Moderne Antriebskomponenten optimieren Windkraftanlagen

Landauf, landab drehen immer mehr dreiarmige Riesen ihre Flügel. Allein in Deutschland kamen vergangenes Jahr über 1450 Windturbinen mit einer Leistung von mehr als 1650 MW hinzu. Das ist neuer...

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Landauf, landab drehen immer mehr dreiarmige Riesen ihre Flügel. Allein in Deutschland kamen vergangenes Jahr über 1450 Windturbinen mit einer Leistung von mehr als 1650 MW hinzu. Das ist neuer Rekord. Der Trend zu immer leistungsstärkeren Windkraftanlagen und großen Off-shore-Parks bringt allerdings auch neue antriebstechnische Herausforderungen mit sich, die nur mit modernen Systemkomponenten wirtschaftlich zu lösen sind.Die Idee, die Kraft des Windes über drehende Flügel zu nutzen, ist über 1000 Jahre alt. Bereits im 10. Jahrhundert war die Windmühle in Persien bekannt. Von dort aus führte sie ihr Siegeszug über den Vorderen Orient bis hin nach Europa. Hunderttausende Windräder trieben hier in der vorindustriellen Zeit Kornmühlen, Sägewerke und Wasserpumpen an. Mit der Erfindung der Dampfmaschine im 18. Jahrhundert jedoch verloren die klassischen Windmühlen merklich an Bedeutung.Mitten im Niedergang der herkömmlichen Windkraftnutzung aber wurden neue Möglichkeiten erkannt: Im Jahr 1891 baute Poul La Cour im dänischen Askov die erste Windkraftanlage zur Erzeugung elektrischer Energie. 1918 gab es in Dänemark 120 Windkraftanlagen mit Leistungen von 20 bis 35 kW. Während der folgenden Jahrzehnte entwickelte sich das typische ,,dänische" dreiflügelige Konzept, das sich durch günstige Massenverteilung und damit auch optimierte Schwingungsmechanik auszeichnet. Erst Anfang der 80er Jahre stieg das Interesse an der Windkraft vor dem Hintergrund der Ölkrise und des zunehmenden Umweltbewusstseins wieder.So wurde in Deutschland das Projekt ,,Growian" (Große Windenergieanlage) gestartet, mit dem grundlegende Erfahrungen für den schnellen Einstieg in die Megawattklasse erarbeitet werden sollten. Doch dieser Schritt war seiner Zeit noch zu weit voraus. Nach zahlreichen technischen Schwierigkeiten wurde Growian 1988 wieder abgerissen. Die Dänen hingegen entwickelten ihre Anlagen ausgehend von viel kleineren Leistungen kontinuierlich weiter. Ebenfalls ab etwa 1980 setzte in den USA der ,,kalifornische Windrausch" ein. Dieser allerdings flaute in der zweiten Hälfte der 80er Jahre nach dem Auslaufen der Förderprogramme deutlich ab.Installierte Windkraftleistung steigt in Europa ungebrochenIn Europa steigt die installierte Windkraftleistung ungebrochen, seit Beginn der 90er Jahre auch bei uns. Deutschland belegt bei der installierten Leistung inzwischen weltweit Rang eins. In den USA nimmt die Nachfrage mittlerweile ebenfalls wieder zu. Große Potentiale erwarten Experten in noch unerschlossenen Gebieten, beispielsweise in China und Australien. Mit der wachsenden Bedeutung der Windkraft steigen auch die Anforderungen an die Technik.Ein Grundprinzip aber bleibt nach wie vor erhalten: Die Anlage muss für ständig wechselnde Windgeschwindigkeiten ausgelegt sein und schon bei häufig auftretenden schwachen Winden wirtschaftlich arbeiten. Es ist also eine Leistungskurve notwendig, die bei niedrigen Windstärken gute Erträge erzielt und gleichzeitig die erzeugte Leistung bei steigender Windgeschwindigkeit auf die Nennleistung begrenzt, damit der Generator sowie die mechanischen Komponenten nicht überlastet werden. Derzeit gibt es zwei aerodynamisch-mechanische Methoden, die Generatorleistung zu begrenzen. Die Stallregelung ist die klassische Variante vor allem für Anlagen im unteren Leistungsbereich. Sie begrenzt die Leistung über die aerodynamische Gestaltung der Rotorblätter: Ab einer bestimmten Windgeschwindigkeit wird aus einer laminaren Strömung eine turbulente.Die entstehenden Luftwirbel begrenzen das erzeugte Drehmoment. So bleibt die Leistung auch bei zunehmender Windgeschwindigkeit konstant. Als Stromerzeuger dienen vorzugsweise eintourige oder polumschaltbare Asynchrongeneratoren, die direkt am Netz betrieben werden. Eintourige Generatoren sind als Maschinen mit nur einer Drehzahl die einfachste und kostengünstigste Lösung für kleinere Anlagen. Ihre Kennlinie ist relativ starr, Typischerweise ist der Drehzahlunterschied des Generators und damit auch der Turbine zwischen Leerlauf und Volllast kleiner als ein Prozent. Polumschaltbare Generatoren erlauben den Betrieb mit zwei Drehzahlen.Daher lassen sich Leistungsausbeute und Geräuschverhalten optimieren. Insgesamt gelten stallgeregelte Anlagen als robuste Technik, bei der nur wenige unbedingt notwendige Komponenten verwendet werden. Die ans Netz abgegebene Leistung schwankt im Teillastbetrieb jedoch in Abhängigkeit von der Windgeschwindigkeit und ist per Anlagensteuerung nicht beeinflussbar. Bei niedrigeren Leistungen gilt die Stallregelung nach wie vor als wirtschaftlich und zuverlässig.Seit einiger Zeit zeichnet sich jedoch ein Trend zu immer größeren Windkraftanlagen ab. Während vor einigen Jahren die Obergrenze bereits bei mehreren hundert Kilowatt erreicht war, sind 1,5-MW-Anlagen inzwischen Standard. Heute drehen bereits 2,5-MW-Turbinen ihre Flügel. In Kürze soll der Sprung auf 5 MW erfolgen. Gleichzeitig verlagern die Windkraftbetreiber ihre Aktivitäten in den Offshore-Bereich, um die dort vorherrschenden stärkeren und stetigeren Winde zu nutzen. Vor der dänischen und deutschen Nordseeküste sollen demnächst große Windparks entstehen, die Leistungen bis in den Gigawatt-Bereich ins Netz speisen.Gerade auf hoher See sind dabei besonders leistungsstarke und wartungsarme Anlagen gefragt. In den oberen Leistungsklassen vorteilhaft ist die so genannte Pitchregelung, die mit verstellbaren Rotorblättern arbeitet. Sie ändert den Anstellwinkel der Rotorblätter abhängig von der Windgeschwindigkeit. Bei geringen Windgeschwindigkeiten bietet das Rotorblatt dem Wind seine volle Fläche und erwirtschaftet unter den gegebenen Bedingungen die maximal mögliche Leistung. Wird die Bemessungsleistung der Anlage erreicht und die Windstärke nimmt weiter zu, dreht der Mechanismus das Rotorblatt aus ,,dem Wind", begrenzt so das angreifende Drehmoment und damit auch die Leistung. Insgesamt passt sich die Anlage bei der Pitchregelung ständig optimal an die gerade herrschenden Windverhältnisse an, erhöht den Ertrag und minimiert die Geräuschemissionen.Mit dem richtigen ,,Dreh nach dem Wind" wirken auch geringere Kräfte auf Turm und Mechanik. Dies ermöglicht eine schlankere und leichtere Bauweise, was besonders bei den großen Windkraftanlagen begrüßenswert ist. Mit dem Pitch-Mechanismus sind MW-Anlagen auch für extreme Windstärken gerüstet. Bei starken Stürmen dreht die Anlage ihre Rotoren in Fahnenstellung.Drehzahlgeregelte Antriebe vermeiden NetzschwankungenDie Pitchregelung reagiert zwar sekundenschnell auf Windböen und schont so die Anlagenmechanik. Sie ist aber zu langsam, um Leistungsschwankungen vollständig zu vermeiden. Deshalb sind bei diesem Konzept zusätzlich drehzahlgeregelte Antriebslösungen erforderlich, die Leistungspendelungen im Netz unterbinden. Elektronische Generatorregelung und Pitchregelung arbeiten bei einem drehzahlgeregelten System ,,Hand in Hand". Trifft eine Windböe auf die Turbine, erhöht die Generatorregelung zunächst die Drehzahl, so dass die zusätzliche Windenergie als kinetische Energie der rotierenden Massen aufgefangen wird. Die Netzleistung bleibt konstant.Dann greift die langsamere Pitchregelung ein und dreht die Rotorblätter leicht aus dem Wind, um das angreifende Drehmoment zu verringern. Anschließend regelt die Generatorregelung wieder zurück auf die ursprüngliche Drehzahl. Bei nachlassendem Wind verläuft der Prozess genau umgekehrt. Mit dem Ausregeln der durch die Böigkeit des Windes verursachten Leistungsschwankungen tritt die Störgröße Netzflicker nicht mehr auf. Stromstöße und Lastspitzen entfallen. Eine drehzahlzahlveränderbare Windkraftanlage lässt sich außerdem bei den zum größten Teil des Jahres vorherrschenden geringen Windgeschwindigkeiten (Teillast) so fahren, dass sie ständig die jeweils maximal mögliche Energie ausbeutet.Dadurch sind noch etwas höhere Einspeiseleistungen bei Schwachwind erzielbar. Auf diese Weise lässt sich der Jahresertrag in Kilowattstunden optimal an den Standort anpassen und maximieren. Der Betrieb mit variabler Drehzahl entlastet auch den Verstellmechanismus der Pitchregelung, was den Verschleiß verringert und somit die Verfügbarkeit erhöht. Verlängerte Verstellzeiten der Flügel sind ebenso möglich wie größere Rotorflächen mit höheren Erträgen. Damit die Anlage mit verschiedenen Drehzahlen arbeiten kann, ist ein die Generatorfrequenz von der Netzfrequenz entkoppelnder Umrichter erforderlich. Werden konventionelle Generatoren in Synchron- oder Asynchronbauform unmittelbar am Netz betrieben, so ist die Drehzahl starr mit der Speisefrequenz verknüpft.Damit sind nur eine beziehungsweise bei polumschaltbaren Generatoren zwei Drehzahlen möglich. Um einen solchen Generator drehzahlvariabel betreiben zu können, ist die erzeugte elektrische Energie variabler Frequenz und Spannung in die feste Frequenz und Spannung des zu versorgenden Netzes umzuwandeln. Diese Aufgabe übernimmt der Umrichter. Der in das Netz eingespeiste Strom von Standard-Industrieumrichtern entspricht allerdings noch keiner idealen Sinusform, wie er von den Energieversorgungsunternehmen gefordert wird.Zudem hat er noch einen erheblichen Anteil an Oberschwingungen. Um die Netzqualität zu erreichen, kann der Umrichter als selbstgeführte Einspeise-Rückspeise-Einheit mit einem netzseitigen ,,Clean Power Filter" ausgelegt werden. Eine solche Einheit erzeugt netzfreundlichen sinusförmigen Strom nahezu ohne Oberschwingungen. Der regelbare Leistungsfaktor erlaubt gezieltes Blindleistungsmangement und gewährleistet so auf der Netzseite einen Leistungsfaktor cosj von 1, bei dem Strom und Spannung in Phase sind. Eine zusätzliche Blindleistungskompensation über Kondensatoren kann entfallen.Kopplung des Generators mit oder ohne Getriebe möglichDie Kopplung des Generators an die Turbine kann mit oder ohne Getriebe erfolgen. Beide Konzepte haben spezifische Vorteile: Anlagen mit Getriebe verwenden einen deutlich kleineren und leichteren Generator. Dafür entfallen bei getriebelosen Anlagen naturgemäß Wartung, Übertragungsverluste, Geräuschentwicklung, Platzbedarf und Schmierung der jeweiligen Getriebe. Die vergleichsweise niedrige Turbinendrehzahl (abhängig von der Turbinenleistung zwischen 15 und 100 min-1) wird bei Windkraftanlagen mit Getriebe auf hohe Drehzahlen für schnelllaufende Generatoren übersetzt. Typische Generatordrehzahlen betragen 1000 bis 2000 min-1.Die Generatoren sind überwiegend Asynchronmaschinen mit Käfig- oder Schleifringläufer, deren Konzeption auf Standardindustriemotoren basiert. Je nach Bauart wird die Drehzahl unterschiedlich geregelt. Bei Asynchrongeneratoren mit Käfigläufer speist der Umrichter die Ständerwicklung und wandelt die variable Generatorspannung und Frequenz in eine feste Netzspannung und Frequenz um. Der Umrichter muss hierbei für die gesamte Systemleistung ausgelegt sein. Anders sieht es bei Schleifringläufergeneratoren mit Umrichter im Läuferkreis, einer so genannten Stromrichterkaskade, aus: Während die Ständerwicklung des Generators am Netz mit fester Frequenz und Spannung liegt, wird die Läuferwicklung über die Schleifringe vom Umrichter mit einem Strom variabler Größe und Frequenz gespeist.Über eine Änderung der Läuferstromfrequenz lässt sich die Drehzahl variieren. Die Maschine arbeitet quasi mit ,,variablem Schlupf" in einem sehr weiten Stellbereich, der mit etwa ±30% wesentlich größer ist als der bei Käfigläufern übliche Schlupf von etwa einem Prozent. Als doppelt gespeiste Generatoren erzeugen die Schleifringmaschinen elektrische Leistung sowohl über den Ständer- als auch über den Läuferkreis. Bei üblicher Systemauslegung und maximaler Leistung sind dies beispielsweise 70% über den Ständerkreis und 30% im Läuferkreis. Weil sich der Umrichter hier im Läuferkreis befindet, ist er nur für diese deutlich kleinere Leistung zu bemessen, was sich unmittelbar in der Umrichtergröße und dessen Kosten niederschlägt. Außerdem ermöglicht die Schleifringläufermaschine interne Regelungsmechanismen, die den Blindleistungsbezug aus dem Netz überflüssig machen.Es ist sogar möglich, induktive Blindleistung zu erzeugen, wie es bei Synchronmaschinen in konventionellen Kraftwerken üblich ist. Allerdings haben herkömmliche Schleifringläufermaschinen einen entscheidenden Nachteil: der Bürstenverschleiß. Daher sind aufwendige Inspektions- und Instandhaltungsmaßnahmen nötig wie Reinigungs- und Wartungsarbeiten (vierteljährlich), Bürstenwechsel (halbjährlich) und Hauptinspektion (alle zwei Jahre). Eine neue Kontakttechnik, bei der die herkömmliche Materialpaarung Graphitbürsten und Metallschleifringe durch ein Graphit/Graphit-Gleitpartnersystem ersetzt wird, kann den Verschleiß und damit den Wartungsaufwand auf ein Minimum beschränken.Das unter Beteiligung von Siemens entwickelte nahezu verschleißfreie Konzept verlängert die Wartungs- und Reinigungszyklen gegenüber den bisher bei Stahlschleifringen üblichen wesentlich. Ein geringer Wartungsaufwand wird im Rahmen der geplanten Offshore-Windparks noch wichtiger werden, da deren Wartung von Booten oder Hubschraubern aus erfolgen muss. Der Wartungsaufwand lässt sich mit direktgetriebenen Windkraftgeneratoren noch weiter senken. Schließlich entfällt mit dem Verzicht auf ein Getriebe auch dessen Wartung, Instandhaltung und Schmierung.Dies erfordert allerdings einen großen Generator, für den auch die Gesamtkonstruktion der Windkraftanlage ausgelegt sein muss. Wegen der niedrigen Drehzahlen, die bei immer leistungsstärkeren und damit größeren Anlagen aufgrund der maximal möglichen Flügelspitzengeschwindigkeit weiter sinken, muss die Maschine als vielpoliger Generator ausgelegt sein. Für eine Turbinendrehzahl von etwa 15 min-1 (sie gilt ohne Getriebe für Turbine und Generator gleichermaßen) wurde ein Generator entwickelt, der direkt auf der Rotornabe sitzt und einen Läufer von mehreren Metern Durchmesser hat.Der Ständer ist üblicherweise als Ring in die Gondelkonstruktion integriert. Wegen der hohen Polzahl scheidet ein Asynchrongenerator aus, da sein Leistungsfaktor viel zu gering ist. Für eine getriebelose Konstruktion kommt demnach nur ein Synchrongenerator in Frage. Das Magnetfeld des Läufers lässt sich elektrisch oder mit Permanentmagneten erzeugen. Beim elektrisch erregten Synchrongenerator ist eine Erregerwicklung im Läufer angebracht. Sie wird mit Gleichstrom gespeist und baut so das Magnetfeld auf. Bisher wurde diese elektrische Erregung vor allem aus Kostengründen bevorzugt.Mit den Fortschritten in der Werkstofftechnik, der daraus resultierenden Kostendegression für hochwertige Magnetwerkstoffe sowie durch den erreichten Stand bei der Entwicklung und Fertigung permanenterregter Großmaschinen jedoch wird diese Technologie auch für Windkraftanlagen interessant.Fertigungskosten sinken für permanenterregte GeneratorenPermanenterregte haben im Vergleich zu elektrisch erregten Maschinen bei gleichem Drehmoment deutlich geringere Abmessungen und um etwa 20 bis 40% weniger Masse. Deshalb ist weniger Material notwendig und der Aufwand für Transport und Montage sinkt. Kostenreduzierend wirkt sich auch aus, dass bei permanenterregten Generatoren die bei elektrisch erregten hochpoligen Maschinen notwendigen filigranen und somit teuren Läuferpolwicklungen entfallen. Diese Faktoren bewirken, dass permanenterregte Generatoren künftig zu ähnlichen Kosten wie konventionelle gefertigt werden können. Damit lassen sich weitere Vorteile der permanenterregten Generatoren nutzen.So haben diese um mindestens 20% geringere Verluste als elektrisch erregte Maschinen und folglich einen höheren Wirkungsgrad. Da keine Erregerleistung erbracht werden muss, entfallen auch die entsprechenden störanfälligen Verschleißteile. Ein entscheidender Vorteil der permanenterregten Maschinen ist zudem ihre robuste Bauweise, ihre daraus resultierende Zuverlässigkeit und ihr geringer Wartungsaufwand. Bei einer getriebelosen Anlage mit Synchrongenerator, gleichgültig ob elektrisch- oder permanentmagneterregt, ist in jedem Fall ein Umrichter nötig. Der direkte Betrieb am Netz ist wegen der starren Kopplung von Frequenz und Drehzahl praktisch nicht möglich. Abgesehen von den Stabilitätsproblemen bei Netzbetrieb würden Schwierigkeiten beim Zuschalten auftreten.Außerdem ist bei der niedrigen Betriebsdrehzahl die erforderliche Polzahl für die 50 Hz-Netzfrequenz nicht zu erreichen. Der Umrichter muss bei dieser Lösung für die gesamte Leistung ausgelegt sein. Neben selbstgeführten Wechselrichtern wie bei den Asynchrongeneratoren der Getriebekonzepte sind dabei auch andere Möglichkeiten denkbar: So könnten die Synchrongeneratoren mehrerer Windkraftanlagen über Umrichter eine Gleichstromschiene speisen, die den Energietransport als Mittel- oder Hochspannungs-Gleichstrom-Übertrager übernimmt. So könnte bei Offshore-Windparks auf Einzelumrichter für jede Windkraftanlage verzichtet werden.Ebenfalls vorstellbar wäre ein zentraler Direktumrichter, an den die einzelnen Turbinen angeschlossen sind. Mit moderner Antriebs- und Steuerungstechnik kann man den unterschiedlichsten Ansprüchen hinsichtlich Netzqualität, Investment, Wartungsaufwand und Lebenszykluskosten gerecht werden, gleich ob es sich hierbei um drehzahlgeregelte High-tech-Anlagen mit oder ohne Getriebe in Gigawatt-Parks auf hoher See oder um einsame Giganten auf Bergkuppen handelt. Aber auch kleinere, schnell zu errichtende Windturbinen gewinnen wieder an Bedeutung.