Moderne Anlagen, die die Energie des Windes in elektrische Energie wandeln, heißen korrekt Windenergieanlagen (abgekürzt WEA). Parallel dazu werden auch die englischen Begriffe WEC (Wind Energy Converter) oder WTG (Wind Turbine Generator) verwendet.
Bei Windenergieanlagen hat sich der sogenannte Auftriebsläufer mit horizontaler Drehachse (Luv-Läufer, die Rotorblätter stehen im Wind) und drei Rotorblättern durchgesetzt. Bild 2.1 zeigt die wesentlichen Komponenten einer Windenergieanlage.
Um das System Windenergieanlage physikalisch-technisch zu beschreiben, sind die Festlegung der Systemgrenze und die Beschreibung des Systemkontexts von entscheidender Bedeutung. Die Systemgrenze stellt eine gedachte Grenze dar, die ein technisches System von anderen Systemen bzw. von seiner Umgebung abgrenzt. Der Systemkontext beschreibt die Interaktion des Systems mit der Systemumgebung (Bild 3.1).
Um Windenergieanlagen am Stromnetz betreiben zu können, müssen verschiedene regulatorische Auflagen erfüllt werden. Dabei wird unterschieden zwischen:
Erzeugungseinheiten (EZE): eine Energie erzeugende Einheit wie eine Windenergieanlage
Erzeugungsanlage (EZA): ein Verbund, bestehend aus einzelnen Erzeugereinheiten und weiteren relevanten Einheiten wie Kabel, Übergabestationen oder Anschlusseinheiten (Beispiel Windpark)
Betrachtet man unterschiedliche Windenergieanlagentypen in einem gemischten Windpark, so fällt auf, dass die Form des Maschinenhauses unterschiedlich gestaltet sein kann. Während einige Anlagen ein tropfenförmiges Maschinenhaus besitzen, haben andere einen eher kastenförmigen Aufbau. Diese unterschiedliche Gestaltung liegt daran, dass sowohl Anlagen mit Getriebe als auch Anlagen ohne Getriebe (Direct Drive, Bild 5.1) auf dem Markt verfügbar sind und auch eingesetzt werden.
Der Turm ist das größte und schwerste Teil einer Windenergieanlage. Da die mittlere Windgeschwindigkeit den wesentlichen Faktor für den Energieertrag ausmacht (siehe Kapitel 9), ist man aus Energieertragsgründen bestrebt, die Türme so hoch wie möglich zu bauen, da in größerer Höhe der Wind stärker weht. Höhere Türme sind auch bei Standorten mit einer hohen Bodenrauigkeit, wie im Wald oder zwischen Gebäuden, sinnvoll, da die hieraus resultierenden Turbulenzen des Windes mit zunehmender Höhe abnehmen (siehe Kapitel 8).
Eine genaue Vorhersage, wie viel Energie eine Windenergieanlage beispielsweise in einem Jahr produziert, ist nicht exakt im Voraus zu berechnen. Bei Ausfallzeiten, die durch Reparaturen oder Wartungen entstehen, erzeugt die Anlage keine elektrische Energie. Auch kann ein Netzbetreiber die Leistung einer Windenergieanlage oder eines Windparks begrenzen, wenn beispielsweise zu viel Leistung im Netz vorhanden ist. Unter Vernachlässigung dieser Bedingungen können jedoch statistische Methoden angewandt werden, um zum einen dem realen Wert möglichst nahezukommen und zum anderen Anlagen oder Standorte bezüglich des zu erwartenden Energieertrags miteinander zu vergleichen.
Windenergieanlagen werden für bestimmte Windklassen zugelassen. International ist die Normung der IEC (International Electronical Commission) anhand der mittleren Windgeschwindigkeit und der Turbulenzintensität an konkreten Standorten am geläufigsten (Tabelle 8.1). In Deutschland gibt es zudem die Einteilung des Deutschen Instituts für Bautechnik (DIBt) in Windzonen.
Wind ist nichts anderes als ein Luftmassenstrom, der aus einem Druckgefälle zwischen Gebieten unterschiedlichen Luftdrucks entsteht. Entscheidend für die Nutzung der Windenergie sind die bodennahen Winde bis zu einer Höhe von heute etwa 250 Metern. Strömt die Luft mit der mittleren Geschwindigkeit vw,Rot durch die Rotorfläche der Windenergieanlage, so enthält sie die kinetische Energie
Weht der Wind stark genug, so beginnt sich der Rotor der Windenergieanlage zu drehen, da die Rotorblätter ein Moment um die Rotorachse erzeugen, das den Rotor in Bewegung setzt. Die Drehgeschwindigkeit des Rotors wird als Rotordrehzahl angegeben und ist die wichtigste Größe für die Regelung und Steuerung einer Windenergieanlage, da sie im Gegensatz zur Windgeschwindigkeit sehr genau gemessen werden kann.
Die wesentlichen Betriebszustände und die entsprechenden Übergangsbedingungen einer Windenergieanlage sind in Bild 11.1 dargestellt. Zu Beginn befindet sich die Windenergieanlage im Zustand der Betriebsbereitschaft. Sind alle Startbedingungen erfüllt, so wechselt sie in den Zustand des Startvorgangs. Startbedingungen sind beispielsweise, dass ausreichend Wind vorherrscht und der übergeordnete Windparkregler die Freigabe für die Anlage erteilt hat.
Vereinfachend können bei einer Windenergieanlage eine Sonderstellung und vier Betriebsbereiche (I – IV) abhängig von der Windgeschwindigkeit unterschieden werden. Hierfür wird die von der Windenergieanlage erzeugte Leistung über der herrschenden Windgeschwindigkeit aufgetragen (Bild 12.1). Die vier Betriebsbereiche sind nur im Zustand „Produktionsbetrieb“ möglich (siehe Kapitel 11).
Die Schnelllaufzahl λ (Lambda) ist eine wichtige Kennzahl zur Auslegung und Regelung von Windenergieanlagen. Sie gibt das Verhältnis der aktuellen Umfangsgeschwindigkeit uTip an der Rotorblattspitze zur aktuellen Windgeschwindigkeit vw an und definiert sich wie folgt:
In Kapitel 9 wurde gezeigt, dass mit dem Gesetz von Betz die maximale Leistung bestimmt werden kann, die ein Rotor einer Windenergieanlage dem Wind theoretisch entnehmen kann:
Im Prinzip funktioniert ein Rotorblatt genauso wie ein Flügel bei einem Flugzeug. In Bild 15.1 ist der Querschnitt eines Flugzeugflügels gezeigt. Bewegt sich das Flugzeug vorwärts, so bewegen sich die Luftmoleküle auf der Flügeloberseite schneller als auf der Unterseite, da dort die Moleküle aufgrund des Profils einen längeren Weg zurücklegen müssen. Das bedeutet, dass der Druck auf der Flügeloberfläche geringer ist als auf der Unterseite. Somit entsteht ein Auftrieb, der das Flugzeug nach oben drückt und das Fliegen ermöglicht.
Wenn man sich die Rotorblätter von Windenergieanlagen betrachtet, stellt man fest, dass diese in der Rotorachse verwunden sind (Bild 16.1). Dies liegt daran, dass sich die Rotorblätter bei einer Windenergieanlage um die Rotorachse drehen und somit die Anströmverhältnisse anders sind als bei einem Flugzeugflügel.
Neben den dreiblättrigen Windenergieanlagen existieren auch Anlagen, die eine andere Anzahl von Rotorblättern besitzen. Trotzdem haben sich Anlagen mit drei Rotorblättern durchgesetzt. Warum ist das so? Gegen Windenergieanlagen mit vielen Rotorblättern spricht, dass jedes dieser Rotorblätter mit hohen Kosten verbunden ist. Unter der Annahme, dass der Rotor heute ca. 20 – 25 % der Gesamtkosten einer Anlage ausmacht, sollten so wenige Rotorblätter wie möglich verwendet werden. Hinzu kommen die Kosten für das Pitchsystem sowie für Rotorblattflansch und -lager, die ebenfalls pro Rotorblatt hinzukommen.
Die Betz’sche Optimalauslegung eines Rotorblattprofils (siehe Kapitel 17) ging davon aus, dass die Windgeschwindigkeit vw,1 weit vor der Windenergieanlage durch den Rotor auf vw,2 = vw,1/3 hinter der Anlage verzögert wird, ohne dass sich ihre axiale Richtung ändert (siehe Kapitel 9). Durch die Drehung des Rotors wird der Luftmassenstrom jedoch entgegen der Drehrichtung des Rotors abgelenkt (Bild 18.1).
Generell können die Kräfte, die am Rotor entstehen, in Kräfte mit aerodynamischen Ursachen und Kräfte mit mechanischen Ursachen unterteilt werden. Diese überlagern sich und erzeugen das (erwünschte) Antriebsmoment sowie die (unerwünschten) Lasten auf die Windenergieanlage.
Um den Aufbau von Rotorblättern beschreiben zu können, ist die Einführung mehrerer Bezeichnungen am Rotorblatt sinnvoll (Bild 20.1). Die Blattspitze wird Tip genannt, wogegen die Seite des Rotorblatts, die mit der Nabe verbunden wird, als Wurzel (oder englisch Root) bezeichnet wird. Des Weiteren ist die dem Wind zugewandte Seite die Druckseite (DS) und die dem Wind abgewandte Seite die Saugseite (SS) des Rotorblatts. Die vom Wind angeströmte Seite bzw. Kante wird als Nasenkante (NK) bezeichnet.
In den letzten Jahren sind an den Rotorblättern von Windenergieanlagen unterschiedlichste Maßnahmen ergriffen worden, um die aerodynamischen Eigenschaften der Rotorblätter zu optimieren. Das wichtigste Ziel ist dabei, die strömungsinduzierte Schallemission zu reduzieren. Dies ist insbesondere bei Windenergieanlagen, die in der Nähe von bewohnten Gebieten aufgestellt werden, von entscheidender Bedeutung [4.1].
Der Begriff der Beanspruchung fasst die Auswirkungen der äußeren Belastungen auf die Windenergieanlage zusammen. Dabei geht es nicht nur um die Standfestigkeit der Anlagen bei schweren Stürmen bzw. Orkanen, sondern auch um dynamische, im Allgemeinen wechselnde Belastungen, die das Material ermüden. Da eine Windenergieanlage ein schwingungsfähiges Mehrkörpersystem ist, deren Teilsysteme untereinander in Wechselwirkung stehen, können Schwingungen auch angeregt bzw. verstärkt werden und hohe dynamische Belastungsanteile erzeugen [1.2].
Aus strukturmechanischer Sicht ist eine Windenergieanlage ein Mehrkörpersystem aus elastischen Bauteilen. Als wesentliche schwingungsfähige Elemente sind der Turm und die Rotorblätter anzusehen. Doch auch andere Bauteile wie das Hauptgetriebe oder das Pitchsystem neigen zu Schwingungen und sind entsprechend zu berücksichtigen. Im Betrieb überlagern sich diese Schwingungen und können zu unvorhergesehenem Verhalten führen. Daher muss das Schwingungsverhalten einer Windenergieanlage bereits während der Entwicklung genauestens untersucht werden.
Der Wind ist eine unvorhersehbare und stochastische Größe, die auch die Windrichtung in Bezug auf die Ausrichtung einer Windenergieanlage permanent ändert. Die optimale Energieausbeute des Windes ist nur dann gewährleistet, wenn die Windenergieanlage optimal in den Wind gedreht wird, d. h., dass die Hauptwindrichtung des Windes senkrecht auf den Rotor trifft.
Eine Rotorblattverstelleinheit, auch Pitchsystem genannt, hat die Aufgabe, ein Rotorblatt um die Blattachse auf einen definierten Wert zu verstellen. Der normale Verstellbereich umfasst die Bewegung von 90° Blattwinkel (das Rotorblatt ist aus dem Wind gedreht) bis 0° Blattwinkel (das Rotorblatt ist in den Wind gedreht) (Bild 25.1).
Entscheidend für die Auslegung der Komponenten des Pitchsystems, wie Motor, Pitchgetriebe oder Haltebremse, sind die wirkenden Kräfte und Momente im Blattflanschlager. Diese werden im Rahmen der Lastensimulation ermittelt. Hierfür stehen geeignete Simulationsprogramme zur Verfügung, in denen ein vollständiges Modell der Strukturdynamik hinterlegt ist (siehe Kapitel 23). Diese Simulation wird auch zur Zertifizierung der Pitchkomponenten gemäß der GL-Richtlinie (GL – Germanischer Lloyd) benötigt.
Im Fall einer Notverstellung (siehe Kapitel 11) müssen sich die betroffenen Rotorblätter unverzüglich aus dem Wind drehen. Es wird dabei auf eine externe Energieversorgung umgestellt, die den Betrieb des Pitchsystems ohne Energieversorgung aus dem Netz aufrechterhält. Die Energie dieser Speicher ist in der Regel so bemessen, dass mindestens drei nacheinander stattfindende Notverstellungen unter allen Umständen realisiert werden könnten. Je nachdem, ob bei elektrischen Pitchsystemen Gleichstrommotoren (Bild 28.1) oder Drehstrommotoren (Bild 28.2) eingesetzt werden, unterscheidet sich die Realisierung.
Energiespeicher werden benötigt, um das Pitchsystem mit Leistung zu versorgen, wenn die normale Energieversorgung über das Netz ausgefallen ist. Hierzu werden die entsprechenden Versorgungsleistungen mittels abfallender Relais auf den Energiespeicher umgeschaltet. Wie bereits in Kapitel 28 beschrieben, ist bei hydraulischen Systemen kein zusätzlicher Energiespeicher notwendig. Die folgenden Ausführungen beziehen sich daher auf elektrische Pitchsysteme.
Um diese Frage zu beantworten, ist die Anzahl der Stellgrößen, die das generelle dynamische Verhalten der Windenergieanlage beeinflussen können, von entscheidender Bedeutung. Die Schwierigkeit der Regelung einer Windenergieanlage bezüglich der Beeinflussung ihrer Dynamik insbesondere im Produktionsmodus ist, dass nur zwei bzw.
Zum besseren Verständnis des Pitchregelkreises wird zunächst das grundsätzliche Konzept der Regelung anhand einer idealisierten Windenergieanlage aufgezeigt. Zur Vereinfachung wird die Istwerteinstellung durch das Pitchsystem als ideales PT1-Glied mit der Verzögerungszeitkonstante TM angenommen, d. h., der Pitchwinkelistwert folgt dem Pitchwinkelsollwert leicht verzögert. Als Leitwerte werden im Wesentlichen der minimale Pitchwinkel (αmin) und die Rotornenndrehzahl (nRot,nenn) verwendet. Außerdem werden alle Rotorblätter für diese Betrachtung einen identischen Pitchwinkel besitzen.
Die neben den Pitchwinkeln zweite Steuergröße ist das elektrische Drehmoment, also das Moment, das der Generator dem Rotormoment entgegensetzt. Im einfachsten Fall besteht der Momenten- bzw. der Leistungsregler nur aus einer Steuerkurve, die den Zusammenhang zwischen dem Sollwert des elektrischen Drehmoments und der aktuellen Rotordrehzahl beschreibt. Eine andere Variante ist die direkte Drehzahlregelung (siehe Kapitel 35), bei der ebenfalls diese Beziehung benötigt wirdx.
In der Praxis ist der ideale Zusammenhang zwischen optimaler Schnelllaufzahl, dem Rotordurchmesser und der Generatornennleistung, wie in Kapitel 32 beschrieben, nicht gegeben. Daher muss die Steuerkurve entsprechend angepasst werden. Theoretisch existieren zwei Fälle mit jeweils zwei Optionen.
Im „normalen“ Produktionsmodus verfahren Windenergieanlagen im Teillastbereich auf der in Kapitel 33 beschriebenen Steuerkurve. Wird der Volllastbereich erreicht, bewegt das Pitchsystem die Rotorblätter aus dem Wind, und die Rotornenndrehzahl wird gehalten.
Das in Kapitel 33 beschriebene Verfahren zur Vorgabe des elektrischen Drehmoments über eine Steuerkurve hat den Nachteil, dass bei einer schnellen Veränderung der Windgeschwindigkeit das Gesamtsystem relativ träge reagiert.
Bei Windenergieanlagen mit Getriebe ist der mechanische Triebstrang ein schwach gedämpftes schwingungsfähiges System, da insbesondere das Getriebe eine Elastizität ausweist. Obwohl im Normalfall mehr als eine Eigenfrequenz vorhanden ist, dominiert die erste Eigenfrequenz und liegt somit primär im Fokus der Regelung. Durch das Rotormoment wird der mechanische Triebstrang permanent angeregt und die aus dieser Anregung resultierende Bewegung überlagert sich mit der Schwingung aus der ersten Eigenfrequenz des mechanischen Triebstrangs. Bei einer Anregung mit der Eigenfrequenz kann es im schlechtesten Fall sogar zu Resonanzerscheinungen kommen.
Wie in Kapitel 22 beschrieben, kann eine Windenergieanlage insbesondere durch instationäre bzw. dynamische Belastungen zu Schwingungen angeregt werden. Als instationäre oder dynamische Belastungen sind Änderungen der Anregung anzusehen, die in der Nähe der Eigenfrequenzen des Gesamtsystems oder einer angeregten Komponente liegen. Änderungen der Anregung werden hier als stationär angesehen, wenn der Zeitraum der Änderung deutlich größer ist als die niedrigste Eigenschwingungsperiode des Gesamtsystems oder einer der angeregten Komponenten ist, d. h., wenn die Anregungen so langsam erfolgen, dass das System nicht zu Schwingungen angeregt wird.
Bei hohen Windgeschwindigkeiten und ungünstigen Pitchwinkeln kann die Luftströmung der Profilgeometrie auf der Saugseite (Oberseite des Profils) nicht mehr folgen. Es kommt zu einem Strömungsabriss (englisch Stall) (Bild 38.1). Dies führt zu schlechteren Leistungsbeiwerten des Rotorblatts.
IPC bedeutet Individual Pitch Control (auf Deutsch individuelle Blattverstellung). In den bisherigen Betrachtungen hatten alle Rotorblätter den gleichen Pitchwinkel, d. h. sie wurden in identischer Weise verstellt. Dieses Verfahren wird auch als Collective Pitch Control bezeichnet. Bei IPC hingegen wird der Pitchwinkel jedes Rotorblatts individuell verstellt.
Die zentrale Einheit des Steuerungssystems einer Windenergieanlage ist die Betriebsführung. Sie kommuniziert sowohl mit den steuerungsrelevanten Hauptsystemen (Pitchsystem, Generatorumrichtersystem und Azimutsystem) als auch mit den Peripheriegeräten, wie Sensoren, Aktuatoren, Bedienelementen und Signalgebern (Bild 40.1).
Alle Maschinen, zu denen auch Windenergieanlagen zählen, die in der Europäischen Union vertrieben werden, müssen die Maschinenrichtlinie 2006/42/EG erfüllen. In dieser ist ein strukturierter Prozess beschrieben, der die Produktsicherheit gewährleistet (Bild 41.1):
Wurden die ersten Windkraftanlagen noch als einfache Asynchronmaschinen mit kleiner Leistung direkt an das Niederspannungsnetz angeschlossen, so bewegt sich die Leistung von heutigen Windparks in Größenordnungen, die dies nicht mehr zulassen. Windenergieanlagen und Windparks werden heute wie andere dezentrale Energieerzeugungsanlagen auch an das Mittelspannungsnetz (MS), das Hochspannungsnetz (HS) oder das Höchstspannungsnetz (UHS) angeschlossen.
Um aktuell und zukünftig eine gleichbleibend gute Qualität des elektrischen Versorgungsnetzes gewährleisten zu können, werden insbesondere seitens der Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB, siehe Kapitel 42) Anschlussbedingungen zur Netzintegration von Energieerzeugeranlagen definiert. Insbesondere vor dem Hintergrund, dass die Anzahl der dezentralen Erzeugereinheiten in Zukunft sehr wahrscheinlich weiter ansteigen wird, erfolgen in regelmäßigen Abständen Aktualisierungen, um die Netzanschlussbedingungen den aktuellen strukturellen und netzqualitativen Bedingungen anzupassen.
Bis Anfang der 2000er-Jahre wurden Windenergieanlagen als „negative Verbraucher“ eingestuft, da ihr Anteil an der Stromversorgung relativ gering war. Es bestanden nur technische Mindestanforderungen, wie Schutzeinstellungen oder Anforderungen an die Spannungsqualität. So wurde bespielweise eine sofortige Abschaltung der Anlagen bei Unterspannung gefordert.
Bei Gleichstrom sind die Verhältnisse einfach: Als Leistung P mit der Einheit Watt wird das Produkt aus der Spannung V (Einheit Volt) und dem Strom I (Einheit Ampere) bezeichnet. Bei Wechsel- bzw. Drehstrom hingegen sind die Verhältnisse etwas anders: Stärke und Richtung von Strom und Spannung ändern sich regelmäßig. Im Versorgungsnetz haben beide Größen einen sinusförmigen Verlauf mit einer Frequenz von 50 Hz (z. B. in Deutschland) oder 60 Hz (z. B. in den USA). Das Produkt aus dem pulsierenden Strom und der pulsierenden Spannung ergibt somit auch eine pulsierende Leistung.
Der Begriff FACTS ist das englische Akronym für Flexible AC Transmission Systems. Es handelt sich um Transportnetze für elektrische Energie, die aufgrund des Einsatzes von FACTS-Betriebsmitteln bzw. FACTS-Reglern höhere statische und dynamische Übertragungskapazitäten besitzen und somit weniger anfällig für Netzengpässe sind.
Die Qualität der Versorgungsspannung wird im Wesentlichen durch ihre Frequenz, Amplitude, Kurvenform und Symmetrie beschrieben. Netzfehler lassen sich durch eine oder mehrere Abweichungen dieser Eigenschaften charakterisieren, die aus verschiedenen Gründen entstehen können, wie beispielsweise
symmetrischer oder asymmetrischer Kurzschluss sowie Erdschluss,
Abschaltung oder Zuschaltung großer Lasten,
Trennung der Spannungsversorgung sowie
ungünstige Regelung seitens der Netzbetreiber oder Ausfall technischer Sicherheitsmittel.
Wie in Kapitel 43 beschrieben, resultieren Abweichungen von der Netznennfrequenz (im Folgenden 50 Hz) aus einem Ungleichgewicht in der Wirkleistungsbilanz. Ein Wirkleistungsüberschuss erhöht die Netzfrequenz, während ein Wirkleistungsdefizit im Versorgungsnetz eine Verminderung der Netzfrequenz zur Folge hat. Zur statischen Frequenzstützung des Netzes muss die Steuerung der Erzeugeranlage daher bei Abweichungen von der Nennfrequenz geeignete Maßnahmen ergreifen, um diesen Abweichungen entgegenzuwirken.
Bei einem Frequenzeinbruch der Netzspannung müssen Windenergieanlagen ihre generierte Wirkleistung steigern, um die Netzfrequenz anzuheben (siehe Kapitel 48). In der Regel wird jedoch im Teillastbetrieb bereits die dem Wind maximal entnehmbare Energie in elektrische Energie umgesetzt. Eine weitere Leistungserhöhung ist daher nicht ohne Weiteres möglich. Im Volllastbereich wird die erzeugte elektrische Leistung auf die Nennleistung begrenzt. Eine zusätzliche Leistungsbereitstellung ist in dieser Betriebsart ebenfalls nicht möglich.
Von den Netzbetreibern wird heute ein unterbrechungsfreies Durchfahren von kurzzeitigen Netzfehlern mit einer dynamischen Spannungsstützung durch Wirkund Blindleistung gefordert. Dieses Durchfahren eines Netzfehlers ist unter dem englischen Kürzel FRT für Fault Ride Through geläufig. Eine genauere Unterscheidung ergibt sich aus der Art des Fehlers:
Spannungseinbruch bzw. Spannungsunterbrechung: Low Voltage Ride Through (LVRT)
Spannungsüberhöhung: High Voltage Ride Through (HVRT)
Der Windparkregler ist zum einen die zentrale Kommunikationsschnittstelle zum Netzbetreiber. Über geeignete Schnittstellen werden die Steuerbefehle der Netzbetreiber entgegengenommen und verarbeitet sowie Rückmeldungen über den aktuellen Zustand des Windparks zurückgesendet. Zum anderen werden die notwendigen Leistungsdaten am Netzanschlusspunkt mittels geeigneter Messsysteme erfasst und ausgewertet. Diese Werte bilden die Basis für die Regelungen auf Windparkebene. Der Windparkregler tauscht Daten wie Messwerte, Sollwerte, Statusinformationen und Steuerbefehle mit den Windenergieanlagen im Windpark aus und steuert diese so an, dass der Windpark als Erzeugeranlage die geltenden Netzanschlussrichtlinien einhält (Bild 51.1).
Windparks müssen sich heute (ähnlich wie konventionelle Kraftwerke) netzverträglich steuern und optimal in den Netzregelmechanismus einbinden lassen. SCADA bedeutet Supervisory Control and Data Acquisition. Ein SCADA-System wird eingesetzt, um eine Windenergieanlage bzw. einen Windpark zu managen. Es besteht im Wesentlichen aus drei Anwendungen:
Windparkmanagement
Schnittstellen und Kommunikation
SCADA-Zugang
Die Einhaltung der Netzanschlusskriterien hat wesentlichen Einfluss auf die Auslegung der Komponenten einer Windenergieanlage sowie auf die Steuerung und Regelung sowohl der Windenergieanlage selbst als auch des Windparks. Bild 53.1 zeigt eine Übersicht, welche Komponenten im Wesentlichen betroffen sind.
Der elektrische Triebstrang hat die Aufgabe, die über die Rotor- bzw. Generatorwelle übertragene kinetische Energie gemäß den herrschenden Bedingungen und Anforderungen möglichst verlustarm in elektrische Energie zu wandeln und den Verbrauchern zur Verfügung zu stellen. Verbraucher ist in erster Linie das elektrische Netz. Des Weiteren ist der Eigenbedarf der Windenergieanlage an elektrischer Leistung zu berücksichtigen.
Alle in modernen Windenergieanlagen eingesetzten Generatoren sind Drehstrommaschinen, d. h., sie haben mehrphasige sinusförmige Strom- und Spannungsverläufe mit unterschiedlichen Frequenzen. Als symmetrisch wird das Dreiphasensystem dann bezeichnet, wenn folgende Bedingungen erfüllt sind (Bild 55.1):
Die betrachteten Phasen sind (bei Dreiphasensystemen) um 120° voneinander versetzt.
Die Phasen haben die gleiche Amplitude.
Die Phasen haben die gleiche Frequenz.
Um eine Koordinatentransformation (siehe Kapitel 55) durchführen zu können, ist der Phasenwinkel φK von entscheidender Bedeutung. Dieser Winkel kann nicht direkt gemessen werden, sondern muss aus den entsprechenden Drehgrößen bestimmt werden.
Zur Einhaltung der Netzanschlusskriterien ist es von entscheidender Bedeutung, Netzfehler frühzeitig zu detektieren, um rechtzeitig geeignete Maßnahmen ergreifen zu können. Ein verbreitetes Verfahren hierfür ist die DSOGI-Methode (Dual Second Order Generalized Integrator), die eine hohe Dynamik und ein robustes Verhalten bei Oberschwingungen aufweist.
Allgemein sind Stromrichter (Power Converter) Geräte, die eine eingespeiste Stromart (Gleichstrom oder Wechselstrom) in eine andere Stromart wandeln können und dabei in der Lage sind, die charakteristischen Parameter wie Frequenz oder Spannung zu verändern. Alle modernen Windenergieanlagen setzen heute Stromrichter ein, da ohne diese Systeme die geforderten Netzanschlussrichtlinien nicht zu erfüllen wären.
Alle modernen Windenergieanlagen verwenden heute Umrichtersysteme. Passive bzw. ungesteuerte Gleichrichter werden nur bei fremderregten Synchrongeneratoren eingesetzt. In diesem Kapitel werden nur die Grundlagen erläutert. Für weitere Informationen sei auf die entsprechende Literatur verwiesen.
Die Auswirkungen eines Netzfehlers (siehe Kapitel 50) unterscheiden sich für Windenergieanlagen mit Vollumrichterkonzept (EESG, PMSG, ASG) und Anlagen mit Teilumrichterkonzept (DASG). Im Gegensatz zur DASG, bei der der Stator des Generators direkt mit dem Netz gekoppelt ist, sind Generator und Netz bei Einsatz eines Vollumrichters über den Zwischenkreis entkoppelt.
Ein Synchrongenerator zeichnet sich dadurch aus, dass die Drehstromwicklung mit dem netzseitigen Anschluss (Leistungswicklung) im feststehenden Ständer liegt. Der Ständer ist in der Regel aus einem geschichteten Blechpaket aufgebaut. Die Drehstromwicklung besitzt mindestens ein Drehstromwicklungssystem, das aus drei um 120°/p (p = Polpaarzahl) versetzten Wicklungssträngen besteht, die mit U, V und W bezeichnet werden. Die Drehstromwicklung ist als verteilte Spulenwicklung in Nuten längs des Innenumfangs des Ständers angeordnet. Während schnell laufende Synchrongeneratoren in der Regel nur ein Drehstromwicklungssystem besitzen, haben langsam laufende Synchrongeneratoren oft mehrere Drehstromwicklungssysteme.
Elektrische Synchrongeneratoren besitzen einen Rotor (auch Läufer oder Polrad genannt), der entweder über Schleifringe mit Gleichstrom erregt wird (Elektrisch fremderregter Synchrongenerator – EESG, siehe Bild 62.1 rechts) oder mit Permanentmagneten bestückt ist (Permanenterregter Synchrongenerator – PMSG, siehe Bild 62.1 links).
Ein permanenterregter Synchrongenerator wird immer in Verbindung mit einem Vollumrichter betrieben. Steuergrößen sind die Statorspannungen, die dem Generator aufgeprägt werden. Die Statorströme werden geregelt. Ausgangspunkt der Regelung sind die Systemgleichungen des permanenterregten Synchrongenerators für den Statorstrom in d- und in q-Richtung (siehe Kapitel 62)
Ausgangspunkt sind die Maschinengleichungen des fremderregten Synchrongenerators (siehe Kapitel 62) der Statorspannungen. Für den stationären Fall ergeben sich diese zu
In der konventionellen Generatortechnik spielt die Asynchronbauart heute keine große Rolle mehr. Fast alle großen Kraftwerksgeneratoren sind Synchrongeneratoren. Lediglich bei kleineren Wasserkraftwerken und bei Pumpspeicherkraftwerken werden Asynchrongeneratoren verwendet. Für Windenergieanlagen hingegen ist der Asynchrongenerator eine gut geeignete und gängige Bauweise. Da Asynchronmaschinen eine hohe Synchrondrehzahl besitzen und somit schnell laufende Generatoren sind, ist der Einsatz eines Getriebes in der Windenergieanlage unerlässlich.
Im Gegensatz zum Synchrongenerator müssen aufgrund der Asynchronität mehrere Kreisfrequenzen betrachtet werden (siehe Kapitel 55). Die mechanische Kreisfrequenzωm berechnet sich aus der mechanischen Drehzahl der Generatorwelle nGen [in U/min] und der Anzahl der Polpaare p des Generators:
Bei Asynchrongeneratoren in Käfigläuferausführung ist im generatorischen Betrieb die mechanische Kreisfrequenz ωm immer höher als die Kreisfrequenz des Stators ωs, woraus folgt, dass sowohl der Schlupf S als auch die Rotorkreisfrequenz ωr immer negativ sind:
Bei doppelt gespeisten Asynchrongeneratoren ist der Stator im Produktionsmodus fest mit dem elektrischen Netz (in der Regel über einen Transformator) verbunden. Die Statorkreisfrequenz ωs ist somit eine feste Größe, die nicht verändert werden kann. Sie beträgt bei einem 50-Hz-Netz:
Wesentliche Ziele der Regelung bei doppelt gespeisten Asynchrongeneratoren sind
die Einstellung des gewünschten elektrischen Drehmoments MD entsprechend der Vorgabe des übergeordneten Regelkreises (siehe Kapitel 32) und
die Bereitstellung der geforderten Blindleistung, die im Stator erzeugt werden soll.
