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Windkraft-Technik |
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Wie funktioniert das |
Wesentliche Funktions-Elemente
Generator-Technik
Steuerung, Stabilisierung und Netzanschluss
Stabilitätsverhalten
Mechanik/Aerodynamik
Enercon
Weltmarkt
Diese Seiten
enthalten eine Menge spezifische Begriffe, die teilweise auf den einschlägigen
Seiten der WEA-Hersteller bzw. auf Seiten der Elektrotechnik erläutert werden.
Wir verzichten hier auf weitere Detail-Erklärungen.
Grundsätzliches Prinzip ist: Durch typischerweise drei Rotorblätter mit einem
in den Wind gestellten Profil wird durch die Energie des Windes eine Hauptwelle
in Drehung versetzt, die dann wiederum entweder mittelbar über ein Getriebe mit
einem Generator verbunden ist, der ab einer Windgeschwindigkeit von 3-6 m/sec
je nach Profil-Auslegung Strom erzeugt. Diese Erzeugung wird bei
Geschwindigkeiten von 22-28 m/sec abgeschaltet und die Anlage wird dann
entweder abgebremst und arretiert oder die Profile werden in eine
Leerlaufstellung gefahren.
Moderne Anlagen können nicht im sogenannten Motorbetrieb, d.h. Rotation durch
Einspeisung von Strom in die Generator-Wicklungen, gefahren werden. Wenn eine
Anlage bei "Windstille" dreht, liegt das daran, dass in größeren
Höhen durch hinreichende Windenergie für den Dreheffekt vorhanden ist. In dieser
Schwachwindsituation können auch insbesondere durch Termik-Effekte auf
kleinstem Raum unterschiedliche Windrichtungen und Stärken entstehen, so dass
z.B. eine Anlage im Rechten Winkel zu einer anderen in direkter Nähe steht und
eine dritte vielleicht gar nicht dreht.
Eine Anlage verbraucht für verschiedenste Zwecke permanent Strom, den sie aus
dem Netz bezieht. Die dabei aufgenommene Leistung entspricht in etwa der eines
Kleinwagens bei mittlerer Geschwindigkeit.
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Das
Fundament |
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Prinzipiell
gibt es die Rotor-Blatt-Varianten fester und verstellbarer Anstellwinkel (des
Blattes) gegen den Wind. Letzteres nennt man Pitch. Die Verstellung erfolgt
ebenso wie die Drehung um die Azimuth-Achse der Gondel durch unabhängige
Elektromotoren bzw. durch Hydraulik-Steuerung. |
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Je
nach Generator-Technik arbeiten die Anlagen mit fester, vielfacher oder
variabler Rotor-Drehzahl. |
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Enercon-Prinzip mit dem Getriebelosen Synchron-Generator. |
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Der Aufstieg zur Gondel erfolgt mit einer Steigleiter, ggf. mit dem
optional vorhandenen Aufzug. 200-400 Stufen. |
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Wie werden die WEA mit variablen Windgeschwindigkeiten fertig und wie wird
sichergestellt, das der erzeugte Strom in Bezug auf die drei Gütekriterien
(Spannung, Frequenz-Stabilität, Phasen-Synchronität) zum Netz passt:
Grundsätzlich
sind heute drei Techniken im Einsatz, die aber alle nach dem
Generator-Grundprinzip arbeiten:
Aus drei (oder vielfachen) Stator-Wicklungen wird Wechsel-Spannung geliefert
(Also Drehstrom wegen der drei Pakete), der dadurch entsteht, dass man ein Magnetfeld
im Rotor rotieren lässt. Dieses Magnetfeld wiederum entsteht dadurch, das man
Gleichstrom durch Erregerwicklungen schickt, die um Eisenplattenpakete
gewickelt sind.
Alle drei Techniken unterscheiden sich jedoch
grundlegend von den praxisbewährten Synchron-Generatoren der konventionellen
Kraftwerke in zwei entscheidenden Punkten:
-jene haben eine Leistungskennlinie, die bewirkt, dass bei einer Abweichung im
o.g. Qualitäts-Triumvirat zunächst gegengesteuert wird
-sie haben neben der permanent zugeführten thermo-dynamischen Energie des
Dampfes genügend kinetische Energie bedingt durch Rotationsgeschwindigkeit,
Masse und Durchmesser der rotierenden Teile bevorratet, um den ersten Punkt zu
nutzen.
Die
WEA-Generatoren sind Leichtfüsse mit Mini-Durchmesser und haben deshalb auch
die Kennlinie nicht. Damit erschöpft sich die teilweise hochgepriesen
Reaktionsfähigkeit, im Rahmen der vorhandenen Windenergie weiter zu produzieren
statt vom Netz zu gehen (siehe unten).
Dabei
unterscheidet man im wesentlichen die drei Varianten:
Polumschaltbare
(Asynchron)Generatoren
für 2-Drehzahlbetrieb (nur bei kleineren Leistungen üblich)
Große,
drehzahlvariable, vielpolige Generatoren
ohne Getriebe mit anschließendem Gleichrichter-/Wechselrichter-System
(System Enercon)
Doppelt
gespeiste Asynchrongeneratoren (DGA)
d.h. elektrische Kompensation von Drehzahlschwankungen durch Drehfeld im
Rotor des Generators (Standard)
Auf letztere als interessanteste und auch komplexeste Technik wird näher
eingegangen.
Zum Gesamtverständnis ist noch wichtig, dass WEA weder einen Hilfsgenerator
noch eine aktive Kurzschlussschaltung besitzen, d.h. Hilfsfunktionen wie
Steuerung, Heizung, Bewegung von Azimuth (Gondel-Hochachse) und Pitch
(Blattlängsachse) und auch die Beschickung der Erregerwicklung im
Hochfahrmodus werden durch Strombezug
aus dem Netz realisiert.
Bei typischen Betriebszeiten sollten die Verbräuche unter 5% der Jahresleistung
liegen.
Das
Besondere am DGA ist, dass er bei variabler Drehzahl trotzdem Wechselstrom
erzeugt, der den erforderlichen Gütekriterien entspricht und ohne
Gleich-Wechselrichtungs-Komponenten für die Einspeisung auskommt (bzw. nur die
Produktiv-Anteile aus der Rotor-Erzeugung in der übersynchronen Betriebsart
(s.u.)
Typische
Betriebsweise:
Der Rotor des Windantriebes
treibt ein mehrstufiges Getriebe an. Die Generatorwelle wird von der
Getriebe-Abtriebswelle angetrieben. Liegt die Antriebsdrehzahl innerhalb der
Drehzahlgrenzen und wird vom Windbetriebsführungssystem das Signal
„Erregungsfreigabe“ an den Umrichter abgegeben, erfolgt die Erregung des
Systems. Die Fremderregung wird aus einer Steuerspannung strombegrenzend über
eine Gleichrichtereinheit in den noch spannungslosen Umrichter-Zwischenkreis
eingespeist. Der Hauptumrichter liefert die Erregungsenergie über den
du/dt-Filter und die Schleifringe auf den Rotor des Asynchron-Generators. Der
Generator baut auf der Ständerseite die Spannung auf und bildet dann über dem
HF-Filter, Kommutierungs-Drossel und den Spannungs- und Hauptumrichter mit
du/dt-Filter den Erregerkreis. Nach Erreichen von Nennspannung und Nennfrequenz
und der Verknüpfung mit dem Wind-Energie-Anlage (WEA)-Signal: „Lastanforderung“
wird die Synchronisierung des Generators zum Netz eingeleitet und der
Generatorleistungsschalter bzw. Leistungsschütz zugeschaltet. Die Anlage
arbeitet im Netzparallelbetrieb.
Betriebsarten:
1. Übersynchrone
Betriebsart (Nennarbeitsbereich): Der Generatorstator liefert ca. 80 % der
elektrischen Systemleistung ins Netz, der Rotor liefert über den Umrichter die
Differenz von ca. 20 % der Leistung ins Netz.
2. Synchrone Betriebsart
(Teillastbereich): Der Generatorstator liefert 100 % der elektrischen Leistung
ins Netz und der Umrichter hält mit wenigen Prozent der Leistung die notwendige
Erregung bereit.
3. Untersynchrone Betriebsart
(Teillast- bis Schwachlastbereich): Der Generatorstator liefert 100 % der
elektrischen Leistung ins Netz und zusätzlich eine Schlupfleistung, die vom
Umrichter wieder in den Rotor gespeist wird, um die Ausgangsfrequenz konstant
zu halten. Mit Hilfe dieser o. g. Eigenschaften werden zum einen die
mechanische Beanspruchung des Antriebsstranges erheblich verringert und zum
anderen die abgegebene elektrische Energie in der geforderten Qualität
geliefert.
Kenndaten
einer modernen 2 MW-Anlage (DeWind) und
der Enercon E126 (tw. überarbeitet)
|
Hersteller |
DeWind |
Enercon |
||
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Nennleistung |
2.000 kW |
6.000 kW |
||
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Rotordurchmesser |
80 m |
126 m |
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Blattzahl |
3 |
3 |
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überstrichene
Fläche |
5.027 m2 |
10.205 qm |
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Blitzschutz
im Rotor |
ja |
ja |
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Einschaltgeschwindigkeit |
3 m/s |
2,5 m/s |
||
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Nennwindgeschwindigkeit |
13,5 m/s |
|
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Abschaltgeschwindigkeit |
keine |
28-34 m/s |
||
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Überlebenswindgeschwindigkeit |
57,4 m/s |
|
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Nenndrehzahl |
18,0
min-1 |
|
||
|
Drehzahlbereich |
11,1-20,7
min-1 |
8 – 13
min-1 |
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Drehzahlregelung |
pitch,
aktive Blattverstellung |
pitch,
aktive Blattverstellung |
||
|
Drehzahlbegrenzung |
pitch |
pitch |
||
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Getriebe |
3-Stufen-Planeten-Stirnradgetriebe |
kein |
||
|
Übersetzung |
1:94 |
entfällt |
||
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Hauptbremssystem |
hydraulisch,
zentrale Blattverstellung |
|
||
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Notbremssystem |
hydraulisch,
Einzelblattverstellung |
|
||
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Parkbremssystem |
Scheibenbremse |
|
||
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Generator |
asynchron,
doppeltgespeist |
|
||
|
Schlupfbereich |
± 30% |
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||
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Nennspannung |
690 V |
|
||
|
Netzfrequenzen |
50 Hz |
|
||
|
Umrichter |
IGBT-Umrichter |
|
||
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Modulationsart |
Pulsweitenmodulation |
|
||
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Windrichtungsnachführung |
aktiv
über Stellmotoren |
|
||
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Meteorologiesensoren |
Sensoren
für Windrichtung / |
|
||
|
Windstärke
und Außentemperatur |
|
|
||
|
Fernüberwachung |
automatische
Datenübertragung |
automatische
Datenübertragung |
|
|
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Turm |
Stahlrohrturm |
Betonturm |
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|
|
Nabenhöhen |
80 m/95 m |
140 m |
|
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Gesamthöhen |
120 m/135
m |
Ca. 205 m |
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Netzspannungen |
10 kV /
20 kV, andere auf Anfrage |
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Nennstrom |
1675 A |
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Leistungsfaktor,
Standard |
1 |
|
|
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Leistungsfaktor,
optional |
0,9 kap.
bis 0,95 ind. |
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Flickerbeiwert
c |
9 |
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Klirrfaktor |
1% |
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Kimax = Imax / Ing |
1,1 |
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Über-/Unterspannung |
parametrierbar |
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Ober-/Unterfrequenz |
±1 Hz,
parametrierbar |
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Auslösezeiten |
parametrierbar |
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Körperschallentkopplung |
Schwingelemente
am Triebstrang |
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Auf das komplexe Thema Blind- und
Wirkleistung wollen wir hier nicht ernsthaft eingehen, sondern das Problem an
einem Beispiel transparent machen. Asynchron-Generatoren haben prinzipiell ein nicht
Netz-sympatisches Arbeitsverhalten. Man kann sich das so vorstellen: Wenn der
Wagen im Dreck steckt, stellen sich die vier Fuhrknechte mit ihrem ganzen
Gewicht auf die Speichen, um den Pferden zu helfen – natürlich vor der Achse in
Fahrtrichtung auf Nabenhöhe ganz aussen am Reifen. Wenn es nun gelingt, den
Wagen zu bewegen, bewegen sie sich nach unten und der Kraftarm und damit die
Hebelwirkung wird kleiner. Wenn nun der Asychron-Fuhrknecht schon zu Beginn des
Aktes unten stand, wirkt er plötzlich entgegengesetzt und der Wagen bleibt
stecken.
Die Technik von Enercon arbeitet
völlig anders.
Steuerung, Stabilisierung
und Netzanschluss
WEA werden heute häufig nicht als Einzel-Anlage mit einem Netz verbunden, sondern
zunächst zusammengeschaltet, bevor sie ihre Leistung praktisch wie ein
Kraftwerk an das Netz abgeben. Typischerweise erfolgt der Anschluß im
Mittelspannungsbereich (10-30kV), aber auch Anschluß im Hochspannungsbereich
110/220 kV ist möglich.
folgendes Diagramm enthält die wichtigsten Komponenten für verschiedene
Varianten.
Grundsätzlich bestände für die
Planungsverantwortlichen ein Gestaltungspotential in diesem Bereich.
Die Technischen Vorschriften liegen in der Hoheit der Netzbetreiber.
Es gibt erhebliches Gerangel zwischen WEA- und Netzbetreibern um die Kosten für
Anschluß-Komponenten.
Eines der ganz großen Probleme bei der WEA-NetzIntzegration ist die mangelnde
Fähigkeit von WEA-Generatoren, bei Netzproblemen (Ausfall von Erzeugern) stabilisierend
durch Leistungssteigerung einzugreifen. Im Gegenteil gehen WEA sehr viel eher
als klassische Erzeuger vom Netz und erhöhen damit das Blackout-Risiko
zusätzlich. Hier soll eine neue patentierte Steuerungstechnik von GE in
begrenztem Masse Abhilfe schaffen.
Für die Wartung und Steuerung sind heute schon viele
Anlagen an Hersteller-seitige Zentralen angeschlossen, die nach erzeugter
Energie mit ca. 1,2 Ct je kWh (Enercon-Wert) abrechnen.
Neben der schlechten Wirtschaftlichkeit und der
volkswirtschaftlichen und ökologischen Nutzlosigkeit haben die WEA-Systeme und
auch die Voltaik-Systeme noch ein weiteres kritisches Defizit, das mit
steigendem Anteil exponentiell problematisch wird:
In einem großen Verbund treten immer mal ungeplante
Produktionsausfälle und nicht erwartete Verbrauchsspitzen aus.
Diese führen zunächst zu einem Absinken der Spannung im Netz und dann im
nächsten Schritt u.U. zu einem Frequenzabweichung und weiterhin zu einen
Phasen-Asynchronität zwischen Netz-Segmenten, was natürlich schlagartig die
Blindarbeit in die Höhe treibt.
Klassische Synchron-Generatoren haben hier einen
positiven stabilisierenden Effekt, d.h. sie fahren automatisch ihre Stromabgabe
hoch und tragen somit zur Stabilisierung bei. Erst bei Erreichen der
Lastgrenzen trippen sie, wie die Fachleute sagen, d.h. sie schalten sich
automatisch vom Netz, wodurch natürlich das Risiko des "Trippens" bei
den verbleibenden Erzeugern im Verbund umso größer wird (Siehe USA-Blackout).
Sie können das natürlich nur für eine sehr kurze Zeit von wenigen Millisekunden
bis zu 10 sec, danach ist die hohe Rotationsenergie der schnell drehenden Massen-Elemente
verbraucht und eine weitere Reduktion der Drehzahl würde die Frequenz unter die
zulässige Toleranz bringen.
Ganz anders nun verhalten sich WEA- und Voltaik-Generatoren.
Sie sind nicht belastbar und "trippen" (vom Netz abschalten) sofort.
Nun macht eine einzelne WEA wegen ihrer relativ geringen Leistung kein großes
Problem, aber im Domino-Effekt und bei großen Wind-Industrie-Parks ist das
schon relevant. Trotz der großen Rotor-Durchmesser
ist die vorhandene kinetische Energie wegen der niedrigen Drehzahl (E=M*V exp2)
im Vergleich zu einem konventionellen Generator (Leistungsnormiert) minimal!
Das ist bei den folgenden Sachverhalten zu berücksichtigen:
Es geht um die Engpässe Spannungseinbruch (LVRT = low voltage ride through) und Phasenverschiebung
(Blindstrom-Arbeit) (VAR = volt ampere reactive)
Für die Enercon-Generatoren (Synchron mit
elektronischen Umrichtern) und für Voltaik gibt es keine Möglichkeit, dieses
Defizit auszugleichen.
Bei den WEA mit Getriebe, die ausnahmslos als sogenannte Doppelt gespeiste
Asynchron-Generatoren betrieben werden (DGA), gibt es zumindest Ansätze:
Die Firma GE (General-Electric) hat durch ein Verfahren auch dem DGA-Generator
diesen Unterstützungseffekt des Synchron-Generators beigebracht. Eine
Nachrüstung in bestehenden Anlagen ist auch nicht vertretbar und aus Sicht des
WEA-Betreibers völlig überflüssig, da er ja nicht für die Netzstabilität
verantwortlich ist. In Zonen mit EEG-Abnahme-Verpflichtung (z.B. Deutschland)
ist der Nutzen auch sowieso nicht gegeben, da WEA ja nicht extern gesteuert
sind, und somit sowieso an ihrer Lastgrenze laufen.
Allerdings hat
inzwischen auch Enercon ein Verfahren für seine Synchron-Anlagen entwickelt und
ausserdem der VDN (Verband der Netzbetreiber) eine Vorschrift zum Anschluss von Wind-Parks an das
Höchstspannungsnetz entwickelt, die einerseits das Verhalten von Anlagen bei
o.g. Engpässen behandelt und andererseits die externe Steuerung von WEA
(Abgabe-Reduktion) beinhaltet.
Diese Vorschrift reduziert die Abgabemenge, damit den Ertrag und steht damit im
Widerspruch zum EEG. Die Vorschrift ist nicht bindend. Es bleibt abzuwarten, ob
es den Netzbetreibern gelingt, die Vorschrift durchzusetzen.
Dieser Sachverhalt ist unter Energie-Wissenschaftlern bisher wenig erforscht.
Man bedient sich einer intuitiv abgeleiteten Faustformel, die besagt, das 30-50%
der anstehenden Leistung aus klassischen Synchron-Generatoren bestehen müssen. Diesem wollen die
"Erneuerbare" mit dem sogenannten Smart-Grid begegnen. Man übersieht
dabei allerdings, dass die Reaktions-Zeiten eines Smart-Grids nicht im
Milli-Sekundenbereich liegen und es viele weitere kontraproduktive Effekte
dieser Smart-Grids gibt.
spektakulärer Ausfall
Wann kommt der nächste Windstrom-bedingte (Solar ist von der Menge her zu
mickrig) Blackout? Es werden Wetten angenommen!
Das EU-Netz-Flickering am 4.11.2006 um 22.10 Uhr ist nur ein kleiner
Vorgeschmack gewesen!
(30.000 MW Offshore-Windkraft kommt (Wenn dann nicht der gesunde
Menschenverstand diesen Unfug doch noch stoppt), und sie ist genauso
unberechenbar und fern vom Verbrauch.)
Die
Ursache war die unstete Windstrom-Erzeugung!
Politiker,
Öko-Diktatoren und Netzbetreiber werden es nicht kaschieren können!
Viele haben bereits ihren Kommentare gegeben ideologisch geprägte wie Gabriel,
vorschnell die "schuldigen" identifizierende wie der Hessische MP
Koch, und die Windlobby hatte schon am 6. 11. auf ihrer Seite den Text: Der
Windstrom war es nicht, im Gegenteil, er hat geholfen, das Schlimmste zu
verhindern.
Das ist eindeutig falsch.
Nach allen mir vorliegenden Informationen, zusammengetragen aus lokaler Befragung zum Wetter am 5.11. in
Wilhelmshaven, den extrapolationsfähigen Windstrom-Einspeisedaten des ISET,
einigen Netzdaten von E.ON und RWE und aus Gesprächen in einem Kraftwerk in
Norddeutschen Raum am 5.11. ergibt sich ein klares Ablauf und Ursachen-Bild.
Dazu muss man sich zunächst die Strom-Führung klar machen. Siehe folgendes
Bild:
380 kV-Leitungen in rot, 220kV in grün, violette Linie - der Umweg, X = Abschaltung
Die (abgeschaltete) Haupttrasse zur Ableitung des Windstromes aus
dem WEA-Ballungsgebiet (violette Handlinie) führt südlich Emden über die Ems
und drückt den Windstrom (sehr zum Ärger der Niederländer) in die Niederlande
und in Richtung Ruhrgebiet. Seit ca. 19.00 Uhr lag rund 7.000 MW
–Windstrom-Leistung in Deutschland mit hoher Volatilität an, d.h. auf Böenartige
Windveränderungen reagieren die WEA sofort mit massiven Einspeiseschwankungen.
Davon waren in der E.ON-Regelzone (nördlicher Teil entspricht in etwa dem Bild)
ca. 3.300 von insgesamt 13.000 MW anliegend. Zum Einbruchszeitpunkt erfolgte
ein Hub von ca. 400 MW (unsere Information) bzw. 6.000 MW (E.ON-Vorstand) durch
Windzunahme. (Siehe Diagramm)
E.On selbst spricht von einer erhöhten Netzbelastung ab 22.05 Uhr, ohne über
Ursachen zu spekulieren.
Dieser Hub ist nicht ungewöhnlich und wäre über die abgeschaltete Leitung
abgefedert worden. Die Abführung über die violette Strecke führte zu dem
Zusammenbruch der abführenden (Umweg-) Leitungen an der Grenze zu Niedersachsen
(Espelkamp-Petershagen) und im Raum Ostwestfalen (Bielefeld-Gütersloh /
Bielefeld-Paderborn) – Letztere sind in direktem Zusammenhang mit dem
Windstrom-Überangebot erklärbar, wenn man die dort parallel laufenden hohen
Windstrom-Einspeisungen aus dem Vattenfall-Gebiet berücksichtigt.
Die weiteren Folgen sind dann physikalisch komplexer Natur und auf die
Darstellung wird hier verzichtet. Prinzipiell gab es jetzt keinen Europäischen
Leistungsverbund mehr sondern drei unabhängig laufende Netze, bei denen in
einem Überkapazität vorhanden war und in zwei weiteren Unterkapazität. Daraus
entstanden die lokalen Einbrüche bei der weiteren Zwangsaufteilung der Netze.
In Folge sind in der Zeit
zwischen 22.10 und 23.00 viele Windparks vom Netz gegangen und die stündliche
Einspeise-Leistung in Deutschland ist um ca. 2.000 gesunken. Ca. 20% der
Windparks (mit zentraler Einspeisung im 50kV-Netz ) im Raum Niedersachsen waren
auch am nächsten Tag noch nicht wieder am Netz.
E.ON hat meiner Bitte nicht entsprochen,
die 1-min-Werte, die hier Klarheit schaffen würden, bereitzustellen
(angesprochen wurde die Stelle für Öffentlichkeitsarbeit bei E.ON-Netz).
Lt. E.ON-Bericht Seite 17 lag die Windstrom-Einspeisung im 15-min Intervall bis
22.00 Uhr bereits rd. 400 MW über Prognose, im Intervall bis 22.15 stieg dieser
Wert auf 500 MW entsprechend einer tatsächlichen Einspeisung von 3.400 MW. Wenn
man nun unterstellt, dass schnell sehr viele WEA-Anlagen vom Netz gegangen
sind, dürfte der reale Wert um 22.15 eher bei dem Wert von 22.30 Uhr (2.600)
gelegen haben. d.h. für den vermuteten Integralwert bis 22.10 (vor dem Trippen)
von vielleicht 4.500 MW lässt sich eine noch erheblich darüber liegende
Leistungsspitze um ca. 22.10 vermuten. Dieser Belastung waren die Leitungen
nicht mehr gewachsen, so dass dann nach den manuellen Zusammenschlüssen (als
Notmassnahme) die Abschaltung erfolgte. Um
22.10 Uhr trat dann als Folge ein Frequenz-Anstieg von 50.00 Hertz auf
50.62 Hertz im Bereich E.ON/Vattenfall ein. Die zulässige Bandbreit liegt
zwischen 49.95 und 50.05 Hertz. Die Abweichung verblieb bis zur erneuten
Zusammenschaltung nach ca. 30 min über der zulässigen Toleranz. (*)
Das Windstrom-Ausgleichsdiagramm zeigt für das 15-min-Intervall ab 22.00 Uhr
gegenüber dem davor liegenden einen deutlichen Anstieg des Windstrom-Abflusses
von E.ON nach RWE, wohin gegen die Zuführung aus dem Osten von Vattenfall
konstant blieb, was zusätzlich darauf hindeutet, das die eigentliche Ursache
bei dem vermuteten Windstrom-Leistungs-Hub im Bereich E.ON-Nord zu suchen ist,
auch wenn eine spontane synchrone Wind-Zunahme in einem größeren Areal sehr unrealistisch
ist. Aber insgesamt war das Netz wohl am Anschlag (wegen der hohen
Windstrom-Einspeiung aus dem Bereich Vattenfall-Netz), so dass dann der
kontinuierliche Hub von 22.05 bis 22.10 gereicht hat.
Die Leistungsspitzen-Annahme korreliert mit der ISET-Extrapolation (!!), die
für 22.00 bis 22.15 bereits eine signifikante Absenkung 7309 => 6650 MW über
Deutschland ausweist (Gesamt-Einspeise-Glättungseffekt).
Hier
jetzt die Schuld bei Operatoren (Menschen) zu suchen, ist der falsche Weg.
Wind ist völlig ungeeignet, den Grundbedürfnissen entsprechend Strom zu
erzeugen!
Man gibt Menschen
eine unlösbare Aufgabe (Windstrom zu bändigen) und sagt dann, die
Nichterfüllung ist menschliches Fehlverhalten oder Versagen!
(*) Diese Situation hat erstmalig das Netzverhalten
bei einer sehr hohen Windstrom-Einspeisung gezeigt. Die langfristig
offensichtlich nicht glättbare Frequenz im E.ON-Vattenfall-Verbund lässt ein
weiteres grundsätzliches Problem für den Netzbetrieb resultierend aus der
ENERCON-Generator-Technik oder aus der Technik der Asynchron-Generatoren oder
aus beiden vermuten. Beide sind im E.ON/Vattenfall-Verbund mit in etwa gleicher
Leistung vertreten.
Im vom Ausfall betroffenen Rest des Europa-Verbundes (wo Windkraft praktisch
keine Rolle spielt) war man praktisch nach 12 min wieder in der Toleranzbreite
(mit leichten Ausreissern)
Soweit der aktuelle Fall. Der erste ähnlich gelagerte Fall ereignete sich im
Februar 2002, allerdings damals ohne Ausfall. Die Fälle werden sich mit
zunehmendem Windstromausbau häufen!
Mechanik/Aerodynamik
WEA
sind einer unglaublichen Challenge in mehreren Richtungen ausgesetzt:
Die Komplexität der Regelung ist
bereits im Abschnitt Generator angesprochen werden. Auf den Rotor mit seinen
doch relativ großen Massen wirken massive aerodynamische Kräfte. Wer einmal in
einem Linienflugzeug die harten Schläge der Clear-Air-Turbulenzen mitgemacht
hat, hat eine Vorstellung, welche Kräfte auf die Läger der Hauptwelle (in alle
Dimensionen) einwirken.
Nicht sehr viel weniger beansprucht ist die Hydraulik der Pitch-Verstellung.
Um diese Einwirkung in der vollen Tragweite einschätzen zu können, muss man
sich bewusst machen, dass Regel Nr.1 in einem klassischen Generator absolute
Lastkonstanz und Vermeidung jeglicher nicht axialer Belastungen ist. Dazu
werden sehr aufwendige Massnahmen bei der Dampf- oder Wasser-Anströmung
betrieben. Dann kann eine Turbine u. U. 10.000 Stunden laufen, ohne sie
anzuhalten, wenn sie stromlos gemacht wird, läuft sich noch 30 Minuten nach.
Eine WEA muss bei Böigkeit binnen kürzester Zeit abgebremst und arretiert
werden.
Die
nächste grosse Challenge ist der Riesenaufwand für die paar Watt (im Vergleich
zu einem klassischen Kraftwerk)
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rechts die jederzeit begehbare Wartungstreppe
einer 220 MW Wasserturbine. |
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Warten auf das richtige Wetter |
Im geschlossenen Betrieb |
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Eine
weitere Challenge ist das Wetter in Form von
-Elektrostatik (Gewitter)
-Temperatur-Schwankungen an der Kinematik
-Eisbildung an den Flächen (Unwuchten)
-ungünstige
Kraftverhältnisse Mast : Kraftpunkt; die erforderlichen und dann doch nicht
hinreichenden Maßnahmen zeigen die folgenden Bilder:
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Fundament
in Vorbereitung (Paderborn) |
Komplett-Umsturz mit
Fundament (Kreis Vechta) |
Vielleicht reizt gerade diese unglaubliche Challenge so viele Ingenieure.
Aber wir sollten uns jederzeit dieser unglaublichen volkswirtschaftlichen
Verschwendung der ingenieurmäßigen Denkkunst bewusst sein, und diese Ingenieure
zu volkswirtschaftlich und ökologisch sinnvolle Aufgabenstellungen hin führen.
Enercon
Wir widmen diesem Hersteller einen eigenständigen Punkt, weil einerseits
das technische Konzept völlig abweichend vom Standard ist und weil Enercon der mit
Abstand größte Deutsche Hersteller ist.
Enercon-Anlagen sind Getriebelos und arbeiten mit Synchron-Generatoren in
variabler Drehzahl.
Ab der Anlage E66 ist ein kleiner Personen/Lastenaufzug vorhanden, so dass der
Aufstieg über die Kletterleiter entfällt.
Mit dem Prinzip kommt die Anlage
mit erstaunlich wenig Bauteilen aus.
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Obwohl das Konstruktionsprinzip
vorteilhaft scheint, hat keine anderer Hersteller den Nachbau versucht. Der Patentrechtstreit mit GE um
Technik für das Stabilisierungsverhalten bei Spannungseinbrüchen und bei
Phasenverschiebungen hat den Export erheblich blockiert, ist inzwischen aber
beigelegt. Da die Technik nach Aussage von
Technikern nicht kapselungsfähig, wäre sie demnach für Offshore nicht
geeignet. Von Enercon selbst wird das bestritten. Tatsächlich ist Enercon
bisher in diesem Bereich nicht tätig. Der Unternehmer, Herr Wobben -
ein Selfmademan, ist weiterhin ein glühender
Verfechter der dezentralen Onshore-Installationen (Vorteil Verbrauchsnähe –
was sicher stimmt.) |
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Ranking nach Zahlen 2004 aufgebaut, bis auf Enercon
ausnahmslos Getriebeanlagen
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Hersteller |
Anteil 2004 |
Anteil 2005 |
Flagschiff |
Hauptsitz |
|
Vestas |
34% |
28% |
V120 4,5 MW |
Dk |
|
Gamesa |
18% |
12,9% |
G90
2,0 MW |
ES |
|
Enercon |
15,8% |
13,2% |
E112 4,5 MW |
D |
|
GE Wind |
11,3% |
17,7% |
3.6sl 3,6 MW |
D/USA |
|
Siemens (Bonus) |
6,2% |
+ |
NN 3,6 MW |
Dk |
|
Suzlon |
3,9% |
+ |
S.88 2,1 MW |
Indien |
|
RePower |
3,1% |
= |
MM92 3 MW |
D |
|
Mitsubishi |
2,6% |
+ |
MWT92 2,4 MW |
Japan |
|
EcoTecnica |
2,6% |
+ |
100
3 MW |
ES |
|
Nordex |
2,3% |
- |
N90 2,3 MW |
D |
|
Sonstige |
4,1% |
+ |
|
|
|
Gesamt-Install. |
8.180 MW |
10.000 MW |
|
|
Wenn man Enercon, RePower und GE
Wind Deutschland zuzählt, hält Deutschland einen Weltmarkt-Anteil von 29%,
wobei GE Wind seine Aktivitäten mehr auf USA ausrichtet.
Nicht berücksichtigt ist der Komponenten-Hersteller Siemens/Flender, der einen
Weltmarktanteil bei Getrieben von 50% hat.
Deutsche Adressen
|
Hersteller |
Ort |
Telefon |
WWW |
Geschäft |
Sitz |
|
Vestas |
Husum |
0 4841-971-0 |
vestas.de |
Verkauf |
Dänemark |
|
Gamesa |
Oldenburg |
0441 / 92540-0 |
gamesa.de |
Verkauf |
Spanien |
|
Enercon |
Aurich |
0 49 41 927-0 |
enercon.de |
Produktion |
Deutschland |
|
Fuhrländer |
Waigandshain |
0 26 64 - 99 66 - 0 |
fuhrlaender.de |
Produktion |
Deutschland |
|
GE Wind |
Salzbergen |
05971 980 0 |
gewindenergy.com |
Produktion |
Dänemark |
|
Siemens (Bonus) |
Bremen |
0421 / 69458-0 |
siemens.com/powergeneration |
Verkauf |
Dänemark |
|
Suzlon |
Rostock |
0381 203 77 - 0 |
suzlon.de |
Verkauf |
Indien |
|
RePower |
Hamburg |
040 / 539307-0 |
repower.de |
Produktion |
Deutschland |
|
deWind |
Lübeck |
0451 / 3073 262 |
dewind.de |
Produktion |
Deutschland |
|
Nordex |
Norderstedt |
040 / 500 98 - 100 |
nordex.de |
Produktion |
Deutschland |
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Gegenüber 2006 hat Enercon
gewaltig zugelegt, ebenso Repower, jetzt Suzlon, Siemens hat erheblich
verloren. |
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Dieses Diagramm konterkariert
übrigens die die Behauptung der Deutschen Windlobby, Deutsche WEA-Wertschöpfung
sei ein wesentlicher Volkswirtschaftlicher Faktor. Vestas ist ein ausländisches
Unternehmen mit Deutschen Fertigungsstandorten (die man jederzeit abbauen
kann), Enercon spielt weltweit als "getriebeloser" Exot kaum eine
Rolle. |
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