Leistungsverbesserung durch Rotoroptimierung Prof. Dipl. - Ing. Henry Seifert Hochschule Bremerhaven Universität Rostock, 12. Mai 2016 © Prof. Dipl.-Ing. Henry Seifert, Hochschule Bremerhaven 12. Mai 2016 1 Offshore Windenergie in Bremerhaven Auslegung, Produktion, Logistik, Betrieb, Forschung und Lehre Foto: BIS Bremerhaven Hochschule Bremerhaven Windenergielehre und -forschung © Prof. Dipl.-Ing. Henry Seifert, Hochschule Bremerhaven 12. Mai 2016 3 Windenergie studieren in Bremerhaven MAR WET Bachelorstudiengang: Maritime Technologien mit Schwerpunkt Windenergie Masterstudiengang: Windenergietechnik © Prof. Dipl.-Ing. Henry Seifert, Hochschule Bremerhaven 12. Mai 2016 4 Von alten Windmühlen mit viel “Handarbeit” zur modernen automatisch arbeitenden netzeinspeisenden Windenergieanlage (WEA) © Prof. Dipl.-Ing. Henry Seifert, Hochschule Bremerhaven 12. Mai 2016 5 Größenentwicklung moderner WEA Größte Serienanlage Airbus A 380 Rotordurchmesser, m Prototyp 6 MW 5 MW 1.5 MW 3 MW 0.5 MW 0.3 MW 0.05 MW Ulmer Münster Zeit Datenquelle: DEWI und BWE © Prof. Dipl.-Ing. Henry Seifert, Hochschule Bremerhaven 12. Mai 2016 6 Gemeinsame Wurzel der „optimierten Aerodynamik“ Hütter W34 1957 1957 Der erste Kunststoff trägt Lasten für die optimale Gleitzahl © Prof. Dipl.-Ing. Henry Seifert, Hochschule Bremerhaven 12. Mai 2016 7 Die „Standardtechnik“ heutiger WEA MegaWatt bis MultiMegaWatt-Auslegung Hohe Stahl-, Beton oder Hybridtürme Luv-laufender Rotor mit drei Blättern Horizontale Achse Direkte Netzeinspeisung bei variabler Drehzahl Aktive Blattregelung zur Leistungsbegrenzung Geringe Geräuschentwicklung Mit Getriebe oder getriebelos Hohe Effizienz und hohe technische Verfügbarkeit Niedrige Investitionen und geringe O&M Kosten Lange Lebensdauer unter extremen externen Bedingungen © Prof. Dipl.-Ing. Henry Seifert, Hochschule Bremerhaven 12. Mai 2016 8 Optimale Energieumwandlung WIND Nur ein Teil der kann Energie des Windes umgesetzt werden, um maximale zu erzeugen elektrische Energie © Prof. Dipl.-Ing. Henry Seifert, Hochschule Bremerhaven 12. Mai 2016 9 Der Leistungsbeiwert cp des Rotors einer WEA wird als Wirkungsgrad definiert: PRotor Rotorleistung Leistungsb eiwert c p 3 Windleistung v ARotor 2 Er liegt damit immer unter 1 © Prof. Dipl.-Ing. Henry Seifert, Hochschule Bremerhaven 12. Mai 2016 10 Leistungsbeiwert cp Maximal erreichbarer Leistungsbeiwert nach Betz 0.8 v ungestörte Windgeschwindigkeit v Geschwindi gkeit in der Rotorebene cp v 2 Geschwindi gkeit hinter dem Rotor 2 0.6 Protor v 3 Arotor 0.4 v 0 v 0.2 2 v 3 1 v2 v 3 v v2 0 v v v2 0.0 0.0 0.2 0.4 16 cp © Prof. Dipl.-Ing. Henry Seifert, Hochschule Bremerhaven 27 0.6 0.8 Abminderung 1.0 v2 v 12. Mai 2016 11 Nach heutigem Wissensstand kann der Leistungsbeiwert des Rotors nach der Theorie von Betz maximal 0.59 oder 59% sein 16 Maximaler Leistungsb eiwert c p 0.59 27 Albert Betz, Aerodynamische Versuchsanstalt Göttingen 1926 © Prof. Dipl.-Ing. Henry Seifert, Hochschule Bremerhaven 12. Mai 2016 12 Der Leistungsbeiwert der gesamten WEA schließt die Verluste des Triebstrangs und der elektrischen Umwandlung mit ein. Gesamtleistungsbeiwert cp·η Heutige Rotoren erreichen maximal einen Gesamtleistungsbeiwert von etwa 0.5 © Prof. Dipl.-Ing. Henry Seifert, Hochschule Bremerhaven 12. Mai 2016 13 Der Leistungsbeiwert sagt etwas über die aerodynamische Güte des Rotors aus Die Leistungskennlinie oder Leistungskurve einer Windenergieanlage ist der Grundstein der Energieertragsberechnung P © Prof. Dipl.-Ing. Henry Seifert, Hochschule Bremerhaven 2 v c p ARotor 3 12. Mai 2016 14 Wo gibt es Optimierungsmöglichkeiten? Mit dem Rotorschub müssen wir leben, der aerodynamische Widerstand muss minimiert werden, um eine hohe Rotorleistung zu erreichen. Die Rotordrehzahl muss so groß wie möglich sein, um die Momente klein zu halten und so klein wie möglich, um Geräusch und Erosion zu minimieren P M © Prof. Dipl.-Ing. Henry Seifert, Hochschule Bremerhaven 12. Mai 2016 15 Leistung des Windes 10,000 Leistung im Wind, kW Leistung im Wind 8,000 6,000 Theoretisch maximal entnehmbare Leistung 5026 m² 4,000 80 m Ø 2,000 0 0 5 10 15 20 25 Windgeschwindigkeit, m/s © Prof. Dipl.-Ing. Henry Seifert, Hochschule Bremerhaven 12. Mai 2016 16 Leistung einer WEA 10,000 Elektrische Leistung, kW Leistung im Wind 8,000 6,000 Theoretisch maximal entnehmbare Leistung 5026 m² 4,000 80 m Ø Leistung einer 2MW WEA 2,000 0 0 5 10 15 20 25 Windgeschwindigkeit, m/s © Prof. Dipl.-Ing. Henry Seifert, Hochschule Bremerhaven 12. Mai 2016 17 Leistung einer WEA 8,000 6,000 4,000 Abschalten Einschalten Elektrische Leistung, kW 10,000 Teilleistungs- Regelungsbereich 2,000 0 0 5 10 15 20 25 Windgeschwindigkeit, m/s © Prof. Dipl.-Ing. Henry Seifert, Hochschule Bremerhaven 12. Mai 2016 18 Leistung einer WEA 8,000 6,000 4,000 Abschalten Einschalten Elektrische Leistung, kW 10,000 Teilleistungs- Regelungsbereich 2,000 Optimierungsbereich für den Rotor 0 0 5 10 15 20 25 Windgeschwindigkeit, m/s © Prof. Dipl.-Ing. Henry Seifert, Hochschule Bremerhaven 12. Mai 2016 19 In die optimale aerodynamische Auslegung eines Rotorblattes gehen ein: • • • • • • Blattzahl z Blatttiefenverteilung t(r) Blattverwindungsverteilung (r) Rotorblattprofile Rotordrehzahl n, ω Auslegungswindgeschwindigkeit vdesign © Prof. Dipl.-Ing. Henry Seifert, Hochschule Bremerhaven 12. Mai 2016 20 Optimale Rotorblattgeometrie ? Theoretisches Optimum für cl = konstant Nahe am Optimum 16 t( r ) 9 z cl r 2 2 v design Quelle: Hütter t (r) örtliche Blatttiefe z Blattzahl cl Auftriebsbeiwert r örtlicher Radius Vdesign Auslegungswindg. © Prof. Dipl.-Ing. Henry Seifert, Hochschule Bremerhaven Winkelgeschwindigkeit Quelle: Enercon Prospekt E70 12. Mai 2016 21 Anströmung an einem Blattelement © Prof. Dipl.-Ing. Henry Seifert, Hochschule Bremerhaven 12. Mai 2016 22 Anströmung an einem Blattelement Auftriebskraft Schubkraft Widerstandskraft r Rotorebene v' Resultierende aerodynamische Kraft Tangentiale Antriebskraft © Prof. Dipl.-Ing. Henry Seifert, Hochschule Bremerhaven 12. Mai 2016 23 Anströmung an einem Blattelement Biegt das Rotorblatt r Rotorebene v' Liefert das Antriebsmoment und damit die Leistung Maximales Verhältnis Auftrieb zu Widerstand ist anzustreben © Prof. Dipl.-Ing. Henry Seifert, Hochschule Bremerhaven 12. Mai 2016 24 Was sagt der Aerodynamiker? Dünne widerstandsarme Laminarprofile mit spitzer Endkante zur Geräuschreduktion. Was sagt der Strukturdesigner? Große Bauhöhe für hohe Steifigkeit und Beulsicherheit Was sagt der Fertigungsingenieur? Unempfindliche Kontur und dicke Endkante © Prof. Dipl.-Ing. Henry Seifert, Hochschule Bremerhaven 12. Mai 2016 25 Was sagt der Aerodynamiker? Große Rotorblatttiefe im Wurzelbereich Was sagt der Strukturdesigner? Kreisquerschnitt an der Wurzel mit hoher Steifigkeit für das Blattlager Was sagt der Logistiker? Die Brückendurchfahrtshöhe beträgt 4 Meter © Prof. Dipl.-Ing. Henry Seifert, Hochschule Bremerhaven 12. Mai 2016 26 Was beeinträchtigt die Rotorblattaerodynamik? © Prof. Dipl.-Ing. Henry Seifert, Hochschule Bremerhaven 12. Mai 2016 27 Einfluss auf die aerodynamische Leistung Nasenrauhigkeiten / Erosion Insekten Regen Eis Herstellungsfehler / Profilungenauigkeiten © Prof. Dipl.-Ing. Henry Seifert, Hochschule Bremerhaven 12. Mai 2016 28 Nasenrauhigkeiten Quelle: Akaflieg Dresden © Prof. Dipl.-Ing. Henry Seifert, Hochschule Bremerhaven 12. Mai 2016 29 Elektrische Leistung P/PNenn, % Einfluss von Verschmutzung auf die Leistungskurve Simulierte Insektenverschmutzung an der Profilnase sauber verschmutzt Windgeschwindigkeit, m/s © Prof. Dipl.-Ing. Henry Seifert, Hochschule Bremerhaven Quelle: DLR 12. Mai 2016 30 El. Leistung, P/PR % Einfluss von Regen auf die Leistungskurve Trockenes Rotorblatt Starker Regen Laststufe 2 Normaler Regen Laststufe 1 Windgeschwindigkeit in Nabenhöhe, m/s © Prof. Dipl.-Ing. Henry Seifert, Hochschule Bremerhaven Quelle: DLR 12. Mai 2016 31 Einfluss von Eisansatz auf die Leistungskurve Rotorleistung in % der Nennleistung 120 100 PNenn 80 Ohne Eisansatz B 3% Eisansatz an Profilnase 60 22% Eisansatz an Profilnase B 40 20 0 0 5 10 15 20 Windgeschwindigkeit in Nabenhöhe in m/s © Prof. Dipl.-Ing. Henry Seifert, Hochschule Bremerhaven 12. Mai 2016 32 Eisansatz am Rotorblatt und an Kontrollinstrumenten © Prof. Dipl.-Ing. Henry Seifert, Hochschule Bremerhaven 12. Mai 2016 33 Typen von Rotorblattvereisung Quelle: DFVLR, DEWI Eisstücke von MW - WEA © Prof. Dipl.-Ing. Henry Seifert, Hochschule Bremerhaven 12. Mai 2016 34 Einfluss der Blatthinterkantendicke auf das Geräusch A-gewichteter Schallleistungspegel dB(A) Trailing edge thickness in mm 5 mm 3 mm 2 mm 1 mm Quelle: DEWI Magazin Frequenz, Hz © Prof. Dipl.-Ing. Henry Seifert, Hochschule Bremerhaven 12. Mai 2016 35 Randwirbel durch Druckausgleich © Prof. Dipl.-Ing. Henry Seifert, Hochschule Bremerhaven Quelle: Hütter / RISØ 12. Mai 2016 36 Beispiel: Aerodynamische Auslegung Blattspitze Winglets in die “richtige” Richtung bei einem Segelflugzeug und einem Lee laufendem Rotor Ref.: TU Graz © Prof. Dipl.-Ing. Henry Seifert, Hochschule Bremerhaven © H.Seifert www.hs-bremerhaven.de 12. Mai 2016 37 37 Lohnt sich eine Optimierung? Nach Betz sind 59% möglich, 50% bereits heute erreicht und technisch machbar. Bei Altanlagen besteht durchaus ein nachträgliches Optimierungspotential Bei neuen Anlagen müssen aerodynamische, logistische, fertigungstechnische und strukturelle Parameter aufeinander abgestimmt und optimiert werden © Prof. Dipl.-Ing. Henry Seifert, Hochschule Bremerhaven 12. Mai 2016 38 cp--Diagramm einer pitch-geregelten WEA mit variabler Rotordrehzahl 0.5 Rotorleistungsbeiwert cp Leistung < Nennleistung Nennleistung λ konstant, n = variabel 0.4 b=-2° 0.3 0° 2.5° 0.2 5° Zuschalten 0.1 10° 20° 30° 0 0 Abschalten 4 © Prof. Dipl.-Ing. Henry Seifert, Hochschule Bremerhaven 8 12 16 20 Schnelllaufzahl 24 12. Mai 2016 39 Optimierungsmöglichkeiten Leistungskurve: Pel = ρ/2·v³·cp·η·A © Prof. Dipl.-Ing. Henry Seifert, Hochschule Bremerhaven 12. Mai 2016 40 Leistungskurve: Pel = ρ/2·v³·cp·η·A © Prof. Dipl.-Ing. Henry Seifert, Hochschule Bremerhaven 12. Mai 2016 41 Leistungskurve: Pel = ρ/2·v³·cp·η·A Vergrößern der Nabenhöhe Neuer Turm oder zusätzliche Turmsegmente, Neuberechnung des Fundaments, große Kräne notwendig, teuer, ….. © Prof. Dipl.-Ing. Henry Seifert, Hochschule Bremerhaven 12. Mai 2016 42 Leistungskurve: Pel = ρ/2·v³·cp·η·A Vergrößern der Rotorkreisfläche bzw. des Rotordurchmessers Rotorschub steigt, geänderte Ermüdungsbeanspruchungen und Leistungsregelung prüfen, Eigenfrequenzen prüfen, relativ günstig, ….. © Prof. Dipl.-Ing. Henry Seifert, Hochschule Bremerhaven 12. Mai 2016 43 Leistungskurve: Pel = ρ/2·v³·cp·η·A Vergrößern der Rotorkreisfläche bzw. des Rotordurchmessers Extender zwischen Nabe und Blatt © Prof. Dipl.-Ing. Henry Seifert, Hochschule Bremerhaven 12. Mai 2016 44 FG = mb·g MG = mb·g·xs Kran wird benötigt, neue Verwindungsverteilung ungünstig, deterministische Schwenkbiegelasten zu groß, teuer, …. © Prof. Dipl.-Ing. Henry Seifert, Hochschule Bremerhaven 12. Mai 2016 45 Verlängerung des Rotorblattes an der Blattspitze am Standort, Bühne notwendig, relativ geringe Kosten Leichtbaukonstruktion, optimale Verwindung, ….. © Prof. Dipl.-Ing. Henry Seifert, Hochschule Bremerhaven 12. Mai 2016 46 Diese Rotoroptimierung wurde im Auftrag der Energiekontor AG erfolgreich umgesetzt: © Prof. Dipl.-Ing. Henry Seifert, Hochschule Bremerhaven 12. Mai 2016 47 Realisierung: Windpark Debstedt Landkreis Cuxhaven Windparkauslegung: 11 WEA Bonus 54 / 1 MW © Prof. Dipl.-Ing. Henry Seifert, Hochschule Bremerhaven 12. Mai 2016 48 Originale Blattspitze Rezeptor z © Prof. Dipl.-Ing. Henry Seifert, Hochschule Bremerhaven 12. Mai 2016 49 Mit Verlängerung y Rezeptor z 1000 mm -1000 mm 1m Verlängerung, vorgefertigt and vor Ort an die originalen Blätter montiert und verklebt © Prof. Dipl.-Ing. Henry Seifert, Hochschule Bremerhaven 12. Mai 2016 50 CAD - Modell © Prof. Dipl.-Ing. Henry Seifert, Hochschule Bremerhaven 12. Mai 2016 51 Leistungskennlinien 1.2 Original Extention 1 m Power/Rated power 1.0 0.8 0.6 0.4 0.2 0.0 0 5 10 15 20 Wind speed at hub height, m/s © Prof. Dipl.-Ing. Henry Seifert, Hochschule Bremerhaven 12. Mai 2016 52 Anstieg des Jahresenergieertrags 10 Prediction of AEP increase , % 9 Untersuchter Standort 8 7 6 5 4 3 2 Extention 1 m, Simulation 1 Based on power curve measurement of original WT 1 MW/54 0 0 2 4 6 8 10 12 Annual average wind speed at hub height, Rayleigh distributed, m/s © Prof. Dipl.-Ing. Henry Seifert, Hochschule Bremerhaven 12. Mai 2016 53 Zwei benachbarte WEA im Windpark wurden mit Messtechnik ausgestattet und die Daten vor und nach der Modifizierung aufgezeichnet. Die Daten der modifizierten WEA wurden relativ zur denen der Nachbaranlage verglichen © Prof. Dipl.-Ing. Henry Seifert, Hochschule Bremerhaven 12. Mai 2016 54 # Position Panoramafoto Beobachtete WEA # mod Messmast #10 #9 #8 © Prof. Dipl.-Ing. Henry Seifert, Hochschule Bremerhaven #4 #7 #3 Messmast #2 #1 #6 12. Mai 2016 55 Ergebnisse © Prof. Dipl.-Ing. Henry Seifert, Hochschule Bremerhaven 12. Mai 2016 56 Eine Prototypverlängerung wurde gebaut, getestet und montiert. Es liegen mehrere Jahre Erfahrungen mit diesem Prototyp bis in den Starkwindbereich vor Die Messkampagne bestätigte die erwartete Änderung im Bereich der Eigenfrequenzen der Rotorblätter um -2.5% Die Geräuschemission wurde nicht messbar verändert Die Steigerung des Energieertrags wurde messtechnisch mit 7% ermittelt und bestätigte damit die Berechnungen für den Standort Eine positive Bewertung durch einen Zertifizierer liegt vor © Prof. Dipl.-Ing. Henry Seifert, Hochschule Bremerhaven 12. Mai 2016 57 Der “return of investment” einer seriell hergestellten und montierten Blattspitzenverlängerung beträgt ca. 3 bis 4 Jahre © Prof. Dipl.-Ing. Henry Seifert, Hochschule Bremerhaven 12. Mai 2016 58 Leistungskurve: Pel = ρ/2·v³·cp·η·A Kleinerer Generator ergibt höheren Wirkungsgrad im Teilleistungbereich Für „Binnenlandanlagen“, geringere spezifische Installation, weniger W/m² auch in Verbindung mit Turmverlängerung © Prof. Dipl.-Ing. Henry Seifert, Hochschule Bremerhaven 12. Mai 2016 59 Leistungskurve: Pel = ρ/2·v³·cp·η·A Nachbesserung der Rotoraerodynamik Wenn die Berechnungen nicht stimmen © Prof. Dipl.-Ing. Henry Seifert, Hochschule Bremerhaven 12. Mai 2016 60 © Prof. Dipl.-Ing. Henry Seifert, Hochschule Bremerhaven 12. Mai 2016 61 Stall-Leisten © Prof. Dipl.-Ing. Henry Seifert, Hochschule Bremerhaven 12. Mai 2016 62 Vortexgeneratoren © Prof. Dipl.-Ing. Henry Seifert, Hochschule Bremerhaven 12. Mai 2016 63 Leistungskurve: Pel = ρ/2·v³·cp·η·A Optimierung der Rotoraerodynamik © Prof. Dipl.-Ing. Henry Seifert, Hochschule Bremerhaven 12. Mai 2016 64 Diese Rotoroptimierung wurde mit Industriepartnern erfolgreich umgesetzt: Aerodynamische Rotorblattoptimierung mit Spitzner Engineers GmbH BayWa r.e. GmbH Institut für Windenergie gefördert durch: © Prof. Dipl.-Ing. Henry Seifert, Hochschule Bremerhaven 12. Mai 2016 65 Winglet und Grenzschichtausblasung an der Blattspitze “Flat back” Profil und Grenzschichtabsaugung an der Rotorblattwurzel ω Die Zentrifugalkräfte durch das drehende Rotorblatt dienen als „Luftpumpe“ © Prof. Dipl.-Ing. Henry Seifert, Hochschule Bremerhaven 12. Mai 2016 66 CFD – Simulation Hinterkantenerweiterung Herstellung des FX 77 W 500 mod Hinterkantenprofils von R = 1.5 m bis zur größten Blatttiefe bei R = 6.5 m Herstellung von Rippen und Sandwichkonstruktionen bestehend aus GFK und PVC - Schaum Fotos: BayWa r.e. © Prof. Dipl.-Ing. Henry Seifert, Hochschule Bremerhaven 12. Mai 2016 68 Winglet Herstellung der Winglets mittels eines zweiteiligen Laminierwerkzeugs Integration des Absaugsystems in das Winglet inklusive der Ausblasöffnungen an der Hinterkante Fotos: BayWa r.e. © Prof. Dipl.-Ing. Henry Seifert, Hochschule Bremerhaven 12. Mai 2016 69 Zertifizierung • Zusammenfassung und Ergebnis „Die getroffenen Annahmen zur Auslegung der Rotorblätter sind plausibel, die Berechnungen nachvollziehbar. Eine Gefährdung der Standsicherheit ist nicht zu erwarten“ • Notwendige Anlagen-Änderungen – Reduzierung der Grenzdrehzahl – Reduzierung der Abschaltgeschwindigkeit – Reduzierung der zulässigen IEC-Windklasse © Prof. Dipl.-Ing. Henry Seifert, Hochschule Bremerhaven 12. Mai 2016 70 Feldtest: Auswahl der Anlagen • Nordex N 60 1.3 MW stall WEA • WEA 3, 4 und 5 im Windpark Horst (Schleswig-Holstein) • WEA4 im Mai 2012 mit AOR modifiziert • Datenbasis 2 Jahre Messdaten 5/2011 - 4/2013 © Prof. Dipl.-Ing. Henry Seifert, Hochschule Bremerhaven Fotos: SE 12. Mai 2016 71 Leistungsmessung Mittlere Leistungssteigerung Vergleich der Anlagen 3 und 4 vor und nach der Modifikation WEA3 05/11 - 04/12 06/12 - 04/13 WEA3 -0,2% WEA4 AOR 14,73% WEA5 0,1% WEA4 Leistungsänderung original modifiziert Leistungsänderung 35% 35% 1400 1400 1200 25% 1000 20% 800 15% 600 10% 400 5% 200 0% 0 -5% 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 Windgeschwindigkeit Gondel m/s 20 22 30% Elektrische Leistung, kW Elektrische Leistung, kW 30% 1200 25% 1000 20% 800 15% 600 10% 400 5% 200 0% 0 -5% 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 Windgeschwindigkeit Gondel, m/s 20 22 * Gemessene Leistungskurven in Anlehnung an IEC61400-12-1 © Prof. Dipl.-Ing. Henry Seifert, Hochschule Bremerhaven 12. Mai 2016 72 Erträge einzelner Monate Umrüstung WEA 4 Delta WEA5 zu WEA3 20% Delta WEA4 zu WEA3 15% WEA3 WEA4 WEA5 10% 5% 0% -5% Ertragssteigerung, ref WEA3, % 350 330 310 290 270 250 230 210 190 170 150 130 110 90 70 50 2011 © Prof. Dipl.-Ing. Henry Seifert, Hochschule Bremerhaven 2012 4-13 3-13 2-13 1-13 12-12 11-12 10-12 9-12 8-12 7-12 6-12 5-12 4-12 3-12 2-12 1-12 12-11 11-11 10-11 9-11 8-11 7-11 6-11 -10% 5-11 Ertrag, MWh (100% technische Verfügbarkeit) 2013 12. Mai 2016 73 1600 118 1400 Schallleistungspegel, db(A) 120 116 1200 114 LWA 4 ref 112 LWA 4 mod 110 Wirkleistung 1000 800 108 600 106 400 104 102 200 100 0 5 6 7 8 9 10 Windgeschwindigkeit , m/s © Prof. Dipl.-Ing. Henry Seifert, Hochschule Bremerhaven Elektrische Wirkleistung, kW Akustische Messungen 11 Foto: SE 12. Mai 2016 74 Zusammenfassung AOR • Messungen an WEA 3, 4 und 5 im WP Horst • WEA 4 mit AOR nachgerüstet • Nachbaranlagen statt Windmessmast zur Validierung • Mittlere Leistungssteigerung durch AOR bis zu 14.7% im Vergleich zu den Nachbaranlagen nachgewiesen • Ermittelte Ertragsteigerung ca. 12% • Größtes Potential an Schwachwindstandorten © Prof. Dipl.-Ing. Henry Seifert, Hochschule Bremerhaven 12. Mai 2016 75 Was bringt‘s wirklich? © Prof. Dipl.-Ing. Henry Seifert, Hochschule Bremerhaven 12. Mai 2016 76 Sicht des Ingenieurs Prognostizierter Ertrag 100% Tatsächlicher Ertrag -5% © Prof. Dipl.-Ing. Henry Seifert, Hochschule Bremerhaven 12. Mai 2016 77 Sicht des Ingenieurs Kaufmännische Sicht Prognostizierter Ertrag 100% Erwartete Einnahme Tatsächlicher Ertrag -5% © Prof. Dipl.-Ing. Henry Seifert, Hochschule Bremerhaven 12. Mai 2016 78 Sicht des Ingenieurs Kaufmännische Sicht Prognostizierter Ertrag 100% Tatsächlicher Ertrag -5% Erwartete Einnahme Ausgaben: Pacht Betrieb und Wartung Reparaturen Betriebsführung Versicherungen Finanzierungskosten Rückstellungen © Prof. Dipl.-Ing. Henry Seifert, Hochschule Bremerhaven 12. Mai 2016 79 Sicht des Ingenieurs Kaufmännische Sicht Prognostizierter Ertrag 100% Tatsächlicher Ertrag -5% Erwartete Einnahme Gewinnerwartung 10% Ausgaben: Pacht Betrieb und Wartung Reparaturen Betriebsführung Versicherungen Finanzierungskosten Rückstellungen © Prof. Dipl.-Ing. Henry Seifert, Hochschule Bremerhaven 12. Mai 2016 80 Sicht des Ingenieurs Kaufmännische Sicht Prognostizierter Ertrag 100% Erwartete Einnahme Gewinn -50% Tatsächlicher Ertrag -5% Ausgaben: Pacht Betrieb und Wartung Reparaturen Betriebsführung Versicherungen Finanzierungskosten Rückstellungen © Prof. Dipl.-Ing. Henry Seifert, Hochschule Bremerhaven 12. Mai 2016 81 Sicht des Ingenieurs Kaufmännische Sicht Prognostizierter Ertrag 100% AOR +12% Erwartete Einnahme Hohe Gewinnsteigerung Tatsächlicher Ertrag -5% Ausgaben: Pacht Betrieb und Wartung Reparaturen Betriebsführung Versicherungen Finanzierungskosten Rückstellungen © Prof. Dipl.-Ing. Henry Seifert, Hochschule Bremerhaven 12. Mai 2016 82 Fazit Optimieren statt “repowern” ist eine technologische, ökologische und ökonomische Lösung für ältere WEA und Windparks Es werden weitere WEA in ähnlichen Windparks mit den Blattverlängerungen durch die Industriepartner ausgestattet Eine weitere Optimierungsmöglichkeit besteht in der Anpassung der Umschalthysterese zwischen den beiden Laststufen Die ökologische Qualität des Windpark wird verbessert indem der “Erntefaktor” erhöht wird © Prof. Dipl.-Ing. Henry Seifert, Hochschule Bremerhaven 12. Mai 2016 83 Nachträgliche Wirtschaftlichkeit durch Optimierung von Altanlagen Spielwiese für den Einsatz an zukünftigen „Neuanlagen“ erfolgreich erprobt © Prof. Dipl.-Ing. Henry Seifert, Hochschule Bremerhaven 12. Mai 2016 Danke an die Projektpartner Energiekontor, Spitzner Engineers und BMWi 84
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