1. No category

Rated Power of Wind Turbines:
What is Best?
Leistungsinstallation bei Windturbinen:
Was ist richtig?
J. P. Molly; DEWI GmbH, Wilhelmshaven
English - Deutsch
Summary
Zusammenfassung
With over 27 GW of installed wind power, Germany is no
longer the leading country of the world, but with a capacity
of 76 kW per square kilometre it is the country most densely
packed with wind turbine generator systems (WTGS). The
offshore installations planned will be of a similar size, which
means that by 2050 the installed wind power capacity in Germany will amount to more than 50 GW. The dena Grid Study
II comes to the conclusion that 3,500 km of new extra high
voltage routes must be built, not including the sea cable connection of the offshore wind farms to the onshore grid connection point. Utilities and research institutes are thinking
about suitable storage facilities to even out the fluctuations
of the wind energy supply, in order to meet the requirements
of a secure power supply. Strangely enough, the question of
the most suitable power output design of wind turbines does
not seem to play a part in this mixture of requirements
Today, under the current economic framework conditions,
wind turbines are designed for maximum energy production
at lowest cost, because only the amount of electricity generated is remunerated and not, for example, a more stable flow
of energy and therefore an improved planning ability. There
are several reasons why one should start now to optimise
the lay-out of wind turbines in accordance with the require-
Deutschland ist mit über 27 GW installierter Windleistung
nicht mehr das führende Land der Erde, aber mit einer auf die
Landesfläche bezogenen Leistung von 76 kW pro Quadratkilometer das mit Windenergieanlagen (WEA) am dichtesten
be­stückte. Künftig wird noch der geplante Offshore-Ausbau
in ähnlicher Größenordnung hinzu kommen, so dass 2050
mit über 50 GW installierter Windleistung in Deutschland zu
rechnen ist. Die dena-Netzstudie 2 sieht einen notwendigen
Aus­bau des Übertragungsnetzes um über 3.500 km, nicht
ein­gerechnet die Seekabelanbindung der Offshore-Windparks bis zum Netzankupplungspunkt. Energieversorger und
Forschungsinstitute machen sich Gedanken über geeignete
Zwischenspeicher zur Glättung der Windenergieschwankungen, um den Herausforderungen einer gesicherten Strom­
ver­sorgung gerecht zu werden. Erstaunlicherweise spielt
in diesem Gemenge der Anforderungen die Frage nach der
richtigen Leistungsauslegung der Windturbine bisher keine
Rolle.
Windenergieanlagen werden bei den geltenden Rahmenbedingungen richtigerweise so ausgelegt, dass sie die Kilowattstunde zu den geringsten Kosten produzieren, da nur die
erzeugte Energiemenge vergütet wird und bspw. nicht eine
höhere Gleichförmigkeit und damit eine bessere Planbarkeit
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700
Starkwind
Strong Wind
Spezifische Installierte Leistung, W/m²
Specific Power Installation, W/m
600
500
Normalwind
Moderate Wind
400
Schwachwind
Weak Wind
300
200
100
0
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
Nennleistung / Rated Power, kW
Fig. 1:
Abb. 1:
Specific power installation of today’s wind turbines.
Auslegung der spezifischen Leistungsinstallation von heutigen Windturbinen.
7000
6000
706 W/m²
Leistung / Power, kW
5000
530W/m²
4000
412W/m²
3000
294W/m²
2000
212 W/m²
177 W/m²
1000
100 W/m²
0
0,0
5,0
10,0
15,0
20,0
25,0
30,0
Windgeschwindigkeit in Nabenhöhe / Wind Velocity at Hub Height, m/s
Fig. 2:
Abb. 2:
Theoretical power curves for different specific rated power installations, derived from a wind turbine type available on the market
Theoretische Leistungskurven für verschiedene spezifische Nennleistungsinstallationen, abgeleitet von einer auf dem Markt erhältlichen
Windturbine
ments of the entire electric supply system and with a view
to cost-effectiveness. The result will be a lower rated power
of the wind turbines in relation to the rotor disk area as this
is the case today. With the current feed-in tariffs applicable
today, this compromise means that the wind farm operator
will generate less profit, and therefore future tariff regulations must provide financial compensation for this contribution of the wind farm to a higher stability of power capacity
available in the grid. This claim is legitimate and on the whole
much more cost-effective for the utilities than storage facilities or unnecessarily „thick“ and therefore more expensive
power transmission lines.
50
DEWI MAGAZIN NO. 38, FEBRUARY 2011
der Energieabgabe. Mehrere Gründe sprechen dafür jetzt
damit zu beginnen, die Auslegung der Windturbinen gemeinsam mit den Erfordernissen des gesamten elektrischen Ver­
sor­gungssystems kostenmäßig zu optimieren. Herauskommen wird eine niedrigere Nennleistungsinstallation der WEA
bezogen auf die Rotorkreisfläche, als dies derzeit der Fall ist.
Da dieser Kompromiss für den Windparkbetreiber unter heutigen Vergütungsbedingungen zwangsläufig zu mehr oder
weniger hohen Einbußen in der Vergütung führen wird, müssen künftige Vergütungsregelungen so ge­staltet werden, dass
dieser positive Beitrag zu einer größeren Gleichförmigkeit fi­
nan­ziell ausgeglichen wird. Dieser Anspruch ist berechtigt
und im Ganzen gesehen für die Versorgungswirtschaft viel
kostengünstiger als Speicher oder unnötig „dicke“ und damit
teurere Stromübertragungsleitungen.
Gründungsberatung und Bemessung
für Windenergieanlagen
Foundation Expertise and Design for Windturbines
Windenergieanlagen mit immer größerer Leistung werden unter immer schwierigeren
Randbedingungen gebaut. Standorte im Meer mit komplexen Wind- und Wellenbelastungen
stellen dabei besonders hohe Anforderungen an die Gründungskonstruktion, aber auch
an Land müssen die gewählten Gründungssysteme die wechselnden Beanspruchungen
ohne übermäßige Verformungen und über einen langen Zeitraum sicher abtragen.
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Technical Background
Technischer Hintergrund
Up to now, wind turbines have been designed for specific
power outputs resulting in lowest power generation costs,
so that with a given remuneration per kilowatt hour the wind
farm operator can achieve the highest profit. At the beginning of wind energy use this was certainly the right approach
because wind energy played only a minor part in the public
supply grid. In the meantime this has changed drastically.
Saxony-Anhalt with 52% and the federal states Brandenburg, Schleswig-Holstein, Mecklenburg-Vorpommern with
43% to 45% wind energy penetration in the electric supply
show clearly that it is necessary to integrate wind energy
into the grid in an economically sensible manner. In the long
run it does not seem acceptable to view energy generation
only under the aspect of profit maximisation by selling energy. This applies in particular to the offshore application of
wind energy, still in its initial stages of development, because
here it could be possible to influence the design of the wind
turbines in order to minimise the energy generation costs
in connection with the necessary grid expansion measures
from a macroeconomic perspective.
The technical idea behind this can be explained quite simply
by means of an example. If a wind turbine of 100m rotor diameter were equipped with a generator of only 1 kW size, it
should be clear to everyone that this wind turbine could run
throughout the whole year at rated power without requiring
expensive storage facilities or overdimensioned grid connections because the capacity factor or the guaranteed power
Windturbinen werden bisher mit spezifischen Leistungsinstallationen ausgelegt, die letztlich zu den geringsten Stromerzeugungskosten führen, so dass bei gegebener Vergütung
pro Kilowattstunde der höchste Profit für den Betreiber realisiert werden kann. Am Beginn der Windenergieentwicklung
sicherlich die richtige Herangehensweise, da Windenergie
von der Menge her im öffentlichen Stromversorgungsnetz
eine untergeordnete Rolle spielte. Dies hat sich mittlerwei­
le drastisch geändert. Sachsen-Anhalt mit 52% und die
Bun­des­länder Brandenburg, Schleswig-Holstein, Mecklen­
burg-Vorpommern mit 43% bis 45% Windenergieanteil
in der elektrischen Versorgung machen deutlich, dass die
Wind­ener­gie in einer volkswirtschaftlich vernünftigen Art
und Weise im Netz integriert werden muss. Die Sichtweise
einer Energieerzeugung unter der ausschließlichen Vorgabe der Gewinnmaximierung durch Verkauf der Energie ist
auf Dauer gesehen nicht haltbar. Dies gilt besonders für die
am Anfang der Entwicklung stehende Offshore-Anwendung
der Windenergie, auf deren Windturbinenauslegung noch
da­hingehend Einfluss genommen werden könnte, dass die
Energieerzeugungskosten im Zusammenhang mit den notwendigen Netzausbaumaßnahmen im volkswirtschaftlichen
Sinne minimiert werden.
Die dahinter stehende technische Überlegung ist an einem
Bei­spiel relativ einfach zu erklären. Würde eine Windenergie­
an­lage mit 100 m Rotordurchmesser mit einem Generator
von nur 1 kW ausgerüstet, so wäre jedem klar, dass die­se
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7000
706 W/m²
6000
530 W/m²
412 W/m²
Leistung / Power, kW
5000
294 W/m²
212 W/m²
4000
177 W/m²
100 W/m²
3000
2000
1000
0
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
Dauer pro Jahr / Duration per Year, %
Fig. 3:
Abb. 3:
Power duration curves of the wind turbines from Fig. 2 at a site with the same site-specific wind speed conditions.
Leistungsdauerlinien der Windturbinen aus Abb. 2 an einem Standort mit denselben Standortwindgeschwindigkeitsbedingungen.
capacity would be almost 100%. The remuneration for the
kilowatt hour generated in this way, however, would have to
be very high, because with only 8760 kWh generated at best,
the expenditure for the large rotor, bearings, tower, foundations etc. could not be paid otherwise.
On the other hand the same rotor diameter could be coupled
with a 10 MW generator. In this case, the wind turbine would
generate the rated power only for a few hours a year, in other words, enormous costs for the mechanical and structural
components of the turbine which are out of all proportion to
the increased yield of the wind turbine. Even the cross-sections of the transmission lines would have to be dimensioned
so as to be able to transmit the rated power generated only
during a few hours a year. In other words, the cable crosssection is under-utilized and therefore much too expensive.
Between these two extremes there must be an optimum
lay-out for the system. This must be developed, taking into
account the costs for the combination of wind turbine and
grid requirements.
Today’s wind turbines are provided with specific power installations adapted to the respective site-specific wind speeds.
There are typical power installations for strong, moderate
and weak wind conditions. (Fig. 1). In this way it is possible to
offer WTGS for the different site-specific wind speeds which
are able to achieve the lowest energy generation costs. Since
the support structures for wind turbines are designed according to the site-specific wind speed, weak-wind WTGS for
example are normally designed according to IEC class III and
therefore not robust enough for operation in moderate or
strong wind areas. By far the largest number of WTGS types
have a specific power installation in the range of 400 W/m²,
whereas a typical weak-wind design is in the range of around
300 W/m² or less, and strong-wind types are around 600 W/
m² (Fig. 1).
Fig. 2 shows theoretical power curves of wind turbines of different specific rated power installations of a range between
850 kW and 6.000 kW rated power. If these wind turbine
52
DEWI MAGAZIN NO. 38, FEBRUARY 2011
Windturbine praktisch das ganze Jahr mit Nennleistung laufen
würde und keine teuren Zwischenspeicher und überdimensionierte Netzanschlüsse benötigte, weil der Ka­pa­zi­tätsfaktor
oder die garantierte Leistung nahe 100% läge. Allerdings
müsste die erzeugte Kilowattstunde sehr hoch vergütet werden, da der Aufwand für den riesen Rotor, die Lagerungen,
den Turm, das Fundament, etc. mit den im günstigsten Fall
erzeugten 8760 kWh sonst nicht be­zahlt werden könnte.
Andererseits wäre es auch möglich, den­sel­ben Rotordurchmesser von 100 m mit einem 10 MW Ge­ne­rator zu koppeln.
Bei dieser Auslegungsvariante wäre die Nennleistung nur an
wenigen Stunden des Jahres zu er­reichen, d.h., ein enormer
Kostenaufwand für den maschinen­baulichen Teil und die
sonstige Struktur der Windturbine, der in keinem vernünftigen Verhältnis zum Mehrertrag der Windturbine steht.
Selbst die Querschnitte der Über­tra­gungsleitungen müssten
so dimensioniert werden, dass sie die für wenige Stunden
anstehende Nennleistung übertragen können. Mit anderen
Worten, der Kabelquerschnitt wird nicht ausreichend genutzt
und ist damit viel zu teuer. Zwischen diesen beiden extremen
Auslegungsvarianten muss es ein Optimum geben. Dies gilt
es herzuleiten, unter Be­rücksichtigung der Kosten für die
Kombination aus Windturbine und Netzanforderung.
Heutige Windturbinen haben spezifische Leistungsinstalla­tio­
nen, die im Wesentlichen eine Anpassung an die Standort­
wind­geschwindigkeit erreichen sollen. So gibt es typische
Aus­legungen für Starkwind-, Normalwind- und Schwach­
wind­standorte (Abb. 1). Mit dieser Anpassung gelingt es, für
die verschiedenen Standortwindgeschwindig­kei­ten Wind­
ener­gie­anlagen anbieten zu können, die die güns­tigsten
Ener­gie­erzeugungskosten ermöglichen. Da die tragenden
Strukturen der Windturbine entsprechend der Standort­wind­
geschwindigkeiten ausgelegt werden, sind bspw. Schwach­
wind-WEA in der Regel nach IEC Klasse III ausgelegt und somit nicht genügend robust für den Betrieb in Normal- oder
Starkwindgebieten. Die weitaus größte Zahl der Windturbinen weist eine spezifische installierte Leis­tung im Bereich um
120%
Capacity Factor = 75.5%, 100 W/m²
Normierte Leistung / Standardised Power
Capacity Factor = 62.7%, 177 W/m²
Capacity Factor = 57.9%, 212 W/m²
100%
Capacity Factor = 48.9%, 294 W/m²
Capacity Factor = 39.3%, 412 W/m²
Capacity Factor = 32.4%, 530 W/m²
80%
Capacity Factor = 25.6%, 706 W/m²
60%
40%
Mittlere Leistung
Average Power
20%
0%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
Dauer pro Jahr / Duration per Year
Fig. 4:
Abb. 4:
90%
100%
Standardised power duration curves at 100 m hub height and a Weibull distribution of A = 8.2 and K = 2.92 at a height of 60m
Normierte Leistungsdauerlinien bei 100 m Nabenhöhe und einer Weibullverteilung von A = 8,2 und K = 2,92 in 60m Höhe
types are installed at a site with the same wind speed distribution for all of them, this will result in the power duration
curves shown in Fig. 3. The graph clearly shows that the wind
turbine with 100 W/m² (850 kW) operates at rated power
for almost 50% of the year, whereas at the same site the
wind turbine with equal rotor size, but an installed power of
706 W/m² (6,000 kW) would reach its rated power for only
a few hours a year. The difference becomes even more drastic when taking a closer look at the average performances.
As an annual average, the wind turbine with 850 kW rated
power (100 W/m²) would have a power output of 75.5 % of
the rated power, i.e. 642 kW, for a period of at least around
64% of the year. That means, the average or even higher
power output can be expected with a high degree of certainty, because only during a period of 24.5 % of the year this
output cannot be achieved because of low winds. In case of
the wind turbine with 706 W/m² the situation is completely
different. At the same site, this turbine would only have an
annual average power output of 25.6 % (1,536 kW) of the
rated power of 6,000 kW. This average or higher output could
only be guaranteed for 39 % of the year, i.e. the uncertainty
of a forecast is much higher than compared to the wind turbine with a low rated power installation. Thinking of the costrelevant cross-section of the grid connection, the 6,000 kW
WTGS needs a cross-section four times bigger than required
for the transmission of the average power. In case of the 850
kW wind turbine, the cross-section needed for transmitting
the rated power only has to be 1.32 times bigger, a much
better utilization of the electricity transmission line. When
comparing both grid connections, the cross-section of the
transmission line for the wind farm with the 6,000 kW wind
turbines would have to be about 3 times bigger and therefore also more expensive than for a wind farm with 850 kW
wind turbines, provided that both wind farms have the same
annual energy yield.
80%
die 400 W/m² auf, während die typische Schwachwind-Auslegung eher bei 300 W/m² oder darunter und die StarkwindVariante bei 600 W/m² liegen (Abb. 1).
In Abb. 2 sind theoretische Leistungskurven für Windturbinen
verschiedener spezifischer Nennleistungsinstallationen dargestellt. Die Spanne reicht im dargestellten Fall von 850 kW
bis 6.000 kW Nennleistung. Werden diese WEA-Varianten an
einen Standort mit einer für alle selben Windgeschwindigkeitsverteilung gestellt, so ergeben sich die in Abb. 3 gezeigten Leistungsdauerlinien. Deutlich wird, dass die Windturbine mit 100 W/m² (850 kW) ihre Nennleistung fast 50% des
Jahres erbringt, während am selben Standort die vom Rotor
her gleich große Windturbine mit 706 W/m² (6.000 kW) ihre
Nennleistung für allerhöchstens wenige Stunden im Jahr erreichen würde. Noch drastischer werden die Unterschiede bei
näherer Betrachtung der Durchschnittsleistungen. Die WEA
mit 850 kW Nennleistung (100 W/m²) wird im Durchschnitt
über ein Jahr 75,5 % der Nennleistung, also 642 kW abgeben
und zwar mindestens über einen Zeitraum von rund 64% des
Jahres. D.h., die Durchschnittsleistung oder eine noch höhere
Leistung ist mit einer relativ hohen Sicherheit zu erwarten,
da sie nur in 24,5 % des Jahres wegen zu geringen Windes
nicht möglich wäre. Ganz anders sieht es bei der Windturbine mit 706 W/m² aus. Sie würde am selben Standort im Jahresdurchschnitt nur 25,6 % (1.536 kW) der Nennleistung von
6.000 kW liefern. Auch wäre diese oder eine höhere Leistung
nur während 39 % des Jahres zu erreichen, d.h. das Risiko für
eine Vorhersage steigt deutlich gegenüber der Anlage mit
niedriger Nennleistungsinstallation. Denkt man an die kostenrelevanten Querschnitte der Netzanbindung, so muss bei
der 6.000 kW-WEA ein viermal größerer Querschnitt als für
die Durchleitung der Durchschnittsleistung vorgesehen werden. Im Fall der 850 kW-Windturbine müsste der Querschnitt
für die Durchleitung der Nennleistung nur um das 1,32-fache
größer sein, eine wesentlich bessere Ausnutzung der einge­
setz­ten elektrischen Übertragungslei­tung. Werden beide
Net­zanschlüsse verglichen, dann müss­te der Querschnitt der
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53
V mean
Tab. 1:
Tab. 1:
Jan
Feb Mar
Apr
May Jun
Jul
Aug
Sep Oct
Nov
Dec Mean
8.4
7.7
5.0
5.4
7.6
8.4
9.0
9.6
8.9
6.6
7.0
9.7
8.0
Monthly wind speed mean values for a site with 8.0 m/s annual mean
Monatliche Windgeschwindigkeitsmittel für einen Standort mit 8,0 m/s Jahresmittel
3,50
v = mittler Windgeschwindigkeit in 100m Nabenhöhe
v = average wind velocity at 100m hub height
(Rayleigh distribution)
Fig. 5:
Abb. 5:
Specific energy generation costs for
400 W/m² and 8 m/s wind speed as a
function of the specific installed
power
Auf 400 W/m² und 8 m/s Wind­
geschwindigkeit bezogene Ener­gie­
erzeugungskosten in Abhängig­keit der
spezifischen installierten Leis­tung
Spezifische Energieerzeugungskosten
Specific Energy Generation Cost
3,00
v = 5 m/s
2,50
2,00
v = 7 m/s
1,50
v = 8 m/s
1,00
v = 10 m/s
v = 12 m/s
0,50
0,00
0
200
For a further analysis it is necessary to estimate how the cost
of a wind turbine and therefore the energy generation cost
would develop if the rotor diameter is kept constant, but different rated powers are installed. Examples for such wind
turbines are difficult to find because this subject has not yet
been taken up by the industry and therefore such designs
have not been realised. Only recently there are wind turbines
which, although equipped with a large rotor diameter, have
an “unusually” low rated power. Examples of these wind
turbine types are Nordex N117/2400 (223 W/m²), Vestas
V100-1.8 MW (229 W/m²), GE 1.5xle (284 W/m²), REpower
3.2M114 (314 W/m²), all of which are designed for IEC wind
class III or II, and therefore cannot really be used in strong
wind areas. This, however, is a question of the proper design
and not a general obstacle to the feasibility of such a design
for strong-wind sites.
A rough estimate of how the power generation cost of a
wind turbine could develop if its specific installed power is
changed while keeping the same rotor diameter, is shown in
Fig. 5. The energy generation costs shown are related to a
wind turbine of 400 W/m² and an average wind speed at hub
height of 8 m/s (Rayleigh distribution). If at the same wind
speed the wind turbine is operated with a specific power installation of only 200 W/m², the energy generation cost will
increase by approx. 20 % according to this estimate.
Consequences of the Lower Specific Rated Power
In the example of the wind turbines with a specific rated
power of 400 W/m² (moderate wind) and 200 W/m² (weak
wind) and an annual mean wind speed assumed of 8 m/s the
capacity factor rises from 39.3% to 57.9%, which is a signifiDEWI MAGAZIN NO. 38, FEBRUARY 2011
400
600
800
1000
Spezifische installierte Leistung / Specific Power Installation, W/m²
Development of Wind Turbine Costs as a Function of the
Installed Specific Rated Power
54
v = 6 m/s
Übertragungsleitung für den Windpark mit den auf 6.000 kW
ausgelegten WEA ca. 3-mal größer sein und damit auch teurer
als für den Betrieb mit 850 kW Windturbinen, vorausgesetzt,
dass beide Parks den gleichen Jahresenergieertrag erzeugen.
WEA-Kostenentwicklung in Abhängigkeit der installierten
spezifischen Nennleistung
Für die weitere Analyse ist es notwendig, eine Abschätzung
vorzunehmen, wie sich die Kosten einer Windturbine und damit die Energieerzeugungskosten entwickeln könnten, wenn
der Rotordurchmesser konstant gehalten wird, aber verschiedene Nennleistungen installiert werden. Reale Beispiele sind
schwer zu finden, da solche Überlegungen von der Industrie bisher kaum vorgenommen wurden und folglich auch
nicht realisiert wurden. Erst neuerdings gibt es WEA, die bei
großem Rotordurchmesser eine „unüblich“ niedrige Nennleistung aufweisen. Hierzu gehören beispielsweise die Anlagentypen Nordex N117/2400 (223 W/m²), Vestas V100-1.8
MW (229 W/m²), GE 1.5xle (284 W/m²), REpower 3.2M114
(314 W/m²), allerdings in der Regel ausgelegt für die IEC Windklasse III oder II, also nicht unbedingt einsetzbar in Gebieten
mit starkem Wind. Letzteres ist jedoch eine Auslegungsfrage
und nicht ein genereller Hinderungsgrund dafür, dass eine
solche Auslegung für Starkwind nicht machbar wäre.
Eine grobe Abschätzung, wie sich die Stromerzeugungskosten
einer Windturbine verhalten könnten, falls zwar ihre in­stal­
lier­te Leistung geändert würde, aber nicht der Rotor­durch­
messer, veranschaulicht Abb. 5. Die dargestellten Ener­gie­er­
zeu­gungskosten werden auf eine Windturbine von 400 W/m²
und bei 8 m/s Jahresmittel der Windgeschwindigkeit in Nabenhöhe bezogen. Wird bei derselben Windgeschwindigkeit die Windturbine mit einer Leistungsinstallation von nur
200 W/m² betrieben, dann wird die erzeugte Energie dieser
Abschätzung nach um ca. 20 % teurer.
Werbung
Kunde
1/1
s/w oder 4c
cant increase in steadiness. Also, the probability to achieve
at least the average power output will rise from 43% to 52%
(Fig. 4). A similar effect could only be achieved with storage
facilities which, however, should not cost more than 20% of
the turnkey wind turbine investment. Assuming a financing
volume of 4.4 million € for a ready-to-use wind turbine with
3,400 kW and 100 m rotor diameter (400 W/m²) a loss-free
storage facility with similar effect should cost at most 0.88
million €.
In some countries auctions of wind energy projects are carried out as a contribution to securing a guaranteed capacity.
In such a case the wind farm operator for example has to
guarantee an average power output month by month over
a period of 20 years, and the wind farm must not fall below
this average output by more than 10%. In this case, too, a
low specific rated power is an advantage. Tab. 1 shows the
monthly wind speed values of a site with an annual mean
wind speed of 8.0 m/s. If for the annual average a deviation
of for example -5 % is assumed, the wind turbine with 200
W/m² shows a reduced yield of 6 % and the turbine designed
for 400 W/m² has a yield reduced by 8 %. Both values are
within the margin of the allowed 10% reduced yield.
If considered on a monthly basis, however, the case is different. With a wind speed of only 5.0 m/s the monthly minimum
is reached in April. In the example mentioned above of a wind
speed reduced by 5 % (4.75 m/s) the energy yield would be
reduced by 10.5 % for the turbine with 200 W/m² (100 m rotor diameter and 1,700 KW) , which is just about within the
margin of the allowed reduced yield. For the 400 W/m² wind
turbine, however, the yield would be -14 %, siginificantly less
than the required -10 % of the monthly mean value. In that
case the wind farm operator would have to accept a penalty
which would have a negative effect on the economic result of
the wind farm. The wind turbine designed for a lower specific
rated power there reduces the risk to fall below the guaranteed energy yield. This is similar to an increased contribution
to the guaranteed power output.
Conclusion
Today, wind turbines are normally designed for specific power outputs resulting in low power generation costs. Other
aspects, such as the steadiness of the power output, are
not considered, because remuneration is paid only for the
power generated and not for the contribution to guaranteed
capacity. In case of very high penetration levels of wind energy in the electric supply grid, however, this approach is no
longer appropriate. Power fluctuation of wind turbines can
be compensated by storage facilities, but this is very expensive. Therefore, what we ought to do is discuss which modifications are possible to the wind turbine itself to be able to
improve its guaranteed capacity.
A wind turbine with a low specific capacity has the following advantages compared to a turbine with a higher specific
capacity:
• The average or even higher power output is provided
over a longer period of time (Fig. 4), i.e. the predictability
of power is improved and therefore shows a lower risk
(higher guaranteed capacity), an advantage regarding the
necessity to provide reserve capacity in the grid.
56
DEWI MAGAZIN NO. 38, FEBRUARY 2011
Auswirkungen der niedrigen spezifischen Nennleistung
In dem Beispiel der Windturbinen mit 400 W/m² (Normalwind) und 200 W/m² (Schwachwind) spezifischer Nennleistung erhöht sich bei dem angenommenen Jahresmittel der
Windgeschwindigkeit von 8 m/s der Kapazitätsfaktor von
39,3 % auf 57,9 %, ein deutlicher Gewinn an Gleichförmigkeit. Auch ist die Wahrscheinlichkeit mindestens die Durchschnittsleistung zu erhalten von 43 % auf 52 % gestiegen
(Abb. 4). Ein ähnlicher Effekt wäre nur durch einen Speicher
zu erzielen, der dann nicht mehr als 20 % der schlüsselferti­
gen WEA-Investition kosten dürfte. Wird ein finanzieller
Auf­wand von 4,4 Mio. € für eine betriebsfertig installierte
Wind­turbine mit 3.400 kW und 100 m Rotordurchmesser angenommen (400 W/m²), so dürfte ein verlustloser Speicher
mit ähnlichem Effekt maximal 0,88 Mio. € kosten.
In manchen Ländern werden Versteigerungen von Windener­
gie­projekten als Beitrag zur gesicherten Leistung durch­ge­
führt. Es muss dann beispielsweise vom Betreiber des Wind­
parks über 20 Jahre Monat für Monat eine durch­schnitt­liche
Leistungsabgabe garantiert werden, die er um nicht mehr als
-10% unterschreiten darf. Auch in diesem Fall ist eine niedrige
spezifische Nennleistung von Vorteil. Tab. 1 gibt die monatlichen Windgeschwindigkeitswerte eines Standorts mit einem
Jahresmittel von 8,0 m/s an. Wird für das Jahresmittel eine
Windabweichung von -5 % angenommen, dann liegt die WEA
mit 200 W/m² bei einem Minderertrag von -6 % und die Anlage mit 400 W/m² bei -8 %. Beide Werte liegen im Bereich der
erlaubten maximal -10% Minderertrag.
Anders sieht es aus, wenn eine monatsweise Betrachtung
erfolgt. Mit nur 5,0 m/s Wind wird im April das Monatsminimum erreicht. Jetzt ergäbe sich für das oben aufgeführte
Beispiel eines um 5 % geringeren Windes (4,75 m/s) für die
Anlage mit 200 W/m² (100 m Rotordurchmesser und 1.700
KW) ein Minus im Energieertrag von rund 10,5 %, also gerade noch so im Bereich des erlaubten Minderertrags. Für die
Windturbine mit 400 W/m² liegt der Ertrag aber mit -14 %
deutlich niedriger als die verlangten -10 % vom Monatsmittelwert. In diesem Fall müsste der Betreiber eine Strafzahlung
akzeptieren, die sich negativ auf die Wirtschaftlichkeit des
Windparks auswirkt. Die mit niedriger spezifischer Nennleistung ausgelegte Windturbine mindert demnach sein Risiko,
die garantierten Ertragswerte zu unterschreiten. Dies kommt
einem höheren Beitrag zur gesicherten Leistung gleich.
Fazit
Windenergieanlagen werden heute in ihrer spezifischen
Nennleistung meist auf geringste Energieerzeugungskosten
ausgelegt. Andere Aspekte, wie die Gleichförmigkeit der Energieabgabe werden nicht berücksichtigt, da nur die erzeugte
Energie vergütet wird und nicht der Beitrag zur gesicherten
Leistung. Bei sehr hohen Anteilen der Windenergie im elektrischen Versorgungsnetz ist diese Sichtweise aber nicht mehr
zielführend. Hohe Leistungsschwankungen der Windturbinen
durch entsprechende Speicher auszugleichen ist möglich,
aber sehr teuer. Viel eher sollte ins Kalkül gezogen werden,
welche Änderungen an der WEA möglich sind, um sie stärker
als gesicherte Leistung einbeziehen zu können.
Eine Windturbine mit niedriger spezifischer Nennleistung
weist daher gegenüber einer Anlage mit höherer spezifischer
Nennleistung folgende Vorteile auf:
25
Abweichung von der Durchschnittsleistung, %
Deviation from Average Power, %
20
5 m/s + 5%
6 m/s + 5%
15
7 m/s + 5%
8 m/s + 5%
10
5
0
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
-10
8 m/s - 5%
7 m/s - 5%
-15
6 m/s - 5%
5 m/s - 5%
-20
‐25
Fig. 6:
Abb. 6:
1000
-5
Spezifische installierte Leistung / Specific Power Installation, W/m²
Deviation of power output from average power when mean wind speed is changed by +/- 5% as a function of the specific installed power.
Abweichung der abgegebenen Leistung von der Durchschnittsleistung bei Änderung der mittleren Windgeschwindigkeit um +/- 5% in Abhän­
gig­keit der spezifischen Nennleistung der Windturbine
• The longer availability of at least the average capacity can
• die Durchschnittsleistung oder eine noch höhere Leistung
be compared to a storage effect, i.e. if storage is required
for balancing the fluctuations, the storage facilities can
be smaller and therefore less expensive.
• The difference between rated power and average power
is smaller, which means that the transmission line crosssections can be utilized better, also resulting in a cost
reduction.
• It is less likely that the power output falls below certain
agreed margins of energy output fluctuations, and therefore “penalties“ can be avoided. (Fig. 6).
In an overall assessment of the combined costs for wind turbine, grid connection and a resulting efficient grid operation,
the advantages mentioned above have to be evaluated from
a monetary perspective. A resulting bonus for better stability thus achieved must compensate the profit reduced as a
result of the lower amount of energy generated, because
otherwise an investor would not use such a wind turbine.
Designing a wind turbine with the aim to achieve a higher
capacity factor of power output is particularly important
when there is a high penetration level of wind energy. The
importance of this issue will increase when the large offshore
wind farms planned are connected to the grid whose energy
has to be transmitted to the consumer centres over large distances and for which it is necessary to have a reliable shortterm forecast of the power output in order to maintain the
grid stability.
wird über einen längeren Zeitraum erbracht (Abb. 4), d.h.
die Vorhersagbarkeit der Energieabgabe wird besser und
weist dadurch ein geringeres Risiko auf (höhere gesicherte Leistung), ein Vorteil hinsichtlich der Bereitstellung von
Ersatzkapazität im Netz.
• die längere Verfügbarkeit von mindestens der Durchschnittsleistung ist einem Speichereffekt gleichzusetzen,
d.h. eventuell erforderliche Speicher für die Verminderung der Schwankungen werden kleiner und damit geringer in den Kosten.
• Die Differenz zwischen Nennleistung und Durchschnittsleistung ist geringer, was zu einer wesentlich besseren
Nutzung der Übertragungsquerschnitte für die Netzanbindung führt und damit Kosten senkt.
• Die Unterschreitungswahrscheinlichkeit bestimmter
erlaubter Margen der Energieabgabeschwankungen wird
geringer und vermindert dadurch eventuelle „Strafzahlungen“ (Abb. 6).
Bei einer Gesamtbetrachtung der Kosten aus Windenergieanlage, Netzanbindung und daraus resultierendem möglichst
wirtschaftlichem Netzbetrieb müssen diese genannten Vorteile einer geringen spezifischen Auslegung monetär bewertet werden. Ein daraus abzuleitender Bonus für die größere
Gleichförmigkeit muss den Minderertrag durch die geringere Energieerzeugung kompensieren, sonst wird ein Investor
eine solche Windturbine nicht einsetzen. Die Auslegung der
WEA mit dem Ziel einer größeren Gleichförmigkeit der Energieabgabe ist insbesondere dann wichtig, wenn ein hoher
Anteil der Stromeinspeisung aus Windenergie im Netz vorhanden ist. Dies wird beispielsweise mit den kommenden
großen Offshore-Windparks an Bedeutung gewinnen, deren
erzeugte Energie über große Distanzen in die Verbrauchszentren transportiert werden muss und für die eine zuverlässige
kurzfristige Vorhersage der erzeugten Leistung für die Aufrechterhaltung der Netzstabilität notwendig ist.
DEWI MAGAZIN NO. 38, FEBRUARY 2011
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