NUTZUNG VON WINDENERGIE
Windenergieentwicklung seit dem Altertum
Schon seit dem Altertum nutzt der Mensch neben dem Wasser auch die Windenergie. Über viele Jahrhunderte und z.T. auch bis in die heutige Zeit waren "Windmühlen" neben Wasserrädern der einzige Antrieb für unterschiedliche mechanische Nutzungen.
Schon seit ca. vier Jahrtausenden nutzt der Mensch die Energie des Windes, um Arbeit zu verrichten. Das Segel revolutionierte die Seefahrt, die bis dahin nur mit Muskelkraft auskommen musste. Schon 1.700 Jahre vor Christus soll der babylonische König Hammurabi mit windgetriebenen Schöpfwerken Mesopotamien bewässert haben.
Neben dem Antrieb von Pumpen zur Bewässerung oder Entwässerung war die wichtigste Aufgabe für Windräder das Mahlen von Korn. Aus diesem Grund hat sich der Begriff "Windmühle" bis heute eingeprägt, obwohl es auch andere windgetriebene Maschinen wie z.B. Sägewerke oder Hammerwerke gab.
Unerschöpfliche Energie-Ressource Wind
Die Sonneneinstrahlung, deren Energiegehalt ein Vielfaches des menschlichen Verbrauchs darstellt, beeinflußt das Wettergeschehen und alle Vorgänge in der ca. 100 km dicken Erdatmosphäre.
Die Einstrahlung der Sonne ist dabei in der Nähe des Äquators am stärksten und nimmt zu den Polen hin ab. Durch die Temperaturunterschiede zwischen dem Aquator und den Polen entstehen Luftbewegungen in Form von Ausgleichswinden. So bilden sich stabile großräumige Zirkulationssysteme.
Auch die Erddrehung beeinflusst die Richtung der Luftströmungen. Der sog. Coriolis-Effekt lässt Luftströmungen (wie auch Flugzeuge) auf ihrem Weg vom Äquator Richtung Norden nach rechts, d. h. nach Osten, abdriften. Richtung Süden werden die Luftmassen entsprechend nach Westen abgelenkt. Die aus diesen Effekten zusammengesetzte Luftströmung nennt man den Geostrophischen Wind, den "Urwind", der in großen Höhen (> 1.000 m) nicht durch die Struktur der Erdoberfläche beeinflusst wird.
Aufgrund einiger technischer Neuerungen konnten die heute gebräuchlichen Windenergieanlagen zur Stromerzeugung ihren Siegeszug antreten. Neu und innovativ sind z. B. die Verwendung von Kunststoffen im Flügelbau. Die technischen Grundlagen für die heutigen Windenergieanlagen stellen die Entwicklungen auf den Gebieten der Aerodynamik, des Elektromaschinenbaus, der Regelungstechnik und der Elektronik dar.
Seit 1980 geht der Trend zu immer größeren und besseren Windenergieanlagen in einem Tempo voran, das sonst nur aus der Computertechnik bekannt ist.
Die Entwicklung bis zur modernen Windenergieanlage
Durchgesetzt hat sich die WEA im direkten Netzanschluß zur Erzeugung von Strom. Sie hat meist zwei bis drei Rotorblätter, eine horizontale Achse, die Gondel mit Rotornabe, Getriebe und Generator sind dem Wind motorisch nachführbar. Der Rotor steht vor dem Turm in Windrichtung (Luv-Läufer)
Die theoretische Basis lieferte 1920 und 1926 Albert Betz mit seiner Theorie zur Berechnung der maximal möglichen Leistungsentnahme und der optimalen Geometrie der Rotorblätter.
Die Fertigung großer Stückzahlen in Serie und die Entwicklung der Windenergieanlagen in Baureihen, wie es allgemein im Maschinenbau üblich ist, brachten die Erfahrungen, die nötig sind, um Anlagen mit drei bis vier Megawatt Nennleistung erfolgreich bauen und betreiben zu können.
Physik der Windenergie - Welche nutzbare Leistung steckt im Wind?
Die Leistung des Windes ergibt sich aus der kinetischen Energie der bewegten Luftmasse. Diese steigt mit dem Quadrat der Geschwindigkeit und ist proportional zur Masse der Luft, die durch die Rotorkreisfläche trifft. Da Leistung Energie oder Arbeit pro Zeit bedeutet, steigt die Leistung des Windes mit der dritten Potenz der Windgeschwindigkeit. Aufgrund der geringen Luftdichte (PLuft =1,25 kg / m3) ist die Leistungsdichte des Windes deutlich geringer als beispielsweise die der Wasserkraft (PWasser =1000 kg / m3). Bezogen auf eine durchströmte Fläche (bei einer Windenergieanlage mit horizontaler Achse ist dies die vom Rotor überstrichene Kreisfläche) ergibt sich die Leistung des Windes, die zur Nutzung zur Verfügung steht. Hieraus folgt, dass bei doppeltem Rotordurchmesser die Leistung vier Mal so groß ist. Bei doppelter Windgeschwindigkeit wird die Leistung sogar verachtfacht.
Albert Betz hat 1920 mit seiner Theorie der geschlossenen Stromröhre nachgewiesen, dass mit einer Windenergieanlage durch Verzögerung der strömenden Luftmasse maximal 16/27 = 59 % der Leistung des Windes genutzt werden kann. Dieser optimale Leistungsbeiwert cP wird erreicht, wenn die Windgeschwindigkeit durch den Rotor der Windenergieanlage auf ein Drittel ihres Wertes abgebremst wird.
Heutige Windenergieanlagen erreichen Leistungsbeiwerte von 50 % und kommen der theoretisch maximalen Leistungsfähigkeit recht nahe.
Vergleich von Widerstand und Auftrieb
Historische Windmühlen haben - wie auch heute noch zum Teil einfache Anlagen kleiner Leistung (bis 2 kW) - nach dem Widerstandsprinzip gearbeitet. Hierbei wird die Reduktion der Windgeschwindigkeit durch einen Rotor mit vertikaler Achse bewirkt, der dem Wind einen Widerstand bietet. Beispiele hierfür sind die alte persische Kornmühle oder das als Messinstrument verwendete Schalenkreuzanemometer. Berechnet man die Leistungsfähigkeit solcher Windenergieanlagen, so ergibt sich ein maximaler Leistungsbeiwert von 12 %. Die Leistungsbeiwerte von Windenergieanlagen, die nach dem Auftriebsprinzip arbeiten, sind deutlich höher und erreichen ca. 50 %. Dies liegt an der sehr viel höheren Geschwindigkeit, die sich am Rotorblatt durch die Überlagerung von Wind- und Umfangsgeschwindigkeit einstellen.
Standortbedingungen für Windenergieanlagen
Für Windenergieanlagen, die auf der Erdoberfläche installiert werden, sind lediglich die Windgeschwindigkeiten in weniger als 300 m Höhe von Interesse. In der sogenannten Bodengrenzschicht wird der geostrophische Höhenwind deutlich abgebremst. Die Windverhältnisse in Bodennähe sind stark von der Beschaffenheit der Erdoberfläche geprägt. Landschaft und Topografie haben einen wesentlichen Einfluß.
Aber auch hier spielt die lokale Thermik in Form von Ausgleichswinden eine große Rolle. Das "Land-Seewind-System" kann man selbst an jeder Küste vor allem im Sommer beobachten. Tagsüber erwärmt sich die Landmasse stärker als die Wasseroberfläche, warme Luft steigt dort auf und zieht als Seewind Luft vom Meer nach. Nachts kühlt sich das Land aber wieder schneller als das Meer ab und der Effekt kehrt sich -nicht ganz so stark- wieder um.
Der bodennahe Wind wird durch viele größere Hindernisse (Gebirge) und kleinere Störungen stark beeinflußt. Die Turbulenz des Windes steigt zum Boden hin stark an.
Am Standort einer Windenergieanlage (WEA) spielen sogar noch kleinere Effekte eine große Rolle. So ist schon eine Baumreihe, ein Haus oder auch eine andere WEA ein Hindernis für die Luftströmung.
Bauformen von Windenergieanlagen
Bauformen von Windenergieanlagen unterscheidet man nach unterschiedlichen Kriterien:
Augenscheinlich ist die Ausrichtung der Achse (horizontal oder vertikal). Bei horizontaler Achse unterscheidet man zwischen Rotoren, die vor dem Turm rotieren (Luv-Läufer) und Rotoren, die hinter dem Turm vom Wind angeströmt werden (Lee-Läufer). Schnelllaufzahl und Blattzahl bestimmen das Antriebsverhalten und damit die Nutzung der Windenergieanlage.
Bei modernen Windenergieanlagen zur Stromproduktion unterscheidet sich der Aufbau des Maschinenträgers, der sich zur Nachführung in die Windrichtung drehbar auf dem Turm befindet. Es gibt Anlagen mit Getriebe oder ohne Getriebe, es gibt Maschinenträger, auf denen die Komponenten (Lager, Getriebe, Generator) einzeln positioniert sind (aufgelöste Bauform), sowie Bauformen, bei denen mehrere Funktionen in einem Bauteil zusammengefasst sind (Lagerung der Rotorwelle im Getriebe / integrierte Bauform).
Moderne Windenergieanlagen
Zur Einspeisung von Strom in das elektrische Netz dominieren derzeit drei Konzepte den Markt. Der folgende Text gibt eine Übersicht über Unterschiede und Gemeinsamkeiten dieser Bauformen.
1. "Dänisches Konzept"
2. Pitch-Konzept mit Synchrongenerator
3. Pitch-Konzept mit doppelt-gespeistem
Asynchrongenerator
Beim "Dänischen Konzept" (Konzept 1), das bis Mitte der neunziger Jahre den Markt völlig beherrschte, wird die Leistungsaufnahme bei sehr starkem Wind oder bei Böen auf "natürliche Weise" durch den Asynchrongenerator begrenzt. Er fesselt die Drehzahl der Anlage an die Frequenz des elektrischen Netzes, so dass der Rotor auch bei sehr starkem Wind nicht schneller drehen kann. Dadurch reißt die Strömung an den Flügeln ab (stall) und die Leistungsaufnahme der Anlage wird so (ohne eine Blattwinkelverstellung) begrenzt. Das ist das Konzept von Johannes Juul.
Durch den Asynchrongenerator entfällt auch der Synchronisierungsaufwand, wie er bei einem Synchongenerator anfallen würde.
Kurz: ein einfaches robustes System.
Die ab 1990 bis 2000 zur Marktreife entwickelten "pitch-Konzepte" (Konzept 2 + 3) haben eine Blattwinkelverstellung, d. h. das Rotorblatt kann um seine Längsachse verdreht werden (pitch = englisch für Anstellwinkel). Die Maschinen arbeiten von der Stärke der Windgeschwindigkeit geführt drehzahlvariabel. Durch die Blattwinkelverstellung wird erst im Starkwindbereich (ab 12 m/s) die Leistungsaufnahme begrenzt. Im Schwachwindbereich wird sie nur zum Anfahren der Anlage benötigt. Bei Normalwind fährt die Anlage mit festem, optimalen Blattwinkel zur besten Leistungsausbeute, aber eben mit veränderlicher Drehzahl, bis die Nennleistung erreicht wird. Von da an wird die Blattwinkelverstellung aktiv und hält die Leistungsabgabe konstant.
Beim "pitch-Konzept" mit einem Synchrongenerator (Konzept 2) wird durch die veränderliche Drehzahl der gesamte erzeugte "wilde" Strom durch den Frequenzumrichter auf die Netzfrequenz von 50Hz gebracht.
Beim Konzept mit einem doppelt gespeistem Asynchrongenerator (Konzept 3) ist dies nicht für die elektrische Gesamtleistung notwendig, sondern nur für den Anteil, der aus dem Läufer des Generators kommt. Das sind nur ca. 40% der Nennleistung und der Umrichter kann daher kleiner gebaut werden.
Die Energieerträge der beiden Konzepte unterscheiden sich nur minimal.
Ersatz konventioneller Energie durch Windenergie
Der Wind weht nicht immer gleichmäßig, und Windenergieanlagen laufen daher nicht immer auf Nennleistung. Die tatsächlich erzeugte Energiemenge liegt unter der theoretisch möglichen. Dies wird durch den sogenannten Kapazitätsfaktor ausgedrückt. Er berechnet sich aus dem Jahresertrag in kWh geteilt durch das Produkt aus Nennleistung der Windenergieanlage und die 8.760 Std. des Jahres. Je nach Standort ergibt sich ein Kapazitätsfaktor zwischen 30% an den windreichsten Standorten an der Küste und ca. 18% an den windärmeren Binnenlandstandorten.
Das Argument, dass die Windenergie nicht kontinuierlich zur Verfügung steht, stimmt. Jedoch stellt jede ins elektrische Netz eingespeiste kWh einen Teil der Grundlastversorgung dar. Durch die große Anzahl der bereits in Deutschland installierten Windenergieanlagen ergibt sich eine Vergleichmäßigung der eingespeisten Leistung. Bei der großräumigen Verteilung kann man davon ausgehen, dass ca. 10% der Nennleistung aller Windenergieanlagen als Dauerleistung in das Netz gespeist werden.
Nimmt man die geplanten Windenergieprojekte auf See hinzu (Offshore-Windparks), so wird diese Betrachtung noch günstiger ausfallen. Dies gilt in gleichem Maße für die Einbeziehung anderer Windenergieanlagen im europäischen Ausland, die ebenfalls in das europäische Verbundnetz einspeisen.
So kann tatsächlich konventionelle Kraftwerkskapazität abgebaut und dauerhaft auch von dieser regenerativen Energie (Windkraft) ersetzt werden. Intelligente Lastmanagement-Systeme und die Entwicklung von Prognoseverfahren zur Vorhersage der Windleistung tragen weiter dazu bei, dass konventionelle Kraftwerkskapazität durch Windenergie eingespart werden kann.
Kontrollierte Kraft: Nennleistung und Leistungsregulierung
Mit dem Begriff „1500-kW-Windenergie-Anlage“ wird die maximale Leistung des Generators, seine Nennleistung, gekennzeichnet. Eine Leistung von 1500 Kilowatt entspricht bei einem PKW einer Leistung von 2039 PS. Die Nennleistung erreicht die Anlage bei einer spezifischen Windgeschwindigkeit. Diese Nennwindgeschwindigkeit liegt meist zwischen 11 und 15 m/s (entsprechend 40 – 54 km/h).
Der Betriebsbereich der WEA liegt zwischen der Einschaltwindgeschwindigkeit (2,5-4 m/s) bei der die WEA beginnt, elektrische Leistung in das Netz abzugeben, und der Abschaltwindgeschwindigkeit (25-34 m/s). Geht die Anlage ans Netz, geschieht dies „weich“, d.h. gleitend unter Einsatz von moderner Regelungstechnik. Bläst der Wind zu stark, wird die Leistung herabgeregelt, um eine gleichmäßige Einspeisung zu gewährleisten. Bei modernen Anlagen verhindert eine sanfte Sturmabschaltung, dass die Leistung abrupt aufhört. Auf diese Weise werden Störungen im Übertragungsnetz vermieden.
Technik der Windenergienutzung:
Aufbau einer modernen Windenergie-Anlage
Turm und Fundament: Um die Standfestigkeit der Windenergie-Anlage zu gewährleisten, wird je nach Festigkeit des Untergrundes eine Pfahl- oder Flachgründung vorgenommen. Die Turmkonstruktion selbst trägt nicht nur die Massen der Maschinengondel und der Rotorblätter, sondern muss auch die enormen statischen Belastungen durch die wechselnden Kräfte des Windes auffangen. Man verwendet in der Regel Rohrkonstruktionen aus Beton oder Stahl. Eine Alternative sind auch Gittertürme.
Rotorblätter: Heute dominiert der dreiflügelige, horizontal gelagerte Rotor. Die Rotorblätter werden hauptsächlich aus glas- beziehungsweise kohlefaserverstärkten Kunststoffen (GFK, CFK) gefertigt. Das Blätterprofil ähnelt dem von Flugzeugtragflächen. Sie nutzen das selbe Auftriebsprinzip: An der Flügelunterseite erzeugt die vorbeiströmende Luft einen Überdruck, an der Oberseite hingegen einen Sog. Diese Kräfte versetzen den Rotor in eine Vorwärts-, sprich Drehbewegung.
Gondel: Die Gondel enthält den gesamten Maschinensatz. Sie ist auf Grund der notwendigen Windrichtungsnachführung drehbar auf dem Turm gelagert. Der Aufbau der Gondel beschreibt die vom Hersteller gewählte Form, die Komponenten des Antriebsstranges (Rotorwelle mit Lagerung, Getriebe und Generator) auf dem Maschinenträger zu positionieren.
Getriebe: Das Getriebe nimmt die Drehzahlanpassung zwischen langsam laufendem Rotor und schnell laufendem Generator vor und läuft, unterschiedlichen Windverhältnissen Rechnung tragend, meistens auf mehreren Stufen. Wird ein speziell entwickelter hochpoliger Ringgenerator mit großem Durchmesser verwendet, kann das Getriebe entfallen.
Generator: Bei leistungsstärkeren Windenergie-Anlagen werden am häufigsten doppelgespeiste Asynchrongeneratoren verwendet. Diese ermöglichen im Gegensatz zum herkömmlichen Asynchrongenerator die Betriebsdrehzahl in Grenzen zu variieren. Ein anderes Konzept liegt im Einsatz von Synchrongeneratoren. Eine Netzkopplung von Synchrongeneratoren ist auf Grund des drehzahlstarren Verhaltens nur über Umrichter möglich. Dem Nachteil der aufwändigen Regelungstechnik stehen Vorteile beim Wirkungsgrad und bei den Netzeigenschaften gegenüber.
