Übersicht der ermittelten Kenngrößen

Für den Windatlas wurden zahlreiche Kenngrößen in verschiedenen Berechnungshöhen ermittelt. Als Berechnungshöhen wurden in Anlehnung an den Windatlas von 2011 die Höhenlage 100 m sowie Höhenlagen berechnet, die für die Planung aktuell auf dem Markt befindlicher und in naher Zukunft erwarteter Anlagen relevant sind. Hierzu wurden die Höhenlagen 140 m, 160 m, 180 m und 200 m ausgewählt. Im Energieatlas wird die Karte mit der mittleren gekappten Windleistungsdichte in der Höhe von 160 m über Grund dargestellt, da dieser Parameter für aktuelle Planungen als Orientierungswert für die Tauglichkeit eines Standorts empfohlen wird. Alle weiteren Rechengrößen und Höhenlagen stehen im Erweiterten Daten- und Kartenangebot auch zum Download zur Verfügung.

Im Folgenden werden die Kenngrößen des Windatlas erläutert:

  • Mittlere Windgeschwindigkeit in m/s
    Die mittlere Windgeschwindigkeit stellt den Jahresmittelwert der Windgeschwindigkeiten in einer bestimmten Höhe an einem Standort dar.
  • Mittlere Windleistungsdichte in W/m²
    Die mittlere Windleistungsdichte ist ein meteorologischer Parameter, der sich aus den an einem Standort auftretenden Windgeschwindigkeiten in der entsprechenden Häufigkeit und der Luftdichte berechnet. In Bezug auf Windenergieanlagen ist sie ein Maß dafür, wie viel Leistung der Wind beim Durchströmen des Rotors pro Rotorkreisfläche an einem Standort im Mittel für die Nutzung durch Windenergieanlagen bereitstellt.
  • Mittlere gekappte Windleistungsdichte in W/m²
    Bei der mittleren Windleistungsdichte bleibt unberücksichtigt, dass sich die Leistungsabgabe einer Windenergieanlage oberhalb der Windgeschwindigkeit, bei der die Anlage ihre Nennleistung erreicht, dem sog. Nennwind, aus technischen Gründen nicht mehr weiter erhöht. Um diesen Aspekt zu berücksichtigen, wird bei dem Parameter der mittleren gekappten Windleistungsdichte zusätzlich der Kappungswert der Windgeschwindigkeit von 15 m/s festgelegt. Windgeschwindigkeiten oberhalb des Kappungswertes werden in der Berechnung mit dem Kappungswert angesetzt.
  • Meteorologische Umgebungsturbulenzintensität
    Die mittlere meteorologische Turbulenzintensität beschreibt kurzzeitige Schwankungen der Windgeschwindigkeit um den 10-Minuten-Mittelwert. Sie nimmt üblicherweise mit der Höhe ab. In der Praxis wirkt auf Anlagen in Windparks zusätzlich die Nachlaufturbulenz ein. Ab Turbulenzen von >= 0,25 ist der Standort nicht mehr für den Bau von Windenergieanlagen geeignet. Bei Turbulenzen zwischen 0,2 und 0,25 ist der Standort nur noch bedingt geeignet.
  • Jahresertrag in kWh/a
    Der mittlere Jahresertrag wurde für drei gängige Windenergieanlagen als Referenzanlagen durch die Anwendung der luftdichtekorrigierten Leistungskennlinie auf das Windangebot des Rasterpunktes ermittelt. Es handelt sich hierbei um Bruttoerträge, die keine der üblicherweise auftretenden Verluste beinhalten. Zu den Verlusten zählen Abschattungseffekte, Verfügbarkeits- und Netzverluste sowie verschiedene Betriebseinschränkungen. Diese Verluste liegen projektabhängig in einem Bereich zwischen ca. 10 % und 15 %.
  • Brutto-Standortgüte
    Aus den Brutto-Jahreserträgen wird die Brutto-Standortgüte bestimmt. Hierzu werden die Brutto-Jahreserträge durch den Referenzertrag des jeweiligen Anlagentyps (s. Kapitel Referenzanlagen) dividiert.
    Der Referenzertrag ist der Ertrag, der am sog. Referenzstandort, der im Erneuerbare-Energien-Gesetz - EEG 2017 festgelegt ist, erzielt würde. Auch dort wird der Referenzertrag zur Ermittlung der Standortgüte verwendet. Im Gegensatz zum Windatlas werden dort jedoch die auftretenden Verluste berücksichtigt.
    Je nach Standortgüte wird der anzulegende Wert für die Vergütung durch Multiplikation mit einem Korrekturfaktor bestimmt. Somit werden die geringeren wirtschaftlichen Erträge bei schlechterer Standortgüte teilweise ausgeglichen.
    Das EEG 2017 differenziert einen Bereich der Standortgüte zwischen 70 % und 150 %, was einer Brutto-Standortgüte zwischen etwa 80 % und 160 % im Windatlas entspricht.
 

Höhenunabhängig wurde in gleicher räumlicher Auflösung der Windgradient α und die Unsicherheit bezogen auf die Windgeschwindigkeit in % ermittelt:

  • Windgradient α (Hellmann-Exponent) zwischen 100 m und 160 m
    Der Hellmann-Exponent (Windgradient) dient der Ermittlung der Windzunahme mit der Höhe. Er ist abhängig von der Rauigkeit des Untergrunds und ist für bewaldete Gebiete üblicherweise größer als für freies Gelände.
    Er wurde flächendeckend auf Basis der Windkarten für Höhen zwischen 100 m und 160 m über Grund ermittelt.
  • Standardunsicherheit bezogen auf die mittlere Windgeschwindigkeit in %
    Die höhenunabhängige Unsicherheit der mittleren Windgeschwindigkeit resultiert aus Mess- und Modellierungsunsicherheiten in den Bereichen
    • - Windgeschwindigkeitsmessung per Anemometer,
    • - Windgeschwindigkeitsmessung per Fernmessverfahren,
    • - Langzeitbezug und
    • - Geländekomplexität.
    Die Ermittlung zu den ersten drei Punkten erfolgte anhand der Vorgaben der Technischen Richtlinien für Windenergieanlagen, Teil 6 (TR 6) in der Revision 10 vom 26.10.2017.

Weiterlesen im Kapitel "Referenzanlagen"

 

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