3. Stand der Technik

Die technischen Grundlagen einer Stromerzeugung aus Windenergie werden nun aufbauend auf den physikalischen Zusammenhängen der Windenergienutzung im folgenden dargestellt. Dabei wird vom derzeitigen Stand der Technik ausgegangen.

3.1 Bauformen

Das Spektrum der technischen Ausführungsformen ist groß. Wichtige Klassifikationsmerkmale unterschiedlicher Konzepte sind unter anderem:

Am einfachsten ist eine Unterscheidung nach konstruktiven Gesichtspunkten, und deshalb auch am gebräuchlichsten. Ein primäres Unterscheidungsmerkmal ist die Lage der Drehachse des Windrotors. Deshalb werden Rotoren mit vertikaler und horizontaler Drehachse unterschieden.
      3.1.1 Rotoren mit vertikaler Drehachse
       
         
        Windrotoren mit vertikaler Drehachse stellen zwar die älteste Bauform dar, sie konnten jedoch anfangs nur als reine Widerstandsläufer ausgeführt werden.
         

        3.1.1.1 Savonius-Rotor

          Der Savonius-Rotor ist der bekannteste Rotor mit vertikaler Drehachse. Man findet ihn als Lüfterrad auf Eisenbahnwaggons oder Lieferwagen. Das Schalenkreuzanemometer wird für Windgeschwindigkeitsmeßgeräte verwendet (siehe Kapitel 4.3.1).

          Abb. 9: Savonius-Rotor [17, S.47]

          Der Savonius-Rotor wird insbesondere für den mechanischen Antrieb von Wasserpumpen gelegentlich eingesetzt. Aufgrund der niedrigen Schnellaufzahl und des vergleichsweise geringen Leistungsbeiwertes kommt er für stromerzeugende Windkraftanlagen nicht in Frage. Bei optimaler Formgebung kann der Savonius-Rotor auch als auftriebsnutzender Rotor realisiert werden. Der maximale Leistungsbeiwert liegt dann in der Größenordnung von 0,25.
           
           

        3.1.1.2 Darrieus-Rotor
 
Bei Bauformen mit vertikaler Drehachse wird der aerodynamische Auftrieb erst in neuerer Zeit effektiv ausgenützt. Am besten hierfür geeignet erwies sich die 1925 von dem Franzosen Darrieus entwickelte Form. Beim Darrieus-Rotor kreisen die Rotorblätter auf der Mantellinie einer geometrischen Rotationsfigur mit senkrechter Drehachse. Die geometrische Form der Rotorblätter ist dadurch kompliziert und aufwendig in der Herstellung. Darrieus-Rotoren werden wie Horizontalachsen-Rotoren vorzugsweise mit zwei oder drei Rotorblättern gebaut.
        3.1.1.3 H-Darrieus-Rotor
3.1.2 Rotoren mit horizontaler Drehachse 3.1.3Windenergie-Konzentratoren
3.2 Zusammenfassung
 
Gruppe I
Auftriebsprinzip
horizontale Achse
Gruppe II
Auftriebsprinzip
vertikale Achse
Gruppe III
Konzentrierende
Maschinen
Gruppe IV
Widerstands-
prinzip
  • Schnelläufer
  • Einblattrotoren
  • Zweiblattrotoren
  • Dreiblattrotoren
  • Langsamläufer
  • historische Windmühle
  • amerikanische Windturbine
  • gegenläufiger Doppelrotor
  • Mehrfachrotor
  • Flettner
  • Segelrotor
  • Schleppturbine
  • Schnelläufer
  • Darrieus
  • Giromill
  • H-Rotor
  • Langsamläufer
  • Savoniusläufer mit Auftriebsprinzip
Einfachmantelturbine 

Windturbine mit Diffusor 

quasi-Mantel 

Tornadotyp 

Delta-Konzentrator 

Berwian

Savonius 

Schalenkreuz 

umklappende Flächen 

hälftig abgeschirmt

Abb. 20: Klassifizierung von Windkraftanlagen [25, S.236]
 
 

3.3 Systemelemente

Die Horizontalachsenkonverter sind von der aufgezeigten Vielzahl möglicher Anlagenkonzepte derzeit und in absehbarer Zukunft für eine netzgekoppelte Stromerzeugung marktbestimmend. Der prinzipielle Aufbau dieses Anlagenkonzeptes wurde bereits in Abb. 12 dargestellt. Demnach besteht eine netzgekoppelte Windkraftanlage aus den Rotorblättern, der Rotornabe, gegebenenfalls einem Getriebe, dem Generator, dem Turm, dem Fundament und einem Netzanschluß. Je nach Windkraftanlagentyp können weitere Komponenten hinzukommen.

      3.3.1 Rotor
        Das Systemelement, mit dem die im Wind enthaltene Energie in eine mechanische Drehbewegung umgewandelt wird, bezeichnet man bei einer modernen Windkraftanlage als Rotor. Er besteht aus einem oder mehreren Rotorblättern und der Rotornabe. Mit Hilfe der Rotorblätter wird den bewegten Luftmassen die Bewegungsenergie nach dem Auftriebsprinzip entzogen. Dies wird derzeit mit einem Wirkungsgrad von maximal 50% realisiert. Im Regelfall liegt der sogenannte aerodynamische Wirkungsgrad im Bestpunkt bei den heute üblichen Rotoren zwischen 42 und 48%. [25, S.238]

        3.3.1.1 Orientierung der Rotorachse

          Zu den fundamentalen Unterscheidungsmerkmalen von Windkraftanlagen gehört die Orientierung der Rotorachse. Horizontalachsenwindmühlen sind weit in der Überzahl, obwohl einige gewichtige Vorteile der Vertikalachser unübersehbar sind und im Verlauf des Kapitels genannt werden. Es wird unter den Vertikalachsern im wesentlichen unterschieden zwischen dem Darrieus-Typ mit Blättern, die entsprechend einer Seillinie (Toposkiene) gekrümmt sind, und den Vertikalachsern mit senkrechten, geraden Blättern.
        3.3.1.2 Stellung des Rotors zum Turm
          Die Stellung des Rotors zum Turm stellt bei den Horizontalachsern ein wichtiges Unterscheidungsmerkmal dar. Die sogenannten Luvläufer sind am stärksten verbreitet. Bei dieser Bauweise läuft der Rotor in Windrichtung vor dem Turm (up wind rotor). Leeläufer (down wind rotor) haben den für Genehmigung und Akzeptanz gewichtigen Nachteil, daß der periodische Gang des Rotorblattes durch die verwirbelte Strömung im Turmnachlauf ("Turmschatten") eine störende Lärmquelle ist. Außerdem wird ein Leeläufer zusätzlichen Wellenbeanspruchungen ausgesetzt, weil die auf den Rotor wirkenden Luftkräfte im Turmschatten immer kurzzeitig zusammenbrechen.

          Vorteilhaft am Prinzip der leeseitigen Rotoranordnung ist, daß es eine passive Windnachführung prinzipiell möglich macht, was allerdings nur bei kleinen Anlagen ausgenutzt wird. Auch einige Großanlagen, wie z.B. Growian oder WTS-3, wurden als Leeläufer (mit aktiver Windnachführung) gebaut, weil die elastischen und/oder gelenkig aufgehängten Rotorblätter bei einer Böe in den Turm bzw. seine Abspannungen schlagen könnte, wenn der Rotor vor diesem läuft.

        3.3.1.3 Rotordrehzahl (Schnelläufer, Langsamläufer)
          Marktgängige, schnellaufende Generatoren arbeiten mit Drehzahlen zwischen
          1000 und 1500 U/min. Aus diesem Grund wird der Rotor bezüglich Anzahl und Form der Blätter für relativ hohe Drehzahlen ausgelegt, um hohe Getriebeübersetzungen zu vermeiden. Langsamlaufende Generatoren der üblichen Bauart sind für den Einsatz in Windkraftanlagen weniger geeignet, weil sie schwerer und teurer sind. Außerdem gibt es für jede Windgeschwindigkeit eine optimale Rotordrehzahl, bei der die Rotorleistung maximal wird. Bei größeren und kleineren Rotordrehzahlen nimmt die durch den Rotor dem Wind entnommene Leistung jeweils ab. [25, S.238]

          Die Schnellaufzahl ist ein wichtiger Parameter für die aerodynamische Auslegung der Rotorblätter. Langsamläufer haben eine Schnellaufzahl l » 1 und liefern ein hohes Drehmoment (z.B. Westernmill und Kolbenpumpe). Netzgekoppelte Windkraftanlagen werden mit Schnellaufzahl l =5..8 ausgelegt und liefern hohe Drehzahlen für die Generatoren.

          Abb. 21: Unterschiede im Aufbau [15, S. 58]
           

          Den bei der aerodynamischen Auslegung zugrundegelegten Wert l können Windturbinen, die mit konstanter Drehzahl betrieben werden, nur für eine einzige Windgeschwindigkeit realisieren, da sie wegen l ~ u/v eine mit der Windgeschwindigkeit veränderliche Schnellaufzahl haben. Drehzahlvariabel betriebene Windturbinen hingegen können bei richtiger Anpassung der angetriebenen "Last" in einem weiten Bereich von Windgeschwindigkeiten gefahren werden, die für die aerodynamische Optimierung der Rotorblätter zugrundegelegt wurde. Der drehzahlvariable Betrieb ist daher für die Effizienz des Rotors vorteilhaft, erfordert aber z.B. für die frequenzkonstante Netzspeisung mit 50 bzw. 60Hz einen erhöhten systemtechnischen Aufwand.
          [15, S. 58]

          Windturbinen mit niedrigen Schnellaufzahlen haben ein hohes Anlaufmoment, erfordern eine hohe Flächenbelegung auf der Rotorkreisfläche und bewirken einen hohen Rotorschub auf den Turm bei stillstehender Anlage. Deshalb muß der Rotor zur Stillegung aus dem Wind gedreht werden. Windturbinen mit hohen Schnellaufzahlen kommen mit wenigen, schlanken Flügeln aus, brauchen aber unter Umständen eine Anlaufhilfe. Windturbinen mit l >8 werden heute kaum mehr gebaut, weil die Schallabstrahlung des Rotors etwa in sechster Potenz mit der Blattspitzengeschwindigkeit verknüpft ist. [15, S. 59]

        3.3.1.4 Anzahl der Rotorblätter
          Rotoren mit wenigen und relativ schmalen Rotorblättern sind erforderlich, wenn hohe Schnellaufzahlen mit einer möglichst optimalen Windgeschwindigkeitsverminderung angestrebt werden. Aus diesem Grund verfügen moderne Konverter über ein bis drei Rotorblätter. Rotoren mit mehr als drei Blättern kommen zur netzgekoppelten Stromerzeugung praktisch nicht zum Einsatz. Neben der damit erzielbaren hohen Drehzahl hat die Begrenzung der Rotorblätter auch den Vorteil, daß Material eingespart wird und damit in der Regel auch die Kosten reduziert werden.

          3.3.1.4.1 Dreiblattrotor

            Der Dreiblattrotor ist der Rotor mit der geringsten Blattanzahl, der noch dynamisch einfach beherrschbar ist. Das Trägheitsmoment eines Dreiblattrotors bezüglich des Turms ändert sich aufgrund der günstigen Massenverteilung während des Umlaufs nicht. Daraus resultieren deutlich geringere schwingungsdynamische Probleme als beispielsweise beim Zweiblatt- oder Einblattrotor. Auch die Geschwindigkeiten an den Blattspitzen sind noch nicht sehr hoch, da die Schnellaufzahlen zwischen 6 und 10 betragen. Damit wird eine Übermäßige Geräuschentwicklung vermieden. Deshalb hat sich der Dreiblattrotor bei dem derzeit angebotenen Marktspektrum im wesentlichen durchgesetzt. Auch die größere optische Laufruhe fällt dabei ins Gewicht, da sie zu einer besseren Akzeptanz in der Bevölkerung führen kann. Bei rund 90% der derzeit vorhandenen Anlagen handelt es sich um Konverter mit Dreiblattrotoren.
             
          3.3.1.4.2 Zweiblattrotor
            Gegenüber den Dreiflüglern wird bei Zweiblattrotoren ein Rotorblatt eingespart. Dadurch können die eingesetzten Materialien und damit die Kosten reduziert werden. Dafür ist aber der Aufwand für die Rotornabe deutlich höher, da die Dynamik von Rotoren mit zwei Flügeln deutlich schwieriger zu beherrschen ist. In der Folge kommt es zu zusätzlichen Dreh- und Beugebewegungen aufgrund der ungünstigeren Massenverteilung. Diese können unter Umständen auf die gesamte Anlage übertragen werden und mit erhöhten dynamischen Belastungen verbunden sein. Derartige Einflüsse lassen sich zwar durch die Verwendung von Pendelnaben reduzieren; dies ruft jedoch wieder einen höheren konstruktiven Aufwand und zusätzliche Kosten hervor. Moderne Zweiblattrotoren zeichnen sich im Vergleich zu Dreiblattrotoren durch geringfügig höhere Schnellaufzahlen von 8 bis 14 und damit höhere Flügelspitzengeschwindigkeiten aus. Die Geräuschentwicklung an den Flügelspitzen kann aber trotzdem in Grenzen gehalten werden und stellt heute nur noch ein sekundäres Problem dar. Zweiblattrotoren werden derzeit zwar angeboten, spielen jedoch bezogen auf das gesamte Anlagenspektrum nur eine untergeordnete Rolle. Momentan dürften nur rund 10 % der in Deutschland installierten Konverter mit zwei Rotorblättern ausgerüstet sein. Dies kann sich zukünftig bei einem Übergang zu Anlagen im Megawattbereich ändern, da dann die Vorteile von Zweiblattrotoren überwiegen könnten.

             

          3.3.1.4.3 Einblattrotor
           
            Der Materialaufwand wird bei Einblattrotoren zwar für den eigentlichen Flügel auf das Mindestmaß reduziert, dafür besteht aber die Notwendigkeit, durch ein Gegengewicht und eine entsprechend robuste Rotornabe die Exzentrizität des Rotors auszugleichen. Aufgrund einer Vielzahl dynamischer Effekte ist außerdem der erforderliche konstruktive Aufwand sehr hoch. Dies führt letztlich zu eine Verteuerung und zu einer höheren Reparaturanfälligkeit. Trotz eines entsprechenden technischen Aufwands ist der Lauf eines solchen Rotors konzeptionsbedingt vergleichsweise unruhig. Dies wird im Landschaftsbild oft als sehr störend empfunden. Mit maximalen Schnellaufzahlen von 14 bis 16 ist auch die Blattspitzengeschwindigkeit relativ hoch, welche hohe Geräuschemissionen hervorruft. Aus diesen Gründen konnten sich Einblattrotoren auf dem Markt nicht durchsetzen. Die in Deutschland installierten Konverter dieses Typs machen folglich heute weniger als ein Prozent bezogen auf den Gesamtanlagenbestand aus.

            Das augenfälligste Merkmal eines Rotors stellt die Anzahl der Rotorblätter dar, und sie ist oft Gegenstand kontroverser Diskussionen. Bereits bei der Erklärung der physikalischen Grundlagen wurde darauf hingewiesen, daß die Berechnung der erzielbaren mechanischen Leistung aus einer vorhandenen Windleistung in einem bestimmten Durchströmquerschnitt ohne Kenntnis der Rotorkonfiguration, daß heißt also auch ohne die Berücksichtigung der Anzahl der Rotorblätter, mit brauchbarer Näherung möglich ist. Damit ist bereits angedeutet, daß der Einfluß der Anzahl der Rotorblätter auf die Rotorleistung gering sein muß. Vereinfacht ausgedrückt: Rotoren mit geringerer Blattanzahl drehen schneller und gleichen so ihren Nachteil der kleineren physichen Blattfläche wieder aus.

            Abb. 22: Einfluß der Rotorblattdrehzahl auf die Rotorleistungs-kennlinie [17, S.96]

            Abb.22 zeigt den Einfluß der Blattanzahl auf die Einhüllende des Rotorleistungskennfeldes. Es ist sofort der vergleichsweise geringe Leistungszuwachs von einem auf zwei oder drei bzw. vier Rotorblätter erkennbar. Während der Leistungszuwachs beim Übergang von einem auf zwei Blätter noch beachtliche 10 % beträgt, ist der Unterschied von zwei auf drei Blätter noch etwa drei bis vier Prozent. Das vierte Blatt bringt nur noch einen Leistungszuwachs von einem bis zwei Prozent.

            Der Leistungsbeiwert nimmt theoretisch mit zunehmender Blattzahl weiter zu. Rotoren mit sehr großer Blattzahl, wie die Amerikanische Windturbine, zeigen jedoch wieder einen annehmbaren Leistungsbeiwert. Bei großer Blattflächendichte ergeben sich komplizierte aerodynamische Strömungsverhältnisse, die mit den erläuterten theoretischen Modellvorstellungen nicht erfaßt werden.

            Der Verlauf der cP-Kurven über der Schnellaufzahl zeigt auch, in welchem Bereich die optimale Schnellaufzahl für Rotoren mit unterschiedlicher Blattanzahl liegen muß. Während der Dreiblattrotor bei einer Auslegungsschnellaufzahl von 7 bis 8 sein Optimum hat, wird für einen Zweiblattrotor der maximale cP-Wert erst bei einer Schnellaufzahl von etwa 10 erreicht. Die optimale Schnellaufzahl für den Einblattrotor liegt bei 15. Die Lage der optimalen Schnellaufzahl ist geringfügig von der Wahl des aerodynamischen Profiles abhängig. Die Profileigenschaften verschieben jedoch im wesentlichen nur die Maximalwerte der cP-Kurven nach oben oder unten, so daß die Zusammenhänge von Blattzahl, Leistungsbeiwert und optimaler Schnellaufzahl von allgemeiner Gültigkeit für schnellaufende Rotoren sind.

            Aus der Abhängigkeit des Leistungsbeiwertes von der Rotorblattzahl wird sofort verständlich, warum der Rotor mit geringer Blattanzahl (zwei oder drei Blätter) die bevorzugte Lösung für Windkraftanlagen darstellt. Der mögliche Gewinn an Leistung und Energielieferung von wenigen Prozenten reicht in der Regel nicht aus, um die Kosten für die weiteres Rotorblatt zu rechtfertigen.
             

        3.3.1.5 Material
         
          Die Frage nach dem geeigneten Material ist in der Regel der Ausgangspunkt zu Überlegungen über die Rotorblattbauweise. Sowohl die konstruktive Bauweise als auch die Fertigungstechnik werden in weitem Umfang durch die Eigenschaft des Materials bestimmt. Andererseits werden aber auch vom Konstruktionsprinzip bestimmte Anforderungen an die Materialien gestellt und damit Kriterien zur Materialauswahl gesetzt. Man kann somit sagen, daß Materialauswahl, Konstruktionsprinzip und Fertigungstechnik im konkreten Fall nicht voneinander getrennt gesehen werden können. Dennoch ist es sinnvoll, zunächst einmal die grundsätzlich in Frage kommenden Baumaterialien auf ihre Eignung für Windrotorblätter zu analysieren. Folgende Materialien werden, ausgehend von den Erfahrungen im Flugzeugbau, grundsätzlich als geeignet angesehen:
          1. Aluminium
          2. Titan
          3. Stahl
          4. Faserverbundstoff (Glas-, Kohle-, und Aramidfaser)
          5. Holz
          Die wichtigsten Materialkenngrößen, anhand derer ein erstes Urteil möglich ist, sind:
          1. das spezifische Gewicht [g/cm³]
          2. die zulässige Bruchbeanspruchung [N/mm²]
          3. der Elastizitätsmodul [kN/m²]
          4. die auf das spezifische Gewicht bezogene Bruchfestigkeit, die sogenannte Reißlänge [km]
          5. die Dauerfestigkeit bei 107 bis 108 Lastwechsel [N/mm²]
          Ebenso sind die Materialkosten, die Herstellungskosten und die damit verbundenen Entwicklungskosten von Bedeutung. Die beiden letzten Punkte können selbstverständlich nicht allein vom Material aus beurteilt werden, sondern stehen mit der gewählten Bauweise in Zusammenhang. Titan als Baumaterial für Rotorblätter scheidet aus Kostengründen aus. Sowohl der Materialpreis wie auch die Verarbeitungskosten sind extrem hoch.

          3.3.1.5.1 Aluminium

            Einen hochfesten Werkstoff stellt das im Flugzeugbau verwendete Duraluminium dar. Mit diesem Werkstoff kann gegenüber vergleichbar belasteten Stahlkonstruktionen ein Gewichtsvorteil von ca. 30% erreicht werden. Vorteilhaft sind die guten Dauerfestigkeitswerte und die Korrosionsbeständigkeit. Für Leichtbauschalenkonstruktionen aus Duraluminium ist in der Regel die Beulsteifigkeit der Hauptfelder das dimensionierende Kriterium. Der entscheidende Nachteil liegt in der teuren Fertigung. Bleche und Profilstäbe aus Duraluminium sind praktisch nicht schweißbar und müssen deshalb vernietet werden. Im Flugzeugbau, wo das Gewicht der alles dominierende Faktor ist, nimmt man die aufwendige Fertigungstechnik in Kauf. Für Rotorblätter von Windkraftanlagen wird sie als zu teuer angesehen. Rotorblätter aus Dural nach dem direkten Vorbild des Flugzeugbaus findet man nur bei wenigen Versuchsanlagen.

            Eine Bauweise mit weniger festem aber schweißbarem Aluminium, z.B. AlMg5 wäre eine denkbare Alternative zur Verwendung von Duraluminium. Wegen der deutlich geringeren Dauerfestigkeit wird dann allerdings gegenüber Stahl kein Gewichtsvorteil mehr erzielt. Außerdem ist das Schutzgasschweißen von Aluminiumblechen aufwendig. Insgesamt gesehen erscheint zum gegenwärtigen Zeitpunkt die Aluminiumbauweise von Rotorblättern nicht sonderlich erfolgsversprechend. Bei Produktion von Rotorblättern in sehr großen Stückzahlen könnte sich dies ändern.

            Im Gegensatz zu den Blättern der Horizontalachsen-Rotoren sind die Blätter von Vertikalachsen-Rotoren nach der Darrieus-Bauart bevorzugt aus Aluminium hergestellt.
             

          3.3.1.5.2 Stahlbauweise
            Bei den großen Versuchsanlagen war Stahl der vorherrschende Werkstoff für die Rotorblätter. Stahl besitzt außergewöhnlich gute Steifigkeitswerte, während die Reißlänge vergleichsweise niedrig liegt. Die zulässigen Dauerfestigkeitswerte liegen für 107 bis 108 Lastwechsel in der Größenordnung von 50 bis 60 N/mm². Für Stahlkonstruktionen wird damit die Ermüdungsfestigkeit zum dimensionierenden Faktor.

            Bei Verwendung des üblichen Baustahls St 52 sprechen für diese Bauweise der relativ niedrige Materialpreis, die vergleichsweise niedrigen Fertigungskosten mit konventioneller Schweißtechnik und die gut bekannten Materialeigenschaften. In Bezug auf die Fertigungstechnik bleibt das Entwicklungsrisiko damit überschaubar. Problematisch im Hinblick auf die Herstellung ist die Verformbarkeit: Stahlbleche in Wandstärken bis zu 20 mm können nur mühsam in die verwundene Form der Rotorblätter gebracht werden. Entweder sind Abstriche an der gewünschten Profiltreue und Oberflächenqualität unvermeidlich, oder es werden entsprechende Kompromisse bei der Profilauswahl und der Festlegung der Verwindung notwendig.

            Die Ganzstahlbauweise ist bis jetzt auf wenige Ausnahmen beschränkt geblieben. Weiter verbreitet ist die Stahlholmbauweise, bei der nur der tragende Holm aus Stahl besteht. Streng genommen handelt es sich hierbei um eine Gemischtbauweise aus Stahl und Glasfaserverbundmaterial. Die Konzentration der Belastungen auf den Stahlholm macht jedoch eine Zuordnung zu den Stahlbauweisen möglich.

            Ein weiteres Problem bei Stahl ist der Korrosionsschutz. Insbesondere die nicht mehr zugänglichen Bereiche im Holm- oder Rotorblattinneren sind unter diesem Aspekt problematisch. Im Zusammenhang mit der Alterung des Materials steht das Problem der Rißbildung, das besonders bei Stahl kritisch ist. Da ein unentdeckter Ermüdungsriß beim Rotorblatt verheerende Folgen für die Windkraftanlage haben kann, ist eine laufende Überwachung unerläßlich.
             

          3.3.1.5.3 Faserverbundbauweise
           
            Auch die Faserverbundbauweise wurde zuerst in der Luftfahrttechnik und im Segelflugzeugbau eingesetzt. Für fast alle faserverstärkten Leichtbaustrukturen werden heute Verbundmaterialien verwendet. Bei modernen Segelflugzeugen ist diese Bauweise heute selbstverständlich. Auch im Großflugzeugbau setzen sich faserverstärkte Materialien immer mehr durch. Drei verschieden Fasermaterialien kommen in Frage:
            • Glasfaser
            • Kohlefaser
            • Organische Aramidfasern (z.B. KEVLARÒ )
            Die Fasern werden von hochwertiger Luft- und Raumfahrtqualität bis hin zum minderwertigen Fasermaterial für einfache Verkleidungsstrukturen in sehr unterschiedlichen Qualitäten angeboten. Entsprechend verhalten sich die Materialpreise. Die Dauerfestigkeit von organischen Aramidfasern ist bis heute wenig erprobt. Aus diesem Grunde scheiden sie für Rotorblätter vorläufig noch aus.

            Glasfaser ist die am meisten verwendete Faser. Ihre Festigkeitseigenschaften sind außerordentlich hoch, weniger gut ist dagegen der spezifische Elastizitätsmodul. Das bedeutet, daß die Steifigkeit von Bauteilen aus Glasfaserstrukturen nicht vorbehaltlos für sehr große Rotorblätter eingesetzt werden können.

            Die Kohlefaser zeichnet sich sowohl durch höchste Reißlänge, als auch durch einen hohen
            E-Modul aus. Die Steifigkeit von Kohlefaserbauteilen ist mit der von Stahlkonstruktionen vergleichbar. Einzig der bis heute hohe Preis der Kohlefaser spricht gegen sie, trotz der guten Dauerfestigkeitseigenschaften. Kohlefaser wird deshalb oft nur in Kombination mit Glasfasermaterial für die besonders beanspruchten Bereiche eingesetzt. Die Kohlefaser kennt praktisch keine Korrosionsprobleme, benötigt aber bei der Verwendung für Rotorblätter besondere Vorkehrungen für den Blitzschutz.

            Bei faserverstärktem Verbundmaterial ist die Verarbeitung auf verschiedenen Wegen möglich. Die Laminartechnik ist am gebräuchlichsten. Hierbei wird das Fasermaterial in Mattenform schichtweise in eine Negativform des Bauteiles eingelegt und mit Kunstharz getränkt. Als Harz (Matrixmaterial) wird für hochfeste Strukturen Epoxy-Harz verwendet. Einfachere Bauteile werden auch mit Polyester als Matrixmaterial hergestellt. Die auflaminierten Schichten härten dann bei Raumtemperatur oder auch bei erhöhten Temperaturen von etwa 70 bis 80° C aus.

            Mit der Laminiertechnik können nahezu beliebig komplizierte Geometrien bei einzigartiger Oberflächengüte hergestellt werden. Der Nachteil liegt allerdings in der Tatsache, daß überwiegend Handarbeit erforderlich ist. Eine gewisse Rationalisierung ist zwar durch die Verwendung von vorgetränkter Fasermatten (Prepregs) möglich, der Mechanisierung sind jedoch enge Grenzen gesetzt.


            Abb. 23: Wickeltechnik [17, S.213]

            Die sogenannte Wickeltechnik versucht diesen Nachteil zu vermeiden. Auf einer Wickelmaschine, die einer Drehbank ähnelt, wird die Struktur über einen Formkern mechanisch gewickelt. Die Fasern werden mit Matrixmaterial getränkt, indem sie beim Wickeln ein Bad aus Harz durchlaufen. Dieser Vorgang kann nahezu vollautomatisch ablaufen. Grundsätzlich ist das Wickeln auch für komplizierte Formen anwendbar. Dort zeigen sich allerdings die Nachteile. Die Orientierung der Fasern kann nicht mehr ohne weiteres wie beim Laminieren der Beanspruchungsrichtung angepaßt werden. Infolgedessen kann der Gewichtsvorteil der Faserverbundbauweise weitgehend verloren gehen. Außerdem ist die Oberflächenqualität, bedingt durch die unvermeidlichen Rillen, relativ schlecht.

            Bei der Herstellung von Bauteilen aus Faserverbundmaterial ist die Verbindung des Fasermaterials mit den metallischen Anschlußstrukturen das Hauptproblem. Der Ort der höchsten Beanspruchung fällt bei Rotorblättern an der Blattwurzel mit der kritischen Krafteinleitung in der Nabe zusammen. Die konstruktive und festigkeitsmäßige Lösung des Problems entscheidet weitgehend über die Qualität von Rotorblättern aus Faserverbundwerkstoff.
             

          3.3.1.5.4 Holzbauweise
           
            Nahezu unschlagbar im Hinblick auf die Ermüdungsfestigkeit ist der Naturwerkstoff Holz. Der Anstoß für den Erfolg der heutigen Holzbauweisen kam aus dem Bootsbau. Bootsbauer entwickelten in dem Bemühen, das Holz seewasserbeständig zu machen, eine Holzverbundbauweise, bei der das Holz, ähnlich wie das Fasermaterial Glas oder Kohle, vollständig in Epoxy-Harz eingebettet wurde. Damit konnte ein wesentlicher Nachteil der alten Holzbauweise ausgeschaltet und die guten Eigenschaften von Holz, insbesondere die Ermüdungsfestigkeit, genutzt werden.

            Werkstoff Holz ist durch die zunehmende Verbreitung der Holzverbundbauweise bei Windkraftanlagen zu einem ernstzunehmenden Konkurrenten für die Glasfaser geworden. Das gilt sowohl für die Festigkeitseigenschaften wie auch für die Herstellkosten. Die Herstellungskosten liegen im Vergleich zu den hochwertigen Faserverbundmaterialien mit Epoxy-Harz als Matrixmaterial tendenziell niedriger. Ob diese Feststellungen auch mit Blick auf eine künftige Massenfertigung unwidersprochen bleiben, ist abzuwarten. Die Voraussetzungen für eine rationelle Fertigung im Vergleich zur gewickelten Verbundbauweise sind weniger günstig.
             

        3.3.2 Nabe und Blattverstellmechanismus

        Die erste Komponente des mechanischen Triebstranges ist die Rotornabe. Sie wird üblicherweise als Stahlgußkörper oder als geschweißte Stahlblechkonstruktion ausgeführt. Bei pitch-geregelten Windkraftanlagen muß sie auch die Komponenten des Blattverstellmechanismus aufnehmen.

        Das Rotorblatt kann starr oder gelenkig eingespannt werden. Die gelenkige Einspannung wird als "schlagend" bezeichnet. Der Zweiblattrotor ermöglicht eine spezielle Bauform, bei der das Doppelblatt als ganzes pendelnd in der Nabe verankert werden kann. Alle drei Bauformen können zur Leistungs- und Drehzahlbegrenzung mit einer reglergeführten Bewegung um die Blattlängsachse (pitchen) kombiniert werden.


        Abb. 24: Nabenbauformen [15, S.63]

        Die meisten Hersteller setzen nach wie vor auf einen starren Blattanschluß. Das ist solide, hält den Anteil an beweglichen und störanfälligen Bauanteilen niedrig und ist konstruktiv verhältnismäßig überschaubar.

         

        Abb. 25: Pendelnabe [15, S.65]

        Die Pendelnabe ist eine speziell auf Zweiblattrotoren zugeschnittene Entwicklung. Sie kann Belastungen aus der räumlichen Ungleichmäßigkeit des Windes reduzieren. Im wesentlichen wird dabei die Rotorwelle von entsprechenden Biegebeanspruchungen entlastet. An den Rotorblattwurzeln wird lediglich der dynamische Anteil vom Schlag-Biegemoment verringert. Besonders bei leeläufigen Großanlagen, bei denen sich die Bodengrenzschicht wegen der großen Anlagenabmessungen besonders stark in einer ungleichmäßigen Anströmung des jeweils unteren und oberen Blattes bemerkbar macht, ist das Bauprinzip der Pendelnabe zum Einsatz gekommen. Diese Asymmetrie wird bei Leeläufern noch verstärkt, wenn das jeweils untere Blatt durch den Turmschatten streicht.
         

      3.3.3 Getriebe
        Zur Umwandlung der Bewegungsenergie des Rotors in elektrische Energie mit Hilfe der meist eingesetzten marktgängigen vierpoligen Generatoren ist unter weitgehender Erfüllung der Netzspezifikationen (50 Hz) eine Drehzahl von rund 1500 U/min notwendig. Bei den derzeit üblichen Rotordrehzahlen von z.B. 30bis 50 U/min bei derzeit marktüblichen 500 kW-Anlagen wird deshalb ein Umwandlungsgetriebe benötigt.

        In bestimmten Leistungsbereichen werden auch getriebelose Anlagen angeboten. Dabei kommt ein vielpoliger Ringgenerator zum Einsatz, der infolge eines Gleichstromzwischenkreises drehzahlvariabel betrieben werden kann. Damit wird keine Drehzahlübersetzung mehr benötigt. Somit kann bei solchen Windkraftanlagen auf das Getriebe verzichtet werden.

        Das insbesondere bei kleinen Anlagen noch häufig eingesetzte Getriebe bildet im Regelfall einen Teil des Triebstranges. Es unterteilt die Antriebswelle in die "langsame" und die "schnelle" Generatorwelle. Es ist in der Gondel der Windkraftanlage untergebracht und dient oft gleichzeitig noch als Hauptlager für den Rotor.

        Der Wirkungsgrad liegt bei rund 98% pro Getriebestufe. Energieverluste treten infolge der unvermeidlichen Reibung der Zahnräder auf und äußern sich nach außen durch eine Wärmeabgabe und durch Schallemission. Gerade letztere gewinnen zunehmend an Bedeutung, da sie immer mehr zu einem bergrenzenden Faktor der Windkraftnutzung infolge der auch dadurch verursachten Aktzeptanzprobleme werden.

      3.3.4 Generator
        Der Generator wandelt die mechanische Drehbewegung des Triebstranges in elektrische Energie um. Dafür finden meist handelsübliche Wechselstromgeneratoren Verwendung, die je nach Lastbereich Wirkungsgrade zwischen 90 und 98 % aufweisen. Es kommen im wesentlichen zwei Generatortypen und ihre Abwandlungen zur Anwendung - der Synchron- und der Asynchrongenerator.

        Asynchrongeneratoren sind robust und wartungsarm. Sie erlauben eine einfache Synchronisation mit dem Netz, belasten das Netz aber mit Blindstrom. Im Vergleich mit Synchrongeneratoren sind sie weich ans Netz zu koppeln, weisen jedoch dabei einen etwas geringeren Wirkungsgrad als diese auf.

        Synchrongeneratoren haben einen hohen Wirkungsgrad, benötigen keinen Blindstrom und können direkt oder über einen Wechselrichter ans Netz gekoppelt werden. Diese Generatoren benötigen jedoch aufwendige Zusatzeinrichtungen, um die Netzsynchronisation zu erreichen, da sie bei direkter Netzkopplung alle Leistungsschwankungen der Windkraftanlage ungedämpft übertragen.

        Der Aufbau der Synchrongeneratoren besteht aus einem außen feststehenden Stator und innen einem Läufer (Anker), der sich auf der drehbaren Welle befindet. Dem Läufer wird meistens über Schleifringe ein Gleichstrom zugeführt, der in der Läuferwicklung ein Magnetfeld aufbaut (Erregung). Wird die Welle nun angetrieben, erzeugt dieses umlaufende Magnetfeld im Stator eine Spannung mit einer Frequenz, die genau synchron der Umlaufgeschwindigkeit des Läuferdrehfelds entspricht. Der relativ wartungsintensive Einsatz von Schleifringen wird häufig dadurch umgangen, daß sogenannte bürstenlose Synchrongeneratoren eingesetzt werden. In diesem Fall ist auf der drehenden Welle eine kleine mitrotierende Erregermaschine installiert. Wird ein Synchrongenerator gekoppelt mit einem steifen Netz betrieben, kann er nur mit der Drehzahl laufen, die dieses Netz vorgibt. Dadurch wird die Drehzahlsteifigkeit dieses Generatortyps hervorgerufen. Beim Betrieb eines Windkraftkonverters ist dies aber nicht erwünscht, da dies große Belastungen im Triebstrang zur Folge hat. Mit variabler Drehzahl bzw. Frequenz kann der Synchrongenerator nur dann betrieben werden, wenn er über einen Gleichstromzwischenkreis entkoppelt wird oder im Inselbetrieb fährt. Ein wesentlicher Vorteil des Synchrongenerators ist, daß er auch die Blindleistung liefern kann, die zum Betrieb verschiedener Verbraucher (z. B. Motoren) benötigt wird. Der Synchrongenerator ist außerdem im Regelfall durch geringfügig höhere Wirkungsgrade als der Asynchrongenerator gekennzeichnet.

        Auch Asynchromgeneratoren besitzen außen einen feststehenden Stator und einen drehbaren Läufer. Die Erregung des Läufermagnetfeldes erfolgt jedoch anders als beim Synchrongenerator. Im Läufer befindet sich eine Wicklung, die direkt oder über einen Widerstand kurzgeschlossen ist. Wird nun ein Asynchrongenerator an ein Drehstromnetz angeschlossen, wird in der Läuferwicklung, ähnlich wie bei einem Transformator, eine Spannung induziert. Die hier anliegende Frequenz ist gleich der Frequenz der angelegten Spannung. Da diese Wicklung kurzgeschlossen ist, fließt ein hoher Strom; er hat ein Magnetfeld im Läufer zur Folge. Dieses Läufermagnetfeld will dem Ständermagnetfeld folgen und beschleunigt den Läufer. Je schneller sich der Läufer dreht, desto geringer wird die Relativgeschwindigkeit von Läuferwicklung und Drehfeld, und damit die in seiner Wicklung induzierte Spannung. Die Frequenz dieser Spannung entspricht nun dem Produkt aus Netzfrequenz und Schlupf. Diese Annäherung an die synchrone Drehzahl erfolgt so lange, bis das immer schwächer werdende Magnetfeld des Läufers gerade noch ausreicht, um die Reibungsverluste des Läufers im Leerlauf auszugleichen. Die synchrone Drehzahl kann nicht erreicht werden, weil dann kein Drehmoment mehr erzeugt wird. Die Maschine läuft also asynchron. Je mehr nun die Asynchronmaschine belastet wird, desto größer wird ihr Schlupf, weil sie für eine größere Leistung ein stärkeres Magnetfeld benötigt. Mehr Schlupf heißt mehr induzierte Spannung, größerer Strom und ein kräftigeres Magnetfeld. Beim Generatorbetrieb liegt demnach die Betriebsdrehzahl stets oberhalb und beim Motorbetrieb immer unterhalb der synchronen Drehzahl. Aufgrund dieser Zusammenhänge bei der Erregung sind bei Asynchrongeneratoren Spannung und Strom nicht in Phase; es wird also Blindleistung benötigt. Je nach Leistung sind deshalb entsprechende Kondensatoren zu- oder abzuschalten. Dieser prinzipielle Nachteil kommt in Inselsystemen verstärkt zum Tragen. Beim Betrieb am Netz der öffentlichen Versorgung muß der jeweilige Fehlbetrag an Blindleistung durch die dort laufenden Kraftwerke mit Synchrongeneratoren ausgeglichen werden.

        Abb. 26: Generatorkennlinien [25, S.243]

        Dieses weiche Betriebsverhalten ist für Asynchrongeneratoren am steifen Netz wünschenswert, um die Belastungen, insbesondere im Triebstrang, zu reduzieren. Jedoch haben ohne besondere Maßnahmen nur sehr kleine Asynchrongeneratoren einen Schlupf bis zu ca. 10 %. Mit zunehmender Maschinengröße nimmt der Schlupf ab. Die heutigen Generatoren mit ca. 500 kW und mehr haben nur noch einen Schlupf von 0,5 bis 1 % und sind damit fast so steif wie Synchrongeneratoren.

        Durch Einbringen von Widerständen in den Läuferkreis kann jedoch der Schlupf vergrößert werden. Damit erhöht man auch die dort anfallende Verlustwärme und reduziert den Gesamtwirkungsgrad. Werden die Widerstände des Läuferkreises direkt im Läufer untergebracht, muß dieser zwangsweise mit Luft durchströmt und dadurch gekühlt werden. Da die angesaugte Umgebungsluft insbesondere bei Küstenstandorten salzhaltig ist, hat diese Bauweise zu großen Problemen bei der Wicklungsisolation geführt. Derzeit laufen neuere Entwicklungen mit außen liegenden Läuferwiderständen, bei denen der eigentliche Generator geschlossen bleibt.

        Von Vorteil ist auch, daß sich derartige Generatoren selbst in den synchronen Betrieb hineinziehen. Asynchrongeneratoren sind darüber hinaus im Regelfall billiger, robuster und wartungsärmer als Synchrongeneratoren.
         

        3.3.4.1 Angewandte Generatorkonzepte
         

          Abbildung 27 zeigt im Überblick die bereits erprobten, sowie die in naher Zukunft zum Einsatz kommenden Wandlersysteme. Mehr als 90% der weltweit betriebenen Windkraftanlagen sind mit direkt netzgekoppelten Asynchrongeneratoren ausgerüstet. In Deutschland kommen hingegen in zunehmendem Maße Synchronmaschinen mit und ohne Getriebe, mit Gleichrichter, Gleichstromzwischenkreis und Wechselrichter zum Einsatz.


          Abb. 27: Mechanisch elektrische Wandlersysteme [40, S.223]

          Bei drehzahlstarren Einheiten erreichen Leistungs- und Spannungsschwankungen sowie die mechanischen Belastungen am Triebstrang besonders große Werte. Drehzahlvariable Systeme sind von diesen Belastungen nur in erheblich abgeschwächter Form betroffen, erfordern allerdings einen größeren gerätetechnischen Aufwand. Bereits relativ kleine Drehzahlstellbereiche (z.B. 5%) reichen aus, um Leistungsänderungen und mechanische Belastungen wesentlich zu mindern. Durch einen großen Drehzahlvariationsbereich (z.B. 50 bis 100%) lassen sich die Windturbinen insbesondere bei Teillast in der Nähe ihres Leistungsoptimums betreiben. Auf diese Weise können höhere Energieerträge erzielt werden. Somit ist durch die Wahl des Wandlerkonzeptes eine Einflußmöglichkeit auf das Anlagenverhalten als auch auf die Netzrückwirkungen gegeben.

          Asynchrongeneratoren

Asynchrongeneratoren werden statorseitig meist direkt mit dem Netz verbunden. Kurzschluß- und Käfigläufermaschinen haben eine weitgehend feste Drehzahlkopplung mit dem Netz. Variationen sind im wesentlichen nur im Bereich des Nennschlupfs möglich. Heute übliche Baugrößen der 50 bis 1500 kW-Klasse weisen bei Nennbetrieb im allgemeinen Schlupfwerte um 1% auf, wobei mit zunehmender Maschinenleistung kleinere Schlupfwerte und somit bessere Wirkungsgrade erreicht werden. Dementsprechend vermindert sich jedoch der Drehzahlvariationsbereich. Mechanisch eingebrachte Leistungsschwankungen können somit im Netz Spannungsschwankungen hervorrufen. Speziell ausgelegte Generatoren mit erhöhtem Schlupf führen zu kleineren Leistungsschwankungen und niedrigeren Belastungen am Triebstrang und im Netz. Dabei bewirkt eine Verdoppelung des Nennschlupfs etwa eine Halbierung der Leistungsänderungen. Aufgrund schlupfproportionaler Verluste sind allerdings größere Maschinenbauformen und ein niedrigerer Wirkungsgrad die Folge.

Schleifringläufermaschinen können im Schlupfbereich drehzahlvariabel betrieben werden. Die Weiterentwicklung der dazu notwendigen leistungselektronischen Bauelemente und Umrichtertechnik eröffnet zunehmend die Möglichkeit, technisch bessere Stromrichtersysteme kostengünstiger einzusetzen. Ein gewisser Trend zu derartigen Wandlersystemen ist bei einigen 1,5 MW-Anlagentypen zu erkennen.

    In konventionellen Wärmekraftwerken werden zur Elektrizitätserzeugung nahezu ausschließlich elektrisch erregte Synchrongeneratoren eingesetzt. Wirk- und Blindleistung lassen sich mit diesem System entsprechend den Netzbedürfnissen einstellen. Da Windturbinen in ihrem Leistungsverhalten den Windgeschwindigkeiten bzw. deren Gradienten unterworfen sind, werden Synchrongeneratoren in Windkraftanlagen jedoch aufgrund ihrer starren Drehzahlkopplung an die Netzfrequenz nicht direkt am Netz betrieben. Ihre Netzanbindung über Frequenzumrichter ermöglicht eine Entkopplung der Turbinendrehzahl von der Netzfrequenz und somit einen drehzahlvariablen Betrieb. Bis vor wenigen Jahren wurden große Synchrongeneratoren nur in Verbindung mit Übersetzungsgetrieben verwendet. Bei den auf dem Markt eingeführten Vielpolgeneratoren kann jedoch auf ein Getriebe verzichtet werden. Bisher wurden dabei sowohl hochtourige als auch langsamlaufende Synchrongeneratoren mit elektrischer Erregereinheit ausgeführt. Die Fortschritte in der Werkstofflechnik und eine damit zusammenhängende Kostendegression für hochwertige Magnetwerkstoffe lassen jedoch in naher Zukunft auch einen wirtschaftlichen Einsatz von permanenterregten Synchrongeneratoren erwarten.
     
    Bei der Wahl der Erregung ist weiterhin zu berücksichtigen, daß permanenterregte Generatoren wesentlich hochpoliger ausgelegt und - falls notwendig - über die Statorwicklung erregerseitig geregelt werden können. Dies führt insbesondere bei niedrigtourigen Rotoren von Megawattanlagen zu leichteren Statoren und damit zu Kosteneinsparungen beim Material, bei der Herstellung sowie beim Transport und der Montage. Zusätzlich können bei höheren Frequenzen die Glättungsglieder im Zwischenkreis des Umrichters kleiner und preiswerter ausgeführt werden.
     
3.3.5 Netzverträglichkeit und Netzrückwirkungen
    Um eine störungsfreie öffentliche Energieversorgung sicherzustellen, sind die Energieversorgungsunternehmen verpflichtet, die Einhaltung festgelegter Grenzwerte für Netzrückwirkungen bzw. -einwirkungen von den Verbrauchern und den einspeisenden Erzeugern zu verlangen. Die Einbindung von Windkraftanlagen in elektrische Energieversorgungsnetze kann jedoch zu unerwünschten Rückwirkungen in diesen Netzen führen und die Versorgung angeschlossener Verbraucheranlagen stören. Somit wird die Energieaufnahmefähigkeit des Netzes, die sogenannte Netzkapazität, wesentlich von der Netzverträglichkeit einspeisender Windkraftanlagen be-
    einflußt.

    Dabei fallen die Netzrückwirkungen durch Spannungsänderungen, Spannungsschwankungen und Flicker sowie Oberschwingungen besonders ins Gewicht. Andere Einflüsse wie Spannungsunsymmetrien, Zwischenharmonische, Veränderungen der Rundsteuersignale sowie Verschlechterungen des Leistungsfaktors cosj und sonstige Störaussendungen nehmen hingegen eine untergeordnete Rolle ein. Weiterhin treten Veränderungen der Netzimpedanz und damit der Kurzschlußleistung auf. Weiters muß möglichen Netzresonanzen und elektromagnetischen Störungen besondere Beachtung gewidmet werden.
    3.3.5.1 Spannungsvariationen

      Die elektrische Leistung einer Windkraftanlage unterliegt periodischen und stochastischen Schwankungen, die abhängig vom Wandlerkonzept direkt oder nach kurzzeitiger Zwischenspeicherung geglättet an das Netz weitergegeben wird. Diese Leistungsänderungen verursachen in den Elektrizitätsversorgungsnetzen entsprechende Spannungsvariationen, die sich z.B. als Flicker bemerkbar machen.

      Periodische Leistungsschwankungen, die insbesondere durch Höhenwindgradienten, Turmschatten- bzw. Turmstaueffekte hervorgerufen werden, spielen insbesondere bei drehzahlvariablen Anlagen im Hinblick auf Spannungseinflüsse eine untergeordnete Rolle. Demgegenüber nehmen im allgemeinen die durch kurz- und langfristige Windgeschwindigkeitsänderungen auftretenden Leistungs- und Spannungsschwankungen dominierende Werte an. Außerdem verursacht das Zuschalten der Windkraftgeneratoren entsprechend hohe Schaltströme und damit wiederum Spannungsschwankungen.

    3.3.5.2 Oberschwingungen
      Je nach Netzanbindung weisen unterschiedliche Wandlersysteme im Hinblick auf Oberschwingungen große Differenzen auf. Direkt mit dem Netz gekoppelte Asynchrongeneratoren führen im allgemeinen auch mit zunehmender Anzahl mehrerer Anlagen nicht zu einer Erhöhung der Oberschwingungsbelastung. Bereits im Netz vorhandene Oberschwingungen und Zwischenharmonische werden meist sogar abgeschwächt.

      Im Gegensatz dazu steigt der Oberschwingungsgehalt mit der Anzahl und der Leistung der an das Netz angeschlossenen Windkraftanlagen mit Umrichterspeisung. Dabei haben anfänglich eingesetzte 6-pulsige netzgeführte Wechselrichter erheblich stärkere Netzrückwirkungen zur Folge als 12-pulsige Wechselrichter, bei denen die 5. und 7. Oberschwingung nicht auftritt. Heute übliche selbstgeführte Puls-Umrichter mit einer im kHz-Bereich liegenden Taktfrequenz weisen niedrigere Oberschwingungspegel auf. Sie bieten zudem die Möglichkeit, auf das Netz stützend einzuwirken.

    3.3.5.3 Elektromagnetische Verträglichkeit
     
      Auch über magnetische und elektrische Felder sowie durch elektromagnetische Wellen können Störungen in Elektrizitätsversorgungsnetze eingekoppelt werden. Bei Windkraftanlagen müssen auch diese, nicht leitungsgeführten Störgrößen im Hinblick auf die Elektromagnetische Verträglichkeit (EMV) beachtet werden.
     
3.3.6 Windrichtungsnachführung
    Bei Vertikalachsern ist die Windrichtungsnachführung überflüssig. Sie wird nur bei Horizontalläufern benötigt.

    Eine möglichst optimale Ausrichtung der Maschinengondel und damit des Rotors entsprechend der jeweiligen Windrichtung ist die Hauptaufgabe dieser Systemkomponente. Die Windrichtungsnachführung bildet dabei den Übergang vom Maschinenhaus zum Turmkopf, da ihre Komponenten in beide Systemelemente integriert sind. Es können selbständiger Nachlauf und Windfahnen als passive Funktionsprinzipien sowie z.B. Seitenrad und Giermotoren als aktive Systeme unterschieden werden.

    Im Normalfall wird die Gondel mit Hilfe eines auf dem Turm angebrachten Zahnkranzes durch mechanisch, hydraulisch oder elektro-mechanisch betriebene Drehgetriebe immer optimal zur jeweiligen Windrichtung ausgerichtet. Bei kleinen Anlagen werden mechanische Nachführungen eingesetzt, die von einem kleinen Windrad angetrieben werden. Bei größeren Anlagen sind hydraulische Stellantriebe üblich. Sie zeichnen sich durch geringere Kosten, kleinere Baugrößen und höhere Drehmomente bei vergleichbarem Bauaufwand aus. Bei Großanlagen kommen auch elektro-mechanische Stellantriebe zum Einsatz.

    Zusätzlich ist immer eine Haltebremse zum Feststellen des jeweiligen Drehmechanismus vorhanden. Dadurch wird sichergestellt, daß geringe Schwankungen in der Windrichtung, die schlagende Belastungen auf die Zahnräder des Drehmechanismus ausüben und dadurch die technische Lebensdauer reduzieren, ausgeglichen werden. Damit ist letztlich auch ein Feststellen der Gondel zur Überbrückung längerer Stillstandszeiten (z.B. Wartung) möglich.

    Die gesamte Windrichtungsnachführung wird über ein spezielles Regelungssystem gesteuert, das von einer Windrichtungsmessung, die im Regelfall außen auf der Gondel angebracht ist, mit den entsprechenden Daten versorgt wird.

    Der für den Betrieb der Windrichtungsnachführung notwendig Energieaufwand liegt bei etwa
    2 % der vom Generator abgegebenen elektrischen Energie.
     

3.3.7 Turm
     

    Die Windgeschwindigkeit direkt über dem Boden ist sehr gering und steigt mit der Höhe an. Die Hauptaufgabe des Turms eines Horizontalachsenkonverters ist es nun, die Windenergienutzung in einer ausreichenden Höhe über Grund zu ermöglichen, sowie die statischen und dynamischen Belastungen des Rotors, des Triebstrangs und des Maschinenhauses aufzunehmen und sicher in den Untergrund abzuleiten. Daneben sind die für den Transport notwendigen Abmessungen und Gewichte, sowie die damit verfügbaren Wege, die Aufrichtmethode bzw. die zur Verfügung stehenden Kräne, die Zugänglichkeit der Gondel, die Langzeiteigenschaften bezüglich Witterungseinflüssen und Materialermüdung weitere Bestimmungsgrößen des Turms.

    Abb. 28: Abgespannter Mast, freistehender Turm [15, S.82]

    Hauptsächlich werden Stahl und /oder Beton als Material für den Turm eingesetzt. Als mögliche Bauformen kommen bei Stahl neben der bei älteren Anlagen eingesetzten Gitterbauweise die Ausführung als abgespannter Turm und im wesentlichen freitragende Stahlrohrtürme in geschlossener, meist konischer Form zur Anwendung. Zusätzlich ist auch eine Fertigung auf der Basis von vorgespanntem Stahlbeton, gegebenenfalls in Modulbauweise, möglich.

    Die Mindesthöhe des Turms ist durch den Rotordurchmesser festgelegt. Die darüber hinaus gehende Turmhöhe ergibt sich durch einen Kompromiß zwischen den mit größerer Höhe zum einen steigenden Kosten und zum anderen zunehmenden mittleren Windgeschwindigkeiten und damit ansteigendem Stromertrag. Folglich muß ein Optimum zwischen einem hohen Energieertrag und akzeptablen Turmkosten gefunden werden. Deshalb variieren die heute üblichen Turmhöhen in einer sehr großen Bandbreite. Sie bewegen sich zwischen etwa 20 und maximal 60 Meter. Dabei werden im Binnenland zunehmend größere Turmhöhen realisiert.

    Mit 15 bis 20% hat der Turm bereits einen erheblichen Anteil an den Kosten für das komplette System ab Werk. Fast ausschließlich bestimmend ist er für die bei Transport und Montage anfallenden Kosten.

3.3.8 Fundament
    Die wesentlichsten Einflußgrößen für die Dimensionierung des Fundaments, mit dem der Turm und damit die Windkraftanlage im Untergrund verankert wird, sind die Anlagengröße, die meteorologischen und betrieblichen Belastungen und die örtlichen Bodenverhältnisse. Grundsätzlich ist zwischen einer Flach- und einer Tiefgründung zu unterscheiden. Beide Varianten sind Stand der Technik, unterscheiden sich jedoch erheblich bezüglich der Kosten und sind durch die bodenmechanischen Gegebenheiten am potentiellen Standort vorgegeben. Die optimale Gestaltung des Fundaments wird durch eine entsprechende Baugrunduntersuchung festgelegt. Manchmal kann auch nach einem begrenzten Bodenaustausch eine kostengünstige Flachgründung zum Einsatz kommen.
     
3.3.9 Netzanschluß
     

    Bei der Anbindung einer Windkraftanlage an das Netz der öffentlichen Versorgung oder ein beliebiges Inselnetz wird unterschieden zwischen einer direkten und indirekten Netzkopplung. Für beide Varianten sind jeweils Asynchron- bzw. Synchrongeneratoren einsetzbar


    Abb. 29: Netzkopplung in Abhängigkeit der Generatorbauart [25, S. 247]

    nG Generatordrehzahl (l/s)
    s Schlupf (Abweichung von der Nenndrehzahl)
    f Netzfrequenz (l/s)

    Bei der direkten Kopplung an ein frequenzstarres Stromnetz dreht der Synchrongenerator mit konstanter Drehzahl und der Asynchrongenerator mit nahezu konstanter Drehzahl, entsprechend der Netzfrequenz. Wegen der dadurch bedingten harten Kopplung - insbesondere im Falle des Synchrongenerators kann dies mit hohen dynamischen Belastungen im Triebstrang (Nabe, Welle, Getriebe und Generatorläufer) verbunden sein. Deshalb wird eine direkte Netzkopplung meist über einen Asynchrongenerator realisiert.

    Bei der indirekten Netzkopplung erfolgt die Anbindung des Konverters über einen Gleichstromzwischenkreis. Damit wird ein drehzahlvariabler Betrieb der Windkraftanlage ermöglicht, der einen Wechselstrom mit variabler Frequenz erzeugt. Er wird über einen Wechselrichter in Gleichstrom und anschließend erneut in einen Wechselstrom mit den geforderten Netzspezifikationen bezüglich Spannung und Frequenz umgewandelt. Dadurch kann der Rotor innerhalb einer Drehzahlspanne von 50 bis 120 % der Nenndrehzahl aerodynamisch optimal betrieben werden. Außerdem reduzieren sich durch die variable Drehzahl die dynamischen Belastungen an der Anlage. Nachteilig sind die zusätzlichen Kosten und die höheren Verluste. Die Netzanbindung über einen Gleichstromzwischenkreis stellt bei mittleren bis großen Anlagen eine übliche Technik dar. Vornehmlich kommen dabei Synchrongeneratoren zum Einsatz.

    Bei älteren Anlagen mit einem Gleichstromzwischenkreis kamen oft Wechselrichter zum Einsatz, die, je nach System, zum Teil erheblich Oberwellen erzeugten. Dies kann in schwächeren Netzen den Betrieb anderer Geräte beeinträchtigen. Infolge der Entwicklungen bei den Leistungshalbleitern werden heute jedoch Wechselrichter eingesetzt, die Wechselstrom mit sehr geringen Verzerrungen liefern und zum Teil zusätzlich in einem gewissen Umfang Blindleistung bereitstellen können (z.B. Wechselrichter mit Pulsbreitenmodulation).

    Windkraftanlagen können als Einzelanlagen oder in Form von Windparks in das Netz der öffentlichen Versorgung eingebunden werden. Dazu ist am jeweiligen Netzverknüpfungspunkt die zu erwartende Netzbeeinflussung durch den Konverter bzw. den Windpark zu bestimmen. Hierbei sind sowohl die kurzzeitigen Leistungsschwankungen zu berücksichtigen, die sich in Form von Flickern äußern, für die das menschliche Auge sehr empfindlich ist, als auch länger andauernde Spannungsveränderungen und mögliche Oberwellen. Ein Maß dafür ist das Verhältnis von Anlagenleistung zu Netzkurzschlußleistung am Verknüpfungspunkt. Werden bestimmte Werte überschritten, ist ein Anschluß erst an einem Punkt mit höherer Netzkurzschlußleistung (z.B. an der Sammelschiene eines Umspannwerks) möglich, damit andere an das Netz angeschlossene Verbraucher nicht negativ beeinflußt werden.

    Wesentliche Komponenten der Netzanbindung sind die Leitung der Windkraftanlage bzw. des Windparks zum unter Umständen benötigten Transformator, der Transformator, die Trafostation mit der Mittelspannungsschaltanlage, sowie die Mittelspannungsanschlußleitung bis zur Netzkoppelstelle.

    Jede Windkraftanlage ist mit ihrer Steuerung und ihrem Schutz dabei so auszulegen, daß ihr Fehler aus dem Netz (unter anderem Ausfall des Netzes, Kurzschluß im Netz) keinen Schaden zufügen können. Andererseits muß durch eine allpolige Trennung sicheres Arbeiten des Bedien- und Wartungspersonals gewährleistet sein.

    Bei der Einspeisung der von den Windkraftanlagen abgegebenen elektrischen Energie ins Netz entstehen Verluste. Sie werden vorrangig im Transformator durch Umwandlung in Wärme verursacht, sind jedoch vergleichsweise gering und bewegen sich maximal im Prozentbereich.
     

3.3.10 Störungen
    Im Rahmen des deutschen 250 MW Projektes werden laufend Daten über die betriebenen Anlagen eingeholt und verarbeitet. Aus diesem Grund ist eine jährliche Analyse auch mit Bezug auf die Störfallstatistik möglich.

    3.3.10.1 Störungsursachen
     


      Abb. 30: Störungsursachen [23, S.57]

      Bei den Untersuchungen im Jahr 1996 wurde festgestellt, daß im Vergleich zu den Auswertungen des Vorjahres bei der Häufigkeitsverteilung der Störungsursachen eine vermehrte Anzahl von Meldungen mit der Ursache "Eisansatz" festzustellen war, was auf den verstärkten Aufbau von Windkraftanlagen an Mittelgebirgsstandorten zurückzuführen ist. Allerdings waren die klimatischen Bedingungen im Winter mit langen Ostwindzeiten und damit verbundenen tiefen Temperaturen eher ungewöhnlich. Im Gegensatz dazu ist die Meldung der Störungsursache "Blitzschlag" rückläufig, was einerseits auf eine geringere Gewitteraktivität im Jahr 1995, aber möglicherweise auch auf den zunehmenden Einsatz von Blitzschutzsystemen zurückzuführen ist. In bezug auf die Ergebnisse des Vorjahres haben sich die Nennungen der Störungsursache Netzausfall fast verdoppelt. Bei den anderen Störungsursachen haben sich keine oder nur unwesentliche Änderungen zu den Nennungen des Vorjahres ergeben.
       

    3.3.10.2 Störungsauswirkungen
      Nach wie vor führt der weitaus größte Anteil von Störungen zum Anlagenstillstand, wodurch mögliche Folgeschäden vermieden werden. Bei Anlagenstillständen aufgrund externer Ursachen lassen sich die betroffenen Anlagen häufig mit geringem oder gar ohne Aufwand wieder in Betrieb nehmen. Nach internen Störungsursachen sind die Auswirkungen allerdings in der Regel schwerwiegender. Den Zahlen läßt sich entnehmen, daß die Sensorik der Anlagenbetriebsführung beinahe drei Viertel aller problematischen Situationen erkennt und entsprechend reagiert.


      Abb. 31: Störungsauswirkungen [23, S.57]
       

    3.3.10.3 Störungsbehebung

    Die Verteilung der durch Reparatur oder Austausch instandgesetzten Teile auf Komponentengruppen hat sich trotz steigender Anlagen- und Berichtsanzahl nicht wesentlich verändert. Nach wie vor sind in etwas mehr als der Hälfte der Fälle die elektrischen Komponentengruppen Generator, Elektrik (Stromrichter, Sicherungen, etc.), Geber und elektronische Regelungseinheit betroffen. [23, S.56]

    Abb. 32: Störungsbehebung [23, S.58]
     

3.4 Energiewandlungskette Strombereitstellung ist das Hauptziel der Windkraftnutzung mit modernen Konvertern. Die den bewegten Luftmassen entzogene Energie wird dazu über eine entsprechende Wandlungskette in elektrischen Strom umgewandelt. Dies wird im Regelfall über mehrere Stufen realisiert.

Abb. 33: Energiewandlungskette [25, S. 249]

Die kinetische Energie des Windes im Rotor wird zunächst in eine Rotationsbewegung und damit in die kinetische Energie des Triebstrangs umgewandelt. Um die Drehzahl der Achse zu erhöhen wird anschließend bei vielen Anlagen ein mechanischer Drehzahlwandler, ein Getriebe, zwischengeschaltet, da der Generator konstruktionsbedingt oft eine deutlich über der Rotordrehzahl liegende Umdrehungsgeschwindigkeit benötigt. Es sind aber auch Anlagen auf dem Markt, bei denen der Generator an die realisierbare Rotordrehzahl angepaßt ist und auf ein Getriebe verzichtet werden kann. Anschließend erfolgt die Umwandlung der Drehbewegung des Triebstrangs in elektrische Energie in einem mechanisch-elektrischen Wandler, dem Generator. Da die Spezifikationen am Generatorausgang nicht notwendigerweise denen im Netz entsprechen, in das die Windkraftanlage einspeist, ist meist ein weiterer elektrischer Wandler notwendig. Im einfachsten Fall kann dies ein Transformator sein. Es ist jedoch auch eine indirekte Netzkopplung über einen Gleichstromzwischenkreis möglich.
 
3.4.1Verluste
 

Bei den vorher erwähnten Umwandlungsschritten treten verschiedene Verlustmechanismen auf. Sie bewirken, daß der Gesamtsystemnutzungsgrad deutlich unter dem theoretisch maximalen Betzschen Leistungsbeiwert von 59,3 % liegt. Gegenwärtig käufliche Windenergiekonverter können deshalb nur rund 30 bis maximal 45% der im Wind enthaltenen Energie in nutzbare elektrische Leistung umwandeln. Der Grund für den Unterschied zwischen dem idealen Wirkungsgrad und den derzeit erreichbaren Werten sind unterschiedliche und technisch unvermeidbare Verluste, mit denen marktgängige Windkraftkonverter, wie alle anderen energietechnischen und sonstigen Konversionsanlagen auch, behaftet sind.

Abb. 34: Energiefluß einer Windkraftanlage [25, S.249]

Geht man also von der im Wind enthaltenen Leistung aus und zieht die aerodynamischen, mechanischen und elektrischen Verluste ab, erhält man die am Generatorausgang einer Windkraftanlage letztlich abnehmbare elektrische Leistung. Zusätzlich reduzieren die unter Umständen notwendigen Hilfsenergieaufwendungen für die Windrichtungsnachführung und den Blattverstellmechanismus den Nettoenergieertrag.

Die aerodynamischen Verluste ergeben sich aufgrund der innerhalb der gesamten vom Rotor überstrichenen Fläche nie optimalen Flügelform. Sie werden durch den Leistungsbeiwert beschrieben. Damit beinhaltet diese Kenngröße den Anteil der im Luftstrom enthaltenen Leistung, der dem Rotor unter Berücksichtigung der gegebenen Verluste entzogen werden kann.

Ausschlaggebend für die Höhe des Leistungsbeiwertes ist im wesentlichen die Anzahl und Form der Rotorblätter, und sie ist somit bei verschiedenen Rotorbauarten zum Teil sehr unterschiedlich. In Abb. 35 ist deshalb der Leistungsbeiwert cP gegen die Schnellaufzahl l (d.h. das Verhältnis der Geschwindigkeit der äußeren Rotorflügelspitze zur Windgeschwindigkeit) aufgetragen. Daraus ergeben sich die dargestellten typischen cP(l )-Kennlinien von Windrotoren unterschiedlicher Bauart. Die hierbei wesentlichen Parameter sind

  • die Anzahl der Rotorblätter
  • die Tiefenverteilung der Rotorblätter (Grundriß)
  • die aerodynamischen Profileigenschaften
  • der Verwindungslauf der Rotorblätter

  • Abb. 35: cP(l)-Kennlinien von Windkraftanlagen [25, S.250]

    Die großen Unterschiede in den Leistungsbeiwerten der dargestellten Rotorbauarten gehen aus Abb. 35 hervor. Windkraftanlagen mit hohen Drehzahlen und wenigen Rotorblättern; z.B. Ein-, Zwei- oder Dreiblattrotoren werden als Schnelläufer bezeichnet. Zu den Langsamläufern zählen Anlagen mit geringen Drehzahlen und hoher Blattzahl; z.B. Holländer-Windmühlen oder amerikanische Westernrotoren. Besonders deutlich werden die Vorteile der Schnelläufer im Vergleich zu den Langsamläufern. Bei schnellaufenden Anlagen wirkt sich die jeweils maximal erreichbare Höhe des Leistungsbeiwerts günstig aus Im Bestpunkt kann er bei 45% und gegebenenfalls noch geringfügig darüber liegen. Durch den im Vergleich zu den Langsamläufern flacheren Kurvenverlauf der cP(l)-Kennlinien wird dieser relativ hohe Leistungsbeiwert außerdem innerhalb eines relativ breiten l -Bereichs beibehalten. Bei Konvertern mit wenigen Rotorblättern führen daher Abweichungen von der idealen Schnellaufzahl nur zu einer geringfügigen Abnahme des Leistungsbeiwerts. Insgesamt gesehen erzielen damit die modernen Zwei- oder Dreiblattrotoren nach dem derzeitigen Stand der Technik die höchsten Wirkungsgrade aller bisher realisierten Rotorbauarten.

    Die mechanischen Verluste ergeben sich im wesentlichen aus den Reibungsverlusten und der damit verbundenen Wärmeentwicklung in den Lagern der Rotorwelle und - falls ein Getriebe vorhanden ist - der verlustbehafteten dortigen Umwandlung der Drehgeschwindigkeit.

    Die elektrischen Verluste beinhalten die Umwandlungsverluste im Generator, die Leitungsverluste im Netz sowie gegebenenfalls die Verluste bei der Stromumrichtung im Gleichstromzwischenkreis (d.h. Verluste in den Halbleitern, Drosseln usw.). Zusätzlich dazu treten - je nach Anlagenauslegung - Verluste auf bei der Umwandlung der elektrischen Energie von der Generatorausgangsspannung auf das Spannungsniveau des Netzes, in das eingespeist wird.
     

     
        3.4.2 Leistungskennlinie
          Durch die sogenannte Leistungskennlinie kann die tatsächliche Leistungsabgabe einer Windkraftanlage angenähert werden. Durch sie wird die Abhängigkeit der vom Generator abgegebenen mittleren elektrischen Leistung von der Windgeschwindigkeit und damit das Betriebsverhalten eines typischen Windenergiekonverters beschrieben.

          Es werden dabei vier verschiedene Phasen unterscheiden:

          Abb. 36: Leistungskennlinie [25, S.251]

          - Phase I

          Jede Windkraftanlage hat eine anlagenspezifische Mindestwindgeschwindigkeit. Liegt die Windgeschwindigkeit unterhalb dieser Startgeschwindigkeit, läuft der Windkraftkonverter nicht an. Es müssen beim Hochlaufen zuerst die Reibungs- und Trägheitskräfte der Anlage überwunden werden. Die in der nutzbaren Geschwindigkeitsdifferenz enthaltene Energie reicht nicht aus, diese Kräfte zu überwinden und damit einen Betrieb des Konverters zu ermöglichen. Am Generatorausgang wird damit keine elektrische Leistung abgegeben.

          - Phase II

          Erst nachdem die Strömungsgeschwindigkeit der Luft die Anlaufwindgeschwindigkeit übersteigt, läuft der Konverter an und gibt elektrische Energie ab. Die am Generatorausgang abnehmbare elektrische Leistung steigt dabei proportional mit der dritten Potenz der Windgeschwindigkeit an, bis die Nennwindgeschwindigkeit des Konverters und damit die Nennleistung des in der Anlage installierten Generators erreicht wird. Die elektrische Ausgangsleistung errechnet sich in jedem Betriebszustand aus dem Produkt des aerodynamischen, mechanischen und elektrischen Wirkungsgrades sowie der gesamten im Wind enthaltenen Leistung. Die derzeit marktüblichen Anlagen schalten bei einer Anlaufwindgeschwindigkeit von rund 3 bis 4 m/s ans Netz. Die Phase II endet bei einer Nennwindgeschwindigkeit von rund 12 bis 14 m/s.

          - Phase III

          Der Generator ist auf bestimmte Nenndaten ausgelegt. Aufgrund seiner Leistungsbeschränkung infolge der jeweiligen Anlagenauslegung darf die vom Rotor eines Windenergiekonverters aufgenommene Leistung in einem längeren Zeitraum die installierte Generatornennleistung nicht übersteigen. Durch eine entsprechende Regelung wird nun sichergestellt, daß nur die installierte Generatorleistung von der Rotorachse an den Generator abgegeben wird. Deshalb wird bei einem über der Nennwindgeschwindigkeit und unterhalb der Abschaltwindgeschwindigkeit des Konverters liegenden Windenergieangebot, das theoretisch eine über die installierte Leistung hinausgehende Energieaufnahme erlauben würde, abgeschaltet. In diesem Windgeschwindigkeitsbereich entspricht somit die abgegebene elektrische Leistung näherungsweise der installierten Generatorleistung. Die Abschaltwindgeschwindigkeit, die diese Betriebsphase zu höheren Windgeschwindigkeiten hin begrenzt, liegt bei etwa 24 bis 26 m/s.

          - Phase IV

          Übersteigt die Windgeschwindigkeit eine von Anlagenbauart und -typ abhängige obere Geschwindigkeitsgrenze, muß der Konverter zur Vermeidung einer mechanischen Zerstörung abgeschaltet werden. Unter diesen Witterungsbedingungen wird ebenfalls keine elektrische Leistung an das Netz abgegeben.
           

      3.5 Leistungsregelung
           
        Zur Begrenzung der dem Wind entnommenen Leistung bei höheren Windgeschwindigkeiten benötigen Windkraftanlagen entsprechende Regel- und Steuereinrichtungen. Es wird damit eine mechanischen Zerstörung des Konverters vermieden. Außerdem ist dies aufgrund der Beschränkung des Generators infolge der jeweiligen Anlagenauslegung notwendig.

        Es wird dabei grundsätzlich zwischen einer Leistungs- und einer Drehzahlregelung unterschieden. Muß die Drehzahl bei einer direkten Netzkopplung konstant oder nahezu konstant gehalten werden, ist die Leistung entsprechend zu regeln. Um eine thermische Überlastung des Generators zu verhindern, darf dessen installierte Leistung nicht überschritten werden. Bei indirekter Netzkopplung hingegen ist die Drehzahl innerhalb gewisser Grenzen variabel. Es muß das Überschreiten einer maximalen Drehzahl vermieden werden, um einer mechanischen Zerstörung des Rotors vorzubeugen. Zudem muß die Leistung überwacht werden.

        Derzeit kommen zwei Regelungsarten für die Begrenzung der aus dem Wind aufzunehmenden Leistung bei marktgängigen Windkraftkonvertern zum Einsatz. Es handelt es sich um die Stall- und die Pitch-Regelung. Bei beiden wird die Leistungsaufnahme des Rotors begrenzt.

        3.5.1 Stallregelung
         

           

          Der Stall-Effekt stellt eine Möglichkeit zur Begrenzung der Leistungsaufnahme aus dem Wind dar. Voraussetzung dafür ist eine Kopplung der Anlage an ein ausreichend starkes Netz, das die Möglichkeit bietet, die Windkraftanlage unabhängig von der Windgeschwindigkeit mit konstanter Rotordrehzahl zu betreiben. Dadurch verändern sich bei wechselnden Windgeschwindigkeiten die Anströmverhältnisse am mit konstanter Drehzahl drehenden Rotor bzw. seinen einzelnen Blättern konstruktionsbedingt derart, daß die Strömung bei hohen Windgeschwindigkeiten abreißt. Infolge der entstehenden Wirbel bremst sich der Rotor quasi selbst ab bzw. hält das anstehende Moment näherungsweise konstant.


          Abb. 37: Strömungsverhältnisse: stall-geregelte Windkraftanla-ge [25, S.253]

          Eine am Profil anliegende Strömung sorgt dafür, daß unterhalb der Nennwindgeschwindigkeit der für den Antrieb des Rotors notwendige Auftrieb am Rotorblatt erreicht wird. Dabei wird mit steigender Windgeschwindigkeit bei konstanter oder nahezu konstanter Rotordrehzahl der aerodynamische Anstellwinkel a zwischen der Windgeschwindigkeitsrichtung und der Blattprofilsehne immer größer. Bei Erreichen der Nennwindgeschwindigkeit, nimmt der Anstellwinkel so hohe Werte an, daß die Strömung wegen der starken Ablenkung nicht mehr der Oberflächenkrümmung des Profils folgen kann. Dies führt zu einer Loslösung der Strömung vom Profil des Rotors auf dessen Oberseite (Saugseite). Es kommt zu der Ausbildung des sogenannten Stalls. Infolge dieser Strömungsablösung bilden sich Wirbel an der Saugseite des Profils. Dadurch wird der Auftrieb des Rotors reduziert und damit die Leistungsaufnahme des Rotors aus dem Wind im Idealfall konstant gehalten.

          Abb. 38: Stall-Regelung
          [25, S.255]
           

          Der Strömungsabriß oder statische Stall an einem Rotorblatt tritt nicht immer bei dem im Windkanal in stationärer Strömung für ein Profil gemessenen Anstellwinkel. Das Phänomen des Strömungsabrisses ist vielmehr ein dynamisches Problem, das vom zeitlichen Verlauf des Anstellwinkels (z.B. bei Böen) und der dreidimensionalen Umströmung (z.B. Zentrifugalkraft-induzierte Radialströmung) des Rotorblatts abhängt. Man spricht hier vom sogenannten dynamischen Stall. Durch beide Arten kann es zu einem verzögerten Stall kommen, d.h. die Strömung reißt erst bei größeren Anstellwinkeln ab. Eine Überlastung der Anlagenstruktur und des Generators durch ein Überschreiten der angenommenen maximalen Luftkräfte bzw. der Nennleistung kann die Folge sein. Das sogenannte Abreißflattern stellt ein weiteres Problem dar, bei welchem dynamischer Stall kurzzeitig über einem bestimmten Winkelbereich der Rotordrehung mit einer Struktureigenfrequenz auftritt. Hierbei entsteht periodisch dynamischer Stall durch zyklische Änderung des Anstellwinkels (z.B. während eines Umlaufs in der Bodengrenzschicht). Die dabei auftretenden periodischen Luftkräfte können eine Windkraftanlage derart "aufschaukeln", daß sie versagt und es zum Bruch kommt.
           

        3.5.2 Pitchregelung
         
          Insbesondere bei großen Windkraftanlagen wird aufgrund der diskutierten Nachteile der Stall-Regelung die Verstellung des Blattwinkels (Pitchregelung) zur Regelung der dem Wind entnommenen Leistung eingesetzt. Dieses Verfahren wird Pitch-Regelung genannt. Hier werden durch eine Verdrehung des Rotorblatts die Anströmverhältnisse und damit wiederum die Luftkräfte gerade so beeinflußt, daß die Leistungsaufnahme des Rotors aus dem Wind bei Geschwindigkeiten oberhalb der Nenngeschwindigkeit weitgehend konstant ist

          Abb. 39: Pitch-Regelung
          [25, S.255]
           

          Durch die Blattverstellung kann der Anstellwinkel des Rotorblatts in bezug zur Anströmung kontinuierlich so verändert werden, daß die Leistungsaufnahme des Rotors gesteuert werden kann. Mit 0° Einstellwinkel wird dabei normalerweise die Winkelstellung des Blattes bezeichnet, bei der die Profilsehne bei 70 % Blattradius in die Rotorebene fällt. Bei einem Einstellwinkel von rund 90° ist dann die sogenannte Fahnenstellung des Rotorblatts erreicht.

          Abb. 40: Strömungsverhältnisse: pitch-geregelte Windkraftan-lage [25, S.255]

          Bei der Pitch-Regelung wird ein Strömungsabriß und damit die Ausbildung eines Stalls vermieden. Innerhalb des normalen Betriebsbereichs einer Windkraftanlage liegt die Strömung immer am Blatt an. Dies gilt insbesondere auch dann, wenn der Blattwinkel zur Leistungsbegrenzung zu kleineren Anstellwinkeln hin verändert wird. Der Verstellbereich umfaßt dabei meist eine Spanne von 90 bis 100°, um vom Betriebswinkel (nahe 0°) die sogenannte Fahnenposition zu erreichen, bei der das Blatt wie eine Fahne mit dem Wind ausgerichtet ist und deshalb keine oder eine nur sehr kleine Drehzahl des Rotors erzeugen kann.

          Durch die Blattverstellung kann der Rotor dann in Rotation versetzt werden, wenn der Einstellwinkel in eine Anfahrposition gebracht wird (beispielsweise 45°). Mit zunehmender Drehzahl muß der Blattwinkel kontinuierlich zum optimalen Betriebswinkel hin verstellt werden. Somit bleibt trotz Zunahme der Umfangsgeschwindigkeit ein positiver, auftriebserzeugender Anstellwinkel erhalten.

          Nach Erreichen des optimalen Betriebswinkels wird normalerweise bis hin zur Nennleistung keine Blattverstellung mehr vorgenommen, obwohl bessere Einstellwinkel vorhanden sein können. Durch ein kontinuierliches Verdrehen der Rotorflügel wird anschließend dem Wind auch bei weiter ansteigenden Windgeschwindigkeiten gerade die installierte Generatornennleistung entnommen. Dadurch kann die installierte Generatorleistung vergleichsweise gut eingehalten werden.

          Beim Einsatz in Inselnetzen, wo keine, wie im netzgekoppelten Betrieb, notwendige Maximierung der Energieausbeute angestrebt wird, hat die Blattwinkelverstellung eine zusätzliche Bedeutung. Ihr Vorteil liegt darin begründet, daß die bereitgestellte Leistung aufgrund der Blattwinkelverstellung entsprechend geregelt und damit an die aktuelle Nachfrage angepaßt werden kann.

          Wenn die momentane Windgeschwindigkeit nicht voll ausgenutzt wird, kann im netzgekoppelten Betrieb bei abnehmender Luftströmungsgeschwindigkeit die Leistung durch Nachregeln in Grenzen konstant gehalten werden. Hier ist damit grundsätzlich eine Regelfähigkeit der Windkraftkonverter wie auch bei anderen Kraftwerken gegeben.

          Auch hat die Pitch- im Gegensatz zur Stall-Regelung den Vorteil, daß bei einem Überschreiten der Abschaltwindgeschwindigkeit die Anlage gezielt abgefahren werden kann. Damit wird der abrupte Übergang von der installierten Nennleistung auf Null und die damit verbundene hohe mechanische Belastung der Windkraftanlage vermieden.

    3.6 Windparks
     
     
    Windkraftkonverter können als Einzelanlagen, in einer reihenförmigen Anordnung oder zusammengefaßt zu einer Gruppe installiert werden. In Windparks sind grundsätzlich zwei unterschiedliche Aufstellanordnungen von Windkraftkonvertern auf einer begrenzten Gebietsfläche unter Minimierung der Abschattungseffekte möglich. Neben einer optimierten Anlagenaufstellanordnung bei bevorzugter Windrichtung ist auch eine optimale Konverterinstallation ohne eine eindeutige Luftströmungsrichtung denkbar. Zur Minimierung von Abschattungseffekten muß dabei zwischen einzelnen Windkraftanlagen jeweils ein bestimmter Abstand eingehalten werden. Dies ermöglicht einen Ausgleich zwischen der durch den Energieentzug des Rotors verminderten Geschwindigkeit der strömenden Luftmassen und ungestörte Luftströmungen. Nur so kann beim nächsten Konverter wieder von näherungsweise ungestörten Windverhältnissen ausgegangen werden. Der jeweils notwendige Abstand zwischen einzelnen Anlagen hängt von den meteorologischen, topografischen und sonstigen Bedingungen am jeweiligen Standort und damit von den örtlichen Gegebenheiten ab und kann in weiten Bereichen variieren.


    Abb. 41: Windanlagenaufstellung in Windparks [25, S.257]

    Der sogenannte Abstandsfaktor kA beschreibt den zwischen zwei benachbarten Konvertern minimal einzuhaltenden Abstand. Er ist definiert als das Verhältnis zwischen Anlagenabstand und Rotordurchmesser. Der notwendigerweise einzuhaltende Abstand zwischen den einzelnen Konvertern wird damit beschrieben als ein Vielfaches des Rotordurchmessers.

    Ist standortbedingt eine bevorzugte Windrichtung gegeben und sind die topografischen Gegebenheiten für die Aufstellung von Windkraftanlagen günstig, können die Konverter in mehreren, hintereinander liegenden Reihen aufgebaut werden (Abb. 41, rechte Seite). Die Abschattungseffekte müssen nur hinsichtlich dieser Hauptwindrichtung minimiert werden, da unter diesen Bedingungen der Wind hauptsächlich aus einer Richtung weht. In Abhängigkeit der jeweiligen Gegebenheiten vor Ort schwankt der entsprechende Abstandsfaktor in Richtung der hauptsächlichen Windströmungsrichtung kA,x zwischen 8 und 10 und quer zur Hauptwindrichtung kA,y zwischen 4 und 5. Die um eine Windkraftanlage demnach minimal einzuhaltende Fläche AWEK berechnet sich damit nach Gleichung (5.1). dRot ist der Rotordurchmesser des Konverters.

                                                                                                                                                         (5.1)

    Im Binnenland liegt keine bevorzugte Windrichtung vor. Stehen einer optimierten Anlagenaufstellung keine topografischen Einschränkungen entgegen, müssen die Abschattungseffekte hinsichtlich aller Himmelsrichtungen minimiert werden. Um jede Windkraftanlage muß deshalb eine näherungsweise kreisförmige Gebietsfläche freigehalten werden. Sie kann vereinfachend durch ein regelmäßiges Sechseck beschrieben werden (Abb. 41, linke Seite). Der bei dieser Anlagenaufstellung einzuhaltende Abstandsfaktor variiert im Regelfall innerhalb einer vergleichbaren Bandbreite wie bei der Anlagenaufstellung mit bevorzugter Windrichtung (d.h. je nach den lokalen Gegebenheiten und den Windverhältnissen zwischen 6 und 15). Die infolge dieser Zusammenhänge notwendigerweise freizuhaltende Fläche um eine Windkraftanlage errechnet sich nach Gleichung (5.2).

                                                                                                                                                         (5.2)

    Die Abschattungsverluste bei gleichzeitiger Optimierung der Platzausnutzung minimieren sich, wenn die standortspezifisch festzulegenden optimalen Abstände zwischen den einzelnen Konvertern eingehalten werden. Die trotzdem noch im Vergleich zu einer einzelnen ungestörten Anlage gegebenen Verluste werden durch den Windparkwirkungsgrad beschrieben. Er liegt in Abhängigkeit der jeweiligen Gegebenheiten vor Ort zwischen 90 und 98 %. Trotz dieser unvermeidbaren Verluste ist eine Anlagenaufstellung in Windparks im Normalfall trotzdem günstiger, da aufgrund der Kostenersparnis u.a. für den Netzanschluß, die Zuwegung und die durchschnittlich geringeren Aufwendungen für Wartung, Instandhaltung und Überwachung diese Verluste bei einer ökonomischen Gesamtanalyse überkompensiert werden.

    Zur Anbindung der in einem Windpark installierten Windkraftkonverter an das Netz bietet sich

  • der Anschluß über eine Gleichstromsammelschiene
  • die direkte Netzkopplung über eine gemeinsame Drehstromsammelschiene an.
  • Bei der erstgenannten Möglichkeit kommt der mit variabler Drehzahl betriebene Synchrongenerator mit Gleichstromzwischenkreis und netzgeführtem Wechselrichter zum Einsatz. Die im Vergleich zu anderen Konzepten größeren Netzrückwirkungen und Stabilitätsprobleme wirken sich jedoch nachteilig aus. Außerdem hat Gleichstrom keinen natürlichen Nulldurchgang. Dies kann unter anderem bei Fehlern Probleme verursachen. Deshalb kommt diese Art der Netzkopplung kaum zur Anwendung.

    Synchron- oder Asynchrongeneratoren mit direkter Netzkopplung können auch auf einer gemeinsamen Drehstromsammelschiene zusammengefaßt werden. Die Einspeisung in das Mittelspannungsnetz erfolgt je nach Nennleistung über einen oder mehrere Transformatoren. Sofern es die Belastbarkeit der Niederspannungskabel erlaubt, ist dabei eine gemeinsame Niederspannungssammelschiene möglich. Ansonsten ist alternativ der Anschluß der Generatoren über separate Transformatoren zu wählen. Dies stellt das heute weitgehend übliche Verfahren dar. Derzeit verfügt im Regelfall jede Anlage über ihren eigenen Trafo und speist beispielsweise in ein 20 kV-Kabel, durch das die Netzkopplung realisiert wird.

     


    Abb. 42: Machinenhaus der Windkraftanlage Eberschwang [53]