Anzeige

Strom aus Windenergie
Teil 2: Regelung, Stromerzeugung und Konstruktion des Triebstranges

Die deutschen Windturbinen erzeugten im vergangenen Jahr Energie in einer Höhe von insgesamt 77,5 TWh, rund doppelt soviel wie die Photovoltaikanlagen. Die Windenergie ist die mit Abstand wichtigste regenerative Stromquelle, und der Ausbau geht stetig voran.

Montage eines Rotorblattes an der Nabe einer 6-MW-Windturbine

Montage eines Rotorblattes an der Nabe einer 6-MW-Windturbine (Foto: Siemens)

An Land sind zurzeit knapp 28 000 Windturbinen mit insgesamt 48 GW Leistung installiert, auf See sind es 1 055 Windturbinen mit 4,7 GW Leistung. Die Technologie wird stetig weiterentwickelt, damit die Windenergie als wichtige Säule der Stromversorgung dienen kann.

Weil die Leistung des Windes mit der dritten Potenz der Windgeschwindigkeit anwächst [1], muss der Leistungsfaktor der Windturbine heruntergeregelt werden, sobald sich ihre Leistung der Nennleistung nähert. Die Regelung muss dafür sorgen, dass der Rotor dem Wind immer kleinere Energieanteile entzieht. Oberhalb der Nennleistung muss die Leistung der Windturbine möglichst konstant bleiben, während die Leistung des Windes immer weiter anwächst.

Bei Nennleistung ist die Leistung des Windes etwa viermal so groß wie die der Windturbine, bei 25 m/s (Windstärke 10) ist sie schon etwa zwanzigmal so groß. Erst dann wird der Rotor abgebremst und die Windturbine abgeschaltet.

Ohne diese Leistungsregelung würde der Rotor immer schneller drehen. Die Fliehkraft würde schließlich ein Rotorblatt abreißen, und die Unwucht würde die Windturbine umwerfen – was in der Pionierzeit der Windenergie nicht selten geschehen ist. Die Leistungsregelung ist also die wichtigste Voraussetzung für einen zuverlässigen und langlebigen Betrieb einer Windturbine.

Stall-Effekt des starren Rotorblattes

Wenn die Rotorblätter nicht in der Längsachse gedreht werden können, also starr sind, dann begrenzt oberhalb der Nennleistung der Strömungsabriss (Stall-Effekt) an den Rotorblättern die Leistung der Windturbine. Denn der Asynchrongenerator dieser „Stall-Windturbine“ ist direkt mit dem Netz verbunden, sodass er der Netzfrequenz folgen muss. Während der Wind weiter auffrischt, bleibt die Drehzahl des Rotors konstant, sodass die Anströmung des Rotorblattes immer weiter von der idealen Anströmung abweicht. Schließlich reißt die Strömung ab und es bilden sich oberhalb des Rotorblattes Wirbel, sodass der Auftriebseffekt stark abgeschwächt wird.

Doch angesichts der Kräfte des Windes, die auf das Rotorblatt einwirken, überwindet die Windenergie schließlich die Kraft des Netzes, die dem Asynchrongenerator eine feste Drehzahl aufzwingt. Der Rotor wird beschleunigt und muss aktiv gebremst werden. Die erhöhten Fliehkräfte lösen die Blattspitzenbremse (Tip-Bremse) aus, die nach einem einfachen Prinzip funktioniert: Die drehbar gelagerten Blattspitzen werden nach außen getrieben, lösen sich dadurch aus ihrer Einrastung und verdrehen sich durch Federkraft um 90° gegenüber dem Rotorblatt, sodass der starke Luftwiderstand der Blattspitzen die Beschleunigung des Rotors verhindert. Der Rotor läuft langsamer und wird schließlich durch eine Scheibenbremse im Triebstrang vollständig abgebremst.

Nach diesem Prinzip waren alle „Stall-Windturbinen“ aufgebaut, die von 1980 bis etwa 2000 in großen Stückzahlen errichtet wurden. Sie wurden in Dänemark entwickelt und bildeten das Rückgrat des ersten Booms in Dänemark und bald darauf auch in Deutschland. Trotz der einfach anmutenden Leistungsregelung konnten nach diesem Konzept Windturbinen bis 62 m Rotordurchmesser und bis 1 500 kW Leistung realisiert werden.

Rotor mit variabler Drehzahl

Doch es liegt auf der Hand, dass die starre elektrische Kopplung einer Windturbine mit dem Netz bei jeder Bö und erst recht bei Sturm zu Netzrückwirkungen führen muss, die nur toleriert werden können, solange die Windturbinen einzeln verstreut in der Landschaft stehen. Aber die Errichtung von Windparks und die enorme Leistungsverdichtung vor allem an der Küste ab etwa 1995 machte es erforderlich, die Drehzahl des Rotors von der elektrischen Frequenz zu entkoppeln.

Wenn der Rotor nichts antreiben muss, sondern die Freiheit hat, jeder Änderung der Windgeschwindigkeit zu folgen, dann kann er auch die Energie, die in den Böen steckt, in Rotationsenergie umwandeln. So viel Freiheit hat der Rotor einer Windturbine natürlich nicht, denn er muss einen Generator antreiben, um Strom zu erzeugen. Aber seit etwa 1990 versucht man, diesem Ideal möglichst nahe zu kommen und die mechanische Drehzahl von der elektrischen Frequenz so weit wie möglich zu entkoppeln. Das gelingt durch die Einbindung leistungselektronischer Baugruppen und zugehörige regelungstechnische Maßnahmen.

Man lässt also dem Rotor die Freiheit, der Bö zu folgen und sich für kurze Zeit schneller zu drehen, um die Energie der Bö kurzzeitig zu speichern. Die erhöhte Frequenz pflanzt sich im Triebstrang fort, sodass sich der Generator auch schneller dreht.

Weil der „multifrequente“ Strom des drehzahlvariabel laufenden Generators nicht ins Netz eingespeist werden kann, wird er zunächst gleichgerichtet und anschließend auf 50 Hz umgerichtet. Der drehzahlvariable Betrieb eines Rotors ist technisch aufwendig, schont aber das Netz und erreicht eine höhere Ausbeute. Er hat sich innerhalb weniger Jahre durchgesetzt.

Verstellung der Rotorblätter

Damit die Leistung stufenlos geregelt werden kann, müssen die Rotorblätter in der Längsachse gedreht werden (Pitch-Verstellung). Der am Rotorblatt fixierte Pitch-Antrieb stellt den Blattwinkel so ein, dass das Rotorblatt stets vom resultierenden Wind (siehe Bild 4 in [1]) ideal umströmt wird, dass also die Auftriebskräfte maximal werden.

Sobald die Nennleistung erreicht ist, wird das Rotorblatt langsam „aus dem Wind gedreht“, sodass die Strömung auf der gewölbten Oberseite des Rotorblattes abreißt und dem Wind immer kleinere Energieanteile entzogen werden. Bei weiter wachsender Windgeschwindigkeit wird der Blattwinkel so nachjustiert, dass die Leistung möglichst konstant nahe der Nennleistung bleibt. Dies dient dem Schutz des Triebstranges und der gesamten Anlage vor Überlastung.

Die Verstellung der Rotorblätter kann elektrisch oder hydraulisch erfolgen. Die dafür erforderlichen Stellantriebe (elektrisch oder hydraulisch) sind in der Nabe untergebracht, denn sie drehen sich mit dem Rotor mit. Sie verfügen über eine autarke Energieversorgung und können im Notfall, auch bei Stromausfall, die Rotorblätter aus dem Wind drehen, um den Rotor abzubremsen. Die Pitch-Regelung wirkt also zugleich als Hauptbremse.

In den meisten Windturbinen werden die Rotorblätter unabhängig voneinander durch einen eigenen Elektromotor, der auch eine eigene Notstromversorgung hat, angetrieben. Diese dreifache Hauptbremse macht eine zweite Notbremse (zum Beispiel eine Scheibenbremse im Triebstrang) überflüssig. Es genügt dann eine kleine Scheibenbremse, die vor allem als Feststellbremse während der Servicearbeiten dient.

Stall- und Pitchregelung im Vergleich

Ein Vergleich der Leistungskurven (Bild 1) zeigt, dass die Pitchregelung einen weiteren wichtigen Vorteil bietet. Die Leistungsabregelung durch den Stall-Effekt bewirkt ein Absinken der Leistung oberhalb der Nennleistung. Außerdem wird die Nennleistung nicht immer so genau erreicht wie im Bild dargestellt. Es kann auch vorkommen, dass die Nennleistung weit übertroffen und die Windturbine übermäßig belastet wird.

Die Leistungsregelung durch Blatteinstellung kann nicht nur verhindern, dass die Windturbine oberhalb der Nennleistung betrieben wird, sondern sie kann auch die Leistung bei weiter auffrischendem Wind konstant halten. An stürmischen Tagen speisen die Windparks einer Region den Strom mit nahezu konstanter Leistung ins Netz ein.

Sobald die Windgeschwindigkeit 25 m/s erreicht, dreht die Pitch-Regelung die Rotorblätter „aus dem Wind“ (siehe oben) und regelt die Leistung der Windturbine gegen Null. Damit nicht alle Windturbinen einer Region gleichzeitig abschalten und dadurch einen schlagartigen Leistungsabfall im Netz hervorrufen, geht man dazu über, die Leistung oberhalb von 25 m/s langsam herunterzuregeln, sodass erst bei etwa 30 m/s der Nullpunkt erreicht ist.

Synchron- und Asynchronmaschinen

Als Generatoren zur mechanisch-elektrischen Energiewandlung kommen praktisch nur Drehfeldmaschinen zum Einsatz, also Asynchrongeneratoren und Synchrongeneratoren mit entweder vollständiger oder teilweiser Umrichterkopplung. Die anfangs vorherrschende direkte Netzanbindung ist mit den Stall-Anlagen aus dem Markt verschwunden.

Drehstromgeneratoren besitzen ein rotierendes Magnetfeld (Drehfeld). Dieses kann durch Drehung von Permanentmagneten oder durch rotierende Erregerwicklungen mit Hilfe einer Stromzuführung über Bürsten und Schleifringe hervorgerufen werden. Diese Drehfelder erzeugen in den Statorwicklungen elektrische Spannungen und Ströme mit einer dem Drehfeld synchronen Frequenz.

In Synchronmaschinen werden drei um 120° räumlich versetzte Spulen (oder eine vielfache Anzahl) angeordnet, sodass die Maschine drei um 120° phasenverschobene Spannungen (dreiphasige Wechselspannung; Drehspannung) erzeugt. Deren Betrag ist unter anderem von der Drehzahl des Drehfeldes, der Erregung und den Lastverhältnissen abhängig und lässt sich im Inselbetrieb durch Erregungsänderungen regeln. Beim Betrieb am öffentlichen Versorgungsnetz gibt dieses die Spannung und entsprechend der Frequenz auch die Drehzahl vor.

Asynchronmaschinen erzeugen ebenfalls Dreiphasen-Drehspannungen, können aber dem Drehfeld nicht folgen. In ihrem Läufer entsteht ein Drehmoment, das der Differenzfrequenz, dem sogenannten Schlupf, proportional ist und in Richtung des Drehfeldes wirkt.

Wenn eine Asynchronmaschine untersynchron betrieben wird, wirkt sie als Motor und leistet mechanische Arbeit. Eine vom Netz mit konstanter Frequenz und Spannung gespeiste Asynchronmaschine geht in den generatorischen Betrieb über und gibt elektrische Leistung an das Netz ab, sobald sie über die synchrone Drehzahl hinaus angetrieben wird. Die übersynchron betriebene Asynchronmaschine benötigt zum Aufbau ihres magnetischen Drehfeldes induktive Blindleistung, die sie entweder dem Netz oder Kondensatorbatterien entnimmt.

Drehfelder bilden also in den Läufern von netzbetriebenen Synchron- und Asynchronmaschinen Drehmomente und sind dadurch in der Lage, antreibenden Turbinen kinetische Energie zu entnehmen und in Elektrizität umzuwandeln.

Um trotz variabler Drehzahl und Frequenz den Strom ins Netz einzuspeisen, kommt ein doppeltgespeister Asynchrongenerator in Betracht. Dieser hat den Vorteil, dass er die Veränderung des Rotorstroms in Frequenz und Phasenlage erlaubt, sodass man verschiedene Phasenlagen des Ständerstroms einstellen kann. Ähnlich wie bei Synchronmaschinen können außer dem normalerweise gegebenen untereregten Betrieb auch neutrale und übererregte Zustände des Generators erreicht werden, sodass die Drehzahl des Generators der Drehzahl des Triebstranges folgen kann.

Der doppeltgespeiste Asynchrongenerator eignet sich trotz seiner komplexen Regelung besonders gut als Generator in Windturbinen, denn er vereint die vorteilhaften elektrischen Eigenschaften von Synchronmaschinen mit dem mechanischen Vorteil der variablen Drehzahl bei sehr gutem Wirkungsgrad [2].

Weil stets nur der kleinere, „multifrequente“ Teil der elektrischen Leistung umgerichtet werden muss, während der größere Teil mit 50 Hz direkt ins Netz eingespeist werden kann, ergeben sich Kostenvorteile, weil der Umrichter nur etwa 30 bis 40 % der Nennleistung des Generators hat. Außerdem sind die Umrichterverluste geringer.

Die variable Drehzahl und der einstellbare Blindleistungsbedarf sind mit einem Synchrongenerator viel einfacher realisierbar. Seine Leistung muss jedoch vollständig durch einen Umrichter ins Netz eingespeist werden. Die jeweilige Blindleistung kann durch den Erregerstrom geregelt werden, sodass ein Synchrongenerator sowohl Blindstrom aufnehmen als auch abgeben kann.

Rotordrehzahl und Windgeschwindigkeit

Wie notwendig die Anpassung der Rotordrehzahl an die Windgeschwindigkeit ist, lässt sich auch anhand der Windgeschwindigkeitskurven zeigen (Bild 2 und 3).

Wenn der Rotor mit nahezu konstanter Drehzahl läuft, kann er dem Wind streng genommen nur bei einer ganz bestimmten Geschwindigkeit die maximale Leistung entziehen, im dargestellten Beispiel bei 8 m/s (Bild 2). Der variable Schlupf des Asynchrongenerators nimmt zwar mit wachsender Belastung zu, kann aber die Leistungsentnahme nur geringfügig anpassen.

Durch Anpassung der Drehzahl kann der Rotor bei allen Windgeschwindigkeiten bis zur Nennwindgeschwindigkeit dem Wind jeweils die maximale Leistung entziehen (Bild 3). Erst wenn der Rotor seine Nenndrehzahl erreicht, setzt die Abregelung ein. Der doppeltgespeiste Asynchrongenerator und der Synchrongenerator unterscheiden sich in dieser Hinsicht nicht [3].

Wettbewerb der Systeme

Der Asynchrongenerator war bis etwa 1995 vorherrschend, aber als ab 1993 in Deutschland die drehzahlvariablen Windturbinen ohne Getriebe aufkamen, gewann mit ihnen der Synchrongenerator an Bedeutung, denn dieser wird grundsätzlich in getriebelosen Windturbinen eingesetzt.

Etwa seit 15 Jahren herrscht auf dem Markt ein Wettbewerb der Systeme: auf der einen Seite die Anlagen mit Getriebe und doppeltgespeistem Asynchrongenerator, auf der anderen Seite die Anlagen ohne Getriebe mit Synchrongenerator.

Als die Getriebeschäden sich häuften, schien es so, als würden sich die direkt angetriebenen Systeme durchsetzen. Aber es gelang den Getriebeherstellern, den Schäden vorzubeugen und die Lebensdauer zu verlängern. Außerdem stellte sich heraus, dass die Masse der direkt angetriebenen Generatoren mit zunehmender Leistung überproportional anwächst. Obwohl der Direktantrieb des Generators kein Getriebe braucht, entsteht die paradox erscheinende Situation, dass die getriebelosen Anlagen tendenziell teurer sind als die Anlagen mit Getriebe.

Deshalb hat der „traditionelle“ Triebstrang, der aus Hauptwelle, Getriebe und Generator besteht, noch immer die Nase vorn, wenn man die Leistung als Maßstab nimmt. Die zurzeit weltgrößte serienmäßig hergestellte Windturbine (9,5 MW) ist so aufgebaut, während die größte getriebelose Windturbine „nur“ 8 MW leistet.

Beiden Generatorsystemen ist gemeinsam, dass ein Umrichter erforderlich ist, um die Turbinendrehzahl von der Netzfrequenz zu entkoppeln, sodass eine Einspeisung ohne Netzrückwirkungen möglich ist.

Antriebstrang

Der Rotor treibt die zentrale Hauptwelle an, die zusammen mit dem Getriebe und dem Generator den Antriebsstrang bildet. Die Hauptwelle ist nicht horizontal gelagert, sondern verläuft vom Generator zum Rotor hin ansteigend (Bild 4). Dieser kleine Elevationswinkel ist notwendig, um zu verhindern, dass die am Turm vorbeistreichende, durch die Auftriebskräfte nach hinten gebogene Spitze des Rotorblattes den Turm berührt.

Der Antriebsstrang befindet sich im Maschinenhaus (Gondel), das auf dem Turmkopf drehbar gelagert ist. Rotor und Gondel bilden eine Einheit, die durch Azimutmotoren aktiv in den Wind gedreht wird.

Diese Konstruktion war lange Zeit vorherrschend, doch seit etwa 25 Jahren gewinnt der Direktantrieb, also der Verzicht auf das Getriebe, stetig an Bedeutung. Das erfordert jedoch den Einsatz eines langsam laufenden Generators, der aufgrund seines großen Durchmessers und seiner entsprechend hohen Polzahl auch bei niedriger Drehzahl in der Lage ist, eine hohe elektrische Leistung zu erreichen. Die getriebelose Windturbine ist wesentlich einfacher aufgebaut (Bild 5) als die Windturbine mit Getriebe.

Die Leistung des Generators wird meist direkt zum Turmfuß abgeführt, wo sich der Umrichter und der Transformator befinden. In der Gondel großer Windturbinen (Bild 6) ist aber auch Platz für den Umrichter und sogar den Transformator. Das hat den Vorteil, dass die Leistung mit Mittelspannung und relativ geringer Stromstärke abgeführt werden kann, sodass im Turm keine starken Kabel erforderlich sind.

Die Brandgefahr ist jedoch höher, wenn alle elektrischen Komponenten in der Gondel untergebracht sind. Ein Brand der Gondel, die sich meist in 100 m oder noch größerer Höhe befindet, kann vom Boden aus nicht gelöscht, sondern lediglich durch automatische Löscheinrichtungen eingedämmt werden. Meist lässt man die Gondel abbrennen. Deshalb meiden viele Hersteller das Risiko, die gesamte Elektrik in der Gondel zu installieren.

Autor: D. Koenemann

Literatur: 

[1] Koenemann, D.: Strom aus Windenergie. Teil 1: Potential, Topographie und die treibende Kraft des Rotors, Elektropraktiker, Berlin 71 (2017) 9, S. 735–739.

[2] Heier, S.: Windkraftanlagen. Systemauslegung, Netzintegration und Regelung. Vieweg + Teubner Fachverlage, 5. Auflage, Wiesbaden 2009.

[3] Quaschning, V.: Regenerative Energiesysteme. Technologie, Berechnung, Simulation. Carl Hanser Verlag. 9. Auflage, München 2015.n

 

Dieser Artikel ist unserem Facharchiv entnommen.

Vergleich der Leistungskurven einer stall-geregelten und einer pitch-geregelten Windturbine
Vergleich der Leistungskurven einer stall-geregelten und einer pitch-geregelten Windturbine (Bild:[3];ep)
Betriebspunkte eines Asynchrongenerators bei direkter Netzkopplung
Betriebspunkte eines Asynchrongenerators bei direkter Netzkopplung (Quelle:[3];ep)
Betriebspunkte einer drehzahlvariablen Windturbine
Betriebspunkte einer drehzahlvariablen Windturbine (Quelle:[3];ep)
Windturbine mit Getriebe Antriebsstrang einer Windturbine mit Getriebe.
Windturbine mit Getriebe Antriebsstrang einer Windturbine mit Getriebe. Die Dreipunktlagerung der Hauptwelle (HW) besteht aus Hauptlager (HL) und den beiden Getriebelagern links und rechts des Getriebes. Zwischen Getriebe und Generator befindet die die Scheibenbremse (S-B), die als Sekundärbremse wirkt. Der Azimutantrieb besteht aus mehreren Motoren, die senkrecht auf dem Drehkranz montiert sind (Foto: Koenemann; ep)
Windturbine ohne Getriebe Dieser Antriebsstrang entspricht der Bauart Enercon.
Windturbine ohne Getriebe Dieser Antriebsstrang entspricht der Bauart Enercon. Der Läufer (Rotor) des Generators ist fest mit der Nabe verbunden und wird an zwei Punkten auf dem Achszapfen (AZ) gelagert. Der Ständer (Stator) des Generators ist fest mit dem Maschinenträger (MT) verbunden. Der Azimutantrieb ist mit dem des Getriebe-Antriebsstranges identisch. Vorn am Rotorblatt befindet sich der Pitchmotor (PM), der das Rotorblatt dreht. (Bild: Koenemann;ep)
Montage eines Rotorblattes an der Nabe einer 6-MW-Windturbine
Montage eines Rotorblattes an der Nabe einer 6-MW-Windturbine (Foto: Siemens)
Errichtung eines polgonen Turms aus Betonflachelementen
Errichtung eines polgonen Turms aus Betonflachelementen (Foto: Drössler)
 

Kommentare

botMessage_toctoc_comments_926
Anzeige

Nachrichten zum Thema

Im Zusammenhang mit der Energiewende wird häufig – gerne mit Stolz und einer gewissen Befriedigung – auf die inzwischen hohe Kapazität von Photovoltaik-Anlagen im deutschen Verbundnetz verwiesen.

Weiter lesen

Solarkollektoren als Brandursachen Brände an thermischen Solaranlagen

Kaum jemand rechnet damit, dass in Solarkollektoren ein Brand ausbrechen kann. Sieht man sich jedoch das Problem genauer an, gibt es dafür eine relative einfache Erklärung.

Weiter lesen

Wie erfolgt die Kabeldimensionierung bei PV-Anlagen? Welche Normen müssen dabei berücksichtigt werden?

Weiter lesen

Je mehr Strom die deutschen Windparks erzeugen, desto stärker werden sie in die Stromversorgung eingebunden. Sie müssen deshalb zunehmend Systemdienstleistungen erbringen, die das Netz stützen und stabilisieren – also im Prinzip über die gleichen...

Weiter lesen

Mithilfe der folgenden Normen werden Anforderungen an die Prüfung, Dokumentation, Instandhaltung und Messung verschiedener Photovoltaikanlagen definiert.

Weiter lesen
Anzeige