Bestimmung des Windpotentials und des Energieertrages von Windenergieanlagen an dem Standort Taunuskamm Kurzfassung Auftraggeber: Landeshauptstadt Wiesbaden Umweltamt Gustav-Stresemann-Ring 15 65189 Wiesbaden Datum: 18. April 2013 anemos Gesellschaft für Umweltmeteorologie mbh Böhmsholzer Weg 3 D-21391 Reppenstedt Tel : 04131-8308-100 Fax: 04131-8308-199
Die anemos Gesellschaft für Umweltmeteorologie mbh wurde am 03.09.2012 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, 19.05.2011) der Fördergesellschaft Windenergie und andere Erneuerbare Energien e.v. Diese Richtlinie beschreibt die allgemein akzeptierte Methode für sberechnungen für Windenergieanlagen. 2 / 9
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
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, 25.02.2010 Hersteller; Dok. Nr: SD-3.2-WT.PC.00-B-A-DE; Rev. 00 vom 02.08.2011 Hersteller; Dok. Nr: 0025-7553; Rev. 00 vom 28.11.2011 Vermessen / berechnet / garantiert Berechnet Berechnet (garantiert) Berechnet (garantiert) 4 / 9
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 R01 6.91 8957 94.9 8498 2 R02 6.65 8271 91.2 7543 3 R03 6.79 8639 92.1 7956 4 R04 6.91 8971 91.4 8196 5 R17 7.04 9332 94.4 8814 6 R18 6.99 9188 90.2 8284 7 R19a 6.94 9074 94.1 8543 8 R20 6.81 8718 91.9 8009 9 R21 6.16 6971 95.2 6640 10 P05 6.42 7632 86.1 6571 11 P06 6.42 7624 90.3 6881 12 P07 7.01 9222 92.7 8545 13 P08 6.44 7702 91.7 7061 14 P09 29 x 6.29 7294 96.2 7020 15 P22 Enercon 135 5.92 6322 95.0 6008 16 P23 E101 6.56 8034 95.5 7675 17 P24 5.93 6297 97.1 6114 18 P29 6.57 8052 91.5 7365 19 P30 6.3 7328 87.8 6434 20 H11 6.71 8382 93.3 7820 21 H12 6.49 7786 93.4 7270 22 H13 6.88 8869 92.9 8236 23 H14 6.64 8199 95.9 7859 24 H15 6.86 8785 96.6 8488 25 H16 6.46 7718 96.3 7433 26 H25 6.07 6634 94.5 6270 27 H26 5.92 6245 91.7 5728 28 H27 6.05 6594 93.6 6174 29 H28 6.35 7432 93.7 6963 Windpark - - - 6.53 230273 93.1 214399 5 / 9
Tab. 2: Ergebnisse für Variante 2: 29 x REpower 3.2M 114, 3.2 MW, hn 142.5 m No. Kennung WEA Typ h N [m] Ungestörte Windgeschwindigkeit [m/s] Brutto Wirkungsgrad [%] Netto 1 R01 6.97 10274 95.4 9805 2 R02 6.72 9565 92.2 8823 3 R03 6.85 9945 92.9 9243 4 R04 6.97 10287 92.5 9518 5 R17 7.09 10640 95.5 10165 6 R18 7.04 10499 92.0 9656 7 R19a 7.00 10388 95.0 9872 8 R20 6.87 10033 93.0 9333 9 R21 6.23 8221 95.9 7887 10 P05 6.49 8917 88.4 7880 11 P06 6.49 8914 91.5 8155 12 P07 7.06 10523 93.7 9856 13 P08 6.51 8979 92.7 8319 14 P09 29 x 6.36 8560 96.7 8275 15 P22 REpower 142.5 6.01 7545 95.6 7213 16 P23 3.2M 114 6.62 9307 96.1 8942 17 P24 6.00 7478 97.4 7284 18 P29 6.63 9328 92.7 8643 19 P30 6.37 8588 89.6 7697 20 H11 6.77 9680 94.1 9111 21 H12 6.56 9096 94.1 8559 22 H13 6.94 10208 93.9 9587 23 H14 6.72 9545 96.4 9197 24 H15 6.91 10114 96.9 9804 25 H16 6.54 9031 96.9 8748 26 H25 6.14 7861 95.1 7475 27 H26 6.00 7458 92.6 6905 28 H27 6.12 7827 94.5 7394 29 H28 6.43 8729 94.5 8252 Windpark - - - 6.60 267539 94.0 251596 6 / 9
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 R01 6.97 9926 95.3 9456 2 R02 6.72 9227 91.9 8480 3 R03 6.86 9603 92.7 8897 4 R04 6.97 9938 92.2 9162 5 R17 7.09 10283 95.2 9790 6 R18 7.04 10140 91.4 9271 7 R19a 7.00 10038 94.8 9514 8 R20 6.88 9688 92.7 8978 9 R21 6.24 7900 95.7 7563 10 P05 6.49 8583 87.7 7529 11 P06 6.49 8580 91.1 7820 12 P07 7.06 10168 93.4 9496 13 P08 6.51 8643 92.4 7982 14 P09 6.37 8230 96.6 7947 15 P22 29 x Vestas V112 143 6.01 7235 95.4 6902 16 P23 6.62 8959 95.9 8594 17 P24 6.00 7162 97.3 6970 18 P29 6.63 8989 92.3 8298 19 P30 6.38 8260 89.1 7359 20 H11 6.77 9337 93.9 8765 21 H12 6.56 8761 93.9 8223 22 H13 6.95 9858 93.6 9227 23 H14 6.72 9202 96.2 8852 24 H15 6.92 9762 96.8 9454 25 H16 6.55 8696 96.7 8408 26 H25 6.14 7540 95.0 7159 27 H26 6.01 7144 92.3 6595 28 H27 6.13 7505 94.2 7072 29 H28 6.43 8397 94.3 7918 Windpark - - - 6.60 257753 93.8 241682 7 / 9
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] 3.0 3.2 3.0 Anzahl Turbinen 29 29 29 Installierte Leistung [MW] 87 92.8 87 Nabenhöhe [m] 135 142.5 143 Netto AEP [GWh/a] 214.40 251.60 241.68 Brutto AEP [GWh/a] 230.27 267.54 257.75 Abschattungsverluste [%] 6.89 5.96 6.24 Gesamtunsicherheit [%] 17.5% 17.5% 17.5% P75 [GWh/a] 189.10 221.91 213.17 P90 [GWh/a] 166.33 195.19 187.50 Kapazitätsfaktor 0.281 0.309 0.317 Volllaststunden 2464 2711 2778 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
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