Design of Wind Turbines and storage: A Question of system

Design of Wind Turbines and
Storage: A Question of System
Optimisation
Auslegung von Windturbinen und Speicher:
Eine Frage der Systemoptimierung
J. P. Molly; DEWI GmbH, Wilhelmshaven
English - Deutsch
Introduction
Einleitung
Today the specific power installation of wind turbines is de­
signed purely under economic aspects, i.e. a wind farm oper­
ator will install the wind turbine type which promises maxi­
mum profit. Depending on its design, a wind turbine produces
stronger or weaker variations in power output which in con­
nection with a high penetration of the volatile energy sources
sun and wind in the electricity supply grid, desired because
of the turnaround in energy policy, calls for suitable energy
storage and necessary transmission capacities. Storage sys­
tems can be used to level out fluctuations in the output of re­
newable energy sources so that their use within the electrici­
ty supply system becomes more predictable under different
conditions. One of the problems, however, is that the wind
farm operator is not concerned about the output fluctuations
of the wind farm, whereas storage system and grid operators
have to design their systems to accommodate the fluctuations
occurring. Obviously, an optimised system of wind turbine,
storage and transport grid is more cost-effective from an over­
all economic point of view than an uncoordinated, indepen­
dent design of the three components. If, for example, because
of poor wind conditions, wind power achieves only an annual
average output of 25% of the rated capacity, only 25% of the
electric grid’s capacity would be used on average, but the grid
Windturbinen werden heute in ihrer spezifischen Leistungsin­
stallation nach betriebswirtschaftlichen Gesichtspunkten aus­
gelegt, das heißt, der Windparkbetreiber wird diejenige Wind­
turbine installieren, die ihm den größten Gewinn verspricht.
Abhängig von der Auslegung der Windturbine produziert die­
se stärkere oder schwächere Leistungsschwankungen, die in
Verbindung mit dem durch die Energiewende angestrebten
hohen Anteil der volatilen Energieträger Sonne und Wind die
Frage nach geeigneten Energiespeichern und den notwendi­
gen Übertragungskapazitäten für den Stromtransport aufwer­
fen. Mit den Speichern sollen die Angebotsschwankungen
dieser regenerativen Energiequellen so ausgeglichen werden,
dass sie im elektrischen Energieversorgungssystem unter ver­
schie­densten Randbedingungen vorhersagbar verwendet
wer­den können. Eine der Schwierigkeiten liegt allerdings da­
rin, dass den Windparkbetreiber die Abgabeschwankungen
seines Windparks nicht interessieren und der Speicher- und
Netzbetreiber wiederum sein System nach den auftretenden
Energieschwankungen auslegen muss. Es liegt jedoch auf
der Hand, dass ein in der Auslegung optimiertes System aus
Wind­turbine, Speicher und Transportnetz volkswirtschaftlich
gesehen preisgünstiger wird als eine nicht aufeinander ab­
gestimmte, unabhängige Auslegung der drei Komponenten.
DEWI MAGAZIN NO. 40, FEBRUARY 2012
23
3,5
v = mittlere Windgeschwindigkeit in 100m Nabenhöhe
average wind velocity at 100m hub height
(Rayleigh distribution)
3,0
Fig. 1:
Relative energy production costs as a function
of the specific power installation of the wind
turbine and with the site-specific wind speed as
parameter.
Abb. 1: Relative Energieerzeugungskosten in Abhän­
gigkeit der spezifischen installierten Leistung
der Windturbine und mit der Standortwindge­
schwindigkeit als Parameter.
Spezifische Energieerzeugungskosten
Specific Energy Generation Cost
v = 5 m/s
v = 6 m/s
2,5
v = 7 m/s
V = 8 m/s
v = 10 m/s
2,0
v = 12 m/s
Nordsee / North Sea
Wiefels
1,5
1,0
0,5
Neuentwicklungen / New Developments
Heutige Windturbinen / Today's Wind Turbines
0,0
0
would still have to be designed for the rated power output
achieved during less than 10% of the time, in other words, it
would have to be able to transport four times as much power.
If under the same wind conditions the capacity factor of wind
energy were 50%, the degree of capacity utilisation of the
grid would be much higher, i.e. on average the same trans­
mission line would be able to transport twice the amount of
energy with the same rated wind power output. However, the
wind turbine with the high capacity factor produces less en­
ergy in relation to the rotor disk area under the same wind
conditions, i.e. it can only be operated economically when a
higher remuneration is paid. A similar connection exists be­
tween wind turbine design and required storage capacity. It is
therefore necessary and reasonable from an overall economic
point of view to design the system consisting of wind turbine,
storage and transmission in such a way that on the whole it
will cause the lowest possible cost of energy.
While the energy supply monopolies were still in place, i.e.
when production, transport and distribution of energy were
in one hand, the utilities were responsible for the economi­
cally optimised design of the energy supply system consisting
of the three components mentioned above. Because energy
prices were under public supervision, this type of business
driven system design more or less complied with the overall
economic criteria. Today the question is who is going to be
the system supervisor, who will take responsibility for an opti­
mised economic interaction of the parties involved in energy
supply. In the past, power stations were built where the con­
sumers were. This meant short transmission routes to the cus­
tomer or in other words, a cost-optimised supply system. The
idea to build a power station in Schleswig-Holstein (Northern
Germany) when electric energy was needed in an industrial
area in Southern Germany would never have occurred to a
power company. By contrast, renewable energy plants are
built where the energy source is available, i.e. normally where
the wind farm or solar plant operator finds the most favour­
able conditions, which is not necessarily in the vicinity of con­
sumers.
The present article deals with the cost-optimised design of
wind turbines and the possible cost-optimised design of a sys­
tem consisting of wind turbine and storage system. In this con­
nection it is necessary to correct part of the statement made
in the article „Rated Power of Wind Turbines: What is Best?“
24
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100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
Spezifische installierte Leistung / Specific Power Installation, W/m²
Erreicht die Windenergie beispielsweise eine windbeding­
te Durchschnittsleistung von 25% der Nennleistung, ist das
Netz im Durchschnitt nur zu 25% ausgelastet, müsste aber
für die weniger als 10% der Zeit auftretende Nennleistung
ausgelegt werden, also die vierfache Leistung transportieren
können. Wäre der Kapazitätsfaktor der Windenergie unter
denselben Windbedingungen 50%, so ist die Auslastung des
Netzes wesentlich höher, d.h., mit derselben Leitung kann im
Durchschnitt bei derselben Windnennleistung die doppelte
Energiemenge transportiert werden. Allerdings produziert
die Windturbine mit dem hohen Kapazitätsfaktor bei den
gleichen Windbedingungen weniger Energie bezogen auf ihre
Rotorkreisfläche, wäre also nur bei Zahlung einer höheren
Vergütung wirtschaftlich zu betreiben. Ein ähnlicher Zusam­
menhang besteht zwischen Windturbinenauslegung und er­
forderlicher Speichergröße. Es ist also notwendig und volks­
wirtschaftlich sinnvoll, das System aus Windturbine, Speicher
und Übertragung so auszulegen, dass es insgesamt zu den
niedrigsten Energiekosten führt.
Im Zeitalter der Energieversorgungsmonopole, also zu Zeiten
als Erzeugung, Transport und Verteilung der Energie in einer
Hand lagen, übernahmen die Energieversorger die betriebs­
wirtschaftlich optimierte Auslegung dieses aus den genannten
drei Komponenten gestalteten Energieversorgungssystems.
Durch öffentliche Kontrolle der Energiepreisgestaltung genüg­
te diese Art der betriebswirtschaftlichen Systemauslegung
mehr oder weniger den volkswirtschaftlichen Kriterien. Heute
stellt sich die Frage, wer der Systemverantwortliche ist, wer
für das optimierte volkswirtschaftliche Zusammenwirken der
verschiedenen an der Energieversorgung Beteiligten verant­
wortlich ist. Früher wurden die Kraftwerke dort gebaut, wo
der Verbraucher war. Das bedeutete kurze Übertragungswe­
ge bis zum Kunden oder mit anderen Worten, ein kostenop­
timiertes Versorgungssystem. Kein Energieversorger wäre auf
die Idee gekommen, in Schleswig-Holstein ein Kraftwerk zu
bauen, wenn er in einer Industrieregion in Süddeutschland
elek­trische Energie benötigte. Anlagen zur regenerativen
Strom­er­zeugung werden aber dort gebaut, wo die Energie­
quelle zu haben ist, d.h. in der Regel dort, wo für den Windoder Solarparkbetreiber die günstigsten Standorte sind, nicht
aber unbedingt dort, wo der Verbraucher ist.
In der folgenden Abhandlung wird die kostenoptimierte Aus­
legung der Windturbine und die mögliche kostenoptimierte
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published in DEWI magazine No. 38. In this article, 400 W/m²
had wrongly been assumed to be the cost-optimised size of
rated capacity installed in a wind turbine, because the major­
ity of wind turbines for “normal” wind belong to this category.
It therefore seemed obvious to assume that the industry con­
siders this size of installed capacity as the cost optimum when
designing a wind turbine. Even while working on the previ­
ous article, I came across the phenomenon that the specific
power installation thought to produce the most cost-effective
kilowatt hour could not be the usual 400 W/m² available on
the market, but must be considerably lower according to
the computation model I had devised. I therefore assumed,
wrongly, that my simplified model did not reflect the reality
properly, but only showed the changing trend when vary­
ing the installed power. In the meantime I had to recognise
that the more or less forced standardisation to the value of
400 W/m² described in my article was wrong. Although the
resulting trend of the cost development is correct, according
to new and more detailed calculations the minimum energy
production cost of a wind turbine is reached at a significantly
lower specific power installation. In the second part of this re­
port, the cost trend for the kilowatt hour produced in relation
to the installed specific power of the wind turbine is coupled
with the capacity-related cost trend of a storage system not
further specified in order to find the optimum cost of energy
production for a system comprising both components.
Development of Wind Turbine Cost as a Function of the Installed Specific Rated Power
The principle of the method described in the article „Rated
Power of Wind Turbines: What is Best?” remains the same.
It is based on keeping a certain rotor diameter constant and
then changing the rated power of the generator installed. If
the rotor speed is kept constant (constant blade tip speed) the
torque will change in proportion to the power output. To be
able to transmit the torque, the necessary material masses of
the individual components depend directly or indirectly on
the torque. In the computational model used the following
components have been taken into account: rotor blade, hub,
gearbox, generator, nacelle structure, tower, foundation, grid
connection. For each of these components a certain price/
mass (€/kg) ratio is used which is considered to be constant
irrespective of the size of the components, so that the price of
each component results from the mass derived from torque,
output, thrust etc. The resulting production costs of the differ­
ently designed theoretical wind turbines are set in relation to
the annual energy yield at various annual mean wind speeds,
as shown in Fig. 1.
From the diagram in Fig. 1 the following approximate informa­
tion can be obtained: For one thing, it is clear that for inland
sites with low wind speed the cost minimum for the wind
turbine is very distinctive, i.e. the energy production cost will
rise very quickly in case of small deviations from the optimum.
The stronger the mean site-specific wind speed, the flatter the
minimum, i.e. the cost for the production of a kilowatt hour
will rise only slightly if the design of the wind turbine does not
meet the cost minimum precisely. This means that for weakwind sites it is very important to choose the correct output for
the wind turbine (weak-wind turbine), whereas with strongwind sites the need for an exact adaptation of the output to
the site-specific wind speed is less important.
26
DEWI MAGAZIN NO. 40, FEBRUARY 2012
Auslegung eines Systems aus Windturbine und Speicher be­
handelt. In diesem Zusammenhang muss auch ein Teil der
Aus­sage des Artikels „Leistungsinstallation bei Windturbinen:
Was ist richtig?“, veröffentlicht im DEWI Magazin Nr. 38, kor­
rigiert werden. Darin wurde fälschlicherweise von 400 W/m²
als kostenoptimierte Leistungsinstallation für Windturbinen
ausgegangen, denn das Gros der Windturbinen für „norma­
len“ Wind lag in dieser Größenordnung. Es lag also nahe, an­
zunehmen, dass die Industrie diese Leistungsinstallation als
das Kostenoptimum bei der Auslegung einer Windturbine an­
sieht. Schon bei der Ausarbeitung des damaligen Artikels trat
allerdings die Merkwürdigkeit auf, dass die zur Erzeugung der
kostengünstigsten Kilowattstunde genannte spezifische Leis­
tungsinstallation nicht die üblichen im Markt vorzufindenden
ca. 400 W/m² sein könne, sondern nach dem von mir ausge­
arbeiteten Rechenmodell eigentlich deutlich niedriger hätte
liegen müssen. Ich kam daher zu der fälschlichen Annahme,
dass mein stark vereinfachtes Rechenmodell die Wirklichkeit
nicht richtig wiedergab, sondern nur die Veränderungsten­
denz bei Variation der installierten Leistung. Heute muss ich
einsehen, dass meine im genannten Artikel dargestellte, mehr
oder weniger erzwungene Normierung auf den Wert von
400 W/m² falsch war. Zwar sind die sich ergebenden Tenden­
zen der Kostenentwicklung richtig, aber die Kostenminima lie­
gen nach den neueren und detaillierteren Berechnungen bei
deutlich niedrigeren Leistungsinstallationen. Diese von der
installierten spezifischen Leistung der Windturbine abhängige
Kostentendenz für die erzeugte Kilowattstunde wird im zwei­
ten Teil des Berichts mit einer speicherkapazitätsabhängigen
Kostenentwicklung eines nicht weiter spezifizierten Speichers
gekoppelt, um das Kostenoptimum der Energieerzeugung für
das System aus beiden Komponenten zu finden.
WEA-Kostenentwicklung in Abhängigkeit der installierten
spezifischen Nennleistung
Das Prinzip des im Artikel „Leistungsinstallation bei Windtur­bi­
nen: Was ist richtig?“ angewandten Verfahrens wurde bei­be­
hal­ten. Dieses basiert darauf, einen bestimmten Rotordurch­
messer konstant zu halten und dann die Nennleistung des
in­stallierten Generators zu ändern. Wird die Drehzahl konstant
gelassen (konstante Blattspitzengeschwindigkeit), dann ändert
sich das Drehmoment proportional mit der Leistung. Um das
Drehmoment übertragen zu können, muss eine direkt oder
indirekt vom Drehmoment abhängige Materialmasse der ein­
zelnen Komponenten vorhanden sein. In dem benutzten Be­
rechnungsmodell sind folgende Komponenten berücksichtigt:
Rotorblatt, Nabe, Getriebe, Generator, Gondelstruktur, Turm,
Fundament, Netzanschluss. Für jede dieser Komponenten
wird ein bestimmter Preis/Masse (€/kg) verwendet, der un­
abhängig von der Größe der einzelnen Kom­po­nenten als kon­
stant angesehen wird, so dass sich der Preis der Komponen­
te entsprechend der aus Drehmoment, Leistung, Schub, etc.
abgeleiteten Masse ergibt. Die sich daraus ergebenden Her­
stellungskosten der verschieden ausgelegten theoretischen
Wind­turbinen werden mit dem jährlichen Energieertrag bei
verschiedenen mittleren Jahreswindgeschwindigkeiten in Be­
ziehung gesetzt, so dass sich die Darstellung in Abb. 1 ergibt.
Aus dem Diagramm Abb. 1 können mehrere Informationen
näherungsweise entnommen werden. Zunächst wird deutlich,
dass für Binnenlandstandorte mit geringer Windgeschwin­
digkeit das Kostenminimum für die WEA sehr ausgeprägt
Fig. 2:
Power duration curves of a wind turbine with
200 W/m² and 350 W/m² with the respective
average power output.
Abb. 2: Leistungsdauerlinien einer Windturbine mit
200 W/m² und 350 W/m² mit der dazu gehö­
renden mittleren Leistungsabgabe.
Normierte Leistung / Standardised Power
120%
350 W/m²
100%
200 W/m²
+
80%
Durchschnittsleistung für 200 W/m²
Average Power for 200 W/m²
60%
Durchschnittsleistung für 350 W/m²
Average Power for 350 W/m²
20%
0%
0%
Furthermore it is possible to read from the diagram the rela­
tion of the necessary remuneration between a strong-wind
and a weak-wind site. If, for example, the site „Wiefels“ near
the coast (7.4 m/s at 100 m height) is compared with a weakwind site in Southern Germany (6 m/s), then, expressed in a
greatly simplified way, the feed-in tariff would have to be 50%
higher for the project to be economical. This would apply only
under the additional condition that at both sites wind turbines
with an optimised design are used (German North Sea coast
280 W/m², Southern Germany 200 W/m²).
In sites with 10 m/s mean wind speed, which corresponds
quite well with German offshore conditions (Fig. 1), the opti­
mally designed wind turbine should have a power installation
of about 310 to 380 W/m², to achieve the lowest possible en­
ergy production cost. At such an onshore site the production
of one kilowatt hour would then only cost about 70% of the
cost of the site “Wiefels” mentioned above. This, of course,
would not be possible offshore because the manufacturing
and installation cost of an offshore wind turbine today is much
higher than for an onshore site. Despite the altogether higher
offshore project cost, the minimum remains unaltered at 330
to 350 W/m², since the respective curve is only shifted in par­
allel towards higher cost.
Since the publication of my article in the DEWI Magazin No.
38, when I presented the subject of optimised design of a
wind turbine for the first time, some unexpected things have
happened. First I was contacted by an engineer employed by
a wind turbine manufacturer whose task it was to establish a
cost-optimised power installation. He had arrived at a different
result, 260 W/m², a much lower value for the specific power
installation, than the 360 W/m² which I had assumed for the
same wind speed in my article in DEWI Magazin No. 38. In the
meantime, however, I myself had arrived at a much lower val­
ue of approx. 280 W/m² for a comparable case. (Fig. 1, Wiefels
= 7.4 m/s). Since then, surprisingly, in spring 2011 new wind
turbines were announced which were designed exactly in line
with the diagram in Fig. 1. These are for example the new off­
shore wind turbines by different manufacturers in the size cat­
egory of 150 m rotor diameter and 6 MW or 164 m diameter
and 7 MW. In all of them, the power installation lies between
330 W/m² and 340 W/m², whereas the offshore wind turbines
of the 5 to 6.5 MW Class installed today have a much higher
specific power installation of 430 to 560 W/m². But even the
_
40%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
Dauer pro Jahr / Duration per year
ist, d.h., die Energieerzeugungskosten werden bei geringen
Abweichungen vom Optimum sehr schnell höher. Je stärker
die mittlere Standortwindgeschwindigkeit wird, umso flacher
wird das Minimum, d.h. die Kosten für die Erzeugung einer
Kilowattstunde steigen nur geringfügig, falls die Auslegung
der WEA nicht exakt das Kostenminimum trifft. Dies bedeu­
tet, dass es für Standorte mit schwacher Windgeschwindigkeit
sehr wichtig ist, die richtige Leistungsauslegung der Windtur­
bine zu wählen (Schwachwindturbine), während bei starken
Windstandorten die exakte Anpassung der Leistung an die
Standortwindgeschwindigkeiten nicht so wichtig ist.
Weiter kann aus dem Diagramm die Relation der notwen­
digen Vergütung zwischen einem windstarken und einem
wind­schwachen Standort heraus gelesen werden. Wird der
küstennahe Standort „Wiefels“ (7,4 m/s in 100 m Höhe) ver­
glichen mit einem windschwachen Standort beispielsweise in
Süddeutschland (6 m/s), dann wird stark vereinfacht gesagt
eine etwa 50% höhere Vergütung erforderlich sein, soll das
Projekt wirtschaftlich betrieben werden können. Dies unter
der zusätzlichen Bedingung, dass an den jeweiligen Stand­
orten Windenergieanlagen mit einer optimierten Auslegung
betrieben werden (deutsche Nordseeküste 280 W/m², Süd­
deutschland 200 W/m²).
Treten am Standort 10 m/s mittlere Windgeschwindigkeit auf,
was sehr gut mit deutschen Offshore-Verhältnissen über­ein­
stimmt (Abb. 1), dann sollte die optimal ausgelegte Windtur­
bine etwa 310 bis 380 W/m² aufweisen, um die niedrigsten
Energieerzeugungskosten zu erreichen. Bei solchen OnshoreStandorten würde die Erzeugung einer Kilowattstunde dann
nur etwa 70% des oben genannten Standortes Wiefels kosten.
Offshore wäre dies natürlich nicht erreichbar, da die Herstellund Installationskosten einer Offshore-Windturbine heute
sehr viel teurer sind als für einen Onshore-Standort. Das Mi­
nimum bleibt allerdings trotz der insgesamt höheren Kosten
unverändert bei 330 bis 350 W/m², da sich die entsprechende
Kurve nur parallel hin zu höheren Kosten verschiebt.
Seit meinem Artikel im DEWI Magazin Nr. 38, wo ich das The­
ma optimale Auslegung der Windturbine erstmals ansprach,
tat sich sehr Überraschendes. Erst sprach mich ein Ingenieur
eines Herstellers an, der die Aufgabe hatte, die kostenopti­
mierte Leistungsauslegung zu ermitteln, aber mit 260 W/m²
zu erheblich niedrigeren Werten der spezifischen Leistungsin­
stallation kam, als meine für die selbe Windgeschwindigkeit
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27
Relative Speicher- und Energieerzeugungskosten, %
Relative Storage and Energy Yield Costs, %
50%
40%
Kostentendenz von Windenergie + Speicher
Cost Tendency for Windenergy + Storage
30%
Tendenz Windenergie-Erzeugungskosten
Wind Energy Cost Tendency
Tendenz Speicherkosten
Storage Cost Tendency
20%
10%
0%
0
100
200
300
400
-10%
Relative variation of costs for the energy ge­
nerated by the wind turbine, for storage and
for the sum of both components.
Abb. 3: Relative Veränderung der Kosten für die von
der WEA erzeugte Energie, für den Speicher
und für die Summe beider Komponenten
-30%
-40%
Effects of the Lower Specific Rated Power Installation in
Wind Turbines
As a consequence of this development it can be noted that the
new design of wind turbines with relatively low specific power
installation results in higher capacity factors and therefore due
to lower fluctuations in the energy output requires less storage
capacity and leads to a better utilization of the transmission
grids. Now we have to find out if this reduction of the specific
rated power in connection with a storage system is already
sufficient or if a further reduction is necessary to minimise the
cost of the energy supply system Wind. In the following the
impact of the wind turbine’s capacity factor on the storage
capacity will be investigated, because with the modification of
the specific power the required storage capacity will also rise
or fall and so increase or reduce the costs for production and
operation of the storage facility.
For a basic estimation of the cost behaviour of wind turbines
and storage system together it is sufficient to make a rough
estimate of the storage cost in proportion to its capacity, in
other words, a required storage capacity is to be defined
which changes in proportion to the capacity factor of the
wind turbine. Greatly simplified, we can assume that over the
year, wind turbine and storage output together always equal
the average power output of the wind turbine (zero storage
loss). In that case the curves would be as depicted in Fig. 2. A
wind turbine with 350 W/m² installed offshore would feature
a power duration curve as in Fig. 2, with an average power
output of 206.5 W/m² (capacity factor = 0.59), another wind
turbine with 200 W/m² would reach an average output of
140 W/m² (capacity factor = 0.70). If the wind turbine were
to be operated constantly at average power output , then
all output in excess of the average output would have to be
stored (red area), and if the wind turbine output should fall
below the average output, this missing power would have to
be drawn from the storage (blue area). With lost-free storage,
both areas are of the same size. The smaller areas for the wind
turbine with a lower specific power installation of 200 W/m²
DEWI MAGAZIN NO. 40, FEBRUARY 2012
700
800
900
1000
Heutige Windturbinen / Today's Wind Turbines
Normiert auf / Normalised to:
Windturbine / Wind Turbine:
Offshoreleistung / Offshore Power:
Energieertrag / Energy Yield:
Speichermenge / Storage Capacity:
Energieabgabe / Energy Supply:
350 W/m², 150 m Rotordurchmesser / Rotor Diameter
10.000 MW
51,68 TWh/a
16,88 TWh
konst. Durchschnittsleistung / const. Power Output
‐50%
new wind turbines for weak-wind sites with a power installa­
tion between 220 and 250 W/m² for wind speeds between 6
and 7 m/s fit into the scheme of diagram Fig. 1.
28
600
Neuentwicklungen / New Developments
-20%
Fig. 3:
500
Spezifische installierte Leistung / Specific Installed Capacity, W/m²
ermittelten deutlich höheren 360 W/m² aus dem oben er­
wähnten Artikel im DEWI Magazin. Allerdings war ich in der
Zwischenzeit für den vergleichbaren Fall selbst auf einen er­
heblich niedrigeren Wert von etwa 280 W/m² gelangt (Abb. 1,
Wiefels = 7,4 m/s). Seit dieser Zeit im Frühjahr 2011 wurden
dann überraschend Windturbinen angekündigt, die genau in
das Diagramm Abb. 1 hineinpassen. Beispielsweise die neuen
Offshore-Windturbinen mehrerer Hersteller in der Größen­
ordnung 150 m Rotordurchmesser und 6 MW bzw. 164 m
und 7 MW. Sie alle liegen zwischen 330 W/m² und 340 W/m²,
während die heute offshore aufgestellten Windturbinen der
5 bis 6,5 MW-Klasse mit einer spezifischen Leistung von 430
bis 560 W/m² deutlich höher liegen. Aber auch die neuen
Schwachwind-Windturbinen liegen mit 220 bis 250 W/m² für
Windgeschwindigkeiten zwischen 6 und 7 m/s nicht anders als
das Diagramm Abb. 1 erwarten lässt.
Auswirkungen der niedrigen spezifischen Nennleistung der
Windturbinen
Als Ergebnis dieser Entwicklung lässt sich festhalten, dass die
neue Auslegung der Windturbinen mit relativ niedriger spezifi­
scher Leistung höhere Kapazitätsfaktoren bewirkt und deshalb
wegen der geringeren Energieabgabefluktuation zu kleinerer
Speicherkapazität und auch zu besserer Auslastung der Über­
tragungsnetze führt. Es gilt jetzt abzuleiten, ob diese Absen­
kung der spezifischen Nennleistung im Zusammenwirken mit
einem Speicher schon ausreicht oder ob eine weitere Absen­
kung zur Kostenminimierung des Energieversorgungssystems
Wind notwendig ist. Hier soll nun die Auswirkung des Kapa­
zitätsfaktors der Windturbine auf die Speicherkapazität un­
tersucht werden, denn mit der Veränderung der spezifischen
Leistung wird die erforderliche Speicherkapazität steigen oder
sinken und damit sich der Kostenaufwand für die Herstellung
und den Betrieb des Speichers verteuern oder verbilligen.
Für eine prinzipielle Abschätzung des Kostenverhaltens von
Wind­turbine und Speicher zusammen genügt es, die Spei­
cherkosten näherungsweise proportional zu seiner Kapazität
anzunehmen. Es gilt also einen Speicherkapazitätsbedarf zu
definieren, der sich mit dem Kapazitätsfaktor der Windtur­
bine verändert. Stark vereinfacht könnte angenommen wer­
den, dass Windturbine und Speicher über das Jahr gesehen
show that such a wind turbine requires less storage capacity,
i.e. the storage cost should be lower.
When combining the cost trend for the energy produced by
the wind turbine from Fig. 1 with the cost trend for the storage
system, the costs for one kilowatt hour of wind power includ­
ing storage costs would result in the cost trend shown in Fig.
3, depending on the specific power installation of the wind
turbine. When the costs for wind energy production and stor­
age are standardised to a bench mark value of 350 W/m², the
cost minimum of the wind turbine/storage system would be
reached at approx. 225 W/m² under the assumptions made,
i.e. tending once more towards a lower power installation per
square metre rotor area of the wind turbine. In case of lossfree storage, with a power installation of 350 W/m² approx.
32.7% of the energy produced by the wind turbine would
have to be stored in order to supply the constant average out­
put of the wind turbine for one year; in case of 225 W/m² this
would be only 27.7%.
Conclusion
This theoretical model shows that today's development of
wind turbines towards a lower rated power installation is a
step in the right direction. According to this model, wind tur­
bines installed offshore with a specific rated power of 430 to
560 W/m² would produce energy approx. 3 to 10% more ex­
pensively than wind turbines with 310 to 380 W/m² (Fig. 1). If
an optimally designed wind turbine is combined with a stor­
age technology, which, assuming loss-free storage, ensures
a constant supply of the average output of the wind turbine
over the period of one year, it would be possible, with a spe­
cific power installation of the wind turbine of 225 W/m², to
produce the resulting kilowatt hour at approx. 9% less cost
than with a wind turbine of 350 W/m². This of course means
that a financial incentive would need to be offered to the wind
farm operator to encourage him to install the wind turbine
with the lower rated power of 225 W/m², because from a
business point of view this turbine would produce the kilo­
watt hour approx. 7.5% more expensively than a wind turbine
with 350 W/m². Despite the additional remuneration the en­
ergy produced by the wind turbine/storage system would still
be 9% less expensive, i.e. the consumer would have to pay
less. The model presented here does not take into account
cost savings through a better utilisation of the transmission
grids, nor any storage losses.
zusammen immer die Durchschnittsleistung der Windturbi­
ne abgeben (Speicherverluste gleich null). Dann würde sich
eine Darstellung wie in Abb. 2 ergeben. Eine Windturbine mit
350 W/m² würde an einem Offshore-Standort eine Leis­tungs­
dauerlinie wie in Abb. 2 aufweisen, mit einer auf das Jahr be­
zogenen Durchschnittsleistung von 206,5 W/m² (Kapa­zi­täts­
faktor = 0,59), eine andere mit 200 W/m² käme auf 140 W/m²
Durchschnittsleistung (Kapazitätsfaktor = 0,70). Soll die Wind­
turbine konstant mit der Durchschnittsleistung betrieben wer­
den, dann müssten alle Leistungen, die größer als die Durch­
schnittsleistung sind, gespeichert werden (rote Fläche) und bei
Leistungen der Windturbine geringer als die Durchschnittsleis­
tung diese aus dem Speicher bezogen werden (blaue Fläche).
Bei verlustfreier Speicherung sind beide Flächen gleich groß.
Wie die betreffenden kleineren Flächen für die Windturbine
mit der geringeren spezifischen Leistung von 200 W/m² zei­
gen, benötigt diese Windturbine eine geringere Speichergrö­
ße, d. h. die Speicherkosten müssten geringer sein.
Wird die Kostenentwicklung der von der Windturbine erzeug­
ten Energie aus Abb. 1 mit der Kostenentwicklung des Spei­
chers kombiniert, so ergibt sich für die Kosten der Kilowattstun­
de aus Wind einschließlich der Speicherkosten die in Abb. 3
dargestellte Kostentendenz in Abhängigkeit der installierten
spezifischen Leistung der Windturbine. Werden die Kosten
der Windenergiezeugung und die Kosten des Speichers auf
den Bezugspunkt 350 W/m² normiert, so liegt bei den getrof­
fenen Annahmen das Kostenminimum des Systems aus Wind­
turbine und Speicher bei ca. 225 W/m², also nochmals hin zu
niedrigeren installierten Leistungen pro Quadratmeter Rotor­
fläche der Windturbine. Bei verlustfreier Speicherung würde
bei 350 W/m² etwa 32,7 % der von der Windturbine erzeug­
ten Energie durch den Speicher gehen müssen, um über ein
Jahr die konstante Durchschnittsleistung der Windturbine ab­
geben zu können, bei 225 W/m² wären es nur etwa 27,7 %.
Fazit
Das theoretische Beispiel zeigt, dass die heute einsetzende
Ent­wicklung der Windturbinen hin zu niedrigeren installier­
ten Nennleistungen in die richtige Richtung geht. Windturbi­
nen mit spezifischer Nennleistung von 430 bis 560 W/m²
wür­den die Energie im Offshore-Einsatz nach dem gezeigten
Beispiel etwa 3 bis 10% teurer erzeugen als solche mit 310
bis 380 W/m² (Abb. 1 und 3). Wird die optimale Windturbi­
ne mit einem Speicher gekoppelt, der bei verlustfreier Spei­
cherung dazu führt, dass über den Zeitraum eines Jahres die
Durchschnittsleistung der Windturbine konstant abgegeben
werden kann, dann könnte die resultierende Kilowattstunde
bei einer spezifischen Leistungsinstallation der Windturbine
von 225 W/m² fast 9% preis­werter erzeugt werden als mit
einer Windturbine von 350 W/m². Dies bedeutet allerdings,
dass dem Windparkbetreiber ein finanzieller Anreiz gegeben
werden muss, damit er die mit 225 W/m² niedriger installierte
Windturbine aufstellt, denn sie würde ja aus seiner betriebs­
wirtschaftlichen Sicht die Kilowattstunde etwa 7,5% teurer er­
zeugen als jene mit 350 W/m². Trotz dieser Zusatzvergütung
wäre dann dennoch die Energieerzeugung des Systems Wind­
turbine/Speicher 9% billiger, d. h. der Stromkunde würde we­
niger belastet. In diese hier gezeigte Überlegung wurden die
Kosteneinsparungen durch die bessere Nutzung der Übertra­
gungsnetze nicht einbezogen, ebenso wie die Speicherverlus­
te unberücksichtigt blieben.
DEWI MAGAZIN NO. 40, FEBRUARY 2012
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