Teil 3: Türme, Netzeinspeisung und Windparks auf dem Meer

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: