Europäisches Windenergiemodell. Outputmodellierung unter Verwendung von meteorologischen Reanalysen

Inhaltsverzeichnis

1 AUTRES 100^[22]

2 Windkraftanlagen
2.1 Funktionsweise eines Windrades
2.2 Widerstands- und Auftriebsprinzip
2.2.1 Widerstandsprinzip
2.2.2 Auftriebsprinzip
2.3 Aufbau einer Windkraftanlage am Beispiel eines Horizontalachsenkonverters ..
2.3.1 Rotor
2.3.2 Getriebe
2.3.3 Generator
2.3.4 Windrichtungsnachführung
2.3.5 Turm
2.3.6 Fundament
2.3.7 Netzanschluss
2.4 Energieumwandlung
2.5 Windparks

3 Das Wettervorhersagemodell des Deutschen Wetterdienstes
3.1 Vertikale und horizontale Struktur des COSMO - EU Modells[[1]]
3.1.1 Horizontale Gitter
3.1.2 Vertikale Gitterstruktur
3.2 PAMORE Webdatenbank
3.3 COSMO-EU: Datenaufbereitung

4 Datenverifizierung - Windmessmast Karlsruhe

5 Analyse der Windgeschwindigkeiten in ausgewählten Regionen
5.1 Europa
5.2 Österreich
5.3 Wiener Becken

6 Abschätzung des Windenergiepotentials
6.1 Leistungskennlinien
6.2 Modellierung
6.3 Europa
6.4 Österreich
6.5 Standort Markgrafneusiedl - Wiener Becken
6.6 Standort Thorntonbank
6.7 Vergleich der beiden Regionen
6.8 Anwendungsbeispiel Deutschland

7 Zusammenfassung und Ausblick

Literaturverzeichnis

Abbildungsverzeichnis

Tabellenverzeichnis

Formelverzeichnis

Anhang: Programmcode

Kurzfassung

Diese Arbeit befasst sich, als ein Teil des Projektes AUTRES100¹, welches die energieautarke Stromversorgung Österreichs aus 100% erneuerbaren Energiequellen zum Inhalt hat, mit der Abschätzung des Windenergiepotentials.

Ziel dieser Masterarbeit ist ein Tool zur Verfügung zu stellen, welches es ermöglicht eine Zeitserie für die Windgeschwindigkeiten eines beliebigen Punktes, auf einer beliebigen Höhe in Europa auszugeben, die anschließend im RES-HiMod² des AUTRES100 Projektes verwendet werden kann. Weiters wird durch Anlegen einer Datenbank mit Leistungskennlinien der Windkraftturbinen der großen Hersteller möglich, eine Abschätzung des Stromerzeugungspotentials vorzunehmen.

Im Zuge der Arbeit werden die COSMO-EU Wettermodelldaten des Deutschen Wetter- dienstes der letzten 5 Jahre abgefragt und in einer Datenbank abgelegt. Durch den Ver- gleich mit Messdaten aus bodengebundenen Messanlagen wird dann deren Gültigkeit veri- fiziert.

Anschließend werden Zeitserien berechnet, die in weiterer Folge als Ausgangsbasis einer Abschätzung des Windenergiepotentials in verschiedenen Regionen Europas und somit der Abschätzung des Potentials für die Einspeisung in das europäische Stromnetz dienen.

Abstract

The scope of this work is the estimation of the wind energy potential in Europe. It is a part of the AUTRES100 project, which should lead to the development of clear policy recommendations defining the optimal path way to a 100% renewable power supply in Austria.

The goal of the Master Theses is to provide a tool which shall allow to compute time series of wind speeds for any given point in Europe for any given altitude. These time series may then be used in the RES-HiMod of the AUTRES 100 project. Furthermore, the compilation and implementation of a database with wind power curves allows the estimation of the potential of energy produced by different wind turbine models.

In the course of this work, the COSMO-EU weather model data of 5 years from the Deutschen Wetterdienst were employed as a basis for these calculations. The validation of data was done by cross checking data obtained by ground based weather stations.

Subsequently wind and energy production time series were computed for different regions in Europe to show the potential for the implementation of wind energy into the European power grid.

Danksagung

Mein ganz spezieller Dank gilt meinem beiden Betreuern, Dr. Franz Tatzber und Dr. Gerhard Totschnig, die sich umfassend um mich gekümmert haben und es mir auch ermöglicht haben, durch den Besuch von Vorträgen und Tagungen voll in das Thema einzutauchen.

Weiters möchte ich meinen Eltern und meiner Freundin danken, die meine abendliche Abwesenheit eineinhalb Jahre lang ertragen mussten.

Meinen Mitstudenten danke ich für zwei tolle Jahre an der FH Technikum Wien.

Abschließend möchte ich noch allen zusätzlich Danken die sich bereit erklärt haben diese Arbeit Korrektur zu lesen.

1 AUTRES 100^[22]

Das Projekt AUTRES100 soll eine Empfehlung für die österreichische Energiepolitik lie- fern, wie der Ausbau des österreichischen Stromnetzes und der Kraftwerksanlagen von- stattengehen soll, um bis in das Jahr 2050 den österreichischen Stromverbrauch zu 100% aus erneuerbaren Energiequellen zu decken. Es geht bei diesem Projekt allerdings nicht um die Leistungsautarkie Österreichs, sondern lediglich um Energieautarkie. Von Leistungsautarkie spricht man, wenn eine abgeschlossene Region zu jedem Zeitpunkt genau die Menge an Energie erzeugt, die die Region selbst verbraucht. Energieautark hingegen bedeutet, dass die Region über einen bestimmten Betrachtungszeitraum (etwa 1 Jahr) gleich viel Energie erzeugt wie die Region im selben Zeitraum verbraucht, wobei die Region allerdings von Energieexporten und -importen weiterhin abhängig ist (siehe[2], S 3ff).

Das größte Potential für Windkraftwerke findet sich im Osten Österreichs, während im Westen des Landes Pumpspeicherkraftwerke zum Puffern der erzeugten Energie dienen. Allerdings ist die maximale Kapazität der Stromleitungen dieser Ost-West-Verbindung beinahe ausgeschöpft. Um die Engpässe der Kapazität an Stromleitungen der einzelnen Länder zu umgehen, wird beim Projekt AUTRES100 das europäische Verbundnetz als Ausgleich genutzt. Daher muss das gesamte europäische Stromnetz modelliert werden, wobei Österreich im Detail betrachtet wird. Dabei sollen die österreichischen Pumpspeicherkraftwerke als ein gesamteuropäischer Energiespeicher dienen.

Da die erneuerbaren Energiequellen wie Solar- und Windenergie nicht so simpel wie konventionelle Kraftwerke regelbar sind, muss das europäische Stromnetz auf den Einsatz von 100% erneuerbarer Energieträger vorbereitet werden. Da das Energiesystem eine Lebenszeit von einigen Dekaden besitzt, müssen bereits jetzt, bzw. spätestens in den nächsten 10 bis 20 Jahren, Schritte gesetzt werden, um die Energieautarkie für Österreich bis 2050 mit 100% erneuerbaren Energieträgern zu ermöglichen.

Folgende Fragen stehen im Raum, wenn der Strombedarf zu 100% mit erneuerbaren Energiequellen abgedeckt werden soll:

- Ist die Systemzuverlässigkeit und Versorgungssicherheit gewährleistet trotz der Schwankungen in der Energieproduktion von Sonnen und Windkraft?
- Kann das europäische Verbundnetz diese Schwankungen ausgeglichen?
- Sind Änderungen bzw. Adaptionen am historisch gewachsenen Verbundnetz notwendig?
- In welchen Regionen ist ein Netzausbau bzw. Netzaufbau notwendig und mit welchen Kosten muss gerechnet werden?
- Welche Rolle fällt dadurch den Stromspeicher der Zukunft zu?
- Welche Rolle spielen neue Technologien wie Elektro-Mobilität, Smart Grids, nachfragegesteuerte Geräte,... ?
- Welchen Einfluss hat der sich seit einiger Zeit abzeichnende Klimawandel auf den Verbrauch bzw. das Potential von erneuerbaren Energiequellen?

Beim AUTRES100 Projekt werden mit der Annahme, dass der Stromverbrauch aus 100% erneuerbaren Energieträgern gedeckt gewesen wäre die Jahre 2000 bis 2009 simuliert. Es wird somit die Vergangenheit simuliert, da für diesen Zeitraum die Wetter- und Stromverbrauchsdaten von Europa zur Verfügung stehen. Durch diese Simulation sollen die Schwachstellen des europäischen Stromnetzes aufdeckt werden, um im Anschluss Vorschläge für Verbesserungen ausarbeiten zu können.

Wenn es durch diese Simulationen möglich ist die Systemzuverlässigkeit und in weiterer Folge die Versorgungssicherheit über die vergangenen 10 Jahre erfolgreich zu modellieren, kann davon ausgegangen werden, dass diese Annahmen auch für zukünftige Szenarien Gültigkeit besitzen. Diesen Annahmen liegen allerdings die Steigerungsraten im Energieverbrauch der Jahre 2000 bis 2009, sowie des Ausbaues der erneuerbaren Energieträger im selben Zeitraum zu Grunde. Sollte die zukünftige Entwicklung einer dieser Einflussgrößen von den historischen Entwicklungen abweichen ist dies in den Modellen zu berücksichtigen.

AUTRES100 verwendet dabei das Energiesysteminvestmentplan- &

Ausfallsicherheitsoptimierungsmodell RES-HiMod welches das gesamte transeuropäische Stromnetz (European Network of Transmission System Operators for Electricity) abbildet.

In der Studie ISET 99% (siehe [21]) wird auf den europäischen Stromverbrauch eingegangen. Es wird dabei von einem Szenario mit 99% erneuerbarer Energie ausgegangen und versucht das optimale Einspeiseverhältnis zwischen Wind- und Solarenergie zu finden um den Speicherbedarf zu minimieren. Aus dieser Studie läßt sich ablesen, dass zu einer Deckung des jährlichen europäischen Stromverbrauchs mit 70% Windenergie und mit 30% Solarenergie, ein Speicherbedarf von nur 0,6% des jährlichen Stromverbrauchs von Europa entsteht. Im Vergleich wäre bei einer Deckung aus reiner Windenergie eine Speichergröße von 5% notwendig. Diese Studie berücksichtigt allerdings nicht das Vorhandensein eines groß genug dimensionierten europäischen Stromnetzes um die notwendige Energie von den Kraftwerken zu den Speichern und wieder zurück zu den Verbrauchern zu transportieren.

Anknüpfend an diese Studie versucht das Projekt AUTRES100 nicht nur weitere Energieträger wie z.B. Wasserkraft und Biomasse zu implementieren, sondern schätzt auch die Kosten für den Auf- bzw. Ausbau des Stromnetzes ab. Die positiven sowie negativen Auswirkungen der Entwicklung neuer Technologien auf den gesamteuropäischen Strombedarf werden im Zuge des AUTRES100 Projektes ebenfalls behandelt, ebenso wie die möglichen Folgen des eines Klimawandels auf die erneuerbaren Energiequellen.

Das AUTRES100 Projekt profitiert durch eine enge Zusammenarbeit mit der VERBUND AG (Abteilung für Innovation, Forschung und Entwicklung). Auf diesem Weg soll eine möglichst praxisnahe Modellierungsannahme bzw. praxisnahe Ergebnisse sichergestellt werden.

Im Zuge des Projektes wird ein hochauflösendes, stündliches Stromsystemoptimierungsmodell mit der Verfügbarkeit von erneuerbaren Energiequellen, aber auch mit Daten zu Energiespeichern, konventionellen Kraftwerken und dem Stromnetz erstellt. Die Daten für die Windkrafteinspeisung stammen aus einem Wettervorhersagemodell, welches in Kapitel 0 näher besprochen wird.

2 Windkraftanlagen

Bereits im ersten Jahrhundert nach Christus waren Windmühlen bei den alten Griechen bekannt. Windräder mit vertikalen Drehachsen wurden zum ersten Mal ca. 600 nach Christus von den Persern eingesetzt. Mit sogenannten Windkraftkonvertern kann die im Wind, respektive in strömenden Luftmassen enthaltene kinetische Energie nutzbar ge- macht werden. Diese Luftströmungen entstehen durch die unterschiedliche Erwärmung der Erdoberfläche, hervorgerufen durch die Solarstrahlung. Durch die entstandenen Tempe- raturdifferenzen entstehen durch Auftriebseffekte Strömungen und Druckdifferenzen. 2% der Leistung der Sonne, die auf die Erde einstrahlt, wird in kinetische Energie der Luft um- gewandelt. Dies entspricht einer Leistung von 3,5 * 10⁹ MW (siehe[3], S 317).

2.1 Funktionsweise eines Windrades

Die im Wind enthaltene Energie wird durch die Abbremsung der Luftmassen im Rotor in kinetische Energie des Rotors umgewandelt. Jedoch kann die im Wind enthaltene kineti- sche Energie nicht vollständig entnommen werden, da durch eine vollständige Abbrem- sung der Luftmassen die Querschnittsfläche für die nachfolgenden Luftmassen verstopft werden würde. In diesem Zusammenhang beschreibt der Leistungsbeiwert cp,max die ma- ximal mögliche Leistungsentnahme durch ein Windrad. Zur Errechnung des maximalen Leistungsbeiwertes muss zuerst die dem Wind entzogene Leistung (in Abhängigkeit der Windgeschwindigkeit) pwi,ent nach Formel 1 ermittelt werden, wobei ρwi die Dichte der Luft, Srot die Rotorfläche und vw1 sowie vw2 die Windgeschwindigkeiten vor und hinter der Rotorebene, darstellen.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Formel 1: Pwi,ent in Abhängigkeit der Windgeschwindigkeit.

Aus Formel 2 kann der Leistungsbeiwert ermittelt werden, welcher sich als Quotient aus der dem Wind entzogenen zur im Wind enthaltenen Leistung, definiert:

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Formel 2: Leistungsbeiwert.

Formel 3 zeigt, dass der maximale Leistungsbeiwert gegeben ist, wenn der Rotor die Windgeschwindigkeit um genau zwei Drittel verringert. Daraus erschließt sich ein für den Leistungsbeiwert maximaler Wert wie folgt:

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Formel 3: Betzscher Leistungsbeiwert.

Der Betzsche Leistungsbeiwert definiert den maximalen theoretischen Wirkungsgrad eines idealisierten Windrades demnach mit 59,3%. Es können also maximal 59,3% der in der Strömung enthaltenen Energie von einem Windrad aufgenommen werden (siehe[4], S 162ff).

2.2 Widerstands- und Auftriebsprinzip

Eine Windkraftanlage kann nach zwei Hauptprinzipien aufgebaut werden, nach dem Wi- derstands- oder dem Auftriebsprinzip, welche in den folgenden Unterkapiteln dargestellt werden.

2.2.1 Widerstandsprinzip

Beim Widerstandsprinzip treffen die Luftmassen mit der Geschwindigkeit vwi auf die Rotorfläche S. Hier wird die Leistungsaufnahmefähigkeit Pwi des Rotors über die Luftwiderstandskraft Fw und der Bewegungsgeschwindigkeit des Rotors (vs) definiert, wobei die Luftwiderstandskraft gleich der Reibungskraft FR ist.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Formel 4: Leistungsaufnahme im Widerstandsprinzip.

Wichtig für den Luftwiderstand ist die relative Geschwindigkeit zwischen der Windgeschwindigkeit vwi und der Geschwindigkeit der Anströmfläche vs. Der Luftwiderstand kann über den Luftwiderstandsbeiwert cp wie folgt beschrieben werden:

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Formel 5: Luftwiderstandsbeiwert.

Aus dieser Formel kann die dem Wind entzogene Leistung ermittelt werden:

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Formel 6: Pwi,ent.

Um den Leistungsbeiwert für Widerstandsläufer zu erhalten, muss wiederum die dem Luftstrom entzogene Leistung zu der im Luftstrom enthaltenen Leistung (Pwi) in Relation gesetzt werden, was den Leistungsbeiwert cp wie in Formel 7 ergibt.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Formel 7: Leistungsbeiwert.

Bei Widerstandsläufern hat cp sein Maximum wenn das Verhältnis der Windgeschwindigkeiten hinter und vor dem Rotor 0,33 ergibt. Woraus sich ein maximaler Leistungsbeiwert von 14,8% des Widerstandsbeiwertes ergibt:

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Formel 8: Maximaler Leistungsbeiwert von Widerstandsläufern.

Hier ist anzumerken, dass es sich wiederum um einen idealisierten Widerstandsläufer handelt, bei realen Anlagen werden maximal Widerstandsbeiwerte von 1,3 erreicht wodurch der Wirkungsgrad maximal 20% entspricht (siehe[4], S 289ff).

2.2.2 Auftriebsprinzip

Bei dieser Bauform erfährt ein zur Anströmrichtung nicht symmetrischer Körper durch die Windströmung mit der Geschwindigkeit vwi eine Kraft FA,S. Damit ein statisch bestimmter Zustand gewährleistet werden kann, ruft der angeströmte Körper an den anströmenden Luftteilchen gleich große entgegengesetzt gerichtete Kräfte hervor. Genauso wie beim Widerstandsläufer wird auch beim Auftriebsprinzip der Leistungsbeiwert bei einem be- stimmten Verhältnis der Windgeschwindigkeiten vor und hinter dem Rotor maximal. Dies ist bei einer Abbremsung der Windgeschwindigkeit um zwei Drittel der Fall, wobei der ma- ximale Leistungsbeiwert bei einem idealisierten Windrad nach dem Auftriebsprinzip bei 16/27 liegt. Dies bedeutet, dass im Gegensatz zum Widerstandsprinzip hier theoretische Wirkungsgrade in Höhe des Betzschen Leistungsbeiwertes erreichbar sind (siehe[5], S 45f).

2.3 Aufbau einer Windkraftanlage am Beispiel eines Hori- zontalachsenkonverters

Dieses Kapitel beschreibt den Aufbau einer Windkraftanlage am Beispiel eines netzgekop- pelten Horizontalachsenkonverters, da dies die momentan gängigste Bauform darstellt und sich auch das Projekt auf eine Ausstattung mit Horizontalachsenkonvertern bezieht. Wind- kraftanlagen können nicht nur wie hier, in Bezug auf die Stellung der Rotorachse in Hori- zontal- und Vertikalachsenkonverter eingeteilt werden, sie können auch beispielsweise nach der Art des Generators (Synchron-, Asynchron- oder Gleichstromgenerator) oder nach ihrer Leistungsregelung (pitch oder stall geregelt) klassifiziert werden (siehe[6], S 63ff).

Im Folgenden sollen die Bauteile eines Horizontalachsenkonverters dargestellt werden. Eine netzgekoppelte Anlage besteht prinzipiell aus den Rotorblättern, der Nabe, dem Getriebe³, dem Generator, dem Turm, dem Fundament und schließlich dem Netzanschluss. Abbildung 1 zeigt am Beispiel eines zweiflügeligen Horizontalachsenkonverters den prinzipiellen Aufbau einer Windkraftanlage (siehe[4], S 292 f):

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 1: Aufbau einer Windkraftanlage (Quelle:[7], S 5).

2.3.1 Rotor

„Das Herzstück einer Windkraftanlage ist der Rotor zur Wandlung der Windenergie in me- chanische Rotationsenergie“ (siehe[5], S 52). Horizontalachsenkonverter können als Luv- oder als Leeläufer ausgeführt werden, wobei der Unterschied in der Stellung der Rotor- blätter zum Turm liegt. Vorherrschend in der Gruppe der Horizontalachsenkonverter sind Luvläufer, hier läuft der Rotor vor dem Turm in Windrichtung. Leeläufer weisen einen peri- odischen Gang des Rotorblattes vor dem Turm auf, was durch die verwirbelte Strömung im Turmnachlauf eine erhöhte Lärmentwicklung bedeutet. Aus diesem Grund haben sich die Luvläufer auf Grund der geringeren Lärmentwicklung beim Bau von Horizontalachsenkon- vertern durchgesetzt (siehe[5], S 52).

Der Rotor besteht aus einem oder mehreren Rotorblättern und der Rotornabe. Die Rotor- blätter dienen dazu, den Luftmassen Bewegungsenergie nach dem Auftriebsprinzip zu entziehen, wobei aktuell ein ca. 50%iger Wirkungsgrad erreicht werden kann. Rotoren werden für hohe Drehzahlen ausgelegt, wodurch hohe Getriebeübersetzungen vermieden werden können und schnelllaufende Generatoren (Drehzahl zwischen 1000 und 1500 U/min) eingesetzt werden können. Rotoren verfügen zumeist über ein bis drei Rotorblätter um bei hohen Schnelllaufzahlen eine optimale Windgeschwindigkeitsverminderung zu er- reichen, darüber hinaus würden mehr Rotorblätter durch den höheren Materialeinsatz auch die Baukosten steigern.

- Dreiblattrotoren stellen die Rotorengruppe dar, die mit der geringsten Blattanzahl dynamisch noch einfach zu beherrschen ist. Diese Bauart hat sich aus mehreren Gründen durchgesetzt. Zum einen ändert sich das Trägheitsmoment zum Turm auf Grund der günstigen Massenverteilung nicht, was geringere schwingungsdynami- sche Probleme als bei Ein- oder Zweiblattrotoren, hervorruft. Zum anderen ist die Geräuschentwicklung gering, was durch niedrige Schnelllaufzahlen (zwischen 6 und 10) erreicht werden kann. Dies macht sich auch in einer optischen Laufruhe bemerkbar.
- Zweiblattrotoren haben gegenüber Dreiblattrotoren den Vorteil der geringeren Kosten, da ein Rotorblatt eingespart werden kann. Ein wesentlicher Nachteil dieser Bauart besteht allerdings in der schwierigeren Beherrschbarkeit der Dynamik, was einer verstärkten Rotornabe bedarf. Durch die ungünstigere Massenverteilung kommt es weiters zu zusätzlichen Dreh- und Beugebewegungen, die sich auf die Stabilität der gesamten Anlage auswirken können. Der Einsatz von Pendelnaben verringert diese Kräfte, geht aber mit erhöhten Materialkosten einher. Zweiblattrotoren weisen gegenüber Dreiblattrotoren höhere Schnelllaufzahlen (zwischen 8 und 24) und damit höhere Flügelspitzengeschwindigkeiten auf.
- Einblattrotoren benötigen ein Gegengewicht und eine äußerst robuste Rotornabe damit die Exzentrizität des Rotors ausgeglichen werden kann. Dies erfordert einen höheren konstruktiven Aufwand, was zu einer Erhöhung der Errichtungskosten führt, der im Vergleich unruhige Lauf kann aber dennoch nicht ausgeglichen wer- den.

Rotorblätter werden zumeist aus Kunststoff (Faserverbundmaterial mit bspw. Glasfasern) gefertigt, wobei auch Titan oder Stahl in Frage kommen. Ausgehend von der Anlagenleistung haben Rotorblätter eine Länge von 5 bis 30 Metern, was eine überstrichene Fläche zwischen 80 und 2900 m² bedeutet (siehe[8], S 198ff).

Verbunden werden die Rotorblätter mit der Rotorwelle über die Rotornabe, hierbei unter- scheidet man drei Bauformen, nämlich die starre Nabe, welche beim Dreiblattrotor zum Einsatz kommt, die Pendelnabe, bei der die Rotorblätter kardanisch aufgehängt werden (Einsatz bei Zweiblattrotoren) und die Schlag- oder Schwenkgelenknabe, bei der die Ro- torblätter mittels Schlaggelenken einzeln an der Nabe befestigt sind (siehe[6], S 290ff).

Eine Begrenzung der dem Wind entzogenen Leistung kann auf drei Arten erfolgen. Zum einen kann die Leistung durch einen Strömungsabriss an den Rotorblättern und damit her- vorgerufenen Verwirbelungen, die zum Abbremsen des Rotors führen, begrenzt werden (Stall-Regelung). Ähnlich funktioniert die Active-Stall Regelung, bei der allerdings die Ro- torblätter nach vorn in den Wind gedreht werden. Die Pitch-Regelung funktioniert entge- gengesetzt der Active-Stall Regelung, hier wird die Rotorblattfläche durch eine axiale Dre- hung der Rotorblätter nach hinten verkleinert. Abbildung 2 stellt die Möglichkeiten zur Leistungsregelung dar:

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 2: Aerodynamische Leistungsbegrenzung am Rotorblatt von WEA (Quelle:[9], S 36).

Der Blattverstellmechanismus fungiert nicht nur als Leistungsbegrenzung sondern dient auch dazu, die Rotorblätter im Fall eines gewollten oder erzwungenen Stillstandes der Anlage aus dem Wind zu bewegen. Wobei aus Sicherheitsgründen eine vom Blattverstell- mechanismus unabhängige Bremseinrichtung installiert sein muss (siehe[9], S 36ff).

Weitere Elemente des Blattverstellmechanismus sind die Rotorblattlagerung, der Blattver- stellantrieb, die Energieversorgung und gegebenenfalls ein Notverstellsystem. Die Rotor- blätter sind an der Blattwurzel gelagert und dort drehbar, verstellt können diese entweder elektro-mechanisch oder hydraulisch werden. Der Blattverstellmechanismus wird aus dem Maschinenhaus mit Energie versorgt. Auch bei Störfällen muss die Anlage sicher herun- tergefahren werden können, daher sind in der Gondel Energiespeicher vorhanden. Das Notverstellsystem gewährleistet bei einer Störung das sichere Feststellen des Rotors, zur doppelten Sicherung ist zusätzlich noch eine mechanische Bremseinrichtung vorhanden (siehe[8], S 297f).

2.3.2 Getriebe

„Das Getriebe hat die Aufgabe, die langsamere Rotordrehzahl an die schnelle Generator- drehzahl anzupassen“ (siehe[10], S 197). Für die zumeist eingesetzten vierpoligen Gene- ratoren wird eine Drehzahl von 1500 Umdrehungen pro Minute benötigt (Netzfrequenz 50HZ). Da die gängige Rotordrehzahl allerdings zwischen 30 und 50 Umdrehungen pro Minute beträgt, wird ein Getriebe benötigt (siehe[8], S 165). Windkraftanlagen können auch ohne Getriebe gebaut werden, wobei sich die Generatoren dann mit der Rotordreh- zahl drehen. Dies hat zur Folge, dass der Generator einen erheblich größeren Umfang aufweisen muss (siehe[10], S 197).

2.3.3 Generator

„Der Generator wandelt die mechanische Drehbewegung des Triebstrangs in elektrische Energie um“ (siehe[4], S 299). In den meisten Fällen werden Synchron- und Asynchron- generatoren für Windkraftanlagen eingesetzt, bei beiden Arten handelt es sich um Wechselstromgeneratoren, welche einen Wirkungsgrad zwischen 90 und 98% aufweisen.

- Synchrongenerator: Diese Bauart besteht aus einem feststehenden Stator und ei- nem auf einer drehbaren Welle befindlichen innenliegenden Läufer. Über Schleif- ringe wird dem Läufer Gleichstrom zugeführt, wodurch in der Läuferwicklung ein Magnetfeld aufgebaut wird, dies wird als Erregung bezeichnet. Beim Antrieb der Welle wird durch das umlaufende Magnetfeld eine Spannung erzeugt, welche exakt der Umlaufgeschwindigkeit des Läuferfeldes entspricht. Synchrongeneratoren kön- nen auch drehzahlvariabel betrieben werden, indem diese über einen Gleichstrom- zwischenkreis entkoppelt werden. Ein weiterer Vorteil besteht darin, dass Syn- chrongeneratoren Blindleistung liefern können, die zum Betreiben verschiedenster Verbraucher eingesetzt werden kann.
- Asynchrongenerator: Genauso wie Synchrongeneratoren bestehen Asynchrongeneratoren grundsätzlich aus einem feststehenden Stator und einem drehbaren Läufer. Der Unterschied liegt allerdings im Aufbau des Magnetfeldes, da sich im Läufer eine Wicklung befindet, die entweder direkt oder über einen Wider- stand kurzgeschlossen ist. Schließt man den Asynchrongenerator an ein Dreh- stromnetz an, wird in der Läuferwicklung eine Spannung induziert, wobei die dort anliegende Frequenz gleich der Frequenz der angelegten Spannung ist. Durch das beschriebene Kurzschließen der Wicklung fließt ein kräftiger Strom, der im Läufer ein Magnetfeld zur Folge hat. Steigert sich nun die Drehzahl des Läufers, verringert sich die Relativgeschwindigkeit der Läuferwicklung und des Drehfeldes und damit verringert sich auch die in der Wicklung induzierte Spannung. Das Produkt aus Netzfrequenz und Schlupf⁴ ist nun gleich der in der Wicklung induzierten Spannung. Es wird hierbei so lange an die synchrone Drehzahl angenähert, bis die Reibungsverluste des Läufers im Leerlauf durch das schwächer werdende Magnetfeld noch ausgeglichen werden können. Kann so kein Drehmoment mehr erzeugt werden, kann auch die synchrone Drehzahl nicht erreicht werden, wodurch die Maschine asynchron läuft. Nachteilig bei Asynchrongeneratoren wirkt sich aus, dass Blindleistung erst durch Zu- oder Abschalten von Kondensatoren erzeugt werden kann, was insbesondere im Inselbetrieb zum Tragen kommt. Die Vorteile dieser Bauart liegen in der höheren Wirtschaftlichkeit und im wartungsärmeren Betrieb im Gegensatz zu Asynchrongeneratoren (siehe[8], S 299ff).

2.3.4 Windrichtungsnachführung

Mit Hilfe der Windrichtungsnachführung wird die Maschinengondel optimal in Bezug zur vorherrschenden Windrichtung ausgerichtet. Die Windrichtungsnachführung verbindet Ma- schinenhaus und Turmkopf. Die optimale Ausrichtung der Gondel zur Windrichtung erfolgt mechanisch (kleine Anlagen), hydraulisch (mittelgroße Anlagen) oder elektro-mechanisch (große Anlagen), zur Arretierung des jeweiligen Drehmechanismus dient eine Halte- bremse. Durch diese Einrichtung soll verhindern werden, dass sich geringe Windrichtungs- veränderungen, die eine schlagende Kraft auf die Zahnräder ausüben, negativ auf die Le- bensdauer der Windrichtungsnachführung auswirken. Die Steuerung erfolgt ausgehend von einem Windrichtungsmesser (meistens Schalenanemometer), der an der Gondel an- gebracht ist (siehe[4], S 301f).

Abbildung 3 soll den Zusammenhang der in den vorangegangenen Unterkapiteln dargestellten Systemkomponenten visualisieren:

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 3: Gondel (Quelle:[12], o.S.).

2.3.5 Turm

Der Turm ermöglicht die Windenergie in ausreichender Höhe zu nutzen. Weiters leitet die- ser die statischen und dynamischen Kräfte, die auf Rotor, Triebstrang und Maschinenhaus wirken, in den Untergrund ab. Der Turm wird aus Stahl und/oder Beton gefertigt und als freitragender Rohrturm (konische Form) gefertigt. Die minimale Höhe eines Turms wird durch den Rotordurchmesser vorgegeben, darüber hinausgehende Höhen „erreichen“ Zo- nen mit höherer Windgeschwindigkeit, verursachen aber auch höhere Kosten. Die gängi- gen Turmhöhen bewegen sich heute zwischen 20 und 200 Metern (siehe[5] S 101ff).

2.3.6 Fundament

Dem Fundament kommt die Aufgabe zu, die Anlage im Boden zu verankern. Fundamente können in Flach- oder Tiefgrundbauweise ausgeführt werden, wobei je nach geologischen Gegebenheiten entschieden werden muss. Die Tiefgründung stellt hier die kostengünsti- gere Alternative dar. Im Offshore-Betrieb kommen die gleichen Fundamentbauweisen zum Einsatz, jedoch ist zu beachten, dass es durch Wellengang oder Korrosion zu einer deut- lich stärkeren Belastung, die das Fundament aufnehmen muss, kommt (siehe[13], S 222).

2.3.7 Netzanschluss

Windkraftanlagen können entweder direkt oder indirekt an das öffentliche Versorgungsnetz gekoppelt sein. Bei der direkten Kopplung drehen sowohl Synchron- als auch Asynchron- generatoren mit beinahe konstanter Drehzahl, je nach Netzfrequenz. Da diese bei einem Synchrongenerator hohe Belastungen auf den Triebstrang bewirkt, wird eine direkte Kopplung mit Asynchrongeneratoren durchgeführt. Im Falle einer indirekten Netzkopplung wird die Windkraftanlage über einen Gleichstromzwischenkreis ans Netz gekoppelt, wodurch ein drehzahlvariabler Betrieb möglich wird. Erzeugt wird Wechselstrom (variable Frequenz), der über einen Wechselrichter in Gleichstrom und anschließend wieder in Wechselstrom mit der geforderten Spannung und Frequenz, umgewandelt wird. Diese Variante ermöglicht einen optimalen Betrieb des Rotors und die dynamischen Belastungen können reduziert werden. Die wesentlichen Systemkomponenten der Netzanbindung sind die Leitung der Anlage zum Transformator, der Transformator, die Transformatorstation (inkl. Mittelspannungsschaltanlage) und die Mittelspannungsanschlussleitung bis zur Netz- koppelstelle (siehe[4], S 305ff).

2.4 Energieumwandlung

Das Ziel der Windkraftnutzung ist die Strombereitstellung, die durch Umwandlung der in den Luftmassen enthaltenen Energie über eine bestimmte Umwandlungskette, ermöglicht wird:

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 4: Energiewandlungskette einer Windkraftanlage (Quelle:[4], S 310).

Wie Abbildung 4 zeigt, wird zunächst die im Wind enthaltene kinetische Energie in eine Rotationsbewegung des Rotors umgewandelt und somit in kinetische Energie des Triebstranges. Um die Umdrehungsgeschwindigkeit des Generators zu erreichen wird in einer Zwischenstufe, dem Getriebe, die Drehbewegung der Achse erhöht. Wie bereits er- wähnt existieren auch Anlagen, die auf ein Getriebe verzichten. Im Generator (mecha- nisch-elektrischer Wandler) wird die kinetische Energie des Triebstranges in elektrische Energie umgewandelt. Um den Netzspezifikationen gerecht zu werden, ist in den meisten Fällen in einem letzten Schritt ein Transformator vonnöten (siehe[6], S 77ff).

Naturgemäß treten bei diesen Umwandlungsschritten Verluste auf, die bewirken, dass der reale Wirkungsgrad unter dem Betzschen Leistungsbeiwert liegt. Der maximale Wirkungsgrad marktgängiger Anlagen liegt zwischen 30 und 45%. In Abbildung 5 wird der Energiefluss einer Windkraftanlage mit den dazugehörigen Verlustleistungen dargestellt.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 5: Energiefluss einer Windkraftanlage (Quelle:[4], S 311).

Die Abbildung zeigt, dass die am Generator entnehmbare elektrische Leistung der im Wind enthaltenen Leistung abzüglich der aerodynamischen (nicht optimale Flügelform), mecha- nischen (Reibungsverluste in der Rotorwelle und im Getriebe) und elektrischen (Umwand- lungsverluste im Generator, Leitungsverluste, ggf. Verluste im Gleichstromzwischenkreis, Verluste bei der Spannungswandlung) Verluste, entspricht. Zusätzlich wird diese Leistung durch den Energieaufwand, der z.B. für die Windrichtungsnachführung nötig ist, reduziert (siehe[8], S 61ff).

Die tatsächliche Leistungsabgabe einer Windkraftanlage im 10 Minuten-Mittel kann durch die Leistungskennlinie angenähert beschrieben werden. Diese beschreibt den Zusammenhang der vom Generator im Mittel abgegebenen elektrischen Leistung und der mittleren Windgeschwindigkeit, wodurch auf das Betriebsverhalten einer Anlage geschlossen werden kann. Abbildung 6 zeigt diesen Zusammenhang:

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 6: Zusammenhang zwischen Windgeschwindigkeit und der am Generator abnehmbaren Leistung bei typischen marktgängigen, pitch geregelten Horizontalachsenkonvertern (Quelle:[4], S 313).

In Phase I wird vom Generator keine elektrische Leistung abgegeben, da die Windge- schwindigkeit unter einer, je nach Anlage vorgegebenen, Mindestwindgeschwindigkeit liegt. Somit läuft die Anlage nicht an, da die im Wind enthaltene Energie nicht ausreicht, um die Reibungs- und Trägheitskräfte der Anlage zu überwinden. Ab der II. Phase über- steigt die Strömungsgeschwindigkeit die Anlaufgeschwindigkeit, die Anlage läuft an und es wird elektrische Energie erzeugt. Die elektrische Leistung, die am Generatorausgang abgenommen werden kann, steigt proportional der dritten Potenz der Windgeschwindig- keit, solange bis die Anlagennenngeschwindigkeit und damit die Nennleistung des Gene- rators (Produkt aus aerodynamischem, mechanischem und elektrischem Wirkungsgrad und der im Wind enthaltenen Leistung) erreicht wird. Nach Abbildung 6 beginnt diese Phase bei Anlaufgeschwindigkeiten von 3 - 4 m/s und endet bei 12 - 14 m/s. Liegt die Windgeschwindigkeit über der Nenn- aber unterhalb der Abschaltgeschwindigkeit, was eine Leistungsaufnahme größer der Generatornennleistung ermöglichen würde, wird die Anlage so abgeregelt, dass die Rotorachse nur die maximale Generatorleistung abgeben kann (Phase III; bis 25 m/s). Wird die obere Geschwindigkeitsgrenze überschritten, wird die Anlage abgeschaltet und es wird keine elektrische Leistung an das Netz abgegeben (Phase IV). Die Leistungsregelung funktioniert nach dem weiter oben beschriebenen Pitch oder Stall-Regelungsprinzip (siehe[2], S 387ff).

2.5 Windparks

Windkraftanlagen können sowohl einzeln, in Reihe als auch als Windpark aufgestellt werden. Bei der gruppierten Aufstellung als Windpark müssen, je nach örtlichen Gegebenheiten, Mindestabstände eingehalten werden, damit jedem Konverter nahezu ungestörte Windverhältnisse zuteil werden können. Ist dies nicht der Fall und eine Anlage „stört“ die optimale Windentnahme einer anderen Anlage, spricht man von Abschattung. Unter Berücksichtigung der Abschattungsminimierung können die Anlagen grundsätzlich ohne und mit bevorzugter Windrichtung aufgestellt werden, wie Abbildung 7 zeigt.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 7: Möglichkeiten der Windkraftanlagenaufstellung in Windparks (Quelle:[4], S 322).

Die Anlagen müssen so aufgestellt werden, dass es zu einem Ausgleich zwischen der verminderten Strömungsgeschwindigkeit (durch den Energieentzug des Rotors verursacht) und den ungestörten Strömungen kommt, damit der nächste Konverter wieder beinahe ungestörte Luftmassen verarbeiten kann. Abhängig ist der Abstand zwischen den Anlagen von den jeweiligen Standortfaktoren (bspw. meteorologische oder topographische Fakto- ren). Der minimale Abstand zwischen zwei Anlagen (kA) ergibt sich aus dem Verhältnis zwischen Anlagenabstand und Rotordurchmesser. Der rechte Teil der Abbildung zeigt die Aufstellung bei bevorzugter Windrichtung (bspw. Küstenflachland), hier werden die Kon- verter in hintereinander liegenden Reihen aufgestellt, da die Abschattung nur in Bezug auf die Hauptwindrichtung beachtet werden muss (Abstandsfaktor zwischen 8 und 10 in Hauptwindrichtung und zwischen 4 und 5 quer zur Hauptwindrichtung). Werden die Anla- gen ohne bevorzugte Windrichtung, wie dies im Binnenland der Fall ist, aufgestellt, müs- sen die Abschattungseffekte für alle Himmelsrichtungen beachtet werden. Daher muss, wie die linke Seite der Abbildung zeigt, um jede Anlage eine kreisförmige Fläche frei ge- halten werden (Abstandsfaktor zwischen 6 und 15). Die Einhaltung der optimalen Ab- stände garantiert eine Optimierung der Standortausnutzung bei Minimierung der Abschat- tungseffekte. Windparks haben gegenüber Einzelanlagen einen entscheidenden Kosten- vorteil, da der Netzanschluss nicht für jede Anlage einzeln erfolgen muss (siehe[14], S 178ff).

Als Nachteil ist die potentielle Beeinträchtigung von Anrainern festzuhalten; wird ein Wind- park zu nahe an besiedeltes Gebiet herangebaut, kann es durch Schallemissionen oder Schattenwurf (bei tief stehender Sonne) zu störenden Einflüssen kommen. Der Abstand zu Wohnbauten sollte daher einige hundert Meter betragen, zumal es für Windkraftanlagen auch gesetzlich festgelegte Maximalwerte in Bezug auf die Geräuschentwicklung gibt (bspw. 50 db(A) tagsüber und 35 db(A) nachts in reinen Wohngebieten) (siehe[10], S 199).

3 Das Wettervorhersagemodell des Deutschen Wetterdienstes

Das Wettervorhersagemodell des Deutschen Wetterdienstes setzt sich zusammen aus dem Regionalmodell COSMO-EU (Europa), dem Globalmodell und dem die Konvektion auflösenden Modell COSMO-DE. Abbildung 8 zeigt das Modellgebiet und die Orographie des COSMO-EU.

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Abbildung 8: Modellgebiet und Orographie des COSMO-EU (Quelle:[15], o.S.).

Das COSMO-Modell war Ende der 90er Jahre eines der ersten operationellen Wettervor- hersagemodelle weltweit, das „die dynamischen Grundgleichungen (Eulersche Gleichun- gen) ohne skalenabhängige Näherungsannahmen verwendet“ (siehe[15], o.S.). Mit dieser nichthydrostatischen Modellart können prognostische Gleichungen auch für Vertikalbewe- gungen gelöst werden, der praktische Nutzen besteht hierbei in der Verwendung beliebiger Maschenweiten (bspw. 100 m). Abbildung 9 zeigt den Vergleich unterschiedlicher Orogra- fien, darunter die des COSMO-EU.

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Abbildung 9: Orographie in einem Gebiet um den Mont Blanc. Links: Rohdatensatz mit 1 km Auflö- sung (Maximalhöhe: über 4000 m ü. M.); Mitte: daraus als Gebietsmittel über die Gitterflächen von jeweils 49 km[2]abgeleitete COSMO-EU-Orographie (Maximalhöhe: über 3000 m ü. M.); rechts: für Gitterflächen von jeweils 778 km[2]abgeleitete GME-Orographie zum Vergleich (Maximalhöhe: weni- ger als 2700 m ü. M.) (Quelle:[15], o.S.).

COSMO-EU überdeckt Gesamteuropa mit 665 mal 657 Gitterpunkten (Maschenweite: 7 km). Die Atmosphäre wird hierbei mit 40 Schichten in einer Höhe von ca. 24 km aufgelöst. Damit errechnet das Modell die Vorhersagen an Hand von 436905 Gitterpunkten.⁵ Es ist daher möglich, lokale Besonderheiten, die Einfluss auf das Wetter haben, in die Vorhersageerstellung aufzunehmen (siehe[15], o.S.).

„Die prognostischen atmosphärischen Variablen des COSMO-EU sind: Luftdruck, hori- zontale und vertikale Windkomponenten, Temperatur, Wasserdampf, Wolkenwasser, Wol- keneis, Regen, Schnee und turbulente kinetische Energie“ (siehe[15], o.S.). Darüber hin- aus werden onshore die Temperatur und der Bodenwasser- und Eisgehalt für sieben Erd- bodenschichten sowie der Wassergehalt und die Dichte des Schnees, prognostiziert. Weitere wichtige Paramater der Wetterentstehung sind Strahlung, Turbulenz, Wolkenbil- dung und Niederschlag (adiabatische Prozesse). Diese Prozesse müssen auch in geeig- netem Ausmaß beschrieben werden, trotzdem die räumliche Struktur kleiner ist als die Maschenweite des Modells (siehe[15], o.S.).

Täglich werden achtmal Modellvorhersagen gerechnet, „von 00 und 12 UTC-Analysen ausgehend bis 78 Stunden, von 06 und 18 UTC ausgehend bis 48 Stunden, und von 03, 09, 15, und 21 UTC ausgehend bis 24 Stunden Vorhersagedauer“ (siehe[15], o.J.). Wobei zwischen dem Datenassimilationszyklus und dem Vorhersagemodus zu unterscheiden ist. Abbildung 10 zeigt den operationellen Zeitplan.

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Abbildung 10: Operationeller Zeitplan der NWV. GME-T und COSMO-EU-T bedeuten Testsuiten mit denen neue Versionen der Modelle (und/oder der Datenassimilation) mit den operationellen Analy- sen und Vorhersagen verglichen werden können. (Quelle:[15], o.S.).

Abgespeichert werden die Vorhersagefelder des COSMO-EU im Stundentakt, wobei sie auch als Randbedingungen für das Modell COSMO-DE dienen. Weiters dient das COSMO-Modellsystem vielen Forschungseinrichtungen als Datenbasis (sieh[15], o.S.)

3.1 Vertikale und horizontale Struktur des COSMO - EU Modells[[1]]

3.1.1 Horizontale Gitter

Beim Gitter des COSMO-EU Modells handelt es sich um ein rotiertes sphärisches Gitter und nicht um ein geographisches Gitternetz, da die COSMO-EU-Felder auf einem sphäri- schen Gitter definiert sind, bei dem der Koordination-Nordpol in den Pazifik verlegt ist.

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¹ Austria renewable power supply 100%

² Highly resolved dynamical modeling

³ Anm.: Angemerkt sei, dass die neuesten Entwicklungen am Markt bereits Windkraftanlagen ohne Getriebe zeigen, was sich insbesondere im geringeren Gewicht bemerkbar macht

⁴ Anm.: Als Schlupf wird die Drehzahldifferenz zwischen Stator und Rotor bezeichnet (siehe[11], S 119).

⁵ Anm.: Die Horizontalfläche der Gitterelemente beträgt 49 km², bei GME beispielsweise 778 km².