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Standardunsicherheit mittlere Windgeschwindigkeit

Standardunsicherheit bezogen auf die mittlere Windgeschwindigkeit in %
Die höhenunabhängige Unsicherheit der mittleren Windgeschwindigkeit resultiert aus Mess- und Modellierungsunsicherheiten in den Bereichen - Windgeschwindigkeitsmessung per Anemometer in in [m/s],
- Windgeschwindigkeitsmessung per Fernmessverfahren,
- Langzeitbezug und
- Geländekomplexität.

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Jahresertrag WEA Vestas V-150

Jahresertrag WEA Vestas V-150 4,2 MW
Der mittlere Jahresertrag wurde durch die Anwendung der luftdichtekorrigierten Leistungskennlinie auf das Windangebot des Rasterpunktes ermittelt. Es handelt sich hierbei um Bruttoerträge, die keine der üblicherweise auftretenden Verluste beinhalten. Zu den Verlusten zählen Abschattungseffekte, Verfügbarkeits- und Netzverluste sowie verschiedene Betriebseinschränkungen. Diese Verluste liegen projektabhängig in einem Bereich zwischen ca. 10 % und 15 %.

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Hellmann-Exponent 100m bis 160m über Grund

Der Hellmann-Exponent (Windgradient) dient der Ermittlung der Windzunahme mit der Höhe. Er ist abhängig von der Rauigkeit des Untergrunds und ist für bewaldete Gebiete üblicherweise größer als für freies Gelände.

Er wurde flächendeckend auf Basis der Windkarten für Höhen zwischen 100 m und 160 m über Grund ermittelt.

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Standortgüte WEA Vestas V-126

Standortgüte nach EEG 2017 Vestas V-126 3,3 MW
Aus den Brutto-Jahreserträgen wird die Brutto-Standortgüte bestimmt. Hierzu werden die Brutto-Jahreserträge durch den Referenzertrag des jeweiligen Anlagentyps dividiert.

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Jahresertrag WEA Enercon E-138

Jahresertrag WEA ENERCON E-138 EP3 E2 4,2 MW
Der mittlere Jahresertrag wurde durch die Anwendung der luftdichtekorrigierten Leistungskennlinie auf das Windangebot des Rasterpunktes ermittelt. Es handelt sich hierbei um Bruttoerträge, die keine der üblicherweise auftretenden Verluste beinhalten. Zu den Verlusten zählen Abschattungseffekte, Verfügbarkeits- und Netzverluste sowie verschiedene Betriebseinschränkungen. Diese Verluste liegen projektabhängig in einem Bereich zwischen ca. 10 % und 15 %.

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Mittlere gekappte Windleistungsdichte

Die mittlere Windleistungsdichte ist ein meteorologischer Parameter, der sich aus den an einem Standort auftretenden Windgeschwindigkeiten in der entsprechenden Häufigkeit und der Luftdichte berechnet. In Bezug auf Windenergieanlagen ist sie ein Maß dafür, wie viel Leistung der Wind beim Durchströmen des Rotors pro Rotorkreisfläche an einem Standort im Mittel für die Nutzung durch Windenergieanlagen bereitstellt.
Bei der mittleren Windleistungsdichte bleibt unberücksichtigt, dass sich die Leistungsabgabe einer Windenergieanlage oberhalb der Windgeschwindigkeit, bei der die Anlage ihre Nennleistung erreicht, dem sog. Nennwind, aus technischen Gründen nicht mehr weiter erhöht. Um diesen Aspekt zu berücksichtigen, wird bei dem Parameter der mittleren gekappten Windleistungsdichte zusätzlich der Kappungswert der Windgeschwindigkeit von 15 m/s festgelegt. Windgeschwindigkeiten oberhalb des Kappungswertes werden in der Berechnung mit dem Kappungswert angesetzt.

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Mittlere Windleistungsdichte

Die mittlere Windleistungsdichte ist ein meteorologischer Parameter, der sich aus den an einem Standort auftretenden Windgeschwindigkeiten in der entsprechenden Häufigkeit und der Luftdichte berechnet. In Bezug auf Windenergieanlagen ist sie ein Maß dafür, wie viel Leistung der Wind beim Durchströmen des Rotors pro Rotorkreisfläche an einem Standort im Mittel für die Nutzung durch Windenergieanlagen bereitstellt.

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Jahresertrag WEA Vestas V-126

Jahresertrag WEA Vestas V-126 3,3 MW
Der mittlere Jahresertrag wurde durch die Anwendung der luftdichtekorrigierten Leistungskennlinie auf das Windangebot des Rasterpunktes ermittelt. Es handelt sich hierbei um Bruttoerträge, die keine der üblicherweise auftretenden Verluste beinhalten. Zu den Verlusten zählen Abschattungseffekte, Verfügbarkeits- und Netzverluste sowie verschiedene Betriebseinschränkungen. Diese Verluste liegen projektabhängig in einem Bereich zwischen ca. 10 % und 15 %.

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Windkraft (Potenzial)

Im Rahmen des "Energieatlas Baden-Württemberg" wurde flächendeckend für Baden-Württemberg das "Technische Windenergiepotenzial" ermittelt.

Zur Berechnung des Windpotenzials wurden zunächst anhand eines Kriterienkatalogs die Flächen innerhalb Baden-Württembergs ermittelt, die grundsätzlich für die Gewinnung von Windenergie in Frage kommen. Die Verschneidung der geeigneten Flächen mit den windhöffigen Flächen ergab die in vier Eignungsklassen eingeteilten Potenzialflächen, für die - nach Abzug der nötigen Abstandsflächen um bereits bestehende Windkraftanlagen - in einem weiteren Schritt das Windenergiepotenzial berechnet wurde.

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Mittlere Windgeschwindigkeit

Die mittlere Windgeschwindigkeit stellt den Jahresmittelwert der Windgeschwindigkeiten in [m/s] in einer bestimmten Höhe an einem Standort dar.

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