg Steinbruch gemessen. Das Messprofil erstreckte sich über einen Bereich von 2m bis 200m über dem Silodach. Die Resultate innerhalb des Höhenbereichs des Steinbruchs (2m bis rund 75m über dem Silodach) zeigen, dass die Windströmung sehr turbulent ist, das heisst es treten grosse und starke Verwirbelungen der Luft auf. Für starke Turbulenzen sind Windturbinen mit vertikaler Achse grundsätzlich besser geeignet. Die Vertikalturbine Envergate 600 erreicht rund 8'500 kwh pro Jahr. Der erwartete für die Aventa AV-7 beträgt 17.6 MWh oder 17'600 kwh (Tabelle 4). Dies liegt deutlich über der alten sprognose aus dem Jahr 2008 auf Grund der Windmessung auf dem Kran. Dies bedeutet, dass der Wind im Innern des Steinbruchs deutlich schwächer bläst als am Rand des Silodachs. Eine 30kW-Solaranlage auf dem Silodach könnte jährlich rund 25'000 kwh Stromertrag liefern. Die Resultate im obersten Profilteil (75m 200m) oberhalb des Steinbruchs zeigen, dass der Wind über dem Schollberg nördlich des Steinbruchs deutlich stärker weht. Die Turbulenzen sind schwächer, jedoch immer noch gross. Die erwarteten jährlichen Stromerträge bewegen sich zwischen MWh (Tabelle 5). Mit dem der E-82 E3 könnte der jährliche Strombedarf der Schollberg AG mehr als gedeckt werden. Empfehlungen 1. Der Bau einer Kleinwindkraftanlage auf dem Silodach wird aufgrund des geringen Windaufkommens, der starken Turbulenzen und der schlechten Wirtschaftlichkeit nicht empfohlen 2. Einholen einer Windlastanalyse für Windturbine Aventa AV-7 bei der Herstellerfirma Aventa und für Enercon E-33 bei der Firma Enercon für Standort Silodach, falls weiter Interesse besteht 3. Bau einer Solaranlage als Alternative zu einer Kleinwindkraftanlage auf Silodach untersuchen 4. Idee Windkraftnutzung Schollberg weiterverfolgen, um 100%-Eigenstromversorgung zu erreichen 5. Resultate für den Schollberg bei der Gemeinde Wartau vorstellen: Ziel ist ein Grundsatzentscheid der Gemeinde für weitere Abklärungen für den Standort Schollberg 6. Windmessung mit 50m-Turm auf dem Schollberg, um Windpotential über mindestens 6 Monate zu untersuchen (mögliche finanzielle Unterstützung durch SAK, durch Rii-Seez-Power Naturstrom-Fonds und durch Gemeinde Wartau abklären) Inhaltsverzeichnis 1 Standort der Windmessung Windmessungen mit LIDAR-Windmesser ZephIR Anlagedaten und Unsicherheit sschätzung Kenndaten von Windkraftanlagen Unsicherheit der Schätzung des langjährigen Nettostromertrags...5 1

2 4 Resultate Windmessung Schollberg AG Silodach Schollberg Stromgestehungskosten und Wirtschaftlichkeit Anhang Fachbegriffe Weitere Resultate Silodach Schollberg Standort der Windmessung Abbildung 1: LIDAR-Windmesser ZephIR auf Silodach (links) und Blick auf Schollberg mit Kran im Vordergrund (rechts) Abbildung 1 zeigt links den LIDAR-Windmesser ZephIR in der südlichen Ecke des rund 57m hohen Silos im Steinbruch Schollberg und rechts den Blick auf den markanten Schollberg mit dem Kran im Vordergrund. Auf diesem Kran wurde bereits im Frühling und Sommer 2008 eine Windmessung vorgenommen auf 90m über Grund. Richtung Südwesten sind einige Bäume am Rand des Steinbruchs zu erkennen. Der Standort ist von Südwesten über Osten bis Nordosten völlig offen. Tabelle 1 fasst weitere Angaben zum Standort zusammen. Standort Schollberg AG, Trübbach CH-Koordinaten / Höhe Meter ü. M. 542 Kurzbeschreibung Windmesser auf Dach von rund 57m hohem Silo innerhalb des Steinbruchs der Schollberg AG. Der Standort ist von Südwesten über Süden, Osten bis Nordosten offen. Richtung Nordwesten bildet der Steinbruch einen tiefen Kessel. Tabelle 1: Koordinaten und Kurzbeschreibung der Windmessung Schollberg. 2

3 Abbildung 2 zeigt eine Kartenübersicht des Messstandorts innerhalb des Steinbruchs (rot markiert) mit dem Schollberg (Punkt 622) nördlich vom Steinbruch. Das Gelände steigt Richtung Nordwesten sehr steil an in Richtung Maziferchopf. Knapp westlich vom Punkt 622 befindet sich eine mehr oder weniger ebene Fläche, die genug Platz für ein grössere Windkraftanlage (WKA) bieten würde. Abbildung 2: Kartenausschnitt vom Geoportal des Bundes mit Standort Windmessung rot markiert ( 2 Windmessungen mit LIDAR-Windmesser ZephIR Der LIDAR-Windmesser ZephIR der Firma QinetiQ aus England konnte ohne spezielle kantonale oder 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 wird auch der Bodenwind auf 2m und auch alle weiteren benötigten meteorologischen Parameter wie Temperatur, Luftfeuchte und Luftdruck an Ort gemessen. Voraussetzung für die Messung ist ein 230V-Stromanschluss, und eine SIM-Karte, um die Messdaten via GSM abrufen zu können. Als Resultat der Messungen stehen 3-sekündliche Daten und Zehnminutenmittel für die Analyse des Windstrompotentials zur Verfügung. Ein grosser Vorteil des ZephIR besteht darin, dass das Messinstrument mit geringem Aufwand installiert und wieder deinstalliert werden kann. 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 falsch wiedergegeben (Abb. 4 und 8). Auf die Schätzung des Windenergieertrags hat dies jedoch keinen Einfluss, da eine KWKA oder WKA frühestens ab 2 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 auf. Es musste deshalb ein Mehraufwand betrieben werden, um fehlerhafte Windrichtungswerte zu korrigieren. Dies konnte mit Hilfe der Windrichtungsdaten der Messstation Alp Lida der Solargenossenschaft durchgeführt werden. Aufgrund der recht grossen Distanz zur Alp Lida sind jedoch sämtliche Angaben zur Verteilung der Windrichtung mit Unsicherheiten behaftet. 3

4 3 Anlagedaten und Unsicherheit sschätzung Für die Berechnung des langjährigen Nettostromertrages werden meteorologische Windmessungen möglichst nahe am Standort der Kleinwindkraftanlage (KWKA) oder 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 Vaduz-Au 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 Fachbegriffe im Kapitel 6.1) 2. Langjährige Reihe der Monatsmittelwerte der Windstärke von der MeteoSchweiz-Station VaduzAu von Januar 1982 Dezember Kenndaten von Windkraftanlagen Für die Berechnung des langjährigen Nettostromertrags wurden die Leistungskennlinien von 4 verschiedenen Windkraftanlagen untersucht, welche eine maximale Nennleistung von 300 kw bis maximal 3000 kw aufweisen (siehe Tabelle 2). Diese Anlagen zeichnen sich dadurch aus, dass sie kein Getriebe benötigen, und daher wartungs- und geräuscharm sind. Auch gehören alle Anlagen in Tabelle 2 zur höchsten Wind- und Turbulenzklasse. Dies bedeutet, dass diese Turbinen am besten mit turbulenten und rauhen Windverhältnissen umgehen können. Die definitive Auswahl eines geeigneten WKA-Typs aufgrund der Wind- und Turbulenzverhältnisse am Standort kann jedoch nur durch den Hersteller selbst vorgenommen werden. Je höher die flächenspezifische Leistung ist, desto robuster ist die WKA gegenüber sehr grossen Windstärken und Windböen. Weiter wurden auch 5 Kleinwindkraftanlagen untersucht mit einer maximalen Leistung zwischen 1.5 kw und 9.4 kw. Die Envergate 600 ist die einzige Anlage mit einem vertikalen Rotor, die weniger empfindlich ist auf starke Turbulenzen im Bereich des Silodachs. Windkraftanlage (WKA) Maximalleistung Kilowatt (kw) Rotorfläche (m2) Flächenspezifische Leistung (Wm2) Nabenhöhe (m) Enercon E Enercon E Enercon E / 85 Enercon E-82 E Tabelle 2: Übersicht Windkraftanlagen für Jahresertrags- und Volllaststundenvergleich. 4

5 Kleinwindkraftanlage (KWKA) Maximalleistung Watt (W) Rotorfläche (m2) Flächenspezifische Leistung (Wm2) Nabenhöhe in Metern (m) WinDual A3K Swift Wespe / 15 / 18 Envergate / 15 Aventa AV / 24 Tabelle 3: Übersicht Kleinwindkraftanlagen für Jahresertrags- und Volllaststundenvergleich. 3.2 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. 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 5

6 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. 4 Resultate Windmessung Schollberg AG Im folgenden Kapitel wird aufgezeigt, mit wie viel Stromertrag pro Jahr für jede Windkraftanlage gerechnet wird. Für Anlagen, wo die Anlagengesamtkosten ungefähr bekannt sind, werden zusätzlich die Stromgestehungskosten in Rp./kWh angegeben. Die Stromerträge werden berechnet für Anlagen auf dem Dach des Silos ( Silodach ) im Steinbruch, wo der Windmesser gestanden ist. Zusätzlich wird auch eine erste Schätzung für die Wiese nordwestlich vom Steinbruch und knapp westlich vom Punkt 622 in der Abbildung 2 gemacht. Dieser Standort wird im folgenden Schollberg genannt. 4.1 Silodach Die Verteilung der Windrichtung und der Windgeschwindigkeit in Abbildung 3 zeigt, dass auf dem Silodach praktisch nur Wind aus Richtung Südwest und Süd auftritt. Wind aus Norden ist selten, da der Silo im Windschatten der Ostflanke des Schollbergs liegt. Extreme Verhältnisse herrschen bezüglich Windturbulenzen (Abb. 4) vor: der normalerweise übliche obere Grenzwert von 16% wird rund um das Doppelte übertroffen. Zu den Windturbulenzen gehören jedoch nicht nur Schwankungen der Windstärke, sondern auch rasche Wechsel der Windrichtung. Abbildung 5 zeigt die mittlere Schwankung der Windrichtung innerhalb von 10 Minuten. Ab etwa 5 Grad Drehung der Windrichtung muss die WKA nachgeregelt werden, damit die Rotornabe immer Abbildung 3: Prozentuale Häufigkeit, woher der Wind mit senkrecht zur Windströmung steht. Da die Nachregelung selber auch Zeit braucht, hinkt die welcher Windstärke über dem Silodach bläst. Anlage ständig der aktuellen Windrichtung hinterher. Deshalb sind bei diesen stark drehenden 6

7 Verhältnissen Windturbinen mit vertikaler Achse klar im Vorteil, denn bei diesen Anlagen spielt es keine Rolle, aus welcher Richtung der Wind weht. Abbildung 4: Relative Häufigkeit der Windstärke und durchschnittliche Turbulenzintensität für jede Windklasse an. Die gestrichelte Linie zeigt den oberen TI-Grenzwert von 16% für WKA's an. Für die verschiedenen KWKA in der Tabelle 3 wurden die Stromerträge für unterschiedliche Abbildung 5: Schwankung der Windrichtung innerhalb von 10 Minuten für verschiedene Windrichtungen und Windgeschwindigkeiten.Werte höher als 10 Grad bedeuten starke seinbussen für die Windturbinen. Nabenhöhen berechnet. Abbildung 6 zeigt, dass für die Aventa AV-7 ein von rund 17'000 kwh erwartet werden kann. Die Unsicherheit der Schätzung ist für die AV-7 relativ gering. Dieser ist deutlich höher als die 10'500 kwh aus der 1. Windmessung im Frühling/Sommer 2008, die auf 90m über Boden auf dem Kran neben dem Silo stattgefunden hat. Dies zeigt, dass der Wind von Rand des Silos in Richtung des Innern des Steinbruchs sehr rasch abnimmt. Die Aventa AV-7 bringt von allen geprüften KWKA den grössten (Tab. 4). Zu beachten ist, dass nicht alle KWKA auf allen 7

8 Nabenhöhen verfügbar sind. Der Vertikalrotor, die Envergate 600, liefert nur rund 8'500 kwh pro Jahr. Die grössten Vertikalturbinen, die auf dem Markt erhältlich sind, haben eine Nennleistung von etwa 20 kw. Es gibt noch eine grössere Turbine von der Firma TMA in den USA ( welche aufgrund der Dachgrösse etwa 100 kw Nennleistung hätte Hier ist jedoch die Frage, ob diese Firma überhaupt nach Europa liefert. Fazit ist, dass mit KWKA's nur ein sehr geringer von maximal 19'000 kwh auf dem Silodach erzielt werden kann. Als Alternative könnte eine rund 30kW grosse Solaranlage auf einem Teil der rund 460 m2 grossen Dachfläche einen jährlichen von 25'000 kwh liefern! Die beiden kleinsten Enercon Windturbinen, die E-33 und E-44, ergeben viel grössere Erträge, aber benötigen eine Turmhöhe von mindestens 45m. Es ist also fraglich, ob diese Turbinen aufgrund des Gewichts und der Kranlogistik überhaupt auf dem Dach eingesetzt werden könnten. WKA \ Höhe 6m 6m 10m 10m 15m 15m 18m 18m 24m 24m 45m 45m WinDual A3K Swift Wespe Enercon E Enercon E Envergate Aventa AV-7 Tabelle 4: Jährlicher Nettostromertrag Silodach in Megawattstunden (MWh) und Volllaststunden (). Abbildung 6: Schätzung Nettostromertrag Silodach in Kilowattstunden pro Jahr für 2 verschiedene Windkraftanlagen mit Nabenhöhe 18 Meter über Dach. Die gesamten Verluste werden zu 6% angenommen. 8

9 4.2 Schollberg Die Verteilung der Windrichtung und der Windgeschwindigkeit in Abbildung 7 zeigt, dass auf dem Schollberg der Wind meist aus Richtung Süd oder Südost auftritt, und deutlich stärker ist als über dem Silodach. Wind aus Norden ist etwas häufiger als auf dem Dach des Silos, da der Messpunkt über dem Wald des Schollbergs liegt. Bezüglich Windturbulenzen (Abb. 8) ist der Standort einiges besser: vor allem bei starkem Wind (Föhn) wird der obere Grenzwert von 16% kaum mehr übertroffen. Auch die Richtungswechsel sind weniger stark: Abbildung 5 zeigt die mittlere Schwankung der Windrichtung innerhalb von 10 Minuten. Bei hohen Windstärken ab 10 m/s liegen die Richtungsschwankungen meist unter 20 Grad. Es ist jedoch zu beachten, Abbildung 7: Prozentuale Häufigkeit, woher der Wind mit dass das Windprofil über dem Silodach auf den welcher Windstärke über dem Silodach bläst. Standort Schollberg übertragen wurde. Wie die Windverhältnisse tatsächlich sind auf dem Schollberg könnten erst längere Messungen mit Hilfe eines mindestens 50m hohen Windmastens zeigen, oder eine weitere LIDAR-Messung. Abbildung 8: Relative Häufigkeit der Windstärke und durchschnittliche Turbulenzintensität für jede Windklasse an. Die gestrichelte Linie zeigt den oberen TI-Grenzwert von 16% für WKA's an. Für die verschiedenen WKA in der Tabelle 2 wurden die Stromerträge für unterschiedliche Nabenhöhen berechnet. Abbildung 10 zeigt, dass mit den beiden Grossanlagen Erträge zwischen MWh pro Jahr erzielt werden könnten. Auch im schlechtesten Fall werden MWh erwartet. Dies bedeutet, dass der gesamte jährliche Strombedarf des Steinbruchs gedeckt werden könnte. 9

10 WKA \ Höhe 45m 45m 65m 65m 85m 85m Enercon E Enercon E Enercon E-70 Enercon E-82 E3 Tabelle 5: Jährlicher Nettostromertrag (MWh) Schollberg () und Volllaststunden (). Abbildung 9: Schwankung der Windrichtung innerhalb von 10 Minuten für verschiedene Windrichtungen und Windgeschwindigkeiten. Abbildung 10: Schätzung Nettostromertrag Schollberg in Megawattstunden pro Jahr für 2 verschiedene Windkraftanlagen mit Nabenhöhe 85 Meter über Grund. Die gesamten Verluste werden zu 6% angenommen. 10

11 5 Stromgestehungskosten und Wirtschaftlichkeit Für die Berechnung der Stromgestehungskosten des Windstroms müssen verschiedene Kennzahlen wie die Nutzungsdauer der KWKA / WKA, die Verzinsung des Fremdkapitals und die Betriebsführungskosten in Betracht gezogen werden. Es ist zu beachten, dass sämtliche Angaben exklusvie Mehrwertsteuer zu verstehen sind. Die allgemeinen Annahmen lauten: Nutzungsdauer der Gesamtanlage: 20 Jahre Verzinsung Fremdkapital: 5% Energieteuerung: 1.5% Teuerung allgemein: 1% Die Berechnungen basieren auf dem Wirtschaftlichkeitsberechnungstool, welches durch SuisseEole zur Verfügung gestellt wird ( und durch die Firma Weisskopf Partner GmbH in Zürich erstellt wurde. Tabelle 6 zeigt die geschätzten Gesamtinvestitionskosten inklusive Montage für alle Anlagen, von welchen ungefähre Angaben bekannt sind. Es ist zu beachten, dass die Kosten je nach Turmhöhe, den Erschliessungskosten (Zufahrt, Stromleitung, etc.) und den Montagekosten erheblich variieren können. WKA Envergate 600 Aventa AV-7 Enercon E-33 Enercon E-44 Enercon E-82 E3 Gesamtkosten SFr. 68'000 SFr. 125'000 SFr. 900'000 SFr. 2'000'000 SFr. 7'200'000 Tabelle 6: Übersicht Gesamtinvestitionskosten (ohne Mehrwertsteuer). Es wird angenommen, dass sämtliche Investitionskosten durch Fremdkapital abgedeckt werden (kein Eigenkapital oder Subventionen). Die Tabelle 7 gibt eine Zusammenfassung der Stromgestehungskosten in Rp./kWh für verschiedene Windturbinen und Nabenhöhen auf dem Silodach. Und Tabelle 8 die entsprechenden Stromgestehungskosten für den Schollberg. Der Strompreis für die Aventa AV-7 liegt bei rund 60 Rappen und damit im Bereich der Kosten für Strom aus Photovoltaik-Anlagen. Der Strom der Vertikalturbine liegt deutlich über 1 Franken. Die Preise für die E-33 und E-44 sind recht günstig, aber die Frage ist, ob diese Turbinen auf das Silodach gebaut werden könnten. Nabenhöhe\WKA 15m Envergate 600 Aventa AV-7 Enercon E-33 Enercon E m 63 45m Tabelle 7: Stromgestehungskosten in Rappen pro Kilowattstunde für Anlagen auf dem Silodach. Die Stromgestehungskosten für Grossanlagen auf dem Schollberg bewegen sich in der Gegend von 20 Rappen pro Kilowattstunde. Die Kostendeckende Einspeisevergütung (KEV) in der Schweiz vergütet Windstrom für windschwache Standorte ebenfalls mit 20 Rp./kWh. Nabenhöhe\WKA 45m Enercon E-33 Enercon E m Enercon E-82 E3 22 Tabelle 8: Stromgestehungskosten in Rappen pro Kilowattstunde für Anlagen auf dem Schollberg. 11

12 6 Anhang Der Anhang erklärt die Fachbegriffe und gibt eine Auswahl von weiteren Resultaten. 6.1 Fachbegriffe WKA: Windkraftanlage, für verschiedene Standorte mit unterschiedlicher Stärke der Turbulenz (siehe Turbulenzintensität weiter unten) gibt es verschiedene Anlagentypen für verschiedene Windstärke- und Turbulenzklassen KWKA: Kleinwindkraftanlage, die maximale Leistung ist meist kleiner als 10 Kilowatt 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 1 Minute, die einzelnen Windvektoren werden mit der jeweiligen Windrichtung gewichtet, man erhält als Resultat den mittleren Windvektor über 1 Minute, diese 1 Minutenmittelwerte werden anschliessend skalar über 10 Minuten gemittelt, 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 die Windstärke innerhalb von 10 Minuten schwankt, je grösser die Schwankungen sind, desto stärker wird die WKA mechanisch beansprucht Nabe: Höhe der Rotornabe der WKA über Boden, Einheit: m (Meter) Rotorfläche: Fläche, die das Rotorblatt während einer Umdrehung überstreicht, Einheit: m2 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 pro Jahr wird zu 6% angenommen Bruttowindleistung: Leistung des Windes pro Fläche (Watt pro Quadratmeter: W/m2), berechnet mit der Formel: 0.5*rho*v3, wobei rho: Luftdichte kg/m3, v: Windgeschwindigkeit m/s; Verdopplung Windgeschwindigkeit = 8 Mal mehr Bruttowindleistung! Nettowindleistung: Elektrische Leistung einer bestimmten WKA (inkl. Verluste), Einheit: kw; eine gute WKA kann in bestimmten Geschwindigkeitsbereichen über 50% der Bruttowindleistung ernten, theoretischer maximaler Erntegrad liegt bei 59% (Betz-Faktor) Nennleistung: maximal erreichbare Nettowindleistung einer bestimmten WKA, Einheit: kw Flächenspezifische Leistung: Verhältnis von Nettowindleistung zur Rotorfläche, Einheit: W/m2; je höher dieser Wert ist, desto robuster ist die Anlage gegenüber starkem Wind Nettostromertrag: langjähriger jährlicher Stromertrag einer WKA inkl. Verluste, Einheit: kwh / MWh Volllaststunde: Verhältnis von Nettostromertrag zur Nennleistung einer WKA, Einheit: h 12

13 6.2 Weitere Resultate Zum Schluss werden noch weitere Resultate gezeigt für Anlagen auf dem Silodach und auf dem Schollberg Silodach Abbildung 11: Mittlere Turbulenzintensität abhängig von der Windrichtung und Windgeschwindigkeit. Der Föhn (Südwind) ist sehr turbulent ab 5 m/s. Abbildung 12: Vergleich Nettowindleistung Enercon E-33, durchschnittliche Leistung wird durch gerade Linien und in Klammern angegeben.die erwartete Nettowindleistung ist etwas geringer als im Fläscher Riet (Balzers). 13

14 Abbildung 13: Schätzung Nettostromertrag Silodach in Megawattstunden pro Jahr für 2 verschiedene Windkraftanlagen mit Nabenhöhe 45 Meter über Grund. Die gesamten Verluste werden zu 6% angenommen. Abbildung 14: Schätzung Nettostromertrag Silodach in Kilowattstunden pro Jahr für Envergate 600 mit Nabenhöhe 15 Meter über Grund. Die gesamten Verluste werden zu 6% angenommen. 14

15 6.2.2 Schollberg Abbildung 15: Mittlere Turbulenzintensität abhängig von der Windrichtung und Windgeschwindigkeit. Abbildung 16: Vergleich Nennleistung Enercon E-82 E2, mittlere Leistung wird durch gerade Linien und in Klammern angegeben. Die erwartete Nettowindleistung ist sehr ähnlich zum Standort Fläscher Riet (Balzers). 15

16 Abbildung 17: Schätzung Nettostromertrag Schollberg in Megawattstunden pro Jahr für 2 verschiedene Windkraftanlagen mit Nabenhöhe 45 Meter über Grund. Die gesamten Verluste werden zu 6% angenommen. Abbildung 18: Schätzung Nettostromertrag Schollberg in Megawattstunden pro Jahr für 6 verschiedene Windkraftanlagen mit Nabenhöhe 65 Meter über Grund. Die gesamten Verluste werden zu 6% angenommen. 16