Assessing Wind Potentials

Ermittlung des Windpotenzials

Als erster Schritt zu Ermittlung des Windpotenzials muss eine Erhebung bereits vorhandener Winddaten erfolgen. Sollte bereits ein öffentlich zugänglicher regionaler oder nationaler Windatlas erstellt worden sein, so findet er sich mit hoher Wahrscheinlichkeit auf einer der beiden folgenden Internetseiten

• winddata.com: http://130.226.17.201/side.php?nummer=11
• UNEP Solar and Wind Energy Resource Assessment (SWERA): http://swera.unep.net/
• Weitere Anlaufstellen für Winddaten sind:
• Flughäfen
• Meteorologische Institute
• ggf. Universitäten

Die Auswertung bereits vorhandener Daten kann zumindest erste grobe Anhaltspunkte zu den Windbedingungen geben. Es sei darauf hingewiesen, dass solche Daten jedoch häufig mit Fehlern behaftet sind, weil z.B. qualitativ minderwertige Messtechnik verwendet wurde, die Messinstrumente alt und nicht gewartet worden sind, oder weil eine freie Anströmung der Instrumente nicht gewährleistet ist. Es sei ferner unterstrichen, dass auch das Vorliegen eines Windatlanten lediglich Anhaltspunkte für möglicherweise geeignete Windstandorte geben kann, da ein solcher Atlas auf Basis einer relativ groben Modellierung erstellt wird und z.B. lokale Windbeschleunigungseffekte über Hügel und ähnliche topographische Gebilde nur bedingt oder gar nicht erfasst. Es lässt sich festhalten: Bei der Planung eines Windparks sind immer qualitativ hochwertige eigene Windmessungen erforderlich! Bereits vorhandene Winddaten können jedoch die Auswahl der Messstandorte vereinfachen.

Standortselektion und Windmessungen auf 10 m Höhe

Bei der Auswahl der Messstandorte sind insbesondere folgende Punkte zu berücksichtigen:

• Anzeichen guter Windbedingungen (Richtwert: ca. 6 m/s in 10 m Höhe). Hier sind übrigens neben ggf. vorhandener Messdaten (wie oben beschrieben) auch Aussagen der lokalen Bevölkerung und Anzeichen in der Natur wie schiefgewachsene Bäume oft gut Indikatoren!
• Nähe zu Stromleitungen und nach Möglichkeit größeren Umspannstationen
• Gute transport-infrastrukturelle Anbindung unter Berücksichtigung der speziellen Erfordernisse zum Transport und zur Errichtung von Windenergieanlagen (Kurvenradien, Steigungen, maximal zulässiges Gewicht z.B. bei Brücken, etc.)
• Nähe zu größeren Städten mit guter Infrastruktur, um die Einrichtung von Wartungs- und Service-Strukturen für den späteren Windpark zu erleichtern
• Mögliche Andere Nutzungen, die mit der Windenergie in Konflikt stehen können. So werden z.B. Hügel und Anhöhen, wo bessere Windbedingungen zu erwarten sind, häufig für die Errichtung von Radio- und Fernsehmasten genutzt, deren Signale durch Windenergieanlagen gestört werden könnten. Weitere mögliche Hindernisse sind u.a. nahegelegene Flughäfen, Radarstationen oder Vogelschutzgebiete.

Liegen nur unzureichende Kenntnisse der Windbedingungen vor und gibt es noch keine vorausgewählten Standorte zur Nutzung von WEA, so sollte zunächst nur auf geringer Messhöhe (i.d.R. 10 m) an ausgewählten Standorten gemessen werden, um die Kosten der Messungen zunächst zu begrenzen. Dabei müssen sowohl die Windgeschwindigkeit (mittels Anemometer) und die Windrichtung (mittels Windfahne) erfasst werden. Wichtig ist insbesondere, dass kalibrierte Anemometer zum Einsatz kommen, um eine zuverlässige Ertragsprognose für die Windenergie zu ermöglichen. Die Kalibration sollte von einem dafür akkreditierten Institut nach nationalen und internationalen Regeln durchgeführt und durch ein offizielles Zertifikat nachgewiesen werden (ISO 3966 1977, IEA-Richtlinien, einheitliches Messverfahren der MEASNET-Gruppe).

Zur Registrierung und Speicherung der Messdaten ist ferner ein Datenlogger erforderlich, der im unteren Bereich des Mastes in einem verschließbaren Kasten angebracht wird. Dieser benötigt eine Stromversorgung entweder über Akkus oder durch ein PV-Modul. Die Akkus müssen rechtzeitig geladen werden, um einen Datenverlust zu vermeiden. Solarpanele hingegen sind bei Dieben beliebt und sollten daher möglichst hoch angebracht werden, wobei auch das keinen sicheren Schutz gegen Diebstahl bietet. Ferner stellt sich die Frage nach dem Auslesen der Daten. Sofern ein ausreichendes Mobilfunk-Signal am Standort vorhanden ist, können die Daten aus der Ferne per Modem abgerufen werden. Sollen die Daten aus Deutschland abgerufen werden, ist eine entsprechende Datenkarte (mit Vertrag mit Mobilfunkanbieter) aus Deutschland zur Installation der Messtechnik mitzubringen. Das Auslesen der Datem per Modem ist bequem und ermöglicht ein häufigeres Auslesen der Daten, wobei auch die Funktionstüchtigkeit der Instrumente aus der Ferne überprüft werden kann. Es ist dennoch erforderlich, in regelmäßigen Abständen, den Mast und die Instrumente vor Ort in Augenschein zu nehmen. Da das Auslesen der Daten über Kabelverbindung vom Datalogger zum Laptop regelmäßige Besuche des Messmastes bedingt, bietet diese Vorgehensweise den Vorteil, dass auch die Vor-Ort-Überprüfung der Messtechnik häufiger erfolgen kann.

Als Lieferant von Anemometern, Windfahnen, Datenloggern und dem weiteren erforderlichen Zubehör wurden sehr gute Erfahrungen mit der Firma Ammonit gemacht (www.ammonit.de). Es sind besonders die Anemometer und Windfahnen der Firma Thies zu empfehlen. Ebenfalls empfehlenswert sind die Datenlogger WICOM-32, die von Ammonit selbst hergestellt werden. Auf der Internetseite von Ammonit findet sich unter dem Menüpunkt „Produkte“ auch eine sehr gute Richtlinie in mehreren Sprachen zur Durchführung korrekter Windmessungen. 

Die Kosten der Messtechnik belaufen sich bei den gennanten Anbietern auf ca.:

• Anemometer 550 €
• Kalibration des Anemometers 300 €
• Windfahne 450 €
• Datalogger 1.200 €
• Sonstiges (Kabel, etc.) 500 €

Die Messmasten selbst sowie Ausleger zur Anbringung der Messinstrumente, Blitzableiter und ggf. Abspannseile und Erdanker können in der Regel vor Ort gefertigt oder beschafft werden. In Äthiopien z.B. wurden bereits vorhandene Telefonmasten aus Holz mit 10 m Höhe verwendet.

Um einen vollständigen Überblick über die Windverhältnisse am Messstandort zu erhalten, muss über einen Zeitraum von mindesten einem Jahr gemessen werden. Nur so können die jahreszeitlich bedingten Windschwankungen erfasst werden. Liegt die Analyse der Windbedingungen auf 10 m Höhe vor, so kann eine erste fundierte Abschätzung der Wirtschaftlichkeit von Windparks an den betrachteten Standorten erfolgen. Als Richtwert sollten mindestens 6 m/s als Mittelwert auf 10 m Höhe vorliegen. Jedoch kann in Abhängigkeit der Kosten alternativer Stromerzeugungsmethoden auch ein Windprojekt bei geringeren Windgeschwindigkeiten wirtschaftlich sein. Anders herum ist auch eine Windgeschwindigkeit von über 6 m/s kein garant für den wirtschaftlichen Betrieb. Es ist also erforderlich, frühzeitig auch die energiepolitischen Rahmenbedinungen zu betrachten, die einen erheblichen Einfluss auf die Durchführbahrkeit und Wirtschaftlichkeit von Windenergieprojekten haben. In jedem Fall läßt sich nach Auswertung der Windmessungen auf 10 m Höhe mit großer Sicherheit sagen, ob die Fortführung der Messung und Windparkplanung Sinn macht oder nicht, so dass hier die erste Sollbruchstelle vorliegt.

Spezifikation von Messausrüstungen mit kalibrierten Sensoren

Die Geräte umfassen:

• Windrichtungsgeber (Genauigkeit ≤ 5°, Auflösung ≤ 5°)
• Anemometer (Impulsausgang mit einer Auflösung von mindestens 1 Puls pro 0.1m Windweg, Schräganströmungsverhalten und Genauigkeit entspr. IEA-Empfehlung s.u.)
• Datenlogger zur Erfassung der Zeitreihen (Abspeicherung von 10-Min.-Mittelwerte der Windgeschwindigkeit: des Mittelwertes, der Standardabweichung, Minimal- und Maximalwert der Windgeschwindigkeit; Abtastrate mindestens 0,5Hz) Daten-transfer mittels Datenkarte oder Chip
• Batterien (oder ggf. Solarpanel)
• Zubehör (Kabel, etc.)
• Notebook Computer

Die Geräte entsprechen den Anforderungen der IEA-Empfehlung.
Die Anemometer erfüllen die hohen Qualitätsanforderungen zur Windpotentialbestimmung und werden entsprechend den Anforderungen der IEA-Empfehlung (s.o.) vor dem Versand nach Land von einem geeigneten Institut kalibriert. Die Kalibrierung wird eine Genauigkeit des Anemometers ≤ 0.1m/s gewährleisten.

Identifikation von Standorten

Die Auswhal von Standorten für Windmessungen ausgewählt richtet sich nach deren Eigung für (z.B.) netzgekoppeltee Windparks mit einer Leistung von X MW. Zu diesem Zweck werden zunächst anhand erforderlicher Karten (Stromnetz, Städte, Transportinfrastruktur) potentiell geeignete Region augewählt, an denen intensiv nach geeigneten Standorten gesucht werden soll.
Anschließend wird in die ausgewählten Regionen gefahren und X geeignete Standorte identifiziert und dort gleichzeitig die mitgeführten Messmasten und Messausrüstung installiert.

Messmasten und Messausrüstung installieren, in Betrieb nehmen

Die Installation und Inbetriebnahme der Messgeräte an beinhaltet:

• Bereitstellung der Masten für 10m-Messungen (und ggf. 40m Mast); Koordination der notwendigen Schritte für die Installation der Messausrüstung.
• Positionierung der Messmasten sowie der Sensoren, so dass Messfehler durch Schräganströmung, Abschattung, etc. minimiert werden.
• Überprüfung der Konstruktion der Messmasten und der Installation der Messgeräte sowie der Datenerfassung und der Stromversorgung auf Sicherheitsrisiken und mögliche Störungen des zuverlässigen Messbetriebes. Behebung möglicher Mängel.
  
• Einhaltung nationaler und international gültiger Sicherheitsbestimmungen für die mit der Installation befassten Personen.
• Funktionstest und Testmessungen zur Inbetriebnahme.
  
• Korrekte Installation und Funktion der Messgeräte durch ein Abnahmeprotokoll dokumentieren.
• Geographische Position der Masten durch eine GPS-Messung ermitteln.
• Die unmittelbare Umgebung der Messmasten wird hinsichtlich eventueller Hindernisse in der Anströmung und der Rauhigkeit der Oberfläche dokumentiert und charakterisiert.

Windmessungen und regelmäßige Datenanalyse zur Windpotentialbestimmung über einen Zeitraum von 12 Monaten durchführen

Die Messdaten der einzelnen Standorte werden dem AN jeweils im Anschluß an die Ausle-sung der Daten nach 1, 3, 6, 9 und 12 Monaten durch den Partner übermittelt.
Der AN überprüft die Daten auf Vollständigkeit Fehler und wertet die Messdaten aus. Der AN achtet dabei auf Konsistenz, Plausibilität und Datenausfall der erhobenen Daten. Im Fall von Unzulänglichkeiten der Daten wird der AN den AG unverzüglich informieren und mit dem Partner die Situation und mögliche Abhilfemaßnahmen erörtern, die mit dem AG abzustim-men sind.
Der AN achtet darauf, dass die Messdaten so erhoben und aufbereitet werden, dass sie ohne weitere Bearbeitungsschritte in WASP eingegeben werden können und die für WASP erforderlichen Charakteristika aufweisen. Nach 3, 6 und 9 Monaten sind Kurzberichte über den Verlauf und die Messergebnisse zu erstellen (max. 5 Seiten).

3.6 Bewertung der Windmessdaten hinsichtlich der Qualität des Windpotentials am Messstandort
Auf der Basis der gewonnenen Daten wird der AN nach 12 Monaten ein Gutachten zur Be-wertung des Windenergiepotentials der X Standorte erstellen. Dieses Gutachten soll wesent-lich ausführlicher sein als die zwischenzeitlichen Kurzberichte und insbesondere folgende Informationen enthalten:
 Analyse und Bewertung der Datenqualität und deren Auswirkung auf die Ergebnisse;
 Jahresmittelwert, Histogramm, jahreszeitlicher Verlauf der Monatsmittelwerte, typische Tagesgänge der gemessenen Windgeschwindigkeiten;
 Verteilung des Windpotentials nach Windrichtungen (Windrose);
 Weibullparameter nach Windrichtungen;
 Rauhigkeitsparameter und Hindernisse der Umgebung nach Windrichtung oder in Kar-tenform;
 Turbulenzgrad und Extrema der Windgeschwindigkeiten;
Ferner enthält das Gutachten eine Empfehlung über eine Fortsetzung des Vorhabens mit einer Empfehlung, an welchen Standorten zusätzliche Messungen in 40m Höhe durchgeführt werden sollen.

4. Aus- und Fortbildung
Die erste Messphase soll durch intensive Aus- und Fortbildungsmaßnahmen für den Partner begleitet werden, die sowohl theoretischer Natur sind als auch im Rahmen eines Training-On-The-Job erbracht werden. Dazu erstellt der AN zu Beginn ein detailliertes Trainingskonzept, welches auf einer systematischen Bedarfsbeurteilung zusammen mit dem Partner entwickelt wird. Das Konzept wird mit dem AG abgestimmt und sollte insgesamt 10 Tage nicht unterschreiten.
Inhalte der Aus- und Fortbildungsmaßnahmen sollten u.a. sein:
- Allgemeine Einführung in die Windenergienutzung und -technologie
- Vorgehensweise und Kriterien zur Standortauswahl
- Methodik und Instrumente der Windmessung
- Wartung von Messequipment und Auslesen der Daten
- Auswertung und Analyse von Winddaten
Am Ende der Aus- und Fortbildungsmaßnahmen soll deren Wirkung durch einen Test evalu-iert werden. Ferner soll die Zufriedenheit der Teilnehmer per Fragebogen erfasst werden.

5. Berichterstattung
Folgende Berichte und Unterlagen werden vom AN erstellt:

Zu 3.1: Spezifikation für die Messausrüstung
Abnahmeprotokoll
Zu 3.2: Konzept für die Standortauswahl
Zu 3.2 bis 3.4: Ergebnisbericht der Mission (Standortauswahl) und
Abnahmeprotokoll
Zu 3.5: Kurzberichte nach 3, 6 und 9 Monaten Messzeit
Zu 3.6: Gutachten
Zu 4. Unterlagen zu Aus- und Fortbildung (Präsentationen, Lernmaterialien, Berechnungstabellen, Kurzbericht über die Evaluierung)

Die Berichte und Gutachten werden in englischer Sprache erstellt und dem AG in 3 Exemp-laren übersandt; zusätzlich werden dem AG auf Wunsch alle Unterlagen als MS-Word 7.0 bzw. als MS-Excel 7.0 Datensätze zur Verfügung gestellt.

Windmessungen in größerer Höhe

Da die Windgeschwindigkeit mit der Höhe über dem Boden in der Regel zunimmt, kann eine Messung auf 10 m Höhe lediglich einen Schätzung der Windbedingungen auf Nabenhöhe ermöglichen. An Standorten, die auf 10 m Höhe vielversprechende Windverhältnisse aufweisen, wird in einem zweiten Schritt in größerer Höhe gemessen. Am besten wäre es auf Nabenhöhe selbst zu messen. Es ist heutzutage möglich, Messmasten mit über 100 m Höhe zu errichten, allerdings sind solche Messungen mit entsprechend höheren Kosten verbunden. Es ist in der Regel ausreichend, zusätzlich zur Messung auf 10 m Höhe ein weiteres Anemometer auf 40 m Höhe anzubringen, daraus lässt sich mit ausreichender Genauigkeit die Zunahme der Windgeschwindigkeit auch in größeren Höhen extrapolieren. Wichtig ist dabei, dass die Messungen auf 10 m und 40 m Höhe tatsächlich am gleichen Standort (am gleichen Mast) durchgeführt werden. Die Zunahme der Windgeschwindigkeit mit der Höhe ist Abhängigkeit von der Umgebung des Standortes. Grundsätzlich lässt sich sagen, dass eine Flache und „glatte“ Umgebung einen geringeren Anstieg der Windgeschwindigkeit mit der Höhe mit sich bringt, als ein hügeliger und „rauer“ Standort. Somit lässt sich keine allgemeine Aussage zur Zunahme der Windgeschwindigkeit mit der Höhe machen. An manchen Standorten kann zwischen 10 m und 40 m Höhe ein Unterschied in der Windgeschwindigkeit von über 2 m/s liegen. An anderen Standorten ist es sogar möglich, dass auf Grund besonderer Strömungen in 40 m Höhe geringere Windgeschwindigkeiten gemessen werden als in 10 m Höhe. All dies unterstreicht die Wichtigkeit, Messungen auf zwei Höhen durchzuführen. Auch Messmasten mit 40 m Höhe können in der Regel in den Partnerländern selbst gefertigt werden, wobei Konstruktionszeichnungen gestellt werden sollten. Bei Beschaffung ist mit Kosten von ca. 10.000 € für den Messmast als grobem Richtwert zu rechnen. Gittermasten sind stabiler als Rohrmasten, dafür aber auch teurer. Auch hier sei zur korrekten Durchführung der Windmessung auf die Richtlinie von Ammonit in Anhang A verwiesen.

Um einen vollständigen Überblick über die Windverhältnisse am Messstandort zu erhalten, muss erneut über einen Zeitraum von mindesten einem Jahr gemessen werden. Nun ist es jedoch klar, dass es auch unter den Jahren erhebliche Schwankungen der Windverhältnisse geben kann und die innerhalb eines Jahres gemessenen Daten nicht repräsentativ für den langjährigen Mittelwert sein müssen, welcher zur Ertragsprognose sinnvollerweise herangezogen wird. Um sich dem langjährig zu erwartenden Mittelwert anzunähern, wird nun ein sogenannter Langzeitabgleich durchgeführt, bei dem die eigenen Messdaten mit Daten von anderen Standorten, für die über einen längeren Zeitraum Daten vorliegen, verglichen werden. Im Falle einer ausreichenden Korrelation im Messzeitraum lässt sich auf diesem Wege ableiten, ob und um welchen Betrag der langjährige Mittelwert der Windgeschwindigkeit vom Mittelwert des Messzeitraumes nach oben oder unten abweicht. Sollten keine Messdaten für den Abgleich vorhanden sein, kann zur groben Annäherung auch die sogenannte „reanalysis wind-data“ vom US National Center for Atmospheric Research und National Center for Environmental Prediction (NCEP/NCAR) verwendet werden. Diese Daten sind das Ergebnis eines globalen Klima-Berechnungsmodells, welches anhand weltweiter Messdaten (von Land, Schiffen, Satelliten und anderen Quellen) diese Daten rechnerisch reproduziert und dabei auch Werte für andere Standorte errechnet.

Natürlich ist es grundsätzlich möglich, den ersten Schritt der Messungen auf 10 m Höhe auszulassen und somit Zeit zu sparen. Allerdings sollte dies nur gemacht werden, wenn die Windbedingungen am Messstandort bereits ausreichend bekannt sind, um sicher zu sein, dass nicht unnötig auf 40 m Höhe gemessen wird. Dies wird in Ländern, die in Sachen Windenergie noch jungfräulich sind, nur selten der Fall sein, so dass sich in der Regel eine Messkampagne in zwei Phasen empfiehlt. Sollten die Messergebnisse auf 40 m Höhe schließlich unzureichend erscheinen, so kann die Planung an dieser zweiten Sollbruchstelle beendet werden.

Eine standardisierte Leistungsbeschreibung für die zweite Messphase ist in Anhang B enthalten.

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