Stromversorgung einer Kleinstadt mit Onshore-Windenergie? Eine Analyse der Möglichkeiten von Power-to-Gas-Systemen


Bachelorarbeit, 2013

76 Seiten, Note: 1,0


Leseprobe

Inhaltsverzeichnis

Abbildungsverzeichnis

Tabellenverzeichnis

Abkürzungsverzeichnis

Variablenverzeichnis

1 Einleitung

2 Grundlagen
2.1 Aktueller Zustand der Stromerzeugung in Deutschland
2.2 Abgrenzung Onshore- und Offshore-Windenergie
2.3 Abgrenzung Power-to-Gas und Redox-Flow-Batterie

3 Modellentwicklung
3.1 Strombedarf einer Kleinstadt
3.1.1 Berechnung des Strombedarfs
3.1.2 Zusammensetzung des Strombedarfs
3.1.3 Zeitlicher Verlauf des Strombedarfs
3.2 Energieproduktion einer Windenergieanlage
3.2.1 Auswahl von Standort und Windenergieanlage
3.2.2 Statistische Beschreibung von Windgeschwindigkeiten
3.2.2.1 Weibull-Dichte
3.2.2.2 Weibull-Verteilung
3.2.3 Leistungskurve einer Windenergieanlage
3.2.4 Bestimmung der Leistung-Dauer-Kurve
3.2.5 Bestimmung der Klassenerträge
3.2.6 Bestimmung des Jahresenergieertrages und der Volllaststunden
3.3 Kosten einer Windenergieanlage
3.3.1 Anschaffungskosten
3.3.2 Betriebskosten
3.4 Auslegung eines Power-to-Gas Systems
3.4.1 Technische Parameter
3.4.1.1 Kapazität
3.4.1.2 Leistung
3.4.1.3 Entladezeit
3.4.2 Nutzungsmöglichkeiten
3.4.2.1 Wiederverstromung
3.4.2.2 Direkte Nutzung
3.5 Kosten eines Power-to-Gas Systems
3.5.1 Anschaffungskosten
3.5.2 Betriebskosten
3.6 Auslegung und Kosten einer Redox-Flow-Batterie
3.6.1 Technische Parameter
3.6.1.1 Kapazität
3.6.1.2 Leistung
3.6.1.3 Entladezeit
3.6.2 Kosten
3.6.2.1 Anschaffungskosten
3.6.2.2 Betriebskosten
3.7 Verknüpfung von Windenergieanlagen und Speichern
3.7.1 Leistungssimulation einer Windenergieanlage
3.7.2 Anzahl der Windenergieanlagen
3.7.3 Einsatz eines Energiespeichers

4 Szenarioanalyse
4.1 Modellanwendung
4.2 Auswertung der Ergebnisse
4.2.1 Energieproduktion einer Windenergieanlage
4.2.2 Leistungssimulation einer Windenergieanlage
4.2.3 Anzahl der Windenergieanlagen
4.2.4 Einsatz eines Energiespeichers
4.2.5 Speicherauslegung
4.2.6 Kosten

5 Fazit und Ausblick

Literaturverzeichnis

Anhang

Abbildungsverzeichnis

Abbildung 1: Aufbau der Arbeit

Abbildung 2: Brutto-Stromerzeugung nach Energieträgern in Deutschland

Abbildung 3: Speicherkapazität und Entladezeit verschiedener Speichertechnologien

Abbildung 4: Verbrauchsanteile 2-Personen-Haushalt

Abbildung 5: Standardlastprofile Werktag und Sonntag

Abbildung 6: Richtungssektoren mit Sektormitte

Abbildung 7: Häufigkeitsverteilung und Weibull-Dichte

Abbildung 8: Leistungskennlinie Enercon E-92/2,3 MW

Abbildung 9: Flächenleistung-Dauer-Kurve einer Windenergieanlage

Abbildung 10: Klassenerträge einer Windenergieanlage

Abbildung 11: Jahresenergieertrag einer Windenergieanlage

Abbildung 12: Anschaffungskosten E-92/2,3 MW, absolut und prozentual

Abbildung 13: Betriebskosten E-92/2,3 MW, absolut und prozentual

Abbildung 14: Speichersystem für elektrische Energie

Abbildung 15: Energiebilanz Kraft-Wärme-Kopplung

Abbildung 16: Anschaffungskostenstruktur Power-to-Gas-Anlage

Abbildung 17: Flussdiagramm Modell

Abbildung 18: Weibull-Dichte am Standort Langenhagen

Abbildung 19: Geschwindigkeit-Dauer-Kurve am Standort Langenhagen

Abbildung 20: Flächenleistung-Dauer-Kurve am Standort Langenhagen

Abbildung 21: Jahresenergieertrag am Standort Langenhagen

Abbildung 22: Simulation der Windgeschwindigkeit und der Leistung

Abbildung 23: Theoretisch benötigte Windenergieanlagen

Abbildung 24: Mittlerer Zuwachs des Windstrom-Anteils

Abbildung 25: Kostenverläufe der Stromversorgung mit und ohne Speicher

Abbildung 26: Anschlussleistung Speicher: Power-to-Gas und Redox-Flow-Batterie

Abbildung 27: Anzahl der Speichereinheiten

Abbildung 28: Direkteinspeisungsfaktor

Abbildung 29: Kostenverläufe der Stromversorgung

Abbildung 30: Technische Daten Enercon E-92/2,3 MW

Abbildung 31: Bild Enercon E-92/2,3 MW

Abbildung 32: Östliches Halbpanorama des Windmast-Standortes

Abbildung 33: Westliches Halbpanorama des Windmast-Standortes

Tabellenverzeichnis

Tabelle 1: Windklassen nach IEC-Norm 61400-1

Tabelle 2: Herstellkosten 1,5 MW-Windenergieanlage

Tabelle 3: Anschaffungskosten E-92/2,3 MW

Tabelle 4: Anschlussleistungen ausgewählter Power-to-Gas-Anlagen

Tabelle 5: Benötigte versus realisierte Windenergieanlagen

Abkürzungsverzeichnis

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

1 Einleitung

Das heutige Energiesystem befindet sich in einem umfassenden Umgestaltungsprozess. Die Gründe dafür liegen in der Endlichkeit und der Knappheit fossiler sowie atomarer Energieträger, während gleichzeitig die weltweite Energienachfrage vor allem in den Schwellenländern steigt. Nachteile fossiler Energieträger wie Braun- und Steinkohle bestehen im Ausstoß von Kohlenstoffdioxid während des Verbrennungsvorgangs. Zusätzlich besteht in Deutschland eine Importabhängigkeit von Steinkohle, Erdöl und Erdgas.1 Langfristig wird die Bevölkerung mit externen Effekten der Energiebereit- stellung durch fossile Energieträger kämpfen müssen. Kernenergie birgt Gefahren durch mögliche Unfälle, Umwelt- und Gesundheitsrisiken sowie das Risiko, zur Verbreitung von Technologie und Material zur Herstellung von Atomwaffen beizutragen. Nach dem Zwischenfall in Fukushima im Jahr 2011 hat die Bundesregierung den Ausstieg aus der Kernenergie bis zum Jahr 2022 beschlossen. Aufgrund dessen werden die Anstrengun- gen erhöht, den Anteil erneuerbarer Energieträger an der Stromversorgung weiter zu steigern. Die konkreten Ziele sind im Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) festgehalten. So soll der Anteil erneuerbarer Energien an der Stromversorgung bis zum Jahr 2020 mindestens auf 35 Prozent, bis 2030 auf 50 Prozent und bis 2050 auf 80 Prozent erhöht werden.2 Folgen derart hoher Anteile erneuerbarer Energieträger werden Erzeugungs- schwankungen sein, welche zu vermehrten Stromüberschüssen führen werden.

Im Rahmen dieser Arbeit werden daher verschiedene Stromversorgungsszenarien aus Windenergie kombiniert mit Energiespeichern analysiert. Dabei wird der Frage nachge- gangen, ob die Stromversorgung einer fiktiven Kleinstadt in der Region Hannover zu einem bestimmten Prozentsatz an Onshore-Windenergie möglich ist. Ziele sind die Bestimmung der Anforderungen an die Windenergieanlagen sowie die Untersuchung, inwiefern der Einsatz von Energiespeichern unter besonderer Berücksichtigung der Power-to-Gas-Technologie zur Stromversorgung mit einem bestimmten Prozentsatz beiträgt. Die mit diesen Zielen einhergehenden Forschungsfragen dieser Arbeit sind:

- Wie groß ist der jährliche Strombedarf einer fiktiven Kleinstadt?
- Wie hoch ist der jährliche Energieertrag einer Windenergieanlage am anvisierten Standort?
- Wie viele Windenergieanlagen werden je nach Szenario benötigt?
- Für welches Szenario ist ein Einsatz von Energiespeichern sinnvoll und ab wann ist er notwendig?
- Wie wird der Energiespeicher je nach Szenario ausgelegt?
- Was kosten die verschiedenen Stromversorgungsszenarien?

Diese Fragen werden anhand eines Kalkulationsmodells beantwortet. Schwerpunkte werden in dieser Arbeit auf einen wirklichkeitsgetreuen Standortbezug gesetzt. Dadurch ist eine exakte Berechnung des Energieertrages möglich, womit sich realistische Schlüsse auf die notwendige Anzahl an Windenergieanlagen und einen sinnvollen Speichereinsatz ziehen lassen. Werden die Windenergieanlagen in Zukunft hinsichtlich ihrer Technik und den damit einhergehenden Kosten weiterentwickelt, können erneut realistische Modellberechnungen durchgeführt werden.

Im Anschluss an diesen einleitenden Teil der Arbeit folgen in Kapitel 2 die theoretischen Grundlagen für die spätere Modellentwicklung. Nachdem in Kapitel 3 die Entwicklung und der Aufbau des Modells vorgenommen werden, schließt sich in Kapitel 4 eine Szenarioanalyse an. Diese besteht aus einer Modellanwendung sowie einer Auswertung der Berechnungsergebnisse. Das Fazit in Kapitel 5 umfasst eine Zusammenfassung sowie Handlungsempfehlungen mit einem Ausblick. In der nachfolgenden Abbildung wird der Aufbau dieser Arbeit grafisch dargestellt.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 1: Aufbau der Arbeit Quelle: Eigene Darstellung

2 Grundlagen

Dieses Kapitel bildet die Basis für die anschließende Modellentwicklung. Nach einer Beschreibung der gegenwärtigen Lage der Stromerzeugung in Deutschland mit dem Fokus auf Windenergie wird auf die Untersuchungsgegenstände dieser Arbeit eingegangen: Onshore-Windenergie und Power-to-Gas (PtG) Speichersysteme. Onshore-Wind- energie wird in Abschnitt 2.2 von Offshore-Windenergie abgegrenzt. PtG-Systeme werden in dieser Arbeit einem zusätzlichen Vergleich mit Redox-Flow-Batterien (RFBatterien) unterzogen, da diese Speichertechnologie aufgrund des höheren Wirkungsgrades eine zu prüfende Speicheralternative darstellt. Der Fokus liegt auf PtG-Systemen, weil diese das Alleinstellungsmerkmal eines Saisonalspeichers besitzen. Beide Speichertechnologien werden in Abschnitt 2.3 hinsichtlich des physikalischen Speicherzustandes der Energie von anderen Speichersystemen abgegrenzt.

2.1 Aktueller Zustand der Stromerzeugung in Deutschland

Im Jahr 2012 wurden in Deutschland insgesamt 617 Terawattstunden (TWh), also 617 Milliarden Kilowattstunden (kWh), Strom erzeugt. Damit stieg die Brutto-Stromerzeu- gung im Vergleich zum Vorjahr um 1,3 Prozent und im Vergleich zum Jahr 2002 um 4,9 Prozent an.3 Die prozentualen Anteile der Energieträger an der Brutto-Stromerzeu- gung in Deutschland im Jahr 2012 werden in Abbildung 2 aufgeschlüsselt.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 2: Brutto-Stromerzeugung nach Energieträgern in Deutschland 2012

Quelle: Eigene Darstellung in Anlehnung an Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. 2013a

In der Abbildung werden die erneuerbaren Energieträger in Wind, Biomasse, Wasser,

Photovoltaik und Siedlungsabfälle unterteilt. Bei der Stromerzeugung dominiert der Ein- satz von Braun- und Steinkohle. Die Windenergie hat einen Anteil von rund 7 Prozent an der gesamten Energiebereitstellung und einen Anteil von circa 34 Prozent an der Ener- giebereitstellung erneuerbarer Energieträger. Dies entspricht einer Jahresstromerzeu- gung von 46 TWh aus Windenergieanlagen (WEA). Diese Energie wird momentan fast ausschließlich durch Onshore-WEA produziert. So werden 45,3 TWh Strom onshore und 0,7 TWh Strom offshore produziert.4 Die Produktion durch Offshore-WEA hat demnach einen geringen Anteil von 0,5 Prozent an der Energiebereitstellung durch erneuerbare Energieträger.

Das Deutsche Windenergie Institut (DEWI) veröffentlicht halbjährlich Berichte zum ak- tuellen Stand der Windenergienutzung in Deutschland. Aus dem Statusbericht zum Jah- resende 2012 geht hervor, dass in Deutschland im Jahr 2012 insgesamt 2.440 Megawatt an Leistung neu installiert wurden.5 Ein Anteil von 95,7 Prozent dieser Leistung wurde durch die Errichtung neuer Onshore-WEA sowie das Ersetzen von Altanlagen erreicht. Dieses sogenannte Repowering trug mit einem Anteil von 22 Prozent zur neuinstal- lierten Leistung bei. Die Leistung hat sich gegenüber dem Vorjahreszeitraum um 21,5 Prozent gesteigert6, was auf eine positive Marktentwicklung hindeutet. Dies bestä- tigt sich im Bericht des DEWI zum Ende des ersten Halbjahres 2013, aus welchem hervorgeht, dass sich der Ausbau der Windenergie im Vergleich zur ersten Jahreshälfte 2012 um rund 24 Prozent gesteigert hat.7

2.2 Abgrenzung Onshore- und Offshore-Windenergie

Gemäß dem Erneuerbare-Energien-Gesetz wird „…eine Windenergieanlage, die auf See in einer Entfernung von mindestens drei Seemeilen gemessen von der Küstenlinie aus seewärts errichtet worden ist…“ als Offshore-Anlage bezeichnet (§ 3 Nr. 9 EEG). WEA, die nicht dieser Definition entsprechen, werden bei geringem Abstand zur Küste als Nearshore- und bei Errichtung an Land als Onshore-Anlagen bezeichnet.

Der konstruktive Aufbau sowie die Funktionsweise von WEA im Allgemeinen werden als bekannt vorausgesetzt.8 Hingegen werden Unterschiede in technischer und ökonomi- scher Hinsicht zwischen On- und Offshore-Anlagen erläutert, da sich deren Rahmenbe- dingungen für die Energieproduktion in wesentlichen Punkten unterscheiden. Ein grundlegender Unterschied, welcher die Leistung der Anlage bestimmt, ist die vor- herrschende mittlere Windgeschwindigkeit. In der Nordsee weit vor der Küstenlinie herrschen auf ein Jahr gemittelte Windgeschwindigkeiten von mehr als 8 m/s in einer Höhe von 50 m über Grund.9 An der Nordseeküste und im Binnenland sind die Windge- schwindigkeiten niedriger, 6 bis 7 m/s sowie 5 bis 6 m/s. Dabei ist zu beachten, dass diese Geschwindigkeiten im Binnenland nur in höher gelegenen Gebieten erreicht wer- den. In niedriger gelegenen Gebieten werden in Norddeutschland mittlere Geschwindig- keiten von 4 bis 5 m/s verzeichnet.10 An Land sind die Windgeschwindigkeiten nicht nur niedriger, sondern sie unterliegen auch größeren Schwankungen als auf See. So werden Variationen von ± 30 bis 40 % der minutenmittleren Geschwindigkeiten bezüglich des Stundenmittelwertes gemessen.11

Folglich sind sowohl die Nennleistung als auch die Volllaststunden einer OnshoreAnlage geringer als bei Offshore-Anlagen. Um trotzdem eine für Onshore-Anlagen vergleichsweise hohe Leistung und eine hohe Energieproduktion mit vielen Volllaststunden im Jahr zu erreichen, werden zunehmend WEA mit hohen Rotordurchmessern und Nabenhöhen errichtet. Beispielsweise stieg der Anteil der Anlagen mit einem Rotordurchmesser über 100 m von ca. 14 % auf 25 %, während der Anteil der Anlagen mit weniger als 80 m Durchmesser gesunken ist.12

Letztendlich grenzen sich Onshore- von Offshore-Anlagen durch wesentlich niedrigere Anschaffungs- und Betriebskosten ab. Vor allem die Kosten für das Fundament und die Netzanbindung sind bei Onshore-WEA geringer. Beispielsweise sind für die Netzanbin- dung keine Seekabel nötig, welche die Anlagen mit einer auf See befindlichen Transformatorstation verbinden.13 Insgesamt sind die spezifischen Anschaffungs- und Betriebskosten in €/kW für Onshore-Anlagen halb so hoch wie für Offshore-Anlagen.14

2.3 Abgrenzung Power-to-Gas und Redox-Flow-Batterie

Die in dieser Arbeit untersuchte Energiespeichertechnologie Power-to-Gas und die zum Vergleich mit dieser Technologie dienende Redox-Flow-Batterie lassen sich sowohl von anderen Speichertechnologie-Klassen als auch voneinander abgrenzen. Energiespeicher dienen der zeitlichen Entkopplung von Stromerzeugung und Stromver- brauch. Sie nehmen elektrische Energie auf, wandeln diese in eine speicherbare Energie- form und geben zu einem späteren Zeitpunkt wieder elektrische Energie ab.15 Eine sinn- volle Einteilung von Energiespeichertechnologien kann entsprechend dem physika- lischen Speicherzustand der Energie vorgenommen werden. Unterschieden wird zwischen der Speicherung in Form von

- mechanischer Energie (Pump- und Druckluftspeicherkraftwerk, Schwungrad), - elektrischer Energie (Kondensator, supraleitende magnetische Spule), - thermischer Energie (thermoelektrischer Speicher) sowie
- chemischer Energie (Batterien, Flow-Batterien, Wasserstoffspeicher, Methan- speicher).16

Die beiden betrachteten Speichertechnologien sind hinsichtlich des physikalischen Speicherzustandes der Energie demnach chemische Speichersysteme. Es existieren chemische Speichersysteme mit internen und externen Speichern. Das Energiespeichermedium kann bei Systemen mit externem Speicher von den Energiewandlungseinheiten für den Lade- und den Entladeprozess getrennt und unabhängig gelagert werden.17 Bei einem externen Speicher kann die Leistung somit unabhängig von der gespeicherten Energiemenge konzipiert und skaliert werden.18 Sowohl PtG als auch RF-Batterien sind chemische Speichersysteme mit externem Speicher.19

Bei der Speichersystemlösung PtG wird beispielsweise regenerativ erzeugter Strom für eine Wasserelektrolyse in Wasserstoff und Sauerstoff genutzt. In einem weiteren Schritt, der Methanisierung, wird aus Wasserstoff und Kohlendioxid synthetisches Erdgas (Methan) erzeugt. Es kann direkt in das Erdgasnetz eingespeist und so gespeichert wer- den.20 Nach der Speicherung steht das synthetische Erdgas zur Stromerzeugung oder alternativ für eine industrielle Nutzung, Verwendung als Kraftstoff für gasbetriebene Fahrzeuge, Wärmeerzeugung mittels Heizwerken oder gekoppelte Strom- bzw. Wärme- erzeugung zur Verfügung.21

Eine RF-Batterie speichert Energie in zwei Flüssigkeiten. Diese Elektrolytlösungen enthalten verschiedene Redoxpaare, welche für die Reduktions-Oxidations-Reaktionen sorgen, die zum Laden und Entladen der Batterie nötig sind. Die Elektrolyten werden in zwei separaten Tanks gelagert und mittels Pumpen der zentralen Reaktionseinheit für den Lade- oder Entladeprozess zugeführt.22

Inwiefern sich PtG-Systeme von RF-Batterien unterscheiden wird in Abbildung 3 deutlich, welche die Speichertechnologien als Funktion der Speicherkapazität und der Entladezeit darstellt. In der Grafik sind RF-Batterien im Bereich der Batterien, bei einer Kapazität von 100 kWh bis 1 MWh, zu verordnen.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 3: Speicherkapazität und Entladezeit verschiedener Speichertechnologien Quelle: Schmitz 2012, S. 18

PtG-Systeme weisen eine wesentlich höhere Entladezeit (ein Tag bis ein Jahr) und Speicherkapazität (Giga- bis Terawattstunden) auf. RF-Batterien haben Entladezeiten von bis zu zwölf Stunden und Speicherkapazitäten bis in den Megawattbereich. Sie eignen sich demnach als Langzeitspeicher, wogegen PtG-Systeme als Saisonalspeicher Verwendung finden können. Der Wirkungsgrad von PtG ist mit 30-35 Prozent im Vergleich zu 70-80 Prozent bei RF-Batterien gering.23

3 Modellentwicklung

In diesem Kapitel wird das theoretische Modell entwickelt, welches die Stromversor- gung einer fiktiven Kleinstadt mit Onshore-Windenergie beschreibt. Dabei werden Power-to-Gas Systeme als Energiespeicher verwendet. Zum Vergleich mit diesem Energiespeicher werden Redox-Flow-Batterien herangezogen. Für diese Arbeit soll der Standort der Windenergieanlagen in Hannover bzw. in der Region Hannover gewählt werden.

Zunächst wird in Abschnitt 3.1 beschrieben, wie sich der Strombedarf einer Kleinstadt zusammensetzt. In Abschnitt 3.2 wird erläutert, wie die Energieproduktion einer WEA an einem ausgewählten Standort berechnet wird. Die Kosten einer WEA werden in Ab- schnitt 3.3 untersucht. In den Abschnitten 3.4 und 3.5 werden die Auslegung und die Kosten eines PtG-Systems ausgearbeitet. Abschnitt 3.6 schildert Auslegung und Kosten einer RF-Batterie. Abschließend wird in Abschnitt 3.7 eine Verknüpfung der Modellteile mit Windenergieanlagen und derjenigen mit Speichersystemen anhand eines Pro- gramms vorgenommen.

3.1 Strombedarf einer Kleinstadt

Im folgenden Abschnitt wird zunächst die Berechnung des Strombedarfs einer Kleinstadt erläutert. Anschließend werden die Zusammensetzung und der zeitliche Verlauf beschrieben. Dabei ist besonders das Lastprofil von Bedeutung. Die Begriffe Strombedarf und Stromverbrauch werden im weiteren Verlauf synonym verwendet.

3.1.1 Berechnung des Strombedarfs

Betrachtet wird der jährliche Strombedarf einer fiktiven Kleinstadt mit 20.000 Einwohnern.24 Dies entspricht in etwa einer Stadt von der Größe Isernhagens. Für die Untersuchung wird wegen der gewählten Größe der Stadt zugrunde gelegt, dass in der Stadt ausschließlich Haushaltungen angesiedelt sind.

Zur Berechnung des Strombedarfs dieser Kleinstadt werden folgende Informationen benötigt:

- Gesamte Anzahl der Einwohner (EW)
- Durchschnittliche Personenzahl pro Haushalt (HH)
- Durchschnittlicher Strombedarf (SB) pro Haushalt und Jahr (a)

Die gesamte Anzahl der Einwohner wurde für eine Kleinstadt in einer Höhe von 20.000 festgelegt. Die durchschnittliche Einwohnerzahl pro Haushalt sowie der durchschnittliche Strombedarf pro Haushalt und Jahr können aus aktuellen Statistiken bestimmt werden. Die Bundeszentrale für politische Bildung hat eine durchschnittliche Haushaltsgröße von 2,02 Personen berechnet.25 Für einen 2-Personen-Haushalt kann laut einer Berechnung des Bundesumweltministeriums von einem Durchschnittsverbrauch von 3140 kWh pro Jahr ausgegangen werden.26 Diese Zahl bezieht sich auf einen Stromverbrauch ohne elektrische Warmwasserbereitung.

Der Strombedarf berechnet sich nach Formel 1.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Dabei wird der jährliche Strombedarf eines Haushalts SBHH,a in Kilowattstunden und der Kleinstadt SBStadt,a in Megawattstunden (MWh) angegeben.

3.1.2 Zusammensetzung des Strombedarfs

Der jährliche Strombedarf der Stadt verteilt sich auf die verschiedenen Verbrauchsbereiche wie zum Beispiel Büro, Kochen und Beleuchtung eines Haushalts. Dabei hängt die genaue Verteilung von der Anzahl der im Haushalt lebenden Personen ab.27 Die prozentualen Verbrauchsanteile eines typischen 2-Personen-Haushalts ohne elektrische Warmwasserbereitung setzen sich nach Abbildung 4 zusammen.

Verbrauchsanteile Haushalt

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 4: Verbrauchsanteile 2-Personen-Haushalt

Quelle: Eigene Darstellung in Anlehnung an EnergieAgentur.NRW 2011

Zum Posten „Diverses“ gehören Elektrogeräte wie Staubsauger, Rasenmäher, Ventilato- ren und weitere. Bei der Betrachtung der Verbrauchsanteile fällt auf, dass die beiden Bereiche Büro und TV/Audio zusammen mehr als ein Viertel des Stromverbrauchs ausmachen. Informations- und Unterhaltungselektronik sind folglich neben dem Bereich Kühlen/Gefrieren die stromintensivsten Verbrauchsbereiche im privaten Haushalt. Auf die Bereiche Trocknen, Spülen und Waschen entfallen dagegen eher geringe Verbrauchsanteile von etwa fünf Prozent.

3.1.3 Zeitlicher Verlauf des Strombedarfs

Der zeitliche Verlauf des Strombedarfs, der Lastgang, kann nicht exakt vorhergesagt werden. Jedoch sind die Lastgänge aus der Vergangenheit bekannt. Für Verbraucher mit einem Jahresverbrauch von mehr als 100.000 kWh werden vom Netzbetreiber eigene Lastprofile mit Hilfe der registrierenden Lastgangmessung erstellt. Für Verbraucher mit einem geringeren Jahresverbrauch verwenden die Energieversorger standardisierte Lastprofile im Viertelstundentakt des Bundesverbandes der Energie- und Wasserwirt- schaft (BDEW), da die Lastgangmessung zu aufwändig ist.28 Die Standardlastprofile (SLP) stellen somit eine Prognose der Stromnachfrage dar. Für unterschiedliche Kundengruppen, bei denen ein ähnliches Abnahmeverhalten zu erwarten ist, werden SLP erstellt. Dabei wird zwischen den Profiltypen Haushalt (H), Landwirtschaft (L) und Gewerbe (G) unterschieden. Bei jedem Profiltyp wird sowohl zwischen Typtagen (Werk- tage, Samstage, Sonntage) als auch zwischen jahreszeitlichen Bereichen (Sommer, Win- ter, Übergang) differenziert.29 Die Ursachen dafür sind vor allem jahreszeitliche, aber auch tageszeitliche Verbrauchsschwankungen, denen die Stromnachfrage unterliegt.

Da private Haushalte einen jährlichen Stromverbrauch von weniger als 100.000 kWh aufweisen, werden sie dem Profiltyp H0, wobei „0“ für ein allgemeines Profil steht, zugeordnet. Das Lastprofil H0 wird mit der Dynamisierungsfunktion des BDEW dynamisiert. Diese Funktion ordnet jedem Tag des Jahres einen Dynamisierungsfaktor zu, mit welchem das H0-Profil multipliziert wird.30 Soll der Jahresverlauf eines SLP erstellt werden, wird eine Aneinanderreihung von Tagesprofilen generiert, welche durch Typtage und jahreszeitliche Bereiche charakterisiert ist.31

Auch das Energieversorgungsunternehmen E.ON Mitte AG verwendet SLP, welche zum Download zur Verfügung stehen. Aus dem normierten SLP H0 für das Land Niedersachsen ergeben sich die Lastgänge für einen 2-Personen-Haushalt nach einer Skalierung auf dessen Jahresstromverbrauch von 3140 kWh (siehe dazu Abbildung 5).

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 5: Standardlastprofile Werktag und Sonntag

Quelle: Eigene Darstellung in Anlehnung an E.ON Mitte AG 2013

Aus dem vorliegenden Datenpaket wurden zwei Tageslastgänge exemplarisch aufbereitet: ein typischer Werktag im Winter und ein typischer Sonntag im Sommer. Es wird deutlich, dass vor allem die Spitzenlast, aber auch die Grundlast im Winter höher ist. Im Winter tritt um 19:30 Uhr ein Lastmaximum von 734 W auf.

3.2 Energieproduktion einer Windenergieanlage

Dieser Abschnitt erläutert die standortbezogenen und anlagenspezifischen Einflussgrößen für die Berechnung der Energieproduktion einer WEA. Für einzelne WEA oder einen Windpark sind Energieertragsprognosen zum einen bei der Standortbeurteilung und zum anderen bei der Erstellung von Wirtschaftlichkeits- oder Kostenanalysen von Bedeutung. Die Energielieferung einer WEA wird in der Regel für einen Zeitraum von einem Jahr als Jahresenergieertrag in Megawattstunden angegeben. Dieser hängt vom Anlagenmodell in Verbindung mit dem gewählten Standort ab.

Für vergleichsweise exakte Berechnungen wird das Gelände des gewählten Standorts in zwölf Sektoren mit einer Winkelweite von 30 Grad eingeteilt, die sich in ihren Landschaftseigenschaften unterscheiden können. Den Winkelsektoren werden entspre- chend ihrer Oberflächenbeschaffenheit unterschiedliche Weibull-Parameter (siehe dazu Abschnitt 3.2.2) zugeordnet. In Abbildung 6 sind die zwölf Richtungssektoren mit der jeweiligen Sektormitte (in Grad) schematisch abgebildet.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 6: Richtungssektoren mit Sektormitte

Quelle: Eigene Darstellung

Beim Sektor 1 befindet sich die Sektormitte in nördlicher Richtung bei 0 Grad und der Sektor reicht von 345 Grad bis 15 Grad. Sektor 10 erstreckt sich von 255 Grad bis 285 Grad mit der Sektormitte bei 270 Grad. Im Vergleich zu einer nicht-sektorenweisen Berechnung des Jahresenergieertrags und der Volllaststunden ist eine sektorenweise Berechnung präziser, welche das Ziel dieses Abschnitts darstellt.

3.2.1 Auswahl von Standort und Windenergieanlage

Die Planung eines Projektes zur Windenergienutzung beginnt mit der Wahl eines mögli- chen Standortes. Als erstes werden die am Standort verfügbaren Windgeschwindigkei- ten geprüft. Neben ausreichend hohen Windgeschwindigkeiten spielen auch die Besie- delung des Geländes sowie die Möglichkeit des Netzanschlusses eine entscheidende Rolle. Im Binnenland sind exponierte Lagen wie unbewaldete Hochebenen, die aus den häufig vorkommenden Windrichtungen frei angeströmt werden, von Interesse.32 Für diese Arbeit ist der Standort dabei bereits auf Hannover bzw. auf das Gelände des Flughafens Hannover-Langenhagen (siehe dazu Abschnitt 4.1) festgelegt.

An die Standortauswahl schließen sich Anlagenauswahl, Wirtschaftlichkeitsanalyse undlGenehmigungsverfahren an. Bei der Anlagenauswahl ist ausschlaggebend, ob ein Starkoder Schwachwindstandort betrachtet wird. WEA werden dementsprechend entweder für windstarke oder für windschwache Gebiete ausgelegt und für verschiedene Windklassen zugelassen. International verwendete Windklassen sind in der IEC-Norm 61400-1 der International Electrotechnical Commission definiert. Tabelle 1 grenzt die Windklassen voneinander ab.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Tabelle 1: Windklassen nach IEC-Norm 61400-1

Quelle: Eigene Darstellung in Anlehnung an Gasch 2011, S. 320

Die Windklasse III wird nach Tabelle 1 durch eine mittlere Jahreswindgeschwindigkeit von 7,5 m/s auf Nabenhöhe sowie eine 50-Jahres-Windgeschwindigkeit von 37,5 m/s charakterisiert. Diese Geschwindigkeit gibt den 10-Minuten-Mittelwert an, welcher im Durchschnitt ein Mal in einer Periode von 50 Jahren überschritten wird. Die mittlere Jahreswindgeschwindigkeit am Standort Langenhagen beträgt in einer Höhe von 100 Metern 6,7 m/s und steigt bei zunehmender Höhe. Dementsprechend muss eine WEA am Standort Langenhagen mindestens für die Windklasse III zugelassen sein. Der Standort Langenhagen kann entsprechend der Windklasse III als wind- schwaches Gebiet klassifiziert werden.

Unter den deutschen Herstellern von WEA ist die ENERCON GmbH (Enercon) Markt- führer. Im Jahr 2012 betrug der Marktanteil des Windenergieanlagenherstellers 8,2 Prozent an der weltweit neu installierten Windenergieleistung.33 Der Marktanteil an der in Deutschland neu installierten Leistung betrug im selben Jahr 54,3 Prozent. Die Vestas Wind Systems A/S besitzt einen Marktanteil von 23,1 Prozent. Die verbleibenden 22,6 Prozent verteilen sich auf die Hersteller REpower Systems SE, Nordex SE und wei- tere.34 Aufgrund des hohen Anteils an der in Deutschland bereits installierten und neu installierten Leistung sowie der Tatsache, dass sich Enercon auf Onshore-WEA fokus- siert, wird ein Anlagenmodell dieses Herstellers gewählt.

Das Modell „E-92/2,3 MW“, wobei die Angabe 2,3 MW die Nennleistung der WEA in Megawatt bezeichnet, ist laut Informationen des Herstellers speziell für windschwache Standorte im Binnenland ausgelegt. Es basiert technisch auf dem in Deutschland weit verbreiteten Modell „E-82 E2/2,3 MW“, hat jedoch einen um bis zu 15 Prozent höheren Energieertrag.35 Aus den Produktinformationen lässt sich entnehmen, dass die Anlage E- 92 für die IEC-Windklasse II und höher zugelassen ist. Dementsprechend ist die WEA für den Standort Langenhagen geeignet und wird für die weiteren Ausführungen aus- gewählt.

Im Anhang befinden sich auf den Seiten 70 und 71 die technischen Daten sowie ein Bild der Anlage. Die Anlage E-92 erfüllt die Anforderungen an eine typische Schwachwindanlage insofern, dass sie bei gleicher Nennleistung wie die Anlage E-82 um fünf Meter längere Rotorblätter aufweist, um dem schwächeren Wind mehr Angriffsfläche zu bieten. Außerdem weisen die Rotorblätter ein verändertes aerodynamisches Profil auf, welches die windbedingten Belastungen auf die Anlage verringert.

3.2.2 Statistische Beschreibung von Windgeschwindigkeiten

Wind ist eine fluktuierende Energiequelle. Die Windgeschwindigkeit und damit auch der Energieertrag aus der Windenergie zeigen keinen konstanten, sondern einen irregulären zeitlichen Verlauf mit großen und schnellen Fluktuationen. Für die Berechnung des zu erwartenden Energieertrages einer WEA an einem bestimmten Standort sind die Stärke, der zeitliche Verlauf und die Richtung des Windes von zentraler Bedeutung. Die Windgeschwindigkeit kann durch statistische Größen wie Häufigkeitsdichten und Verteilungsfunktionen beschrieben werden.36 Daraus können Geschwindigkeit-Dauer- Kurven und Leistung-Dauer-Kurven sowie Energieerträge einzelner Windgeschwindig- keitsklassen, sogenannte Klassenerträge, abgeleitet werden. Aus Leistung-Dauer-Kurven beziehungsweise aus Klassenerträgen ergibt sich schließlich der Energieertrag einer WEA.

3.2.2.1 Weibull-Dichte

Zunächst wird die Häufigkeitsverteilung der Windgeschwindigkeiten an einem fest- gelegten Standort ermittelt. Als Grundlage dafür werden die Windgeschwindigkeiten, meist im 10-Minuten-Mittel, gemessen. Darüber hinaus wird die Windrichtung für den gesamten Messzeitraum erfasst.37 Der Messzeitraum sollte aufgrund jahreszeitlicher Schwankungen mehrere Jahre umfassen. Da mehrjährige Zeitreihen schwierig zu bear- beiten sind, kann eine Häufigkeitsverteilung der Windgeschwindigkeiten als kompri- mierte Darstellung der Messergebnisse erstellt werden. Dabei wird ermittelt, über wie viele Zeitanteile der Gesamtheit eine bestimmte Windgeschwindigkeit herrscht.38 Es entsteht ein Stufendiagramm mit den prozentualen Häufigkeiten der gemessenen Wind- geschwindigkeiten. Abbildung 7 zeigt ein Beispiel einer solchen diskreten Häufig- keitsverteilung.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 7: Häufigkeitsverteilung und Weibull-Dichte Quelle: Jarass et al. 2009, S. 41

Die Häufigkeitsverteilung der Messwerte kann durch die Weibull-Dichte, die ebenfalls in der Abbildung zu sehen ist, approximiert werden. Die Weibull-Dichte ist die Dichtefunktion der Weibull-Verteilung, einer stetigen Wahrscheinlichkeitsverteilung mit zwei Parametern. Die Dichtefunktion berechnet sich gemäß Formel 2.39

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

In der obigen Formel bezeichnet exp die Exponentialfunktion und v die Windgeschwin- digkeit. Der Weibull-Parameter A, der sogenannte Skalierungsfaktor, variiert mit der mittleren Windgeschwindigkeit und hat die Dimension m/s. Der dimensionslose Form- parameter k bestimmt die Form der Dichtefunktion und nimmt bei großen Schwankun- gen um den Mittelwert einen kleinen Wert an.40 Je nach Windklima nimmt der Weibull- Parameter k Werte ungefähr zwischen eins und vier an. In Mitteleuropa liegen die Werte annähernd bei zwei.41

3.2.2.2 Weibull-Verteilung

Aus der Dichtefunktion f(v) kann durch Integration die Weibull-Verteilung F(v) bestimmt werden. Die Verteilungsfunktion berechnet sich nach Formel 3.42

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Die Funktion gibt die prozentuale Häufigkeit an, mit der die gemessene Windgeschwin- digkeit v einen Wert kleiner oder gleich dieser Geschwindigkeit annimmt. Da die Energieproduktion einer WEA in Megawattstunden pro Jahr angegeben wird, ist es sinnvoll, die Häufigkeit nicht in Prozent, sondern durch einen Anteil an Jahresstunden anzugeben. Dieser Anteil, auch als Dauer t mit der Einheit h/a bezeichnet, berechnet sich nach Formel 4.43

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

In der obigen Formel gibt N die Anzahl der Punkte wieder, in die das betrachtete Windgeschwindigkeitsintervall unterteilt wurde. fn bezeichnet die relative Häufigkeit der Weibull-Dichte einer bestimmten Windgeschwindigkeit vn. Die prozentualen Häufigkeiten werden vom jeweiligen Punkt m bis fN aufsummiert und diese Summe wird anschließend mit 8.760 Stunden/Jahr multipliziert.

Wird in einem zweidimensionalen Koordinatensystem die Windgeschwindigkeit v über der Dauer t aufgetragen, erhält man die Geschwindigkeit-Dauer-Kurve des gewählten Standorts. Sie gibt für jeden Anteil an Jahresstunden die Geschwindigkeit v an, die während dieser Dauer t mindestens vorherrscht.

Demzufolge kann für jeden Standort, für den die Weibull-Parameter A und k vorliegen, die Häufigkeitsdichte sowie die Häufigkeitsverteilung der Windgeschwindigkeit ange- geben werden. Wenn zusätzlich die Leistungskurve einer WEA vorliegt, sind also keine mehrjährigen Windmessungen notwendig, um den Energieertrag einer WEA zu bestimmen.

3.2.3 Leistungskurve einer Windenergieanlage

Die Leistungskurve bzw. Leistungskennlinie einer WEA beschreibt, wie hoch die abgegebene elektrische Leistung des Generators in Abhängigkeit von der Windgeschwindigkeit ist. Sie wird in der Regel vom Windenergieanlagenhersteller für den jeweiligen Anlagentyp bereitgestellt.

Leistungskurven werden entweder durch Messungen im Windfeld oder rechnerisch aus den Anlagendaten für Rotor und Antriebsstrang ermittelt.44 Als Antriebsstrang bezeich- net man die Energieübertragungsstrecke von der Nabe bis zum Generator.45 Enercon gibt in einer Produktbroschüre an, dass die von der Firma bereitgestellten Leistungs- kurven nicht vermessen, sondern errechnet werden. Laut Angaben des Unternehmens müssen nach bisher gültigen Normen bestimmte standortabhängige Parameter bei der Vermessung nicht berücksichtigt werden. Dies führe zu nicht eindeutigen Leistungs- kennlinien.46 Die bei einer Standardluftdichte von 1,225 kg/m³ errechneten Kennlinien von Enercon lassen sich demnach für eine verlässliche Berechnung der Energieerträge verwenden.47

Abbildung 8 auf S. 18 zeigt die Leistungskurve des Anlagenmodells E-92/2,3 MW. Die Kennlinie zeigt, dass die WEA erst bei einer Windgeschwindigkeit von 2 m/s anfährt. Bis zum Bereich nahe der Nennwindgeschwindigkeit von 14 m/s steigt die Leistung mit der dritten Potenz der Windgeschwindigkeit an.48 Bei der Nennwindgeschwindigkeit wird die Nennleistung der Anlage erreicht und bis zur Sturmabregelung bzw. -abschaltung gehalten.

[...]


1 Vgl. Gesamtverband Steinkohle e.V. 2012.

2 Vgl. Deutscher Bundestag 2012.

3 Vgl. Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. 2013a.

4 Vgl. Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. 2013c.

5 Vgl. Ender 2013c, S. 32.

6 Vgl. Ebd.

7 Vgl. Ender 2013b, S. 29.

8 Weiterführende Literatur zu Windenergieanlagen: Gasch und Twele 2011 sowie Hau 2008.

9 Vgl. Kaltschmitt et al. 2013, S. 85.

10 Vgl. Ebd.

11 Vgl. Ebd., S. 88.

12 Vgl. Ender 2013c, S. 39.

13 Vgl. Quaschning 2010, S. 200f.

14 Vgl. Ebd., S. 207.

15 Vgl. Popp 2010, S. 40.

16 Vgl. Sauer 2006, S. 8f.

17 Vgl. Ebd., S. 14.

18 Vgl. Fuchs et al. 2012, S. 42.

19 Vgl. Ebd.

20 Vgl. Deutsche Energie-Agentur GmbH 2013b.

21 Weiterführende Informationen der Dt. Energie-Agentur GmbH zu Power-to-Gas: www.powertogas.info.

22 Vgl. Barnes und Levine 2011, S. 167f.

23 Vgl. Fuchs et al. 2012, S. 47ff.

24 Vgl. Bundeszentrale für politische Bildung 2013.

25 Vgl. Bundeszentrale für politische Bildung 2012.

26 Vgl. Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit 2012.

27 Vgl. EnergieAgentur.NRW 2011.

28 Vgl. Lechwerke AG 2009.

29 Vgl. Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. 2013b.

30 Vgl. Baranek et al. 2013, S. 2.

31 Vgl. KommEnergie GmbH 2013.

32 Vgl. Heier 2012, S. 107.

33 Vgl. Statista GmbH 2013.

34 Vgl. Ender 2013a.

35 Vgl. Rehwald 2012.

36 Vgl. Jarass et al. 2009, S. 39.

37 Vgl. Gasch und Twele 2011, S. 139.

38 Vgl. Gasch und Twele 2011, S. 140.

39 Vgl. Jarass et al. 2009, S. 41.

40 Vgl. Gasch und Twele 2011, S. 141.

41 Vgl. Ebd.

42 Vgl. Jarass et al. 2009, S. 42.

43 Vgl. Jarass et al. 2009, S. 46.

44 Vgl. Gasch und Twele 2011, S. 151.

45 Vgl. Suzlon Energy GmbH 2012.

46 Vgl. ENERCON GmbH 2013a, S. 34.

47 Vgl. Ebd.

48 Vgl. Heier 2012, S. 51.

Ende der Leseprobe aus 76 Seiten

Details

Titel
Stromversorgung einer Kleinstadt mit Onshore-Windenergie? Eine Analyse der Möglichkeiten von Power-to-Gas-Systemen
Hochschule
Gottfried Wilhelm Leibniz Universität Hannover  (Institut für Wirtschaftsinformatik)
Note
1,0
Autor
Jahr
2013
Seiten
76
Katalognummer
V308452
ISBN (eBook)
9783668087415
ISBN (Buch)
9783668087422
Dateigröße
2616 KB
Sprache
Deutsch
Schlagworte
Windenergie, Onshore, Power-to-Gas, Szenarioanalyse
Arbeit zitieren
Nora Kleinholz (Autor:in), 2013, Stromversorgung einer Kleinstadt mit Onshore-Windenergie? Eine Analyse der Möglichkeiten von Power-to-Gas-Systemen, München, GRIN Verlag, https://www.grin.com/document/308452

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