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Gemeinde Berg am Starnberger See  |  E-Mail: info@gemeinde-berg.de  |  Online: http://www.gemeinde-berg.de

Berechnung des Windertrags

Windgutachten dienen als Grundlage der Ertragsberechnung und fließen in Form der errechneten Windgeschwindigkeit in folgende Formel ein:

 

Ertrag = ½ x cp x ?Luft x ARotor x vWind3 x t

cp: Leistungsbeiwert, ?Luft: Dichte der Luft, ARotor: Rotorfläche, vWind: Windgeschwindigkeit, t: Auftrittshäufigkeit der jeweiligen Windgeschwindigkeit

 

Summiert man die Erträge von der Anschalt- bis zur Abschaltwindgeschwindigkeit auf so erhält man den Jahresertrag.

 

Die Auftrittshäufigkeit beschreibt die Anzahl der Stunden im Jahr, an denen die jeweilige Windgeschwindigkeit in Nabenhöhe durchschnittlich vorhanden ist.

 

Der Leistungsbeiwert gibt an, welcher Teil der im Wind enthaltenen kinetischen Energie durch eine Windenergieanlage genutzt wird. Sein theoretisch berechnetes Maximum für frei umströmte Rotoren beträgt 59,3 Prozent. Real erreichen Windenergieanlagen mit Horizontalachse Werte zwischen 40 und 50 Prozent.


Die Dichte der Luft (?Luft) beträgt 1,14 kg/m3. Der entscheidende Einflussfaktor für die Leistung ist die Windgeschwindigkeit. Diese geht mit der dritten Potenz in die Berechnung ein. Eine Verdopplung der Windgeschwindigkeit bedeutet demnach eine achtfache Leistungssteigerung! Aus diesem Grund ist sowohl ein geeigneter Standort, als auch eine sinnvolle Nabenhöhe für den wirtschaftlichen Erfolg ausschlaggebend.


Um die Auswirkungen unterschiedlicher Windgeschwindigkeiten auf den Energieertrag zu verdeutlichen, finden Sie nachfolgend zwei Beispiele:


In beiden Beispielen werden die gleichen Werte für Leistungsbeiwert und Rotordurchmesser verwendet. (cp: 0,45; dRotor: 100m => ARotor: 7.853,98 m2)


(Die angegebenen Zahlen sind praxisorientierte Werte und dienen zur Veranschaulichung. Sie können jedoch nicht auf die Windkraftanlagen Waldhauser Gräben übertragen werden.)

 

 

Beispiel 1:

In diesem Fall läuft die Windenergieanlage ein Jahr (8.760 Betriebsstunden) konstant mit einer Windgeschwindigkeit von 6 m/s.

Ertrag = ½ x 0,45 x 1,14 kg/m3 x 7.853,98 m2 x 63 m/s x 8.760 h = 3,81 Mio kWh

 

Beispiel 2:

In diesem Beispiel weht der Wind ein halbes Jahr (4.380 Betriebsstunden) mit 12 m/s und ein halbes Jahr herrscht Windstille.

Ertrag = ½ x 0,45 x 1,14 kg/m3 x 7.853,98 m2 x 123 m/s x 4.380 h = 15,25 Mio kWh


Resultat: Beide Anlagen werden im Jahresmittel mit einer Windgeschwindigkeit von 6 m/s beaufschlagt. Die zeitweise höhere Windgeschwindigkeit in Beispiel 2 führt jedoch aufgrund der dritten Potenz, also „hoch 3“ bei der Windgeschwindigkeit, zu einer Vervierfachung des Stromertrags gegenüber konstanten 6 m/s aus Beispiel 1. Eine WEA, die ein Jahr konstant mit Windgeschwindigkeiten von 6 m/s beschickt wird, erzeugt somit weitaus weniger Energie, als eine WEA, die ein halbes Jahr still steht und ein weiteres halbes Jahr mit 12 m/s Windgeschwindigkeit angetrieben wird. Steht ein Windrad zeitweise still, so ist das kein Indiz dafür, dass an dem Standort nicht wirtschaftlich Strom erzeugt werden kann.

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