Windmodell

Zuletzt aktualisiert am 24.04.2009

Im Rahmen des Projekts "KW21 - Technische Anforderungen an neue Kraftwerke im Umfeld dezentraler Stromerzeugung mit KWK-Systemen und regenerativen Energien" wurde ein Windlastmodell entwickelt.

Als Grundlage für das entwickelte Windmodell wurden für rund 50 Standorte in ganz Deutschland Wetterdaten aus dem MIRIAM-Stationsnetz des Deutschen Wetterdienstes verwendet. Als zusätzliche Datenquelle dient die in der Nordsee errichtete Forschungsplattform FINO. Diese befindet sich rund 45 km vor der Küste Norderneys und liefert beständig Daten über die vorherrschenden Windverhältnisse auf hoher See. Messungen erfolgen in 30 bis 100 m Höhe.

Für alle gewählten Referenzstandorte wurden für die oben genannten Jahre Daten beim Deutschen Wetterdienst bezogen. Diese liegen in einer 10 min Auflösung vor und enthalten jeweils Aussagen über die Windgeschwindigkeit sowie die maximale Windgeschwindigkeit (beides in 0,1 m/s), die Temperatur (in 0,1 K), den Luftdruck (in 0,1 hPa) und die Windrichtung (in Dekagrad).

Um die Vielzahl der in Deutschland vorherrschenden Windenergieanlagentypen ebenfalls im Windmodell zu berücksichtigen, wurden zwanzig verschiedene Referenzanlagen in das Modell eingebunden. Es erfolgte zunächst eine Einteilung nach Leistungsklassen. Für jede Leistungsklasse wurden eine bzw. mehrere Anlagen gewählt, um jeweils einen bestimmten Anlagentyp zu repräsentieren. Dabei gehen neben zwölf Onshore-Anlagen vier Repowering- sowie vier größere Offshore-Anlagen in das Modell ein.

Kern des Windmodells bildet die in Excel VBA abgebildete Formel zur Berechnung der durch eine Windkraftanlage nutzbaren Leistung. Sie enthält anlagenspezifische sowie standortspezifische Parameter. Zu den anlagenspezifischen Parametern gehören die Rotorfläche sowie der Leistungsbeiwert. Beide wurden aus den Datenblättern der Anlagen entnommen bzw. berechnet. Windgeschwindigkeit, Luftdruck und Temperatur lassen sich den standortspezifischen Parametern zuordnen. Für die Windgeschwindigkeit erfolgt eine Korrektur auf die jeweilige Nabenhöhe der Referenzanlagen. In die Korrekturformel fließt außerdem die für jeden Standort charakteristische Rauhigkeitslänge ein. Für jeden Standort sowie für alle Referenzanlagentypen wird die momentane Leistung im 10 min Intervall bestimmt und auf die installierte Anlagenanzahl hochgerechnet.. Ergebnis ist eine Ganglinie für ein, je nach Datengrundlage, gutes, mittleres oder schlechtes Windjahr. Aus dieser lassen sich unter anderem Aussagen über Ertrag, Leistungsschwankungen sowie Höhe der eingespeisten Leistung treffen.

Zur Überprüfung der Genauigkeit des entwickelten Windmodells wurde es mit vorhandenen realen Netzeinspeisedaten verglichen. Dargestellt ist ein Vergleich der tatsächlichen und modellierten Ganglinie im EON-Netzgebiet