Entwicklung einer Methodik zur Regionalisierung von Windkraftanlagen an Land. Szenariorahmen zum Netzentwicklungsplan Strom 2019-2030

Inhalt

Abkürzungsverzeichnis

1 Einleitung
1.1 Motivation
1.2 Struktur der Arbeit

2 Grundlagen
2.1 W indenergietechnik
2.2 Volllaststunden und W eibullverteilung
2.3 Starkwind- und Schwachwindanlagen
2.4 Schallemissionen von Windkraftanlagen

3 Analyse der Windqualität
3.1 Ermittlung der Volllaststunden
3.2 Einteilung von Windzonen
3.3 Auswahl von Standard-Windkraftanlagen

4 Flächenanalyse
4.1 Windvorrang- und Windeignungsgebiete
4.2 Baunutzfläche
4.2.1 Wohnbaufläche
4.2.2 Industrie- und Gewerbefläche
4.2.3 Fläche gemischter Nutzung
4.2.4 Flächen besonderer funktionaler Prägung
4.2.5 Sonstige Baunutzflächen
4.3 Infrastruktur
4.3.1 Fahrbahnen
4.3.2 Gleis- und Bahnanlagen
4.3.3 Freileitungen
4.3.4 Flugsicherungsanlagen, Flughäfen und Landeplätze
4.4 Natürliche und technische Ausschlussflächen
4.4.1 Moore und Sümpfe, stehende und fließende Gewässer
4.4.2 Hangneigung
4.5 Naturschutz
4.5.1 Naturschutzgebiete
4.5.2 Nationalparks
4.5.3 Flora-Fauna-Habitate
4.5.4 Vogelschutzgebiete
4.5.5 Ramsar-Gebiete
4.5.6 Biosphärenreservate
4.5.7 Landschaftsschutzgebiet
4.5.8 Naturparks
4.5.9 Waldfläche
4.5.10 Wasserschutzgebiete
4.6 Analyse der Ausschluss- und Potenzialfläche

5 Ermittlung des Leistungspotenzials von Windkraftanlagen an Land in der BRD
5.1 Ermittlung des Leistungspotenzials
5.2 Ermittlung des bewerteten Leistungspotenzials
5.3 Repowering

6 Regionalisierung der Windenergieleistung gem äß Szenariorahmen Strom 2019-2030
6.1 Auswahl des Szenarios C 2030 für die Regionalisierung von Windkraftanlagen an Land
6.2 Skalierung der Leistung der Windkraftanlagen an Land auf den Zielwert des Szenario C

7 Technische Umsetzung der Regionalisierung
7.1 Software
7.2 Aufbau des Rasters und Gridcode
7.3 Ermittlung der Volllaststunden und der Hangneigung
7.4 Selektion und Pufferung von Flächen und Linienstrukturen
7.5 Aggregation von Geometrien
7.6 Aufbau und Überführung von Daten in die Datenbank
7.7 Datenverarbeitung in der Datenbank

8 Schlussbetrachtung
8.1 Zusammenfassung
8.2 Weiteres Vorgehen
8.3 Optimierungsoptionen

9 Kartenanhang
9.1 Volllaststunden einer Enercon E82 E4
9.2 Verteilung des Windkraftanlagenbestandes
9.3 Windzonen
9.4 Windvorrang und Windeignungsgebiete
9.5 Baunutzfläche mit Schutzabstand
9.6 Fahrbahnen, Bahn- und Gleisanlagen, Freileitungen
9.7 Flughäfen, Landeplätze, Flugsicherungseinrichtungen
9.8 Fließ-/Stehgewässer, Moore und Sümpfe, Hangneigung > 5°
9.9 Naturschutzgebiete und Nationalparks
9.10 Vogelschutzgebiete und Flora-Fauna-Habitate
9.11 Ramsar-Gebiete und Biosphärenreservate
9.12 Naturparks und Landschaftsschutzgebiete
9.13 Waldflächen und Wasserschutzgebiete
9.14 Ausschlussflächen und Potenzialflächen
9.15 Leistungspotenzial
9.16 Bewertetes Leistungspotenzial
9.17 Skalierte Leistung für Szenario C

10 Anhang
10.1 Anhang 1
10.2 Anhang 2
10.3 Anhang 3
10.4 Anhang 4
10.5 Anhang 5
10.6 Anhang 6
10.7 Anhang 7
10.8 Anhang 8
10.9 Anhang 9

Darstellungsverzeichnis

Tabellenverzeichnis

Digitales Anhangsverzeichnis

Literatur- und Quellenverzeichnis

Abkürzungsverzeichnis

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Darstellung des abgek ü rzten Begriffes

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

1 Einleitung

Im einleitenden Kapitel wird das Thema dieser Arbeit vorgestellt und die Motivation der Themenwahl erläutert (Kapitel 1.1). Anschließend wird die Struktur der Arbeit und das Vorgehen bei der Regionalisierung von Windkraftanlagen an Land in den einzelnen Kapiteln dargestellt (Kapitel 1.2).

1.1 Motivation

Die deutsche Bundesregierung hat sich zum Ziel gesetzt, die Treibhausgasemissionen in der Bundesrepublik Deutschland (BRD) bis zum Jahr 2050 um 80 % bis 95 % zu senken ¹. Hierzu muss insbesondere im Stromsektor eine erhebliche Reduktion von CO2-Emmissionen realisiert werden, was durch einen weitestgehenden Verzicht der Verstromung von fossilen Energieträgern erreicht werden soll. Dies wurde im Januar 2019 durch die Empfehlung der Kommission für Wachstum, Strukturwandel und Beschäftigung konkretisiert, die bis zum Jahr 2038 ein Ende der Kohleverstromung in der BRD vorsieht ². Zur alternativen Deckung des Energiebedarfs wird seit Anfang der 2010er Jahre ein massiver Zubau erneuerbarer Energieerzeugungsanlagen über eine Einspeisevergütung und seit dem Jahr 2018 durch Ausschreibungen angereizt. Bei diesen erneuerbaren Erzeugungsanlagen handelt es sich in erster Linie um Windkraftanlagen an Land und zur See sowie um Photovoltaikanlagen.

Der Zubau dieser erneuerbaren Energieerzeugungsanlagen führt zusammen mit dem schrittweisen Ausstieg aus der fossilen und nuklearen Energieerzeugung zu einer geographischen Umstrukturierung der Energieerzeugungslandschaft in der BRD. Dabei bedingt insbesondere der Zubau von Windkraftanlagen an Land und zur See eine Verlagerung der Energieerzeugung nach Norddeutschland, während durch den schrittweisen Ausstieg aus der nuklearen Energieerzeugung und den bevorstehenden Verzicht auf die Kohleverstromung Lastzentren in Süddeutschland entstehen. Diese Verlagerung der Energieerzeugungsstruktur bedingt einen erheblichen Energieübertragungsbedarf von Nord-nach Süddeutschland, für den das deutsche Stromübertragungsnetz derzeit nicht ausgelegt ist. Aus diesem Grund wurde im Jahr 2011 mit den §§ 12a, 12b EnWG ein Netzentwicklungsprozess etabliert, der die vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber dazu verpflichtet, das Stromübertragungsnetz für die neue Transportaufgabe zu ertüchtigen ³.

Da es sich bei dem Stromübertragungsnetz um ein Monopol handelt, wird der Netzentwicklungsprozess der Übertragungsnetzbetreiber von der Bundesnetzagentur reguliert. Dabei übernehmen die Übertragungsnetzbetreiber die Aufgabe der Planung des Übertragungsnetzausbaus, während die Bundesnetzagentur die Tätigkeiten der Übertragungsnetzbetreiber überprüft und gegebenenfalls im Sinne des Regulierungsauftrages genehmigt.

Der Prozess des Übertragungsnetzausbaus ist in fünf Schritte unterteilt: Der erste Schritt ist der Szenariorahmen. In diesem wird in unterschiedlichen Szenarien die Entwicklung der Energielandschaft in der BRD prognostiziert. Wichtige Prognosegrößen sind die Entwicklung des fossilen und erneuerbaren Kraftwerkparks, das Aufkommen von Energiespeichern und Power-to-X Anwendungen, der Energieverbrauch sowie die Brennstoff- und CO2-Preise. Basierend auf diesen Szenarien wird mit einer Marktmodellierung der regionale Energieübertragungsbedarf ermittelt. Im zweiten Schritt werden im Netzentwicklungsplan Netzberechnungen durchgeführt. Diese zeigen, an welchen Stellen der Energieübertragungsbedarf das heutige Übertragungsnetz überlastet. Zur Behebung dieser Überlastungen werden Maßnahmen entwickelt, die einen nahezu engpassfreien Energietransport ermöglichen. Bei diesen Maßnahmen kann es sich sowohl um die Optimierung des Bestandsnetzes als auch um Leitungsaus- bzw. Leitungsneubauten handeln. Der dritte Schritt ist der Bundesbedarfsplan. In diesem werden die von den Übertragungsnetzbetreibern vorgeschlagenen und von der Bundesnetzagentur bestätigten Maßnahmen dem Gesetzgeber vorgelegt. Durch einen Gesetzesbeschluss werden die Maßnahmen rechtlich verbindlich, wodurch der Realisierungsprozess eingeleitet werden kann. Die Realisierung der Maßnahmen beginnt im vierten Schritt mit der Bundesfachplanung. In dieser schlagen die Übertragungsnetzbetreiber verschiedene Korridore vor, in denen die Leitungsvorhaben realisiert werden können. Die Auswahl der Korridore wird von den zuständigen Landesregierungen bzw. der Bundesnetzagentur getroffen. Die ausgewählten Korridore sind der Ausgangspunkt für den fünften Schritt, die Planfeststellung. In dieser schlagen die Übertragungsnetzbetreiber für jeden Korridor konkrete Leitungsverläufe vor. Von den Leitungsverläufen wird dann derjenige realisiert, der die geringste Belastung für Mensch und Umwelt verspricht ⁴.

Im beschriebenen Netzentwicklungsprozess wird besonders der Ausbau der Windkraftanlagenleistung als eine maßgeblichen Größen genannt, die das Maß des notwendigen Übertragungsnetzausbaus bestimmt ⁵. Dabei ist die regionale Verteilung des Windkraftanlagenbestandes ein entscheidender Faktor. Denn die regionale Einspeisung von Energie durch Windkraftanlagen ist ausschlaggebend für das Entstehen von Überlastungen im Übertragungsnetz. Im Szenariorahmen wird jedoch nicht die regionale Verteilung des Windkraftanlagenbestandes prognostiziert, sondern die Gesamtsumme der in der BRD zukünftig installierten Windkraftanlagenleistung. Daher wird von den Übertragungsnetzbetreibern vor der Netzberechnung eine Regionalisierung der Windkraftanlagenleistung vorgenommen.

Die aktuelle Methodik der Regionalisierung von Windkraftanlagen der Übertragungsnetzbetreiber wird in einem Begleitdokument zum ersten Entwurf des Netzentwicklungsplans beschrieben ⁶. Das Ergebnis der Regionalisierung ist in vielerlei Hinsicht abhängig von den getroffenen Annahmen. Ein Grund dafür ist, dass in der BRD keine bundeseinheitliche Genehmigungspraxis für Windkraftanlagen besteht. Die Genehmigung eines Windkraftanlagenprojekts obliegt den kommunalen Planungsträgern, deren Entscheidung sich an Richtlinien und Empfehlungen der Planungsbehörden der Bundesländer sowie Bundesämtern und technischen Normen orientiert. In letzter Instanz erfolgt die kommunale Genehmigung einer Windkraftanlage immer standortabhängig in Abwägung konkurrierender Flächennutzungen und nach Abschätzung des Einflusses auf Mensch und Natur.

Die Bundesnetzagentur hat im Rahmen ihres Regulierungsauftrages die Aufgabe, die von den Übertragungsnetzbetreibern angewandte Methodik der Regionalisierung von Windkraftanlagen zu prüfen und dabei insbesondere die getroffenen Annahmen zu bewerten. In dieser Arbeit wird eine eigene Methodik zur Regionalisierung von Windkraftanlagen an Land entwickelt, um ein besseres Verständnis der verschiedenen Einflussfaktoren auf das Ergebnis der Regionalisierung zu erhalten. Die entwickelte Methodik basiert auf Eingangsdaten des aktuellen Szenariorahmens zum Netzentwicklungsplan Strom 2019-2030, der am 15. Juni 2018 von der Bundesnetzagentur genehmigt wurde ⁷.

Die in dieser Arbeit durchgeführte Regionalisierung von Windkraftanlagen an Land basiert auf einer detaillierten Analyse der Gesamtfläche der BRD bezüglich ihrer Nutzbarkeit für die Windenergieerzeugung. Hierzu wird die Gesamtfläche der BRD in 14,3 Mio. Rasterzellen von 200 m x 200 m unterteilt. Für jede Rasterzelle erfolgt eine Bewertung der Windqualität und der Flächenverfügbarkeit für die Windenergienutzung. Hierbei wird die Standortqualität verschiedener Windzonen sowie Flächenrestriktionen unterschiedlicher Flächennutzungstypen berücksichtigt. In geeigneten Rasterzellen wird dann die Errichtung von Windkraftanlagen vorgesehen. Standortabhängig werden dabei unterschiedliche Standard-Windkraftanlagen angenommen, wobei ein technisch notweniger Mindestabstand zwischen Windkraftanlagen eingehalten wird. Die Summe der Leistung aller in geeigneten Rasterzellen errichteten Windkraftanlagen ergibt das in der BRD maximal installierbare Leistungspotenzial. Durch Abwertung der vorgesehenen Windkraftanlagenleistung in Rasterzellen, die nur eingeschränkt für die Windenergieerzeugung nutzbar sind, wird ein bewertetes Leistungspotenzial ermittelt. Das bewertete Leistungspotenzial berücksichtigt so, mit welcher Wahrscheinlichkeit eine Rasterzelle mit einer Windkraftanlage erschlossen wird. Abschließend erfolgt eine Skalierung des bewerteten Leistungspotenzials auf die Ausbauziele für Windkraftanlagen der Bundesregierung. In die Skalierung gehen ebenfalls die Ausbauziele der Bundesländer ein, wodurch eine Gewichtung der Verteilung der Windenergieleistung auf Bilanzkreisebene der Bundesländer erfolgt. Die Ausbauziele werden im Szenariorahmen 2019-2030 konkretisiert, weshalb als Eingangsparameter für die Skalierung die Daten des Szenarios C 2030 aus dem Szenariorahmen 2019-2030 verwendet werden.

1.2 Struktur der Arbeit

Nach der Einleitung in Kapitel 1 werden in Kapitel 2 grundlegende technische Zusammenhänge dargestellt, die für die Regionalisierung von Windkraftanlagen an Land wichtig sind. In den nachfolgenden Kapiteln wird zur besseren Nachvollziehbarkeit der technischen Zusammenhänge auf die Ausführungen des Grundlagenteils verwiesen. Das Grundlagenkapitel umfasst die Grundlagen der Windenergietechnik (Kapitel 2.1), die Ermittlung von Volllaststunden einer Windkraftanlage aus einer Weibullverteilung der Windgeschwindigkeit (Kapitel 2.2), die Beschreibung verschiedener Typen von Windkraftanlagen (Kapitel 2.3) und das Schallemissionsverhalten von Windkraftanlagen (Kapitel 2.4).

In Kapitel 3 wird eine Analyse der Windqualität in der BRD durchgeführt. Dabei werden für alle Rasterzellen die potenziellen Volllaststunden einer Referenzwindkraftanlage berechnet (Kapitel 3.1). Basierend auf den ermittelten Volllaststunden und einer Analyse der Leistungsdichte des heutigen Windkraftanlagenbestandes wird die BRD in vier Windzonen eingeteilt. Ebenfalls wird ein unterer Wert für Volllaststunden ermittelt, unter dem kein Zubau von Windkraftanlagen angenommen wird (Kapitel 3.2). Für jede der vier Windzonen wird eine Standardwindkraftanlage festgelegt, die für den Betrieb in den typischen Windverhältnissen der Windzonen ausgelegt ist (Kapitel 3.3).

In Kapitel 4 wird eine Flächenanalyse der BRD durchgeführt. Dabei wird jede Rasterzellen daraufhin untersucht, ob in ihr Arten der Flächennutzung vorliegen, die der Windenergieerzeugung entgegenstehen oder diese begünstigen. Viele Flächenarten, wie z.B. Wohnfläche oder Naturschutzgebiete, sind für die Windenergieerzeugung ungeeignet und werden als Ausschlussfläche definiert. Weiterhin gibt es gesetzliche Vorschriften und behördliche Empfehlungen, die einen Schutzabstand von Windkraftanlagen zu sensiblen Flächenarten vorsehen. Für jede untersuchte Flächenart werden bestehende Abstandsregelungen überprüft und gegebenenfalls ein Schutzabstand für die Flächenanalyse definiert. Zu den analysierten Flächenarten gehören Windvorrang- und Windeignungsgebiete, die eigens für die Windenergienutzung ausgewiesen werden (Kapitel 4.1). Nach der Baunutzungsverordnung werden verschiedene Arten von Baunutzflächen ausgewiesen, welche nicht für die Windenergieerzeugung geeignet sind und für welche aus Immissionsschutzgründen gesetzliche Abstandsregelungen gelten (Kapitel 4.2). Ebenfalls wird eine Analyse der Infrastrukturen in der BRD durchgeführt und die einzuhaltenden Schutzabstände zu Fahrbahnen, Gleis- und Bahnanlagen, Freileitungen und Einrichtungen des Flugverkehrs und der Flugsicherung ermittelt (Kapitel 4.3). Weitere für die Windenergieerzeugung ungeeignete Flächen sind Gewässer, Moore, Sümpfe und Gebirgsregionen mit starker Hangneigung (Kapitel 4.4). Zum Schutz von Natur, Landschaft und Artenvielfalt existieren verschiedenen Schutzgebiete, die bei der Flächenanalyse berücksichtigt werden. Die rechtlichen Vorgaben bezüglich der Windenergienutzung innerhalb dieser Fläche und die geltenden Abstandsregelungen sind für viele dieser Schutzflächen nicht konkretisiert. Für die Flächenanalyse werden daher aus den geltenden Gesetzen und behördlichen Empfehlungen sowie einer Standortanalysen des heutigen Windkraftanlagenbestandes Schutzabstände abgeleitet (Kapitel 4.5).

Ausgehend von den in den Kapitel 3 und Kapitel 4 erfassten Daten wird in Kapitel 5 eine Allokation von Windkraftanlagen in geeigneten Rasterzellen vorgenommen. Dabei werden Rasterzellen ohne Flächenrestriktion und hohen Volllaststunden priorisiert. In Ausschlussflächen wird kein Zubau von Windkraftanlagen unterstellt. Bei der Allokation wird in Abhängigkeit der Windverhältnisse der Zubau von vier unterschiedlichen Standard-Windkraftanlagen angenommen. Die Summe der errichteten Windkraftanlagen beschreibt das in der BRD maximal installierbare Leistungspotenzial unter Berücksichtigung der gewählten Restriktionen (Kapitel 5.1). Dieses Leistungspotenzial wird dann in Flächen, die für die Windenergieerzeugung nur eingeschränkt nutzbar sind, abgewertet. Das Ergebnis dieser Abwertung ist das bewertete Leistungspotenzial, welches die reduzierte Realisierungswahrscheinlichkeit von Windkraftanlagenprojekten in nur eingeschränkt geeigneten Flächen beschreibt (Kapitel 5.2). Bei der Allokation der Windkraftanlagen wird auch der heute existente Windkraftanalagenbestand berücksichtigt. Dieser Bestand wird einem Repowering unterzogen, indem Windraftanlagen basierend auf den Annahmen des Szenariorahmens Strom 2019-3030 zurückgebaut und geeignete Standorte für ein Repowering vorgesehen werden (Kapitel 5.3).

Das bewertete Leistungspotenzial wird in Kapitel 6 auf die Ausbauziele der Bundesregierung für Windkraftanlagen an Land skaliert. Im Szenariorahmen 2019-2030 werden verschiedene Pfade zum Erreichen dieser Ziele konkretisiert. Von den Szenarien des Szenariorahmen 2019-2030 wird das Szenario C 2030 aufgrund seiner politischen Aktualität ausgewählt (Kapitel 6.1) und exemplarisch eine Skalierung auf den dort prognostizierten Leistungswert für Windkraftanlagen durchgeführt (Kapitel 6.2). Hierbei werden neben den Ausbauzielen der Bundesregierung auch jene der einzelnen Bundesländer berücksichtigt. Das Ergebnis ist eine rasterzellenscharfe Regionalisierung der Windenergieleistung für das im Szenario C 2030 untersuchte Zieljahr 2030.

In Kapitel 7 wird die technische Umsetzung der Regionalisierung der Windkraftanlagen an Land vorgestellt. Bei der genutzten Software handelt es sich um die Geoinformations-Software ArcGis und die Daten-Integrations-Plattform FME (Kapitel 7.1). Ein zentraler Baustein der Regionalisierung ist die Einteilung der BRD in 14,3 Mio Rasterzellen in einer Auflösung von 200 m x 200 m. Es wird dargestellt, wie dieses Raster erzeugt wird und wie den Rasterzellen ein Gridcode zur späteren Verarbeitung in einer Datenbank zugewiesen wird (Kapitel 7.2). Ein wichtiges Kriterium für die Bewertung der Rasterzellen sind die Volllaststunden einer Referenzwindkraftanlage. Es wird dargestellt wie die Volllaststunden mit einem VBA-Skript aus weibull-verteilten Wetterdaten berechnet werden (Kapitel 7.3). Ein weiteres Attribut für die Bewertung der Rasterzellen sind Ausschluss- und Potenzialflächen sowie einzuhaltende Schutzabstände zu sensiblen Flächenarten. Zur georeferenzierten Ermittlung dieser Flächen und Schutzabstände werden mit der Software ArcGis und FME Geoinformationen in Form von Shape-Dateien analysiert und bezüglich der Anforderungen der Regionalisierung der Windkraftanlagen an Land aufbereitet (Kapitel 7.4, Kapitel 7.5). Die mit dem Gridcode codierten Rasterzellen werden mit den ihnen zugewiesenen Attributen in eine Datenbank überführt, was mit der Software FME realisiert wird (Kapitel 7.6). Die in die Datenbank überführten Informationen erlauben letztlich eine Allokation von Windkraftanlagen in geeigneten Rasterzellen (Kapitel 7.7).

In Kapitel 8 wird die Methodik zur Regionalisierung von Windkraftanlagen an Land zusammenfassend dargestellt (Kapitel 8.1) Anschließend erfolgt ein Ausblick auf die weitere Verwendung der Ergebnisse dieser Arbeit (Kapitel 8.2). Es wird skizziert, wie die stundenscharfen Einspeisezeitreihen der regionalisierten Windkraftanlagen erzeugt werden können. Weiterhin wird beschrieben, wie die stundenscharfe Energieeinspeisung der einzelnen Windkraftanlagen den Netzverknüpfungspunkten des Stromübertragungsnetzes zugeordnet werden können, um letztlich eine Netzberechnung durchzuführen. Zum Abschluss werden Möglichkeiten der Optimierung der vorgestellten Methodik vorgestellt (Kapitel 8.3).

2 Grundlagen

Im Grundlagenkapitel werden die grundlegenden technischen Zusammenhänge zur besseren Nachvollziehbarkeit der Methodik der Regionalisierung von Windkraftanlagen an Land dargestellt. Dazu gehören die Grundlagen der Windenergietechnik (Kapitel 2.1), die Berechnung von Volllaststunden einer Windkraftanlage basierend auf einer Weibullverteilung der Windgeschwindigkeit (Kapitel 2.2), die grundlegenden Unterschiede zwischen Stark- und Schwachwindanlagen (Kapitel 2.3) sowie das Schallemissionsverhalten von Windkraftanlagen (Kapitel 2.4).

2.1 Windenergietechnik

Windenergieanlagen wandeln die kinetische Energie des Windes über ihre Rotorblätter in mechanische Energie um. Die mechanische Energie wird mit einem Generator wiederum in elektrische Energie gewandelt. Die elektrische Energie wird dann mittels eines Transformators in das Stromnetz übertragen. Abbildung 1 zeigt das beschriebene Prinzip der Energiewandlung mit einer Windkraftanlage.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 1: Prinzip der Energiewandlung mit einer Windkraftanlage

Das zum Antrieb des Generators benötigte Drehmoment wird mit der Drehung der Rotorblätter erzeugt. Die Drehung der Rotorblätter erfolgt über einen Auftrieb, der aus dem Auftreffen eines Luftstroms auf ein Rotorblatt resultiert. Abbildung 2 verdeutlicht, dass der Weg eines Luftstroms beim Passieren eines gewölbten Rotorblattes (Flügel) an dessen Oberseite länger ist als an dessen Unterseite. Die Wegdifferenz führt zu einer Geschwindigkeitsdifferenz des Luftstroms an Ober- und Unterseite, was eine Druckdifferenz bedingt. Aus dieser Druckdifferenz entsteht ein Auftrieb, der das Rotorblatt in Bewegung versetzt.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 2: Erzeugung eines Auftriebs durch Druckdifferenz

Um berechnen zu können, wie viel Leistung eine Windkraftanlage dem Wind entnehmen kann, ist zunächst die Leistung des Windes zu ermitteln. Bei Wind handelt es sich um einen Massestrom, der eine definierte Fläche durchströmt. Dessen kinetische Energie berechnet sich mit:

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Die Leistung des Windes ergibt sich durch die Ableitung der kinetischen Energie nach der Zeit:

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Kontinuitätsgleichung immer erhalten sein muss. Die Entnahme von Leistung aus dem Luftstrom führt zu einer Geschwindigkeitsverringerung des Luftstroms, welche durch eine Vergrößerung der durchströmten Fläche kompensiert werden muss. Abbildung 3 zeigt die Veränderung von Geschwindigkeit und durchströmter Fläche vor und hinter der Rotorfläche einer Windkraftanlage. Dabei erfolgt die Veränderung der Zustände nicht diskret, sondern kontinuierlich in einem Bereich kurz vor bis kurz hinter der Rotorfläche.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 3: Leistung und Geschwindigkeit des Windes vor und hinter der Rotorfl ä che einer Windkraftanlage

Die maximale Leistung, die dem Wind entnommen werden kann, ergibt sich aus dem Betzschen Gesetz. In diesem wird ein Leistungsbeiwert definiert, der das Verhältnis der dem Wind entnommenen Leistung und der Leistung des Windes definiert:

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Drittel seiner ursprünglichen Geschwindigkeit abgebremst wird. Die hierbei maximale aus dem Wind entnommene Leistung - also der theoretisch maximale Leistungsbeiwert -beträgt 59,3 %. Reale Windkraftanlagen können diesen maximalen Leistungsbeiwert jedoch nicht erreichen. Es sind weitere aerodynamische Verluste durch Luftreibung an den Blättern, durch Wirbelschleppen an den Blattspitzen und durch Drall im Nachlauf des Rotors zur berücksichtigen. Für reale Windkraftanlagen ergeben sich maximale Leistungsbeiwerte zwischen 40 % und 50 %.

Der Leistungsbeiwert ist jedoch keine konstante Größe einer Windkraftanlage. Er wird zum Erreichen des optimalen Betriebspunktes des Generators der Windkraftanlage an die aktuellen Windverhältnisse angepasst und ist abhängig von verschiedenen Regelgrößen. Bei der Drehzahlregelung wird die Drehzahl der Rotorblätter automatisch an die jeweilige Windgeschwindigkeit angepasst, wodurch zu jedem Zeitpunkt eine optimale Generatorleistung erreicht wird. Die Leistung des Generators und damit der Leistungsbeiwert sind hier abhängig von der Windgeschwindigkeit und der Drehzahl der Rotorblätter. Die Pitch-Regelung verhindert bei hohen Windgeschwindigkeiten die Beschädigung des Generators, indem er auf seine Nennleistung begrenzt wird. Dazu kann mit einer Pitch-Regelung der Neigungswinkel der Rotorblätter derart verstellt werden, dass der durch die Windgeschwindigkeit erzeugte Auftrieb reduziert wird. Hierdurch wird die Drehzahl der Rotorblätter gedrosselt und die Generatorleistung im Nennbetrieb gehalten. Die Anpassung des Neigungswinkels kann über eine Anpassung des Leistungsbeiwertes ausgedrückt werden, indem dieser sich bei Windgeschwindigkeiten jenseits der Nenn-Windgeschwindigkeit in Abhängigkeit des Neigungswinkels reduziert.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 4 zeigt den Zusammenhang zwischen Windgeschwindigkeit, Leistungsbeiwert und elektrischer Leistung für eine Enercon E82 E4. Im Bereich der Einschalt- Windgeschwindigkeit von 3 m/s bis 8 m/s steigt der Leistungsbeiwert über die Drehzahlregelung an. Noch vor Erreichen der Nennleistung erfährt der Leistungsbeiwert eine Reduktion durch die Drehzahlregelung, um die Wirkung der Windgeschwindigkeit in dritter Potenz auf die Leistung zu kompensieren. Ab einer Windgeschwindigkeit von 17 m/s setzt die Pitch-Regelung ein, um den Generator bei Nennleistung zu halten. Dabei kommt es zu einer weiteren Reduktion des Leistungsbeiwertes. Um Beschädigungen zu vermeiden, wird die Windkraftanlage ab einer Windgeschwindigkeit von 28 m/s bis 34 m/s abgeschaltet.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 4: Leistungskennlinie (blau) und Leistungsbeiwert (rot) einer Enercon E82 E4 in Abh ä ngigkeit der Windgeschwindigkeit

Der Leistungsbeiwert beschreibt damit den Wirkungsgrad einer Windkraftanlage in Abhängigkeit der Windgeschwindigkeit, an welche die Drehzahl und der Neigungswinkel der Rotorblätter angepasst werden. Die elektrische Leistung einer Windkraftanlage ergibt sich so zu:

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Der für eine bestimmte Windgeschwindigkeit vorgesehene Leistungsbeiwert kann aus dem Datenblatt einer Windkraftanlage entnommen werden. Mit dem Leistungsbeiwert kann für jede Windgeschwindigkeit die Leistung einer Windkraftanlage berechnet werden. Die Darstellung der elektrischen Leistung einer Windkraftanlage über die Zeit wird Leistungskennlinie genannt (Abbildung 4, blaue Linie). Anhand der Leistungskennlinie werden Windkraftanlagen für den Einsatz bei unterschiedlichen Windverhältnissen ausgewählt.

Das Grundlagenkapitel 2.1 Windenergietechnik basiert auf dem Skript der Vorlesung „Windenergietechnik“ des Fachgebiets Elektrische Anlagen und Netze der Universität Duisburg-Essen .

2.2 Volllaststunden und Weibullverteilung

Die Energieproduktion einer Windkraftanlage ergibt sich durch die Bereitstellung einer elektrischen Leistung über einen definierten Zeitraum:

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Jedoch sind die momentane elektrische Leistung und damit auch die elektrische Energieerzeugung einer Windkraftanlage abhängig von einer sich ändernden Windgeschwindigkeit. Zur Ermittlung der jährlichen Energieproduktion kann eine über das Jahr gemittelte Windgeschwindigkeit genutzt werden. Bei diesem Vorgehen bleibt jedoch die standortabhängige Verteilung der Windgeschwindigkeit unberücksichtigt. Dies führt dazu, dass die windgeschwindigkeitsabhängige Leistungserbringung einer Wndkraftanlage nach deren Leistungskennlinie ebenfalls unberücksichtigt bleibt.

Daher ist es üblich, als Näherungsfunktion für die Häufigkeitsverteilung des Windes eine Weibullverteilung zu verwenden. Die Weibullverteilung ist eine stetige Wahrscheinlichkeitsverteilung mit zwei Parametern. Mit ihr kann ermittelt werden, wie häufig eine Windgeschwindigkeit in einem definierten Zeitraum auftritt. Mit der Dichtefunktion der Weibullverteilung wird die Häufigkeit einer bestimmten Windgeschwindigkeit mit einem Formparameter k und ein Skalenparameter c beschrieben:

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 5 zeigt die Häufigkeit der Windgeschwindigkeit für verschiedene k-Werte und c-Werte einer Weibullverteilung. Eine Verkleinerung des k-Wertes führt dazu, dass die Verteilung linkssteiler bzw. rechtsschiefer wird. Eine Verkleinerung des c-Wertes führt zu einer Verschiebung des Maximums der Funktion nach links und nach oben.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 5: Weibullverteilung f ü r ausgew ä hlte c-Werte und k-Werte

Mit der Kenntnis der Häufigkeitsverteilung der Windgeschwindigkeit und der Leistungskennlinie einer Windkraftanlage wird mit der folgenden Formel die innerhalb eines Jahres erzeugte elektrische Energie berechnet:

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Die Volllaststunden ergeben sich durch die erzeugte Jahresenergie der Windkraftanlage dividiert durch die Nennleistung der Windkraftanlage:

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Die Volllaststunden geben an, wie viele Stunden eine Windkraftanlage im Jahr bei Nennleistung gelaufen wäre, um ihre Jahresenergieproduktion zu erreichen. Die Volllaststunden geben damit Auskunft über die Auslastung einer Windkraftanlage und erlauben Rückschlüsse auf deren Wirtschaftlichkeit.

2.3 Starkwind- und Schwachwindanlagen

Bei der Standortwahl von geplanten Windkraftanlagen spielen die prognostizierten Volllaststunden eine wichtige Rolle, da diese ausschlaggebend für die elektrische Energieproduktion und damit ein Maß für deren Wirtschaftlichkeit sind. Jedoch sind die Volllaststunden an einem Standort abhängig von der eingesetzten Windkraftanlage. Verschiedene Typen von Windkraftanlagen werden für den Einsatz bei unterschiedlichen Windverhältnissen optimiert. Eine für ungünstige Windverhältnisse konzipierte Schwachwindkraftanlage erzielt an einem windschwachen Standort daher mehr Volllaststunden als eine Starkwindanlage. Die Steigerung der Volllaststunden an windschwachen Standorten durch den Einsatz einer Schwachwindanlage kann auf zwei Weisen erfolgen: Durch die Vergrößerung des Rotorradius oder durch die Vergrößerung der Nabenhöhe.

Nach Kapitel 2.1 ist die Leistung einer Windkraftanlage in zweiter Potenz abhängig von deren Rotorfläche. Eine theoretische Verdoppelung des Rotorradius einer Windkraftanlage führt daher am selben Standort - also bei derselben Windgeschwindigkeit - zu einer Vervierfachung der Leistung. Um an windschwachen Standorten ausreichend hohe Volllaststunde zu erzielen, verfügen Schwachwindanlagen über einen größeren Rotorradius als Starkwindanlagen derselben Leistungsklasse. Der Quotient aus elektrischer Nennleistung und Rotorradius wird als Leistungsdichte bezeichnet. Je kleiner die Leistungsdichte, desto besser ist eine Windkraftanlage für windschwache Standorte geeignet.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 6 zeigt den Vergleich der Leistungskennlinie einer als Starkwindanlage konzipierten Enercon E82 E4 mit einem Rotorradius von 41 m und einer elektrischen Nennleistung von 3020 MW und einer als Schwachwindanlage konzipierten Enercon E115 mit einem Rotorradius von 57,85 m und einer elektrischen Nennleistung von 3000 MW.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 6: Leistungskennlinie einer Enercon E82 E4 und einer Enercon E115

Die Enercon E115 erreicht aufgrund ihres 16,85 m größeren Rotorradius bei derselben Windgeschwindigkeit deutlich höhere Leistungswerte als die Enercon E82 E4. Die Nennleistung wird bei der Enercon E115 bei einer Windgeschwindigkeit von 12 m/s erreicht, während dies bei der Enercon E82 E4 erst bei 17 m/s der Fall ist. Schwachwindanlagen sind für kleinere mittlere Windgeschwindigkeiten ausgelegt als Starkwindanlagen.

Gemäß Kapitel 2.2 ergeben sich an einem ausgewählten windschwachen Standort mit den Weibull-Parametern c = 5,2 m/s und k = 1,8 in einer Höhe von 80 m für die Enercon E82 E4 Volllaststunden in Höhe von 863,9 h. Eine Enercon E115 erreicht am selben Standort Volllaststunden in Höhe von 1540,6 h. Dies entspricht einer Steigerung der Volllaststunden um 78,3 %, die sich im selben Verhältnis auf die erzeugte elektrische Energie auswirken. Es sei darauf hingewiesen, dass es sich bei dem für den Vergleich ausgewählten Standort um einen für die Windenergieproduktion sehr unvorteilhaften Standort handelt. Die Differenz der Volllaststunden fällt daher erwartungsgemäß groß aus.

Nach Kapitel 2.1 ist die Leistung einer Windkraftanlage in dritter Potenz von der Windgeschwindigkeit abhängig. Da die Windgeschwindigkeit mit der Distanz zum Boden steigt, kann zur Erhöhung der Volllaststunden und damit der Energieausbeute die Nabenhöhe einer Windkraftanlage vergrößert werden. Dies kann damit erklärt werden, dass der Wind in Bodenhöhe durch die Bodenrauigkeit und Hindernisse abgebremst wird. Mit steigender Distanz zum Boden weht der Wind ungestörter, was sich in einer höheren Windgeschwindigkeit ausdrückt. Dieser Zusammenhang wird mit dem Potenzgesetz nach Hellmann beschrieben. Das Potenzgesetz nach Hellmann ermöglicht bei Kenntnis der Geländeverhältnisse und der Windgeschwindigkeit in Bodenhöhe die Berechnung der Windgeschwindigkeit in einer betrachteten Höhe:

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Dabei beschreibt der Hellmann-Exponent a die Beschaffenheit der Bodenverhältnisse mit einer Skala von 0,12 für glatte Wasserflächen, 0,15 für flache und ebene Küstenregionen, 0,25 für raueres Binnenland bis 0,35 für dicht bebaute Städte. Abbildung 7 zeigt die höhenabhängige Steigerung der Windgeschwindigkeit nach Hellmann für verschiedene Hellmann-Exponenten bei einer Referenzwindgeschwindigkeit von 5 m/s in einer Referenzhöhe von 10 m. Es wird deutlich, dass sich die höhenabhängige Zunahme der Windgeschwindigkeit mit Vergrößerung des Hellmann-Exponenten steigert. Die Berechnung der höhenabhängigen Steigerung der Windgeschwindigkeit nach Hellmann kann im digitalen Anhang 1 nachvollzogen werden.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 7: Vergleich der h ö henabh ä ngigen Steigerung der Windgeschwindigkeit nach Hellmann bei verschiedenen Hellmann-Exponenten

Für die standortabhängige Auslegung von Windkraftanlagen folgt daraus, dass durch die Erhöhung der Nabenhöhe die Volllaststunden gesteigert werden können. Als Beispiel wird die Nabenhöhe der Enercon E115 am oben vorgestellten Standort von 80 m auf 140 m erhöht. Aus den Weibull-Parametern c = 5,2 m/s und k = 1,8 in 80 m Höhe kann eine mittlere Windgeschwindigkeit von 4,6 m/s abgeleitet werden. Für die Extrapolation der Windgeschwindigkeit nach dem Potenzgesetz nach Hellmann wird ein Hellmann-Exponent von 0,25 gewählt, der einen üblichen Standort des deutschen Binnenlandes repräsentiert. Derselbe Wert wird ebenfalls für die Festlegung des Referenzstandortes für Windkraftanlagen des Referenzertragsmodells im EEG 2017 genutzt . Die Extrapolation ergibt eine mittlere Windgeschwindigkeit von 5,32 m/s in einer Höhe von 140 m. Diese mittlere Windgeschwindigkeit kann anhand einer Weibullverteilung mit einem c-Wert von 6,0 m/s und einem k-Wert von 1,8 beschrieben werden. Bei diesen Windverhältnissen erzielt die Enercon E115 bei 140 m Nabenhöhe Volllaststunden in Höhe von 2135,8 h. Im Vergleich erzielt die Enercon E115 am selben Standort in 80 m Nabenhöhe Volllaststunden in Höhe von 1540,6 h. Die Vergrößerung der Nabenhöhe um 60 m generiert einen Mehrertrag an Volllaststunden und damit an produzierter elektrischer Energie von 38,6 %. Dies bedeutet eine Ertragsteigerung je Höhenmeter von 0,64 %. Der Deutsche Windguard nennt in einer Studie eine Spanne der potenziellen Ertragsteigerung von 0,6 % je Höhenmeter für windschwache Standorte bis 0,1 % für windstarke Standorte . Dabei gilt es zu beachten, dass diese Zahlen für einen für moderne Windkraftanlagen relevanten Höhenbereich von 100 m bis 200 m ermittelt wurden. In geringeren Höhen sind größere Ertragsteigerungen realisierbar.

Durch den Einsatz moderner Schwachwindanlagen können auch windschwache Standorte für die Windenergieerzeugung nutzbar gemacht werden. Mit der dazu notwendigen Steigerung der Nabenhöhe und der Vergrößerung der Rotorfläche ist jedoch ein deutlicher Anstieg der Investitionskosten verbunden. Für die in den Jahren 2016 und 2017 realisierten Windkraftanlagen gibt das Fraunhofer-Institut für Energiewirtschaft und Energiesystemtechnik (IEE) eine Kostenspanne von 9,6 ct/kWh an windschwachen Standorten bis hin zu 5,3 ct/kWh an windstarken Standorten an . Bei der Abschätzung der Wirtschaftlichkeit eines Windkraftanlagenprojektes sind daher die potenziell erzielbaren Volllaststunden immer unter Berücksichtigung der Investitionskosten zu bewerten.

2.4 Schallemissionen von Windkraftanlagen

Beim Betrieb von Windkraftanlagen werden Schallwellen emittiert. Bei der Errichtung von Windkraftanlagen ist daher darauf zu achten, dass in der Umgebung die Grenzwerte des zulässigen Schalldruckpegels nach der „Sechsten Allgemeinen Verwaltungsvorschrift zum Bundesimmissionsschutzgesetz: Technische Anleitung zum Schutz gegen Lärm“ (TA Lärm) eingehalten werden . Das Berechnungsverfahren zur Ermittlung der notwendigen Schutzabstände basiert auf der „DIN ISO 9613-2: Akustik - Dämpfung des Schalls bei der Ausbreitung im Freien - Teil 2: Allgemeines Berechnungsverfahren“ .

Bei der in der Norm beschriebenen Schallimmissionsprognose erfolgt eine Bewertung des von der Windkraftanlage erzeugten Schalldruckpegels am Immissionsort. Da das menschliche Gehör verschiedene Frequenz als unterschiedlich laut empfindet, wird bei der Bewertung der sogenannte A-bewertete Schalldruckpegel in db(A) zu Grunde gelegt, der dem Verhalten des menschlichen Gehörs nachempfunden ist. Der am Immissionsort A-bewertete Schalldruckpegel berechnet sich nach folgender Formel:

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Der A-bewertete Schalldruckpegel der Windkraftanlage im Nennbetrieb kann dem Datenblatt des Herstellers entnommen werden. Bei modernen Windkraftanlagen existiert ebenfalls ein schallreduzierter Betriebsmodus. Im schallreduzierten Betriebsmodus arbeitet die Windkraftanlage jedoch unterhalb des Nennbetriebs, was mit Einbußen in der Energieproduktion einhergeht. Die Schallquelle wird im Berechnungsmodell als Punktquelle betrachtet. Diese ist bei Windkraftanlagen an der Nabe verortet.

Die Richtwirkungskorrektur setzt sich aus dem Richtwirkungsmaß und dem Raumwinkelmaß zusammen:

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Das Richtwirkungsmaß beschreibt, um wie viel db(A) der Schalldruckpegel einer auf den Immissionsort gerichteten Schallquelle stärker ist als eine ungerichtete Schallquelle. Da es sich bei Windkraftanlagen um ungerichtete Schallquellen handelt, ist das Richtwirkungsmaß DRW = 0 zu setzen. Das Raumwinkelmaß wird berücksichtigt, wenn eine eigentlich ungerichtete Schallquelle aufgrund von Beschränkungen nicht gleichmäßig in alle Richtungen (4*tt) ausstrahlen kann:

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Bei Windkraftanlage beschränkt der Boden die mögliche Ausstrahlung auf eine Halbkugel, womit der Raumwinkel β = 2*π zu wählen ist. Dadurch ergibt sich ein Raumwinkelmaß von Dβ = 3,01 db(A). Diese allgemeine Formel für das Raumwinkelmaß aus der Norm wird für Windkraftanlagen angepasst, womit es möglich wird, die Nabenhöhe der Windkraftanlage und die Höhe des Immissionsortes zu variieren:

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Der Dämpfungsterm beschreibt verschiedene Effekte, die eine Dämpfung des Schalldruckpegels auf seinem Weg von der Schallquelle zum Immissionsort herbeiführen:

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Der durch eine angenommene Punktschallquelle emittierte Schalldruckpegel breitet sich mit zunehmender Entfernung von der Schallquelle auf eine immer größer werdende Kugelfläche aus. Dieser Dämpfungseffekt aufgrund der geometrischen Ausbreitung wird mathematisch mit folgender Formel beschrieben:

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

In der Norm erfolgt eine Umrechnung der Formel durch vorziehen der 4*π vor die Klammer zu:

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Die Absorption durch die Luft dämpft den Schalldruckpegel mit zunehmender Entfernung zum Standort der Schallquelle:

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Der Absorptionskoeffizient beschreibt den Dämpfungseffekt der Luft bezogen auf die Distanz zur Schallquelle. Der Wert a = 1,9 db(A)/km beschreibt die günstigsten Bedingungen für die Schallausbreitung bei einer Temperatur von 10 °C und einer relativen Luftfeuchtigkeit von 70 %.

Die Bodendämpfung erfolgt durch die Absorption des Schalldrucks durch den Boden und berechnet sich nach:

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Die Norm besagt, dass diese Formel nur für den A-bewerteten Schalldruckpegel anzuwenden ist. Weiterhin gilt sie nur für überwiegend porösen Boden. Für andere Fälle sieht die Norm eine komplexere Berechnungsmethode der Bodendämpfung vor, die alle Oktavbänder des emittierten Schalldruckpegels einzeln berücksichtigt.

Die Dämpfung aufgrund einer Abschirmung der Schallquelle oder Hindernissen zwischen Schallquelle und Immissionsort wird im Weiteren nicht berücksichtigt, da für eine konservative Abschätzung unterstellt wird, dass der Schall sich ungehindert ausbreiten kann. Damit gilt Abar = Amisc = 0.

Für besonders tonhaltige oder impulshaltige Schallquellen werden in der Norm Zuschläge vorgesehen. Bei Windkraftanlagen sind z.B. Getriebe oder Generatoren die Quelle tonhaltiger Geräusche, welche als Einzeltöne deutlich hörbar sind. Impulshaltige Geräusche entstehen durch die Drehung des Turmes oder der Rotorblätter einer Windkraftanlage. Impulshaltige Geräusche zeichnen sich durch kurzzeitige, deutlich hervortretende Geräusche mit einer auffälligen Änderung des Schalldruckpegels aus. Das Auftreten tonhaltiger oder impulshaltiger Geräusche wird von den Herstellern der Windkraftanlagen nach Möglichkeit konstruktiv vermieden und wird bei bekanntem Auftreten in den Datenblättern der Windkraftanlagen notiert. Für die in dieser Arbeit gewählten Windkraftanlagen ist dies nicht der Fall, weshalb beide Faktoren nicht weiter berücksichtigt werden (Kapitel 3.3).

In der Norm werden weitere 1,5 db(A) als Sicherheitszuschlag auf den berechneten Schalldruckpegel am Immissionsort addiert.

Überwiegend werden Windkraftanlagen konzentriert in speziell ausgewiesenen Windvorrang-oder Windeignungsgebieten errichtet. Dadurch kommt es häufig zu einer Überlagerung der emittierten Schalldruckpegel am Immissionsort. Der aus mehreren Schallquellen resultierende Schalldruckpegel berechnet sich wie folgt:

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Das Grundlagenkapitel 2.4 Schallemissionen von Windkraftanlagen basiert grundlegend auf den Ausführungen zur praktischen Anwendung der „DIN ISO 9613-2“ nach und .

3 Analyse der Windqualität

Bei der Projektierung von Windkraftanlagen sind die Volllaststunden ein maßgebliches Kriterium für die Entscheidung, ob ein Standort für die Errichtung einer Windkraftanlage geeignet ist oder nicht. Daher werden die Volllaststunden für die gesamte Fläche der BRD basierend auf einer Referenz-Windkraftanlage berechnet (Kapitel 3.1). Ausgehend von den berechneten Volllaststunden wird die BRD in vier Windzonen eingeteilt, die typische Standortklassen für die Windenergieerzeugung repräsentieren. Weiterhin wird ein Mindestwert für Volllaststunden ermittelt, bei dessen Unterschreitung die Windenergieerzeugung als unwirtschaftlich eingestuft wird (Kapitel 3.2). Für jede der vier Windzonen wird eine für die dort typischen Windverhältnisse geeignete Standard-Windkraftanlage ausgewählt (Kapitel 3.3).

3.1 Ermittlung der Volllaststunden

Zur Ermittlung der Volllaststunden wird ein öffentlich zugänglicher Datensatz des Deutschen Wetterdienstes (DWD) genutzt . Der Datensatz beinhaltet eine Weibullverteilung der Windgeschwindigkeit in 80 m Höhe, gemittelt über die Jahre 1981 bis 2000. Die Daten liegen für das gesamte Staatsgebiet der BRD in einer Auflösung von 200 m x 200 m vor. Die Ausdehnung beträgt 3250 Rasterzellen in West-Ost-Richtung und 4400 Rasterzellen in Nord-Süd-Richtung, wodurch ein Raster mit 14,3 Mio. Rasterzellen entsteht. Der Datensatz liefert für jede Rasterzelle den Skalenparameter c und den Formparameter k der Weibullverteilung der Windgeschwindigkeit. Bei dem Datensatz handelt es sich um den höchst aufgelösten Datensatz, der beim DWD öffentlich verfügbar ist.

Gemäß Kapitel 2.2 werden aus den Wetterdaten die Volllaststunden der Referenz-Windkraftanlage Enercon E82 E4 für jede der 14,3 Mio. Rasterzellen berechnet. Die zur Berechnung benötigten technischen Daten der Enercon E82 E4 werden einem Datenblatt des Herstellers Enercon entnommen . Die Enercon E82 E4 wird als Referenz-Windkraftanlage gewählt, da sie für eine Nabenhöhe von 80 m konzipiert ist, für welche auch die Wetterdaten vorliegen. Das Ergebnis liefert die in Kartenanhang 1 gezeigte Verteilung der Volllaststunden für die gesamte Fläche der BRD. Bei der Betrachtung der Karte gilt es zu beachten, dass es sich bei der Enercon E82 E4 um eine Starkwindanlage handelt, die für den Betrieb in den windstarken Küstenregionen ausgelegt ist. Die berechneten Volllaststunden fallen daher mit einer sinkenden mittleren Windgeschwindigkeit ab und erlauben einen Vergleich der Standortqualität. Im Vergleich würde eine Mittelwindanlage bei durchschnittlichen Windqualitäten die höchsten Volllaststunden erzeugen. Bei höheren oder niedrigeren mittleren Windgeschwindigkeiten würden die Volllaststunden absinken, was einen Vergleich der Standortqualität einzelner Rasterzellen erschweren würde.

Die Beispielrechnung für eine ausgewählte Rasterzelle ist in Anhang 1 dargestellt. Im digitalen Anhang 2 ist eine Excel-Datei mit den c-Werten und den k-Werten sowie den berechneten Volllaststunden aller 14,3 Mio. Rasterzellen hinterlegt. Über die Excel-Datei kann ein Makro aufgerufen werden, mit welchem die Berechnung der Volllaststunden aus dem c-Wert und dem k-Wert durchgeführt wird. Das Makro-Skript ist ebenfalls in Anhang 3 zu finden.

3.2 Einteilung von Windzonen

Ausgehend von den in Kapitel 3.1 ermittelten Volllaststunden der Referenz-Windkraftanlage wird die BRD in vier Windzonen eingeteilt. In die Einteilung der Windzonen fließt eine Analyse der Leistungsdichte des heutigen Windkraftanlagenbestandes ein. Anhand einer Häufigkeitsverteilung kann die mittlere Leistungsdichte des untersuchten Anlagenbestandes in Abhängigkeit der Volllaststunden einer Referenz-Windkraftanlage ermittelt werden. Abbildung 8 zeigt das Ergebnis einer solchen Analyse der Forschungsstelle für Energiewirtschaft (FFE) . In der Analyse wird die Leistungsdichte eines Anlagenbestandes in Abhängigkeit der Volllaststunden einer Enercon E82 E3 ausgewertet.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 8: Bestandsanalyse der Leistungsdichte in Abh ä ngigkeit der Volllaststunden einer Enercon E82 E3

Untersucht wird ein Anlagenbestand von 7500 Windkraftanlagen mit einer Gesamtleistung von 20 GW bei einer Inbetriebnahme ab 2010. Es sind sprunghafte Steigerungen der mittleren Leistungsdichte bei etwa 850 h, 1050 h, 1700 h und 2150 h Volllaststunden zu erkennen. Basierend auf diesen Sprüngen in der Leistungsdichte werden bei den entsprechenden Volllaststunden Windzonen definiert (schwach, mittel, stark, sehr stark). Diesen Windzonen werden Standard-Windkraftanlagen mit einer korrespondierenden Leistungsdichte und Nabenhöhe zugeordnet. Unterhalb von 850 h Volllaststunden wird kein ausreichend großer Bestand an Windkraftanlagen festgestellt. Standorte, die unterhalb dieses Wertes liegen, werden von der FFE als für die Windenergieerzeugung ungeeignet definiert.

Im Rahmen dieser Arbeit sollte zur Definition von Windzonen eine wie oben beschriebene Analyse der Leistungsdichte durchgeführt werden. Ein öffentlich zugänglicher Datensatz der Bestandsanlagen der BRD mit den für die Analyse notwendigen Informationen ist jedoch nicht öffentlich verfügbar. Aus diesem Grund wird die Analyse der FFE für die Einteilung der Windzonen entsprechend der oben genannten Grenzen der Volllaststunden übernommen. Dies bietet sich an, da die Ergebnisse der FFE auf denselben Wetterdaten des DWD beruhen, die auch in dieser Arbeit benutzt werden (Kapitel 2.2). Weiterhin werden die Volllaststunden in der Analyse der FFE mit der Referenz-Windkraftanlage Enercon E82 E3 erzeugt. Dabei handelt es sich um das Vorgängermodell der in dieser Arbeit als Referenz-Windkraftanlage genutzten Enercon E82 E4. Das Ergebnis der ermittelten Volllaststunden ist daher vergleichbar.

Von der FFE wurde jedoch ein Datensatz der Bestandsanlagen in der BRD zur Verfügung gestellt (Stand Dezember 2017), der eine Verifizierung des unteren Wertes für Volllaststunden von 850 h erlaubt. Der Datensatz setzt sich aus verschiedenen Quellen zusammen: Veröffentlichungen von Bundesländern, Datensätzen der Bundesnetzagentur, der Übertragungsnetzbetreibern und ausgewählten Verteilernetzbetreiber sowie dem „Open-Street-Map-Projekt“ . Der Datensatz umfasst 30353 in Betrieb befindliche bzw. genehmigte Windkraftanlagen mit einer installierten Leistung von insgesamt 56,14 GW. Der Datensatz enthält Informationen zur Datenquelle, zum Standort, der installierten Leistung, zum Jahr der Inbetriebnahme, zum Hersteller, zum Analgentyp und zur Nabenhöhe. Bezüglich Hersteller, Anlagentyp und Nabenhöhe ist der Datensatz jedoch unvollständig, weshalb keine vollständige Analyse der Leistungsdichte durchgeführt werden konnte.

Zur Verifizierung des unteren Wertes der Volllaststunden wird eine Überlagerung der georeferenzierten Standorte der Bestandsanlagen mit dem Raster der in Kapitel 2.2 erzeugten Volllaststunden vorgenommen. Dazu wird überprüft, in welcher Rasterzelle eine Windkraftanlage aus der Bestandsliste liegt. Jeder Windkraftanlage wird dann der korrespondierende Wert der Volllaststunden der Rasterzelle zugewiesen. Dabei wird auch berücksichtigt, dass mehr als eine Windkraftanlage in einer Rasterzelle liegen kann. Abbildung 9 verdeutlicht beschriebenes Vorgehen beispielhaft an einem Windpark.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 9: Ü berlagerung des Windkraftanlagenbestandes (rechts) mit dem Raster der Volllaststunden (links)

Auf dem linken Bild der Abbildung 9 ist die Lage von einzelnen Windkraftanlagen auf dem Raster der Volllaststunden zu erkennen. Das rechte Bild zeigt, wie dieselben Windkraftanlagen den Rasterzellen zugewiesen werden. Im Beispiel liegt in blauen Rasterzellen eine Windkraftanlage, in grünen Rasterzellen zwei Windkraftanlagen und in roten Rasterzellen drei Windkraftanlagen. Kartenanhang 2 zeigt das Ergebnis der Überlagerung und gibt einen Überblick über die Verteilung in Betrieb befindlicher und genehmigter Windkraftanlagen in der BRD.

Die Überlagerung des Windkraftanlagenbestandes mit den Volllaststunden wird mit der in Abbildung 10 dargestellten Häufigkeitsverteilung ausgewertet. Ab etwa 650 h Volllaststunden ist ein Bestand von Windkraftanlagen existent. Zwischen diesen 650 h Volllaststunden und den von der FFE ermittelten unteren Wert von 850 h Volllaststunden liegen etwa 0,8 % des Windkraftanlagenbestandes. Da dieser Prozentsatz ausreichend klein ist, kann der untere Wert der Volllaststunden der FFE von 850 h als verifiziert angesehen werden. Im Folgenden werden daher alle Rasterzellen unter 850 h Volllaststunden als für die Windenerzeugung ungeeignet definiert.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 10: Häufigkeitsverteilung des Windkraftanlagenbestandes bezogen auf die Volllaststunden einer Enercon E82 E4

Basierend auf der Analyse der FFE und der Verifizierung des unteren Wertes von 850 h Volllaststunden wird die in Kartenanhang 3 gezeigte Einteilung von vier Windzonen vorgenommen.

3.3 Auswahl von Standard-Windkraftanlagen

Jeder der in Kapitel 3.2 vorgestellten Windzonen wird eine Standard-Windkraftanlage zugeordnet. Für die Auswahl einer Standard-Windkraftanlage ist wichtig, dass sie für den Betrieb in der Windzone ausgelegt ist. Dazu werden Erhebungen des Windenergie-Report Deutschland 2017 des IEE analysiert . In diesem wird die mittlere Leistungsdichte neu installierter Windenergieanlagen in vier Windzonen analysiert, die vom Deutschen Institut für Bautechnik (DIBt) festgelegt wurden. In der BRD können Windkraftanlagen für die Windzonen des DIBt zugelassen werden. Die Auslegung der Windkraftanlagen orientiert sich dabei an den Windverhältnissen in den Windzonen, wobei Starkwindanlagen der Windzone 4 sowie der Windzone 3 und Schwachwindanlagen der Windzone 2 sowie der Windzone 1 zugeordnet werden. Anhang 4 zeigt eine Einteilung der Windzonen des DIBt, welche eine hohe Ähnlichkeit mit der in Kartenanhang 3 gezeigten Einteilung der Windzonen in dieser Arbeit aufweist.

Das Ergebnis der Analyse des IEE ist in Abbildung 11 dargestellt und zeigt die Entwicklung der Leistungsdichten neu installierter Windkraftanlagen in den Jahren 1997 bis 2017.

Deutlich wird, dass die mittlere Leistungsdichte in windstarken Zonen größer als in windschwachen Zonen ist und das die durchschnittliche Leistungsdichte in allen Windzonen ab dem Jahr 2011 sinkt.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 11: Entwicklung der mittleren Leistungsdichte in den Windzonen des DIBt

Basierend auf diesen Erkenntnissen werden für die in dieser Arbeit verwendeten Windzonen Standard-Windkraftanlagen festgelegt, deren Zuordnung sich am Kriterium der Leistungsdichte orientiert.

Die Festlegung der Nabenhöhe der Standard-Windkraftanlagen orientiert sich an der in Abbildung 12 dargestellten Analyse des IEE, in welcher die Nabenhöhe neu installierter Windkraftanlagen in den Windzonen des DIBt untersucht wird.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 12: Nabenh ö he der in 2017 neu installierten Windkraftanlagen in den Windzonen des DIBt

Der Großteil der in 2017 installierten Windkraftanlagen der Windzone 3 und der Windzone 4 hat eine Nabenhöhe von 80 m bis 100 m. Die in Windzone 1 und Windzone 2 neu installierten Windkraftanlagen verfügen zum Großteil über eine Nabenhöhe von 120 m bis 140 m.

Bei der Auswahl der Standard-Windkraftanlagen werden aktuell verfügbare Produkte des Herstellers Enercon ausgewählt . Enercon ist Marktführer in der BRD und erreichte in 2017 einen Marktanteil von 38,1 %. Die ausgewählten Standard-Windkraftanlagen mit der zugehörigen Nabenhöhe sind in Tabelle 1 dargestellt.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Tabelle 1: Zuordnung von Standard-Windkraftanlagen zu den vier Windzonen

Zur Überprüfung dieser Auswahl werden die Volllaststunden der Referenz-Windkraftanlage Enercon E82 E4 in 80 m Nabenhöhe für die Standard-Windkraftanlagen in der angenommenen Nabenhöhe gemäß dem Vorgehen in Kapitel 2.3 umgerechnet. Bei der Umrechnung der Volllaststunden wird für die Extrapolation der mittleren Windgeschwindigkeit nach dem Hellmann-Potenzgesetz ein Hellmann-Exponent von 0,25 angenommen, der auch dem Referenzertragsmodell des EEG zugrunde gelegt wird (Kapitel 2.2). Für die Umrechnung einer mittleren in eine weibull-verteilte Windgeschwindigkeit wird ein k-Wert von 2,0 festgelegt. Dieser Wert ist repräsentativ für das deutsche Festland und ergibt sich aus dem Mittel der k-Werte der Wetterdaten des DWD. Bei der Umrechnung werden die unteren Grenzen der Volllaststunden in den vier Windzone betrachtet. Dies ermöglicht es zu überprüfen, ob die gewählten Standard-Windkraftanlagen an den windschwächsten Standorten ihrer Windzone ausreichend hohe Volllaststunden erzielen. Die in Windzone 4 eingesetzte Enercon E138 erreicht unter diesen Annahmen mindestens 2406,8 h Volllaststunden, die in Windzone 3 eingesetzte Enercon E115 erreicht mindestens 2377,8 h Volllaststunden, die in Windzone 2 eingesetzte Enercon E101 erreicht mindestens 2705 h Volllaststunden und die in Windzone 1 eingesetzte Enercon E82 E4 erreicht mindestens 2418,4 h Volllaststunden. Die Umrechnung kann im Detail im digitalen Anhang 3 nachvollzogen werden.

Nachfolgend wird überprüft, ob die berechneten Volllaststunden der Standard-Windkraftanlagen für einen wirtschaftlichen Betrieb ausreichend sind. Die Ermittlung eines wirtschaftlichen Grenzwertes für Volllaststunden ist von zahlreichen Faktoren abhängig.

Windkraftanlagen unterscheiden sich typabhängig in ihren Planungs-, Finanzierungs-, Material- und Betriebskosten und den ortsabhängigen Grundstücks- und Erschließungskosten. Die Einnahmen sind abhängig vom Winddargebot und den erzielbaren Erlösen für jede produzierte kWh. Die Erlöse sind wiederum abhängig von den gesetzlich festgelegten Fördersätzen oder dem bei der Direktvermarktung erzielten Marktpreis für elektrische Energie. Weiterhin spielen kalkulatorische Erwägungen des Investors eine entscheidende Rolle. Der Investor legt z.B. mit der angenommenen Nutzungsdauer der Windkraftanlage fest, in welcher Zeit sich sein Investment amortisieren soll.

Die Komplexität der Berechnung der Wirtschaftlichkeit von Windkraftanlagen kann am Beispiel des österreichischen Windparks Großenhofen nachvollzogen werden . Der Windpark besteht aus sechs Starkwindanlagen des Typs Enercon E82 E2 mit einem Rotordurchmesser von 82 m, einer Nabenhöhe von 108 m bis 138 m und einer Nennleistung von 2,3 MW je Anlage. Im Ergebnis operieren die Windkraftanlagen bei 2285 h Volllaststunden aus betriebswirtschaftlicher Perspektive knapp unterhalb der Wirtschaftlichkeit. Werden externe Umweltkosten wie vermiedene CO2-Emmissionen berücksichtigt, wird aus volkswirtschaftlicher Perspektive ein knapper Überschuss erzielt. Die 2285 h Volllaststunden sind folglich ein aus der Praxis abgeleiteter Indikator für einen unteren Wert für wirtschaftliche Volllaststunden.

Das Umweltbundesamt (UBA) nimmt in der Studie „Potenziale für Windenergie an Land“ einen Grenzwert von 2200 h Volllaststunden an . Zur Berechnung der Volllaststunden wird eine nicht weiter spezifizierte Schwachwindanlage mit einem Rotordurchmesser von 115 m, einer Leistung von 3,2 MW in einer Nabenhöhe von 140 m verwendet. Die Wahl des Grenzwertes für Volllaststunden basiert auf einer Sensitivitätsanalyse, nach welcher bei 1600 h Volllaststunden ein nur sehr geringer Teil an Standorten ausgeschlossen wäre. Bei einem Wert jenseits der 2800 h Volllaststunden würde der Großteil der potenziellen Standorte in der BRD ausgeschlossen. Eine wirtschaftliche Betrachtung oder eine Standortanalyse wird nicht durchgeführt. Das IEE prognostiziert in der Studie „Windenergie Report Deutschland 2017“ für die in 2017 neu errichteten Windkraftanlagen im langjährigen Mittel 2738 h Volllaststunden .

Die Volllaststunden der in Tabelle 1 ausgewählten Standard-Windkraftanlagen liegen mit 2377,8 h bis 2705,4 h Volllaststunden im Bereich der Werte der oben zitierten Studien. Da die Einteilung der Standorte nach Windzonen und die Festlegung des unteren Grenzwertes für Volllaststunden auf einer Bestandsanalyse basieren, kann ein wirtschaftlicher Betrieb der Windkraftanlagen unterstellt werden. Denn es ist davon auszugehen, dass für jede Windkraftanlage der Bestandsliste eine positive Wirtschaftlichkeitsberechnung durchgeführt wurde, aufgrund derer eine reale Investition getätigt wurde.

4 Flächenanalyse

Die Gesamtfläche der BRD von 357.658,03 km2 wird in einer Flächenanalyse auf ihre Eignung für die Windenergieerzeugung untersucht. Dazu wird das in Kapitel 3.1 vorgestellte Raster in einer Auflösung von 200 m x 200 m genutzt, mit welchem die BRD in 14,3 Millionen Rasterzellen aufgeteilt wird. Für jede Rasterzelle wird ermittelt, ob in ihr Flächennutzungen vorliegen, die der Windenergieerzeugung entgegenstehen oder ob in ihr bereits Flächen für die Windenergieerzeugung ausgewiesen wurden. In vielen Flächenarten ist die Errichtung von Windkraftanlagen verboten, da der Schutz des Menschen, der Landschaft oder der Natur zu gewährleisten ist oder natürliche Hindernisse die Errichtung von Windkraftanlagen unmöglich machen. Einige dieser Flächen sind derart sensibel, dass bei der Errichtung von Windkraftanlagen ein Schutzabstand eingehalten werden muss.

Für die BRD liegt keine einheitliche Definition von Ausschlussflächen und der zu berücksichtigen Schutzabstände vor. Es existiert ein bundesweit geltendes Raumordnungsgesetz, welches die Grundlagen der räumlichen Entwicklung festlegt und die Aufgaben von Bund, Ländern und Regionen sowie die Verfahren für die Zusammenarbeit der Beteiligten definiert. Jedoch handelt es sich beim Raumordnungsgesetz um ein Rahmengesetz, von welchem die Landesplanungsbehörden der Bundesländer abweichen können. Im Sinne der föderalen Struktur der BRD liegt die eigentliche Durchführung der Raumordnung in der Hoheit der Landesplanungsbehörden der Bundesländer. Die jeweiligen Landesplanungsbehörden erstellen Raumordnungspläne für ihr Landesgebiet, in denen Vorgaben für die Flächennutzungsplanung der kommunalen Planungsträger definiert werden.

Die Vorgaben für die kommunalen Planungsträger sind Ergebnisse der jeweiligen Landesgesetzgebung oder basieren auf allgemeingültigen Verwaltungsvorschriften sowie auf Vorschriften oder Empfehlungen von Bundesbehörden. Die Vorgaben der Landesplanungsbehörden sind jedoch unterschiedlich konkret oder bewusst offen formuliert, sodass die Genehmigung einer Windraftanlage in der Regel eine Einzelfallentscheidung der zuständigen kommunalen Planungsbehörde ist. Dabei wird für jede beantragte Windkraftanlage auf kommunaler Ebene geprüft, ob sie in Konkurrenz zu anderen Formen der Flächennutzung steht. In diesem Fall wird abgewogen, welche Form der Flächennutzung im Einzelfall vorrangig zu bewerten ist. Gefährdet die Errichtung einer Windkraftanlage die Gesundheit des Menschen oder widerspricht sie dem Arten- oder dem Naturschutz, wird keine Genehmigung erteilt .

[...]

---

¹ Der Begriff „soziale Moderne“ nach Nachtwey beschreibt die Periode vom Ende der nationalsozialistischen Diktatur bis zur Mitte der Siebziger Jahre, die sich durch eine außergewöhnlich stabile und sozial abgesicherte Demokratie auszeichnet (Nachtwey 2016: 17).

² “Soziale Unsicherheit“ wird hier im Sinne von Robert Castel als „[…] ein Ereignis definiert, dass die Fähigkeit der Individuen beschränkt, selbstständig für ihre soziale Unabhängigkeit zu sorgen“ (Castel 2005: 33).

³ Die Erwerbsarmut besteht nach der Definition der Studie, wenn eine erwerbstätige Person in einem Haushalt mit einem verfügbaren Einkommen unterhalb der Armutsgrenze lebt (60% des Medianeinkommens) (vgl. WSI 2017a: 6).

⁴ Die (bereinigte) Lohnquote nahm einen analogen verlauf und sank zwischen 2003 und 2017 von ca. 72% auf ca. 69% (vgl. Statistischen Bundesam. Daten herausgearbeitet von: Blickpunkt-Wieso 2019).

⁵ Der Begriff „regressive Moderne“ betont die der Zeit zwischen den 70ern und der Gegenwart inneliegenden Widersprüche und gegenläufigen Entwicklungen. Nachtwey bezeichnet die Moderne als „regressiv“, weil da Niveau an Integration gegenüber der „sozialen Moderne“ zurückfällt (vgl. Nachtwey 2016: 74f).

⁶ Infolgedessen werden ALG-II-Bezieher_innen abgekoppelt, weil die Nettoverdienste stärker ansteigen, als die Leistungsbezüge des ALG-II (vgl. Geißler, Die Sozialstruktur Deutschlands, zitiert nach Nachtwey 2016: 163).

⁷ Durch das Dogma der „Schwarzen Null“ werden beide Tendenzen verstärkt, weil die Lücken des Sozialstaatshaushaltes nicht mit Schulden gefüllt werden dürfen und keine adäquaten Investitionen getätigt werden können (vgl. Ver.di 2018: 6ff). Ganz im Gegenteil sind Bund, Länder und Kommunen zum Erhalt der Handlungsfähigkeit gezwungen, Teile ihrer Verantwortlichkeit und ihres Eigentums an private Akteure zu verkaufen. Damit wird die angemessene Bearbeitung gesellschaftlicher Probleme leichtfertig in die Zukunft verschoben und eine Zuspitzung dieser in Kauf genommen (vgl. Ver.di 2018: 9ff).