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Strom aus Windenergie
Teil 3: Türme, Netzeinspeisung und Windparks auf dem Meer

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 Eingriffsmöglichkeiten wie konventionelle Kraftwerke verfügen. Das gilt vor allem für Offshore-Windparks.

Errichtung eines polygonen Turms aus Betonflachelementen

Errichtung eines polygonen Turms aus Betonflachelementen (Quelle: Drössler)

Bis etwa 1990 wurden viele Windturbinen auf Gittermasten installiert, denn die Leichtbauweise ist kostengünstig und benötigt nur wenig Fundamentmasse. Das entspricht am ehesten dem Charakter der Windenergienutzung, die ihre Umweltfreundlichkeit nicht durch übergroßen Materialverbrauch einschränken sollte.

Doch ab 50 m Turmhöhe waren die Stahlrohrtürme vorherrschend, denn die einzelnen Turmsegmente lassen sich im Werk mit allen erforderlichen Einbauten (Leitern, Kabelführungen, Beleuchtung) produzieren und transportieren. Ein Stahlrohrturm kann wesentlich schneller errichtet werden als ein Gittermast.

Die Türme müssen mitwachsen

Doch die Türme wurden von Jahr zu Jahr höher, um Luftschichten mit höherer Windgeschwindigkeit zu erreichen, und mit der Höhe wächst auch der Durchmesser. Ab dem Jahr 2000 erreichten die ersten Windturbinen eine Nabenhöhe von 100 m, und der Durchmesser am Turmfuß erreichte 4,30 m, sodass die Autobahnbrücken dem weiteren Wachstum eine Grenze setzten. Größere Nabenhöhen sind nur noch durch größere Wandstärken zu erreichen, und dafür sind nur wenige Fabriken in Europa ausgelegt.

Also wuchs langsam die Bedeutung der Betontürme. Die ersten entstanden in wochenlanger Arbeit als 100 m hohe Ortbetontürme, und auch Höhen von 200 m und mehr sind problemlos erreichbar, doch diese Bauweise ist zu langwierig und zu teuer. Als Alternative bot sich der Fertigteilbetonturm an. Er besteht aus knapp 4 m hohen ringförmigen Segmenten, die problemlos auf der Autobahn transportiert werden können und auf der Baustelle übereinandergestapelt werden, sodass ein sich nach oben konisch verjüngender Turm entsteht. Statt ringförmiger Elemente kann man auch Flachelemente verwenden und daraus einen polygonen Turm aufbauen (Bild 1). Anschließend werden die Betonteile durch Stahlseile, die von unten nach oben durch alle Elemente durchgeschoben werden, verspannt.

Damit der Betonturm stabil genug ist und allen Belastungen, die eine Windturbine auf ihn ausübt, standhält, muss er eine große Masse haben. Außerdem wird der Durchmesser am Turmfuß so groß, dass die unteren Sektionen zwei- oder dreigeteilt transportiert werden müssen. Und weil alle Sektionen aufrecht stehend transportiert werden, gliedert sich der Fertigteilbetonturm in viele Teile. Man braucht eine ganze Karawane von Tiefladern, um sie zur Baustelle zu transportieren. Auch hier zeichnet sich also, wie schon im Falle des Stahlrohrturms, eine logistische Grenze ab.

Aber bevor der Fertigteilbetonturm so groß wird, dass er unter dem Strich zu teuer wird, stößt der Raupenkran, der ihn errichtet, an die Grenzen seiner Standfestigkeit. Deshalb wurde der „mitwachsende“ Turmdrehkran, der sich am Turm abstützt, in den Windenergiemarkt eingeführt. Dadurch lassen sich problemlos große Höhen erreichen.

Beton ist nicht der ideale Baustoff für die Windenergiebranche, denn seine Herstellung erzeugt große Mengen Kohlendioxid, und die Energierücklaufzeit einer Windturbine verlängert sich dadurch. Auch das Fundament, auf dem der Stahlrohr- oder Betonturm steht, ist natürlich aus Beton, und sichert die Standfestigkeit der Anlage durch seine schiere Masse. Man kommt zwar an diesem Baustoff nicht vorbei, aber man kann den Betonbedarf eingrenzen, zum Beispiel dadurch, dass man auf einen Betonturm einen Stahlrohrturm setzt. Diese Hybridtürme erreichen heute eine maximale Höhe von 160 m.

Ein Ende des Turmwachstums ist noch nicht in Sicht, denn in dem Bestreben, möglichst viel Ertrag aus einem Standort herauszuholen, werden immer höhere Türme geplant und realisiert. Das Wachstum ist in erster Linie abhängig von der Zunahme der Windgeschwindigkeit in der Grenzschicht (Bild 7 in [1]). Die Bodenrauigkeit bremst die Windgeschwindigkeit in den unteren Luftschichten ab, aber diese bremsende Wirkung lässt mit wachsender Höhe nach. Ab etwas 200 m Höhe ist kaum noch mit einem Zuwachs der Windgeschwindigkeit zu rechnen. Auf offener See, wo die Rauigkeit fast gleich Null ist, sind deshalb die Türme niedriger als an Land.

Letzten Endes wird eine einfache Kosten-Nutzen-Rechnung dem Höhenwachstum eine Grenze setzen. Denn die Herstellung und Errichtung der Türme steigt mit wachsender Höhe überproportional an. Wenn der voraussichtliche Ertragszuwachs nicht mehr ausreicht, um die höheren Kosten aufzuwiegen, dann ist die Grenze des Höhenwachstums erreicht [2].

Stromeinspeisung ins öffentliche Netz

Die kleinen Windturbinen, die in der Pionierphase der modernen Windenergienutzung mit wenigen Kilowatt Leistung Strom erzeugten, waren im landwirtschaftlichen Einsatz und dienten dem Betrieb von Wasserpumpen oder der Aufladung von Batterien in autonomen Stromsystemen. Doch als die Rotoren und damit die Leistungen größer wurden, produzierten die Windturbinen regelmäßig überschüssige elektrische Energie, sodass es notwendig wurde, den Strom ins Netz einzuspeisen, um ihn nicht zu verschwenden.

Die Generatoren der Windturbinen, die ab 1983 mit 20 bis 55 kW Leistung Strom einspeisten, waren direkt mit dem Netz verbunden, sodass der Asynchrongenerator der Frequenz folgen musste. Die Drehzahl des Rotors dieser „Stall-Windturbinen“ war deshalb weitgehend konstant [3].

Dies war möglich, weil das starre Verbundnetz als unbegrenzt aufnahmefähige Senke mit konstanter Spannung und Frequenz betrachtet werden konnte. Doch als die ersten größeren Windturbinen an entlegenen Standorten errichtet und an schwache Netzausläufer angeschlossen wurden, stieß man bald an die Grenzen der Aufnahmefähigkeit des Netzes. Als dann die ersten Windparks Leistungen erreichten, die der Übertragungsleistung des Verbundnetzes nahe kamen, wurde die Notwendigkeit der elektrischen Energieaufbereitung deutlich.

Mit der Einführung leistungselektronischer Umrichter in der 50-kW-Klasse der Windturbinen begann ab etwa 1989 der unaufhaltsame Aufstieg dieser Konfigurationen in der Windenergietechnik. Von kostengünstigen Sechspuls-Umrichtern mit Thyristoren führte die Entwicklung über quasi zwölfpulsige Schaltungen zu Pulsumrichtern mit Halbleiterschaltern, die im Kilohertzbereich takten.

Sie sind ideal geeignet für die Netzeinspeisung der beiden unterschiedlichen Generatorsysteme, die heute in Windturbinen zum Einsatz kommen, also sowohl für die Anlagen mit Getriebe und doppeltgespeistem Asynchrongenerator als auch für die Anlagen ohne Getriebe mit Synchrongenerator. Beide Systeme machen es möglich, dass der Rotor der schwankenden Windgeschwindigkeit folgen kann, sich also mit variabler Drehzahl bewegt [3].

Das setzt voraus, dass die leistungselektronischen Umrichter in der Lage sind, die mit variabler Frequenz vom Generator erzeugte elektrische Energie in ein Netz einzuspeisen, in dem eine nahezu konstante Frequenz und Spannung herrscht.

Als Leistungshalbleiter kommen in den Stromrichtern überwiegend Insulated-Gate-Bipolar-Transistoren (IGBT) zum Einsatz, die ein schnelles Schalten mit sehr kleiner Steuerleistung erlauben. Ausgangsseitig begrenzen IGBT erhöhte Ströme selbsttätig mit der Folge, dass sich ein gutes Überstrom- und Kurzschlussverhalten einstellt. Integrierte Freilaufdioden schützen den Transistor in Sperrrichtung.

Im Hinblick auf die Netzeinwirkungen haben sich selbstgeführte, pulsweitenmodulierte Umrichter (PWM-Umrichter) bewährt. Sie ermöglichen aufgrund ihrer hohen Pulsfrequenz einen dynamisch geregelten Betrieb und die Einspeisung nahezu sinusförmiger Ströme. Außerdem ist sowohl die Einspeisung reiner Wirkleistung als auch die Kompensation der Blindleistung von Verbrauchern und anderen Erzeugern im Netz realisierbar.

Diese Umrichter waren von Anfang an in der Lage, auf der Netzseite Spannungs- und Frequenzänderungen zu erkennen. Bei Über- oder Unterspannungen außerhalb der festgelegten Grenzen sowie bei Kurzunterbrechungen im Netz mussten sich die Wind-turbinen selbsttätig vom Netz trennen, um ungewollten Inselbetrieb zu vermeiden [4].

Beiträge zur Netzstützung

Bis Ende des Jahres 2008 war die installierte Leistung der in Deutschland installierten Windturbinen auf insgesamt 24 GW angewachsen, und nun war eine selbsttätige Netztrennung nicht mehr sinnvoll. Denn falls zentrale Stromerzeuger, insbesondere Kern- und Kohlekraftwerke ausfallen, würde eine anschließende, selbsttätige Netztrennung der dezentral einspeisenden Windturbinen eine Kettenreaktion und einen flächendeckenden Stromausfall auslösen.

Deshalb hat der Gesetzgeber im Juli 2009 eine auf die Windenergie bezogene Systemdienstleistungsverordnung (SDLWindV) erlassen, um künftig zu installierende Windturbinen zur Netzstützung heranzuziehen, und zwar nicht nur beim Ausfall großer Kraftwerke, sondern beispielsweise auch bei der lastbedingten Verschiebung der Netzfrequenz.

Dadurch wuchsen die Ansprüche an die Windturbinen, aber zugleich auch der Wert der Windenergie. Seitdem leistet sie wertvolle Beiträge zur Stützung des Netzes und damit zur Sicherheit der Stromversorgung.

Denn die PWM-Umrichter bieten vielfältige, konventionellen Kraftwerken ähnliche Eingriffsmöglichkeiten im Hinblick auf die Energieabgabe an das Netz, wie z. B. die Einstellbarkeit von Spannung und Blindleistung sowie die Steuerung der Wirkleistungseinspeisung [4].

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] Koenemann, D.: Grundlagen der Windenergietechnik, in: Schulz, T. (Hrg.): Handbuch der Windenergie. Erich Schmidt Verlag, 1. Auflage, Berlin 2015.

[3] Koenemann, D.: Strom aus Windenergie. Teil 2: Regelung, Stromerzeugung und Konstruktion des Triebstranges, Elektropraktiker, Berlin 71 (2017) 10, S. 833-837.

[4] Heier, S.: Windkraftanlagen. Systemauslegung, Netzintegration und Regelung., 5. Auflage 2009.

Der vollständige Artikel ist in unserem Facharchiv nachzulesen.

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