Wake-Verluste in Windparks

Von Barnd Duong · Stand 22.06.2026

Was sind Wake-Verluste?

Jede Windenergieanlage (WEA) entzieht der Strömung kinetische Energie und erzeugt hinter dem Rotor eine Nachlauffahne (Wake) mit reduzierter Windgeschwindigkeit und erhöhter Turbulenz. Nachgelagerte Anlagen im selben Windpark arbeiten daher in einem verschlechterten Windfeld: Sie produzieren weniger Strom und sind gleichzeitig höheren mechanischen Lasten ausgesetzt.

Die Summe dieser Effekte über alle Anlagen eines Parks ergibt die Wake-Verluste – die Differenz zwischen dem theoretischen Brutto-Ertrag (jede Anlage in freier Anströmung) und dem tatsächlichen Netto-Parkertrag. Im Ertragsgutachten nach FGW TR6 werden Wake-Verluste als prozentualer Abzug auf den Brutto-Ertrag ausgewiesen.

Physik der Nachlaufströmung

Hinter dem Rotor bildet sich ein Gebiet mit drei charakteristischen Eigenschaften:

• Windgeschwindigkeitsdefizit: Direkt hinter der Rotorfläche sinkt die Windgeschwindigkeit um 40–60 % gegenüber der freien Anströmung. Das Defizit nimmt stromabwärts durch turbulente Durchmischung mit der umgebenden Strömung ab (Bastankhah & Porté-Agel, 2014).
• Turbulenzintensität: Die Scherschichten am Rand der Nachlauffahne erzeugen zusätzliche Turbulenz (sogenannte Wake-Turbulenz). Diese ergibt sich aus der Ueberlagerung der Umgebungsturbulenz mit der nachlaufinduzierten Turbulenz – quantifiziert nach dem Frandsen-Modell (Frandsen, DTU Risoe, 2007).
• Erholungslänge: Die Strecke, bis die Strömung annähernd wieder Freifeld-Niveau erreicht, beträgt typischerweise 10–20 Rotordurchmesser (D). In großen Offshore-Windparks mit niedriger Umgebungsturbulenz kann die Erholung noch länger dauern (NREL, 2022).

Typische Größenordnung

Die Wake-Verluste hängen stark von Parkgröße, Layout und Standortbedingungen ab:

• Onshore-Windparks (5–30 WEA): typischerweise 5–15 % des Brutto-Parkertrags. Bei gut optimierten Layouts mit ausreichend Abstand liegen die Verluste am unteren Ende (Barthelmie & Jensen, Wind Energy Science, 2022).
• Große Offshore-Windparks (50–200+ WEA): Wake-Verluste von 20–30 % sind dokumentiert. Messungen am Offshore-Park Horns Rev (80 Vestas V80) zeigten Leistungsverluste der letzten Reihe von über 40 % bei Windrichtungen entlang der Reihenachse (Barthelmie et al., DTU, 2009).
• Parkwirkungsgrad: Als Kenngroeße gibt der Parkwirkungsgrad das Verhältnis von Netto- zu Brutto-Ertrag an. Werte unter 80 % deuten auf ein suboptimales Layout hin.

Wake-Modelle im Ueberblick

Zur Berechnung der Wake-Verluste im Ertragsgutachten haben sich mehrere Modellkategorien etabliert:

Analytische Modelle

• Jensen/PARK-Modell (N.O. Jensen, DTU Risoe, 1983): Einfachstes und am weitesten verbreitetes Modell. Nimmt eine lineare Aufweitung der Nachlauffahne an (Tophat-Profil). Standardmodell in WAsP und WindPRO. Schnell, aber konservativ – überschätzt Wake-Verluste tendenziell (Jensen, DTU Risoe-M-2411, 1983).
• Bastankhah & Porté-Agel (2014): Nimmt ein Gauß-förmiges Geschwindigkeitsprofil im Nachlauf an (statt Tophat). Physikalisch realistischer und heute in vielen modernen Tools (FLORIS/NREL) implementiert (Bastankhah & Porté-Agel, 2014).
• Frandsen-Modell: Fokussiert auf die Wake-induzierte Turbulenz. In der IEC 61400-1 (Ed. 4) als Referenzmodell für die Bestimmung der effektiven Turbulenzintensität im Windpark vorgeschrieben (Frandsen, 2007).

Dynamische Modelle

• Dynamic Wake Meandering (DWM): Bildet die natürliche Maeandrierung (seitliches Schwanken) der Nachlauffahne durch atmosphärische Turbulenz ab. Liefert statistisch realistischere Ergebnisse als statische Modelle, insbesondere bei großen Abständen. Rechenintensiver, daher primär in der Forschung und bei detaillierten Standortbewertungen eingesetzt (NREL, 2022).

CFD-basierte Modelle

Large-Eddy-Simulationen (LES) bilden die Nachlaufphysik mit hoechster Genauigkeit ab, sind aber für kommerzielle Ertragsgutachten aufgrund des Rechenaufwands noch nicht Standard. Sie dienen primär der Modellvalidierung und Forschung.

Einflussfaktoren auf Wake-Verluste

Anlagenabstand (in Rotordurchmessern)

Der wichtigste Parameter. Je größer der Abstand zwischen den Anlagen, desto mehr kann sich die Nachlauffahne erholen. Die folgende Tabelle zeigt typische Wake-Verluste einer einzelnen nachgelagerten Anlage in Abhängigkeit vom Abstand:

Quelle: Zusammenstellung basierend auf Barthelmie et al. (DTU, 2009) und NREL (2022). Werte gelten für Hauptwindrichtung; bei seitlichem Versatz sinken die Verluste erheblich.

Windrose und Parkgeometrie

In Deutschland herrschen West- bis Suedwestwinde vor. Ein Windpark, dessen Reihen senkrecht zur Hauptwindrichtung stehen, hat deutlich geringere Wake-Verluste als ein Park mit Reihen in Windrichtung. Die Windrose bestimmt, wie häufig einzelne Anlagen im Nachlauf anderer stehen.

Turbulenzintensität

Höhere Umgebungsturbulenz (z. B. an Waldstandorten oder in Küstenniederungen) führt zu einer schnelleren Durchmischung und damit kürzeren Erholungslänge. Paradoxerweise haben turbulente Standorte oft geringere Wake-Verluste – aber höhere Strukturlasten.

Parkgröße

In großen Parks akkumulieren sich die Nachlaufeffekte über mehrere Reihen (Deep-Array-Effekt). Die hinteren Reihen arbeiten in einem Windfeld, das bereits durch mehrere vorgelagerte Anlagen geschwaeicht wurde. Offshore-Parks mit 100+ Anlagen sind besonders betroffen (Barthelmie et al., DTU, 2009).

Strategien zur Minderung von Wake-Verlusten

• Layoutoptimierung: Bereits in der Planungsphase können Wake-Modelle genutzt werden, um die Anlagenpositionen iterativ zu optimieren. Moderne Tools (z. B. FLORIS/NREL) erlauben automatisierte Layout-Optimierung unter Berücksichtigung der standortspezifischen Windrose.
• Wake Steering (Yaw-Misalignment): Die Gondel der vorgelagerten Anlage wird gezielt um einige Grad aus dem Wind gedreht, um die Nachlauffahne seitlich abzulenken. Feldversuche an mehreren Windparks zeigten Ertragsgewinne von 1–4 % auf Parkebene (Fleming et al., NREL, 2019).
• Curtailment / Derating: Gezielte Leistungsreduzierung vorgelagerter Anlagen, um nachgelagerten Anlagen mehr Wind zu überlassen. Sinnvoll, wenn die Gesamtparkproduktion dadurch steigt.
• Größere Abstände: Einfachste, aber flächenintensivste Maßnahme. In der Praxis begrenzt durch Fläche, Grundstücksstruktur und Genehmigungsauflagen.
• Heterogene Rotordurchmesser: Der Einsatz unterschiedlich großer Anlagen an verschiedenen Positionen im Park kann Wake-Interaktionen reduzieren – ein Ansatz, der beim Repowering zunehmend erprobt wird.

Wake-Verluste im Ertragsgutachten

Im bankfähigen Ertragsgutachten nach FGW TR6 sind Wake-Verluste ein separater Posten in der Verlustbilanz. Der Gutachter berechnet sie typischerweise mit dem Jensen/PARK-Modell (Industriestandard) oder einem Gauss-basierten Ansatz. Die Unsicherheit des Wake-Modells fliesst in die Gesamtunsicherheit ein und beeinflusst damit den Abstand zwischen P50- und P90-Wert.

Für eine erste Abschätzung des Ertragsgewinns durch modernere, größere Anlagen beim Repowering nutzen Sie unseren Repowering-Ertragsrechner.

Häufige Fragen (FAQ)

Wie hoch sind typische Wake-Verluste in einem Windpark?

Onshore liegen die Verluste bei 5–15 % des Brutto-Parkertrags. Bei großen Offshore-Windparks wurden Werte von 20–30 % gemessen. Der konkrete Wert hängt stark von Layout, Windrose und Anlagenabstand ab (Barthelmie & Jensen, Wind Energy Science, 2022).

Was ist der Unterschied zwischen dem Jensen-Modell und DWM?

Das Jensen-Modell ist ein einfaches analytisches Modell mit linearer Nachlaufaufweitung – schnell zu rechnen, aber tendenziell konservativ. Das Dynamic Wake Meandering (DWM)-Modell bildet die natürliche seitliche Schwankung der Nachlauffahne ab und liefert realistischere Ertragsschätzungen, ist aber rechenintensiver (NREL, 2022).

Kann man Wake-Verluste durch Wake Steering reduzieren?

Ja. Beim Wake Steering wird die Gondel der vorgelagerten Anlage gezielt aus dem Wind gedreht (Yaw-Misalignment), um die Nachlauffahne an nachgelagerten Turbinen vorbeizulenken. Feldversuche zeigen Ertragsgewinne von 1–4 % auf Parkebene (Fleming et al., NREL, 2019).

Welchen Einfluss hat der Anlagenabstand auf Wake-Verluste?

Der Abstand ist der wichtigste Einflussfaktor. Bei 4 Rotordurchmessern (4D) betragen die Verluste der nachgelagerten Anlage typischerweise 20–35 %. Bei 8D sinken sie auf 5–10 %. Als Planungsregel gilt ein Mindestabstand von 5D in Hauptwindrichtung und 3D quer dazu.

Wake-Verluste im Windpark – Physik, Modelle und Minderungsstrategien