Erstellung von Leistungskennlinien zur flächigen Ertragsermittlung von Windkraftanlagen einer Region auf Basis der Analysedaten eines mesoskaligen numerischen Wettermodells mit 7 x 7 km Auflösung

Abstract

Zur Ermittlung des Energieertrages sämtlicher Windparks einer Region auf Basis von Windvorhersagemodelldaten ist eine für den Bereich repräsentative Leistungskennlinie erforderlich. Es stellt sich die Frage, wie eine solche Leistungskennlinie für eine auf 7x7 km aufgelöste Region aussieht. Auf Basis von Betriebsmessdaten der Windgeschwindigkeit (Gondelanemometer) und Leistung diverser Windparks sowie Analysedaten der Windgeschwindigkeit des Cosmo-EU-Modells wird eine generische Leistungskennlinie für eine 7x7 km Region erstellt.<br />Es ergibt sich eine Windgeschwindigkeitskorrektur der generischen Leistungskennlinie um 8.74 % im Vergleich zur Herstellerkennlinie aufgrund der Messung mittels Gondelanemometer. Wird die Windgeschwindigkeitskorrektur durchgeführt und damit diese Veränderung der Leistungskennlinie bereinigt, zeigt sich eine leichte Glättung der Kennlinie im Vergleich zur Herstellerleistungskennlinie, die mit der Größe der betrachteten Region steigt. Die Sturmregelung der Windkraftanlagen fällt nicht ins Gewicht, da entsprechend hohe Windgeschwindigkeiten in den betrachteten Datensätzen nicht bzw. selten existieren.<br />In der weiteren Folge wird eine Wirtschaftlichkeitsanalyse von unterschiedlichen Windkraftanlagentypen auf Basis ihrer Leistungskennlinien durchgeführt. Hierfür werden die Windgeschwindigkeiten auf den Höhen 85 m und 113 m der betrachteten 7x7 km Region des Cosmo-EU-Modells verwendet.<br />Es zeigt sich, dass der Energieertrag und damit auch die maximal möglichen Investitionskosten einer Windkraftanlage, bei denen das Projekt noch wirtschaftlich wäre, stark vom Verlauf der Leistungskennlinie im Teillastbereich abhängen. Eine Erhöhung der Nennleistung bei gleichem Anlagentyp bringt kaum Ertragsgewinne. Eine Erhöhung der Nabenhöhe von 85 m auf 113 m bringt eine Ertragssteigerung um 20 bis 24 %.<br />

In order to evaluate the energy yield of all wind farms of a certain region (based on the available wind speed data of prediction models) a power curve that is representative for that region is necessary. The aim is to determine what a power curve for such a region with 7x7 km resolution would look like.<br />Based on recorded operational wind speed (nacelle anemometer) and power data of different wind farms and additionally based on analysis data of wind speeds of the prediction model Cosmo-EU, a generic power curve for a region of 7x7 km is determined.<br />The wind speed of the generic power curve needs to be corrected by 8.74 % if compared with the power curve provided by the manufacturer. This effect is due to measurement uncertainties of non-calibrated nacelle anemometers. After a power curve adjustment to cancel out that effect, a smoothing of the generic power curve in comparison to the manufacturer power curve remains. The smoothing of the power curve increases with the size of the evaluated region. The storm control of the examined wind turbines does not have a significant influence on their energy yield, which is due to the scarce number of data points with accordingly high wind speeds.<br />Furthermore, a profitability analysis of different wind turbines, based on their power curves, is conducted. For that purpose the Cosmo-EU analysis wind speeds of one region with a resolution of 7x7 km are available at heights of 85 m and 113 m. The energy yield and therefore also the maximal investment costs for the project to be profitable strongly depend on the progression of the rising part of the power curve (prior to reaching the rated power output). By comparison an increase of the rated power alone, without shifting the power curve, hardly increases the total energy yield. An increase in height from 85 m to 113 m, on the other hand, raises the energy yield by 20 to 24 %.