Windmessung am Standort Langfeld
Nach 15 Jahren Windstille haben wir am 1.Mai 2012 unseren 10-Meter-Windmasten wieder aktiviert und erfolgreich wie in alten Zeiten aufgestellt.
Die Windmessung wurde am Standort der Windkraftanlage aufgebaut und besteht aus einen Anemometer, welches auf einem 10-Meter-Mast die Windgeschwindigkeit misst und die 10-Minuten-Mittelwerte abspeichert.
Die Windgeschwindigkeit wird mit einem Schalenkreuz - Anemometer auf einem 10-Meter-Mast gemessen. In dieser Höhe - und rundherum frei von Hindernissen - wird der bodennahe Wind gem. WMO-Standard gemessen werden. Selbst die nationalen und natürlich auch die privaten Wetterdienste tun sich in unserem zugebauten Europa schwer, solche Bedingungen an ihren Wetterstationen zu realisieren.
Die Windmesseinrichtung berechnet die 10-Minuten-Mittelwerte und teilt die Messwerte in 22 Windklassen ein. Die Messwerte werden im 10-Minuten-Rhythmus abgespeichert. Neben dem 10-Minuten-Mittel des Windes wird auch der jeweils höchste Messwert aus dem vergangenen 10-Minuten-Intervall gespeichert.
Der Datenlogger bietet eine Vielzahl von Möglichkeiten und ist das Herzstück des Windmesssystems. Er zeichnet sich durch seine robuste, zuverlässige Bauweise und den niedrigen Energieverbrauch aus - dies bei einer Speicherkapazität von 8 MB bzw. 4.000.000 Messwerten. Der Datenlogger ist wetterfest in eine Geldkassette eingebaut und ist so gegen Blitzschlag und Diebstahl geschützt. Bei Sabotage erfolgt eine Meldung auf ein Mobiltelefon als SMS.
Mit dieser 10-Meter-Messung werden wir unsere Langzeitdaten der letzten 15 Jahre von den verschiedenen Standorten im Bayerischen Wald vergleichen bzw. abgleichen. Durch den Abruf unserer langjährigen Messreihen aus unserer Datenbank sind wir in der Lage, tendenzielle Aussagen zum Windpotenzial im Bayerischen Wald zu treffen. Nur diese langfristigen Daten und die Korrelation zum geplanten Standort lassen eine seriöse Ertragsprognose zu. Diese 10-Meter-Messung ersetzt auf keinen Fall eine professionelle Windmessung (LIDAR) auf Nabenhöhe über 12 Monate.
LIDAR ist der Schlüssel für Windprofilmessungen bis in große Höhen. Mit Hilfe von Laserstrahlen wird der Wind bis in Höhen von 250 Metern gemessen. Auf jeden Fall bis zur Höhe der Windenergieanlage – nicht nur der Nabenhöhe, sondern bis zur oberen Blattspitze. Diese Messung reduziert die Unsicherheit der späteren Ertragsberechnung entscheidend.
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 umliegenden Topographie berücksichtigt werden.
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 sind 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.
Zusammenfassung
Der Wind und dessen Energieinhalt unterliegen starken zeitlichen und lokalen Schwankungen. Es ist daher von grundlegender Bedeutung möglichst zuverlässige Angaben zum Windenergiepotenzial zu besitzen.
In bewaldeten Gebieten ist die Ertragsprognose besonders kompliziert, da die Turbulenzen und Störeinflüsse des Waldes schwierig zu berechnen sind. Die Ergebnisse einer Computersimulation sind häufig fehlerbehaftet, so dass diese durch eine mindestens einjährige Stützmessung und vergleichende Betrachtungen zu langjährigen Messdaten bestätigt werden sollten.
Die Messung des bodennahen Windes (5 bis 30 m über Grund) wird in unbebautem Gelände in 10 m Höhe über Grund durchgeführt. Die Ergebnisse einer Windmessung stellen nur die lokalen Windverhältnisse am Messstandort dar. Durch Geländeeinflüsse können selbst in der näheren Umgebung völlig andere Windverhältnisse herrschen.
Die Berechnung des Höhenprofils an einem Standort ist schwierig, weil die angewandte logarithmische Formel eine allgemeine Annäherung darstellt. Die Unsicherheit des Ergebnisses vergrößert sich mit jedem Fehler, der bei der Messung gemacht wird.
Um eine genaue Windmessung vornehmen zu können und damit den besten, also wirtschaftlichsten Standort zu ermitteln, ist die sorgfältige Auswahl und Positionierung eines qualitativ hochwertigen Messsystems und der richtige Messaufbau ausschlaggebend, denn schon ein minimaler Messfehler von nur 3 % bei der Bestimmung der Windgeschwindigkeit kann zu wirtschaftlichen Verlusten in sechsstelliger Höhe führen.
Nur Messdaten helfen einem bei der Entscheidung, die Wirtschaftlichkeit eines Standorts für eine Windkraftanlage zu beurteilen. Wer auf einfaches Windmess-Equipment aus dem Elektronik-Kaufhaus zurückgreift, wird mitunter falsche Daten gewinnen und böse Überraschungen erleben.
Nun gilt es nur noch auf ordentlichen Wind zu warten, es muss ja nicht gleich wieder ein Kyrill sein.
Finanzierung - Projektfinanzierung
*Beteiligungsbeispiel 5 kW bei einem vorläufigen kW-Preis von 2.000,- €.
Eigenkapital (30 %) 3.000,- €
Fremdkapital (70 %) 7.000,- €
Beteiligung (5 kW) 10.000,- €
Eigenkapital = Kommanditeinlage
Fremdkapital = Bankenkredit (KfW, DtA, Umwelt Bank)
Bei einer Beteiligung von 5 kW wäre ein Eigenkapitaleinsatz von 3.000,00 € notwendig.
Die Haftung ist begrenzt auf die Höhe der Kommanditeinlage.
Bürgerwindanlagen, geführt als GmbH & Co.KG werden i.d.R. mit 25 bis 30 % Eigenkapital und 70 bis 75 % Fremdkapital realisiert. In Norddeutschland hat sich das Konzept der Bürgerwindräder etabliert und bewährt. Das wäre sicherlich auch bei uns im Bayerischen Wald machbar.
Die Banken verlangen zur Absicherung der Kredite meist die Sicherungsübereignung der Anlage sowie eine Abtretungserklärung der Einspeisevergütung.
In der Regel werden Windenergieanlagen auf einen Zeitraum von 10-15 Jahren finanziert. Möchte man ab dem ersten Betriebsjahr hübsche Renditen erzielen, dann müsste man eine Laufzeit von 16-20 Jahren wählen.
Die Projektfinanzierung wird so aufgebaut, dass sich die Anlage selbst finanziert und in 12 Jahren das Eigenkapital und der Kredit abbezahlt sind.
Wir finden, man sollte eine solche Planung einfach mal angehen und das Projekt seriös mit den bekannten Zahlen durchrechnen. Am Ende wird aber immer ein großer, relativ gleichbleibender Ertrag erzielt werden. Und ganz spannend wird die Rechnung, wenn der Eigenkapitaleinsatz und der Kredit nach 12 Jahren abbezahlt ist und das Windrad 10-15 Jahre lang quasi nur noch die laufenden Kosten erwirtschaften muss und so Jahr für Jahr schöne Erträge für die Beteiligten bringt.
Das Windangebot einzelner Jahre kann +/- 20 % vom Mittelwert abweichen. In windstarken Jahren sind deshalb Rücklagen zu bilden.
Werden alle „Hausaufgaben richtig gemacht“, sind Windkraftwerke sichere Investments!
* Ein verbindlicher kW-Preis kann noch nicht genannt werden, weil es noch unbekannte Faktoren gibt, z.B. wo liegt der Netzverknüpfungspunkt, Genehmigungskosten, zusätzlich geforderte Gutachten, Ausgleichszahlung Landschaftsbild, Ausgleichs- oder Ersatzmaßnahmen Naturschutz und letztendlich welche Maschine/Hersteller bestellt wird. Die Mindestbeteiligung ist ein kW vom Bürgerwindkraftwerk, eine Höchstbeteiligung wird es auch geben, diese können wir aber erst festlegen, wenn uns die verbindlichen Anteilszeichnungen vorliegen. Nach vorläufiger Kostenschätzung liegt der kW-Preis minimal bei ca. 1.720,00 € und maximal bei 2.000,00 €.
Stand: 11.03.2012
„Sie können die Energiewende sein.
Es ist keine Frage von Technologien
oder wirtschaftlichen Zwängen,
sondern eine des Wollens!“
Anlagenbeschreibung SIEMENS
SIEMENS hat eine spezielle Baureihe fürs Binnenland entwickelt. Das Flaggschiff die SWT-2.3-113 ist eine Weiterentwicklung der bewährten Anlagenfamilie SWT-3.0-101.
Die Windenergieanlage mit der Typenbezeichnung SWT-2.3-113 ist eine drehzahlvariable Windenergieanlage mit einer Turmhöhe von 142,5 m, einem Rotordurchmesser von 113 m und einer Nennleistung von 2,3 MW.
Das Antriebssystem der SIEMENS Windenergieanlagen folgt einer einfachen Logik: Wenige drehende Bauteile reduzieren die mechanische Belastung und erhöhen die technische Lebensdauer. Der Wartungs- und Service-Aufwand wird reduziert (u. a. weniger Verschleißteile, kein Getriebeölwechsel) und die Betriebskosten sinken. Rotornabe und Ringgenerator sind ohne Getriebe als feste Einheit direkt miteinander verbunden. Im Vergleich zu herkömmlichen Getriebeanlagen mit zahlreichen Lagerstellen im beweglichen Antriebsstrang kommt das SIEMENS Antriebssystem mit zwei langsam laufenden Wälzlagern aus. Grund dafür ist die geringe Drehzahl des Direktantriebs.
Kernelement der neuen SIEMENS Windenergieanlagen ist ein neuartiges Antriebskonzept mit kompaktem Permanentmagnetgenerator. Dieser Generatortyp zeichnet sich durch eine einfache und stabile Bauweise aus, da er weder elektrischen Strom für die Erregung noch für die dazugehörige Regeltechnik oder Schleifringe benötigt. Dies führt sogar bei schwacher Last zu einer hohen Effizienz. Damit ist die neue Maschine bestens geeignet, die Stromerzeugung an Standorten mit niedrigen bis mittleren Windgeschwindigkeiten zu optimieren.
Das Rotorblattkonzept der SIEMENS Windenergieanlagen setzt hinsichtlich Ertrag, Schallemission und Lastenminimierung Maßstäbe für den Stand der Technik in der Windenergietechnologie. Ausgestattet ist die SWT-2.3-113 mit dem neuen B55-Quantum-Blade-Rotorblatt. Das neue Blatt namens Quantum-Blade ist leichter als seine Vorgängermodelle, aber ebenso robust. Dieses Rotorblatt ist 55 Meter lang und verfügt über eine neu gestaltete Blattwurzel. Damit erhöht sich die Windausbeute an der Blattwurzel und gleichzeitig wird die Gesamtleistung der Anlage optimiert. Um Belastungen zu minimieren und die Geräuschentwicklung zu reduzieren, wurde auch die Rotorblattspitze neu gestaltet. Mit einem Pegel von 105 Dezibel (dB) gehört die SWT-2.3-113 zu einer der geräuschärmsten Windenergieanlagen auf dem Markt. Eine spezielle Rotorblattheizung taut Eisansatz im Winter ab und ermöglicht so einen sicheren und zuverlässigen Betrieb.
Die Windenergieanlage ist speziell für Standorte im Binnenland ausgelegt und erzielt schon bei geringen Windgeschwindigkeiten hohe Erträge, Dafür sorgen 10.000 m² überstrichene Rotorfläche – das sind 2.000 m² mehr als beim Vorläufermodell SWT-3.0-101. Entsprechend beeindruckend ist die Leistung der SWT-2.3-113. Im Vergleich zu der bisherigen Maschine SWT-3.0-101 liefert sie über 10 Prozent mehr Ertrag. Dies macht sie zur ertragsstärksten und effizientesten Maschine in ihrer Leistungsklasse.
Gute Windstandorte im Binnenland grenzen oft dicht an die Wohnbebauung an. Um diese Flächen nutzen zu können, bedarf es einer Windenergieanlage mit möglichst minimaler Geräuschemission. Aus diesem Grund beträgt der Schallleistungspegel der SWT-2.3-113 maximal 105 Dezibel bei 95 % Nennleistung - 10 m/s Wind. SIEMENS Windenergieanlagen gehören zu den leisesten auf dem Markt. An lärmempfindlichen Standorten können die Windenergieanlagen je nach Wochentag, Tageszeit, Windgeschwindigkeit und Windrichtung vom Normalbetrieb auf einen schallreduzierten Betrieb umschalten. Bei einer Nabenhöhe von 142,5 m drehen sich die Rotorblätter in stärkerem und gleichmäßigerem Wind. Jeder Meter Höhengewinn steigert den Ertrag um bis zu 1 Prozent.
Technische Daten:
| Hersteller: | Siemens |
| Typ: | SWT-2.3-113 |
| Nennleistung: | 2,3 MW |
| Drehzahlbereich: | 6...13 U/min |
| Startwind: | 3 m/s |
| Stoppwind: | 25 m/s |
| Rotordurchmesser: | 113 m |
| Nabenhöhe | 142,5 m |
