"Wind satt" wäre in der Tourismusbranche nicht gerade ein zugkräftiger Slogan, Energie-Erzeuger sehen das schon anders. Sie sind auf der Suche nach wirtschaftlichen Verfahren, Strom und Wärme ohne die Emission des Treibhausgases Kohlendioxid zu gewinnen. Die Zeit drängt: 1998 war das bislang wärmste Jahr seit Beginn der Temperaturaufzeichnungen im 19. Jahrhundert. Deutschland hat sich freiwillig verpflichtet, den CO2-Ausstoß bis zum Jahr 2010 um 21 Prozent im Vergleich zu 1990 zu reduzieren. Daher führt kein Weg an der Sonne als kostenlose und unerschöpfliche Energiequelle vorbei. Häufige Wolkenbedeckung in Nord- und Mitteleuropa zwingen aber, indirekte Formen dieser Energie zu nutzen. Windkraftanlagen erleben seit einigen Jahren einen Boom. Mehr als 6400 decken in Deutschland inzwischen etwa 1,3 Prozent des Strombedarfs. Ein Großteil wurde bisher im küstennahen Flachland errichtet. Jetzt konzentriert sich die Suche nach geeigneten Plätzen auf das Binnenland.

Die Wirtschaftlichkeit von Windkraftanlagen wird immer wieder angezweifelt. Tatsächlich ist eine genaue Planung erforderlich, um das "Dargebot" an Wind optimal zu nutzen und Investitionen wie auch laufende Kosten zu decken. So wächst die Windgeschwindigkeit mit der Höhe über Grund, doch jeder zusätzliche Meter schlägt nach Herstellerangaben beim Bau mit etwa 3000 Mark zu Buche. Das vertikale Windprofil an Küstenstandorten ist mit relativ einfachen Modellansätzen aus Messungen in einer Höhe, meist mit einem 30 Meter hohen Mast, zu konstruieren. Daraus kann auf die Geschwindigkeit der noch höher liegenden Windradnabe geschlossen und die Anlage optimal ausgelegt werden.

Im Binnenland beeinflussen Unebenheiten der Landoberfläche sowie Um- und Überströmungen das vertikale Windprofil so stark, daß herkömmliche Berechnungen des Windenergieangebots an diesen Standorten höchst unzuverlässige Daten liefern. Das gilt selbst im Flachland wie etwa in Niedersachsen. Darüber gibt es häufig Unterschiede der Windprofile in der Nacht und am Tage. Bei ruhigen, ungestörten Wetterlagen und klarem Himmel wächst die Windgeschwindigkeit beispielsweise nachts oft viel schneller mit der Höhe als tagsüber.

Noch schwieriger ist die Situation im Mittelgebirgsraum, wo Berge und Täler starken Einfluß auf die Luftbewegungen ausüben. Jede Planung neuer Anlagen erfordert deshalb eine standortspezifische Analyse der Windgeschwindigkeit im klimatologischen Mittel. Hierfür haben wir ein Verfahren entwickelt, in dem Messungen des vertikalen Windprofils mit numerischen Simulationen gekoppelt werden und das eine zuverlässige Abschätzung des Dargebots an Wind im Jahresverlauf ermöglicht.

Das gesamte vertikale Windprofil in den bodennahen Luftschichten erfassen sogenannte Sodar-Geräte (sound detection and ranging). Sie senden kurze akustische Signale (4500 Hertz) nach oben, die an Luftturbulenzen reflektiert werden. Aus der Laufzeit des Signals ergibt sich die zugehörige Höhe, aus dem Frequenzunterschied zwischen ausgesandtem und empfangenem Signal (Doppler-Verschiebung) die Windgeschwindigkeit. Auf dieser Basis wurde von uns ein mobiles Sodar-Meßsystem entwickelt, das seit eineinhalb Jahren erfolgreich für die oben genannten Zwecke im Einsatz ist und die drei Komponenten des Windvektors bis in mindestens 200 Meter Höhe mit einer Höhenauflösung von 5 bis 10 Meter und einer Genauigkeit von 5 Prozent erfaßt. Wir erhalten damit etwa alle 10 bis 30 Minuten einen Meßwert.

Für verschiedene Höhen werden aus diesen Daten Häufigkeitsstatistiken der Windgeschwindigkeit ermittelt und durch die beiden Parameter der Weibull-Verteilung (einer mathematischen Funktion zur Darstellung von Häufigkeitsverteilungen) beschrieben. Auf dieser Basis läßt sich die kinetische Energie des Windes und dann das Windenergieangebot pro Quadratmeter Rotorfläche einer möglichen Windkraftanlage berechnen. Berücksichtigt man zudem die Leistungskurve der Windkraftanlage, ergibt sich der zu erwartende Ertrag dieser Anlage an diesem speziellen Ort. Um die für den jeweiligen Standort bestgeeignete zu finden, werden nach diesem Verfahren verschiedene Anlagentypen durchgerechnet.

Die Standortbegutachtung erfordert neben der einige Monate dauernden Sodar-Messung auch langjährige Häufigkeitsverteilungen der Windgeschwindigkeit. Diese Informationslücke wird in dem von uns angewandten Verfahren durch numerische Simulationen der Windverhältnisse am Standort und in dessen Umgebung geschlossen; im Jahresverlauf typische Wetterlagen geben wir dabei vor. Das von uns verwendete Meteorology-Climate-Chemistry-Model (MCCM) basiert auf den physikalischen Erhaltungsgleichungen für Masse, Impuls, Energie und Feuchtigkeit. Das zu betrachtende Gebiet wird mit einem imaginären, regelmäßigen Gitter überzogen und die Gleichungen an jedem Gitterpunkt numerisch gelöst. Um eine Mittelgebirgslandschaft realistisch darzustellen, sollten die horizontalen Gitterabstände nicht größer als ein Kilometer sein. In der Vertikalen arbeitet das Simulationsmodell mit 20 bis 30 Gitterebenen zwischen Boden und Stratosphäre, wobei die Ebenen in Bodennähe dichter liegen.

Ein typisches Simulationsergebnis für eine Nabenhöhe des Rotors von 60 Meter und eine südwestliche Anströmung zeigt beispielsweise, daß die höchsten Windgeschwindigkeiten zwar, wie erwartet, über dem Bergland auftreten, aber nicht immer über den einzelnen Gipfeln. Auch in einiger Entfernung nördlich vom Mittelgebirge treten relativ hohe Werte auf, ein Resultat der Umströmung der Berge. Durch eine Reihe von Simulationen mit typischen Wetterlagen läßt sich für jeden potentiellen Aufstellungsort eine standortspezifische Windklimatologie erstellen und die ertragreichsten Standorte kann man auch ohne langjährige Datenreihen festlegen. In den Grenzen des Modells kann der Planer sogar zukünftige Klimaänderungen und damit zusammenhängende Veränderungen der Geschwindigkeiten miteinbeziehen – angesichts der langen Nutzungsdauer von Windkraftanlagen ein durchaus wichtiger Aspekt


Aus: Spektrum der Wissenschaft 11 / 1999, Seite 90
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