Windkraft in Österreich: Eine Übersicht (PDF)

HAW Burgenland Department Energie und Umwelt 4 WINDENERGIE 4.1 Energiewirtschaftlicher Stellenwert der Windenergie Der Stellenwert von Windenergieanlagen ist in der österreichischen Energiewirtschaft in den vergangenen Jahren kontinuierlich gestiegen. Seit...

HAW Burgenland Department Energie und Umwelt 4 WINDENERGIE 4.1 Energiewirtschaftlicher Stellenwert der Windenergie Der Stellenwert von Windenergieanlagen ist in der österreichischen Energiewirtschaft in den vergangenen Jahren kontinuierlich gestiegen. Seit der Errichtung der ersten größeren Windkraftanlage im Marchfeld mit einer Leistung von 150kW im Jahre 1994 wurden speziell im Osten bzw. Norden Österreichs eine Vielzahl von Anlagen errichtet. Die Anlagenleistung der einzelnen Windenergieanlagen ist kontinuierlich gestiegen. Derzeit kommen größtenteils Anlagen der Leistungsklasse 3,5 – 4,5 MW zum Einsatz. Die größten derzeit in derzeit in Österreich in Betrieb befindlichen Anlagen haben eine Anlagenleistung von 7,5 MW. Zusätzlich ist in letzten Jahren eine Marktentwicklung im Bereich der Kleinwindanlagen zu beobachten. Diese Anlagen mit einer Anlagenleistung von wenigen kW können entweder in unmittelbarer Nähe von Gebäuden oder auch gebäudeintegriert, z.B. auf Dächern installiert werden. Für Österreich gibt es Prognosen, laut denen das Potenzial der Windenergieproduktion noch weiter gesteigert werden kann. Dies kann zum einem durch die Erschließung neuer Standorte oder durch Repowering (Ersatz von Windenergieanlagen durch Anlagen größerer Leistung) erfolgen. Das Potenzial für Kleinwindenergieanlagen ist auf Grund der starken Standortabhängigkeit des Windpotenzials nur schwer prognostizierbar. Die Ertragsprognose von Windenergieanlagen ist je nach Standortgegebenheiten mit mehr oder weniger großen Unsicherheiten behaftet. Wesentlichen Einfluss auf das Windenergiepotenzial haben Geländeeinflüsse und Hindernisse, die sich in der Nähe der Anlagen befinden. Problematisch bei der Erstellung von Prognosen ist, dass sich die Windgeschwindigkeit zur dritten Potenz im Anlagenertrag bemerkbar macht. Ein Fehler von nur 3% in der ermittelten Windgeschwindigkeit bedeutet eine Abweichung von 9% in der Ertragsprognose. Ein Fehler von 10% in der ermittelten Windgeschwindigkeit bewirkt eine Abweichung von 33% im prognostizierten Ertrag. Aus diesem Grund liegt eine der Herausforderungen in der Ermittlung des Windenergiepotenzials, für das mehrere Verfahren zur Anwendung kommen können. Eine wesentliche Problematik bei der Umsetzung ergibt sich aus der Beeinträchtigung von Windenergieanlagen auf das Umfeld in Form von Geräuschemissionen und visuelle Beeinträchtigungen (Landschaftsbild, Flickering/Schattenwurf). Dennoch haben Windenergieanlagen einen hohen Stellenwert in der regenerativen Energieversorgung und haben ebenso seit Beginn des Ausbaus die höchsten Steigerungsraten im Bereich die erneuerbaren Energieträger. Bachelorstudiengang Energie- und Umweltmanagement 104 HAW Burgenland Department Energie und Umwelt 4.1.1 Historische Entwicklung der Windenergie Windenergienutzung, vorwiegend zum Mahlen von Getreide oder zum Antrieb von Maschinen, hat bereits eine lange historische Entwicklung hinter sich. Die historisch ersten Windmühlen wurden mit vertikaler Drehachse ausgeführt (Abbildung 4-1). Aus dieser Bauart entwickelten sich im 15. Jahrhundert Windmühlen mit horizontaler Drehachse, die das historische Vorbild der heute gebräuchlichen Windenergieanlagen sind (siehe Abbildung 4-2). Abbildung 4-1: Vertikalachsen-Windmühle zum Getreidemahlen aus Afghanistan, Bauart erstmalig 945 erwähnt (links), Chinesisches Windrad zum Entwässern der Reisfelder (rechts) Abbildung 4-2: Deutsche Bockwindmühle - Darstellung 15. Jhdt. (links), Aufbau einer Bockwindmühle (rechts) Der technische Fortschritt im 20. Jahrhundert machte es möglich, dass die ersten Windenergieanlagen zur Stromproduktion entwickelt wurden. Erste Überlegungen gab es bereits während des 2. Weltkriegs, die jedoch nicht zur Umsetzung gekommen sind. Bachelorstudiengang Energie- und Umweltmanagement 105 HAW Burgenland Department Energie und Umwelt Die ersten Jahre waren speziell durch Versuche mit unterschiedlichen Bauformen geprägt (siehe Abbildung 4-3), bis sich die heute gebräuchlichste Bauform des Auftriebsläufers mit horizontaler Drehachse und drei Rotorblättern durchgesetzt hat. Abbildung 4-3: Bauformen modernerer Windenergieanlagen In der Entwicklungsgeschichte der Neuzeit wurden die Rotordurchmesser und damit die Leistung der Windenergieanlagen größer. Zusätzlich stiegen auch die Nabenhöhen an, was eine Erhöhung der nutzbaren mittleren Windgeschwindigkeit mit sich bringt (die Windgeschwindigkeit verringert sich auf Grund von Reibung in Bodennähe). Speziell die maximale Bauhöhe ist meist durch baurechtliche Bestimmungen begrenzt. Deswegen sind Windenergieanlagen oft mit unterschiedlich hohem Mast erhältlich. Abbildung 4-4 zeigt die Entwicklung von Rotordurchmesser, Nabenhöhe und Leistung moderner Windenergieanlagen im Vergleich zu Bauwerken wie dem Kölner Dom oder dem Brandenburger Tor. Windenergieanlagen können in unterschiedliche Leistungsklassen eingeteilt werden, wobei keine einheitliche Klassifikation vorhanden ist. Die Klasseneinteilung gemäß dem deutschen Bundesverband für Windenergie e.V. erfolgt in Abhängigkeit der Generatorleistung: - Kleine Anlagen: Nennleistung bis 100kW - Große Anlagen: Nennleistung >100kW Die Klasseneinteilung nach IEC 61400-2 erfolgt nach mehreren Faktoren: - Kleinwindenergieanlagen sind Anlagen deren überstrichene Rotorfläche kleiner ist als 200 m² bei einer Rotorleistung von 350 W/m². Daraus ergibt sich eine maximale Leistung von 70kW. Der Turm ist in der Regel nicht höher als 20m. Bachelorstudiengang Energie- und Umweltmanagement 106 HAW Burgenland Department Energie und Umwelt Abbildung 4-4: Entwicklung der Anlagengröße am Beispiel des Herstellers ENERCON Speziell bei Kleinwindenergieanlagen sind unterschiedliche Bauformen gebräuchlich, währenddessen sich bei Großanlagen Lufläufer (Luf = Rotor zeigt in Windrichtung) mit drei Rotorblättern durchgesetzt hat (siehe Abbildung 4-5). Abbildung 4-5: Kleinwindenergieanlagen diverse Bauformen: WEA mit horizontaler Drehachse Lufläufer (links) und Leeläufer (2 Anlagen in der Mitte) sowie H-Rotor (rechts) – Leistung pro Anlage wenige kW (linke Abbildung) und Großanlage Enercon E-66 – 1,8 MW (rechte Abbildung), alle am Standort Lichtenegg (NÖ) Die Herausforderungen bei der Errichtung und beim Betrieb von Windenergieanlagen sind in Abhängigkeit von deren Größe durchaus unterschiedlich (siehe Abbildung 4-6). Bei Großanlagen ist die begrenzte Verfügbarkeit geeigneter Standorte der limitierende Bachelorstudiengang Energie- und Umweltmanagement 107 HAW Burgenland Department Energie und Umwelt Faktor. Bei Kleinanlagen ist es oft das begrenzte Windenergiepotenzial in Siedlungsnähe und der negative Einfluss auf das Windpotenzial durch die Bebauung. Abbildung 4-6: Entwicklung der Windenergie Herausforderungen bei der Umsetzung 4.1.2 Windenergie in Österreich Der Ausbau von Windenergieanlagen in Österreich (siehe Abbildung 4-7) begann im Jahr 1994 mit der Errichtung der ersten kommerziellen Anlage im kleinem Leistungsbereich. In den darauffolgenden Jahren wurden weitere Einzelanlagen errichtet. Im Jahr 1997 wurde in Zurndorf (Nordburgenland) der erste Windpark mit 6 Windenergieanlagen mit einer Leistung von je 500 kW in Betrieb genommen. Diese Entwicklung, die auf Initiative von Kommunalpolitikern erfolgte, wurde zu Beginn von Energieversorgungsunternehmen eher skeptisch betrachtet. Der technische Fortschritt im Laufe der Jahre ermöglichte einen Anstieg der Nennleistung von Windenergieanlagen. Abbildung 4-8 zeigt in Österreich häufig eingesetzte Windenergieanlagenklassen. Abbildung 4-8 zeigt die in den vergangenen Jahren häufig gebaute Leistungsklasse zwischen 3,5 – 5,5 MW. Die Anlagen mit 7,5 MW Nennleistung (Abbildung 4-8 links) wurden erstmalig in Österreich im Windpark Potzneusiedl eingesetzt. Zum Zeitpunkt der Errichtung ist man davon ausgegangen, dass sich diese Anlagengröße auf Grund der Dimension und logistischen Herausforderungen bei der Errichtung nicht durchsetzen wird. Mittlerweile werden bei Neuausbau und Repowering- Projekten Anlagen in der Leistungsklasse zwischen 5 – 6 MW mit deutlich größerem Rotordurchmessern und Nabenhöhen eingesetzt. Die Anlagendimensionierung mit größerem spezifischem Rotordurchmesser pro kW Generatorleistung führt zu einer Steigerung der zu erzielbaren jährlichen Volllaststunden und damit zu einem wirtschaftlicheren Betrieb der Anlagen. Bachelorstudiengang Energie- und Umweltmanagement 108 HAW Burgenland Department Energie und Umwelt Abbildung 4-7: Durchschnittliche Anlagenleistung des Zubaus in Österreich nach Errichtung 2011 Errichtung ab 2013 Errichtung 2021 2 Anlagen in Potzneusiedl mehrere Anlagen Repowering Gols/Weiden Enercon E 126 Vestas V 112 GE Cypress 5.5-158 Rotordurchmesser 127 m Rotordurchmesser 112 m Rotordurchmesser 158 m Nabenhöhe 135 m Nabenhöhe 84/94/119/140 m Nabenhöhe 161 m Gesamthöhe 198 m Gesamthöhe bis 196 m Gesamthöhe 240 m Nennleistung 7.500 kW Nennleistung 3.450 kW Nennleistung 5.500 kW Energie Burgenland Windkraft GmbH (2015) Vestas (2016) Abbildung 4-8: In Österreich häufig eingesetzte Hersteller und Anlagentypen (links und Mitte) sowie Anlagen mit 7,5 MW (rechts) Die Anzahl an installierten Anlagen ist im Verlauf der Jahre kontinuierlich gestiegen, wobei sich Jahre mit nicht attraktiven Einspeisetarifen negativ auf den Anlagenzuwachs auswirken (vgl. Abbildung 4-9, Jahre 2007 - 2010). Zum Zeitpunkt Ende 2022 sind österreichweit 1.432 Windenergieanlagen installiert, die eine kumulierte Nennleistung von 3.573 MW aufweisen (siehe Abbildung 4-10). Diese Anlagen produzieren rund 8,2 TWh/a elektrische Energie, was rund 11% des elektrischen Energieverbrauchs Österreichs entspricht. Bachelorstudiengang Energie- und Umweltmanagement 109 HAW Burgenland Department Energie und Umwelt Abbildung 4-9: Anzahl der jährlich installierten und kumulierte Anzahl der Windenergieanlagen in Österreich Abbildung 4-10: Leistung der jährlich installierten und kumulierte Leistung der Windenergieanlagen in Österreich Der derzeitige Ausbau an Windenergieanlagen in Österreich konzentriert sich größtenteils auf die Bundesländer Niederösterreich und Burgenland (siehe Abbildung 4-11), im Speziellen auf die Regionen Marchfeld, Parndorfer Platte und Seewinkel. Das Burgenland kann seit dem Jahr 2016 den gesamten jährlichen Strombedarf des Landes aus Windenergie decken. Nicht gelöst ist zum gegenwärtigen Zeitpunkt die Speicherung von elektrischer Energie in der Region. Bachelorstudiengang Energie- und Umweltmanagement 110 HAW Burgenland Department Energie und Umwelt Abbildung 4-11: Windenergieanlagen und Windparks in Österreich 4.2 Energieumwandlung bei Windenergieanlagen 4.2.1 Physikalische Grundlagen der Windenergienutzung Windenergieanlagen haben die Aufgabe die kinetische Energie des Windes in mechanische Energie und schlussendlich in elektrische Energie umzuwandeln. Diese Umwandlung ist mit Verlusten behaftet (siehe Abbildung 4-12). Diese Verluste sind z.B. die nicht entnehmbare Leistung auf Grund des Betz‘schen Leistungsbeiwertes (mind. 41%, dies wird zu einem späteren Zeitpunkt noch erläutert), aerodynamische Verluste durch Reibung und Verwirbelung am Rotorblatt, Reibungsverluste im Getriebe und im Generator sowie elektrische Verluste im Umrichter und in den Kabeln. Der Gesamtwirkungsgrad einer Windenergieanlage beträgt in dem angeführten Beispiel somit 45%, bezogen auf das Windpotenzial. Abbildung 4-12: Verluste einer Windenergieanlage Die Windleistung kann über den Luftdurchsatz, der pro Zeiteinheit durch die Rotorfläche strömt, berechnet werden. Bachelorstudiengang Energie- und Umweltmanagement 111 HAW Burgenland Department Energie und Umwelt 𝑚̇ = 𝐴 × 𝜌 × 𝑣 Formel 4-1 𝑚̇ … Massenstrom Wind [kg/s] A… Durchströmte Fläche (Rotorfläche) [m²] 𝜌… Dichte der Luft [kg/m³] 𝑣… Geschwindigkeit des Windes [m/s] Aus dem Massenstrom ergibt sich die Leistung des Windes wie folgt. 1 𝑃𝑊𝑖𝑛𝑑 = 𝐸̇ = 𝑚̇ × 𝑣 2 Formel 4-2 2 𝑃𝑊𝑖𝑛𝑑 … Leistung des Windes [W] 𝑚̇… Massenstrom des Windes [kg/s] 𝑣… Geschwindigkeit des Windes [m/s] Durch Einsetzen der Formel 4-1 in Formel 4-2 ergibt sich, dass bei konstanter Rotorfläche die Leistung der Windenergieanlage proportional zur Windgeschwindigkeit zur 3. Potenz ist. 1 1 𝑃𝑊𝑖𝑛𝑑 = 𝐸̇ = 𝐴 × 𝜌 × 𝑣 3 = 𝜋 × 𝑟 2 × 𝜌 × 𝑣 3 Formel 4-3 2 2 𝑃𝑊𝑖𝑛𝑑 … Leistung des Windes [W] A… Durchströmte Fläche (Rotorfläche) [m²] r… Radius der Fläche (Rotorfläche) [m] 𝜌… Dichte der Luft [kg/m³] 𝑣… Geschwindigkeit des Windes [m/s] Somit ist der entscheidende Faktor für die Leistung der Anlage die Windgeschwindigkeit. Verdoppelt sich die Windgeschwindigkeit, nimmt die Leistung um das 8- fache (2³) zu. Verdreifacht sich die Windgeschwindigkeit, nimmt die Leistung um das 27- fache (3³) zu. Die Dichte der Luft hat einen linearen Einfluss auf die Leistung. Bei gleicher Windgeschwindigkeit liefert die Anlage bei -10°C um ca. 11% mehr Leistung als bei 20°C. Auf die Dichte haben neben der Temperatur ebenso Hoch- und Tiefdruckgebiete sowie die Höhenlage Einfluss. Bachelorstudiengang Energie- und Umweltmanagement 112 HAW Burgenland Department Energie und Umwelt 4.2.2 Kennzahlen von Windenergieanlagen 4.2.2.1 Leistungsbeiwert Auf Grund dessen, dass in der Windenergieanlage die kinetische Energie des Windes in mechanische und folglich in elektrische Energie umgewandelt wird, muss gemäß dem Energieerhaltungssatz die Leistung des Windes nach der Umwandlung abnehmen. Beim Durchlaufen des Windrades geht kinetische Energie des Windes zum Teil verloren, der Wind wird durch die Energieumwandlung „abgebremst“. Ein Pionier hinsichtlich der Erforschung der strömungstechnischen Grundlagen der Windenergienutzung, Albert Betz, stellt in seinen Veröffentlichungen in den Jahren 1922 – 1925 folgendes fest: - Die entziehbare mechanische Leistung aus einem Luftstrom, der durch eine vorgegebene Querschnittsfläche eines Windrades strömt, ist auf einen bestimmten, maximalen Wert der im Luftstrom enthaltenen Leistung begrenzt. - Der maximale Leistungsentzug erfolgt demnach nur bei einem bestimmten Verhältnis der Strömungsgeschwindigkeit vor und nach dem Windrad. Die kinetische Energie kann nicht vollständig umgewandelt werden, dazu müsste die Luftströmung auf v=0 abgebremst werden. Entsprechend diesen Erkenntnissen wurde für Windenergieanlagen ein Leistungsbeiwert, vergleichbar mit einem Wirkungsgrad, der s.g. „Leistungsbeiwert nach Betz“ definiert: - Eine Windkraftanlage kann maximal 16/27 (=59,3%) der kinetischen Energie der Luftströmung in mechanische Leistung umwandeln. Die Betz‘sche Theorie geht von einer verlustfrei arbeitenden Windenergieanlage und reibungsfreier Strömung aus. Der Ansatz kann für Windenergieanlagen unterschiedlicher Bauart herangezogen werden und gilt als Referenzwert für den maximal erreichbaren Wirkungsgrad. Die Herleitung des Leistungsbeiwerts nach Betz geht von folgenden Grundlagen aus (siehe dazu auch Abbildung 4-13): - Bei unveränderten Massenstrom (Kontinuitätsgleichung) muss, bei Entzug von mechanischer Leistung durch die Windenergieanlage, die Geschwindigkeit nach der Anlage abnehmen. Die Verringerung der Geschwindigkeit bedeutet zugleich eine Aufweitung des Querschnitts, da der gleiche Massenstrom hindurchtreten muss. Ausschlaggebend für die Herleitung sind die Strömungsverhältnisse vor und nach der Windenergieanlage (siehe Abbildung 4-13). Bachelorstudiengang Energie- und Umweltmanagement 113 HAW Burgenland Department Energie und Umwelt Abbildung 4-13: Strömungsverhältnisse vor und nach der Windenergieanlage, nach Das Verhältnis der mechanischen Leistung der Windenergieanlage zur Leistung des ungestörten Luftstromes bezeichnet man als Leistungsbeiwert cp (siehe Formel 4-4). 1 2 2 𝑃 4 𝜌 × 𝐴 × (𝑣1 − 𝑣2 ) × (𝑣1 + 𝑣2 ) 𝑐𝑃 = = Formel 4-4 𝑃0 1 3 2 𝜌 × 𝑣1 × 𝐴 Durch Umformen der Gleichung (Formel 4-4) kann der Leistungsbeiwert als Funktion des Geschwindigkeitsverhältnisses angegeben werden (siehe Formel 4-5). 𝑃 1 𝑣2 2 𝑣2 𝑐𝑃 = = |1 − ( ) | |1 + | Formel 4-5 𝑃0 2 𝑣1 𝑣1 Der Maximalwert dieser Gleichung ergibt sich bei folgendem Geschwindigkeitsverhältnis, dem Betz‘schen Leistungsbeiwert (siehe Formel 4-6). 16 𝑐𝑃 = 27 = 0,593 Formel 4-6 In Diagrammform ausgedrückt, hat der Betz’sche Leistungsbeiwert in Abhängigkeit des Verhältnisses der Windgeschwindigkeit nach/vor der Windenergieanlage einen Verlauf gemäß Abbildung 4-14. Bachelorstudiengang Energie- und Umweltmanagement 114 HAW Burgenland Department Energie und Umwelt Abbildung 4-14: Betz’scher Leistungsbeiwert in Abhängigkeit des Geschwindigkeitsverhältnisses vor zu nach der Windenergieanlage Die Erkenntnisse aus der Herleitung des Leistungsbeiwerts nach Betz sind folgende: - Die durch die Windenergieanlage entziehbare mechanische Leistung steigt mit der dritten Potenz der Windgeschwindigkeit. - Die Leistung nimmt linear mit der Querschnittsfläche (Rotorfläche) der Windenergieanlage zu, steigt also quadratisch mit dem Durchmesser. - Das Verhältnis der entziehbaren Leistung zum Energieinhalt der Strömung ist auch bei idealen Voraussetzungen mit dem Betz‘schen Leistungsbeiwert von 0,593 begrenzt. - Bei weiterer Ableitung der Gleichung kann hergeleitet werden, dass bei idealen Leistungsbeiwert von 0,593 die Geschwindigkeit in der Rotorebene 2/3 der ungestörten Anströmgeschwindigkeit beträgt. Nach der Windenergieanlage verringert sich die Geschwindigkeit auf 1/3 der ungestörten Anströmgeschwindigkeit. Die Schnelllaufzahl  ist eine dimensionslose Kennzahl in der Strömungsmechanik und gibt das Verhältnis der Geschwindigkeit der Drehbewegung des Rotors an der Blattspitze zur translatorischen Bewegung des Luftstromes (Windgeschwindigkeit) an (siehe Formel 4-7). Mit der Schnelllaufzahl kann das aerodynamische Verhalten von Windenergieanlagen charakterisiert werden. 𝑢 𝜆= Formel 4-7 𝑣𝑤 𝜆… Schnelllaufzahl der Windenergieanlage [-] 𝑢… Umfangsgeschwindigkeit der Blattspitze [m/s] 𝑣𝑊 … Windgeschwindigkeit [m/s] Hinsichtlich der Bauart wird zwischen Langsamläufern ( = 1 – 3) und Schnellläufern ( = 5 – 12) unterschieden. Hohe Schnelllaufzahlen können nur durch Ausnutzung des Tragflügelprinzips erreicht werden. Bei reinen Widerstandsläufern (z.B. historische Bachelorstudiengang Energie- und Umweltmanagement 115 HAW Burgenland Department Energie und Umwelt Windmühlen) ist die Schnelllaufzahl  < 1, d.h. die Blattspitze kann sich nicht schneller als die Windgeschwindigkeit drehen. Hohe Leistungsbeiwerte können nur von Schnellläufern erreicht werden. Moderne Windenergieanlagen erreichen Leistungsbeiwerte, die bereits nahe am theoretischen Maximum (Betz’scher Leistungsbeiwert) liegen. Abbildung 4-15 zeigt eine Darstellung des Leistungsbeiwertes unterschiedlicher Windenergieanlagen in Abhängigkeit der Windgeschwindigkeit. Das Strömungsprofil der Rotorblätter wird so dimensioniert, dass der Leistungsbeiwert im Bereich der Auslegungsgeschwindigkeit ein Maximum hat. Bei höheren Geschwindigkeiten sinkt der Leistungsbeiwert, da die Windenergieanlage in diesem Geschwindigkeitsbereich abregelt. Abbildung 4-15: Leistungsbeiwert unterschiedlicher Bauarten von Windenergieanlagen, nach Das Diagramm in Abbildung 4-16 zeigt den Vergleich der Leistungsbeiwerte cp zweier Windenergieanlagen in Abhängigkeit von der Windgeschwindigkeit. Die gestrichelte Linie repräsentiert die ENERCON E-40 (500 kW, Baujahr 1993), während die durchgezogene Linie die ENERCON E-160 (4600 kW, Baujahr 2020) darstellt. Zusätzlich wird die der Betz’sche Leistungsbeiwert (rot gestrichelt) von etwa 0,59, dargestellt. Die ENERCON E-40 zeigt einen nahezu konstanten Leistungsbeiwert von etwa 0,42 im Bereich von 4 bis 10 m/s. Im Vergleich dazu erreicht die ENERCON E-160 ihren maximalen Leistungsbeiwert bei etwa 6 m/s, wobei sie bei geringeren und höheren Windgeschwindigkeiten einen geringeren Leistungsbeiwert aufweist. Dies verdeutlicht die technologische Weiterentwicklung moderner Anlagen, die darauf optimiert sind, unter spezifischen Bedingungen eine maximale Effizienz zu erreichen, während ältere Anlagen Einsatzbereiche in einem breiteren Windgeschwindigkeitsbereich abdecken konnten. Bachelorstudiengang Energie- und Umweltmanagement 116 HAW Burgenland Department Energie und Umwelt Abbildung 4-16: Leistungsbeiwert ausgeführter Windenergieanlagen, Daten aus 4.2.2.2 Nutzungsdauer und Kapazitätsfaktor Die jährliche Auslastung von Windenergieanlagen kann sowohl durch die Angabe der Nutzungsdauer (auch Volllaststunden genannt), als auch durch die Angabe des Kapazitätsfaktors erfolgen. Die Nutzungsdauer (Volllaststunden) beschreiben die Anzahl an Stunden, in die Anlage mit Nennleistung in Betrieb sein müsste, um die Jahresproduktion an Energie zu erreichen. Die Nutzungsdauer wird somit über die Jahresenergieproduktion und die Nennleistung der Anlage errechnet (siehe Formel 4-8). 𝐽𝑎ℎ𝑟𝑒𝑠𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑒𝑝𝑟𝑜𝑑𝑢𝑘𝑡𝑖𝑜𝑛 [𝑘𝑊ℎ] 𝑁𝑢𝑡𝑧𝑢𝑛𝑔𝑠𝑑𝑎𝑢𝑒𝑟 [ℎ] = Formel 4-8 𝑁𝑒𝑛𝑛𝑙𝑒𝑖𝑠𝑡𝑢𝑛𝑔 𝑑𝑒𝑟 𝐴𝑛𝑙𝑎𝑔𝑒 [𝑘𝑊] Der Kapazitätsfaktor ist die durchschnittliche Leistung einer Anlage im Jahresverlauf im Verhältnis zur Nennleistung der Anlage (siehe Formel 4-9 bzw. Formel 4-10). 𝑑𝑢𝑟𝑐ℎ𝑠𝑐ℎ𝑛. 𝐿𝑒𝑖𝑠𝑡𝑢𝑛𝑔 𝑖𝑚 𝐽𝑎ℎ𝑟𝑒𝑠𝑣𝑒𝑟𝑙𝑎𝑢𝑓 [𝑘𝑊] 𝐾𝑎𝑝𝑎𝑧𝑖𝑡ä𝑡𝑠𝑓𝑎𝑘𝑡𝑜𝑟 = Formel 4-9 𝑁𝑒𝑛𝑛𝑙𝑒𝑖𝑠𝑡𝑢𝑛𝑔 𝑑𝑒𝑟 𝐴𝑛𝑙𝑎𝑔𝑒 [𝑘𝑊] 𝐽𝑎ℎ𝑟𝑒𝑠𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑒𝑝𝑟𝑜𝑑𝑢𝑘𝑡𝑖𝑜𝑛 [𝑘𝑊ℎ] 𝐾𝑎𝑝𝑎𝑧𝑖𝑡ä𝑡𝑠𝑓𝑎𝑘𝑡𝑜𝑟 = Formel 4-10 𝑁𝑒𝑛𝑛𝑙𝑒𝑖𝑠𝑡𝑢𝑛𝑔 𝑑𝑒𝑟 𝐴𝑛𝑙𝑎𝑔𝑒 [𝑘𝑊] × 8.760[ℎ] Zwischen Nutzungsdauer (Volllaststunden) und Kapazitätsfaktor besteht ein linearer Zusammenhang lt. Abbildung 4-17. Bachelorstudiengang Energie- und Umweltmanagement 117 HAW Burgenland Department Energie und Umwelt Abbildung 4-17: Zusammenhang Nutzungsdauer (Volllaststunden) und Kapazitätsfaktor Tabelle 4-1 zeigt die typischen Größenordnungen für Nutzungsdauer (Volllaststunden) ausgeführter Anlagen an unterschiedlichen Standorten. Tabelle 4-1: Volllaststunden für unterschiedliche Anlagengrößen und Standorte Anlagentyp Standort Volllaststunden Durchschnitt [h] Großanlage – bestes Drittel (111 Anlagen) 1, Österreich 2.451 Großanlage – mittleres Drittel (174 Anlagen) 1, Österreich 1.990 Großanlage – schlechtestes Drittel (149 Anlagen inkl. 35 Österreich 973 Neuanlagen mit Betriebszeit < 1 Jahr) 1, Großanlage – alle Anlagen1, Österreich 1.759 Kleinanlage – erzielbare Werte ausgezeichneter Standort2, Österreich >1.200 Kleinanlage – erzielbare Werte guter Standort2, Österreich 800 – 1.200 Kleinanlage – erzielbare Werte mittelmäßiger Standort2, Österreich 500 – 800 Kleinanlage – erzielbare Werte schlechter Standort2, Österreich 5% bei Formfaktor k=1,25 5 Geschwindigkeitsbereich mit rel. Häufigkeit >5% bei Formfaktor k=4 0 0 5 10 15 20 25 Windgeschwindigkeit [m/s] Abbildung 4-50: Weibull- Verteilung für verschiedene Form- Faktoren k bei konstanter mittlerer Windgeschwindigkeit und Geschwindigkeitsbereiche mit rel. Häufigkeit >5% Bachelorstudiengang Energie- und Umweltmanagement 147 HAW Burgenland Department Energie und Umwelt In Tabelle 4-10 sind Formfaktor k, Skalierungsfaktor A und die mittlere Windgeschwindigkeit v für unterschiedliche Standorte in Europa ersichtlich. Tabelle 4-10: Werte für den Formfaktor k, Skalierungsfaktor A und mittlere Windgeschwindigkeit v für unterschiedliche Standorte 4.4.5.1 Ermittlung des Jahresenergieertrags Die Ermittlung des Jahresenergieertrags erfolgt nach Auswahl einer Windenergieanlage für den konkreten Standort auf Basis folgender Daten: − Häufigkeitsverteilung der Windgeschwindigkeit auf Nabenhöhe aus Standortuntersuchung − Leistungskennlinie der Windenergieanlage aus Herstellerangaben Bei der Ermittlung des Jahresenergieertrags wird wie folgt vorgegangen (siehe dazu Abbildung 4-51): 1. Die gemessene Windgeschwindigkeit in Referenzhöhe der Geschwindigkeitsmessung (z.B. 15 Minuten-Mittelwerte) wird mit der Gleichung des vertikalen Windprofils (Formel 4-12) unter Verwendung der Rauhigkeitslänge des Standorts auf die Nabenhöhe der zu errichtenden Windenergieanlage umgerechnet. 2. Diese berechnete Windgeschwindigkeit in Nabenhöhe wird klassifiziert, d.h. zu Geschwindigkeitsklassen zugeordnet (siehe Tabelle 4-11). Dieser Schritt ist erforderlich, da in den Datenblättern der Windenergieanlagenhersteller die Leistungskennlinie ebenfalls in Geschwindigkeitsklassen angegeben wird. Tabelle 4-11: Geschwindigkeitsklassen und Bereichsgrenzen, dargestellt für drei Messwerte Geschwindigkeitsklasse 0 1 2 3 4 5 … 20 21 22 23 24 25 von Geschwindigkeit v ≥ 0 0,5 1,5 2,5 3,5 4,5 … 19,5 20,5 21,5 22,5 23,5 24,5 bis Geschwindigkeit v < 0,5 1,5 2,5 3,5 4,5 5,5 … 20,5 21,5 22,5 23,5 24,5 25,5 Datum, Zeit Geschwindigkeit [m/s] Klassifizierung 01.01.2022 00:00 4,3 0 0 0 0 1 0 … 0 0 0 0 0 0 01.01.2022 00:15 5,4 0 0 0 0 0 1 … 0 0 0 0 0 0 01.01.2022 00:30 3,7 0 0 0 0 1 0 … 0 0 0 0 0 0 … … … … … … … … … … … … … … … Klassensumme [-] 0 0 0 0 2 1 … 0 0 0 0 0 0 Häufigkeit [%] 0 0 0 0 67 33 … 0 0 0 0 0 0 Das Ergebnis dieser Zuordnung ist die die Anzahl an Messwerten, die in die jeweilige Geschwindigkeitsklasse fallen. Anhand dieser Anzahl kann die Häufigkeit berechnet Bachelorstudiengang Energie- und Umweltmanagement 148 HAW Burgenland Department Energie und Umwelt werden (siehe Formel 4-16 und Abbildung 4-51 , Diagramm „Klassenhäufigkeit Windgeschwindigkeit“). 𝐾𝑙𝑎𝑠𝑠𝑒𝑛𝑠𝑢𝑚𝑚𝑒 𝐻ä𝑢𝑓𝑖𝑔𝑘𝑒𝑖𝑡 = Formel 4-16 𝐴𝑛𝑧𝑎ℎ𝑙 𝑑𝑒𝑟 𝑀𝑒𝑠𝑠𝑤𝑒𝑟𝑡𝑒 𝐻ä𝑢𝑓𝑖𝑔𝑘𝑒𝑖𝑡… Häufigkeit des Auftretens einer Geschwindigkeitsklasse im Messzeitraum [-] 𝐾𝑙𝑎𝑠𝑠𝑒𝑛𝑠𝑢𝑚𝑚𝑒 … Anzahl an Messwerten, die in die jeweilige Geschwindigkeitsklasse fallen [-] 𝐴𝑛𝑧𝑎ℎ𝑙 𝑑𝑒𝑟 𝑀𝑒𝑠𝑠𝑤𝑒𝑟𝑡𝑒 … Anzahl der Messwerte im Messzeitraum [-] 3. Die Leistungskennlinie der zu errichtenden Windenergieanlage wird aus Datenblättern des Herstellers entnommen (Abbildung 4-51, Diagramm „Leistungskennlinie Windkraftanlage“). 4. Die Multiplikation der Häufigkeit mit der Klassenleistung der Leistungskennlinie der gewählten Windenergieanlage ergibt den Klassenertrag (siehe Formel 4-17). 8.760 𝐾𝑙𝑎𝑠𝑠𝑒𝑛𝑒𝑟𝑡𝑟𝑎𝑔 = 𝐻ä𝑢𝑓𝑖𝑔𝑘𝑒𝑖𝑡 × 𝐾𝑙𝑎𝑠𝑠𝑒𝑛𝑙𝑒𝑖𝑠𝑡𝑢𝑛𝑔 × Formel 4-17 1.000 𝐾𝑙𝑎𝑠𝑠𝑒𝑛𝑒𝑟𝑡𝑟𝑎𝑔… Energieertrag der Geschwindigkeitsklasse [MWh/a] 𝐾𝑙𝑎𝑠𝑠𝑒𝑛ℎä𝑢𝑓𝑖𝑔𝑘𝑒𝑖𝑡… Häufigkeit des Auftretens einer Geschwindigkeitsklasse im Messzeitraum [-] 𝐾𝑙𝑎𝑠𝑠𝑒𝑛𝑙𝑒𝑖𝑠𝑡𝑢𝑛𝑔 … Anlagenleistung der Windenergieanlage in der jeweiligen Geschwindigkeitsklasse [kW] Der Klassenertrag liefert bereits eine wichtige Aussage zur Jahresenergieproduktion der Windenergieanlage. Jene Windgeschwindigkeit mit dem höchsten Klassenertrag liefert den höchsten Anteil an der jährlichen Energieproduktion der Anlage. Wie in Abbildung 4-51 (Diagramm „Klassenertrag“) ersichtlich sind es nicht die niedrigen (nahe der Einschaltgeschwindigkeit) oder die hohen Windgeschwindigkeiten (nahe der Ausschaltgeschwindigkeit), sondern die Geschwindigkeitsklassen unterhalb bzw. nahe der Nenngeschwindigkeit der Windenergieanlage. Eine niedrige Einschaltgeschwindigkeit, wie sie von manchen Herstellern propagiert wird, sollte aus diesem Grund nicht überbewertet werden. Entscheidend ist die Jahresenergieproduktion, auf welche die Einschaltgeschwindigkeit auf Grund der geringen Anlagenleistung in dieser Geschwindigkeitsklasse meist nur begrenzten Einfluss hat. 5. Durch Aufsummierung der Klassenerträge der einzelnen Windgeschwindigkeitsklassen wird in Form einer Summenkurve der Jahresenergieertrag (siehe Abbildung 4-51, Diagramm „Summenertrag“) ermittelt. Der Maximalwert des Summenertrags entspricht dem Jahresenergieertrag der Windenergieanlage. Bachelorstudiengang Energie- und Umweltmanagement 149 HAW Burgenland Department Energie und Umwelt Klassenhäufigkeit Windgeschwindigkeit Leistungskennlinie Windkraftanlage Klassenertrag Summenertrag Abbildung 4-51: Ermittlung des Jahresenergieertrags einer Windenergieanlage Mit dieser Methode können unterschiedliche Anlagengrößen (Hersteller, Leistungsklassen, Nabenhöhen) für einen spezifischen Standort miteinander verglichen werden (siehe Abbildung 4-52) oder auch unterschiedliche Standorte für einen spezifischen Anlagentyp (siehe Abbildung 4-53). Abbildung 4-52: Ermittlung des Jahresenergieertrags von Windenergieanlagen mit unterschiedlicher Anlagengröße, Daten aus Bachelorstudiengang Energie- und Umweltmanagement 150 HAW Burgenland Department Energie und Umwelt Abbildung 4-53: Ermittlung des Jahresenergieertrags einer Windenergieanlage für verschiedene Standorte – Bachelorstudiengang Energie- und Umweltmanagement 151