Windsituation

[Rechenbeispiel]

Volllaststunden von Windkraftanlagen in Abhängigkeit von Windgeschwindigkeit, Rotordurchmesser und Nabenhöhe

Erläuterung

Die linke untere Grafik gibt die erreichbaren Volllaststunden eines Windkraftwerks in Abhängigkeit von seinem Rotordurchmesser an. Dabei beträgt der Basisrotordurchmesser (RD Basis) 109 m. Die rechte Grafik zeigt die erreichbare Anzahl der Volllaststunden in Abhängigkeit von der Nabenhöhe. Dabei beträgt die Nabenhöhe (NH +Basis) 100 m. Die Energieproduktion eines Kraftwerkes ist proportional zur Anzahl seiner geleisteten Volllaststunden. Im Schnitt beträgt der (real ermittelte) Prozentwert der Volllaststunden (Kapazitätsfaktor) aller deutschen Onshore Windkraftanlagen 19,13 % und aller deutschen Offshore Windkraftwerken 34,92 %. Immer bezogen auf ein Jahresstundenmittel von 8760 Stunden und dem aktuellen Windkraftwerkspark in Deutschland mit den derzeitigen durchschnittlichen Rotordurchmessern und Nabenhöhen. Für große Kapazitätsfaktoren nahe 50 % sind auch sehr große Windräder mit Rotordurchmessern von über 150 m bei Nabenhöhen von über 200 m notwendig. Beispiele für solche Riesenwindräder sind die Offshore Windräder der chinesischen Firma MINGYANG SMART ENERGY. Deren Windrad MySE 16.0-242 aus dem Jahr 2021 hat einen Rotordurchmesser von 242 m bei einer Nabenhöhe von 264 m und liefert eine maximale Leistung von 16 MW. Noch gigantischer ist das in Planung befindliche MySE 18.0-280 mit einem Rotordurchmesser von 280 m und einer elektrischen Nennleistung von 18 MW. Dieses Windkraftwerk ist für durchschnittliche jährliche Betriebswindgeschwindigkeiten von 8,5 m/s ausgelegt und produziert dann im Jahr 80000 MWh. Es widersteht dabei Taifunen mit Windgeschwindigkeiten von > 56,1 m/s (200 km/h). Für das, in diesem Jahr in Betrieb gegangene, MySE 16.0 260 wird vom Hersteller eine Jahresproduktion an elektrischem Strom von 67000 Megawattstunden angegeben. Damit ergibt sich für dieses Offshore Windkraftwerk an einem geeigneten Standort eine Volllaststundenanzahl von 67000 MWh / 16 MW = 4188 h. Das wiederum entspricht einem Kapazitätzfaktor von 4188 h / 8760 h mal 100 % = 47,8 %. Es ist also selbst für solch gigantische Windkraftwerke an sehr guten Standorten schwierig, auch nur die Hälfte des Jahres mit ihrer Nennleistung zu produzieren. Das ist der gravierende Nachteil zu einem emissionsfreien Kernkraftwerk mit einem Kapazitätsfaktor von nahezu 90 %. Sinkt auf Grund von zu geringer Windgeschwindigkeit die Windleistung, sinkt auch die mechanische Leistung des Rotors und damit auch die abgegebene elektrische Leistung des Generators. Das wiederum führt zu einer entsprechenden Verringerung der Produktionsmenge an elektrischer Energie.

[Quelle: Windguard]

Erzeugte Kraftwerksleistung in Abhängigkeit von der Windgeschwindigkeit

Erläuterung

An Hand des Beispielwindrades vom Typ Enercon E-126 mit einem Rotordurchmesser von 127 m und einer größtmöglichen Leistung von 7,58 MW soll bei den unter Wind angegebenen mittleren jährlichen Windgeschwindigkeiten die erzeugte elektrische Leistung dieses Windrades berechnet werden.

[Quelle: Enercon]

Kraftwerksleistungen der Enercon E-126 bei einem Standort mit der durchschnittlichen deutschen Windgeschwindigkeit

[Quelle: Deutscher Wetterdienst]

Erläuterung

Da davon auszugehen ist, dass die für die Berechnung verwendeten Windgeschwindigkeitsdaten in einer Höhe von 10 m über freiem Gelände ermittelt wurden, die Enercon E-126 aber eine Nabenhöhe von mindestens 135 m aufweist, werden die Windgeschwindigkeiten an die Masthöhe von 135 m angepasst. Als ausreichende Näherungsformel für die umzurechnende Windgeschwindigkeit v10 auf eine andere Höhe h als 10 m gilt für vh:     Der Exponent g ergibt sich nach Kleemann/Meliß bei offenem Gelände zu 0,16. Die im folgenden dargestellte obere Grafik zeigt die durchschnittlichen Windgeschwindigkeiten (linke Skale in m/s) und die daraus resultierenden Wind- und Kraftwerksleistungen (rechte Skale in MW) an. Die durchschnittliche Windleistung im Jahr 2000 ergibt sich für eine durchschnittliche deutschlandweite Windgeschwindigkeit in einer Höhe von 135 m über freiem Boden von 5,71 m/s, zu PWind = 1,52 MW. Bei einer Windgeschwindigkeit von 5,71 m/s ergibt sich der Leistungskoeffizient der E-126 zu ca. cp = 0,43. Damit ergibt sich eine elektrische Leistung der Enercon E-126 von PWKA = 0,65 MW. Die untere Grafik gibt die Leistungsverhältnisse von Wind und WKA bezogen auf die Nennleistung der E-126 von 7,58 MW wider. Deutlich erkennbar ist, dass die Enercon E-126 nur für windstarke Standorte geeignet ist. Somit wäre dieses Windkraftwerk für die allermeisten Flächen in Deutschland völlig überdimensioniert.

[Quelle: energy-charts]

Kraftwerksleistungen der Enercon E-126 bei einem küstennahen Standort mit höherer Windgeschwindigkeit

[Quelle: Deutscher Wetterdienst]

Erläuterung

Auch für einen küstennahen Standort wie Sylt an der Nordsee ist die Enercon E-126 im Durchschnitt nur bedingt geeignet. Das Windprofil für Sylt ist zwar relativ gleichmäßig, dennoch ist die Windgeschwindigkeit zwischen 1990 und 2023 gesunken. Auf Grund einer durchschnittlichen Windgeschwindigkeit von 10,98 m/s am Standort Sylt, erreicht die Enercon E-126 zwischen 1990 und 2023 ebenfalls nicht ihre Nennleistung von 7,58 MW. Das Kraftwerk fährt im Durchschnitt ausschließlich im mittleren Teillastbereich. Etwaiige Starkwindzeiten mit Windgeschwindigkeiten > 15 m/s (> 54 km/h) sind in der Darstellung nicht berücksichtigt, kommen über das Jahr gesehen aber natürlich vor. In diesen Zeiträumen kann die E-126 ihr Leistungspotential womöglich voll ausschöpfen. Die obere Grafik zeigt die durchschnittliche Windgeschwindigkeiten (linke Skale in m/s) und die daraus resultierenden Wind- und Kraftwerksleistungen (rechte Skale in MW) an. An diesen Darstellungen ist der Leistungsrückgang und damit der Rückgang der Produktionsmenge des Windkraftwerkes an diesem Standort zwischen 1990 und 2023 zu erkennen.

[Quelle: energy-charts]

Kraftwerksleistungen der Enercon E-126 bei einem küstennahen Standort mit höherer Windgeschwindigkeit

[Quelle: Deutscher Wetterdienst]

Erläuterung

Auch für einen küstennahen Standort wie Arkona an der Ostsee ist die Enercon E-126 im Durchschnitt nur bedingt geeignet. Das Windprofil für Arkona zeigt  zwischen 1990 und 2023 eine stetige Abnahme der Windgeschwindigkeit. Auf Grund einer durchschnittlichen Windgeschwindigkeit von 11,10 m/s am Standort Arkona, erreicht die Enercon E-126 insbesondere zwischen 1999 und 2023 nicht mehr ihre Nennleistung von 7,58 MW. Das Kraftwerk fährt im Durchschnitt ausschließlich im oberen bis mittleren Teillastbereich. Etwaiige Starkwindzeiten mit Windgeschwindigkeiten > 15 m/s (> 54 km/h) sind in der Darstellung nicht berücksichtigt, kommen über das Jahr gesehen aber natürlich vor. In diesen Zeiträumen kann die E-126 ihr Leistungspotential voll ausschöpfen. Die obere Grafik zeigt die durchschnittliche Windgeschwindigkeiten (linke Skale in m/s) und die daraus resultierenden Wind- und Kraftwerksleistungen (rechte Skale in MW) an. An diesen Darstellungen ist der deutliche Leistungsrückgang und damit auch der deutliche Rückgang der Produktionsmenge des Windkraftwerkes an diesem Standort zwischen 2007 und 2023 zu erkennen.

[Quelle: energy-charts]

Wind- und Kraftwerksleistungen der Enercon E-126 bei einem küstenfernen Standort mit höherer Windgeschwindigkeit

[Quelle: Deutscher Wetterdienst]

Erläuterung

Auch für einen küstenfernen Standort wie die Zugspitze in den Alpen ist die Enercon E-126 im Durchschnitt nur bedingt geeignet, obwohl die Windgeschwindigkeit auf der Zugspitze zwischen 1996 und 2017 stetig zugenommen hat. Ab 2017 nimmt die durchschnittliche Windgeschwindigkeit an diesem Standort aber wieder recht stark ab. Das wirkt sich auf die elektrische Leistung der Enercon E-126 entsprechend negativ aus. Insgesamt beträgt die durchschnittliche Windgeschwindigkeit auf der Zugspitze 10,41 m/s. Damit fährt das Kraftwerk im Durchschnitt ausschließlich im mittleren, ab 2017 nur noch im unteren Teillastbereich. Etwaiige Starkwindzeiten mit Windgeschwindigkeiten > 15 m/s (> 54 km/h) sind in der Darstellung nicht berücksichtigt, kommen über das Jahr gesehen aber natürlich vor. In diesen Zeiträumen kann die E-126 ihr Leistungspotential womöglich voll ausschöpfen. Die obere Grafik zeigt die durchschnittliche Windgeschwindigkeiten (linke Skale in m/s) und die daraus resultierenden Wind- und Kraftwerksleistungen (rechte Skale in MW) an.

[Quelle: energy-charts]

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Prognosen: Eigene Berechnung [GW = Gigagawatt  GWh = Gigawattstunde  TWh = Terawattstunde]

Daten: Bundesnetzagentur GIE|AGSI energy-charts SMARD netztransparenz