KIT – University of the State of Baden-Wuerttemberg and National Research Center of the Helmholtz Association INSTITUTE OF METEOROLOGY AND CLIMATE RESEARCH,

KIT – University of the State of Baden-Wuerttemberg and National Research Center of the Helmholtz Association

INSTITUTE OF METEOROLOGY AND CLIMATE RESEARCH, Atmospheric Environmental Research

www.kit.edu

Meteorologische Grundlagen zur effektiven Windkraftnutzung

Stefan [email protected]

Institute for Meteorology and Climate Research – Atmospheric Environmental Research

2 Prof. Dr. Stefan Emeis – Meteorologische Grundlagen zur effektiven Windkraftnutzung

24.10.2011

Windenergienutzung in Deutschland (30. Juni 2011)

Zahl der Windkraftanlagen: 21917davon offshore 54

installierte Leistung: 27981 MWdavon offshore 210 MW

durchschnittliche Leistung pro Turbine 1,28 MWdavon die in 2011 installierten 2,23 MWdavon die offshore-Turbinen 3,89 MW

Quelle: DEWI, DEWI Magazin 39



24.10.2011

Rotordurchmesser von WKA

Quelle: DEWI, DEWI Magazin 39



24.10.2011

Rotordurchmesser von WKA

Quelle: BWE



24.10.2011

erster deutscher offshore-Windpark alpha ventus

Quelle: www.alpha-ventus.de



24.10.2011

Energie aus dem Wind

P Leistung Wr Luftdichte kg m-3

A Rotorfläche m2

v Windgeschw. m s-1

16/27 Betz’ Faktor -aber ist es wirklich so einfach? …

3

2

1

27

16AvP


7

Meteorologische Phänomene, die die Energieerzeugung aus dem Wind beeinflussen (Erträge und Lasten)

Phänomen Einfluss auf Erträge Einfluss auf Lasten

vertikales Windprofil wächst mit wächst mitwachsender Nabenhöhe wachsender Nabenhöhe

Inversionen differentielle Lasten

low-level jets nächtliches Maximum nächtliches Maximum

Extremwinde Turbinenabschaltung extreme Lasten,sofortige Schäden

Turbulenzintensität/ höhere Erträge höhere LastenVarianz der 10 min- verkürzte NachläufeMittelwerte

vert. Turbulenzprofil differentielle Lasten

Prof. Dr. Stefan Emeis – Meteorologische Grundlagen zur effektiven Windkraftnutzung

24.10.2011



24.10.2011

Low level jets



24.10.2011

Tagesgang der Windgeschwindigkeitin drei Höhen (aus SODAR-Messungen)

Nächtlicher low-level jet (LLJ)

SODAR-RASS-Messungen

gemittelte Profile (m/s)

tagsüber und nachts

9. Mai 2011

HH-Billwerder


10

tagsüber

nachts

CBL, gut durch-mischt

SBL, sehrstabil

L

HP

F

C

L

HP C

Nächtlicher low-level jet und Drehung der Windrichtung (Nordhemisphäre)

Reibungs-kräfte


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11

26. Juni 2005Paris, Ch. de Gaulle airportSODAR-Messungen

LLJ


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Häufigkeit von LLJ über Hannoverfür 20 Monate in den Jahren2001 bis 2003

insgesamt in 23.17% aller Nächte

“Effizienz” einer GWL einenLLJ über Hannover hervorzurufenfür 20 Monate in den Jahren2001 bis 2003

Großwetterlagen (GWL):

BM Brücke MitteleuropaHB Hoch Britische InselnHM Hoch Mitteleuropa...

HFZ Hoch Fennoskand. zykl. HNFA Hoch Nordatl. Fennosk. antizykl. ...


24.10.2011



24.10.2011

Schlussfolgerung 1:

bei größeren Nabenhöhen:

nachts mehr Ertrag als tagsüber

LLJ-Häufigkeitsstatistik sollte zur Standortbeurteilungdazugehören



24.10.2011

Varianz der 10 min-Mittelwerte



24.10.2011

Weibull-Verteilung:

mit Skalenfaktor A und Formfaktor k

k

A

xxF exp1)(

A = 10

k = 2,5



24.10.2011

mittlere Windgeschwindigkeit

Varianz der 10 min-Mittelwerte

wichtig: k sinkt mit wachsender Varianz

)1

1(k

Au

kkA

11

21 222

Weibull-Verteilung:



24.10.2011

Weibull-Verteilung:

kAEwind

315.0 3Windenergie:

Ewind = const.

mehr Varianz weniger Varianz



24.10.2011

Skalenfaktor

gemessene, modellierte und parametrisierte Vertikalprofile

Flachland Bergland

Weibull-Verteilung:



24.10.2011

Formfaktor

gemessene, modellierte und parametrisierte Vertikalprofile

Flachland Bergland

Weibull-Verteilung:



24.10.2011

Schlussfolgerung 2:

bei größeren Nabenhöhen:

Ertrag nimmt aus zwei Gründen mit der Nabenhöhe zu:

(1) Zunahme der mittleren Windgeschwindigkeit(2) Zunahme des Tagesgangs

Die Analyse der Höhe des geringsten Tagesgangssollte zur Standortanalyse gehören



24.10.2011

Extremwinde


22

y = 0.4961x - 5.9433

R2 = 0.9881

-6

-4

-2

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

0 10 20 30 40 50 60

v90_10-minute average (m/s)

-ln

(-ln

(p))

v(90)

50-year event

1-year event

1-month event

Rayleigh_44

Weibull_k 2.05_C 10.3

Linear (extrapolation [>18m/s])

10 min Extremwindgeschwindigkeit an FINO1


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y = 0.3614x - 4.4466

R2 = 0.9854

-2

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

0 10 20 30 40 50 60

v90_1-second gust (m/s)

-ln

(-ln

(p))

v90_1s

50-year event

1-year event

1-month event

Linear (v90_1s)

1 sec Extremwindgeschwindigkeit an FINO1


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Extremwinde Abschaltung von Turbinen extreme Lasten und Schäden

Photo: dpa, Hamburger Abendblatt, February 6, 2011http://www.abendblatt.de/region/article1778907/Niedersachsen-duchgewirbelt-Feuerwehr-im-Dauereinsatz.html

Sturmschaden in Norddeutschlandim Februar 2011

Extremwind-Vorhersage ist sehr wichtig


24.10.2011



24.10.2011

Schlussfolgerung 3:

Extremwertstatistik ist zur Standortbeurteilung wichig


26

Große Windparks

Turbulenz

oder, was sollte man beachten,wenn viele Turbinen dicht beieinander stehen? …


24.10.2011


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Nachlauf hinter einer Windturbine

- geringere Windgeschw. vor der nächsten Turbine- mehr Turbulenz


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source: http://www.4coffshore.com/offshorewind/


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Windenergienutzung bedeutet Impulsentnahme aus der LuftströmungImpulsentnahme bremst den Wind

(1) Parkeffizienz hängt von der Gleichgewichtswindgeschwindigkeit im Parkinneren ab

- Gleichgewicht zwischen Impulsentnahme und -nachlieferung

(2) Windparks beeinflussen sich gegenseitig durch ihren Nachlauf

- Nachlauflänge ist proportional zur Impulsnachlieferung

für die Planung von Windparks sollte man daher wissen:1) die Größenordnung der Windreduktion im Parkinneren2) die Länge des Nachlaufs ganzer Parks


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30

1) die Größe der Windreduktion im Parkinneren


24.10.2011



24.10.2011


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Grundidee eines analytischen Modells

Reduktion des Windsim Parkinneren

(Berechnung der Gleichgewichtsbedingung für die Impulsflüsse) Entnahme = Nachlieferung von oben

Widerstand von Fluss-Gradient-Beziehung Turbine und

Oberfläche

m

hhteff z

uuzuuc

0*2

Emeis, S., 2010: A simple analytical wind park model considering atmospheric stability. Wind Energy, 13, 459-469.


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33

teffm

izh

hsm

izh

t

cTf

cTf

R

2,

,2,


Lösungen des analytischen Modells

a) Reduktion der Wind- geschwindigkeit im Parkinneren (Berechnen der Gleichgewichts- bedingung für die Impulsflüsse):

Impulsentnahme durch die Turbinen

Rauigkeit des Untergrunds

thermische Schichtung der GS

turbineninduzierte Turbulenz


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mittlerer Turbinenabstand:10 Rotordurchmesser

turbineninduzierte Turbulenz 10.1%

mittlerer Turbinenabstand :6 Rotordurchmesser




a) Reduktion der Windgeschwindigkeit im Parkinneren


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Reduktion der Windleistung im Parkinneren


24.10.2011

mittlerer Turbinenabstand:10 Rotordurchmesser







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Reduktion der Windleistung im Parkinneren Messungen im Nysted Windpark (Ostsee)

Barthelmie R, Frandsen ST, Rethore PE, Jensen L., 2007:Analysis of atmospheric impacts on the developmentof wind turbine wakes at the Nysted wind farm.Proceedings of the European Offshore Wind Conference, Berlin 4.-6.12.2007.


24.10.2011


37

Optimierung der Turbinendichte in einem Windparkoffshore (z0 = 0,0001 m)

nach Energieertrag


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Optimierung der Turbinendichte in einem Windparkoffshore (z0 = 0,0001 m)

nach wirtschaftlichem ErtragPreis pro Turbine € 15 Mill., 3000 Volllaststunden, 0,15 €/kWh


24.10.2011

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15-500.0

-400.0

-300.0

-200.0

-100.0

0.0

100.0

200.0

300.0

400.0

500.0

unstable (h/L* = -1)neutralstable (h/L* = 1)

mean turbine distance in rotor diameters

po

ten

tia

l fin

an

cia

l ga

in p

er

m²

(€/m

²)


39

2) die Länge des Nachlaufs ganzer Windparks


24.10.2011



24.10.2011


41

Grundideen des analytischen Modells

b) Beschleunigung der Windgeschwindigkeit hinter dem Windpark:

Beschleunigung = Nachlieferung von oben

)( 02*

hnhhn uu

z

zu

t

u



24.10.2011


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Lösungen des analytischen Modells

b) Beschleunigung der Windgeschwindigkeit hinter dem Windpark:

atu

u

u

tuR

h

hn

h

hnn

exp11

)(

0

0

0



24.10.2011

Impulsentnahme durch die Turbinen

Rauigkeit des Untergrunds

thermische Schichtung der GS

turbineninduzierte Turbulenz


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Erholung der Windgeschw. (links) und -leistung (rechts) hinter einem Windpark, mittlerer Turbinenabstand: 8 Rotordurchmesser

Rauigkeit: onshore (z0 = 1,0 m) – offshore (z0 = 0,0001 m)

Schichtung: labil (h/L * = -1) – neutral – stabil (h/L* = 1)


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Erholung der Windgeschw. hinter einem Windpark Messungen (Envisat, SAR) am Park Horns Rev ( 4 km x 5 km)

25. 02. 2003

© ERS SAR/Risø http://galathea3.emu.dk/satelliteeye/projekter/wind/back_uk.html

http://www.hornsrev.dk/nyheder/brochurer/Horns_Rev_TY.pdf

~20 km


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24.10.2011

Welche Schichtungsstabilitäten treten offshore (FINO1, 80 m) wirklich auf?

91,16%allerWerte

Median:-0,07



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Häufigkeitsverteilung Reduktion im Windparkinneren

Median: 0,93gew. Mittel: 0,87

Median: 0,80gew. Mittel: 0,70



24.10.2011

Häufigkeitsverteilung Nachlauflänge (<95% der Leistung)

Median: 14 kmgew. Mittel: 18 km90-percentil: 31 km95-percentil: 37 km


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Schlussfolgerungen 4:

Windreduktion im Parkinneren: offshore stärker als onshore

(teilweise) Kompensation der höheren Windgeschwindigkeiten offshore offshore größerer Turbinenabstand notwendig

größere Erträge bei labiler Schichtung

offshore: Jahresgang der Energieproduktion (Max. im Herbst/Frühwinter) onshore: Tagesgang der Energieproduktion (Max. tagsüber)

offshore Nachlauflänge wesentlich länger als onshore

offshore größerer Parkabstand notwendig

a b e r, das analytische Park-Modell ist stark vereinfachend

geeignet für Abschätzungen des prinzipiellen Einflusses äußerer Parameter, für genauere Rechnungen sind numerische 3D-Modelle nötig


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Erklärung der Wolkenbildung im Nachlauf als Mischungsnebel

Luft direkt über dem Wasser: 5°C, mehr als 99% relative FeuchteLuft in Nabenhöhe: -1°C, mehr als 99% relative Feuchtenach Mischung: 2°C, über 101% Feuchte Wolken

12. 02. 2008


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50

Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit

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