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Know how
für eine erfolgreiche Messkampagne
Warum die Windmessung so wichtig ist

Um einen wirtschaftlich rentablen Windpark zu errichten, werden genaue meteorologische Winddaten für das Windgutachten und die Windenergieertragsprognose benötigt. Aber auch nach der Inbetriebnahme eines Windparks sind regelmäßige Windmessungen erforderlich, um die Wirtschaftlichkeit der Windturbinen zu überprüfen und den Windpark optimal zu steuern, z.B. mit SCADA-Systemen.

Meteorologische Windmessungen stellen dabei besonders hohe Ansprüche an Genauigkeit und Zuverlässigkeit der Messstation, z.B. Windmessmast, LiDAR- oder SoDAR-Gerät. Die sorgfältige Auswahl und Positionierung eines hochwertigen Messsystems und der richtige Messaufbau sind ausschlagggebend für präzise Windmessungen und reduzieren das immense finanzielle Risiko.

Bereits minimale Messfehler von nur 3% bei der Bestimmung der Windgeschindigkeit können zu wirtschaftlichen Verlusten in siebenstelliger Höhe führen. Im Vergleich zu den oft achtstelligen Invesitionssummen für einen Windpark sind die Kosten für das Messsystem überschaubar.

Windgutachten sind die Voraussetzung für die Bewilligung zur Finanzierung eines Windparks. Ertragsprognosen stellen sicher, dass ein Windpark rentabel arbeitet. Für das Gutachten führen professionelle Windgutachter eine detaillierte Analyse des Standortes durch. Dafür ermitteln sie über einen Zeitraum von mindestens 12 Monaten Messdaten, die mit meteorologischen Langzeitdaten, z.B. von naheliegenden Wetterstationen, in den Zusammenhang gestellt werden.

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Windmessung

Erfahren Sie in diesem Bereich, warum die Windmessung für ihr Windenergieprojekt so wichtig ist - bevor der Windpark gebaut wird und auch während des laufenden Betriebs. Wir haben die wichtigsten Punkte zusammen getragen. Ausführlichere Informationen finden Sie auch in unserere Informationsbroschüren:
Download: Informationsbroschüre Windmessung (englisch, PDF)
Download: Ammonit Wind Resource Assessment Systems (englisch, PDF)
Download: Ammonit Wind Resource Assessment Systems for Cold Climate Regions (englisch, PDF)
Download: Ammonit Wind Farm Monitoring Systems (SCADA, englisch, PDF)

 

Windmessung zur Standortbewertung

Je höher die geplante Windkraftanlage, desto höher ist das Windaufkommen und damit der zu erwartende Windenergieertrag.

Der Aufbau eines kompletten, qualitativ hochwertigen Messsystems an mindestens einem oder mehreren aussagekräftigen Positionen hilft einen Gesamtüberblick über die Windverhältnisse am zukünftigen Standort des Windparks zu erhalten.

Für die Ermittlung des Windpotentials ist die präzise Bestimmung der Windgeschwindigkeit ausschlaggebend. Hieraus entstehen nach der Windatlas-Methode Windstatistiken, die von örtlichen Einflüssen wie der Topographie bereinigt sind. Diese Windstatistiken werden durch Langzeitkorrelationen mit meteorologischen Langzeitdaten verglichen. Das Wetter eines Jahres ist saisonabhängig. Außerdem können sich die Daten eines Jahres stark von denen der vorangegangenen Jahre unterscheiden. Deshalb müssen Langzeitvergleichswerte in die Auswertung miteinbezogen werden. Die Langzeitdaten können von einer nahegelegenen Wetterstation erworben werden. Sie müssen nicht dieselbe Messqualität aufweisen, wie die in der Messkampagne erstellten detaillierten Jahresdaten. Wichtig ist, dass die Lage der Wetterstation vergleichbar sein sollte und dass die Daten eine verlässliche Kontinuität aufweisen, z.B. die Daten einer Wetterstation, die im Auswertungszeitraum umgezogen ist, sind nicht verwertbar.

ammonit site assessment

Für eine akkurate Auswertung und die Projektierung des Windparks ist auch die Ermittlung der Windrichtung und deren Verteilung wichtig, z.B. um Abschattungen innerhalb des Windparks zu vermeiden oder um die umliegende Topographie und Beschaffenheit des Terrains zu berücksichtigen. Werte wie Luftdruck, Lufttemperatur und -feuchte sowie Luftdichte sollten ebenfalls erhoben werden. Diese Messdaten sind wichtig, um zum Beispiel Vereisungsgefahr vorzubeugen.

Ein Messsystem besteht aus vielen Komponenten, die je nach den klimatischen und regionalen Anforderungen und der Größe des angestrebten Windparks variieren. Ausschlaggebend ist die Nabenhöhe auf deren Höhe sich später die Rotoren der Windturbine befindet, sowie die Komplexität des umliegenden Terrains. Die Höhe des Messmastes richtet sich nach der Nabenhöhe der geplanten Windturbine. Windturbinen und Messmasten werden immer höher, inzwischen sind Masthöhen von bis zu 200m im Einsatz. Die Standardhöhe eines Messmastes liegt derzeit bei ca. 100 m.

In der Regel gilt, dass ein Hauptmessmast freistehend an einem ausgewählten Standort errichtet wird. Der Mast wird mit einem kompletten Messsystem ausgestattet, welches aus einem Datenlogger, unterschiedlichen Sensoren auf mehreren Messhöhen, einem Kommunikationssystem, einer Stromversorgung und diversem Zubehör besteht. Um ein Gesamtbild des Windverhaltens in der Region zu erhalten, kann der Hauptmast um weitere Masten ergänzt werden, die in Abständen von 5 bis 10 km aufgebaut werden. Ein mit einem kompletten Messsystem ausgestatteter Mast der energieautark, also stromnetzunabhängig arbeitet, reicht meist aus, um präzise Windmessungen vorzunehmen - auch in entlegenen Gebieten und unter extremen klimatischen Bedingungen.

Zusätzlich zum Messmast können auch LiDAR- und SoDAR-Geräte eingesetzt werden, um die Anzahl der verfügbaren Daten in der Region zu erhöhen. Sollen LiDAR- oder SoDAR-Geräte für die Windmessung eingesetzt werden, gelten entsprechende Regeln, die in der neuen IEC 61400-12-1 sowie der deutschen TR6-Richtlinie beschrieben sind.

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DTU Global Wind Atlas

Der Global Wind Atlas ist eine internationale Zusammenarbeit angeführt vom Dänischen DTU Wind Energy. Das Online-Portal liefert Winddaten, die zum Pre-scanning einzelner Regionen geeignet sind. Die Daten ersetzen jedoch keine Windmessung am Standort.

Die Daten für den Global Wind Atlas stammen aus verschiedenen Quellen, eine Übersicht finden Sie auf der Website des Global Wind Atlas. Sie haben die Möglichkeit, Regionen zu markieren und sich die Winddaten in Diagrammen anzeigen zu lassen oder als Datei herunterzuladen.

Global Wind Atlas

DTU-GlobalWindAtlas

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Komponenten unserer Windmesssysteme

Je hochwertiger die Qualität der Komponenten eines Messsystems, desto hochwertiger ist die Windertragsprognose und damit der wirtschaftliche Erfolg des geplanten Windparks.

Ein Messsystem wird nach den regionalen Gegebenheiten konzipiert und besteht in der Regel aus den folgenden Komponenten:

Dazu können noch andere Größen, je nach Anforderung gemessen werden, wie z.B. Niederschlag und globale Strahlung, die aber nicht relevant für die Berechnung des Energieertrags sind. Das Messsystem soll außerdem energieautark und witterungsbeständig sein und den Anforderungen der Flugsicherheit genügen. Es muss in der Lage sein, die Messdaten selbst von abgelegenen Regionen zuverlässig zu übermitteln.

Es gibt im Wesentlichen zwei Masttypen:

  • Gittermasten

  • Teleskopmasten

Der Mast wird mit einem Datenlogger und mehreren unterschiedlichen Sensoren und einem Solarmodul zur Stromversorgung bestückt. Je nach Energiebedarf des Messsystems sind auch andere Stromversorgungslösungen möglich. Desweiteren wird ein wetterfester Schaltschrank, der den Datenlogger, Komponenten für die Stromversorgung sowie das drahtlose Kommunikationssystem enthält, am unteren Ende des Mastes montiert. Eine leicht erhöhte aber immer noch für die Wartung zugängliche Anbringung des Stahlschranks von ca. 5,5m reduziert die Diebstahl- und Vandalismusgefahr.

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Einfluss von Sensoren bei der Berechnung des Jährlichen Energieertrags (AEP)

Um zuverlässige und genaue Messdaten zu erhalten, müssen qualitativ hochwertige Sensoren installiert werden. Die unten dargestellte Tabelle zeigt den Einfluss von Messfehlern bei der Berechnung des jährlichen Energieertrags.

  Fehler bei der Energieberechnung bei 1% Messungenauigkeit
Anemometer

Δ1% Messungenauigkeit bei der Windgeschwindigkeit → Δ3% Abweichung bei der Energieertragsberechnung
(Bis zu Δ6% Abweichung bei der Energieertragsberechnung, wenn Anemometer zur Berechnung des Windprofils eingesetzt werden.)

Windfahne

Kein direkter Einfluss auf die Energieertragsberechnung, kann jedoch zu fehlerhaftem Windparkaufbau führen.

Luftdrucksensor

Δ1% Messungenauigkeit bei der Ermittlung des Luftdrucks → Δ1% Abweichung bei der Energieertragsberechnung

Temperatursensor

1° Messungenauigkeit bei der Ermittlung der Temperatur → 0,35% Abweichung bei der Energieertragsberechnung

Luftfeuchtesensor

(bei 40°C) 1% Messungenauigkeit bei der Ermittlung der Luftfeuchte → 0,05% Abweichung bei der Energieertragsberechnung

 

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Normen und Richtlinien für die Windmessung

Um den hohen Qualitätsanforderungen bei der Windmessung gerecht zu werden, wurden international Standards entwickelt. Folgende Normen und Richtlinien haben sich durchgesetzt:

IEC 61400-12-1
Die IEC ist die wichtigste Norm bei der Windmessung. Sie beschreibt den korrekten Aufbau des Messmastes einschließlich der Ausleger. Die Norm gibt Anforderungen an die installierte Sensorik vor und verweist dabei auf Präzision und Zuverlässigkeit bei den Messungen. Darüber hinaus beschreibt die Norm Kriterien für Datenquantität und -qualität. Die IEC wurde überarbeitet und an neue Anforderungen angepasst. Die im März 2017 veröffentlichte neue IEC-Norm enthält u.a. einen umfangreichen Teil für die Standortanalyse. Ultraschallsensoren und Remote Sensing Systemen sind für die Standortanalyse zugelassen. Auch die Themen Integrität sowie Qualität und Filterung von Messdaten finden besondere Beachtung (siehe MEASNET).

MEASNET
MEASNET ist ein internationales Netzwerk von Messinstituten, die die "Evaluation of site-specific wind conditions" Richtlinie entwickelt haben. Die Richtlinie beschreibt den Prozess der Standortanalyse mit Fokus auf die Messdatengewinnung, -auswertung und deren Interpretation. MEASNET bezieht sich in der Richtlinie auf die IEC 61400-12-1 und legt den Schwerpunkt auf Datenqualität, Plausibilität und Integrität.
Download: MEASNET Site Assessment Guideline V2 (April 2016, englisch, PDF)

TR6 (Rev.9)
Die technische Richtlinie TR6, herausgegeben von der Fördergesellschaft Windenergie und anderer Erneuerbarer Energien, beschreibt Verfahren zur Bestimmung des Windpotentials und Energieertrags an Standorten für Windkraftanlagen. Die Richtlinie konzentriert sich insbesondere auf die Windmessung, sowohl mit Messmast als auch mit SoDAR- und LiDAR-Geräten. Unter fest definierten Bedingungen erlaubt die Richtlinie die Windmessung ausschließlich mit Remote Sensing Systemen. Die Richtlinie legt außerdem Kriterien für die Datenqualität fest. So sind Messdaten regelmäßig auf Integrität und Plausibilität zu prüfen. Die Richtlinie wird vor allem in Deutschland angewendet.

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Aufbau des Messsystems

Das Messsystem sollte unbedingt von Fachleuten aufgebaut werden - unabhängig davon ob Messmast oder Fernmessgerät (LiDAR / SoDAR).

Der optimale Aufbau von Messmast und Auslegern, sowie Positionierung, Art und Qualität der Messinstrumente ist in international gültigen Standards definiert: IEC 61400-12-1, MEASNET und der deutschen Richtlinie TR6.

Für die Ermittlung der Windenergieertragsprognose ist die genaue Messung der Windgeschwindigkeit ausschlaggebend. Um die Windgeschwindigkeit optimal zu messen, sollten mindestens vier Anemometer auf unterschiedlichen Höhen positioniert werden. Damit ist es möglich, ein Windprofil zu erstellen und die Windgeschwindigkeiten anderer Höhen zu berechnen. Das sogenannte Top-Anemometer wird freistehend an der Mastspitze, möglichst in unmittelbarer Höhe der geplanten Windturbinen installiert.

Messmasten erreichen inzwischen Höhen von bis zu 200m. Da Top-Anemometer schwer wartbar sind, wird zumeist kurz unterhalb des Top-Anemometers ein Backup-Anemometer platziert, falls es zu Ausfällen kommt. Mindestens zwei weitere Anemometer werden auf mittlerer und unterer Höhe angebracht.

Zur Bestimmung der Windrichtung wird eine Windfahne unterhalb des Top-Anemometers befestigt. Es wird empfohlen noch eine zweite und dritte Windfahne auf mittlerer und unterer Höhe zu installieren. Bei umfunktionierten Messmasten mit einer großen Breite, z.B. Funktürmen, bieten sich Sensorenpaare an (je einen pro Mastseite). Damit liefert zumindest ein Sensor in Abhängigkeit der Windrichtung stets korrekte Werte. Die Temperatur- und Feuchtesensoren werden mit Wetter- und Strahlungsschutzgehäuse ca. 10m unterhalb der geplanten Nabenhöhe angebracht.

Der Luftdrucksensor kann im Schaltschrank untergebracht werden, sofern dieser mit einer luftdurchlässigen Membran ausgerüstet wird. Das Herzstück des Messsystems ist der Datenlogger, der zusammen mit Kommunikations- und Versorgungskomponenten in einem abschließbaren gut geerdeten diebstahlsicheren und korrosionsbeständigen Schaltschrank untergebracht wird. Der Schaltschrank und das Solarmodul für die Versorgung werden etwas höher montiert, allerdings immer noch gut erreichbar für Wartungsarbeiten. Abschließend wird die Hindernisbefeuerung je nach Richtlinie des jeweiligen Landes angebracht.

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Aufbereitung der Messdaten

Die Aufbereitung der Daten erfolgt über verschiedene Methoden. Häufig kommen mehrere Methoden gleichzeitig zum Einsatz:

Die Rayleigh Methode
Diese Funktion berechnet die wahrscheinlichen Schwankungen bei einem Standort, an dem nur der Mittelwert der Windgeschwindigkeit bekannt ist. Die Berechnung erfolgt mit einer Einheitsformel, die die regionalen Eigenheiten des Standorts nur bedingt erfasst.

Die Weibull Methode
Diese Methode berücksichtigt die Kurvenform der Windverteilung mithilfe von zwei Parametern, dem Skalierungsfaktor A und dem Formparameter C. Sie beschreibt die Windverhältnisse sehr viel präziser als die Rayleigh Funktion. Bei einem Parameter C = 2 ist die Form identisch mit der Rayleigh Funktion.

Klassierung der Messdaten
Bei diesem Verfahren werden Messdaten in eine einheitliche, auf das Notwendigste reduzierte Form gebracht. Es gibt zwei Methoden der Klassierung:

  • Eine sorgfältige durchgeführte Erfassung der Windgeschwindigkeit in zwei Höhen.

  • Die Klassierung teilt die Skala in Abschnitte (Klassen) mit einer konstanten Breite. In den einzelnen Klassen wird gezählt, wie oft die in Ein- oder Zehn-Minuten-Intervallen erfassten Mittelwerte innerhalb der Klassengrenzen liegen. So entsteht mit der Zeit ein Profil aus Häufigkeiten, das – mittels einer Division der Klassenwerte durch die Gesamtzahl der Messungen zur relativen Verteilung führt. Die gemessenen Daten müssen in zwei Schritten korrigiert werden, damit sie die geforderten Bedingungen erfüllen (langjährige Gültigkeit auf Nabenhöhe).

Umrechnung der Daten auf Nabenhöhe
Windmessungen werden zumeist in niedrigeren Höhen als die der Nabenhöhe durchgeführt. Deshalb ist eine angleichende Umrechnung der gemessenen Messwerte notwendig. Zuerst wird die Rauhigkeitslänge des Standorts bestimmt. Dies geschieht oft gesondert für die einzelnen Richtungssektoren, falls die Bodenbeschaffenheiten unterschiedlich sind. Zur Ermittlung der Rauhigkeitslängen stehen Tabellen zur Verfügung, die ungefähre Richtwerte angeben, die sich an der Beschreibung des Umfeldes orientieren. Dann müssen auch die Einflüsse der umliegen den Topographie berücksichtigt werden.

Vergleich der Langzeitdaten
Alle Messdaten werden über einen Zeitraum von mindestens 12 Monaten unter Berücksichtigung der saisonbedingten Schwankungen erfasst. Die gesammelten Ein-Jahresdaten müssen mit Langzeitdaten verglichen werden, da die Windgeschwindigkeit eines Jahres bis zu 20% vom langjährigen Mittel abweichen kann. Zum Erzielen von guten Prognoseergebnissen aus den Vergleichswerten ist die Kontinuität der Messdaten und die Vergleichbarkeit des Standorts aufgrund des topografischen Umfeldes entscheidend. Wichtig ist, dass die Langzeitvergleichsdaten mit ähnlicher Präzision erstellt wurden und eine ausreichende Auflösung und Genauigkeit aufweisen und zudem entsprechend den Anforderungen korrigiert wurden. Die Daten sind häufig von naheliegenden Wetterstationen, Flughäfen oder bereits bestehenden Windenergieanlagen zu erfahren.

Die Windrose
Die Erfassung der Windrichtung am Standort ist wichtig, damit die Windkraftanlagen in einem Windpark korrekt positioniert, d.h. die Abschattungseffekte der Anlagen untereinander minimiert werden können. Darüber hinaus werden genaue Richtungsdaten benötigt, um Strömungsmodelle in einem komplexen Gelände zu erstellen oder sektorenbezogene Rauhigkeitslängen zu bestimmen. Bei der statistischen Vorauswertung wird der gesamte Bereich in 12 oder 36 Sektoren aufgeteilt, in denen jeweils eine eigene Häufigkeitsverteilung der Windgeschwindigkeit gemessen wird.

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