Schwach­wind­an­lagen

Seitens der Befür­worter des Windkraft­aus­baus wird immer wieder von “modernen Schwach­wind­an­lagen” gespro­chen und geschrieben. Es wird damit sugge­riert, dass es sich um innova­tive Techno­logie handele, mit deren Hilfe Windkraft auch in “weniger günstigen Lagen” effektiv genutzt werden kann. 

 

Im vorlie­genden Artikel wird das Funkti­ons­prinzip sogenannter Schwach­wind­an­lagen erläu­tert. Dabei wird betrachtet, inwie­weit derar­tige Anlagen einen Beitrag zur Glättung der Windstrom­ein­spei­sung leisten.

Sinn und Unsinn von Schwach­wind­an­lagen 

Dr. – Ing Detlef Ahlborn

Der Druck, den der Wind auf einen Flügel ausübt, steigt mit der Windge­schwin­dig­keit an. Je stärker der Wind weht, desto stärker baut sich auf dem Flügel ein Druck auf. Wie man sagt, steigt der Druck mit dem Quadrat der Windge­schwin­dig­keit an. Das bedeutet, dass sich der Druck vervier­facht, wenn sich die Windge­schwin­dig­keit verdop­pelt. Dieser Zusam­men­hang ist der Grund für den stark steigenden Benzin­ver­brauch eines Fahrzeugs, wenn man schneller fährt. Die Leistung und damit der Strom, den ein Windrad ins Netz speist, steigt mit der dritten Potenz der Windge­schwin­dig­keit-ein Windrad vermag den achtfa­chen Strom ins Netz zu speisen, wenn sich die Windge­schwin­dig­keit verdop­pelt.

Da der Strom im Augen­blick des Verbrauchs erzeugt werden muss, ist diese Anhän­gig­keit für die gleich­mä­ßige Bereit­stel­lung von elektri­scher Leistung sehr ungünstig: Bei schwa­chem Wind, und der ist in den Mittel­ge­birgen sehr häufig, kann ein Windrad nur  geringe Leistungen zur Verfü­gung stellen. So liegt die Leistung eines modernen Enercon 101-Windrads für eine Dauer von 3 Monaten im Jahr unter 130 kW. [1] 

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Abb. 1: Kennli­nien und Abrege­lung der Rotor­kenn­li­nien von Enercon 101 und Enercon 115

Weil sich der Winddruck auf den Flügeln der Windkraft­an­lage aufbaut, wächst die Leistung eines Windrads mit dem Durch­messer des Rotors an und weil der Druck an der Rotor­fläche angreift, steigt die Leistung mit der überstri­chenen Rotor­fläche an. Auch hier gibt es eine quadra­ti­sche Abhän­gig­keit: Ein Rotor mit doppeltem Durch­messer hat die vierfache Leistung. Daraus erklärt sich das Bedürfnis der Hersteller, Rotoren mit immer größeren Durch­mes­sern zu bauen. An der starken Abhän­gig­keit der Leistung von der Windge­schwin­dig­keit ändert die Größe des Rotors nichts. Die Abhän­gig­keit der Leistung von der Windge­schwin­dig­keit ist in Abbil­dung 1 für Rotor­durch­messer von 101 m und  115 m darge­stellt. Diese Rotoren sind also ohne weiteres in der Lage bei höheren Windge­schwin­dig­keiten Leistungen bis 4000 kW zu liefern. Da entspre­chende Windge­schwin­dig­keiten eher selten sind, baut man an die Rotoren Strom-Genera­toren mit Leistungen von 3050 kW (Enercon 101, Rotor­durch­messer 101 m) bzw. 2500 kW bei der Enercon 115 (Rotor­durch­messer 115 m).

Diese Genera­tor­leis­tungen sind in Abbil­dung 1 als gestri­chelte Linien einge­zeichnet. Der Rotor einer Enercon 101 erreicht die Genera­tor­leis­tung bei einer Windge­schwin­dig­keit von rund 11 m/s und der einer Enercon 115 bereits bei 9.6 m/s Aufgrund der höheren Leistungs­fä­hig­keit des größeren Rotors wird die kleinere Genera­tor­leis­tung und damit die Nennleis­tung des Windrads also bei einer niedri­geren Windge­schwin­dig­keit erreicht. Hersteller und das univer­si­täre Umfeld der Windlobby werben damit, mit dieser Anord­nung eine Glättung der Einspei­sung zu errei­chen und bezeichnen die Anlagen mit größeren Rotoren und kleineren Genera­toren als Schwach­wind­an­lagen.

In der vom IWES in Kassel für Agora verfer­tigten Studie [2] heißt es z. B.:

Eine system­op­ti­mierte Ausle­gung von Windan­lagen ermög­licht eine steti­gere Einspei­sung mit weit höheren Volllast­stunden und stellt gerin­gere Anfor­de­rungen an das Strom­system.”

Diese Aussage soll nun in den eher windschwa­chen Mittel­ge­birgs­lagen auf Stich­hal­tig­keit geprüft werden.

Die Auswir­kungen einer anstei­genden und abfal­lenden Windge­schwin­dig­keit sind in der linken Hälfte von Abbil­dung 2 darge­stellt: Die zwischen 0 und 9.6 m/s anstei­gende und abfal­lende Windge­schwin­dig­keit bewirkt einen starken Anstieg und Abfall der Leistung des Windrads zwischen 0 und 2150 kW (Enercon 101, Stark­wind­an­lage) bzw. 0 und 2270 kW (Enercon 115, Schwach­wind­an­lage). Unter­halb einer Windge­schwin­dig­keit von 9.6 m/s glättet die sogenannte Schwach­wind­an­lage die Einspei­sung offen­sicht­lich nicht. Solange die Rotoren im anstei­genden Bereich der Kennlinie betrieben werden, kann eine Glättung nicht auftreten. Schwach­wind- und Stark­wind­an­lagen verhalten sich in diesem Bereich völlig gleich!

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Abb. 2: Anstieg und Abfall von Windge­schwin­dig­keit und Leistung

Erst wenn die Windge­schwin­dig­keit über 9.6 m/s liegt, tritt eine Abrege­lung und Glättung der Einspei­sung ein:

Man erkennt in der rechten Seite von Abbil­dung 2 dass die Leistungs­spitze der Enercon 115 bei einer Windge­schwin­dig­keit von 12 m/s im oberen Bereich eine breitere Abfla­chung aufweist. Diese Abfla­chung wird durch das Errei­chen der Nennleis­tung vom Generator erreicht. Darin besteht der Glättungs­ef­fekt einer sogenannten Schwach­wind­an­lage. Es ist ganz offen­sicht­lich, dass ein nennens­werter Glättungs­ef­fekt nur bei hohen Windge­schwin­dig­keiten auftritt- bei gerin­geren Windge­schwin­dig­keiten kann er nicht auftreten, weil beide Anlagen im anstei­genden Bereich der Kennlinie betrieben werden.

Bekannt­lich weht der Wind zufällig, niedrige Windge­schwin­dig­keiten treten eher häufig, hohe Windge­schwin­dig­keiten treten eher selten auf.

Wie oft, d. h. wie häufig die verschie­denen Windge­schwin­dig­keiten auftreten, kann man an der sogenannten Vertei­lungs­funk­tion ablesen. Die Vertei­lung der Windge­schwin­dig­keit ist nach dem schwe­di­schen Mathe­ma­tiker Weibull benannt. Diese Vertei­lung ist mit den tatsäch­li­chen Kennli­nien der Enercon 101 und der Enercon 115 in Abbil­dung 3 für eine mittlere Windge­schwin­dig­keit von 6 m/s darge­stellt.

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Abb. 3: Weibull­ver­tei­lung und Rotor­kenn­li­nien Enercon 101 und 115

Für die Abrege­lung gibt es bei beiden Anlagen einen Übergangs­be­reich, der bei der Enercon 115 früher beginnt als bei der Enercon 101. Die in Abbil­dung 3 darge­stellte Weibull­ver­tei­lung der Windge­schwin­dig­keit ist wie folgt zu lesen:

Bei einer Windge­schwin­dig­keit von 5 m/s beträgt die Häufig­keit 42 %. Diese Zahl besagt, dass die Windge­schwin­dig­keit an 153 Tagen (entspre­chend 42 % der Dauer eines Jahres) unter­halb von 5 m/s liegt. Entspre­chend ist die Windge­schwin­dig­keit an 320 Tagen (diese Dauer entspricht ungefähr 11 Monaten) unter 10 m/s.

Für die unter­schied­li­chen Abregel­ge­schwin­dig­keiten der betrach­teten Anlagen ergeben sich daher folgende Häufig­keiten:

Bei einer Windge­schwin­dig­keit von 9.6 m/s beträgt die Häufig­keit 87 %, d. h. an 317 Tagen im Jahr liegt die Windge­schwin­dig­keit unter diesem Wert. Während dieser Zeit kann eine Enercon 115 die Einspei­sung nicht glätten, weil diese Windge­schwin­dig­keit in dieser Zeit nicht erreicht wird. Einen nennens­werten Beitrag zu einer tatsäch­li­chen Glättung kann eine solche Anlage also an 48 Tagen im Jahr leisten.

Die Häufig­keit bei einer Windge­schwin­dig­keit von 11 m/s liegt bei 93 % (entspre­chend 339 Tagen). Die Enercon 101 kann während dieser Betriebs­zeit die Einspei­sung nicht glätten. Geglättet wird die Leistung hier also an 26 Tagen im Jahr.

Der Unter­schied zwischen diesen Anlagen liegt also offen­sicht­lich darin, dass eine Schwach­wind­an­lage in der Lage ist, die Einspei­sung für eine Dauer von 22 Tage länger zu glätten als die Stark­wind­an­lage Enercon 101.

An 317 Tagen leistet eine Schwach­wind­an­lage keinen Beitrag zur Glättung.

Bei einer mittleren Windge­schwin­dig­keit von 6 m/s beträgt die produ­zierte Strom­menge der Enercon 101 rechne­risch 6900 MWh, die der Enercon 115 liegt mit 7500 MWh knapp darüber. Die Energie­er­träge der beiden Anlagen unter­scheiden sich um rund 9 %. Obwohl die Schwach­wind­an­lage einen Generator mit gerin­gerer Leistung hat, schneidet die Schwach­wind­an­lage hier besser ab.

Zur Kennzeich­nung der Erträge hat sich die Volllast­stun­den­zahl einge­bür­gert- diese wird ausge­rechnet indem man die Erträge durch die Nennleis­tung der Anlage dividiert:

Für die Enercon 101 erhält an eine rechne­ri­sche Volllast­stun­den­zahl von 2260 h, wohin­gegen die Volllast­stun­den­zahl der Schwach­wind­an­lage bei 3000 h liegt. Obgleich sich die tatsäch­lich erzielten Stromer­träge nur um 9 % unter­scheiden, beträgt der Unter­schied der Volllast­stun­den­zahl 33 %!

Diese erheb­liche Abwei­chung erklärt aus den Unter­schieden in der Nennleis­tung, die bei kleinen Abwei­chungen in den Erträgen zu deutli­chen Unter­schieden in der Volllast­stun­den­zahl führt. Die erhöhte Volllast­stun­den­zahl erweist sich im Hinblick auf die tatsäch­li­chen Stromer­träge als reine Zahlen­kos­metik.

Wie man inzwi­schen erkannt hat, sind die Einspei­sungen aller Windräder unter­ein­ander stark korre­liert, d. h. wenn die Windkraft­ein­spei­sung an einem Ort in Deutsch­land ansteigt, ist das auch (mit zeitli­cher Verzö­ge­rung) an fast allen anderen Orten der Fall. Dieser Zusam­men­hang ist hier ausführ­lich darge­stellt. Aufgrund der Größe von Tiefdruck­ge­bieten, die norma­ler­weise größer sind als das ganze Land, ist diese Korre­la­tion der Einspei­sungen nicht anders zu erwarten. Tagen hoher Spitzen­leis­tung folgen Flauten mit sehr geringen Einspei­sungen. Aufgrund dieser Korre­la­tion addieren sich die summa­ri­sche Einspei­sung der einzelnen Windräder zu extremen Leistungs­spitzen im Netz, die schon heute nicht mehr aufge­nommen werden können, sondern als Schrott­strom ins angren­zende Ausland zu Schleu­der­preisen verkauft und manchmal auch verschenkt werden [3].

Mit dem weiteren Zubau von Windkraft­an­lagen werden sich die Leistungs­spitzen im Netz aufgrund der Korre­la­tion der Einspei­sung zukünftig weiter erhöhen.

Die Beanspru­chung des Strom­netzes wird weiter ansteigen. Wie oben nachge­wiesen, ist das bei den sogenannten Schwach­wind­an­lagen an mehr als 300 Tagen im Jahr der Fall. Bei der Überprü­fung der Behaup­tung aus der oben zitierten Agora Studie kommt man zu folgendem vernich­tenden Ergebnis:

  • Eine steti­gere Einspei­sung tritt an rund 320 Tagen im Jahr nicht auf, weil entspre­chende Windge­schwin­dig­keiten nicht erreicht werden.
  • Die weit höheren Vollast­stun­den­zahlen sind reine Zahlen­kos­metik und werden durch eine gerin­gere Nennleis­tung und nicht durch höhere Stromer­träge bewirkt.
  • Die Anfor­de­rungen an das Strom­netz werden verschärft, weil sich die Leistungs­spitzen der Anlagen aufgrund der Korre­la­tion addieren.

Die zitierte Behaup­tung ist in allen Punkten unzutref­fend.

Wissen­schaft­liche Sorgfalt und Verpflich­tung zur Wahrheit scheinen weder bei Agora noch am IWES in Kassel geübte Tugenden zu sein. Die in der Sache in der Regel nicht kundige Öffent­lich­keit und Politik wird hier syste­ma­tisch und mutwillig betrogen!

Wenn Schwach­wind­an­lagen mit einem Rotor­durch­messer von 115m in Mittel­ge­birgs­lagen für die Dauer eines halben Jahres zeitlich konstante, gleich­mä­ßige Leistung liefern sollten, müsste man die Genera­tor­leis­tung von 2500 kW auf 530 kW reduzieren. Die Strom­pro­duk­tion einer Anlage würde auf 3000 MWh pro Jahr sinken.

Allein um das von der hessi­schen Landes­re­gie­rung ausge­lobte Ziel der Erzeu­gung von 28.000.000 MWh zu errei­chen, wären in Hessen 9300 solcher Schwach­wind­an­lagen erfor­der­lich. Hessen wäre mit seiner Landes­fläche von rund 21.000 km2 mit einem Wald von Windrä­dern überzogen, deren mittlerer Abstand rund 1500 m betragen würde. Und alle diese Windräder wären für die Dauer eines halben Jahres nicht in der Lage, eine sichere Strom­ver­sor­gung zu gewähr­leisten. Diese Zahlen werfen ein Schlag­licht auf die ganze Absur­dität des Projekts ‘Energie­wende’!

Die sprach­liche Nähe von Schwach­wind­an­lage und Schwach­sinns­an­lage ist nicht Zufall, sondern Programm!


[1] Das ist die  ungefähr die Leistung eines modernen Sport-Motor­rads mit 180 PS).

[2] Arbach,S; Gerlach,A.-K.; Kühn,P.; Pfaffel, S.: Entwick­lung der Windenergie in Deutsch­land Kurzstudie erstellt für Agora Energie­wende, Berlin, 2013

[3]  Auf den hier gebräuch­li­chen Begriff ‘Negativ­preis’ soll hier nicht einge­gangen werden.


 

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