Windmessungen bleiben unverzichtbar

Nicole Weinhold

Turbinen wachsen in immer größere Höhen, Standorte werden komplexer – und gleichzeitig steigen die Anforderungen an die Genauigkeit von Ertragsprognosen. Trotz moderner Werkzeuge: Ohne belastbare Windmessungen geht es oft nicht.

Die Geschichte der Windmessung in der Windbranche ist eng mit der Professionalisierung der gesamten Industrie verbunden. Axel Albers, Unternehmensgründer und langjähriger Geschäftsführer der Deutsche Windguard Consulting GmbH, beschreibt die Anfänge so: „Ziel der Windmessung ist eine möglichst belastbare Windpotenzialabschätzung als Grundlage der Ertragsprognose. In den 1990er-Jahren wurden geeignete Kalibrierverfahren für Anemometer speziell für die Windbranche entwickelt.“ Frühere meteorologische Verfahren seien ungeeignet gewesen. Neue, weniger umgebungssensitive Sensortypen reduzierten systematische Fehler erheblich.

Ein entscheidender Technologiesprung gelang ab 2004 mit der Einführung von Lidar-Systemen. Diese erlauben Messungen in großen Höhen und eröffnen neue Möglichkeiten, insbesondere für moderne Anlagen mit hohen Nabenhöhen. Albers nennt die Einführung von Lidar einen „Meilenstein“. Damit seien Messungen bis 300 Meter Höhe möglich. „Sie dienen als Ersatz oder Ergänzung von Messmasten, sind relevant für große Nabenhöhen und auch offshore etabliert, etwa als Floating-Lidar.“ Heute seien Lidar-Messungen nur minimal ungenauer als Mastmessungen, böten aber große praktische Vorteile wie einfacher Transport und Montage.

300 meter in die Höhe können Windmessungen per Lidar gehen.

Trotzdem bleiben reale Messungen ein zentraler Bestandteil des Geschäfts – besonders in anspruchsvollen Umgebungen. Denn die Komplexität von Strömungen im Gelände lässt sich nicht vollständig modellieren. Albers betont: „Komplexes Gelände stellt besondere Herausforderungen: Der Einsatz dreidimensionaler CFD-Modelle ist notwendig.“ Gleichzeitig steigen die Unsicherheiten etwa durch Nachlaufeffekte. Hinzu kommt, dass auch strukturelle Fragen wie Ermüdungslasten direkt von der Qualität der Messdaten abhängen. Ohne verlässliche Turbulenzinformationen fehlen die Grundlagen für sichere Betriebs- und Weiterbetriebskonzepte.

Ein weiterer Aspekt ist die systematische Unsicherheitsbewertung. Ziel ist dabei ein optimales Verhältnis zwischen Aufwand und Genauigkeit. „Gerade bei großen oder komplexen Projekten ist die strategische Planung der Messkampagne der größte Hebel zur Genauigkeitssteigerung“, so Albers.

Neben der reinen Windmessung spielen heute zusätzliche Faktoren eine immer größere Rolle für die Ertragsbewertung. Carsten Albrecht von Al-Pro weist darauf hin, dass zwischen physikalischen Unsicherheiten und Markteinflüssen klar unterschieden werden muss: „P-Werte wie P75 oder P90 mit Überschreitungswahrscheinlichkeiten von 75 oder 90 Prozent leiten sich aus den Unsicherheiten der Windprognose selbst ab – beispielsweise aus Messunsicherheiten, Modellierungsunsicherheiten oder der Variabilität des Windklimas. Negative Strompreise hingegen werden als Verlustfaktor behandelt. Sie verringern den Nettoenergieertrag, ändern jedoch nichts an der statistischen Definition der P-Werte.“

Die Komplexität der Bewertung nimmt dabei stetig zu. Neben klassischen Unsicherheiten wie Messgenauigkeit oder interannueller Variabilität kommen neue Einschränkungen hinzu: „Vor 20 Jahren sprach noch niemand von Betriebsunterbrechungen wegen Fledermäusen oder Rotmilanen; heute sind solche Maßnahmen in vielen Genehmigungen Standard. Netzbeschränkungen sind ein weiteres Beispiel. All diese Faktoren müssen heute bei der Ertragsberechnung berücksichtigt werden.“

Windmessungen liefern so weiterhin die physikalische Basis – doch die Ertragsbewertung wird zunehmend durch externe Faktoren beeinflusst.

Der virtuelle Mast ist als Instrument zur Bewertung in der Frühphase gedacht.

Der virtuelle Messmast

Mit digitalen Plattformen und frei verfügbaren Daten entwickelt sich derzeit ein neuer Ansatz: der sogenannte virtuelle Messmast. Eric Tromeur von Meteodyn beschreibt das Konzept: „Unser Wind Data Portal bietet einen einfachen Zugang zu Winddaten, insbesondere in den frühen Phasen der Projektentwicklung. Projektentwickler können sich schnell einen ersten Überblick über das Windpotenzial eines Standorts verschaffen, ohne sofort eine umfassende Messkampagne starten zu müssen.“

Solche Systeme kombinieren Modellierungen, historische Daten und – insbesondere offshore – Satelliteninformationen. Sie ermöglichen eine schnelle Ersteinschätzung und helfen bei der Standortauswahl. Doch als Ersatz für reale Messungen eignen sie sich bislang nur bedingt. Tromeur stellt klar: „Der virtuelle Mast ist als Instrument zur Bewertung in der Frühphase gedacht. In vielen Fällen kann er bereits einen guten Eindruck von der Windressource vermitteln, aber er kann eine echte Messkampagne nicht vollständig ersetzen.“

Der virtuelle Messmast kann den Einstieg erleichtern – die belastbare Grundlage für Investitionsentscheidungen liefern weiterhin klassische und moderne Messsysteme im Zusammenspiel.