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Paul Kühn ist Gruppenleiter Onshore-Standortbewertung am Fraunhofer IWES und betreut das Forschungsprojekt Windmessmast Binnenland.
© Fraunhofer IWES
BINE-Interview mit Paul Kühn vom Fraunhofer IWES in Kassel
15.05.2014

Der Windmessmast ist mit insgesamt 39 Messgeräten bestückt, die Windgeschwindigkeit, Turbulenzen und weitere meteorologische Parameter erfassen.
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Während des Tagesverlaufes unterscheiden sich die Windverhältnisse oberhalb von 100 Metern und unterhalb von 70 Metern deutlich.
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Die LiDAR-Fehlerkarte ermöglicht die Identifizierung des optimalen Standorts eines LiDAR-Gerätes bereits vor Beginn der Messkampagne. Die roten und blauen Bereiche stehen für große messprinzipbedingte Abweichungen.
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„Im Binnenland hat Windenergie beste Aussichten“

Auf einem bewaldeten Hügel bei Kassel steht seit 2011 einer der höchsten Windmessmasten in Europa. Mit der Anlage werden die Windschichten zwischen 100 und 200 Meter Höhe sowie der Einfluss von Waldflächen und Geländesteigungen auf das Windprofil und die Entstehung von Turbulenzen untersucht. Mit den Messwerten, die durch konventionelle Sensoren am Mast ermittelt werden, wird außerdem das laserbasierte LiDAR-Verfahren validiert und weiterentwickelt. Paul Kühn, Gruppenleiter Onshore-Standortbewertung am Fraunhofer-Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik IWES, spricht im Interview über die ersten Ergebnisse und die weiteren Perspektiven des Projekts.

BINE Informationsdienst: Was ist für Windenergie-Anlagen das Besondere an den meteorologischen Bedingungen im Binnenland?

Kühn: Im Vergleich zu Anlagen an der Küste ist die durchschnittliche Windgeschwindigkeit im Binnenland etwas niedriger. Bedingt durch die komplexeren Oberflächenstrukturen sind die Windverhältnisse im bodennahen Bereich turbulenter. Mit zunehmender Masthöhe kann man auch hier Luftströmungen erreichen, die einen wirtschaftlichen Betrieb ermöglichen. Im Binnenland sind hohe Türme und ein großes Verhältnis von Rotorfläche zu Nennleistung zu empfehlen. Durch diese Auslegung steigt die Zahl der Volllaststunden. Auch Vereisung und Blitzschlag sind wichtige Themen. Erfreulicherweise haben wir am Messmast seit 2011 nur zwei Blitzeinschläge mit Auswirkungen auf die Messtechnik hinnehmen müssen.

Wie schätzen Sie die Windqualität zwischen 100 und 200 Meter Höhe im Hinblick auf die Windenergienutzung ein?

Kühn: Die Zunahme der mittleren Windgeschwindigkeit mit der Höhe ist beträchtlich. Zwischen 100 und 200 Meter Höhe nimmt der Wert um etwa 25 Prozent zu. Das untere Rotorblatt hat einen ganz anderen Wind als das obere. Hieraus resultieren erhebliche Belastungen für die Rotoren.

Was haben Sie hinsichtlich der Turbulenzen herausgefunden?

Kühn: Die Turbulenz entspricht oberhalb von 60 bis 80 Metern annährend den Verhältnissen an der Küste. Die exakte Höhe hängt unter anderem von der Bewaldung ab; also, in welchem Ausmaß Bäume turbulente Luftschichten in die Höhe drängen. Auch ein Einfluss der Tageszeit lässt sich feststellen. Abhängig von der Sonneneinstrahlung bilden sich Grenzschichten in der Luft aus. In Höhen unterhalb von 70 Metern ist die mittlere Windgeschwindigkeit zur Mittagszeit am höchsten. Oberhalb von 100 Metern ist sie aber genau dann am niedrigsten (Abbildung links).

Welchen Einfluss haben die Waldflächen?

Kühn: Für die Beurteilung bisheriger Simulationsmodelle und der LiDAR-Messverfahren fehlten empirisch abgesicherte Daten über den Einfluss von bewaldeten Oberflächen. Durch unsere Untersuchungen können wir diese Daten jetzt liefern. Damit lässt sich der Einfluss der Baumhöhen, der Art des Waldes, also Nadelwald oder Laubwald, und der Steilheit des Geländes quantifizieren und in die Modelle integrieren.

Wie ist der Vergleich zwischen dem Messmast und dem lasergestützten LiDAR-Verfahren ausgefallen?

Kühn: Wir haben den Vergleich konventionelle Messtechnik mit LiDAR nicht nur an „unserem“ Großmast durchgeführt, sondern temporär auch an einigen bestehenden Windmasten in anderen Regionen. Die LiDAR-Messwerte weisen bereits eine hohe Qualität auf. Die Fehler im Vergleich zur Mastmessung fielen kleiner aus, als wir erwartet hatten, und sie sind richtungsabhängig. Um mal eine Größenordnung zu nennen: am Standort unseres 200 Meter hohen Masts zwischen plus 2 und minus 4 Prozent. Die Abweichungen bei den LiDAR-Messungen sind auf das Messprinzip zurückzuführen und sie lassen sich gut korrigieren. Mit unseren Ergebnissen liegen jetzt empirisch abgesicherte Korrekturfaktoren vor.

Was bedeutet das für künftige Planungsvorhaben?

Kühn: Mit unseren Untersuchungen wollen wir dazu beitragen, Messunsicherheiten zu reduzieren. Rund um einen geplanten Anlagenstandort gibt es Stellen mit höheren und niedrigeren LiDAR-Fehlerwahrscheinlichkeiten, die möglicherweise eng benachbart liegen. Es ist zu empfehlen, von den Arealen mit möglichst niedriger Wahrscheinlichkeit aus zu messen. Wir haben dazu eine LiDAR-Fehlerkarte auf Basis eigener Berechnungen entwickelt und stehen hierzu dem Markt als Partner für künftige Planungsvorhaben zur Verfügung (Abbildung links).

Reicht es bereits aus, bei der Planung eines neuen Windparks im Binnenland die Windqualität am Standort nur mit LiDAR zu messen?

Kühn: Ja, das reicht prinzipiell aus. Viele Banken und Finanziers erkennen LiDAR-Messungen bereits an. Die Technische Richtlinie 6 „Bestimmung von Windpotenzial und Energieerträgen“ der Fördergesellschaft Windenergie wird derzeit entsprechend überarbeitet. Der große Vorteil von LiDAR ist, dass es billiger und einfacher in der Genehmigung als der Mast ist. Aber auch mit LiDAR misst man am besten über ein ganzes Jahr, um den Einfluss der Jahreszeiten zu erfassen. Daneben gibt es aber noch weitere empfehlenswerte Kombinationen von LiDAR und Mast. Man kann beispielsweise bei einem kürzeren Mast ein zusätzliches LiDAR über einige Monate für die Windmessungen in großen Höhen einsetzen. Oder es zur Standortbeurteilung nutzen, wenn man über Referenzwerte eines benachbarten Windparks verfügt.

Für welche anderen Regionen in Deutschland sind Ihre Ergebnisse relevant?

Kühn: Unser Projekt setzt den Fokus auf eine Grundlagenuntersuchung der Windverhältnisse im bewaldeten Mittelgebirge und in Wäldern. Die bisherigen Ergebnisse, empirischen Daten und verbesserten und validierten Simulationsmodelle werden in alle Planungen einfließen, die in ähnlichen geografischen Regionen stattfinden. Die große Herausforderung ist, von kleinräumigen Messungen aus zu Aussagen über ein großräumiges Gebiet zu kommen. Klar bleibt aber, dass eine individuelle Standortbeurteilung auch künftig unverzichtbar bleiben wird.

Wie wird es in Ihrem Forschungsprojekt in den nächsten Monaten weitergehen?

Kühn: Unser Projekt zur Windenergienutzung im Binnenland, zu der auch der Mast gehört, werden wir Anfang kommenden Jahres abschließen und unsere Endergebnisse dann veröffentlichen. Bis dahin wird auch ein bereits in Bau befindlicher Windpark in Betrieb gegangen sein. Damit können wir unsere Berechnungen mit dessen tatsächlicher Windstromproduktion vergleichen. Parallel werden wir unter anderem noch in Zusammenarbeit mit einem Hersteller das Arbeitspaket Anlagentechnik bearbeiten. Dann klären wir auch die Frage, ob sich aus unseren Ergebnissen Empfehlungen für die Auslegung von Komponenten künftiger Binnenland-Anlagen ableiten lassen.

Und welche Pläne verfolgen Sie im Anschluss?

Kühn: In diesem Sommer planen wir, uns am Großmast auf dem Rödeser Berg im Rahmen einer europaweiten Zusammenarbeit mit LiDAR-Spezialisten aus Nachbarstaaten zu Vergleichsmessungen und einem Erfahrungsaustausch zu treffen. Dabei sollen auch sogenannte Windfeldscanner zu Messungen eingesetzt werden - sehr teure und seltene Geräte. Wir planen auch, mit einem speziellen LiDAR-System Windschichten bis in 2.000 Meter Höhe zu untersuchen. Unsere Ergebnisse werden auch in die Überarbeitung des Europäischen Windatlasses einfließen. Dessen regionale Aussagekraft soll verbessert und beispielsweise sollen limitierende Naturschutzvorbehalte bereits im Atlas ausgewiesen werden.

Welche Perspektiven sehen Sie als Forscher für die Zukunft der Windenergie im Binnenland?

Kühn: Sehr gute Aussichten: An der Küste sind die Standorte begrenzt und Offshore-Parks sind noch kostenintensiv. Binnenland-Windparks erzeugen den Strom in der Nähe der Verbraucher und verringern damit das Problem der Fernleitungen über große Distanzen. Damit findet die Energiewende in den Regionen statt. Das gilt nicht nur für Deutschland, sondern viele unserer europäischen Nachbarn verfügen im Binnenland noch über große Potenziale.

(mi)

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Adressen

Interviewpartner
Fraunhofer IEE

Windmessmast Rödeser Berg

Der Standort des 200 m hohen Mastes befindet sich etwa 30 km entfernt von Kassel. Er steht auf etwa 380 m über Meereshöhe auf dem Rückenzug eines Hügels. Aus der Hauptwindrichtung überströmt der Wind etwa 2 km Wald, bis er die Lichtung mit dem Messmast erreicht.

LiDAR-Technologie

Die LiDAR-Technologie (engl. Light Detection And Ranging) führt mithilfe von Laserstrahlen Abstands- und Geschwindigkeitsmessungen sowie Fernerkundungen atmosphärischer Parameter durch. Im Bereich der Windenergie wird sie zur Messung von Windrichtung und Windgeschwindigkeit vom Boden aus eingesetzt. So entfallen aufwendige Messungen mit einem Windmessmast. Eine weitere Möglichkeit ist, die Geräte auf einer Gondel in horizontaler Richtung zu installieren. Damit wird das Windfeld vor der Anlage kontinuierlich erfasst.