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24 June 1994

WINDKRAFTANLAGEN IM BINNENLAND M. Durstewitz, C. Enßlin, B. Hahn, M. Happe-Kilpper, K. Rohrig ISET - Institut für Solare Energieversorgungstechnik e. V., Königstor 59, 34119 Kassel

Zusammenfassung Die moderne Windenergienutzung kann in den Küstenregionen bereits auf längere Betriebserfahrungen zurückgreifen, hingegen ist die Kenntnis binnenlandspezifischer Betriebsbedingungen begrenzt. Im Beitrag werden anhand ausgewählter Kenngrößen (Weibull-Verteilung, Turbulenzintensität) das Windregime an Küsten 2 bzw. Binnenlandstandorten charakterisiert und mittlere spezifische Energieerträge (kWh/m a) für unterschiedliche Standortkategorien berechnet. Exemplarisch wird das Betriebsverhalten von zwei WKA desselben Typs an unterschiedlichen Standorten vergleichend dargestellt. Abschließend wird auf klimatologische Besonderheiten hinsichtlich Störungsursachen an Binnenland- und Küstenstandorten eingegangen. Als Datenbasis dienen die Auswertungen im Wissenschaftlichen Meß- und Evaluierungsprogramm (WMEP) zum Breitentest 250 MW-Wind.

1. Einleitung Die Nutzung der Windenergie hat in den vergangenen drei Jahren einen enormen Aufschwung genommen. Dies wurde maßgeblich unterstützt durch Förderprogramme des Bundes und der Länder sowie durch das geänderte Stromeinspeisungsgesetz. Allein im Rahmen des Förderpro- gramms "250 MW-Wind" wurden bis Mitte Juni 1994 mehr als 1100 Windkraftanlagen (WKA) errichtet. Im ISET werden die Betriebsergebnisse dieser WKA im Rahmen des Wissenschaftlichen Meßund Evaluierungsprogramms (WMEP) über einen Zeitraum von 10 Jahren erfaßt und ausge- wertet. Die regionale Verteilung der WKA-Standorte zeigt dabei einen bemerkenswert großen Anteil im Binnenland. Neben dem niedrigeren Windenergieangebot führen im Binnenland u.a. höhere Turbulenzintensitäten und Blitzschlaghäufigkeiten zu erschwerten Betriebsbedingungen. Zur vergleichenden Darstellung der unterschiedlichen Standortcharakteristika werden im folgenden ausgewählte Betriebsergebnisse, nach geographischen Bereichen unterteilt, dargestellt. In einem ersten Schritt werden drei geographische Bereiche "Küstenstreifen", "Norddeutsche Tiefebene" und "Mittelgebirge" unterschieden. 2. Charakterisierung der WKA-Standorte Die bislang in mehreren Jahresberichten des WMEP veröffentlichten spezifischen Energielieferungen der WKA zeigen signifikante Unterschiede bezüglich WKA-Typ und -Standort. Um die Bandbreite unterschiedlicher Standortverhältnisse für vergleichende Darstellungen zu berücksichtigen, wird eine möglichst einfache Eingruppierung der Anlagen angestrebt, welche

dennoch Rückschlüsse auf die tatsächlichen Windverhältnisse vor Ort zuläßt. Folgende Feslegungen liegen der Zuordnung der WMEPStand- orte zu den in der Einleitung genannten geographischen Bereichen zugrunde: Zum Bereich "Küstenstreifen" werden alle Standorte wenige Kilometer landeinwärts der Küstenlinie sowie die Nord- und Ostseeinseln gezählt. Diese Gebiete sind i.a. durch nahezu ungestörte Anströmung charakterisiert. Zur "Norddeutschen Tiefebene" zählen sämtliche WKA-Standorte nördlich einer gedachten Linie Osnabrück-Hannover-Berlin. Diese Gebiete sind durch ebenes Gelände gekennzeichnet, unterscheiden sich jedoch bezüglich Bewaldung und Bebauung. Der Definition der Standortgruppe "Mittelgebirge" liegt zugrunde, daß südlich der Mitteigebirgs-schwelle WKA fast ausschließlich in exportierten Höhenlagen installiert werden. An ca. 120 im Bundesgebiet verteilten WKAStandorten werden im WMEP mit Hilfe von Datenerfassungsgeräten u. a. Fünf-Minuten Mittelwerte der Windgeschwindigkeit und die Turbulenzintensität ermittelt. Inwieweit den Standortgruppen bestimmte Windgeschwindigkeitsund Turbulenzwerte zugeordnet werden können, zeigen die Abb. 1 und 2. Die Datenbasis für diese Darstellung beruht auf ca. 14 Mio. Meßwerten (5-Minuten-Mittelwerte), wobei jeweils ca. 6 Mio. Meßwerte für die Kategorien Küstenstreifen und norddeutsche Tiefebene und rund 2 Mio. Meß- werte für die Region Mittelgebirge berücksichtigt wurden (Meßhöhe 10 m). In Abb. 1 sind die gemittelten Häufigkeitsverteilungen der Windgeschwindigkeit dieser Standortkategorien dargestellt. Sie zeigen für den Bereich der Küstenstandorte Windverteilungen mit vergleichsweise geringen Häufigkeiten im unteren Windgeschwindigkeitsbereich und höheren Häufigkeitswerten im Bereich hoher Windgeschwindigkeiten (Weibull:A=6,13;k=1,85).


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Die Häufigkeitsverteilungen der Kategorien Norddeutsche Tiefebene (A 4,48, k 1,56) und Mittelgebirge (A 4,63; k 1,49) zeigen eine große Ähnlichkeit, wobei sich hier eine geringfügig günstigere Verteilung für die Mittelgebirgsregion ergibt. Zur Einschätzung zu erwartender Energielieferungen wird in der Regel die RayleighVerteilung (Weibull-Parameter k=2) zugrunde gelegt. Im Mittelgebirge und in der norddeutschen Tiefebene scheint diese Annahme jedoch, wie diese Auswertung zeigt, nicht gerechtfertigt. Extrem hohe Windgeschwindigkeiten sind an allen drei Standortkategorien anzutreffen. Bezüglich der Belastung von WKA durch hohe Windgeschwindigkeiten unterscheiden sich die Standortkategorien demnach nicht wesentlich. Einen Vergleich der Turbulenzintensitäten der drei

verschiedenen Standortkategorien zeigt die Abb. 2. Der Begriff Turbulenzintensität bezeichnet das Verhältnis der Standardabweichung zum Mit- telwert der Windgeschwindigkeit im Meßintervall, wobei kleine Werte der Turbulenzintensität eine gleichmäßigere Anströmung der WKA und somit

günstigere Bedingungen für den Betrieb der Anlagen charakterisieren. Die Höhe der Turbulenzintensität ist in erster Linie abhängig von der lokalen Geländerauhigkeit sowie der Topographie der Standortumgebung. Die Auswertung ergibt für Küstenstandorte bei über 115 der Werte Turbulenzintensitäten größer 20 Prozent. Im Bereich der Tiefebene und der Mittelgebirgslagen steigt der Anteil der 5-Minuten-Intervalle mit einer Turbulenzintensität größer 20 Prozent auf rund die Hälfte an.

3. Spezifische Energieerträge

Um einen Vergleich der Betriebsergebnisse nach den oben angegebenen Standortkategorien und den unterschiedlichen Leistungsklassen zu ermöglichen, werden die spezifischen Jahresenergieerträge der WKA berechnet. Als spezifischer Jahresenergieertrag wird die auf die Rotorkreisfläche bezogene Jahresenergielieferung bezeichnet. Abb. 3 zeigt die gemittelten Werte für drei Standortgebiete, unterteilt nach Leistungsklassen der WKA. In dieser Darstellung werden die Ergebnisse der Standorte im unmittelbaren Küstenbereich und auf Inseln mit denen im Binnenland Schleswig-Holsteins sowie in Mittelgebirgslagen verglichen. Es zeigt sich, daß die zu erwartenden Jahresenergieerträge in Mitteigebirgslagen etwa in der gleichen Größenordnung liegen wie im Binnenlandbereich Schleswig-Holsteins. In diesen beiden Regionen kann mit näherungsweise 50 Prozent der Jahresarbeit der WKA an Küstenstandorten ge- rechnet werden.


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Über WKA im Binnenland und in Mittelgebirgsregionen liegen Hinweise darauf vor, daß unter bestimmten Bedingungen die zur Verfügung stehende Windenergie aufgrund häufiger WKA-Abschaltungen nicht optimal genutzt wird. Die Abbildungen 4 und 5 zeigen für zwei Anlagen (A und B) desselben Typs die Netzkoppeldauer (NKD), die Anzahl der Netzaufschaltungen (NAS) sowie die Energieausnutzung (ENG), wobei sämtliche in 1993 erfaßten 15-Minuten-Werte in Windgeschwindigkeitsklassen (Klassenbreite 0,5m/s) eingeordnet und gemitteit wurden. Windgeschwindigkeitsklassen mit einer Belegungshäufigkeit von weniger als 30 Werten wurden dabei nicht berücksichtigt. Die Kurve NKD zeigt die durchschnittliche auf die Intervallänge bezogene Netzkoppeldauer der in den jeweiligen Windgeschwindigkeitsklassen vertretenen Meßintervalle. Die Anzahl der Netzaufschaltungen in der jeweiligen Windgeschwindigkeitsklasse, bezogen auf die Anzahl der Aufschaltungen im ganzen Jahr, wird durch die Kurve NAS als Häufigkeitsverteilung dargestellt.

Die Kurve ENG spiegelt die in der jeweiligen Windgeschwindigkeitsklasse durchschnittlich gelieferte Energie wider, normiert auf das Produkt aus Nennleistung und Zeitintervall (1 5 Minuten). Den Darstellungen liegen Windgeschwindigkeitsmessungen in 10 m Höhe zugrunde. Für die sich anschließenden qualitativen Auswertungen ist diese Tatsache jedoch von untergeordneter Bedeutung. Aus den Abbildungen geht hervor, daß beide untersuchten WKA bei gleichen mittleren Windgeschwindigkeiten ans Netz gehen, sich jedoch im Abschallverhalten grundsätzlich unterscheiden. Die WKA A bleibt dann über einem weiten Windgeschwindigkeitsbereich kontinuierlich am Netz (NK[) = 1).

Ein davon erheblich abweichendes Betriebsverhalten zeigt WKA B, die im gesamtem Windgeschwindigkeitsbereich keine hundertprozentige Netzkoppeldauer erreicht. Die Kurve NKD beginnt bereits bei vergleichsweise niedrigen Windgeschwindigkeiten abzuflachen. Die Schwankungen der momentanen Windgeschwindigkeit um den Mittelwert im Meßintervall ist an diesem Standort (B) offenbar so groß, daß trotz eines relativ geringen 1 5-Minuten-Mittelwertes eine einzelne Böe


24 June 1994 zum Abschalten der Anlage führen kann. Die Energielieferungen -in diesem und den daraufhin folgenden Zeitintervallen liegen dann, aufgrund der Sturmabschaltung, deutlich unter der der mittleren Windgeschwindigkeit entsprechenden Nennenergie. Abb. 6 zeigt die gemessenen Maximalwindgeschwindigkeiten eines dreitägigen, windreichen Zeitraumes an diesen beiden Standorten aufgetragen über der jeweiligen mittleren Windgeschwindigkeit im 5-Minuten- Intervall. In dieser Darstellung wird die große Schwankungsbreite der Windgeschwindigkeit am Mittelgebirgsstandort deutlich, bei der bei Mittelwerten von ca. 12 m/s in 10 Meter Höhe Maximalwerte von über 25 m/s registriert wurden. Am Küstenstandort hingegen ist die Schwankungsbreite deutlich geringer.

Die im Vergleich zur Küste niedrigeren Energielieferungen im Mittelgebirge lassen sich also nicht nur auf geringere Windgeschwindigkeiten und Zeitverfügbarkeiten zurückführen. Auch besondere Standortbedingungen, z.B. Böigkeit, wirken sich offensichtlich nachhaltig auf die Energieerträge aus.

Die Teilnehmer im 250 MW-Wind Programm sind verpflichtet, über die Ausfalizeiten ihrer WKA, z.B. bei Wartungsarbeiten oder fälligen Reparaturen nach Betriebsstörungen, Berichte über Art, Dauer und Kosten der durchgeführten Arbeiten an das ISET zu senden. Sei der Auswertung dieser Wartungs- und lnstandsetzungsberichte kann eine Unterscheidung nach internen und externen Fehlerursachen erfolgen. Interne Fehlerursachen, z.B. eine fehlerhafte Betriebsführungssoftware, Materialfehler einzelner Komponenten o.ä., sind WKA-spezifisch und i.a. standortunabhängig. Ex-

terne Fehlerursachen sind z.B. Netzausfall, Sturm, Eisansatz, Blitzschlag usw. Im folgenden werden die Ereignishäufigkeiten dieser externen Fehlerursachen bezüglich ihrer Standortabhängigkeit analysiert. Die 1)atenbasis dieser Analyse umfaßt über 800 WKA, von denen rund 43 Pro- zent der Kategorie Küste, 36 Prozent der Katego- rie Norddeutsche Tiefebene und 21 Prozent den Mittelgebirgsregionen zuzuordnen sind. Wie Abb, 7 zu entnehmen ist, überwiegt bei der Fehlerursache Netzausfall mit rund 70 Prozent der eingegangenen Meldungen die Kategorie Küstenstreifen, was auf die große Anzahl von Windparkanlagen zurückzuführen ist. Werden hier Leitungsabschnitte, z.B. durch EVU für War- tungsarbeiten, abgeschaltet, so kann eine große Anzahl von Anlagen in dem entsprechenden Leitungsabschnitt betroffen sein. Im Binnenland oder in Mittelgebirgslagen sind i.d.R. nur wenige oder einzelne WKA im Falle von Netzabschaltungen in den jeweiligen Leitungsabschnitten betroffen. Die Analyse der Standortabhängigkeit der anderen, klimatisch bedingten externen Störungsursachen Sturm, Eisansatz und Blitzschlag zeigt eine deutliche Häufung an Mittelgebirgsstandorten. Dort sind um den Faktor zwei bis vier größere Ereignishäufigkeiten als an der Küste und in der Tiefebene anzutreffen, obwohl deutlich weniger Anlagen als in den beiden anderen Standortregionen betrieben werden. Da der Fehlerursache Blitzschlag an WKA auf Grund der hiermit u.U. verbundenen hohen Folgekosten eine besondere Bedeutung zukommt, sollen die Ergebnisse einer spezifischen Auswertung zu dieser Problematik im folgenden dargestellt werden.

6. Störungsursache Blitzschlag

Werden plötzliche atmosphärische Entladungen bezeichnet, die zwischen Regionen mit unterschiedlichen elektrischen Potentialen stattfinden. Die Spannungsdifferenz zwischen zwei Gebieten mit unterschiedlicher elektrischer Ladung, z.B. Erde-Wolke oder Wolke-Wolke, kann einige 100 Millionen Volt betragen. Kommt es zur spontanen Entladung, so dauert diese nur wenige Millisekunden. Hierbei treten jedoch Stromstärken bis zu 200.000 Ampere und Temperaturen von mehreren 1.000cl C auf. Die bei einem Blitzschlag umgesetzte Energie beträgt im Mittel 100 kWh. Blitzschlaggefährdet sind insbesondere freistehende Bäume und hohe Bauwerke. Eine entscheidende Rolle spielt aber auch die

Abb. 7: Übersichtstabelle zur Häufigkeit externer Schadensursachen verschiedener Standortkategorien


24 June 1994 elektrische Leitfähigkeit der Erdoberfläche, d.h., daß feuchte Böden' i.a. gefährdeter sind als trokkene Böden. Atmosphärische Entladungen lassen sich in zwei unterschiedlche Arten - direkte und indirekte Einschläge -unterscheiden. Bei direkten Einschlägen wird die WKA selbst direkt vom Blitz getroffen, wobei in der überwiegenden Anzahl der Fälle der Einschlag ins Rotorblatt erfolgt. Von hier aus erfolgt die Ableitung über Rotornabe, Lager, Turm und Fundament ins Erdreich. Je nach Intensität und

Verlauf des Blitzweges können weitere Komponenten, z.B. Generator, Elektronik und sonstige elektrische Einrichtungen, beschädigt oder zerstört werden. Bei indirekten Einschlägen erfolgt die atmosphärische Entladung an einem entfernten Ort, z.B. in eine Mitteispannungsleitung. Die elektrostatische Aufladung eines Rotorblattes entsteht durch die atmosphärische entladung. Von Rotorblattes, es ist direkt abgeführt über die einer Reihenschaltung aus einem Widerstand und eine Induktivität angeordnet im Blatt. Die Reihenschaltung is abgeführt über Rotornabe, Lager, Turm und Fundament ins Erdreich.


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Die Datenbasis im WMEP zur Störungsursache Blitzschlag umfaßt zur Zeit rund 145 Berichte aus dem Zeitraum von 1992 bis Anfang 1994. Von diesen Blitzeinschlägen erfolgten 115 indirekt und 30 direkt in die WKA. Die regionale Verteilung der registrierten Blitzeinschläge ist in Abb. 8 dargestellt. Hierin ist die Anzahl aller Blitzeinschläge der einzelnen Regionen als weiße Säulen dargestellt. Die Anzahl der direkten Einschläge wird durch schwarze Säulen angezeigt. Die in Klammern gesetzten Zahlen geben das Verhältnis der Blitzeinschläge zur Anzahl der WKA des jeweiligen Bundeslandes (250 MW-Programm) wider. Die Darstellung zeigt die Blitzhäufigkeit für die Bundesländer Mecklenburg-Vorpommern, Niedersachsen, Nordrhein-Westfalen und Schieswig-Holstein getrennt, während die restlichen Bundesländer wegen der vergleichsweise geringen Anzahl installierter WKA zusammengefaßt wurden. Die Verteilung der Blitzhäufigkeit (Abb. 8) korrespondiert sehr gut mit einer vom Deutschen Wetterdienst veröffentlichten Übersichtskarte über die mittlere Anzahl der Gewittertage pro Jahr im Zeitraum von 1951 - 1980. Hierin sind die Küstenbereiche als Regionen mit geringster jährlicher Gewitteranzahl dargestellt (< 20 Tage pro Jahr). Im mittleren und südlichen Bereich Deutschlands nimmt die Anzahl der Gewittertage zu und erreicht, regional verschieden, 20 - 35 Tage pro Jahr. Dabei ist in bergigen Regionen und Hochlagen die Gewitterhäufigkeit größer als in den übrigen Landesteilen. Bei einer saisonalen Differenzierung der Blitzhäufigkeit ist hier ein deutliches Maximum während der Monate Mai bis September auf Grund von Wärmegewittern zu beobachten.

Untersucht man die Anzahl direkter und indirekter Blitzeinschläge an WKA, so treten im Bereich der Küstenstandorte höhere Quoten von direkten Einschlägen auf, da hier einerseits die WKA zu den höchsten topographischen Erhebungen zählen und andererseits möglicherweise durch salzhaltige Luft und feuchte Böden eine gute elektrische Leitfähigkeit gegeben ist. An Mittelgebirgsstandorten überwiegt die Anzahl indirekter Einschläge, so daß im günstigsten Fall ein Wiederanfahren der Anlage durch Austausch von Sicherungen und Anlagenreset erfolgen kann. Da die Datenbasis für einen Vergleich der drei Standortkategorien noch nicht ausreichend ist, sollen hier die Blitzschäden in Schieswig-Holstein (stellvertretend für die Küstenregion) und den in Abb. 8 grau hinterlegten Bundesländern (stellvertretend für das Mittelgebirge) nebeneinander dargestellt werden. In Schieswig-Holstein (340 WKA) wurden 24 Blitzschäden (7%) gemeldet, davon 10 Einschläge in ein Rotorblatt (3%). Im Mittelgebirge (1 1 0 WKA) wurden 44 Schäden durch Blitzschlag verursacht (40%), allerdings nur

5 durch direkte Einschläge (5%). Damit liegt der Anteil der besonders kostenreievanten Blitzeinschläge in Rotorblätter (bezogen auf die gesamte Anzahl der WKA) in beiden Regionen in der gleichen Größenordnung. Die mittleren Reparaturkosten der untersuchten Fälle liegen bei direkten Blitzeinschlägen bei 50.000 bis 60.000 DM. Werden durch den Blitzeinschlag alle Rotorblätter beschädigt, so sind bei einer Anlage mit Dreiblattrotor rund 100.000 DM Reparaturkosten anzusetzen. Die Zahlen der Schäden durch indirekte Einschläge ist dagegen im Mittelgebirge deutlich höher. Hier lassen sich aber durch weiter verbesserten Überspannungsschutz elektrische Komponenten die Reparaturkosten deutlich verringern. 7. Ausblick Die Auswertung ausgewählter Kenngrößen nach standortspezifischen Charakteristika liefert bereits zum jetzigen Zeitpunkt interessante Erkenntnisse. Während sich die Windverhältnisse der norddeutschen Tiefebene und im Mittelgebirge relativ ähnlich darstellen, unterscheiden sich für diese bei- den Regionen Zahl und Art der Betriebsstörungen erheblich. Mit zunehmender Betriebszeit der WKA im Förderprogramm 250 MWWind wird die notwendige Datenbasis zur Beurteilung der Leistungsfähigkeit der Windenergietechnik weiter anwachsen. Daraus werden auch weitergehende Erkenntnisse zum WKA-Betriebsverhalten im Binnenland abzuleiten sein. In die nachfolgenden Auswertungen zu diesem Themenkreis werden u.a. auch die Punkte Eis, Regen, Nebel, zu berücksichtigen sein.

8. Literatur Institut für Solare Energieversorgungstechnik(ISET); Wissenschaftliches Meßund Evaluierungsprogramm zum Breitentest "250 MW- Wind", Jahresauswertungen 1990, 1991, 1992, Eigendruck


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