DE102009056066A1

DE102009056066A1 - Modulare Windkraftanlage für Netzeinspeisung

Info

Publication number: DE102009056066A1
Application number: DE102009056066A
Authority: DE
Inventors: Lutz Witthohn; Thomas Dreesen
Original assignee: Individual
Current assignee: Individual
Priority date: 2009-11-30
Filing date: 2009-11-30
Publication date: 2011-06-09

Abstract

Bei einer modularen Windkraftanlage für die Einspeisung in überregionale Stromnetze werden viele Generatoren in einem Gestell befestigt und die Turbinen werden auf etwa 1,3 m Durchmesser verkleinert und nicht mit einer Blattverstellung versehen, so dass das Gewicht und die Kosten dieses Teils der Windkraftanlage sehr niedrig sind.

Description

Die Erfindung betrifft eine Windkraftanlage für die Einspeisung in überregionale Stromnetze.
Stand der Technik
Literatur

[1] Siegfried Heer, Windkraftanlagen, 4. Auflage
[2] Gasch/Twele, Windkraftanlagen, 5. Auflage
[3] Erich Hau, Windkraftanlagen, 4. Auflage
[4] DE 3844378
[5] WO 2009/076479
[6] Internetseite des Bundesverband Windenergie e. V.

Die z. Z. am häufigsten produzierten Windkraftanlagen europäischer Hersteller für die Einspeisung in Energieversorgungsnetze liegen It. [6] bei einer Nennleistung von ca. 2 MW, bei Nenndrehzahlen des Rotors von etwa 20 1/mm, bei Rotordurchmessern von ca. 80 m und haben 3 Rotorblätter. Die Drehzahlen ergeben sich daraus, dass aus akustischen Gründen und wegen des Wirkungsgrades eine Schnelllaufzahl (Blattspitzengeschwindigkeit zu Windgeschwindigkeit) von ca. 6 bis 8 gewählt wird und dass die Nennleistung einer Windkraftanlage bei Windgeschwindigkeiten von etwa 11 bis 15 m/s erreicht wird. Die meisten Hersteller verwenden ein Getriebe, um die Drehzahl des Generators anzuheben und dadurch die Generatorgröße zu verringern. Das Getriebe einer 2 MW-Anlage wiegt It. [2] Tabelle 3.3 in der Ausführungsform mit zwei Planeten- und einer Stirnradstufe etwa 17 Tonnen. Aufgrund der hohen Aufwendungen für das Getriebe haben aber auch getriebelose Anlagen einen hohen Marktanteil, sind also wettbewerbsfähig, obwohl der langsam drehende Generator sehr schwer und teuer ist.
Das Gewicht eines marktüblichen elektrisch erregten Synchrongenerators für getriebelose 2 MW-Windkraftanlagen mit einer Nenndrehzahl von etwa 20 1/min beträgt etwa 50 Tonnen, also bezogen auf die elektrische Nennleistung etwa 25 kg/kW. Dieses Gewicht wird von Montageunternehmen für solche Windkraftanlagen im Internet angegeben und ist glaubhaft, wenn man das Gondelgewicht einer solchen Anlage betrachtet, dass in [6] mit 109 Tonnen angegeben wird. Es gibt neuerdings auch Hersteller, die große getriebelose Windkraftanlagen mit permanentmagneterregten Synchrongeneratoren ausstatten, die etwas kleiner und leichter sind, als die elektrisch erregten und auf 40 Tonnen und damit 20 kg/kW grob geschätzt werden.
Beide Anlagentypen – die Typen mit und die Typen ohne Getriebe – erfordern erhebliche Aufwendungen, um bei der geringen Drehzahl großer Rotoren die mechanische Energie in elektrische Energie umzusetzen. Lt. [6] werden etwa 50% der Kosten großer Windkraftanlagen für die Rotorblätter, die Rotornabe, das Getriebe und den Generator benötigt. Die 3 Rotorblätter einer 2 MW-Anlage wiegen It. [6] zusammen etwa 20 Tonnen, d. h. etwa 10 kg/kW elektrischer Nennleistung. Lt. [2] wächst das Rotorgewicht trotz ständiger Fortschritte in der Rotorblattkonstruktion überproportional mit der Rotorfläche und der Leistung.
Große Rotoren mit 3 Blättern haben relativ schlechte Leistungsbeiwerte. In [3] im Bild 5.3.1 wird bei einer Schnelllaufzahl von 7 und einer Profilgleitzahl von unendlich ein Leistungsbeiwert von etwa 0,4 angegeben. Lt. dieser Darstellung kann der Leistungsbeiwert bei einer Schnelllaufzahl von 7 durch eine höhere Blattzahl bis etwa auf 55% erhöht werden. Das hätte aber erhebliche Kosten und Stabilitätsprobleme der schmaler werdenden Flügel zur Folge und ist daher nicht üblich.
Beide Anlagentypen – mit und ohne Getriebe – benötigen außerdem Kühlsysteme aufgrund der hohen Verlustleistung auf relativ kleinem Raum.
Beide Anlagentypen benötigen eine aufwendige, schnelle Blattwinkelverstellung, um die Windkraftanlage bei Netzausfall und bei Sturm zu schützen.
Beide Anlagentypen haben den Nachteil, auf unterschiedliche Windgeschwindigkeiten in Abhängigkeit der Höhe und in seitlicher Richtung nicht differenziert reagieren zu können und zeitliche Änderungen nur begrenzt ausregeln zu können. Das hat Nachteile bei der Windausnutzung und erhöht die Aufwendungen in Bezug auf die Blattfestigkeit. Nach [2], S. 283 haben Böen eine Durchlaufzeit von typisch 3 s bis 20 s und eine seitliche Ausdehnung von 10 m bis etwa 100 m.
Beide Anlagentypen haben den Nachteil, dass bei großen Anlagen die erste Eigenfrequenz der Turmbiegeschwingung von Windböen angeregt werden kann. Lt. [2] Bild 8–11 liegt diese Eigenfrequenz bei einer beispielhaften 2-MW Anlage bei 0,26 Hz. Bei beiden Anlagentypen kann es zu Interaktionen zwischen Schwingungen der Blätter und des Turmes kommen.
Bei beiden Anlagentypen führen ein Netzausfall und der damit verbundene plötzliche Wegfall des Drehmomentes zu Turmschwingungen in der Ebene quer zur Windrichtung. Beide Anlagentypen erfordern hohe Wartungsaufwendungen für die Nebenaggregate und – falls vorhanden – für das Getriebe.
Der Automatisierungsgrad bei der Herstellung der Komponenten ist aufgrund der geringen Stückzahl und der Größe gering im Vergleich zu anderen Industrieprodukten.
Die Transportkosten für die Blätter und den Generator zum Aufstellort sind hoch.
Aus den Umsatzmitteilungen z. B. der Fa. REpower Systems AG geht hervor, dass eine 2 MW-Windkraftanlage heute etwa 2,5 Mill. EUR kostet.
Marktübliche Kleinwindanlagen im Bereich von etwa 0,5 kW und etwa 1,2 m Rotordurchmesser benötigen kein Getriebe, weil die Nenndrehzahlen des Rotors 1000 1/mmn und mehr erreichen. Solche Kleinwindanlagen können It. [6] sehr gute Leistungsausbeuten haben. Danach erreicht z. B. eine Anlage mit 1,15 m Rotordurchmesser und drei Flügeln schon bei 12 m/s Windgeschwindigkeit eine elektrische Leistung je Rotorfläche von 400 W/m². 2 MW-Anlagen erreichen diese spez. Leistung It. [6] oft erst bei höheren Windgeschwindigkeiten.
Den Grund für dieses gute Verhalten von Kleinwindanlagen muss man eher im aerodynamischen Bereich suchen, als im Generatorwirkungsgrad, der den Wirkungsgrad großer Generatoren kaum übertreffen kann. Der schlechte aerodynamische Leistungsbeiwert großer Windkraftanlagen aus [3] in Bild 5.3.1 gilt nicht für kleine Windkraftanlagen.
Wesentlich kleiner als 1,15 m Durchmesser kann der Rotor einer Kleinwindanlage nicht gewählt werden, weil dann die Reynoldszahlen so klein werden, dass die Strömung nicht mehr laminar ist und der Auftrieb und das Drehmoment stark abnehmen. In [2] werden für kleine Windkraftanlagen Profile aus dem Modellflugzeugbau empfohlen. Sie tragen noch bei wesentlich kleineren Reynoldszahlen als Profile aus dem Flugzeugbau, die für große Windkraftanlagen genutzt werden. Die untere Grenze des Durchmessers, die noch gute Auftriebswerte bei kleinen Windgeschwindigkeiten und gute Gleitzahlen ergibt, ist außerdem von der Blattzahl und der Oberflächenbeschaffenheit und damit auch der Verschmutzung der Flügel abhängig und also nicht theoretisch exakt bestimmbar. Als praktisch sinnvolle untere Durchmessergrenze wird daher 0,7 m für Rotoren mit 2 Flügeln angesehen. Rotoren mit nur 1 Flügel haben zwar eine größere Blatttiefe und höhere Reynoldszahlen und könnten somit noch kleiner gebaut werden. Sie sind aber etwa doppelt so schwer wie ein 2-Flügler, da sie einen Unwuchtausgleich benötigen.
Die auf dem Markt befindlichen Kleinwindanlagen benötigen allerdings Schutzeinrichtungen gegen Starkwind, die bezogen auf die einzelne Anlage relativ teuer sind. Der Schutz erfolgt durch Verstellen des Blattwinkels, durch Drehen des gesamten Generators mit Rotor aus dem Wind, durch Kurzschließen des Generators oder durch eine Kombination dieser Maßnahmen.
Durch diese Zusatzeinrichtungen ist es kostenaufwendig, eine große Anzahl solcher Kleinwindanlagen auf einem Gestell zusammenzufassen und auf einem Turm zu montieren.
In der Offenlegung [4] „elektrische Windkraftanlage und Verfahren zu deren Herstellung” wird beschrieben, dass sich das spezifische Gondelgewicht von etwa 100 kg/kW (Spalte 1, Zeile 53) auf unter 50 kg/kW verringert, wenn statt einer großen Anlage (MW-Bereich) mehrere kleinere Anlagen auf einen Turm montiert werden. In dieser Offenlegung wird aber immer noch von Einzelrotoren mit einem Durchmesser von 14,8 m gesprochen (Spalte 6, Zeile 61). Damit können mit einem Auftriebsläufer etwa Nenndrehzahlen von 100 1/mmn verwirklicht werden. Es wird nicht erwähnt, dass die Gewichts- und Kosteneinsparungen viel größer sein können, wenn die Rotordurchmesser weiter verringert werden. Weiterhin wird in Spalte 2, Zeile 51 von einer Rotorgondel „umfassend einen Elektrogenerator mit Nebenaggregaten” gesprochen und in Spalte 3 von Zeile 20 bis 32 beschrieben, dass jeder einzelne Rotor eine Blattwinkelverstellung, ein Getriebe und weitere mechanische Komponenten beinhalten kann und in Spalte 6, Zeile 3: „Die Blattstellung jedes Rotors wird ... eingeregelt”. In der Offenlegung ist nicht vorgesehen, dass alle diese Komponenten auch weggelassen werden können und dass darin ein wesentlicher Kostenvorteil besteht. Es war zum Zeitpunkt der Anmeldung im Jahre 1988 auch noch nicht wirtschaftlich, die Anpassung an die Windgeschwindigkeit über die Drehzahlanpassung der Turbine durchzuführen, sondern über die Blattwinkelverstellung bei weitgehend konstanter Drehzahl der Turbine und Verwendung eines Asynchrongenerators, der ohne elektronische Anpassung der Frequenz ins Netz einspeiste.
In [5] wird eine modulare Windkraftanlage beschrieben, bei dem jede Turbine in einer Düse zwecks Erhöhung der Windgeschwindigkeit angebracht ist. Die Anmeldung zielt auf die Ausgestaltung der Düsen ab. Aufgrund der Beschleunigung des Windes in der Düse gelten dort auch andere Gesetzmäßigkeiten, als bei Turbinen, die ohne Düsen arbeiten.
Nachteil dieser Anordnung ist aber, dass eine große Anzahl von relativ zu den Abmessungen des Windkraftwerkes langen Düsen benötigt wird, die einerseits Kosten verursachen und andererseits auch von der Seite einen erheblichen Windwiderstand bieten, wenn sie bei hohen Windgeschwindigkeiten quer zum Wind gestellt werden, um die Turbogeneratoren zu schützen.
In [1] wird in Abschnitt 3.7.1 festgestellt, „... dass sowohl für Synchron- als auch für Asynchronmaschinen die bezogenen Massen und Kosten pro kW Maschinenleistung mit zunehmender Größe kleiner werden.” Das ist nur für gleichbleibende Drehzahlen richtig und erlaubt nicht die Schlussfolgerung, dass es nicht wirtschaftlich sei, eine große Windturbine durch viele kleine Turbinen auf einem Turm zu ersetzen. Bei Windkraftwerken nimmt die Rotordrehzahl mit steigender Größe ab. Das kann durch eine höhere Getriebeübersetzung kompensiert werden, oder durch eine größere Dimensionerung des Generators. Beide Ausführungen sind am Markt vertreten, wie in [6] beschrieben. Beide Ausführungen verursachen aber auch Kostensteigerungen, die in den Betrachtungen in [1] nicht beschrieben werden. Für die getriebelose permanentmagneterregten Synchronmaschine als Generator in Windkraftwerken lässt sich theoretisch nachweisen, dass die bezogenen Massen und Kosten pro 1 kW Maschinenleistung mit zunehmender Größe größer werden.
Dieser Nachweis lautet:
Die Verluste bestehen aus den Kupfer-, Eisen- und Reibungsverlusten. Die Eisen- und Reibungsverluste werden vernachlässigt, da sie relativ klein sind und die Eisenverluste zudem von der Blechqualität abhängig sind. Es ist daher am wichtigsten, die Kupferverluste zu betrachten, um die benötigte Maschinengröße abzuschätzen.
Die Kupferverluste von elektrischen Synchrongeneratoren mit Permanentmagneten kann man beschreiben durch: P_vcu = c₁M²l_m/(d⁴l_fe ²) mit der mittleren Windungslänge l_m = l_fe + l_wi
mit der Wickelkopflänge l_wi
mit der Eisenlänge l_fe
mit dem Außendurchmesser d des magnetisch aktiven Teils der Maschine und mit der Konstanten c₁
Dabei wird vorausgesetzt, dass die Flussdichte im Luftspalt und der Kupferfüllfaktor sich mit der Maschinengröße nicht ändert und dass die Abmaße des Schnittes quer zur Drehachse maßstäblich mit dem Außendurchmesser d verändert werden und also auch die Polzahl gleich bleibt. Der Teil d⁴ berücksichtigt somit die Einflüsse des Bohrungsdurchmessers und des Nutquerschnitts.
Werden die Kupferverluste auf das Volumen bezogen, ergibt sich: P_vcu/(d²l_fe) = c₁M²l_m/(d⁶l_fe ³)
Wenn die spezifischen Kupferverluste P_vcu/(d²l_fe) konstant sind, ergibt sich für das Drehmoment: M = c₂d³l_fe ^3/2/l_m ^1/2
Weiterhin kann man annehmen, dass hinsichtlich des auf die Maschinengröße erzielbaren Drehmomentes ein optimales, festes Verhältnis von Eisenlänge l_fe zu Durchmesser d und damit auch zu l_m besteht.
Damit wird M = c³d³l_fe und mit dem konstanten Verhältnis zwischen d und l_fe wird: M = c₄d⁴ und bezogen auf das Volumen: M = c₅V^4/3 (1)
D. h. das Drehmoment einer elektrischen Maschine steigt unter den angenommenen Randbedingungen etwas stärker an, als das Volumen und die Masse. Dies bestätigt die Aussage aus [1], solange die Drehzahl nicht betrachtet wird.
In Gl. (1) könnten statt des Volumens auch die Masse oder die Materialkosten betrachtet sein, weil die Abmessungen maßstäblich verändert wurden und also die Anteile von Eisen, Kupfer, Magneten und Luft unabhängig von der Größe der Maschine sind.
Jetzt soll aber zusätzlich der Einfluss der Drehzahl betrachtet werden. Die Leistung einer Windkraftanlage wächst etwa proportional mit der überstrichenen Rotorfläche, also mit der 2. Potenz des Durchmessers. P = c₆D_Rotor ²
Die Drehzahl sinkt proportional mit dem Durchmesser, weil die Umfangsgeschwindigkeit an der Blattspitze im festen Verhältnis zur Windgeschwindigkeit stehen soll. Somit steigt das Drehmoment mit der 3. Potenz des Durchmessers: M = c₇D_Rotor ³
Und das Drehmoment verhält sich zur Leistung nach: M = c₈P^3/2 (2) und mit (1) und (2) wird: V = cP^9/8 = cP^1,125 (3)
Insgesamt wächst das Volumen der getriebelosen Maschine bei Betrieb in Windkraftanlagen bezüglich der Leistung nach Gl. (3). Der Materialaufwand für die Generatoren eines getriebelosen Windkraftwerkes reduziert sich also, wenn statt eines großen Generators möglichst viele kleine Generatoren verwendet werden. Diese Erkenntnis kann aus der insofern unzureichenden Aussage in [1] in Abschnitt 3.7.1 nicht abgeleitet werden.
Aufgabe
Es soll eine modulare Windkraftanlage, für die Einspeisung in überregionale Stromnetze entwickelt werden, die im Vergleich zu der heute bekannten und im Markt eingeführten oberen Leistungsklasse zwischen 0,5 MW und 6 MW und auch den in Zukunft zu erwartenden noch höheren Leistungen eine deutlich höhere Rentabilität aufweist, d. h. deutlich mehr Ertrag an elektrischer Energie im Verhältnis zu der Summe aus Herstellungs- und Wartungskosten aufweist.
Diese Aufgabe wird erfindungsgemäß dadurch gelöst, dass der Durchmesser der einzelnen Turbine eines Turbinenfeldes nur gerade noch groß genug gewählt wird, um eine weitgehend laminare Strömung an den Blättern des Rotors sicherzustellen, dass der Rotor den Generator ohne zwischengeschaltetes Getriebe antreibt, dass die Begrenzung auf die Nennleistung der Windkraftanlage durch eine Kombination der Strombegrenzung des einzelnen Generators mit einem Drehen des gesamten Gestells aus dem Wind erreicht wird, dass die Turbinen und Generatoren für eine wesentlich höhere Drehzahl als die Nenndrehzahl ausgelegt werden und dass im Bereich unterhalb der Nennleistung der Windkraftanlage für jede Windgeschwindigkeit die maximale Leistung durch elektronische Regelung der einzelnen Generatoren erzielt wird.
Die Erfindung im Einzelnen
Der Rotordurchmesser der modularen Windkraftanlage wird vorzugsweise im Bereich zwischen 0,7 m und 2,5 m gewählt. Unter 0,7 m Durchmesser gibt es nach dem Stand der Technik keine Profile, die bei niedrigen Windgeschwindigkeiten noch ausreichend laminare Strömung aufweisen. Ein Durchmesser größer als 2,5 m führte zu relevanten Materialmehrkosten und zu höherer Trägheit bezüglich Drehzahländerungen.
Zweckmäßig ist, die Drehzahl-Strom-Kennlinie, die maximale aerodynamische Leistungsbeiwerte ergibt, in der Software des einzelnen Generators zu hinterlegen und abhängig von der einfach zu messenden Drehzahl, den Generatorstrom auf den hinterlegten Wert einzuregeln, ohne dass eine vom Anemometer gemessene Windgeschwindigkeit dafür benötigt wird.
Eine weitere Verbesserung besteht darin, dass mittels Software des einzelnen Generators aus dem Strom- und Drehzahlverlauf eine erhöhte Rauhigkeit des Windgeschwindigkeitsprofils erkannt wird und der Hochsetzsteller bei Sturmböen den Strom reduziert oder ganz abschaltet, damit der Winddruck auf diesen Teil der Windkraftanlage verringert wird.
Zusätzlich werden die Turbinen selbst dazu benutzt, das Gestell aus dem Wind zu drehen, indem auf der einen Seite des Turmes Generatoren abgeschaltet werden und auf der anderen Seite eingeschaltet und einen höheren Luftwiderstand erzeugen.
Weiterhin werden Schwingungen des Gestells erfasst und zwecks Schwingungsdämpfung werden Gruppen von Turbinen orts- und phasenrichtig ab- und eingeschaltet.
Zwecks Geräuschreduzierung weisen, ausgehend von einem betrachteten Rotor, die benachbarten Rotoren mehrheitlich eine gegensätzliche Drehrichtung auf.
Vorteile im Vergleich zum Stand der Technik mit einem Rotor auf einem Turm Nach Gl. (3) ergibt sich für die im Ausführungsbeispiel gewählte Anzahl von 4000 Generatoren mit je 500 W zusammen nur 36% des Gewichtes, das der Generator einer herkömmlichen getriebelosen 2 MW-Windkraftanlage hat. Etwa die gleiche Reduzierung des Gewichtes ergibt sich aus dem Vergleich des ausgeführten Beispiels (im Gesamtgewicht von 12 Tonnen) mit dem Stand der Technik (ca. 40 Tonnen). Die Abhängigkeit des Rotorgewichtes von der Größe kann nicht allgemeingültig hergeleitet werden, da unterschiedliche Werkstoffe und unterschiedliche Konstruktionsprinzipien je nach Größe genutzt werden. Die ausgeführte Auslegung eines 500 W-Rotors ergibt ein Gewicht von 1,3 kg und somit ein Gesamtgewicht von 5,2 Tonnen für eine modulare 2 MW-Anlage. Dies entspricht ca. 1/4 des Rotorgewichtes einer herkömmlichen 2 MW-Windkraftanlage.
Außerdem können 500 W-Generatoren hochautomatisiert hergestellt werden und der Rotor ist einteilig im Spritzgussverfahren herstellbar. Die Gesamtkosten für Generator- und Rotoreinheit werden unter Berücksichtigung der Angaben in [6] zu den anteiligen Kosten der Komponenten von großen Windkraftanlagen auf ca. 1/5 der Kosten wie bei herkömmlichen Windkraftanlagen geschätzt.
Der Generator und der Hochsetzsteller der modularen Windkraftanlage benötigen keine Kühlkreisläufe.
Der Rotor benötigt keine Blattwinkelverstellung. Ein Hochdrehen der Turbine bei Netzausfall ist zulässig. Bei Sturm schützt sowohl ein Drehen des Gestells aus dem Wind als auch das Zulassen höherer Drehzahlen vor Beschädigungen.
Unterschiedliche Windgeschwindigkeiten in Abhängigkeit der Höhe und auch in seitlicher Richtung werden durch Drehzahlanpassung des einzelnen Generators besser ausgenutzt als bei großen Anlagen mit nur einem Rotor.
Der Verzicht auf die Vorgabe der Turbinendrehzahl aus der Anemometermessung ermöglicht die individuelle Drehzahlregelung der Generatoren. Er hat den weiteren Vorteil, dass keine Steuerkabel benötigt werden.
Die erste Eigenfrequenz der Turmbiegeschwingung kann wesentlich höher liegen als bei ausgeführten Anlagen nach dem Stand der Technik, weil das mit dem Turmkopf mitschwingende Gewicht viel kleiner ist. Dadurch wird eine Anregung durch niederfrequentere Böen vermieden.
Der Freiheitsgrad bei der Gestaltung des Gestells für das Turbinenfeld ist wesentlich größer als bei der Gestaltung eines herkömmlichen großen Rotors. Dadurch können die Eigenfrequenzen des Gestells weit entfernt von denen des Turmes gelegt werden und somit Koppelschwingungen vermieden werden. Schwingungen der Blätter der einzelnen Turbinen haben bei der modularen Windkraftanlage so geringen Energieinhalt und hohe Frequenzen, dass keine nennenswerte Interaktion mit dem Gestell stattfindet.
Das gesamte Drehmoment, das auf den Turm wirkt und bei Netzausfall zu plötzlicher Turmentlastung und Turmschwingung seitlich zur Windrichtung führt, ist entsprechend dem Drehzahlverhältnis geringer und damit bei einem 2 MW-Kraftwerk mit n einzelnen Generatoren nur etwa 1/√n der Anregung bei herkömmlichen Windkraftanlagen.
Insgesamt wird der Turm also weniger durch Biegeschwingungen beansprucht als bei konventionellen Windkraftanlagen.
Torsionsbeanspruchung und Torsionsschwingungen des Turmes durch einseitige Böen können reduziert werden durch Abschalten der Turbinen in dem Bereich des Turbinenfeldes, in dem die Bö angreift.
Die Wartungsaufwendungen sind gering, weil Nebenaggregate, Blattverstellung und Getriebe fehlen. Verschleißteile sind nur die Kugellager der Generatoren, die Oberflächen der Blätter und die Lagerung des Gestells auf dem Turm. Wenn einzelne Turbinen ausfallen, müssen diese nicht sofort ausgetauscht werden, denn der Ausfall beeinträchtigt die anderen Turbinen nicht und die Gesamtleistung nur in geringem Maße. Abhängig vom Aufstellort wird mit Wartungsintervallen von 5 bis 10 Jahren gerechnet. Dies wird bei herkömmlichen Windkraftanlagen nicht erreicht.
Die Transportkosten einer modularen Windkraftanlage zum Aufstellort sind niedrig.
Das Gestell kann als Blitzableiter genutzt werden, wohingegen die Blätter herkömmlicher Windkraftanlagen mit einem Blitzableiter versehen werden müssen.
Das psychoakustisch ungünstige Auf- und Abschwellen des Geräusches eines einzelnen Blattes herkömmlicher Windkraftanlagen ist beim modularen Aufbau nicht hörbar.
Die kleinen Flügel der einzelnen Turbinen erzeugen keinen Schlagschatten wie herkömmliche Windkraftanlagen.
Der Eisansatz großer Flügel kann aufgrund der großen Massen relativ weit geschleudert werden. Bei kleinen Flügeln gibt es nur kleinere Eisstücke, die nicht so weit geschleudert werden können und auch nicht so gefährlich sind.
Die modulare Windkraftanlage kann so gestaltet werden, dass sie von Vögeln eher als Hindernis erkannt wird als eine herkömmliche Windkraftanlage.
Das Gestell bietet die Möglichkeit ein Netz oder Gitter vor die Anlage zu hängen, um die Gefahr für Vögel weiter zu reduzieren.
Unter Berücksichtigung der Gesamtkosten für Herstellung und Betrieb einer 2 MW-Windkraftanlage ist die Rentabilität einer modularen Windkraftanlage auf Grundlage der derzeitigen Einspeisevergütung in Deutschland ca. doppelt so hoch wie bei herkömmlichen Anlagen.
Vorteile im Vergleich zum Stand der Technik aus DE 3844378
Die erfindungsgemäße Windkraftanlage arbeitet ohne Getriebe und ohne Blattverstellung und ist somit weniger aufwendig, als die in DE 3844378 beschriebene Anlage.
Vorteile im Vergleich zum Stand der Technik aus WO 2009/076479
Die erfindungsgemäße Windkraftanlage arbeitet ohne Düse für die Einzelturbinen, wie in WO 2009/076479 vorgeschlagen und ist somit weniger aufwendig. Wenn das Gestell quer zum Wind gedreht wird, ist der Windwiderstand wesentlich geringer als bei der Anlage mit Düsen.
Ausführungsbeispiel der Erfindung
Eine große Anzahl von Turbinen wird auf einem Gestell angeordnet, das in 1 schematisch dargestellt ist und als modulare Windkraftanlage bezeichnet wird. Die Dimensionen sind vergleichbar mit einer konventionellen 2 MW-Anlage, d. h. der Mittelpunkt des Gestells liegt etwa in 80 m Höhe. Wegen der höhenabhängigen Windgeschwindigkeit ist die Breite des Gestells größer als seine Höhe.
Für eine 2 MW-Windkraftanlage werden 4000 bürstenlose, permanentmagneterregte Synchrongeneratoren als Aussenläufer mit der Nenndrehzahl von 1150 1/min und dem Nenndrehmoment von 5 Nm und 500 W elektrischer Nennleistung und einem Gewicht von 3 kg gewählt. Das entspricht 6 kg/kW Gewicht je elektrischer Nennleistung. Dabei werden Ferritmagnete verwendet, um eine eventuelle Rohstoffknappheit bei den Magneten mit Seltenen Erden zu umgehen. Die Auslegung und Konstruktion entspricht der des Motors eines elektrischen Kühlerlüfters.
Die Bauweise des Generators erlaubt seine hochautomatisierte Fertigung.
Die Rotoren sind auf den Generator geschraubt und austauschbar für den Fall, dass die Flügel durch Hagel oder Regen beschädigt sind oder verschmutzt sind. Der einzelne Rotor hat einen Durchmesser von 1,3 m und zwei Blätter. Er wird aus glasfaserverstärktem Kunststoff im Spritzgussverfahren einteilig hergestellt. Die Profile sind dem Modellflugzeugbau entliehen, haben an der Nabe eine Tiefe von 15 cm und an der Blattspitze eine Tiefe von 3 cm. Das führt bei 3 m/s Windgeschwindigkeit und einer Schnelllaufzahl von 8 zu einer Reynoldszahl von 50.000. Für das Profil werden bei dieser Reynoldszahl ein Auftriebsbeiwert von 0,75 und ein Widerstandbeiwert von 0,02 angegeben, womit eine Gleitzahl von knapp 40 erzielt wird. Der Rotor wiegt inclusive Nabe etwa 1,3 kg und damit bezogen auf die elektrischer Nennleistung etwa 2,6 kg/kW. Die Summe aus spezifischer Generator- und Rotorblattgewicht beträgt für diese beispielhafte Ausführung etwa 8,6 kg/kW.
Die mechanische Hochlaufzeitkonstante des Rotors incl. der rotierenden Teile des Generators beträgt etwa 2 Sekunden.
Durch die kleine mechanische Zeitkonstante der Rotoren ist es möglich, die Rotoren bei Böen hochdrehen zu lassen und auch einen Teil der Kraft, die durch die Böen auf Turm und Gestell wirkt, zu vermeiden. Dazu können im Extremfall die Generatoren zentral abgeschaltet werden, um leer hochzulaufen und den Winddruck auf das Gestell zu minimieren.
Die Netzeinspeisung beim modularen Windkraftwerk erfolgt über eine Gleichrichterbrücke, einen Hochsetzsteller, einen Gleichspannungszwischenkreis, einen Umrichter und einen Trafo ins Energieversorgungsnetz mit z. B. 20 kV.
Der Gleichspannungszwischenkreis hat beispielhaft eine Spannung von 660 V, so dass er über einen Umrichter ins 400 V-Drehstromnetz einspeisen kann.
Ein Gleichrichter und Hochsetzsteller (2), der an jedem Generator untergebracht ist, nutzt die Induktivitäten des Generators, um die Ausgangsspannung des Generators hochzusetzen. Die Nennspannung des Generators beträgt 250 V, so dass der Generator auch bei doppelter Nenndrehzahl noch nicht ungeregelt in den Zwischenkreis einspeist.
Für den Fall, dass die Drehzahl des Generators die Nenndrehzahl um den Faktor 2 bis 3 überschreitet und also Strom ungeregelt in den Zwischenkreis fließt, schalten Sicherungen, die in der Elektronik angeordnet sind, die Generatorstränge ab.
Die Drehzahl wird aus der Kommutierungsfrequenz der Diodenbrücke bestimmt. Der Strom wird gemessen und über einen Regler mittels des Hochsetzstellers auf einen in der Software hinterlegten Wert eingestellt. Der Regler ist ausreichend schnell, um auch Windböen auszunutzen. Die Nachregelzeit wird im wesentlichen begrenzt durch das Trägheitsmoment der Rotorblätter.
Da der optimale Strom auch von Parametern wie der Luftdichte abhängt, wird eine langsamere Drehzahlregelung überlagert, die durch Probieren die maximale Leistungsabgabe bei einer bestimmten Drehzahl findet und so die hinterlegte Kennlinie anpasst. Dieses Verfahren ist aus der Solartechnik bekannt unter dem Namen „Maximum Power Point Tracking”.
Aufgrund der Strommessung der einzelnen Generatoren ist es aber auch möglich die Windstärke und die Windrauhigkeit zu erfassen und somit die Reglerparameter in Extremsituationen so zu ändern, dass die einzelne Turbine nicht mehr auf Strommaximum regelt, sondern den Strom ausschaltet.
Gruppen von Generatoren werden in der Leitungsführung im Gestell zusammengefasst und dem Umrichter über Schütze zugeführt. Die Schütze schalten Gruppen von Generatoren ab und schützen so die Windkraftanlage in Extremsituationen.
Der Umrichter erfüllt u. a. die Aufgabe, die Zwischenkreisspannung möglichst unabhängig von der eingespeisten Leistung und der Netzspannung konstant zu halten. Bei Netzkurzschlüssen schaltet der Umrichter ab. Da dann u. U. die Energie für den Antrieb fehlt, der das Gestell aus dem Wind dreht, greift hier zusätzlich eine Schutzvorrichtung in der Weise, dass ein Teil der Turbinen elektrisch abgetrennt wird und dadurch leer läuft und weniger Windwiderstand bietet. Dann wird das Gestell durch die Generatoren, die auf der anderen Turmseite noch Leistung umsetzen, und einen höheren Windwiderstand erzeugen, aus dem Wind gedreht. Für diese Generatoren werden Lastwiderstände eingeschaltet, damit dies unabhängig von der Funktion des Umrichters möglich ist.
Eine andere Funktion, nämlich die Schwingungsdämpfung des Gestells, wird ebenfalls durch die Abschaltbarkeit der Generatoren erfüllt werden. Die erste Eigenform der Gestellschwingung hat ihre größte Schwingungsamplitude an den äußeren Enden des Gestells. Um dieser Schwingung entgegen zu wirken, werden die äußeren Reihen der Turbinen gegenphasig mit der Schwingungsanregung durch Böen aus- und eingeschaltet, um dadurch den Windwiderstand zu ändern. Für die Bekämpfung höherer Eigenformen werden entsprechend andere Gruppen von Turbinen ab- und eingeschaltet, was von einem Zentralrechner der Windkraftanlage gesteuert wird. Der Rechner verarbeitet dazu Informationen von Schwingungssensoren, die insbesondere in den potentiellen Schwingungsbäuchen der Windkraftanlage angeordnet sind. Nach der Abschaltung einer Turbine reduziert sich der Windwiderstand erst dann, wenn sich die Drehzahl erhöht hat. D. h. die mechanische Zeitkonstante und das Trägheitsmoment der Turbine müssen möglichst gering sein im Verhältnis zu den Schwingungsdauern der Eigenformen des Gestells, die bekämpft werden sollen. Deshalb werden die Zeitkonstanten der Gestellschwingung größer als 2 sec gewählt.
An den einzelnen Generatoren ist der Flansch so ausgebildet, dass die Generatoren untereinander durch Seile oder Stangen verbunden werden. Durch das Eigengewicht der Generatoren und der Befestigung außerhalb des Schwerpunktes wird ein Moment auf die Befestigung ausgeübt, dass eine Belastung darstellt, bzw. das dazu führt, dass die Rotorachse aus der Horizontalen abkippt. Das Abkippen wird verhindert, indem die oberen und unteren Befestigungspunkte nicht in derselben Ebene senkrecht zur Rotorachse liegen, sondern so versetzt sind, dass die dort angreifenden Kräfte ein Gegenmoment aufbringen.
Jeder Generator hat entweder 4 („Koordinatenanordnung”) oder 6 („Wabenanordnung”) benachbarte Generatoren, zu denen er durch Seile oder Stangen auf Abstand gehalten wird. Bei 6 benachbarten Generatoren kommt ein Wabenmuster zustande, dass die Gestellfläche besonders gut ausnutzt. Der Mindestabstand der Rotoren voneinander beträgt ca. 2 cm. Zwischen den Generatoren können Hutzen angebracht werden und die Windausbeute erhöhen.
Für Wartungsarbeiten wird das Gestell so gestaltet, dass es insgesamt vom Turm genommen wird und die Wartung im Wesentlichen am Boden erfolgt.
Die „Koordinatenanordnung” wird benutzt, wenn die Akustikanforderungen standortbedingt höher sind. Jeweils benachbarte Generatoren haben dann eine andere Drehrichtung. Immer dann wenn sich 2 Blätter benachbarter Generatoren nahekommen, ist die Relativgeschwindigkeit trotzdem gering und damit auch die Geräuschentwicklung. Bei der Wabenanordnung ist das nur begrenzt möglich. Wenn jede zweite Turbine einer Reihe die umgekehrte Drehrichtung hat, hat jede Turbine 4 Nachbarn mit umgekehrter, also akustisch günstigerer und 2 Nachbarn mit gleicher, also akustisch ungünstigerer Drehrichtung. Allerdings ist dann die Flächenausnutzung besser.
Aerodynamisch gesehen ist es günstiger, wenn die Rotoren sämtlich die gleiche Drehrichtung aufweisen, weil die Energie im Nachlaufdrall dann dadurch vermindert wird, dass die sich drehenden Luftsäulen hinter der Turbine eine hohe Relativgeschwindigkeit zueinander haben und ihren Drall gegenseitig bremsen und somit eine ähnliche Wirkung wie ein Nachlaufrad haben, dass ebenfalls den Wirkungsgrad steigern kann. Die aerodynamisch günstige Wabenanordnung mit gleicher Drehrichtung aller Turbinen wird dadurch akustisch verbessert, dass die Turbinen axial zueinander leicht versetzt werden und sich so ein etwas größerer Abstand zwischen den Blattspitzen ergibt.
Der Turm der Windkraftanlage reicht etwas höher, als bis zur Mitte des Gestells, er beinhaltet ein Lager, wie für die Gondeln konventioneller Windkraftanlagen und darauf wird der drehbare Träger des Gestells aufgesetzt. Dies Gestell sieht etwa so aus, wie ein Baukran mit zwei gegenüberliegenden Tragarmen und einem sehr kurzen Turm. Das Gestell wird an seinem unteren Ende außen am Turm gelagert.
Das Lager am oberen Turmende wird zentral belastet, weil das Gestell sich etwa in Turmebene befindet.
Da das Gestell die Funktion des Blitzschutzes hat, erhält es eine schleifende Überbrückung zum Turm. Das Gestell wird wesentlich breiter ausgeführt als hoch, weil die Unterschiede in den Windgeschwindigkeiten innerhalb des Gestells dann verringert werden und der mittlere Ertrag dadurch steigt.
Die Stabilität des Gestells quer zu seiner Hauptebene wird einerseits durch die Hauptstreben erreicht, die eine gewisse Tiefe aufweisen. Zusätzlich wird eine horizontale Verspannung angebracht. Die Resonanzfrequenz des Gestells für die 1. Eigenform der Schwingung, die durch eine symmetrische Bö angeregt wird, liegt niedriger als die Turmbiegefrequenz. Die 1. Eigenform der Biegeschwingung des Turmes liegt über 2 Hz, weil die Masse im Turmkopfbereich relativ gering ist. Der größte Teil des Gestells bewegt sich nicht mit, wenn der Turm diese Schwingung ausführt.
Die Gefahr der Beschädigung der Rotorblätter durch Hagel ist bei drehenden Blättern wesentlich größer als bei stehenden. Gegen Hagelschlag wird eine Fernabschaltung entsprechend den Wettervorhersagen vorgenommen, oder ein Hagelsensor verwendet, der die Anlage abschaltet.
ZITATE ENTHALTEN IN DER BESCHREIBUNG
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Zitierte Patentliteratur

DE 3844378 [0063, 0064]
WO 2009/076479 [0064, 0065]

Claims

Windkraftanlage an Land oder auf See zwecks Einspeisung in die überregionalen Stromnetze mit einer großen Anzahl von Schnellläuferturbinen (Auftriebsläufer) mit horizontaler Achse, die jeweils einen permanentmagneterregten Synchrongenerator direkt antreiben und die nebeneinander in einem Gestell auf einem einzigen Turm angeordnet sind, dadurch gekennzeichnet, dass der Durchmesser der einzelnen Turbine eines Turbinenfeldes nur gerade groß genug gewählt wird, um eine weitgehend laminare Strömung an den Blättern zu erhalten, dass die Begrenzung auf die Nennleistung des Windkraftwerkes durch eine Kombination der Strombegrenzung des einzelnen Generators mit einem Drehen des gesamten Gestells aus dem Wind erreicht wird, dass die Turbinen für eine wesentlich höhere Drehzahl als die Nenndrehzahl ausgelegt werden und dass im Bereich unterhalb der Nennleistung der Windkraftanlage für jede Windgeschwindigkeit die maximale Leistung durch elektronische Regelung der einzelnen Generatoren erzielt wird.
Windkraftanlage nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet dass der Rotordurchmesser in den Bereich zwischen 0,7 m und 2,5 m gelegt wird.
Windkraftanlage nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass die Drehzahl-Strom-Kennlinie für optimale aerodynamische Leistungsbeiwerte in der Software jedes Generators hinterlegt wird und abhängig von der gemessenen Drehzahl der Generatorstrom jedes Generators auf den hinterlegten Wert eingeregelt wird.
Windkraftanlage nach einem der Ansprüche 1 bis 3, dadurch gekennzeichnet dass die Software des einzelnen Generators aus dem Strom- und Drehzahlverlauf eine erhöhte Rauhigkeit des Windgeschwindigkeitsprofils erkennt und der Hochsetzsteller bei Sturmböen den Strom reduziert oder ganz abschaltet.
Windkraftanlage nach einem der Ansprüche 1 bis 4 dadurch gekennzeichnet, dass das Gestell sich dadurch aus dem Wind dreht, dass auf der einen Seite des Turmes Generatoren abgeschaltet werden und auf der anderen Seite eingeschaltet werden und dort einen höheren Luftwiderstand erzeugen.
Windkraftanlage nach einem der Ansprüche 1 bis 5 dadurch gekennzeichnet, dass Schwingungen des Gestells registriert werden und zwecks Schwingungsdämpfung des Gestells Gruppen von Turbinen orts- und phasenrichtig ab- und eingeschaltet werden.
Windkraftanlage nach einem der Ansprüche 1 bis 6 dadurch gekennzeichnet, dass, ausgehend von einem betrachteten Rotor, die benachbarten Rotoren mehrheitlich die andere Drehrichtung aufweisen.