Eignung der Gondelanemometerdaten von Windkraftanlagen für die Ermittlung der energetischen Verfügbarkeit – Bachelorarbeit

Standorte:
5 Windparks in unterschiedlichem Gelände, in 4 Bundesländern Deutschlands, mit 5 unterschiedlichen Anlagentypen von 4 Herstellern

Hintergrund:
Die Anzeige von Gondelanemometern bei Stillstand kann sich von der Anzeige im Leistungsbetrieb im Vergleich zur Anströmung vor der Anlage unterscheiden. Deshalb ist möglich, dass bei Verwendung der Gondelanemometerdaten einer Anlage für die energetische Verfügbarkeitskorrektur ein systematischer Fehler entsteht. Dieser Fehler sollte hier untersucht werden. Die Technische Richtlinie 10 der FGW schreibt aus diesem Grund die Verwendung anderer Daten für diesen Zweck vor, in der Regel die Gondelanemometerdaten benachbarter Anlagen. Doch auch hierbei können Fehler entstehen, was in der Arbeit ebenfalls beleuchtet werden sollte.

Methode:

• Zunächst Betrachtungen mehrerer Anlagenpaare in Windrichtungsbereichen, in denen jeweils beide Anlagen gleich (in der Regel frei) angeströmt sind, d.h. in denen eine gute Korrelation zwischen den Gondelanemometerdaten besteht und eine davon längere Stillstände aufweist.
• Es wurde angenommen, dass der Unterschied der ermittelten energetischen Verfügbarkeit zwischen der Vorgehensweise lt. TR 10 (Verwendung des Gondelanemometers einer Nachbaranlage) und der Verwendung des anlageneigenen Gondelanemometers in dieser Situation ein Maß für die Unsicherheit der Verlustbestimmung über das anlageneigene Gondelanemometer liefert.
• Dann wurden andere Windrichtungsbereiche bzw. Anlagenpaare betrachtet, bei denen zumindest eine der Anlagen Abschattung durch weitere Anlagen des Windparks erfährt. Die Ertragsverluste wurden wieder wie zuvor bestimmt.

Ergebnisse:

• Bei Verwendung des anlageneigenen Gondelanemometers entsteht vermutlich ein systematischer Fehler des ermittelten Verlustes, der vom Anlagentyp abhängt.
• Bei einem Anlagenhersteller ist zu vermuten, dass dieser Fehler nahe Null liegt, bei weiteren wurden mittlere Abweichungen von ca. +5 % bzw. +10 % ermittelt und bei einem, vermutlich aufgrund der Formgebung der Rotorblätter, Abweichungen um ca. -20 %. Die Streuung um diese mittleren Abweichungen lag in den meisten Fällen im Bereich von mehreren Prozent.
• Das bedeutet beispielsweise, dass bei einer energetischen Verfügbarkeit von 90 % der Fehler des ermittelten Langfristertrags in einer Größenordnung von +1 % bis -2 % je nach Anlagentyp liegen würde und die Unsicherheit um diesen Mittelwert in der Größenordnung von 1 %.
• Die Untersuchungen sind als exemplarisch zu verstehen. Bei Wiederholung mit einer größeren Zahl von Fällen könnten vermutlich nicht nur hersteller- oder typspezifische Unsicherheiten, sondern auch Korrekturen ermittelt werden.
• Liegen ungünstigere Verhältnisse vor, sei es durch Abschattung einer der betrachteten Anlagen oder in komplexem Gelände, können die nach TR 10 ermittelten Ertragsverluste sehr unsicher werden. Die Unsicherheiten können dann ein Vielfaches gegenüber der Verwendung des anlageneigenen Gondelanemometers betragen.