Assessing Wind Potentials

Investigation of available wind velocity data for the proposed site

As a first step in assessment of wind potentials available data from conducted measurements or other sources has to be gathered. In case an open access atlas for regional or national wind velocity has been prepared, it probably is available at the following websites:

• winddata.com: [[4]]
• UNEP Solar and Wind Energy Resource Assessment (SWERA): [[5]]

Other possibilities for wind data enquiry:

• airports
• Meteorological institutes
• Universities dedicated to wind energy research

his Guide to Small and Micro Wind Systems, that in case of micro wind systems is often better to install a small wind turbine and to monitor the output during the first year, than to conduct an own measurement: If the wind turbine output does not suitable values, the turbine could be resold easily as there is a large market for used small and micro wind turbines. Nevertheless as project size, related investments and – according to this – the responsibility of the project developer increases, wind measurement becomes a central component of wind project development.

Site selection and wind measurement in the height of 10 m

The following characteristics have to be considered for inital site selection and placement of the measurement masts:

• Indications for suitable wind conditions (As a guiding value an average wind velocity of 6 m/s in the height of 10 m is generally considered suitable). Besides the available information about wind velocities, statements of the local population or landscape characteristics (inclined trees caused by the prevailing wind direction) could be used as indicators.
• Proximity to the electricity grid, especially to suitable connections points (transformer stations for larger projects)
  
• A sufficient transport-infrastructure for transport of the large and heavy parts of wind turbines to the site (Curve radii of roads, inclination of roads, carrying capacity of bridges, width and height of bridges to be passed through etc.)
• Proximity to cities and their infrastructure to locate a center for maintainance and service of the wind park
• Conflicting interests of site utilization: Hill sides providing good wind conditions are usually prefered placements for telecommunication masts as well. Telecommunication processes can be disturbed by the installation of wind turbines. Airports, radar-stations and areas of environmental protection could be constraining factors, too. 

In case only scarse information about wind conditions at the site is available, wind speed measurements should be conducted at 10 m height as a pre-study. In this way costs for measurements are kept low, since the suitability of the site still has a speculative character. Wind speed is measured by anemometers, while information about wind directions is gathered by a vane. It is of essential importance to calibrate the anemometers before their application. For large wind projects calibration is often done by accredited institutes. Calibration has to be conducted according to international guidelines like the , IEA-Guidelines for calibration or the standardized methods of the MEASNET-Group. 

For the storage of the measured wind data a data-logger is necessary. This device is installed in a case at the lower part of the measurement mast. The data-logger is supplied with electricity by a battery or a PV-module combined with a small battery storage. Supply of the data-logger has to be very reliable, because loss of data will result, if the data-logger is out of electricity. To prevent thievery of the PV-Module it should be fixed at a higher point of the measurement mast.

Collected wind data should be read out regularly: The most comfortable read-out-method is realized by installing a mobile communication device to read out data from afar. Remote connection to the data-logger also allows observation of the measurement devices. However it is necessary to visit the site in periodically to inspect the mast and the measurement devices on-site.

Costs of all described tools for wind measurement are listet in the following. The given prices are examples from two manufacturers of anemometers, vanes and data loggers, Ammonit and Thies. Good experiences have been gathered with measurement devices of these providers. 

• Anemometer 550 €
• Calibration of one Anemometer 300 €
• Vane 450 €
• Data-logger 1.200 €
• Additional equipment (cabel, etc.) 500 €

The measurement masts have to be equipped with appropriate consoles to fix measurement tools. A lightning conductor as well as anchored guy cables are standard parts for the erection of a measurement mast. For site evaluation in developing countries the measurement devices often have to be imported, while the mast for measurement could be acquired or constructed in the country. For example project developers used telephone masts of 10 m height to conduct peliminary wind measurement in Ethiopia.

A minimal measurement period of one year is needed to generate a complete survey of the local wind conditions. Seasonal variations can be captured only by such relatively long-term measurements.

Based on the analysis of wind conditions in the height of 10 m, a first reliable estimation of the economical feasibility of the wind   park at the proposed site can be worked out.

An average wind velocity of 6 m/s at a height of 10 m is generally considered as a guiding value for a suitable wind project. The necessary wind conditions for a specific wind project can deviate from this: If the costs of alternative electricity sources is comparatively high, a wind project could be economically viable at average wind speeds below 6 m/s. A wind regime with an average wind speed higher than 6 m/s can not be considered as a guaranty for economical feasibility as well:

The returns of a wind project as well as financing conditions are heavily influenced by political framework conditions 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

Bei der Windmessung gilt folgendes zu beachten:

• Auslesung der Daten nach 1, 3, 6, 9 und 12 Monaten
  
• Daten auf Vollständigkeit Fehler überprüfen
• Bei der Auswertung ist die Konsistenz, Plausibilität und Datenausfall der erhobenen Daten zu beachten. Im Fall von Unzulänglichkeiten der Daten sind mögliche Abhilfemaßnahmen zu erörtern.
• Messdaten sollen so erhoben und aufbereitet werden, dass sie ohne weitere Bearbeitungsschritte in WASP eingegeben werden können und die für WASP erforderlichen Charakteristika aufweisen.

Bewertung der Windmessdaten hinsichtlich der Qualität des Windpotentials am Messstandort

Auf der Basis der gewonnenen Daten wird nach 12 Monaten ein Gutachten zur Bewertung des Windenergiepotentials der X Standorte erstellt. Dieses Gutachten soll wesentlich 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.

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.

Identifikation von X Standorten

Auf der Basis der Ergebnisse der 1. Messphase [[Assessing wind potentials#Standortselektion_und_Windmessungen_auf_10_m_H.C3.B6he|]] werden Vorschläge zur Fortsetzung der Messungen (insbes. Auswahl von X Standorten aus der 1. Messphase) erarbeitet und folgende Aspekte vorbereitet:

• Mögliche Partner sind mit der Standortauswahl einverstanden;
• die 40m-Messmasten mit Zubehör (insbes. Messgeräten) liegen bereit;
• ggf. erforderliche Genehmigungen für die Installation der Messmasten und Durchführung der Messungen liegen vor.

Messmasten und Messausrüstung installieren und in Betrieb nehmen

Die Installation und Inbetriebnahme der Messgeräte beinhaltet folgendes:

• Bereitstellung der 40m Masten, Koordinaierung der notwendigen Schritte für die Installation der Messausrüstung (Demontage der Messinstrumente von nicht mehr benötigten Messstandorten aus der 1. Messphase. Diese Instrumente werden für die 2. Messphase benötigt).
• Die Positionierung der Messmasten sowie der Sensoren wird so vorgenommen, dass Messfehler durch Schräganströmung, Abschattung, etc. minimiert werden.
• Die Konstruktion der Messmasten und die Installation der Messgeräte sowie der Datenerfassung und der Stromversorgung auf Sicherheitsrisiken und mögliche Störungen des zuverlässigen Messbetriebes überprüfen. Behebung festgestellter Mängel.
• Naitonale und international gültige Sicherheitsbestimmungen für die mit der Installation befassten Personen einhalten.
• Ein Funktionstest und Testmessungen werden zur Inbetriebnahme durchgeführt.
• Die korrekte Installation und Funktion der Messgeräte wird durch ein Abnahmeprotokoll dokumentiert.
• Die geographische Position der Masten wird durch eine GPS-Messung ermittelt.
• 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

Bei der Datenanalyse zu beachten:

• Überprüfung der Daten auf Vollständigkeit, Fehler
• Beachtung der Konsistenz, Plausibilität und Datenausfall der erhobenen Daten. Im Fall von Unzulänglichkeiten der Daten werden mögliche Abhilfemaßnahmen erörtert.
• Messdaten werden so erhoben und aufbereitet, 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).

Datenauswertung und Ertragsprognose

Auf Basis der Daten der erhobenen Messungen sowie geeigneter Langzeitdaten wird nach 12 Monaten eine Bewertung des Windenergiepotentials der X Standorte erstellt und Modellrechnungen zur Windverteilung vorgenommen.

Ein solches Gutachen liefert folgende Informationen für die X Standorte:

• 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 Kartenform;
• Turbulenzgrad und Extrema der Windgeschwindigkeiten;
• Korrelation mit Langzeitdaten;
• Jährliche Energieerträge für verschiedene Windkraftanlagen in Abhängigkeit der Nabenhöhe für die Messzeiträume an den X Standorten;
• Jährliche Energieerträge und deren Variation auf der Basis der Korrelationsrech-nungen mit Langzeitdaten;
• Bewertung der Unsicherheiten des prognostizierten Ertrags und daraus resultierend Angabe der Überschreitungswahrscheinlichkeit des Ergebnisses.

Mikrostandorte

Für eine Abschätzung der direkt an den in Frage kommenden Standorten erzielbaren Jahreserträge wird jeweils eine Windparkkonfiguration entwickelt und die durch Abschattung bedingten Mindererträge abgeschätzt.

 Aus diesen Modellrechnungen werden Vorschläge für die Durchführung einer Machbarkeitsstudie ermittelt.

Die endgültigen Modellrechnungen werden in dem Gutachten (s.o.) dokumentiert.
Ferner enthält das Gutachten eine Empfehlung über eine Fortsetzung des Vorhabens (Machbarkeitsstudien) mit einer Priorisierung der Standorte nach verschiedenen Kriterien (Windgeschwindigkeit, verfügbare Fläche, Netzanbindung, transportinfrastrukturelle Anbin-dung, etc.).

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