Aufwendiger und exakter – Windmessungen mit Mast

Während sich der Ausbau der Windenergie in Deutschland bislang zu großen Teilen ohne Windmessungen entwickelt hat, scheint sich dies derzeit radikal zu ändern. Die „klassische“ Messmethode mit Mast und Schalenkreuzanemometer spielt dabei eine maßgebliche Rolle.

Vor etwa vier Jahren begann die Entwicklung von Nabenhöhen mit deutlich über 100 Metern an Standorten in Waldgebieten und im komplexen Binnenland. Da in vielen Fällen so gut wie keine Kenntnisse über die Windverhältnisse in diesen Bereichen vorhanden sind, kann diese Lücke nur über Windmessungen geschlossen werden.

Warum muss gemessen werden?

Das Hauptaugenmerk der Projektentwickler, die federführend über den Einsatz von Messungen entscheiden, liegt auf dem erzielbaren Energieertrag eines Projektes. Windmessungen werden in Deutschland in den kommenden Jahren aber auch aus anderen Gründen eine zunehmende Bedeutung erlangen:

  • Für Standsicherheitsnachweise werden dringend belastbare Angaben zur Turbulenzintensität, zur Windrichtungsverteilung und zum Höhenprofil benötigt.
  • Eine belastbare Entscheidung zur wirtschaftlichsten Wahl von Anlagentyp und Nabenhöhe kann nur bei genauer Kenntnis der Häufigkeitsverteilung der Windgeschwindigkeit und des Höhenprofils erfolgen.
  • Die Anlagenhersteller benötigen zunehmend genauere Angaben zum Windfeld in allen vier Dimensionen für die Entwicklung geeigneter Anlagentypen, für die Abstimmung der Steuerung und Regelung sowie für die Bestätigung der Anlageneignung.
  • Nur über Windmessungen können Windgutachter ein vertieftes Verständnis des Windfeldes erlangen und so die Qualität ihrer Arbeit und ihrer Strömungsmodelle verbessern.

Die richtige Messstrategie

Die Entscheidung zur Messstrategie wird vor allem von der Interessenlage des Projektentwicklers gesteuert. Sie sollte aber in Abstimmung mit dem Windgutachter getroffen werden, denn Ziel einer Messung ist in der Regel, die Unsicherheit des Wind- und Ertragsgutachtens weitestgehend zu minimieren. Eine Messstrategie sollte deshalb so gewählt werden, dass die Auswertung, Interpretation und Verwendung der Messdaten einschließlich der nachfolgenden Strömungsmodellierung zu einer minimalen Unsicherheit führt.

Bereits an dieser Stelle ist – zumindest bei Projekten im Ausland – der häufigste strategische Fehler von Windmessungen zu beobachten. Das trivialste Beispiel ist dabei die Wahl des Messstandortes. Sie hat in der Regel keine oder nur geringe Auswirkungen auf die Kosten der Messung, aber große Auswirkungen auf die Qualität des Windgutachtens.

Idealerweise wird entweder eine für das Projekt typische Stelle gewählt, die auch mit geringer Unsicherheit im verwendeten Strömungsmodell behandelt wird, oder es werden bei sehr variabler Standortcharakteristik mehrere Messpunkte geschickt miteinander kombiniert.

Die weiteren wichtigsten Diskussionspunkte im Vorfeld einer Windmessung sind:

  • die Messdauer und der Zeitplan,
  • die eingesetzte Technik,
  • die Kosten,
  • die Logistik,
  • die akzeptanz der Ergebnisse.

Diese Punkte können nicht getrennt voneinander behandelt werden, weshalb hier grundsätzlich von einer Messstrategie die Rede ist. Sie werden im Folgenden anhand der Frage nach Vor- und Nachteilen der „klassischen Windmessung“ mit Messmast beleuchtet.

Mastmessungen sind kompatibler

Die Windmessung mittels  Schalenkreuzanemometern an einem Messmast gilt historisch betrachtet als Standard in der Windenergienutzung. Sie hat in Bezug auf die Unsicherheit des Ergebnisses bisher einen eindeutigen Vorteil: Auch die Leistungskennlinien von Windkraftanlagen werden auf diese Weise bestimmt. Damit sind beim Übergang von der Größe „Windgeschwindigkeit“ auf die Größe „Leistung“ bzw. „Ertrag“ die geringsten systematischen Brüche zu erwarten. Insbesondere unter diesem Blickwinkel wird der- zeit allgemein angenommen, dass Schalenkreuzanemometer die größte Genauigkeit bei Windmessungen liefern.

Dies setzt voraus, dass die Messungen des Windpotenzials und der Leistungskennlinie auch im Detail kompatibel sind. Da für Messungen des Windpotenzials keine anerkannten eigenen Richtlinien vorhanden sind, werden ersatzweise die für die Messung von Leistungskennlinien erstellten Richtlinien angewandt. In vielerlei Hinsicht sind diese hilfreich – betrachtet man jedoch die Aussagegenauigkeit des Wind- und Ertragsgutachtens insgesamt, so können davon abweichende technische Lösungen sinnvoller sein. Dies ist im Rahmen der Entwicklung der Messstrategie zu beachten.

Fehlerquellen vermeiden

Häufig wird die Genauigkeit der Mastmessung überbewertet. Etwa seit dem Jahr 2000 wurden Konstruktion und Kalibration von Schalenkreuzanemometern bis in kleinste Details beleuchtet und optimiert. Zu wenig beachtet werden aber nach wie vor Fragen der Installation dieser Sensoren und die Verwendung der erhobenen Daten. Hier sind derzeit häufig signifikante, aber vollkommen unnötige Fehler zu finden.

Ein wichtiger Aspekt ist der Abstand des obersten Anemometers von der Mastspitze. Nach der derzeit gültigen  Norm DIN  IEC 61400-12-1 muss dieses Anemometer vollkommen frei von Störungen bzw. unabhängig von anderen Geräten sein und sich mindestens fünf Mastdurchmesser entfernt mittig oberhalb der Mast- spitze befinden. Der Grund ist, dass durch die Umströmung der Mastspitze eine Beschleunigung entsteht. Ein zu niedrig angebrachtes Anemometer misst daher zu hohe Windgeschwindigkeiten, die zu systematischen Messfehlern bis etwa 0,1 m/s führen können.

Die Analyse von Messdaten hat jedoch gezeigt, dass auch der zuvor angegebene Mindestabstand nicht immer ausreicht, was bei der Messdatenauswertung unbedingt zu beachten ist. Wenn genügend Anemometer seitlich am Mast über die Höhe verteilt angebracht sind, kann dies aber kontrolliert und bei Bedarf eine Korrektur ermittelt werden.

Bestimmung des Höhenprofils

Zu empfehlen ist ohnehin der Einsatz von deutlich mehr Anemometern am Mast als üblich. Werden bei den derzeit verbreiteten Masthöhen fünf bis sechs Anemometer verwendet, kann nicht nur das Höhenprofil deutlich sicherer und genauer bestimmt wer- den, es ergeben sich auch gute Möglichkeiten zur Kontrolle der Messgenauigkeit.

In vielen Windgutachten wird nicht beachtet, dass Mastmessungen auch Informationen zum Höhenprofil liefern. Häufig wird nur die Windinformation vom obersten Anemometer verwendet und dann über Modellrechnungen auf die geplante Nabenhöhe übertragen. In der Praxis hat dies schon häufig zu Fehlern von 5 – 10 Prozent bei der Berechnung des Energieertrags geführt. Stattdessen sollte das Höhenprofil aus der Messung abgeleitet und die Modellierung ggf. entsprechend angepasst werden.

Windgeschwindigkeit und Häufigkeitsverteilung

Der berechnete Energieertrag einer Windkraftanlage hängt nicht nur von der mittleren Windgeschwindigkeit, sondern auch von der Häufigkeitsverteilung der Windgeschwindigkeit ab. Die gemessene Häufigkeitsverteilung muss also sorgfältig und möglichst ohne Verzerrungen auf langfristige Verhältnisse und in das Strömungsmodell übertragen werden.

Die Verwendung von  Weibull-Näherungen kann alleine schon zu deutlichen Fehlern von 1 – 4 Prozent im Energieertrag führen. Noch gravierender ist es, wenn die gemessene Verteilung überhaupt nicht berücksichtigt wird und sich die Modellierung nur an der mittleren Windgeschwindigkeit orientiert. In extremen Fällen führt dies in Gutachten zu Fehlern im berechneten Energieertrag von bis zu 10 Prozent. Dies zeigt deutlich, dass für eine Minimierung von Unsicherheiten nicht einzelne Aspekte einer Windmessung, sondern die gesamte Kette der Messung, Auswertung und Verwendung der Daten betrachtet werden muss.

Entwicklungsingenieur prüft Windgeschwindigkeit
im Windpark am Kaiser-Wilhelm-Koog
.

Der Faktor Zeit

Ein strategisch bedeutender Aspekt für eine Windmessung ist die Zeitschiene. Die allgemein anerkannte Forderung nach einer mindestens einjährigen Messdauer gründet sich darauf, dass die Messdaten auf langfristige Verhältnisse skaliert werden müssen und sich das Verhältnis von Vergleichsdaten (z. B. Wetterstationsdaten oder Reanalysedaten) zu Standortmessdaten je nach Wetterlage, Tages- oder Jahreszeit ändert. Diese Veränderung ist aufgrund der variablen atmosphärischen Schichtung umso größer, je höher gemessen wird.

Allgemein wird angenommen, dass das Verhältnis zwischen den Messorten nach Ablauf von zwölf Monaten etwa dem langjährigen Verhältnis entspricht und daher ein Langfristbezug mit erträglicher Unsicherheit möglich ist. Es ist allerdings denkbar, dass bei den inzwischen erreichten Naben- und Messhöhen auch ein zwölfmonatiger Messzeitraum nicht ausreicht.

Belastbare Aussagen in kürzeren Zeiträumen

Diese Argumentation wird dann hinfällig, wenn Vergleichsdaten aus ähnlicher Landschaft und ähnlicher Höhe über Grund verwendet werden können. Existieren in der Umgebung hoch reichende und länger dauernde Windmessungen oder Windkraftanlagen mit entsprechenden Nabenhöhen und Ertrags- oder Steuerungsdaten in mindestens täglicher Auflösung, so kann über mehrstufige Vergleiche auch mit einer relativ kurzen Windmessung eine gut belastbare Aussage zum Windpotenzial am geplanten Standort erzielt werden. Solche Vorgehensweisen benötigen äußerste Vorsicht, kritische Betrachtung und Sorgfalt, sie können aber sehr effizient sein.

Vor diesem Hintergrund ist auch zu bedenken, dass in Deutschland Windmessungen bis vor kurzem nicht üblich waren. Gemessen an den dabei in Kauf genommenen Unsicherheiten von Wind- und Ertragsgutachten sollte daher nicht jede Vorgehensweise außerhalb der gängigen Standards kategorisch abgelehnt werden. Auch wenn eine einjährige Messung stets vorzuziehen ist: Viel Prognosesicherheit kann bei geschickter Mess- und Auswertungsstrategie bereits in den ersten Messmonaten erzielt werden. Dabei sollte aber der Mehraufwand hinsichtlich einer Absicherung bei der Verwendung von kürzeren Messungen nicht unterschätzt werden.

Entscheidend ist zunächst, dass überhaupt Windmessungen stattfinden. Viele Windmessungen in Deutschland, die in den letzten Jahren vorgenommen wurden, haben unabhängig von ihrer Art und Dauer überraschende Erkenntnisse erbracht.

Ein Blick auf die Kosten

Die meisten Kosten einer Messung mit Messmast fallen beim Auf- und Abbau an. Messmasten sind daher nur von Interesse, wenn längere Messzeiträume vorgesehen sind. Die Errichtung eines Messmastes benötigt zudem oft mehrere Monate Vorlaufzeit für Planung und Genehmigung. Das ist unproblematisch, wenn die Projektentwicklung auf eine lange Zeitschiene ausgelegt ist. Sollen aber möglichst rasch Ergebnisse vorliegen, kann eine Sodar- oder Lidarmessung trotz einer angenommenen geringeren Messgenauigkeit letztlich zu einer höheren Qualität des Gutachtens führen. Solche Messungen können innerhalb von wenigen Tagen bis Wochen begonnen werden. Dies ermöglicht dann im Zweifelsfall, mehr Messdaten bis zur Erstellung des Gutachtens zu sammeln und auf diese Weise die Unsicherheit zu verringern.

Den größten Vorteil entfalten die bodengestützten Fernerkundungssysteme, wenn unklar ist, ob am Standort überhaupt ein ausreichendes Windpotenzial besteht. Da der Aufwand für Auf- und Abbau gering ist, kann das Windpotenzial mit relativ niedrigen Kosten vorgeprüft und die Messung bei enttäuschenden Ergebnissen jederzeit abgebrochen werden.

Die Kosten der Mastmessung steigen erheblich mit der Höhe des Mastes, auch wenn hier in den vergangenen Jahren einige Verbesserungen erreicht wurden. Die geplante Nabenhöhe spielt daher ebenso eine große Rolle bei der Wahl des Messsystems. Allgemein wird gefordert, dass die oberste Messhöhe mindestens zwei Drittel der geplanten Nabenhöhe erreicht. In Waldgebieten und bei Nabenhöhen von deutlich über 100 Metern reicht dieses Kriterium aber oft nicht aus, da sich das Höhenprofil noch im Bereich um und über 100 Meter stark ändern kann.

Bezüglich der Anforderungen an den Standort werden in der Diskussion die Unterschiede zwischen Mast- und Fernmessgeräten oft falsch bewertet. Beispielsweise benötigen Messmasten ebenso wie Sodar- und Lidargeräte Lichtungen in Wäldern, hinzu kommen deutlich anspruchsvollere Anfahrtswege. Sodar- und Lidargeräte hingegen sind von einer ausreichenden Stromversorgung abhängig. Die in der Werbung oft zu sehenden tragbaren Komponenten suggerieren daher eine Leichtigkeit, die in der Praxis nicht gegeben ist.