Leistung von Offshore-Windparks besser vorhersagen

Oldenburg, 14. September 2020 – Starke Änderungen der Windgeschwindigkeit in Zeiträumen von weniger als einer halben Stunde – das sind so genannte Windrampen. Treten sie unvorhergesehen auf, dann stellen sie Stromhändler und Netzbetreiber vor Probleme: Erzeugen Anlagen in Offshore-Windparks kurzfristig deutlich mehr oder weniger Strom als vorhergesagt, kann dies Auswirkungen auf das Stromnetz haben, eventuell werden auch Ausgleichszahlungen fällig. Um die Vorhersage von Windrampen zu verbessern, wollen Wissenschaftler des Zentrums für Windenergieforschung (ForWind) an der Universität Oldenburg Laserstrahlen nutzen, um den Wind weit vor dem Windpark zu messen. Für ihr Forschungsprojekt „WindRamp – Beobachtergestützte Vorhersage von Netzengpässen und möglicher Einspeisung von Offshore Windenergie für die operative Netzbetriebsführung und Handelsprozesse" erhält das Team um den Windenergieexperten Prof. Dr. Martin Kühn zusammen mit Projektpartnern rund 2,75 Millionen Euro. Gefördert wird das Vorhaben für drei Jahre vom Bundeswirtschaftsministerium.

Um die Leistung von Offshore-Windparks vorherzusagen, verlassen sich die Betreiber bislang im Wesentlichen auf Wettermodelle. Diese Computermodelle können die Windleistung für Standorte auf der ganzen Welt einige Minuten bis mehrere Tage im Voraus recht zuverlässig vorhersagen. Anhand der Prognosen wird Windstrom an der Strombörse gehandelt. Netzbetreiber benötigen sie außerdem, um die erzeugte Windenergie optimal ins Stromnetz zu integrieren. Starke, kurzfristige Veränderungen der Windgeschwindigkeit lassen sich allerdings mit den derzeit verwendeten Methoden oft nicht zuverlässig genug vorhersagen. „Für präzisere Vorhersagen sind lokale Messdaten nötig", betont Kühn, der das Projekt koordiniert.

An dieser Stelle setzt WindRamp an: Das Vorhaben zielt darauf ab, den Wind mit Laserstrahlen zu vermessen, bevor er den Windpark erreicht, also sozusagen stromaufwärts. Dafür wendet das Team die Fernerkundungsmethode Lidar (Light detection and ranging) an, die ähnlich funktioniert wie Radar. Lidargeräte nutzen Laserpulse, um Abstände und Windgeschwindigkeiten zu ermitteln. „Moderne Lidargeräte können Windfelder in zehn bis zwölf Kilometern Entfernung von einem Windpark bestimmen", berichtet Kühn. Solche Messungen will das Projektteam nutzen, um eine sogenannte „beobachtergestützte Windleistungsvorhersage" zu entwickeln.

Diese neue Art der Prognose soll dann in bestehende modellbasierte Vorhersageverfahren integriert werden. Dabei stehen die Forscherinnen und Forscher vor mehreren Herausforderungen: Sie müssen berücksichtigen, dass der Wind nur selten völlig gleichförmig strömt, zudem kann sich das Windfeld zwischen dem Messpunkt und dem Windpark noch verändern und der Wind kann mit der Höhe stärker werden.

Um die Luftströmungen zukünftig noch besser untersuchen zu können, will das Team daher auch die Reichweite und die Auflösung von Lidar-Geräten verbessern. Ziel ist, den Zeithorizont der Vorhersagen zu erweitern. Die erforderlichen Messdaten erhebt das Team in einer etwa zweijährigen Messkampagne im Offshore-Windpark Nordergründe nordöstlich von Wangerooge.

Zum Projektkonsortium gehören neben ForWind das DLR-Institut für Vernetzte Energiesysteme in Oldenburg sowie die Unternehmen energy & meteo systems, Abacus Laser, Metek Meteorologische Messtechnik, TenneT TSO, EWE Trading und der Windparkbetreiber wpd offshore solutions.