Fortschreibung Windpotentialstudie Kanton Schaffhausen

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Kanton Schaffhausen Fortschreibung Windpotentialstudie: Windmessungen und Aktualisierung Windpotentialberechnung

im Auftrag der Energiefachstelle des Kantons Schaffhausen

Auftraggeber: Kanton Schaffhausen Hochbauamt, Energiefachstelle Beckenstube 11 8200 Schaffhausen

Auftragnehmer: New Energy Scout GmbH Neuwiesenstrasse 95 CH- 8400 Winterthur

Erstellt von:

Alexander Kupfahl, Michael Altherr

GeprĂźft von:

Alexander Kupfahl, Michael Altherr

Projektnummer:

TG_SH0002

Version:

1.2

Berichtnummer:

11-0032

Datum Ersterstellung:

08.12.2011

Datum Ăœberarbeitung:

16.01.2012

Dokumentenname:

11-0032 Kt SH Windmessungen_Windpotential 2011-12-08-V2.docx

-2/70-

Inhalt INHALT..........................................................................................................................3 1

EINLEITUNG ............................................................................................................4

2

ZUSAMMENFASSUNG ..............................................................................................5

3

WINDPOTENTIALSTUDIE I (2009) ..............................................................................6

3.1

Anlass und Ziel der Studie 2009 ................................................................................................... 6

3.2

Methodik .................................................................................................................................. 6

3.3

Resultat der Studie 2009 ............................................................................................................. 8

4

WINDMESSUNGEN ................................................................................................ 12

4.1

Allgemeines zur Windmessung .................................................................................................. 12

4.2

Auswahl Standorte für die Windmessung.................................................................................... 12

4.3

Technologie LiDAR ................................................................................................................... 15

4.4

Technologie Mast .................................................................................................................... 17

4.5

Resultate Windmessung Chroobach ........................................................................................... 18

4.6

Resultate Windmessung Hagenturm ........................................................................................... 19

4.7

Resultate Windmessung Randenhus ........................................................................................... 21

5

WINDPOTENTIALKARTE II ....................................................................................... 23

5.1

Methodik ................................................................................................................................ 23

5.2

Unsicherheitsabschätzung ......................................................................................................... 27

5.3

Resultat der Windressourcenberechnung 2011 ............................................................................ 29

6

BEWERTUNG UND POTENTIAL ................................................................................ 30

6.1

Vergleich mit Studie I (2009) ..................................................................................................... 30

6.2

Vergleich mit Windatlas Baden-Württemberg .............................................................................. 32

6.3

Neueinschätzung Potential für die Windenergie ........................................................................... 33

ANHANG 1: AUSWERTUNG WINDMESSUNG CHROOBACH (LIDAR) ................................. 34 ANHANG 2: AUSWERTUNG WINDMESSUNG HAGENTURM (LIDAR) ................................. 45 ANHANG 3: AUSWERTUNG WINDMESSUNG RANDENHUS (MAST) .................................. 56 ANHANG 4: WINDRESSOURCENKARTE (BERECHNUNG 2011) .......................................... 70

-3/70-

1 Einleitung Im Jahr 2009 wurde die erste Windpotentialstudie für den Kanton Schaffhausen erstellt. Die in diesem Zusammenhang erstellte Windkarte wurde aus vorhandenen Daten von Meteostationen der Region und aus Produktionsdaten der Windenergieanlage Fürstenberg (Deutschland) berechnet.

Die Resultate wurden innerhalb der Begleitgruppe des Kantons diskutiert, die sich aus Vertretern der Raumplanung und des Naturschutzes (PNA SH), des Umweltschutzes (ALU SH), des Tiefbauamtes (TBA SH), des Forstamtes und der Stadtökologie zusammensetzte. Daraufhin wurden folgende vier Standorte im Kanton identifiziert, die für die Nutzung der Windenergie sich als interessant erwiesen: Chroobach Wolkensteinerberg Hagenturm Randenhus Für jeden dieser Standorte wurden einzelne technische Analysen durchgeführt und daraufhin das Potential für die Nutzung der Windenergie im Kanton Schaffhausen ermittelt.

Der Kanton hat sich zum Ziel gesetzt, die Windenergie wenn möglich zu entwickeln. Um nun die Ergebnisse der ersten Studie zu verifizieren und zu verfeinern, wurden insgesamt drei Windmessungen durchgeführt. Aus diesen Daten konnte nun die Windkarte neu berechnet und aktualisiert werden.

Da sich zum Einen die Standortanforderungen für Grosswindanlagen grundsätzlich von Leichtwindanlagen unterscheiden und zum Anderen deren Potential für den Kanton ungleich höher ist, hat man sich bei der Neuberechnung der Windkarte auf das100 m Niveau beschränkt. Auch die Berechnung des Potentials beschränkt sich hier auf den Bereich Grosswind.

Im vorliegenden Bericht sollen zunächst die wichtigsten Ergebnisse der Windpotentialstudie 2009 zusammengefasst werden. Die neu berechnete Windkarte basierend auf den Ergebnissen der Windmessungen wird anschliessend in den Gesamtzusammenhang gebracht und daraufhin das sich neu ergebende Potential für die Windenergie abgeleitet. Zu den einzelnen Windmessungen finden sich im Anhang detaillierte Auswertungen.

-4/70-

2 Zusammenfassung Die Windmessungen an den Standorten Randenhus, Hagenturm und Chroobach und die darauf basierende Neuberechnung der Windkarte haben ergeben, dass das Potential für die Windenergie im Kanton Schaffhausen eher etwas höher ausfällt als in der Windpotentialstudie von 2009 (Niveau 100 m über Boden): Berechnung 2011

Berechnung 2009

Der Vergleich setzt voraus, dass die Standorte und die damals gewählten Annahmen zu möglichen Anlagentypen und Transportmöglichkeiten gleich geblieben sind. Somit basiert eine Veränderung des Potentials hier nur aufgrund der Neuberechnung der Windressourcen. Berücksichtigt man den zwischenzeitlichen und zukünftigen technischen Fortschritt, kann von einer zusätzlichen Zunahme des Potentials ausgegangen werden, welcher hier allerdings nicht quantifiziert werden soll.

Die grösste Zunahme der Windressourcen und damit des Potentials für die Windenergie konnte am Standort Hagenturm verzeichnet werden. Während am Randenhus ebenfalls eine Zunahme zu verzeichnen ist, blieb das Potential in Chroobach und am Wolkensteinerberg auf etwa gleichem Niveau wie 2009: Potential aus Studie I (2009)

Potential aus Studie II (2011)

Standort Minimal

Maximal

Minimal

Maximal

Wolkensteinerberg

6.75 GWh

15.2 GWh

6.75 GWh

15.2 GWh

Chroobach

8.75 GWh

17.5 GWh

8.75 GWh

17.5 GWh

Randenhus

0 GWh

7.2 GWh

0 GWh

8.4 GWh

Hagenturm

9.9 GWh

13.2 GWh

12 GWh

16 GWh

Gesamt

25.4 GWh

53.1 GWh

27.5 GWh

57.1 GWh

Die Berechnung der Windkarte erfolgte unter konservativen Prämissen und Annahmen der statistischen Unsicherheiten. Dies zeigt sich auch darin, dass die Windwerte in grenznahen Gebieten zu Deutschland im Vergleich zum neuen Windatlas Baden-Württemberg im Durchschnitt leicht niedriger -5/70-

sind, zumal aufgrund des einigermassen komplexen Geländes in diesen Gebieten sich durchaus kleinräumige Unterschiede der Windgeschwindigkeiten ergeben können.

Grundsätzlich stellen sich auf politischer Ebene dieselben Fragen wie in der Windpotentialstudie von 2009, was die Realisierung von Windenergieanlagen im Wald bzw. in BLN Gebieten betrifft. Basierend auf der hier vorliegenden Neuberechnung kann festgestellt werden, dass die technischen Rahmenbedingungen und das Potential die Sinnhaftigkeit von Windenergieanlagen im Kanton untermauern.

3 Windpotentialstudie I (2009) 3.1 Anlass und Ziel der Studie 2009 Ein Anlass der Studie war die Annahme, dass ein gewisses Potential in Schaffhausen aufgrund bestehender Windenergieanlagen auf deutscher Seite vorhanden sein müsste. Die Wirtschaftlichkeit dürfte dabei aufgrund der höheren Vergütung in der Schweiz sogar günstiger ausfallen als bei Anlagen auf deutscher Seite.

Ziel der Studie war es, die Potentiale für Leicht- und Grosswindanlagen im Kanton Schaffhausen zu evaluieren. Die Ergebnisse bildeten die Basis für die weitere Strategieentwicklung im Rahmen der kantonalen Richt- bzw. Raumplanung.

3.2 Methodik 3.2.1

Windressourcenberechnung und Flächenanalyse

Im ersten Teil der Studie wurden das Windpotential und mögliche Standorte gemäss vordefinierten Kriterien wie Abstands- und Ausschlussflächen evaluiert. Ausschlussflächen sind diejenigen Flächen, in denen per definitionem keine Windenergienutzung stattfinden sollte. Bei einzelnen Ausschlussflächen wurden zusätzlich bestimmte Pufferzonen definiert. Anders als die Windressourcen können sich über die Zeit die meisten Ausschlussflächen verändern (z.B. Siedlungsgebiet, Naturschutzgebiete etc.).

Aus diesem Grund wurden die beiden Grössen „Windressource“ und „Ausschlussflächen“ zunächst getrennt betrachtet (vgl. folgende Abbildung).

Windressourcen

z.B. Wald Ausschlussflächen (inkl. Puffer) Verbleibende Fläche = Eignungszonen

Bewertung / Ergebnis

Abb. 1: Methodik Windressourcenberechnung und Flächenanalyse (schematisch).

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Die Windressourcen wurden für zwei Höhen berechnet: 25 m über Boden (für Leichtwindanlagen) und 100 m über Boden (für Grosswindanlagen). Die Berechnung des Windpotentials basierte auf demselben Landschaftsmodell (Höhendaten und Bodenbedeckung) wie demjenigen, welches der vorliegenden Studie zugrunde liegt. Die Winddaten beschränkten sich auf langjährige Daten der MeteoSchweiz-Stationen Bargen, Steckborn, Üetliberg sowie langjährig korrelierte Daten der Station Schaffhausen. Das Berechnungsmodell wurde anhand Produktionsdaten der Windenergieanlage in Fürstenberg (D) kontrolliert.

Die Abstands- und Ausschlussflächen wurden in 4 Varianten gerechnet, wobei die erste Variante eine allgemeine, flächendeckende Windressourcenkarte darstellt, die Varianten zwei und drei sich auf Grosswindanlagen beziehen und die vierte auf Leichtwindanlagen. Folgende Tabelle gibt Auskunft über die definierten Kriterien der verschiedenen Varianten (Abstand 0 m = Ausschluss der Fläche ohne zusätzlichen Abstand/Pufferzone).

Kriterium

Var 1

Var 2

Var 3

Var 4

„Max.- Potential“

„Min.-Potential“

„empf. Variante“

„Variante Leichtwind“

Siedlung

-

300m

250m

50m

Wald

-

50m

10m

100m

Eidgenössische Schutzgebiete

-

200m

0m

0m

Kantonale Schutzgebiete

-

0m

0m

-

Strassen

-

50m

50m

50m

Bahnlinien

-

50m

50m

50m

Gewässer

-

0m

0m

0m

Naturgefahren (lt. Hinweiskarte)

-

0m

0m

Überschwemmungsgebiet ev. möglich (im konkreten Fall zu prüfen)

Gasleitungen

-

25m

25m

25m

Mindest-Abstand zu…

1 2

Relative Grösse Potentialgebiet Akzeptanz / Realisierbarkeit 1

befindet sich die Anlage hinter einem Gebäude oder im Windschatten, kann sie auch in kürzerer Entfernung als 50m zum Gebäude stehen 2 eigentlich wäre zu unterscheiden zwischen Hauptwindrichtungen (200m Abstand) und untergeordneten Windrichtungen (50m Abstand). Für die Berechnung wurde 100m angenommen; im Einzelfall kann bei interessanten Gebieten die Berechnung noch verfeinert werden.

Tabelle 1: Übersicht über die verschiedenen Varianten der Ausschlussflächen der Flächenanalyse

-7/70-

3.2.2

Standortbegutachtung

Aufgrund der Resultate der Windressourcenberechnung und der Flächenanalyse wurden die vielversprechendsten Potentialgebiete für Windenergieanlagen (Gross- und Leichtwindanlagen) bestimmt, die einer weiteren, vertieften Begutachtung unterzogen werden sollten. Dazu wurde eine Begehung der Standorte vorgenommen und die folgenden Kriterien geprüft: Nutzung: z.B. Landwirtschaft, Gebäude wie Stallungen, Ferienhäuser etc.

Anströmverhältnisse: Hindernisse in Hauptwindrichtung(en) Möglichkeiten Netzanbindung: Distanz zu Unterwerken Möglichkeiten Zuwegung für Transport und Errichtung (Grobevaluation) Weitere raumplanerische Aspekte Sonstige Hemmnisse oder begünstigende Faktoren Das Ergebnis war eine grundsätzliche Feststellung der Machbarkeit zur Planung und Errichtung von Windenergieanlagen und eine erste, grobe Abschätzung des Ertragspotentials (Anzahl, Grösse der Anlagen).

3.3 Resultat der Studie 2009 3.3.1

Windressourcenberechnung und Flächenanalyse

Auf den folgenden Abbildungen ist das Ergebnis der Flächenanalyse kartographisch dargestellt. Bei der Energiefachstelle des Kantons Schaffhausen können die Karten mit einer höheren Auflösung eingesehen werden.

Auf den beiden Karten zu Variante 1 sind die Windressourcen auf einer Höhe von 25 m resp. 100 m über Grund klassiert. Gebiete mit den höchsten zu erwartenden Windgeschwindigkeiten sind gelb-rot eingefärbt, solche mit tiefen Windgeschwindigkeiten in unterschiedlichen Blautönen. Die vom Windpotential her günstigsten Standorte befinden sich am westlichen Rand des Randen sowie auf den Erhebungen nördlich von Stein a. Rhein (Wolkensteinerberg und Chroobach).

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Abb. 2: Studie 2009. Windpotential 25 m ü.G. (links) und 100 m ü.G. (rechts).

Auf den Karten zu den Varianten 2 und 3 sind sämtliche Ausschlusszonen grau eingefärbt worden (vgl. folgende Abbildung). Die „freien“ Flächen sind mit den Windressourcen auf 100 m ü.G. aus Variante 1 eingefärbt. Durch die Anwendung der Ausschlusskriterien werden sowohl in Variante 2 als auch in Variante 3 die windgünstigsten Standorte ausgeschlossen, was hauptsächlich auf die Kriterien Wald und eidgenössische Schutzgebiete zurückzuführen ist.

Abb. 3: Studie 2009. Karte zu Variante 2 (links) und Variante 3 (rechts).

Die Karte zu Variante 4 veranschaulicht das Windpotential auf 25 m über Grund unter Anwendung der Ausschlusskriterien für Leichtwindanlagen. Die Ausschlusszonen sind grau eingefärbt. Auch hier sind Wald und eidgenössische Schutzgebiete hauptverantwortlich für die grossflächigen Ausschlusszonen. Die interessantesten Gebiete zur Nutzung des Windes mit Leichtwindanlagen befinden sich zwischen Buchberg und Eglisau, auf dem Wilchingerberg, dem Hallauerberg, zwischen Schleitheim und Beggingen sowie in der Region um Lohn und Thayngen.

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Abb. 4: Studie 2009. Verbleibende Potentialflächen Variante Leichtwind.

3.3.2

Standortbegutachtung

Grosswind Trotz der Tatsache, dass sich sämtliche vom Wind her günstigen Standorte entweder im Wald oder in einem BLN-Gebiet befinden, wurden vier Standorte definiert, welche einer genaueren Betrachtung unterzogen wurden: Chroobach, Wolkensteinerberg, Hagenturm und Randenhus.

Die Machbarkeit der Windenergieprojekte ist zum damaligen Zeitpunkt mit Ausnahme von Randenhus als positiv beurteilt worden. Beim Projekt Randenhus musste wegen der schwierigen Zuwegung ein Vorbehalt gesetzt werden.

Das Ertragspotential wurde an sämtlichen vier Standorten bestimmt, einmal unter Ausschluss von Wald, einmal unter Ausschluss von BLN-Gebieten, einmal unter Ausschluss von sowohl Wald wie auch von BLN-Gebieten und einmal ohne Ausschluss von Wald und BLN-Gebieten: Kriterien Ohne Ausschluss von Wald und BLN-Gebieten

Ca. Potential (MW) 18.2 - 31.1

Ca. Potential (GWh/a) 25.4 - 53.1

Ausschluss von BLN-Gebieten

5.95 – 10.0

8.75 – 17.5

4.0 – 5.7

6.6 – 9.0

0.0

0.0

Ausschluss von Wald Ausschluss von BLN-Gebieten und Wald

Bemerkung

Alle 4 Standorte entweder im Wald oder BLN

Tabelle 2: Potential Grosswindenergie in Schaffhausen.

Leichtwind Für die Standortbegehung sind 33 Standorte definiert worden, welche sich in den Gebieten um Thayngen sowie Hallauerberg, Wilchingerberg und Buchberg konzentrieren.

-10/70-

Im Gegensatz zu Grosswindanlagen konnten in der Schweiz zum damaligen Zeitpunkt Leichtwindanlagen nur über die Vermarktung über die Ökostrombörse wirtschaftlich betrieben werden; die Stromgestehungskosten überstiegen stets die Einspeisevergütung nach KEV. Daher wurde das im Kanton vorhandene Potential in Relation zu den Gestehungskosten errechnet. Das Potential würde sich erhöhen, wenn die Errichtung von mehreren Leichtwindanlagen an einem Standort möglich wäre.

Energiegestehungskosten

Anzahl Standorte

< 0.60 CHF/kWh

32

Potential in MWh/a bei einer Anlage pro Standort 713

< 0.50 CHF/kWh

25

585

< 0.40 CHF/kWh

9

252

Tabelle 3: Potential Leichtwindenergie in Schaffhausen.

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4 Windmessungen 4.1 Allgemeines zur Windmessung Die Windressourcen können mit unterschiedlichen Methoden und Instrumenten gemessen werden.

Grundsätzlich gilt: je länger und je näher an der Nabenhöhe der geplanten Windenergieanlage gemessen wird desto besser.

4.2 Auswahl Standorte für die Windmessung Es sollten im Kanton insgesamt 3 Windmessungen durchgeführt werden, um die Windpotentialkarte zu verifizieren bzw. zu verbessern. Idealerweise sollten die Windmessungen sich an den potentiellen Standorten, die sich aus der Windpotentialstudie ergeben haben, orientieren.

Hagenturm

Randenhus

Chroobach

Standorte Windmessungen Abb. 5: Standorte der Windmessungen.

An zwei Standorten (Chroobach und Hagenturm) wurden mit einem LiDAR („Light Detection and Ranging“) Kurzzeitmessungen jeweils bis 2 Monate gemessen, an einem Standort (Randenhus) wurden Sensoren an einen bestehenden Sendemast für eine Langzeitmessung installiert. Die eingesetzten Instrumente werden nachfolgend näher beschrieben.

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4.2.1

Randenhus

Am potentiellen Standort Randenhus befindet sich ein Sendeturm, betrieben von der EKS, an dem die Sensoren für die Windmessung kostengünstig installiert wurden. Damit konnte erreicht werden, dass direkt auf einem Potentialgebiet eine Langzeitmessung durchgeführt wird, ohne dass man eigens einen Mast errichten musste. Ein für die Windmessung aufgestellter Mast wäre sehr teuer und hätte das Gesamtbudget ausgereizt.

Abb. 6: Standort Sendeturm Randenhus.

Abb. 7: Messinstallationen am Randenhus. Rechts Anemometer zur Messung der Windgeschwindigkeit.

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4.2.2

Chroobach

Am Standort Chroobach wurde ein LiDAR des Typs ZephIR eingesetzt. Aus technischen Gründen (Stromanschluss) liegt der Messstandort in der Nähe eines Bauernhofes leicht unterhalb des eigentlichen Potentialgebietes, was für die Neuberechnung der Windkarte jedoch unerheblich ist.

Abb. 8: Standort Lidar Chroobach.

Abb. 9: Links LiDAR Messystem; rechts Blick auf Potentialgebiet.

4.2.3

Hagenturm

Am Standort Hagenturm wurde ebenfalls mit dem LiDAR gemessen. Der Sendeturm des Militärs in der Nähe wurde aufgrund seiner Beschaffenheit nicht für die Installation von Sensoren (wie am Randenhus) vorgesehen.

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Abb. 10: Standort LiDAR Hagenturm.

Abb. 11: LiDAR Messystem am Hagenturm.

4.3 Technologie LiDAR Mit einem LiDAR („Light Detection and Ranging“) des Typs ZephIR werden berührungslos mittels eines Lasers die Windgeschwindigkeiten und –richtungen bis in eine Höhe von 200 m über Boden gemessen. Zusätzlich werden die Parameter Temperatur, Luftdruck und Luftfeuchtigkeit erfasst.

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Met mast: Temperatur, Luftfeuchtigkeit, GSM

Emissionspunkt Laser

Optic pod

Electronic pod Batterien Höhenverstellbare Füsse

Abb. 12: Aufbau des eingesetzten LiDAR Typ ZephIR

Der ZephIR sendet in einem Winkel von 30° zur Vertikalen einen Laser aus, welcher permanent rotiert. An den mit dem Wind mitgeführten Aerosolen wird der Laser zurückgestreut. Aus der Frequenzverschiebung des zurückgestreuten Signals (Doppler-Effekt) kann die Windgeschwindigkeit des Aerosols und davon abgeleitet die Windgeschwindigkeit berechnet werden.

Die Messung mit einem LiDAR ist generell verschieden im Vergleich zur Messung mit Anemometern.

Letztere ist eine Punktmessung, d.h. der Messwert wird genau am Punkt des Anemometers ermittelt.

Beim LiDAR wird dagegen über ein Volumen gemessen, d.h. ein Messwert repräsentiert ein bestimmtes Volumen, das der Laser „abgreift“.

ZephIR Messhöhen

10-200 m

Anzahl frei wählbarer Messniveaus (Windgeschwindigkeit, Windrichtung)

max. 5

Sonstige Daten

Temperatur, Feuchtigkeit, Luftdruck

Leistung (Strombedarf)

100-210 W

Tabelle 4: Kennzahlen LiDAR

Der LiDAR misst die Windgeschwindigkeit und –richtung stets bezogen auf den Emissionspunkt des Lasers, welcher sich in etwa 2 m über Boden befindet. Diese Höhendifferenz ist bei der Auswertung der Messung zu berücksichtigen. Aus diesem Grund sind stets die Messhöhe der Geräteeinstellung und die Messhöhe über Boden angegeben.

Für die Auswertung werden die Messdaten vom LiDAR jeweils für eine 10 Minuten Periode gemittelt ausgegeben.

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4.4 Technologie Mast Im Gegensatz zu einem Lidar erfolgt die Windmessung an einem Mast wie am Randenhus mit Sensoren, die den Wind und andere Parameter direkt messen.

Abb. 13: Messaufbau am Randenhus

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4.5 Resultate Windmessung Chroobach Hier sollen die wichtigsten Ergebnisse der Windmessung in Chroobach dargestellt werden. Die ausführlichen Messergebnisse sind im Anhang zu finden.

Art der Messung:

LiDAR Messung mit Typ ZephIR

Dauer:

26.8.2010 bis 27.10.2010 (62 Tage)

Die Messung verlief ohne Probleme und weist eine hohe Datenverfügbarkeit auf.

Der Messstandort befindet sich ca. 60-70 m unterhalb des Projektgebietes. Somit repräsentiert die Messhöhe 170 m näherungsweise die Höhe 100 m über Boden des Projektgebietes1.

Die Windgeschwindigkeit wurde auf folgenden Höhen über Boden gemessen: Messhöhe Geräteeinstellung (m)

25

100

130

170

200

Messhöhe über Boden (m)

27

102

132

172

202

Mittlere Windgeschwindigkeit (m/s)

2.7

4.3

4.7

5.1

5.2

Standardabweichung (time step)

1.39

2.11

2.37

2.63

2.76

Median (m/s)

2.5

4.0

4.3

4.6

4.7

Maximum gust (Bö) (m/s)

14.7

17.3

19.1

21.0

23.0

Weibull k

2.0

2.2

2.1

2.0

2.0

Weibull c (m/s)

3.0

4.8

5.3

5.7

5.9

Tabelle 5: Messresultate Chroobach.

Bei der Betrachtung des vertikalen Profils zeigt sich, dass die Windgeschwindigkeit mit der Höhe recht deutlich zunimmt.

Die Windrichtung ist unabhängig der Höhe relativ konstant. Lediglich auf 25 m ist die Nordkomponente stärker ausgeprägt. Dominierend sind die Richtungen Süd / Südwest und Nordwest. Bei der Betrachtung des Energiegehaltes sieht man, dass mehr Energie aus Süd/Süd-west kommt, d.h. dass aus dieser Richtung die höheren Windgeschwindigkeiten zu verzeichnen sind.

1

Die bei Kuppenlagen häufig auftretenden Stauchungseffekte wurden hier nicht berücksichtigt. Die Windgeschwindigkeit auf 100 m auf der Kuppe dürfte somit leicht höher liegen als die 170 m Messhöhe widergibt.

-18/70-

170 m

170 m

Abb. 14: Windrichtung nach Häufigkeit (links) und Energiegehalt (rechts) auf 170 m Messhöhe.

4.6 Resultate Windmessung Hagenturm Hier sollen die wichtigsten Ergebnisse der Windmessung am Hagenturm dargestellt werden. Die ausführlichen Messergebnisse sind im Anhang zu finden.

Art der Messung:

LiDAR Messung mit Typ ZephIR

Dauer:

6.9.2011 bis 25.10.2011 (46 Tage)

Die Messung verlief ohne Ausfälle und weist eine relativ hohe Datenverfügbarkeit auf.

Die Windgeschwindigkeit wurde auf folgenden Höhen über Boden gemessen: Messhöhe Geräteeinstellung (m)

60

80

100

120

170

Messhöhe über Boden (m)

62

82

102

122

172

Mittlere Windgeschwindigkeit (m/s)

4.8

5.2

5.4

5.5

5.7

Standardabweichung (time step)

2.8

3.3

3.5

3.6

3.8

Median (m/s)

4.2

4.4

4.5

4.6

4.7

Maximum gust (Bö) (m/s)

22.6

23.3

24.1

23.6

24.7

Weibull k

1.8

1.7

1.7

1.6

1.6

Weibull c (m/s)

5.4

5.9

6.1

6.2

6.4

Tabelle 6: Messresultate Hagenturm.

Bei der Betrachtung des vertikalen Profils zeigt sich, dass die Windgeschwindigkeit mit der Höhe zwar zunimmt, jedoch nicht so stark wie etwa in Chroobach. Die Bremswirkung des Waldes bezogen auf die Windgeschwindigkeit dürfte hier geringer sein.

-19/70-

Bezüglich der Windrichtung weist die Messung am Hagenturm eine seltene Besonderheit auf. Offenbar versetzt der nahe gelegene Wald den Wind in Bodennähe in starke Turbulenzen, was den Wind quasi „umdreht“, d.h. dass der Wind in Bodennähe beinahe aus der entgegengesetzten Richtung kommt wie der Wind oberhalb der Bäume. Technisch bedingt wird bei der Windmessung mit einem LiDAR dieses Typs die Windrichtung mit einer Messung in Bodennähe (2 m) „geeicht“. Aus diesem Grund kann es in diesen Fällen wie am Hagenturm dazu führen, dass die Windrichtung nicht valide bestimmt werden kann.

Dennoch kann mit Hilfe von anderen Messungen auf die Windrichtungen am Hagenturm in Höhen oberhalb des Waldes geschlossen werden. Für die Nutzung der Windenergie sind ohnehin die Windverhältnisse auf Höhe des Rotors entscheidend, also etwa zwischen 80-160 m über Boden. Zu diesem Zweck wurde ein statistischer Vergleich mit der nahe gelegenen Windmessung am Randenhus durchgeführt. Die beiden Messungen liegen etwa 5.2 km auseinander (Luftlinie).

Hagenturm

Randenhus

Abb. 15: Distanz der Windmessungen Hagenturm und Randenhus

Der Vergleich der Windgeschwindigkeiten der beiden Messungen ergab einen Korrelationsfaktor von bis zu 0.86, was ausreichend ist, um den Rückschluss zu ziehen, dass mit hoher Wahrscheinlichkeit die Windgeschwindigkeiten und auch die Windrichtungen am Randenhus und am Hagenturm demselben Muster folgen. Daher kann die gemessene Windrichtung am Randenhus für denselben Zeitraum auch auf den Standort Hagenturm übertragen werden. Zu betonen ist dabei auch, dass dies gleichwohl mit einer statistischen Unsicherheit behaftet ist.

Dies betrifft nur die Windrichtung und nicht die Windgeschwindigkeit!

-20/70-

Für die Berechnung der Windkarte ist die gemessene Windgeschwindigkeit entscheidend, Abweichungen in der Windrichtung beeinflussen die Windkarte nur in geringerem Masse.

Randenhus 6.9.2011 – 25.10.2011

Abb. 16: Windrose Randenhus im Messzeitraum Hagenturm

Die dominierenden Windrichtungen sind West / Südwest sowie Ost.

4.7 Resultate Windmessung Randenhus Hier sollen die wichtigsten Ergebnisse der Windmessung am Funkturm Siblinger Randen dargestellt werden. Die ausführlichen Messergebnisse sind im Anhang zu finden.

Art der Messung:

Installation von Sensoren am Funkturm

Dauer:

seit 19.8.2010 (noch im Betrieb)

Die Messung weist eine insgesamt hohe Datenverfügbarkeit auf. In einzelnen Perioden wurden aufgrund von Vereisung keine Daten verwertet.

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Die Windgeschwindigkeit wurde auf folgenden Höhen über Boden gemessen: Monat

Mittlere Windgeschwindigkeit

Maxima der mittleren Windgeschwindigkeit

Weibull Parameter

[m/s]

[m/s]

A

K

[-]

[m/s]

65 m

4.7

20.0

5.3

1.8

64.5 m

4.2

20.6

5.1

1.7

45 m

4.1

18.1

4.7

1.8

Tabelle 7: Mittelwerte der mittleren Windgeschwindigkeiten und Maxima über die gesamte Messperiode und Verteilungsparameter

Bei der Betrachtung des vertikalen Profils zeigt sich, dass insbesondere der Wind aus Richtung West in unteren Höhen relativ starken Einflüssen der Topografie und des Waldes ausgesetzt ist. Dieser Effekt nimmt mit der Höhe ab und dürfte bei Nabenhöhen ab 100 m eine geringere Rolle spielen.

Die Windrichtungsverteilung zeigt auf allen Messniveaus eine starke Komponente aus West und Südwest sowie eine etwas schwächere aus Richtung Ost.

Abb. 17: Windrose (Häufigkeit) am Standort Randenhus.

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5 Windpotentialkarte II 5.1 Methodik 5.1.1

Datenbasis

Für die Berechnung der Windpotentialkarte sind die folgenden Daten verwendet worden: Daten

Inhalt

Datenherkunft

Karten der Landestopographie

Rasterkarten 1:25’000

Bundesamt für Landestopografie

Höhendaten

Höhenlinien mit Äquidistanz 10 m

Kanton Schaffhausen, Vermessungsamt

Bodenbedeckung

Primärflächen wie Wasser, Wald, Siedlung, Wies- und Ackerland

Kanton Schaffhausen, Vermessungsamt und eigene Erhebung

Winddaten

Windrichtung und Windgeschwindigkeit der Stationen Schaffhausen, Bargen, Steckborn, Üetliberg

MeteoSchweiz

Winddaten

LiDAR-Messungen Chroobach und Hagenturm; Mastmessung Randenhus

Eigene Messungen

Tabelle 8: Datengrundlage für Berechnung der Windpotentialkarte.

Die Winddaten setzen sich einerseits aus Daten von MeteoSchweiz und andererseits aus eigenen Messdaten zusammen. Sämtliche Winddaten liegen als 10 min-Mittelwerte vor, jedoch über unterschiedliche Zeitperioden. Die folgende Tabelle zeigt die Kenndaten der berücksichtigten Messstationen: Standort

Stationshöhe in m ü. M.

Messhöhe in m ü. Grund

Messperiode

Messdauer

Bargen

739

10

01.1999-10.2011

12 Jahre 10 Mte

Steckborn

398

10

01.1999-10.2011

12 Jahre 10 Mte

Schaffhausen

535

36

08.2008-10.2011

3 Jahre 3 Mte

Üetliberg

854

189

01.1997-10.2011

14 Jahre 10 Mte

Chroobach

600

25, 100, 130, 170, 200*

26.08. – 27.10.2010

2 Mte

Hagenturm

909

60, 80, 100, 120, 170*

06.09. – 25.10.2011

1.6 Mte

Randenhus

840

45, 65

20.08.2010-07.11.2011

1 Jahr 2.5 Mte

Fürstenberg

916

90

01.2003-12.2003

1 Jahr

*Für die weiteren Berechnungen sind die folgenden Höhen berücksichtigt worden: Chroobach 100 m; Hagenturm 100 m.

Tabelle 9: Windmessstationen in der Region, fett umrandet eigene Messungen

Die Winddaten der bestehenden Windenergieanlage Fürstenberg sind anlässlich der 1. Berechnung der Windpotentialkarte verwendet worden um die Qualität des Berechnungsmodells zu verifizieren.

Es wird an dieser Stelle nicht näher darauf eingegangen sondern auf den Bericht vom 24.08.2009 verwiesen.

-23/70-

Die folgende Karte zeigt die Standorte der berücksichtigten Messstationen: Fürstenberg

Bargen Hagenturm

Randenhus

Chroobach

Schaffhausen Steckborn

Üetliberg

Bestehende Windenergieanlage mit Windmessung Meteostation von MeteoSchweiz Eigene Messung New Energy Scout GmbH Abb. 18: Standorte der Messstationen in der Region.

-24/70-

5.1.2

Berechnung der Windressourcen

Eine Berechnung der Windressourcen setzt sich aus Daten zu den Windverhältnissen im Untersuchungsgebiet, zur Topographie, Hindernissen und zur Bodenbedeckung (Rauigkeit) zusammen. Folgende Arbeitsschritte sind bereits anlässlich der Windpotentialstudie I durchgeführt worden: Höhenmodell: 1)

Reduktion der Datenmenge des Höhenmodells der kantonalen Verwaltung

2)

Erweiterung des Höhenmodells in einem Bereich von mind. 10 km um den Kanton Schaffhausen

Rauigkeitskarte: 1)

Definition der Rauigkeitsklassen

2)

Generalisierung der Bodenbedeckung innerhalb des Kantons Schaffhausen

3)

Erweiterung der Rauigkeitskarte in einem Bereich von mind. 10 km um den Kanton Schaffhausen

Winddaten: 1)

Datenaufbereitung (Kontrolle der Datenreihen auf Datenlücken, Anomalitäten, Verfügbarkeit, Formatierung etc.)

2)

Langjährige Korrelation Winddaten

3)

Berechnung von regionalen Windstatistiken (mittels Höhenmodell, Rauigkeitskarte und lokalen Hindernissen wie z.B. Häuser)

5.1.3

Langjährige Einordnung der Messungen

Die Daten der Meteostationen Bargen, Steckborn und Üetliberg haben langjährigen Status (d.h. Datenreihe >10 Jahre). Von der neuen Messstation in Schaffhausen existieren Daten offiziell erst ab August 2008 und die eigenen Messungen mit LiDAR und Mast sind Messungen von 2 Monaten resp. ca. 1 Jahr. Diese Kurzzeitmessungen sind mit der im Folgenden beschriebenen Methode langjährig korreliert worden.

Korrelationsmethode: Für die sich überschneidende Periode wurde mit der Software WindPro Version 2.7 eine Korrelation der Zeitreihen (10-Minuten-Mittelwerte) der Stationen Bargen, Steckborn und Üetliberg und den Zeitreihen (10-Minuten-Mittwelwerte) der Messungen von Chroobach, Hagenturm, Randenhus und Schaffhausen durchgeführt. Die gewählte Korrelationsmethode basiert auf einer Regressions-MCP (MCP = Measure – Correlate – Predict). Bei dieser Regressionsmethode können sowohl lineare Reg-25/70-

ressionen wie auch Polynominale höherer Ordnung verwendet werden. In diesen Korrelationen wurde eine lineare Regression angewandt.

Ergebnisse der Korrelation: Die Korrelationskoeffizienten der Windgeschwindigkeit (sektorunabhängig) sind in folgender Tabelle für alle berücksichtigten Messhöhen dargestellt, sowohl basierend auf 1h-, 4h- und Tagesmittelwerten der Windgeschwindigkeiten (gleitendes Mittel), als auch ohne Mittelung (=10 Minuten Werte).

Die besten Korrelationen sind fett markiert sowie die für die weitere Berechnung verwendeten Stationen grün hervorgehoben.

Korrelationskoeffizienten

Standort

Ungemittelt

Stundenmittel

4h-Mittel

Tagesmittel

0.66

0.69

0.74

0.84

Chroobach 100 m - Mit Steckborn - Mit Üetliberg

0.68

0.72

0.78

0.91

- Mit Bargen

0.56

0.60

0.65

0.81

- Mit Steckborn

0.48

0.51

0.56

0.67

- Mit Üetliberg

0.65

0.67

0.71

0.80

- Mit Bargen

0.66

0.69

0.72

0.88

- Mit Steckborn

0.51

0.54

0.58

0.68

- Mit Üetliberg

0.64

0.66

0.71

0.80

- Mit Bargen

0.63

0.65

0.69

0.84

- Mit Steckborn

0.67

0.72

0.77

0.86

- Mit Üetliberg

0.53

0.56

0.61

0.72

- Mit Bargen

0.65

0.69

0.75

0.86

Hagenturm 100 m

Randenhus 65 m

Schaffhausen

Tabelle 10: Koeffizienten der Korrelation der Kurzzeit- mit den Langzeitmessungen.

Die Korrelationen sind im Allgemeinen als gut zu bezeichnen.

5.1.4

Gewichtung der Windstatistiken

Da der Kanton Schaffhausen trotz seiner beschränkten Ausdehnung topografisch relativ heterogen ist und die 7 berechneten Windstatistiken jeweils unterschiedliche und für die lokale Umgebung typische Windverhältnisse repräsentieren, muss eine geeignete Gewichtung dieser Windstatistiken erfolgen.

Dieses Problem konnte entschärft werden, indem nicht eine einzige Ressourcenberechnung für den ganzen Kanton gerechnet wurde, sondern deren drei: eine für die Exklave im Süden (Buchberg), eine für die Exklave im Osten (Stein am Rhein) und eine für das Hauptgebiet (Schaffhausen). Die einzelnen Windstatistiken sind folgendermassen gewichtet worden:

-26/70-

Teilgebiet Hauptgebiet (Schaffhausen)

Exklave Ost (Stein a. Rhein)

Exklave Süd (Buchberg)

Windstatistik

Gewichtung in %

Chroobach

Nicht berücksichtigt

Hagenturm

29

Randenhus

34

Steckborn

Nicht berücksichtigt

Schaffhausen

19

Bargen

18

Üetliberg

Nicht berücksichtigt

Chroobach

55

Hagenturm

7

Randenhus

7

Steckborn

12

Schaffhausen

9

Bargen

7

Üetliberg

3

Chroobach

12

Hagenturm

14

Randenhus

18

Steckborn

9

Schaffhausen

23

Bargen

12

Üetliberg

12

Tabelle 11: Gewichtung der Windstatistiken.

Die Windressourcen des Hauptgebiets um Schaffhausen sind nur mit den Winddaten gerechnet worden, welche sich im Gebiet selber befinden. Die Gewichtung ist so gewählt worden, dass das Randengebiet am besten abgebildet wird. Dementsprechend sind die eigenen Messungen Randenhus und Hagenturm am stärksten gewichtet worden.

Bei den beiden Exklaven Ost und Süd ist die Gewichtung der Windstatistiken anhand ihrer Distanz zu den jeweiligen Gebietsmittelpunkten vollzogen worden.

5.2 Unsicherheitsabschätzung Sowohl die Windmessungen selbst als auch nachgelagerte Berechnungsschritte sind mit Unsicherheiten und Fehlern behaftet. Folgende Unsicherheiten lassen sich in der Windressourcenberechnung eruieren, wobei voneinander unabhängige Unsicherheiten summiert werden, indem die Wurzel der einzelnen Quadratsummen gezogen wird:

-27/70-

Quelle

Unsicherheit

Windmessungen: Anemometerkalibrierung und Unterschiede zwischen Anemometern Installation (zu kurze Ausleger, Hindernisse wie Mast, Kabel etc.)

Berechnungen (Genauigkeit) Unterschiedliche Anemometertypen Unterschiedliche Bedingungen zw. Windkanal (Kalibration) und Feld Windscherung (heterogene Anströmung am gleichen Anemometer) Overspeeding in Turbulenz (unterschiedliche Reaktionszeiten) Langjährige Korrelation

5%

3-7 %

Hochrechnung auf Nabenhöhe

5-8 %

Horizontale Extrapolation

2-5 %

Gesamtunsicherheit Windressourcenkarte

8-13 %

Tabelle 12: Unsicherheiten bei der Berechnung der Windressourcenkarte.

Die Unsicherheit der berechneten Windgeschwindigkeiten lassen sich auf 8-13 % beziffern. Diese Unsicherheitsspanne ist von mehreren Faktoren abhängig, welche kurz erläutert werden: Windmessung: Da die Windmessungen sehr heterogen zusammen gesetzt sind (Meteostationen von MeteoSchweiz, LiDAR-Messungen, eigene Mastmessung) ist dieser Aspekt schwer zu quantifizieren, zumal über die Messensoren von MeteoSchweiz wenig bekannt ist. Es wird deshalb ein pauschaler Wert angenommen, welcher höher liegt als bei Windmessungen, die zur reinen Ermittlung des Energiepotentials dienen.

Langjährige Korrelation: Diese Unsicherheit ist bei den zweimonatigen LiDAR-Messungen am grössten, da der gemeinsame Zeitraum zur langjährigen Datenreihe sehr kurz ist. Die guten bis sehr guten Korrelationen sowie der lange Zeitraum der langjährigen Datenreihen (ca. 1315 Jahre) dämpfen diesen Aspekt jedoch ab. Im Südteil ist diese Unsicherheit am kleinsten, da die Stationen Üetliberg und Schaffhausen (lange Datenreihen) relativ stark gewichtet worden sind.

Hochrechnung auf Nabenhöhe: In unmittelbarer Umgebung der LiDAR-Messungen ist diese Unsicherheit am kleinsten, da die Windmessung auf Nabenhöhe stattgefunden hat. In Gebieten, wo die Meteostationen von MeteoSchweiz (Messhöhe 10 m) stärker gewichtet worden sind, ist diese Unsicherheit grösser, was v.a. im Südteil der Fall ist.

Horizontale Extrapolation: Mehr Messungen (Meteostationen plus 2 x LiDAR und 1 x Mast) reduzieren die Unsicherheit der horizontalen Extrapolation, d.h. in der Nähe von Messstandorten ist die Unsicherheit kleiner als in Gebieten ohne Messung. Im Südteil ist sie demnach am grössten.

-28/70-

5.3 Resultat der Windressourcenberechnung 2011 Auf der folgenden Karte sind die Windressourcen auf einer Höhe von 100m über Grund klassiert dargestellt. Gebiete mit den höchsten zu erwartenden Windgeschwindigkeiten sind gelb-rot eingefärbt, solche mit tiefen Windgeschwindigkeiten in unterschiedlichen Blautönen. Die vom Windpotential her günstigsten Standorte befinden sich am westlichen und nördlichen Rand des Randen sowie auf den Erhebungen nördlich von Stein a. Rhein (Wolkensteinerberg und Chroobach).

Abb. 19: Berechnung 2011: Windpotential 100 m über Grund (Unsicherheit Windgeschwindigkeit ±8-13 %)

An den 4 Standorten, welche in Studie I als Potentialgebiete für Grosswind definiert wurden, sind langjährig die folgenden Windgeschwindigkeiten auf einer Höhe von 100 m über Grund zu erwarten: Hagenturm

5.4 - 5.8 m/s (eher 5.8 m/s)

Randenhus

5.0 - 5.4 m/s (eher 5.4 m/s)

Chroobach

5.0 – 5.4 m/s

Wolkensteinerberg

5.0 – 5.4 m/s

-29/70-

6 Bewertung und Potential 6.1 Vergleich mit Studie I (2009) Auf der folgenden Seite ist das Resultat der Windressourcenberechnung aus Studie I (2009) demjenigen aus der vorliegenden Studie II (2011) gegenüber gestellt. Es lässt sich feststellen, dass: die berechneten Windgeschwindigkeiten in Studie II (2011) generell höher sind als in Studie I von 2009 die berechneten Windgeschwindigkeiten in Studie II insbesondere im Hauptteil höher sind als in Studie I

Diese Feststellungen können durch die folgenden Punkte begründet werden: Bessere Datengrundlage in Form von Vor-Ort-Windmessungen speziell im Randengebiet Neue Gewichtung der Windstatistiken im Hauptteil mit stärkerer Berücksichtigung der neuen Messungen vor Ort mittels LiDAR (Hagenturm) und Messmast (Randenhus) Die Messungen auf dem Randen (Hagenturm und Randenhus) haben höhere Windgeschwindigkeiten ergeben als in der Studie I von 2009 prognostiziert wurden Die Windmessung in Chroobach bestätigt die modellierten Windgeschwindigkeiten aus Studie I

-30/70-

Berechnung 2009

Berechnung 2011

Abb. 20: Berechnung Windpotential 100 m Ăź.G. 2009 (oben) und 2011 (unten).

-31/70-

6.2 Vergleich mit Windatlas Baden-Württemberg Im März 2011 wurde ein neuer Windatlas für das deutsche Bundesland Baden-Württemberg publiziert. Ein Vergleich der Windressourcenkarte 2011für Schaffhausen mit dem Windatlas auf 100 m über Grund zeigt Folgendes: Fortsetzung Gebiet Hagenturm auf deutscher Seite (Nr. 1 auf der folgenden Abbildung): ca.

5.8 m/s in unserer Modellierung gegenüber 6.00 – 6.50 m/s im Windatlas BadenWürttemberg.

Gebiet nordöstlich von Merishausen (Nr. 2): 5.0 – 5.4 m/s in unserer Modellierung gegenüber 5.75 -6.00 m/s im Windatlas Baden-Württemberg.

Gebiet Chroobach (Nr. 3): 5.0 – 5.4 m/s in unserer Modellierung gegenüber 5.75 -6.00 m/s im Windatlas Baden-Württemberg.

Gebiet Altfären (Nr. 4): : 5.0 – 5.4 m/s in unserer Modellierung gegenüber 5.75 -6.00 m/s im Windatlas Baden-Württemberg.

1 2

3 4

Abb. 21: Ausschnitt aus dem Windatlas Baden-Württemberg 100 m über Grund.

-32/70-

Fazit: Unsere Modellierung der Windgeschwindigkeiten liegt in derselben Grössenordnung wie diejenige des Windatlas Baden-Württemberg. Generell ist unsere Modellierung als etwas konservativer zu betrachten (Windgeschwindigkeiten im Schnitt ca. 0.5 m/s tiefer).

6.3 Neueinschätzung Potential für die Windenergie Ausgehend von den hier neu berechneten langjährigen Windgeschwindigkeiten auf 100 m über Grund muss auch das Potential an Energieoutput neu abgeschätzt werden. Wir nehmen dazu die Rahmenbedingungen von 2009 als konstant an, d.h. die 4 definierten Standorte bleiben bestehen, ebenso der Typ der möglichen Windenergieanlagen und deren Anzahl. Die folgende Tabelle stellt das abgeschätzte Potential von der ersten Berechnung 2009 der aktuellen Abschätzung gegenüber. Das Potential an den Standorten Wolkensteinerberg und Chroobach bleibt unverändert, da sich auch die modellierten Windgeschwindigkeiten nicht oder nur sehr minim geändert haben. Insgesamt hat sich durch die Neuberechnung der Windressourcenkarte das Windenergiepotential im Kanton Schaffhausen leicht erhöht. Die Minimal- und Maximalwerte ergeben sich aus der Anzahl und Typ der für die Berechnung eingesetzten Windenergieanlagen je Standort.

Potential aus Studie I (2009)

Potential aus Studie II (2011)

Standort Minimal

Maximal

Minimal

Maximal

Wolkensteinerberg

6.75 GWh

15.2 GWh

6.75 GWh

15.2 GWh

Chroobach

8.75 GWh

17.5 GWh

8.75 GWh

17.5 GWh

Randenhus

0 GWh

7.2 GWh

0 GWh

8.4 GWh

Hagenturm

9.9 GWh

13.2 GWh

12 GWh

16 GWh

Gesamt

25.4 GWh

53.1 GWh

27.5 GWh

57.1 GWh

Tabelle 13: Windenergiepotential abgeschätzt aus Studie I und II.

Im Prinzip müsste auch der mögliche Anlagentyp neu beurteilt werden, da sich v.a. die Technologie des Transports der Windenergieanlagen wie auch die Windenergieanlagen selber in letzter Zeit stark entwickelt haben. So wurden bereits an Hochgebirgsstandorten Anlagen installiert, die bisher nicht möglich gewesen wären. Eine dementsprechende Zunahme des technischen Potentials wurde hier nicht quantifiziert und berücksichtigt, um die Vergleichbarkeit mit der Windpotentialstudie 2009 zu gewährleisten.

-33/70-

Anhang 1: Auswertung Windmessung Chroobach (LiDAR) Standort Das Messgerät wurde in der Nähe der Siedlung Oberwald aufgestellt (Koordinaten 706 575 / 284 236; 600 m ü. M.) Der Netzanschluss erfolgte in der benachbarten Scheune. Das Gerät wurde auf freiem Feld etwas ausserhalb des eigentlichen Projektgebietes aufgestellt. Der Grund ist, dass man einen Stromanschluss in der Nähe benötigt und dass man Störeinflüsse durch den Wald eliminieren wollte. Die Distanz zum Projektgebiet beträgt allerdings nur wenige hundert Meter, was für die Auswertung zunächst vernachlässigbar ist. Berücksichtigt man die Höhendifferenz des Messstandortes und des Projektgebietes (ca. 60-70 m), so repräsentiert die Messhöhe 170 m in etwa die Höhe 100 m über Boden des Projektgebietes.

Abb. 22: Standort LiDAR Messung Chroobach

-34/70-

Abb. 23: LiDAR Messgerät und Blick vom Standort auf Projektgebiet Chroobach

Eckdaten Gerät

Lidar Typ ZephIR (Hersteller QinetiQ / Natural Power) Gerätenummer: unit 130

Laser

Class 1 Laser; Wellenlänge 1575 nm, continuous Abstrahlung 30° von der Senkrechten (siehe schematisches Beispiel unten; nicht winkeltreu)

Aufbau

25.8.2010

Inbetriebnahme

25.8.2010

Start Messung definierte Höhen

26.8.2010 / 9:00 Uhr (GMT +0.00 Normalzeit)

Abbau (letzte Messung)

27.10.2010 / 11:10 Uhr (GMT +0.00 Normalzeit)

Anzahl Messtage / Wochen

Gesamtdauer: 62 Tage (16 Wochen)

Eingestellte Messhöhen

Achtung: die wahre Messhöhe über Boden ist jeweils +2m!

Die eingestellte Höhe bezieht sich auf den Emissionspunkt des Lasers in ca. 2m Höhe.

Einstellung Gerät

Messhöhe ab Boden

25 m

27 m

100 m

102 m

130 m

132 m

170 m

172 m

200 m

202 m

Weitere geräteabhängige Messhöhen (Referenz) sind: 38 m, 800 m. Diese sind nicht veränderbar und sie werden nicht für eine Auswertung empfohlen und herangezogen.

Stromanaschluss

Netzversorgung 230 V per Kabel (bei der Scheune ca. 10 m entfernt)

-35/70-

Sicherungsmassnahmen

Viehzaun

Datenfernübertragung

GSM Modem

Tabelle 14: Kennzahlen Windmessung Chroobach

Resultate Programm Auswertung Für die Auswertung wurde das Programm „Windographer“ Version 1.4 von Mistaya verwendet.

New Energy Scout führte per Datenfernübertragung (GSM) regelmässig einen download der Daten durch. Dies zum Einen aus Sicherheitsgründen, falls die Speicherkarte durch einen Defekt unlesbar wird, und zum Anderen zum Zwecke der Überwachung für den Fall, dass das Gerät nicht richtig funktionieren sollte.

Fehlermessungen und Datenverfügbarkeit Bei jeder Messkampagne kommt es Fehlermessungen und Messausfällen, die beim ZephIR in der Datenreihe als „9999“ bezeichnet werden. Die Datenverfügbarkeit stellt sich wie folgt dar: Messhöhe

Datenverfügbarkeit

Gerät

über Boden

25 m

27 m

v mean (hor.)

97.8 %

100 m

102 m

99.7 %

130 m

132 m

98.1 %

170 m

172 m

98.1 %

200 m

202 m

98.2 %

Tabelle 15: Datenverfügbarkeit Messung Chroobach

Die Datenverfügbarkeit ist insgesamt als sehr hoch einzuschätzen.

Umweltdaten: Temperatur und Luftdruck Die Tagesmittelwerte der Temperatur zeigen einen starken Abfall Ende August von über 25°C auf etwa 10°C innerhalb weniger Tage. Der September war relativ stabil bis auf einen Temperatureinbruch in der letzten Woche. Der Oktober war gekennzeichnet durch einen merklichen Temperaturrückgang.

-36/70-

Temperatur Tagesmittelwerte

Luftdruck Tagesmittelwerte

Abb. 24: Statistik und Verlauf Temperatur und Luftdruck

Windgeschwindigkeiten Die mittleren Windgeschwindigkeiten auf den verschiedenen Höhen liegen zwischen 2.7 und 5.2 m/s.

Zusammenfassung Windgeschwindigkeit Unten stehende Tabelle gibt einen Überblick über die wichtigsten Beschreibungsparameter der mittleren Windgeschwindigkeit auf den eingestellten Höhen. In den folgenden Kapiteln wird auf ausgewählte Parameter näher eingegangen.

-37/70-

Messhöhe Geräteeinstellung (m)

25

100

130

170

200

Messhöhe über Boden (m)

27

102

132

172

202

Mittlere Windgeschwindigkeit (m/s)

2.7

4.3

4.7

5.1

5.2

Standardabweichung (time step)

1.39

2.11

2.37

2.63

2.76

Median (m/s)

2.5

4.0

4.3

4.6

4.7

14.65

17.26

19.07

21.01

23.03

Weibull k

2.0

2.2

2.1

2.0

2.0

Weibull c (m/s)

3.0

4.8

5.3

5.7

5.9

Maximum gust (m/s)

Tabelle 16: Zusammenfassung Parameter Windgeschwindigkeit

Vertikales Profil (Windscherung) Die Mittelwerte der einzelnen Höhen weichen bei der Berechnung der Windscherung leicht von den Mittelwerten der Gesamtberechnung ab. Der Grund ist, dass nur diejenigen Datenreihen einbezogen werden, bei denen auf allen Höhen eine valide Messung erfolgte. Sobald während einer 10-min Periode eine Höhe keinen Mittelwert liefert, wird diese Periode nicht berücksichtigt. Dadurch ist die Anzahl der Datenreihen (siehe „time steps“ in Tabelle der Grafik oben) geringer.

-38/70-

Abb. 25: Windscherung

Das vertikale Profil zeigt, dass der Wind mit der HÜhe relativ stark zunimmt. Die sogenannte Rauigkeit ist aufgrund des Waldes recht hoch, wie es normalerweise mit Stadtgebieten zu vergleichen ist. Das bedeutet in der Konsequenz, dass hier am Standort eher Windenergieanlagen mit grossen NabenhÜhen geeignet wären.

-39/70-

Tagesmittelwerte Die Tagesmittelwerte der mittleren Windgeschwindigkeit weisen im Verlauf der Messperiode einige Spitzen auf: Ende August, Mitte September und ab Mitte Oktober.

Abb. 26: Verlauf Tagesmittelwerte horizontale Windgeschwindigkeiten

Tagesverlauf Der Tagesverlauf zeigt eine deutliche Zunahme der Windgeschwindigkeit ab dem späten Nachmittag und in den Abendstunden. Mittags ist ebenfalls eine signifikante Zunahme, allerdings in geringerem Masse, zu beobachten.

-40/70-

Abb. 27: Tagesverlauf mittlere Windgeschwindigkeit

Verteilung der Windgeschwindigkeiten (Weibull) Windographer rechnet die Weibull Verteilungen mit der maximum likelihood Methode. Der angegebene c-Wert entspricht dem üblicherweise gebräuchlichen A-Wert.

Wie liest man eine Weibullverteilung?

Die Weibullverteilung gibt im Prinzip die Häufigkeitsverteilung der gemessenen Windgeschwindigkeiten wieder, somit ist die Summe der blauen Fläche immer 1 bzw. 100%. Der Formparameter k gibt an, wie stark die Werte um den Mittelwert kreisen. Je höher k, desto „spitzer“ die Kurve. Der Skalierungswert A gibt an, wie windig der Standort im Durchschnitt ist.

Man kann erkennen, dass die k-Werte bis auf die Messhöhe 100 m recht stabil um die 2.0 ist, was einer idealtypischen sogenannten Rayleigh-Verteilung entspricht. in den unteren Messhöhen relativ hoch sind und dann abnehmen. Das heisst, dass in grösseren Höhen die höheren Windgeschwindigkeiten häufiger vorkommen. Das ist insofern wichtig und günstig, als dass der Energiegehalt mit der dritten Potenz der Windgeschwindigkeit steigt.

-41/70-

Höhe Geräteeinst.

25 m

Höhe Geräteeinst.

100 m

Höhe über Boden

27 m

Höhe über Boden

102 m

k-Wert

2.05

k-Wert

2.15

c-Wert (A)

3.0 m/s

c-Wert (A)

4.9 m/s

Höhe Geräteeinst.

130 m

Höhe Geräteeinst.

170 m

Höhe über Boden

132 m

Höhe über Boden

172 m

k-Wert

2.10

k-Wert

2.0

c-Wert (A)

5.3 m/s

c-Wert (A)

5.7 m/s

Höhe Geräteeinst.

200 m

Höhe über Boden

202 m

k-Wert

2.01

c-Wert (A)

5.9 m/s

Abb. 28: Weibull Verteilungen Messhöhen

-42/70-

Windrichtungen Betrachtet man die Windrichtungen nach Häufigkeit, sieht man, dass in allen Messhöhen mehr oder weniger zwei Windrichtungen vorherrschend sind: Südwest und Nordwest, wobei die nordwestliche Richtung leicht dominierend scheint. Bezüglich des Energiegehaltes ist dagegen die südwestliche Richtung klar stärker ausgeprägt. Das heisst, dass zwar aus Nordwest der Wind häufiger weht, jedoch aus Südwest die Windgeschwindigkeiten - und damit der Energiegehalt - höher sind.

Links die Häufigkeit, rechts der Energiegehalt (in %). Höhenangabe bezieht sich auf Höhe über Boden.

25 m

25 m

100 m

100 m

Abb. 29: Häufigkeiten Windrichtung (links) und Energiegehalt (rechts).

-43/70-

130 m

130 m

170 m

170 m

200 m

200 m

Abb. 30: Häufigkeiten Windrichtung (links) und Energiegehalt (rechts).

-44/70-

Anhang 2: Auswertung Windmessung Hagenturm (LiDAR) Standort Das Messgerät wurde östlich der Sendeanlage Hagenturm aufgestellt (Koordinaten 684 681 / 292 150; 914 m ü. M.). Der Netzanschluss erfolgte in einem Betriebsgebäude des Sendeturms.

Der Standort befindet sich auf einer Wiese. Der Waldrand ist etwa 30 m entfernt.

Abb. 31: Standort LiDAR Messung Hagenturm; Basiskarte: map.geo.admin.ch

Abb. 32: LiDAR Messgerät und Blick vom Standort auf Projektgebiet Chroobach.

-45/70-

Eckdaten Gerät

Lidar Typ ZephIR (Hersteller QinetiQ / Natural Power) Gerätenummer: unit 130

Laser

Class 1 Laser; Wellenlänge 1575 nm, continuous Abstrahlung 30° von der Senkrechten (siehe schematisches Beispiel unten; nicht winkeltreu)

Aufbau

6.9.2011

Inbetriebnahme

25.10.2011

Start Messung definierte Höhen

6.9.2011 / 17:20 Uhr (GMT +0.00 Normalzeit)

Abbau (letzte Messung)

25.10.2011 / 08:50 Uhr (GMT +0.00 Normalzeit)

Anzahl Messtage / Wochen

Gesamtdauer: 46 Tage (7 Wochen)

Eingestellte Messhöhen

Achtung: die wahre Messhöhe über Boden ist jeweils +2m!

Die eingestellte Höhe bezieht sich auf den Emissionspunkt des Lasers in ca. 2m Höhe.

Einstellung Gerät

Messhöhe ab Boden

60 m

62 m

80 m

82 m

100 m

102 m

120 m

122 m

170 m

172 m

Weitere geräteabhängige Messhöhen (Referenz) sind: 38 m, 800 m. Diese sind nicht veränderbar und sie werden nicht für eine Auswertung empfohlen und herangezogen.

Stromanaschluss

Netzversorgung 230 V per Kabel (bei Betriebsgebäude Sendeturm)

Sicherungsmassnahmen

einfache Einzäunung

Datenfernübertragung

GSM Modem

Resultate Programm Auswertung Für die Auswertung wurde das Programm „Windographer“ Version 1.4 von Mistaya verwendet.

New Energy Scout führte per Datenfernübertragung (GSM) regelmässig einen Download der Daten durch. Dies zum Einen aus Sicherheitsgründen, falls die Speicherkarte durch einen Defekt unlesbar

-46/70-

wird, und zum Anderen zum Zwecke der Überwachung für den Fall, dass das Gerät nicht richtig funktionieren sollte.

Fehlermessungen und Datenverfügbarkeit Bei jeder Messkampagne kommt es Fehlermessungen und Messausfällen, die beim ZephIR in der Datenreihe als „9999“ bezeichnet werden. Die Datenverfügbarkeit stellt sich wie folgt dar: Messhöhe

Datenverfügbarkeit

Gerät

über Boden

60 m

62 m

v mean (hor.)

95.8 %

80 m

82 m

95.9 %

100 m

102 m

95.9 %

120 m

122 m

95.9 %

170 m

172 m

95.9 %

Tabelle 17: Datenverfügbarkeit Messung Chroobach

Die Datenverfügbarkeit ist insgesamt als hoch einzuschätzen.

Umweltdaten: Temperatur und Luftdruck Die Tagesmittelwerte der Temperatur zeigen einen steten Rückgang der Temperatur, gekennzeichnet von mehreren Einbrüchen Mitte September und im Oktober. Ende September / Anfang Oktober war die Temperatur relativ stabil auf hohem Niveau.

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Temperatur Tagesmittelwerte

Luftdruck Tagesmittelwerte

Abb. 33: Statistik und Verlauf Temperatur und Luftdruck

-48/70-

Windgeschwindigkeiten Zusammenfassung Windgeschwindigkeit Die mittleren Windgeschwindigkeiten auf den verschiedenen Höhen liegen zwischen 4.8 und 5.7 m/s.

Unten stehende Tabelle gibt einen Überblick über die wichtigsten Beschreibungsparameter der mittleren Windgeschwindigkeit auf den eingestellten Höhen. In den folgenden Kapiteln wird auf ausgewählte Parameter näher eingegangen.

Messhöhe Geräteeinstellung (m)

60

80

100

120

170

Messhöhe über Boden (m)

62

82

102

122

172

Mittlere Windgeschwindigkeit (m/s)

4.8

5.2

5.4

5.5

5.7

Standardabweichung (time step)

2.8

3.3

3.5

3.6

3.8

Median (m/s)

4.2

4.4

4.5

4.6

4.7

Maximum gust (Bö) (m/s)

22.6

23.3

24.1

23.6

24.7

Weibull k

1.8

1.7

1.7

1.6

1.6

Weibull c (m/s)

5.4

5.9

6.1

6.2

6.4

Tabelle 18: Zusammenfassung Parameter Windgeschwindigkeit

Vertikales Profil (Windscherung) Die Mittelwerte der einzelnen Höhen weichen bei der Berechnung der Windscherung leicht von den Mittelwerten der Gesamtberechnung ab. Der Grund ist, dass nur diejenigen Datenreihen einbezogen werden, bei denen auf allen Höhen eine valide Messung erfolgte. Sobald während einer 10-min Periode eine Höhe keinen Mittelwert liefert, wird diese Periode nicht berücksichtigt. Dadurch ist die Anzahl der Datenreihen (siehe „time steps“ in Tabelle der Grafik oben) geringer.

-49/70-

Abb. 34: Windscherung

Das vertikale Profil zeigt, dass der Wind mit der Höhe zunimmt, jedoch mit einem relativ niedrigen Höhenexponenten, d.h. die Windgeschwindigkeit nimmt mit der Höhe eher langsam zu. Die stärkste Zunahme erfolgt zwischen 60 und 80 m, was durch den Einfluss des Waldes zu erklären ist. Bei weniger exponierten Waldstandorten ist oft ein höherer Höhenexponent (stärkere Zunahme der Windgeschwindigkeit mit der Höhe) zu beobachten, was auf einen stärkeren Einfluss des Waldes hindeutet. Beim Hagenturm scheint die Kuppellage dies eher auszugleichen. In der Konsequenz sind zwar auch hier höhere Anlagen vorzuziehen, jedoch könnten möglicherweise auch etwas niedrigere Anlagen wirtschaftlich sein.

-50/70-

Tagesmittelwerte Die Tagesmittelwerte der mittleren Windgeschwindigkeit weisen im Verlauf der Messperiode einige Spitzen auf: Anfang und Ende September sowie Mitte Oktober.

Abb. 35: Verlauf Tagesmittelwerte horizontale Windgeschwindigkeiten

Tagesverlauf Der Tagesverlauf zeigt eine deutliche Zunahme der Windgeschwindigkeit ab dem Nachmittag und in den Abendstunden. Die niedrigsten Werte sind am Vormittag zu verzeichnen.

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Abb. 36: Tagesverlauf mittlere Windgeschwindigkeit

Verteilung der Windgeschwindigkeiten (Weibull) Windographer rechnet die Weibull Verteilungen mit der maximum likelihood Methode. Der angegebene c-Wert entspricht dem üblicherweise gebräuchlichen A-Wert.

Wie liest man eine Weibullverteilung?

Die Weibullverteilung gibt im Prinzip die Häufigkeitsverteilung der gemessenen Windgeschwindigkeiten wieder, somit ist die Summe der blauen Fläche immer 1 bzw. 100%. Der Formparameter k gibt an, wie stark die Werte um den Mittelwert kreisen. Je höher k, desto „spitzer“ die Kurve. Der Skalierungswert A gibt an, wie windig der Standort im Durchschnitt ist.

Man kann erkennen, dass die k-Werte sämtlich deutlich unter 2 sind, abnehmend mit der Messhöhe über Boden. Das heisst, dass in grösseren Höhen die höheren Windgeschwindigkeiten relativ häufig vorkommen. Das ist insofern wichtig und günstig, als dass der Energiegehalt mit der dritten Potenz der Windgeschwindigkeit steigt.

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Höhe Geräteeinst.

60 m

Höhe Geräteeinst.

80 m

Höhe über Boden

62 m

Höhe über Boden

82 m

k-Wert

1.8

k-Wert

1.7

c-Wert (A)

5.4 m/s

c-Wert (A)

5.9 m/s

Höhe Geräteeinst.

100 m

Höhe Geräteeinst.

120 m

Höhe über Boden

102 m

Höhe über Boden

122 m

k-Wert

1.7

k-Wert

1.6

c-Wert (A)

6.1 m/s

c-Wert (A)

6.2 m/s

Höhe Geräteeinst.

170 m

Höhe über Boden

172 m

k-Wert

1.6

c-Wert (A)

6.4 m/s

Abb. 37: Weibull Verteilungen Messhöhen

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Windrichtungen Die Messung am Hagenturm mit dem LiDAR weist eine Besonderheit bezüglich der Windrichtung auf.

Systembedingt wird bei dem LiDAR die Windrichtung nicht mit dem Laserstrahl direkt bestimmt, sondern mit Hilfe einer eigenen Meteostation, die sich etwa 2 m über Boden befindet. Damit wird der Laserstrahl quasi auf die Windrichtung „geeicht“. In seltenen Fällen kann es vorkommen, dass die am Boden (hier 2 m) eine beinahe gegengesetzte Windrichtung herrscht als in der Höhe. Das wird insbesondere dadurch bedingt, dass der Wald den Wind in Turbulenzen versetzen kann und diesen quasi „umdreht“. Dies trifft offenbar am Hagenturm zu. Siehe dazu folgende Abbildung zur Veranschaulichung:

Abb. 38: Quelle: Vortrag P.H. Meier TÜV Süd GmbH Windenergietage 26.10.2011. Atmospheric Boundary Layers: Concepts, Observations, and Numerical Simulations. Les Houches Summer School 2008

In den meisten Fällen kann die Windrichtung an solchen Standorten durchaus valide gemessen werden, jedoch nicht mehr, wenn die Ablenkung zu stark ist. Dies bedeutet in der Konsequenz, dass in diesen seltenen Konstellationen die Messung der Windrichtung nicht valide ist.

Dies betrifft nur die Windrichtung und nicht die Windgeschwindigkeit!

Um dennoch eine gute Aussage bezüglich der Windrichtung zu erhalten, wurde eine Korrelation mit der nahe gelegenen Windmessung am Randenhus durchgeführt. Dazu wurden die Messreihen für denselben Zeitraum verglichen. Eine hohe Korrelation bedeutet, dass das Muster der Windgeschwindigkeit übereinstimmt. Das lässt wiederum den Schluss zu, dass bestimmte Parameter wie die Windrichtung für den Standort Randenhus auch für Hagenturm gelten. Die Korrelation stellt sich wie folgt dar: Hagenturm 60 m mit Randenhus 65m:

0.86

Hagenturm 100 m mit Randenhus 65 m:

0.84

Hagenturm 170 m mit Randenhus 65 m:

0.82

Wie oben ersichtlich, ist der Korrelationsfaktor zwischen den Messreihen Hagenturm und Randenhus stets über 0.8. Somit kann mit einer relativ hohen Wahrscheinlichkeit angenommen werden, dass die Windrichtung am Randenhus für diesselbe Periode auch für den Standort Hagenturm gültig ist.

-54/70-

Randenhus 6.9.2011 â&#x20AC;&#x201C; 25.10.2011

Abb. 39: Windrose Messung Randenhus fĂźr die Messperiode Hagenturm

Wie vermutet ergeben sich zwei Hauptwindrichtungen: W / SW und O.

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Anhang 3: Auswertung Windmessung Randenhus (Mast) Standort Die Messensorik wurde am Funkturm Silblinger Randen angebracht (Koordinaten 682533/ 287250; Höhe: 812 m). Der Funkturm befindet ich am Nordteil der Siblinger Schlossranden, etwa 60 m entfernt vom sog. Siblinger Randenhus, etwa ca. 2 km nordöstliche von Siblingen. Der Funkturm ist von Wald umgeben. In den Sektoren Südosten bis Westen beträgt die Entfernung zur Lichtung (in der das Randenhus steht) etwa 30m. In nördliche Richtung setzt sich der Wald kontinuierlich fort. Allgemein fällt das Gebiet nach Osten und Westen steiler und nach Süden weniger steil ab.

Abb. 40: Standort Funkturm Silblinger Randenhus

Es konnte der Netzanschluss im Elektronikraum des Funkturmes genutzt werden. Dort wurde ebenso der Loggerkasten angebracht, so dass er externen Personen nicht zugänglich war.

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Abb. 41: Funkturm Silblinger Randen, Blick vom Silblinger Randenhus

Angaben zur Messung und Messeinrichtung Mast

Funkturm Silblinger Randen

Sensorinstallation

19.8.2010

Inbetriebnahme

19.8.2010; 16:00

Messperiode

Seit dem 20.08.2010, noch im Betrieb

Stromanaschluss

Netzversorgung des Loggers 230 V

Tabelle 19: Eckdaten zur Messung

Die jeweiligen Sensoren wurden von Hรถhenmonteuren auf folgenden Messhรถhen installiert: Messhรถhe

Sensor

Messgrรถsse

Nr.

65 m

Anemometer (Thies First Class Advanced) Windgeschwindigkeit

1

64.5 m

Back-Up Anemometer NRG

Windgeschwindigkeit

2

63.7 m

Windfahne

Windrichtung

4

63.5 m

Hygro-/Thermometer

Temperatur + Luftfeuchte 3

45 m

Anemometer (Thies First Class Advanced) Windgeschwindigkeit

5

Tabelle 20: Sensorkonfiguration am Mast

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Die Sensoren 1, 4 und 5 sind beheizbar, Sensor 2 hingegen nicht. Dieses Anemometer diente vornehmlich als Back-Up Sensor zur Kontrolle und als Indikator, wann Vereisung auftritt. Der Sensor ist auch nicht kalibriert, sodass die gemessen Werte nicht als absolut genommen werden dĂźrfen. Aus diesem Grund wurde dieser Sensor nicht in der Auswertung nur als Indikation berĂźcksichtigt. Die Sensoren wurden an Auslegern montiert, welche wiederum am Funkturm befestigt waren. Eine Skizze des Messaufbaus ist im Folgenden dargestellt.

Abb. 42: Skizze der Sensorkonfiguration am Silblinger Funkturm

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Angaben zu den Daten Datengrundlage Betrachtete Messperiode

19.8.2010; 16:00 – 31.10.2011; 23:50

Zeitliche Auflösung

10min (direkt im Logger aus 1s-Mittelwerten erzeugt)

Datenformat

ROW-Format

Datenfernübertragung

GSM Modem

Tabelle 21: Angaben zur Datengrundlage

Sensorkalibrierung Die Thies-Anemometer (Sensoren Nr. 1 und 5) wurden vor der Messung kalibriert, dass Back-Up Anemometer (Sensor Nr. 2) wurde nicht kalibriert. Die Slope- und Offsetwerte wurden im Logger hinterlegt, so dass diese Kalibrierparameter in den Werten der Datenfiles bereits einberechnet waren.

Die Parameter wurden den offiziellen Kalibrierscheinen (Deutscher Kalibrierdienst, DKD) entnommen.

Resultate Programm Auswertung Für die Auswertung wurde das Programm „WindPro“ Version 2.7 von EMD verwendet.

Daten wurden kontinuierlich im Ringspeicher des Loggers aufgezeichnet und per Datenfernübertragung (GSM) vom Logger täglich als E-Mail an New Energy Scout versendet. Zusätzlich konnte per Fernzugriff mit der Software „Call a log“ der Loggerstatus und dessen Funktion geprüft und der Messverlauf kontrolliert werden.

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Bereinigung und Datenverfügbarkeit Es wurden folgende Perioden auf Grund eindeutiger Sensorvereisung in der Datenzeitreihe deaktiviert (d.h. nicht in die Berechnung der Statistiken einbezogen): Deaktivierte Signale

Periode

Alle Messignale

01.12.2011, 11:20 – 05.12.2011, 02:30 28.01.2011, 10:00 – 04.02.2011, 12:50

Nur Signal von Sensor Nr. 2 (Back-Up Anemometer)

16.11.2010, 07:40 – 18.11.2010, 18:20 22.11.2010, 00:40 – 28.11.2011, 14:10 11.12.2011, 10:30 – 19.12.2011, 22:00 10.01.2011, 05:40 - 11.01.2011, 07:50

Tabelle 22: Durchgeführte Datenbereinigung

Nach der Deaktivierung ergaben sich folgende Datenverfügbarkeiten der jeweiligen Messhöhen: Messhöhe

Datenverfügbarkeit

65 m

97.3 %

64.5 m (back-up) 93.1 % 45 m

97.2 %

Tabelle 23: Datenverfügbarkeit Messung Randenhus

Die Datenverfügbarkeit ist insgesamt als hoch einzuschätzen.

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Umweltdaten: Temperatur und Luftdruck Die Monatsmittelwerte der Temperatur sind in folgender Tabelle dargestellt.

Monat

Temperatur [°C]

Luftfeuchte [%]

08.2010

15.0

75.1

09.2010

11.5

77.6

10.2010

7.2

76.1

11.2010

4.8

84.9

12.2010

-0.5

88.7

01.2011

-0.2

90.3

02.2011

2.0

76.9

03.2011

4.8

68.2

04.2011

11.2

57.8

05.2011

13.3

61.5

06.2011

14.5

72.2

07.2011

14.2

69.9

08.2011

17.3

71.3

09.2011

14.8

77.9

10.2011

8.0

79.7

Gesamtmittel

8.0

74.9

Tabelle 24: Monatsmittel der gemessenen Temperatur und relativen Luftfeuchte

Im zeitlichen Verlauf der Temperatur (Tagesmittelwerte) ist eine Jahreszeitlich bedingte Schwankung ersichtlich. Die tiefsten Werte wurden im Dezember 2010 gemessen, die hĂśchsten im August 2010.

Es gilt zu beachten, dass der Monat August 2010 erst ab Beginn der Messung, d.h. ab dem 19.08.2010 abgebildet ist. Die hĂśchsten Luftfeuchtigkeitswerte wurden im Dezember 2010 gemessen, die niedrigsten Werte im April 2011.

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Abb. 43: Verlauf der Tagesmittelwerte der Temperatur und der relativen Luftfeuchte

Horizontale Windgeschwindigkeiten Im Folgenden sind die wichtigsten Grössen zu Beschreibung der am Standort vorherrschenden Windgeschwindigkeiten dargestellt.

Zusammenfassung Windgeschwindigkeit Unten stehende Tabelle gibt einen Überblick über die wichtigsten Beschreibungsparameter der mittleren Windgeschwindigkeit auf den gemessenen Höhen. Bei den angegeben Maximalwerten handelt es sich um die höchsten gemessenen 10-Minuten-Mittwerte im Messverlauf. Auf die Weibullparameter wird in den folgenden Kapiteln näher eingegangen.

Monat

Mittlere Windgeschwindigkeit

Maxima der mittleren Windgeschwindigkeit

Weibull Parameter

[m/s]

[m/s]

A

K

[-]

[m/s]

65 m

4.7

20.0

5.3

1.8

45 m

4.1

18.1

4.7

1.8

Tabelle 25: Mittelwerte der mittleren Windgeschwindigkeiten und Maxima über die gesamte Messperiode und Verteilungsparameter

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Monatsmittelwerte Aus den 10-Minuten-Mittelwerten ergeben sich die folgenden Monatsmittelwerte (bei der Betrachtung der Gesamtmittelwerte ist zu beachten, dass es sich hierbei um Gesamtmittelwerte aller 10Minuten-Mittelwerte handelt, nicht um die der Monatsmittelwerte): Monat

Mittlere Windgeschwindigkeit Mittlere Windgeschwindigkeit 65 m Höhe

45 m Höhe

[m/s]

[m/s]

08.2010

5.5

4.5

09.2010

4.4

3.9

10.2010

4.9

4.3

11.2010

5.1

4.5

12.2010

4.1

3.7

01.2011

5.2

4.6

02.2011

4.2

3.7

03.2011

6.1

5.5

04.2011

4.5

4.1

05.2011

4.4

3.9

06.2011

4.7

4.1

07.2011

4.3

3.7

08.2011

4.2

3.7

09.2011

4.6

4.0

10.2011

4.7

4.1

Gesamtmittel

4.7

4.1

Tabelle 26: Monatsmittelwerte der gemessenen Windgeschwindigkeiten pro Messhöhe

Der Verlauf der Monatsmittelwerte ist im Folgenden grafisch dargestellt. Dabei ist ein Peak im März 2011 erkennbar.

Abb. 44: Zeitlicher Verlauf der Monatsmittelwerte der gemessenen Windgeschwindigkeiten

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Tagesmittelwerte Der Verlauf der Tagesmittelwerte der Windgeschwindigkeit ist in folgender Grafik für die beiden Thies-Anemometer gezeigt.

Abb. 45: Zeitlicher Verlauf der Tagesmittelwerte der gemessenen Windgeschwindigkeiten

Tagesgang Der Tagesverlauf zeigt eine leichte Zunahme der Windgeschwindigkeit ab dem späten Nachmittag und in den Abendstunden. Am Vormittag und in den frühen Mittagsstunden wurden durchschnittlich die tiefsten Windgeschwindigkeiten gemessen.

Abb. 46: Tagesgang der mittleren Windgeschwindigkeiten

Verteilung der Windgeschwindigkeiten (Weibullverteilung) Die Weibullverteilung gibt Aufschluss über die Häufigkeiten der gemessenen Windgeschwindigkeiten im jeweiligen Richtungssektor. D. h. die in einem bestimmten Richtungssektor gemessenen Windgeschwindigkeitsmittelwerte werden klassiert und die resultierende Verteilung durch eine theoretische Verteilungsfunktion (Weibullverteilung) approximiert, welche durch den Formparameter k (gibt an, -64/70-

wie stark die Werte um den Mittelwert streuen), den Skalierungsparameter A (hängt mit dem allgemeinen Windgeschwindigkeitsniveau des Standortes zusammen ) und die mittlere Windgeschwindigkeit beschrieben werden kann. Dadurch können die Windverteilungen der unterschiedlichen Sektoren aber auch die verschiedener Standorte miteinander verglichen werden.

In den folgenden Grafiken sind die Weibullverteilungen für die jeweiligen Messhöhen gezeigt. Als erstes die über alle Richtungssektoren gemittelten Verteilungen, anschliessend jene der Hauptwindrichtungssektoren (O und W/WSW). In der Legende sind die zugehörigen Parameter dargestellt. Die darin aufgeführte mittlere Windgeschwindigkeit Vm weicht naturgemäss leicht von den zuvor angegebenen Tabellenwerten ab, da sich Erstere auf die angenäherte Weibullverteilung und Letztere auf die gemessenen Mittelwerte beziehen.

Man kann erkennen, dass aus östlicher Richtung die Verteilungen der Messhöhen sehr ähnlich verlaufen. Hingegen aus westlicher Richtung die Weibullverteilungen mit zunehmender Messhöhe breiter und flacher werden, was auf einen höheren Windgradienten hindeutet. Dies bedeutet wiederum, dass aus dieser Richtung in grösseren Höhen die höheren Windgeschwindigkeiten häufiger vorkommen. Das ist insofern günstig, als dass der Energiegehalt mit der dritten Potenz der Windgeschwindigkeit steigt.

Alle Sektoren

Abb. 47: Weibullverteilung als Mittel über alle Richtungssektoren

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O-Sektor

Abb. 48: Weibullverteilung der Winde aus dem Ost-Sektor

W-Sektor

Abb. 49: Weibullverteilung der Winde aus dem West-Sektor

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Vertikales Profil (Windscherung) Im Folgenden sind die vertikalen Profile der mittleren Windgeschwindigkeit dargestellt. Diese werden erzeugt aus den Mittelwerten der Punktmessungen, die als Eingangsparameter einer einfachen Funktion dienen. Dabei wird zum einen das sog. „Power law“, zum anderen eine logarithmische Höhenformel verwendet.

Wie im vorhergegangenen Kapitel angedeutet, werden der relativ niedrige Windgradient von 0.14 im Ostsektor, sowie der grössere Windgradient von 0.464 im Westsektor ersichtlich (alle Windgradienten wurden über das „Power law“ bestimmt). Der mittlere Windgradient über alle Sektoren beträgt 0.32.

Abb. 50: Vertikalprofile über alle Sektoren

Abb. 51: Vertikalprofile der Winde aus Ost-Sektor

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Abb. 52: Vertikalprofile der Winde aus West-Sektor

Windrichtungen Bei Betrachtung der Windrichtungen nach Häufigkeit, sind zwei Hauptwindrichtungen erkennbar, nämlich O und W, bzw. WSW. Die Westkomponente erreicht dabei den grössten Häufigkeitswert.

Winde aus den Nord- und Südsektoren traten extrem selten auf.

Betrachtet man die sektorielle Verteilung der gemessenen mittleren Windgeschwindigkeiten, zeigt sich, dass die höchsten Geschwindigkeiten aus den beiden genannten Sektoren, sowie aus nördlicher Richtung kommen. Da diese Wind sehr selten auftreten, haben diese Winde kaum Einfluss auf den Energieverteilung. Bezüglich dieser sektoriellen Verteilung der Windenergie sind also die Sektoren Ost und W, bzw. WSW massgebend.

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Abb. 53: Windrose (Häufigkeit)

Abb. 54: Sektorielle Verteilung der mittleren Windgeschwindigkeiten

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Anhang 4: Windressourcenkarte (Berechnung 2011)

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