Windkraft in Österreich - Entscheidungskatalog für die Planung und Errichtung von Windenergieanlagen

Inhaltsverzeichnis

1. Einleitung

2. Entstehung des Windes
2.1 Grundbegriffe
2.2 Wie entsteht Wind ?
2.3 Lokale Wind Systeme

3. Windmessung
3.1 Übersichtüber Sensoren
3.1.1 Schalenkreuz - Anemometer
3.1.2 Windrichtungsgeber
3.1.3 Luftdruck- und Temperaturgeber
3.1.4 Vermeidbare Fehler bei der Windmessung
3.1.5 konventionelle Messmethode
3.1.6 Windprofilmessung mit Schallwellen (SODAR)

4. Energie aus dem Wind

5. Aspekte zur Standortwahl
5.1 Allgemeine Punkte
5.2 Windklimatologie
5.3 Schallschutz

6. Stand der Technik - Anlagenbestandteile und Begriffe
6.1 Leistung
6.2 Rotor
6.2.1 Rotorblätter
6.3 Regelsysteme
6.3.1 Stall - Regelung
6.3.2 Aktiv-Stall Regelung
6.3.3 Pitch -Regelung
6.3.4 Kombinierte Systeme
6.4 Turm
6.5 Gondel
6.6 Getriebe
6.7 Generator
6.7.1 Polumschaltbarer Asynchrongenerator
6.7.2 Generator mit variablem Schlupf
6.7.3 Doppeltgespeister Asynchrongenerator
6.7.4 Generator mit Indirekte Netzankopplung
6.7.5 Permanenterregter Ringgenerator

7. WEA in Österreich (>30KW)

8. Windbereiche in Österreich
8.1 Auswertung der Messkurven
8.1.1 Wien, Niederösterreich, Burgenland
8.1.2 Steiermark und Kärnten
8.1.3 Salzburg und Oberösterreich
8.1.4 Tirol und Vorarlberg

9. Empfehlungen für die Auswahl v. WEA für typische Standortvarianten .
9.1 Aufstellung in Windparks
9.1.1 Beispielanlage Nordex N90 2300kW
9.1.2 Beispielanlage Vestas V80 2000kW
9.1.3 Beispielanlage Enercon E66 1800kW
9.1.4 Begründung für den Einsatz der Beispielanlagen in Windparks
9.2 Aufstellung in Gebirgsregionen
9.2.1 Beispielanlage Bonus 1,3 MW
9.2.2 Begründung für den Einsatz der Beispielanlage in Gebirgsregionen ..
9.3 Aufstellung als Einzelanlage
9.3.1 Beispielanlage Windtec 1500
9.3.2 Begründung für den Einsatz der Beispielanlage als Einzelanlage
9.4 Potentialabschätzung der elektr. Energieerträge
9.5 Investitionsberechnung

10. Zukünftige Entwicklungen

11. Zusammenfassung

12. Anhang

13. Abbildungsverzeichnis

14. Tabellenverzeichnis

15. Literaturverzeichnis

16. Index

Danksagung

An dieser Stelle möchte ich mich bei Hrn. Dr. Heinz Schmidt, Studiengangsleiter, für die kompetente Unterstützung und für die analytische Aufbereitung der Diplomarbeitsvorgaben bedanken. Weiters gilt mein Dank Hrn. Prof. Dipl.Ing. Emil Kleinbichler und Hrn. Prof. Dipl.Ing. Johannes Dorfner für die Begutachtung dieser Arbeit.

Diese Arbeit widme ich meiner Gattin Silvia und meinem Sohn Raphael, ohne deren Unterstützung und Verständnis diese Arbeit nicht möglich gewesen wäre.

Kurzzusammenfassung

Ziel der vorliegenden Arbeit ist, das Potential für Windenergieanlagen, zur Gewinnung elektrischer Energie, in Österreich abzuschätzen und standortspezifische Empfehlungen für geeignete Windenergieanlagen - Varianten zu entwickeln. Hierzu werden zunächst einige Grundlagenüber die Entstehung und Auswirkung des Windes unter verschiedenen Bedingungen erläutert. Globale Windsysteme und deren Einfluss auf regionale Windsysteme, sowie die Beschaffenheit des Bewuchses und der Bebauung eines Gebietes sind ebenso von Bedeutung für die Auslegung einer WindEnergieAnlage (WEA), wie die Kenntnisse der Windverteilung in den bodennahen Luftschichten. Für die Auswahl eines Windenergie-Standortes sind spezielle Meßmethoden für eine effiziente Windmessung einzusetzen. Diese Messungen ermöglichen eine effiziente Abschätzung der zu erwartenden Energieerträge und sind daher für die Planung und Errichtung einer Windenergieanlage notwendig. Neben der theoretischen Berechnung der Energie aus dem Wind, werden noch allgemeine Aspekte zur Standortwahl dokumentiert, wobei der Schallschutz besonders betrachtet wird. Der Stand der Technik soll einen ausführlichen Überblicküber die in Österreich zur Zeit installierten Windenergieanlagen geben und auf die aktuellen Anlagenkonzepte eingehen. In Ergänzung dazu, werden Windmessdaten automatischer Wetterstationen mit den anlagenspezifischen Winddaten der Windenergieanlagen verglichen und resultierend daraus potentielle Gebiete für die Windenergienutzung gesucht. Eine Betrachtung von drei typischen Anlagenkonzepten, soll zu einer Empfehlung für den Einsatz verschiedener Windanlagen führen. Eine Potentialabschätzung der Energieerträge und eine darauf basierende Investitionsrechnung soll einen Überblicküber die wirtschaftlichen Aspekte der Windenergie-Nutzung geben.

Abstract

The aim of the following paper is to demonstrate possibilities of using wind energy in Austria in order to produce electric power and to locate profitable sites for such enterprises. For this reason, it was necessary to discuss first the general fundamentals of meteorology and the latest scientific findings and perceptions in this field. On the basis of it, possible variants for installations are discussed. The study of global wind systems and their influence on regional wind conditions, depend on the circumstances of a certain site. In addition, the vegetation and topographical features are of great importance for the decision where to plan a wind power plant. A fundamental knowledge of the distribution of the various winds and the air layers near the ground is compulsory. For an effective choice of a site, special methods of measuring should be applied, which allow to calculate the probable results of energy earnings. These are important factors for the realization of a profitable installation of wind power plants(WEA). Apart from the discussion of these factors and the display of theoretical calculation charts, some general aspects of the choice of proper sites are debated in this paper, including the discussion of the sound emission. A survey of the present state of technical knowledge should give an overview of the already existing wind power plants in Austria. It opens the view for concepts for future facilities. For this purpose, measurement data are compared with meteorological observation data, eventually resulting in the selection of potential sites. A discussion of the three different concepts for wind power plants leads to a recommendation of specific facilities for certain Austrian sites. The consideration of the potential of the power-output and based on this, the calculation of the capital investment, should give an overview of the economic aspects for the use of wind energy.

1. Einleitung

Der elektrische Energieverbrauch in Österreich stieg innerhalb der letzten Jahre kontinuierlich. Eine Reduktion der Kohlendioxid-Emissionen um 13 % bis 2012, ist nach dem Kyoto -Protokoll, welches auch von Österreich ratifiziert wurde, notwendig. Nach dem Elektrizitäts- und Wirtschaftsorganisationsgesetz (ElWOG) ist Österreich verpflichtet, 4% des aktuellen Stromverbrauches, aus erneuerbaren Energieträgern zu gewinnen. Eine wichtige Rolle dabei, könnte die Gewinnung elektrischer Energie aus dem Wind sein. Abschätzungen des Windenergie-Potentials ergaben, dass bis zu 2% des Stromverbrauches hiermit abgedeckt werden könnten. Die Nutzung der Windenergie ist eine der kostengünstigen Formen der Energiegewinnung. Installationskosten pro kWh liegen in der Größenordnung jener von Wasserkraftwerken. Die Windkraftnutzung hat somit ein hohes wirtschaftliches undökologisches Potential.

Ziel der vorliegenden Arbeit ist, das Potential für Windenergieanlagen, zur Gewinnung elektrischer Energie, in Österreich abzuschätzen und standortspezifische Empfehlungen für geeignete Windenergieanlagen- Varianten zu entwickeln. Hierzu werden zunächst einige Grundlagenüber die Entstehung und Auswirkung des Windes unter verschiedenen Bedingungen erläutert.

2. Entstehung des Windes

2.1 Grundbegriffe

Wind ist bewegte Luft, fungiert als Transportmedium aller Lufteigenschaften und stellt somit eine besondere Form erneuerbarer Energie dar. Alle anderen meteorologischen Elemente sind nur besondere Lufteigenschaften. Der Wind besitzt vektoriellen Charakter und wird von zwei Kenngrößen bestimmt(1):

Windrichtung : gibt die Herkunftsrichtung der Luft an. Zur Bezeichnung werden die Anfangsbuchstaben der englischen Bezeichnungen der 4 Hauptwindrichtungen (N, E, S,

W) verwendet. (1)

Windgeschwindigkeit : wird in m/s oder km/h gemessen, wobei auch eine Angabe in Knotenüblich ist. Die Zuordnung der Windgeschwindigkeit zur Windstärke erfolgt in Form einer Tabelle (Tab. 1). Eineübliche Angabe der Windstärke erfolgt auch in Beaufort.

Beauforttabelle

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Tab. 1: Zuordnung der Windgeschwindigkeit zur Windstärke (4)

Zu den Eigenschaften des Windes gehört, dass er keine gleichmäßige, parallele Luftströmung dargestellt, sondern durch seitliche und vertikale Strömungskomponenten, Pulsationen und durch Wirbel geprägt ist. Diese Eigenschaften nennt man Turbulenzen (Abb. 1). Unregelmäßige Schwankungen (Böigkeit) entstehen durch diese Turbulenzen, wobei in Richtungs- und Geschwindigkeitsböigkeit unterschieden wird. (1)

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Abb. 1: Luftschichtungen bei hoher und niedriger therm. Turbulenz (1)

Die horizontale Komponente diese Luftströme wird als Wind bezeichnet, die vertikalen Luftströme nennt man Auf- oder Abwinde. Im Regelfall kommen die horizontalen Strömungenöfters vor als die vertikalen (1).

2.2 Wie entsteht Wind ?

Wind entsteht durch die Einwirkung der Sonne. Die Sonne gibt an die Erde gewaltige Mengen an Energie ab, in Zahlen ausgedrückt ist das pro Stunde eine Leistung von 100 000 000 000 000 kW. Von dieser Energiemenge werden ca. ein bis zwei Prozent in Windenergie umgesetzt.

Durch die Kugelform der Erde werden die Gebiete um 0 Grad geographischer Breite (Äquator) durch die Sonneneinstrahlung stärker erwärmt als der restliche Teil der Erde. Ein Infrarotbild (Abb. 2) der Erde zeigt die verschiedenen Temperaturen an der Oberfläche der Meere. Die heißen Gebiete sind in Rottönen dargestellt, die kühleren Zonen in Blautönen. Die Luftüber den warmen Gebieten erwärmt sich und steigt bis in eine Höhe von 10 km auf. Anschließend breitete sie sich nach Norden und Süden aus.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abb. 2: Temperaturverteilung auf der Erde (2)

Durch die Drehbewegung der Erde wird die Luftbewegung abgelenkt (2). Verantwortlich dafür ist die sogenannte Corioliskraft (ablenkende Kraft der Erdrotation - letzten Endes eine Trägheitskraft), die alle Bewegungen (Abb. 3) - also auch den Wind rechtwinklig, zu ihren jeweiligen Bewegungsrichtungen ablenkt.

Auf der Nordhalbkugel wird die Luftströmung nach rechts, und auf der Südhalbkugel nach links abgelenkt (1). Die Corioliskraft ist auch verantwortlich für unterschiedliche Hauptwindrichtungen in verschiedenen geographischen Lagen:

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Abb. 3: Globale Windsysteme (5)

Rossby - Zirkulation: entsteht zwischen 30. und 70. nördlichem Breitengrad- damit gelangt warme Luft zu den Polen und kalte Luft zum Äquator - wellenförmiger Verlauf (5) Hadley - Zirkulation: zwischen 30 Grad südlich und 30 Grad nördlicher Breite. Transportiert tropisch warme und feuchte Luftmassen. Nord-Ost und Süd-Ost Passatwinde entstehen durch den Einfluss der Erddrehung(Corioliskraft) (5)

Durch die lokalen Unterschiede der solaren Einstrahlung auf die Erde und durch die Verteilung von Kontinenten und Meeren ergibt sich ein weltweites System von unterschiedlichen Winden (u.a. Passat Winde). Diese Luftbewegungen spielen sich in großen Höhen ab (geostrophischer Wind - ab 1000m (2)) - eine Nutzung dieser Energie ist daher nicht möglich. Allerdings beeinflussen diese Atmosphärenbewegungen auch die Bewegung der Luftmassen in tieferen Lagen, wo eine Nutzung der Windenergie möglich ist.(3)

2.3 Lokale Wind Systeme

Mit zunehmender Nähe zum Boden werden die globalen Windsysteme von den Gegebenheiten an der Erdoberfläche beeinflusst. Die Grenze, ab der die lokalen Effekteüberwiegen, wird planetarische Grenzschicht genannt (Abb. 4). Die Höhe der Grenzschicht variiert je nach Ort, Zeit, Wetterlage, Topographie und Bodenrauhigkeit. (3)

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Abb. 4: Hö henabhängigkeit der Windgeschwindigkeit nach Kaltschmitt (3)

Einfluss der Bodenrauhigkeit

Je mehr Bewuchs ein Gebiet aufweist oder je dichter ein Gebiet bebaut ist, umso mehr wird der Wind gebremst - d. h. je größer die Rauhigkeit des Bodens ist, um so mehr wird die Windgeschwindigkeit beeinflusst(2). Eine Einteilung der Landschaft in vier verschiedene Rauhigkeitsklassen ermöglicht die Windverhältnisse zu bewerten (Tab. 2).

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Tab. 2: Rauhigkeitsklassen und Rauhigkeitslängen (2)

Die Rauhigkeitsklasse 3 - 4 entspricht einer Landschaft mit viel Bewuchs oder mit vielen Gebäuden. Ebene, nur mit niedrigem Bewuchs (Gras) versehene Landschaften, haben dagegen eine Rauhigkeitsklasse von 0,5 (2). Die Rauhigkeitslänge ist die Höheüber dem Boden, wo die Windgeschwindigkeit den theoretischen Wert Null erreicht (2).

Die Abhängigkeit des Windes von der Höhe

Je höher die Rauhigkeitsklasse ist, umso schneller nimmt die Windgeschwindigkeit ab, je näher man den Boden kommt. Dies wird als Windscherung (Abb. 5) bezeichnet. Diese Tatsache ist auch für die Standortfindung von Windkraftanlagen von Bedeutung.

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Abb. 5: Windscherung (2)

Hindernisse im Wind

Hindernisse im Luftstrom, wie z. B. Gebäude oder Bäume, sowie Felsformationen bremsen den Wind und führen zu Turbulenzen. Die Abbildungen (Abb. 6, Abb. 7) zeigen die Umströmungen und die Turbulenzen rund um das Hindernis. Die Ausdehnung der Turbulenzen ist in der Regel wesentlich größer, als das Hindernis selbst. Für die Anordnung vom Windkraftwerken, ist daher ein entsprechender Abstand zu Hindernissen einzuplanen - das gilt besonders für Hindernisse die sich vor den Anlagen befinden (2).

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Abb. 6: Hindernisse im Wind(2)

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Abb. 7: Hindernisse im Wind(2)

Durch das Anströmen von flachen Hügeln (Abb. 8) wird die Windgeschwindigkeit, infolge einer Strömungsumlenkung, erhöht. Die Windgeschwindigkeit ändert sich ohne störende Auswirkungen und ohne störende Turbulenzen. Diese Geländeformationen sind daher geeignete Standorte für Windkraftanlagen.

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Abb. 8: Anstieg der Windgeschwindigkeit auf flachen Hügeln(5)

Im Gegensatz dazu führen Hindernisse im Wind teilweise zu extrem langen Störungen, bzw. zu einer erheblichen Herabsetzung der Windgeschwindigkeit (Abb. 9).

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h Hö he des Hindernis

Abb. 9: Herabsetzung der Windgeschwindigkeit durch Hindernisse (1)

Die folgende Grafiken veranschaulichen wie die Windgeschwindigkeit (Abb. 10) bzw. wie die Windenergie (Abb. 11) nach dem Hindernis beeinflusst wird. Die grauen Felder sind die verschieden starken Windschatten, die Zahlen sind die Prozentangaben von den Werten ohne Hindernis.

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Abb. 10: Windgeschwindigkeit in Prozent hinter einem Hindernis (2)

Wie aus den Grafiken ersichtlich, ist hat sich die Windgeschwindigkeit in einer Höhe von 50 m (Abb. 10), durch das Hindernis, um etwa 3 Prozent verringert, die Windenergie (Abb. 11) im Gegensatz dazu aber um ca. 10 Prozent verringert.

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Abb. 11: Windenergie in Prozent hinter einem Hindernis (2)

3. Windmessung

Windmessungen sind für die Ertragsprognosen von Windkraftanlagen unumgänglich. Diese Messungen werden in Vorfeld von Planungen durchgeführt und stellen an die Methoden, Messaufbauten und die verwendeten Messgeräte hohe Anforderungen. Bereits geringe Abweichungen in den Messergebnissen, oder ein fehlerhafter Messaufbau führen unweigerlich zu falschen, hochgerechneten Energieerträgen in den Prognoserechnungen. Die nachfolgende Abbildung (Abb. 12) zeigt eine Berechnung von fehlerhaften Messergebnissen.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abb. 12: Darstellung Fehlmessung (6)

Für eine genaue Messung ist die richtige Wahl von Sensorik und Messaufbau entscheidend. Werden hier bereits Fehler gemacht, kann das gesammelte Datenmaterial nicht für eine sinnvolle Auswertung verwendet werden. Gerade, wenn später ein Windgutachter mit der Standortanalyse betraut wird, sollten möglichst zuverlässige Messergebnisse zur Verfügung gestellt und der korrekte Aufbau der Messeinrichtung nachgewiesen werden können. Wie obiges Beispiel zeigt, sind auf Grund unzureichender Daten oder ungenauer bzw. falscher Messeinrichtungen, erhebliche Unterschiede in den kalkulierten Jahresertragleistungen zu erwarten.

Bei Prognosen muss grundsätzlich mit Sicherheitsabschlägen gerechnet werden. Unsicherheiten entstehen schon dadurch, dass die angewandten mathematischen Verfahren eine Idealisierung der Windverhältnisse voraussetzen und die Berechnungen im komplexen Gelände sehr schwierig sind.

3.1 Übersichtüber Sensoren

3.1.1 Schalenkreuz - Anemometer

„ Für die Erfassung der Windgeschwindigkeit haben sich Schalenkreuz-Anemometer als Standard bei der Windenergie-Messtechnik durchgesetzt. Diese Sensoren weisen bei der korrekten Erfassung von Luftströ mungen zwar auch einige Nachteile auf (Trägheit der Schalen, „ Overspeeding “ -Effekt), die aber bekannt und erwiesenermaßen nachrangig sind. Wichtig ist die Linearität des Ausgangssignals und die Unempfindlichkeit des Gebers gegenüber von Mast und Traversen hervorgerufenen Turbulenzen und Schräganströ mungen. Anemometer mit großen Schalen weisen hier sehr viel bessere Eigenschaften auf als Geber, deren Schalen im Verhältnis zum eigenen, womö glich sogar kantigem Schaft klein sind. “ (6)

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abb. 13 : Schalenkreuz Anemometer(6) Abb. 14: Windrichtungsgeber(6)

Um die Drehbewegung in elektrische Signale umzuwandeln, werden optoelektronische Übertrager oder Wechselspannungsgeneratoren verwendet. Vorteil der optische Wandler ist die hohe Abtastrate (10 Hz pro m/s) (6), damit können auch kurze Schwankungen in der Windgeschwindigkeit, z.B. durch Turbulenzen ausgewertet werden.

3.1.2 Windrichtungsgeber

„ Zur Bestimmung der Windrichtung werden immer häufiger analoge, potentiometrische Geber eingesetzt, weil diese eine feine Auflö sung (1 ° ) haben und nur sehr wenig Betriebsstrom benö tigen. Zu beachten ist, dass das Ausgangssignal den gesamten Bereich von 360 ° lückenlos abdeckt. Kostengünstige Fahnen weisen - da intern nur ein sehr einfaches Potentiometer eingebaut ist - leider häufig eine erhebliche Nordlücke auf. Solche "low cost"-Geber haben oft auch eine begrenzte Lebensdauer, weil die interne Elektromechanik der dauernden Belastung nicht gewachsen ist. “ (6)

„ Bei Größ e und Gewicht der Fahnen gibt es (wie beim Preis) erhebliche Unterschiede. Schwere Fahnen "stehen" ruhiger im Wind und großflächige Leitbleche reagieren bereits bei sehr geringen Windgeschwindigkeiten: beide Kriterien sind für die Windenergieprognosen eher zweitrangig. “

Die Fahne wird in Normalfallüber ein 4-adriges Kabel an das Meßsystem angeschlossen. Das ermöglicht die Kompensation des Kabelwiderstandes der Zuleitung. Dadurch führen auch lange Anschlussleitungen zu keiner Verfälschung der Messwerte. Das Messwertaufnahme - System (Software) muss außerdemüber die Möglichkeit verfügen den sog. "Nordsprung" bei wechselnder Windrichtung zu berücksichtigen. Da bei wechselnden Windrichtungen die Fahneüber den Nordsprung pendelt ergeben sich damit auch wechselnde Gradanzeigen. Geeignete Systeme (Software) weisen diese Sprüngeüber Norden nicht als Mittelwert von z.B. 350 Grad und 10 Grad(6) aus, sondern als Nord- Richtung.

3.1.3 Luftdruck- und Temperaturgeber

Luftdruck und Temperatur spielen bei der Planung ebenfalls eine Rolle. Der Einfluss der ermittelten Temperatur und Luftdruckgrößen ist aber zweitrangig. Als Alternative können Daten nahegelegener Wetterstationen genutzt werden. Dadurch ist aber der Aufwand für die Beschaffung der Daten höher.

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Abb. 15: Luftdrucksensor(6)

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Abb. 16: Temperatur - Luftfeuchtesensor(6)

3.1.4 Vermeidbare Fehler bei der Windmessung

Um weitgehend ungestört die horizontale Windströmung messen zu können, sind unbedingt geeignete Anemometer (Abb. 17) zu verwenden. Dabei ist darauf zu achten, dass die Schalen der Anemometer nicht zu klein und das Gerät selbst keine kantige Form hat. Anemometer mit kantigen Körpern sind meistens sehr empfindlich gegenüber Schräganströmungen und Turbulenzen.

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Abb. 17 : geeignete Anemoeter wählen (6)

Vor jeder Windmessung sollten (auch hochgenaue) Anemometer im Windkanal geeicht werden (Abb. 18). Das bringt auch die Sicherheit, durch genaue Messwerte präzise Ertragsprognosen zu erhalten.

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Abb. 18: Eichung eines Anemometers(6)

Durch die Nähe eines Mastes oder einer Traverse treten immer Turbulenzen auf, daher ist die Montage (Abb. 19) der Windgeber von entscheidender Bedeutung. Weiters ist auch auf eine stabile Halterung zu achten, damit keine Schwingungen auftreten.

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Abb. 19: Montage eines Anemometer (6)

Das Anemometer muss aus jeder Richtung frei und ungehindert vom Wind angeströmt werden können (Abb. 20). Das heißt, eventuelle Blitzfänger oder Windfahnen dürften nicht in unmittelbarer Nähe des Anemometer montiert werden.

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Abb. 20: Abschattung der Messgeber (6)

Wichtig ist auch die richtige Messhöhe (Abb. 21). Anemometer dürfen nicht zu tief montiert werden, da durch Abschattungen von Gebäuden oder Bewuchs die Messungen beeinflusst werden können. Weiters sind in tiefen Lagen die Turbulenzen meist größer. Die Berechnung eines Höhenprofiles erfolgt mit einer logarithmischen Formel und ist nur eine Annäherung. Wenn die Windgeber zu nah beieinander montiert werden, können die Daten für die Höhenprofil-Berechnung nur bedingt verwendet werden, da die Differenz der beiden Werte zu klein ist.

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Abb. 21: Richtige Wahl der Messpunkte

3.1.5 konventionelle Messmethode

Für die Planung einer Windkraftanlage wäre es optimal, die Windgeschwindigkeit in Nabenhöhe zu messen. Dies ist aber im Regelfall nicht möglich, da das Windkraftwerk noch nicht errichtet ist und außerdem die Messung eine Grundlage für die Konstruktion ist.

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Abb. 22: Vergleich Messanordnung - Berechnung (6)

Ein geeigneter Messmast ist mit der benötigten Höhe (Abb. 22) sehr teuer und die Installation ist sehr aufwendig.

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Abb. 23: Messanordnung -Messmast (6)

Daher werden mittels eines niedrigeren Messmastes (Abb. 23) und mittels zweier Anemometer die Windwerte in niedrigeren Höhen gemessen. Mittels Hochrechnung auf die entsprechende Nabenhöhe (durch einen logarithmischen Ansatz) können die Windverhältnisse in der später benötigten Höhe dargestellt werden.

3.1.6 Windprofilmessung mit Schallwellen (SODAR)

ƒ SODAR - Sound Detection and Ranging von der Fa. WINDTEST Grevenbroich GmbH(7)

Einleitung

„ Das SODAR-System ist ein akustisch arbeitendes Messverfahren, welches die windspezifischen Größ en wie z.B. die Wind-Geschwindigkeit und -Richtung erfasst. Drei generierte Schallimpulse werden nacheinander unter definiertem Winkel in drei Raumrichtungen ausgesendet. Das an Inhomogenitäten aus der Atmosphäre zurückgestreute Signal wird auf Dopplerverschiebung analysiert. Diese zeitaufgelö ste Verschiebung ist ein Maßfür die Windgeschwindigkeit aus einer definierten Messhö he und beinhaltet die Messgröß en zur Errechnung der Windrichtung.

Das Sodarsystem ermö glicht die berührungslose Messung der Windverhältnisse vom Erdboden aus. Die aufwendige Installation von Windmessmasten (WMM) mit der derzeit zum Standard zählende Sensorik - kalibrierte Anemometer und Windfahnen - entfällt gänzlich. Die Hö he der WMM stöß t an ihre Grenzen. Nabenhö hen bei modernen WEA von 100 m sind keine Seltenheit mehr. Die Errichtung von WMM die diese Anlagen vermessen kö nnen, ist sehr kostenintensiv “ .

Systembestandteile

„ Das System besteht aus den drei grundlegenden Bestandteilen.

- Antennensystem mit Lautsprecher-Array und akustischer Abschirmung.
- Akustischer Signalprozessor mit Sende- und Empfangseinheit sowie eine Prozessrechner mit Fast - Fourier Analyse zur Bestimmung der Doppler- Verschiebung.
- Computer mit Bedien- und Anzeigesoftware “ .

Warum SODAR?

„ Das SODAR-System stellt einen mobilen Mast -Ersatz für Messhö hen bis zu 200 m dar. Das Messsystem ist schnell zu installieren und kann somit an mehreren nahegelegenen Messstandorten eingesetzt werden. Es ist durch seine geringe Abmessung keine optische Beeinträchtigung. Durch die einstellbare Auflö sung kann in Hö henstufungen von 5 oder

10 m gemessen werden. Das System wurde so konzipiert, dass es autarküber mehrere Tage betrieben werden kann. Ein weiterer großer Vorteil ist, dass keine Baugenehmigung für die Installation eines SODAR-System erteilt werden muss.

Im Gegensatz zum WMM kann ein SODAR-System auch in komplexem und schwer zugänglichen Gelände eingesetzt werden. Die Akzeptanz der Bevö lkerung zeigte sich bei zahlreichen Messungen als positiv “ .

Vergleich SODAR mit herkömmlichen Anemometern

„ Durch die 3-Komponentenmessung und der Neigung zweier ausgesendeter Impulse, werden die ermittelten Ergebnisse aus einem kegelfö rmigen Messvolumen bestimmt. Durch die Kö rpersymmetrie und die Anbringung des Anemometers am oder auf dem WMM findet stets eine Punktmessung statt. Das SODAR-System kann durch seine einstellbare Hö henauflö sung ein Windprofil darstellen. Vergleichbare Ergebnisse kö nnte nur ein WMM mit 20 angebrachten Anemometern in 5 m Abständen und zusätzlich auf gleicher Hö he und in gleicher Anzahl installierte Windfahnen liefern. Aufgrund des akustischen Messprinzips misst das SODAR-System absolut reibungsfrei. Schalensternanemometer beispielsweise unterliegen der Massenträgheit. So kommt es bei rasch abflachendem Wind zum „ overspeeding-Effekt “ . Die horizontale Windgeschwindigkeit wird beim SODAR-System durch eine Vektormessung ermittelt. Beim Anemometer erfolgt eine skalare Messung der horizontalen Windgeschwindigkeit. Die Errichtung eines WMM entfällt bei der Messung mit SODAR gänzlich. Durch Schräganströ mung von Anemometern wird nicht nur die reine horizontale Wind- Geschwindigkeit gemessen.

Im Betrag der Windgeschwindigkeit befindet sich ebenfalls die Komponente der vertikalen Windgeschwindigkeit. Dies führt zu einer Verfälschung des Messergebnisses. Beim SODAR-System kann durch die vektorielle Messung eindeutig zwischen horizontaler und vertikaler Windgeschwindigkeit unterschieden werden. Genauer noch, kann speziell nur die Vertikalkomponente des Windes untersucht werden um z.B. Turbulenzintensitäten zu messen “ .

Leistungskurve

Beim Vergleich einer konventionell gemessenen Leistungskurve eines WEA mit einer Leistungskurve gemessen mit dem SODAR-System konnte folgendes festgestellt werden:

„ Im unteren bis mittleren Windgeschwindigkeitsbereich von 2 bis ca. 12 m/s kann das SODAR-System für die Leistungskurvenvermessung annähernd die gleichen Ergebnisse und Kurvenverläufe aufweisen wie die Referenzmessung. Der Verlauf der Leistungskurven ist nahezu identisch, die Streuung der Windeinzelwerte ist bei der SODAR-Messung jedoch größ er. Im hohen Windgeschwindigkeitsbereich vonüber 12 m/s treten Abweichungen auf. Diese Streuungen kö nnen durch die verminderte Signalgüte des SODAR-System bei hohen Windgeschwindigkeiten erklärt werden. Durch den hö heren Geräuschpegel bei hohen Windgeschwindigkeiten, sinkt das Signal/ Rauschverhältnis (SNR) und die Zuverlässigkeit des detektierten Signals nimmt ab. „ die relative Abweichung der mit SODAR bzw. WMM gemessenen Leistungskurven ist im Bereich bis 12 m/s kleiner 3 %. Die lauteren Umgebungs-Geräusche wurden teilweise durch abstehende meteorologische Messgeräte, wie z.B. Temperatur- und Regensensoren, verursacht. Durch Demontage der genannten Messtechnik und Montage an geeigneteren Stellen wurde das Problem der lauten Nebengeräusche gelö st “

Windprofilanalyse

“ Immer häufiger kommt es bei der sich rasant entwickelnden WEA-Industrie zu System- Ausfällen. Gründe hierfür sind oft Lager- oder Getriebeschäden aufgrund von z.B. Materialermüdung und/ oder Material- Überlastung. Durch die Darstellung von real vorherrschenden Windprofilen an WEA-Standorten, kann die reale Belastung bzw. der „ Windangriff “ an Rotor und somit auf Lager und Getriebe veranschaulicht werden “ .

“ Geht man von einer Nabenhö he von 100 m und einem Rotordurchmesser von 80 m aus sind im strukturiertem und komplexem Gelände Belastungen zu erwarten. Im Bereich der unteren Rotorhälfte bis zur Nabe findet eine Windgeschwindigkeitszunahme von ca. 8 m/s statt. Über die Nabenhö he hinaus verringert sich die Windgeschwindigkeit um ca. 5 m/s. Dies ist gleichzeitig gekoppelt mit einer Windrichtungsscherung Starke Belastungen und Beanspruchungen der einzelnen Systemkomponenten sind zu erwarten “ .

Zusammenfassung

“Das SODAR-System ist ein akustisch arbeitendes Messverfahren, welches die windspezifischen Größ en wie z.B. die Windgeschwindigkeit und- Richtung erfasst. Erstmals wurde versucht, die Leistungskurve einer Windenergieanlage (WEA), sprich den Verlauf der abgegebener elektrischer Leistung in Abhängigkeit von der Windgeschwindigkeit, mit dem SODAR-System zu vermessen. In stark strukturierter Umgebung konnte mit Hilfe des Systems die Turbulenzintensität bestimmt werden. Durch die einstellbare Hö henauflö sung, kö nnen Windprofile in 5 oder 10 m Stufungen dargestellt werden. Durch Gegenüberstellung von Windprofilen und WEA mit Nabenhö hen von ca. 100 m und Rotordurchmessern von bis zu 80 m kann der ungleichfö rmige „ Windangriff “ am Rotor der WEAs veranschaulicht werden “ .

4. Energie aus dem Wind

Die im Wind enthaltene kinetische Energie kann technisch mit Hilfe eines Energiewandlers (Windkraftwerk) genutzt werden. Dieser Energiewandler setzt die kinetische Energie des Windes in mechanische Arbeit um. Dies wurde erstmals in den Jahren 1922 bis 1925 von Albert Betz erkannt(5).

Durch die Anwendung elementarer physikalischer Gesetze zeigte er, dass die in einem Luftstrom enthaltenen mechanische Leistung, welche durch eine bestimmte Querschnittsfläche strömt, in Abhängigkeit zu dem Querschnitt steht. Weiteres stellte Albert Betz fest, dass nur eine bestimmte Leistung dem Luftstrom entnommen werden kann, um einen optimalen Strömungsverlauf vor und hinter dem Energiewandler zu erreichen.(5)

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Die im Wind enthaltene Energie entspricht der Masse der Luft, mit der entsprechenden Windgeschwindigkeit laut Formel (4.1)(5). Da dem Wind die Energie, nur aus der vom Rotor begrenzten Fläche entzogen werden kann, ergibt sich für die Leistung des Windes folgendes:

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Da dem Wind nur eine auf eine bestimmte (begrenzte) Fläche bezogene Energie entnommen werden kann - Kreisfläche des Rotors - ergibt sich folgende durch die Fläche A fließende Energiemenge (Formel 4.4) - bestimmbarüber den Massenstrom:

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Mit zunehmender Strömungsgeschwindigkeit steigt die im Wind enthaltene Leistung exponentiell an. Durch Abbremsung der Luftmassen kann die im Wind enthaltene kinetische Energie in mechanische Drehbewegung umgewandelt werden. Eine der Grundlagen für die Funktion dieser Energieumwandlung ist, wie viel Energie dem Luftstrom entzogen werden kann, ohne, dass ein Abriss der Luftströmung entsteht. Durch den Entzug der mechanischen Leistung bei gleichbleibendem Windstrom ergibt sich, dass die Windgeschwindigkeit hinter dem Energiewandler abnehmen muss. Da der Massenstrom konstant bleibt, die Geschwindigkeit aber sinkt, muss es zu einer Aufweitung des Querschnittes hinter dem Wandler kommen.

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Abb. 24 : Strö mungsverhältnisse hinter und vor einem Windkraftwerk(2)

Für eine Definition der maximalen Leistungsentnahme aus dem Luftstrome, muss man die Verhältnisse vor und nach dem Energiewandler betrachten.

Die aus dem Wind entzogene Leistung errechnet sich aus der Differenz (Formel 4.5) der Leistung P1 vor dem Rotor und der Leistung P2 nach dem Rotor :

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Abb. 25: Strö mungsverhältnisse beim Entzug mechan. Leistung durch ein idealisiertes Windrad nach Betz(5)

Die Strömungsröhre weitet sich auf, da auf Grund des Massenerhaltungsgesetzes in den Flächen A1, A und A2 der Massendurchsatz m gleich ist. Die Dichte ρ wird als konstant angenommen.

Unter der Voraussetzung (nach Froude - Rankine)(5) das :

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

(arithmetisches Mittel aus der Geschwindigkeit v1 vor dem Rotor und der Geschwindigkeit v2 nach dem Rotor.) ergibt sich der Massendurchsatz m daher:

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Die mechanische Leistung ergibt sich daher in Abhängigkeit von der Windgeschwindigkeit:

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Der Betzsche Leistungsbeiwert cP definiert die Energieentnahme eines idealen Windrades. Der Leistungsbeiwert ist der Quotient aus entzogener Leistung, zu im Wind enthaltener Leistung.

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Durch Unformung ergibt sich der Betzsche Leistungsbeiwert als Verhältnis der Geschwindigkeiten vor und nach dem Windrad - der Leistungsbeiwert ist daher nur abhängig wie stark der Wind abgebremst wird.

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Wenn die Windgeschwindigkeit um zwei Drittel reduziert wird, erreicht der Betzsche Leistungsbeiwert sein Maximum. Durch Differenzieren und Bestimmung der Nullstelle kann dieser Ansatz bewiesen werden.

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Eine graphische Darstellung (Abb. 26) zeigt, dass der Leistungsbeiwert bei dem Geschwindigkeitsverhältnis von v1 zu v2 = 1/3 sein Maximum erreicht.

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Abb. 26: Verlauf des Leistungsbeiwerte vor und hinter dem Windrad (2)

Bei Betrachtung der Gesamtleistung des Windes, der Leistung die von dem Windkraftwerk auf Grund des Betz´schen Gesetzes maximal nutzbar ist und der von der Windkraftanlage maximal abgegeben Leistung, ergibt sich folgendes Bild (Abb. 27):

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Abb. 27: Leistung des Windes (2)

5. Aspekte zur Standortwahl

Als Standort - Bestimmung kann man die Abschätzungen der mittleren Leistungen der jeweils ausgewählten Windturbine, für einen oder mehrere Standorte sehen. Eine umfassende Standortbestimmung beinhaltet außer den klimatologischen Aspekten, auch die Betrachtung von Umweltaspekten, die entsprechenden Behördengenehmigungen, sowie die Betrachtungen der vorhandenen oder zu errichtenden Infrastrukturmaßnahmen (8).

Als wichtiger Punkt ist auch die Schallimmission einer Windkraftanlage (WEA) zu sehen.

5.1 Allgemeine Punkte

Als einleitende Maßnahmen sollten vor der Planung einer WEA oder eines Windparks folgende Punkte betrachtet werden, um die Eignung eines Standortes festzustellen (aus Leitfaden für die Genehmigung für Windkraftanlagen in NÖ (9)):

ƒ-Feststellung der Windklimatologie
ƒ-Welcher Flächenbedarf ist notwendig
ƒ-Flächenwidmungsplan für das entsprechende Terrain ƒ
-Grundstücksablösen und Eigentumsrechte ƒ
-Natur- und Landschaftsschutz, Ortsbild
ƒ-Luftfahrtshindernisgebiet
ƒ-Radarbereiche
ƒ-Mindestabstände zu bewohntem Gebieten, Bauwerken, Straßen,...
ƒ-Anbindung an dasöffentliche Straßennetz (für LKW geeignet)
ƒ-Möglichkeit zur Anbindung an das Mittelspannungsnetz (10 kV oder 20 kV- Leitung)
ƒ-Anbindungs-Genehmigung durch die EVU
ƒ-Technische Auslegung der Windkraftanlage (Statik, Schallimmission,...) ƒ Einvernehmen mit der Baubehörde
ƒ-Einvernehmen mit der Bevölkerung ƒ Bürgerbeteiligung
ƒ-Informationen bereitstellen ƒ Finanzierung sicherstellen
ƒ-Gesellschaftsformen und Beteiligungen festlegen ƒ Gründung vom Betreibergesellschaften

5.2 Windklimatologie

Die Auswahl geeigneter Standorte erfolgt durch Analyse von Statistiken, entweder von bereits vorhandenen Windkraftwerken in der näheren Umgebung (maximal 100 Kilometer) oder durch Analyse vom Messwerten geeigneter Messstationen (Wetterstationen). Weiters sind auch durch Betrachtung der Umwelt geeignete Gebiete zu erkennen. Besonders geeignet dafür sind flache Gebiete mit geringem Bewuchs (geringe Rauhigkeit) oder flache Hügellandschaften die den Wind noch zusätzlich ablenken und verstärken können.

Auch durch Einbeziehung von Stationen, die sich in ähnlich topographischer Lage befinden wie die zu untersuchenden Stationen, können potentielle Standorte gefunden werden.

Eine detaillierte Ertragsprognose kann aber erst nach umfangreichen Windmessungen direkt am vorgesehenen Standort (siehe Kapitel Windmessungen) erstellt werden (8).

Auswahl der Windbeobachtungsstationen

An den ausgewählten Standorten für die Windmessung sollten keine Hindernisse (Bäume, Gebäude,... ) vorhanden sein, um eine unbeeinflusste Strömung auf die Windmesseinrichtungen zu ermöglichen. Die Umgebung sollte flach oder leicht hügelig sein, um lokale Beschleunigungseffekte des Windes aufgrund der Orographie auszuschließen

Auch in einem Umkreis von bis zu zwei Kilometern sollte die Umgebung im Bezug auf Bodenrauhigkeit (Bewuchs, Bebauung), der Bodenrauhigkeit des Messpunktes entsprechen.

Ab einer Entfernung von zwei Kilometer spielen diese Faktoren keine so große Rolle mehr. Größere Geländestrukturen (höhere Berge oder Gebirgsformationen) müssen jedoch in einem Umkreis von bis zu 50 Kilometer berücksichtigt werden Die Datenaufzeichnung der Messstationen sollten in Intervallen zwischen 10 Minuten und einer Stunde erfolgen.

Von Vorteil sind außerdem lange Messreihen (10 Jahre), die Aufschlussüber Trends ermöglichen und langfristige Prognosen zulassen.

Weiters sollte auch die Windrichtung dargestellt werden, um so einen Aufschluss zu bekommen, aus welchem Richtungenüberwiegend das Windangebot zur Verfügung steht (Hauptwindrichtung)(8).

Da für die Errichtung und Genehmigung, sowie für die Akzeptanz bei der Bevölkerung, einer Windkraftanlage die Schallimmission von entscheidender Bedeutung ist, wird dies in einem eigenen Punkt behandelt.

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