Leistungsabgabe in Windparks minutengenau planen
Forscher der Universität Stuttgart starten ein Pilotprojekt im Offshore-Windpark Alpha Ventus. Durch Windmessungen wollen sie die Energieproduktion vorhersagen und so die Planbarkeit verbessern.
Wie viel Leistung produziert der Windpark? Das wollen Forscher vorhersagen, indem sie den Wind in 10 Kilometern Entfernung messen.
Foto: panthermedia.net/MarkB
Erneuerbare Energien sind der wichtigste Baustein der Energiewende und das größte Potenzial wird dabei der Windkraft zugesprochen. Sie ist jedoch mit einem Problem behaftet: Windräder produzieren nur Strom, wenn der Wind weht. Bei Flaute müssen daher andere Energieträger zum Einsatz kommen. Daten über den voraussichtlichen Windertrag sind entscheidend, damit die Versorgungsunternehmen planen können. Forscher des Lehrstuhls für Windenergie (SWE) der Universität Stuttgart und des Zentrums für Sonnenenergie- und Wasserstoffforschung Baden-Württemberg (ZSW) versuchen daher, in einem Pilotprojekt den Ertrag des Offshore-Windparks Alpha Ventus vorherzusagen. Das Projekt „ParkCast“ wird vom Bundesministerium für Wirtschaft und Energie mit rund 1,14 Millionen Euro gefördert.
Zwölf Offshore-Windkraftanlagen im Pilotprojekt
Die Umstellung auf erneuerbare Energien bedeutet für die Energiewirtschaft eine große Herausforderung. Denn vor allem Sonne und Wind sind schwer zu prognostizieren. Selbst über dem Meer, wo Offshore-Windparks wie Alpha Ventus angesiedelt sind, weht der Wind nicht immer gleich stark, beziehungsweise kommt es zu Flauten. Dennoch muss die Versorgungssicherheit garantiert sein. Mit anderen Worten: Für den Bedarf der Verbraucher muss stets genügend Energie zur Verfügung stehen. Umso wichtiger ist es, Wege zu finden, den Ertrag besser einschätzen zu können. Das Forscherteam aus Baden-Württemberg möchte mit seinem Ansatz eine minutengenaue Vorhersage liefern.
Ihr Pilotprojekt bauen sie im Forschungswindpark Alpha Ventus vor der niedersächsischen Nordseeküste in der Deutschen Bucht auf. Dort stehen zwölf Windenergieanlagen, deren Stromproduktion die Wissenschaftler in einem Zeitbereich bis 60 Minuten möglichst genau vorhersagen möchten. Im ersten Schritt setzen sie dafür ein Lidar-Gerät ein.
Messung der Windgeschwindigkeit mit Lasermessinstrument LiDAR
Lidar steht für Light detection and ranging und sendet, vereinfacht gesagt, Laserimpulse aus, die von kleinen Teilchen in der Luft, sogenannten Aerosolen, zurückgeworfen werden. Hinzu kommt der sogenannte Doppler-Effekt. Er beschreibt die zeitliche Stauchung beziehungsweise Dehnung eines Signals, wenn sich der Abstand zwischen Sender und Empfänger verändert. So lässt sich die Windgeschwindigkeit feststellen.
Dieses spezielle Laser-Messinstrument wird auf der Gondel einer der 5-Megawatt-Anlagen installiert – die Gondel ist das spitze, rückwärtige Ende am Kopf des Windrads – und kann die Windgeschwindigkeit in einer Entfernung von bis zu zehn Kilometern messen. Das Lidar-Gerät soll also frühzeitig Daten darüber erheben, in was für einer Stärke der Wind auf den Park zukommt – bevor der Wind die Anlagen erreicht.
Wichtiges Zeitfenster für Netzbetreiber: Verbrauch einschätzen und Kraftwerke hochfahren
Diese Daten bilden die Grundlage für ein lokales, numerischen Wettermodell, das den Zustand der Atmosphäre am Standort abbildet. So können die Forscher vorhersagen, wie stark der Wind später tatsächlich in den Park einströmt. Hinzu kommt ein Parkleistungsmodell, also das Wissen darüber, wie viel Leistung der Park bei welcher Windgeschwindigkeit erzeugt. Aus dem Zusammenspiel dieser Faktoren soll es möglich sein, die erzeugte Leistung für die nächsten 60 Minuten einzuschätzen.
Ist der Praxistest erfolgreich, können die Netzbetreiber diese Werte wiederum nutzen, um zu berechnen, welchen Anteil der in Alpha Ventus produzierte Strom im Energiemix einnehmen kann. Daraufhin legen sie bei Bedarf fest, ob Ergänzungen notwendig sind: Bei einer voraussichtlichen Windflaute bliebe ihnen so genug Zeit, um beispielsweise ein Gaskraftwerk hochzufahren, das die wegfallende Leistung kompensiert.
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