Bachelorprojekt Klein-WEA. Technische Grundlagen

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1 Hochschule für Angewandte Wissenschaften Hamburg Fachbereich Maschinenbau und Produktion Bachelorprojekt Prof. Dipl. Ing. Peter Dalhoff Bachelorprojekt Klein-WEA 0

2 Inhaltsverzeichnis Abbildungsverzeichnis... 2 Formelverzeichnis Grundlagen zum Wind Nutzbare Energie aus dem Wind Windgeschwindigkeiten Leistungsberechnung Ertragsberechnung Näherung mit der Weibull-Verteilung Rotor Wie funktioniert ein Rotor Flügelform Profil Verwindung Flügeltiefe- und dicke Randwirbelverluste Die Schnelllaufzahl Flügelanzahl Stellung des Rotors zum Turm Regelung und Windnachführung Windfahnen Pitch-Regelung und Stall-Effekt Bauweise Komponenten des Triebstranges Bremse Kupplung

3 5.1.3 Getriebe Generator Turm Netzanschluss Zusammenfassung technisch relevanter Daten Quellenverzeichnis Abbildungsverzeichnis Abbildung 1: Massendurchsatz einer durchströmten Fläche... 4 Abbildung 2: Aufweitung der Stromlinien infolge Abbremsung der Strömung durch den Rotor einer Windturbine... 5 Abbildung 3: Leistungsberechnung... 6 Abbildung 4: Ertragsberechnung bei 6m Rotordurchmesser und Cut in 4 m/s... 7 Abbildung 5: Ertragsberechnung bei 8m Rotordurchmesser und Cut in 4 m/s... 8 Abbildung 6: Jahresertrag in KWH verschiedener Rotorgrößen und Einschaltwindgeschwindigkeiten. 8 Abbildung 7: Weibull Verteilung... 9 Abbildung 8: Resultierende Kraft zur Einleitung des Drehmomentes Abbildung 9: Flügelprofil CK Abbildung 11: Anströmrichtung Abbildung 10: Verwindung Abbildung 12: Ideale Flügeltiefe Abbildung 13: Vereinfachter Flügel Abbildung 14: Wirbel an der Flügelspitze Abbildung 15: Abhängigkeit der Erntefläche von der Schnelllaufzahl Abbildung 16: Berechnung der Flügelanzahl bei 6m Rotordurchmesser

4 Abbildung 17: Regelung mit Windfahnen Abbildung 18: Leistungskurve bei Regelung durch Blattwinkelverstellung Abbildung 19: Leistungskurve bei Regelung durch Stall-Effekt Abbildung 21: Aufbau eines Triebstranges Abbildung 22: Generatorkennlinie Abbildung 20: Spannungsnetze Abbildung 23: Zusammenfassung technisch relevanter Daten bei 6m Rotordurchmesser Formelverzeichnis Formel 1: Kinetische Energie 4 Formel 2: Luftmassenstrom.. 4 Formel 3: Theoretische Leistung im Wind.. 4 Formel 4: Gesamtwirkungsgrad des Triebstranges..5 Formel 5: Effektive Leistung im Wind.5 Formel 6: Weibull Verteilung 10 Formel 7: Schnelllaufzahl.14 3

5 1 Grundlagen zum Wind 1.1 Nutzbare Energie aus dem Wind Die kinetische Energie die im Wind steckt kann mit E = 1 2 m v² [1] beschrieben werden. Betrachtet man eine Fläche F die von einem Luftmassenstrom m = F ρ v [2] durchströmt wird, lässt sich die theoretische Leistung P berechnen die im Wind steckt. P = 1 2 F ρ v³ [3] mit der Luftdichte ρ = 1,25 Kg/m³ und v eingesetzt in m/s Abbildung 1: Massendurchsatz einer durchströmten Fläche 1 Die Leistung des Windes wird durch die Abbremsung der Luftmassen in die mechanische Energie des Windrotors umgewandelt. Sie kann dem Wind durch ein Windrad jedoch nicht vollständig entzogen werden, denn das würde bedeuten, dass die Luftmasse in der durchströmten Fläche F vollständig abzubremsen wäre. Es muss ein Optimum geben zwischen Luft durchströmen lassen und abbremsen. Dieses Optimum wurde vom deutschen Physiker Alfred Betz 1919 bestimmt. Zusammen mit Glauert fand er heraus, dass bei einer freifahrenden Windturbine die Energieausbeute dann am höchsten ist, wenn die ursprüngliche Windgeschwindigkeit v 1 auf v 3 = 1/3 v 1 weit hinter dem Windrad abgebremst wird. In der Radebene herrscht dann die Windgeschwindigkeit v 2 = 2/3 v 1. 1 Gasch, Windkraftanlagen, 1991, S.22 4

6 Abbildung 2: Aufweitung der Stromlinien infolge Abbremsung der Strömung durch den Rotor einer Windturbine 2 Bei einer völlig verlustfreien Leistungsentnahme beträgt der Leistungsbeiwert nach Betz C P = 16/27 = 59,26%. In der Realität liegt der Leistungsbeiwert aber bei C p, Betz = 0,4. Beachtet man noch die Verluste am Generator und die mechanischen Verluste bleibt ein Gesamtwirkungsgrad von ca. 29%. η Gesamt = c p * η Generator * η mech = 0,29 [4] mit η Generator =0,8 und η mech = 0,9 Es können C P Werte bis zu 0,5 erreicht werden, aber wir gehen erstmal vom schlechteren Fall aus und rechnen mit 0,4. Der Generatorwirkungsgrad wächst mit der Generatorgröße, aber auch das Anlaufmoment M A. Auch hier gehen wir erstmal von einem schlechten Wirkungsgrad von 0,8 aus. Die effektive Leistung lässt sich damit mit der Formel P eff = ρ F v³ η 2 Gesamt [5] mit ρ = 0,62 Kg/m³ 2 berechnen. 1.2 Windgeschwindigkeiten Der Cut In ist die Windgeschwindigkeit, bei der die WEA eingeschaltet wird und liegt in der Regel bei 2-4 m/s. Die Auslegungswindgeschwindigkeit wird so gewählt, dass sie etwa 1,4 bis 2 mal so groß ist, wie die durchschnittliche Windgeschwindigkeit, da der größte Anteil der Energie oberhalb der dieser Windgeschwindigkeit gewonnen wird. Aus vorliegen Winddaten vom Flughafen Hamburg geht hervor, dass die durchschnittliche Windgeschwindigkeit bei 4,7 m/s liegt. Wir gehen also von einer Auslegungswindgeschwindigkeit von 8 m/s aus. (Faktor ca. 1,7) 2 Gasch, Windkraftanlagen, 1991, S.23 5

7 Der Cut Out ist die Windgeschwindigkeit, bei der die WEA aus Sicherheitsgründen abgeschaltet wird. Für unsere erste Grobauslegung nehmen wir 20 m/s an. Die Überlebenswindgeschwindigkeit ist die Windstärke, die die WEA insbesondere der Rotor und der Turm aushalten müssen ohne Schaden zu nehmen. Sie orientiert sich an den am Aufstellungsort höchsten gemessenen Windgeschwindigkeiten. 2 Leistungsberechnung Bei einer Nabenhöhe von 10m und einer Gesamthöhe von 13m ergibt sich eine Erntefläche 3 von 15,8m². Mit einer Windgeschwindigkeit von 8 m/s lässt sich laut der Formel [3]eine Leistung von ca. 1,5 KW erzeugen (Für Details siehe Abb.3). Hier sind schon die Randwirbelverluste beachtet. Die Randwirbelverluste werden im Kapitel betrachtet. Abbildung 3: Leistungsberechnung 3 Fläche die vom Rotor überstrichen wird 6

8 3 Ertragsberechnung Legt man die Leistungskurve, resultierend aus der Abb. 3, des Generators mit der Verteilung der Windgeschwindigkeit übereinander kann mit den Beispieldaten aus Hamburg 4 und einer 6 m Anlage ein Jahresertrag von ca KWH prognostiziert werden. Abbildung 4: Ertragsberechnung bei 6m Rotordurchmesser und Cut in 4 m/s Bei dieser Prognose wird davon ausgegangen, dass der Cut In 4 m/s, die Auslegungswindgeschwindigkeit 8 m/s und der Cut Out 20 m/s beträgt. Welche Auswirkungen leichte Veränderungen dieser Parameter zur Folge haben wird im nächsten Bild deutlich. Hier ist der Cut In um 1 m/s nach untern versetzt. Das hat aber nur eine Ertragsverbesserung von 97 KWH zur Folge. Eine deutlich bessere Leistungssteigerung bringt eine Vergrößerung der Erntefläche. Bei einer Erhöhung des Rotordurchmessers auf 8m steigt der Ertrag auf KWH bei gleichbleibendem Cut In. 4 Datenquelle: Flughafen Hamburg, 9 Jahresmittel, , 10m über Boden 7

9 Abbildung 5: Ertragsberechnung bei 8m Rotordurchmesser und Cut in 4 m/s Zur Übersicht sind hier Kombinationsmöglichkeiten von Cut In und Rotordurchmesser in einer Tabelle dargestellt. Abbildung 6: Jahresertrag in KWH verschiedener Rotorgrößen und Einschaltwindgeschwindigkeiten Obwohl die Windgeschwindigkeit 3 m/s die am häufigsten auftretende ist (16,06%), beträgt die Ertragssteigerung nur rund 3%. Das resultiert aus der dritten Potenz mit der die Windgeschwindigkeit in die Leistungsberechnung eingeht. Aus dem selben Grund werden mit den sehr selten auftretenden hohen Windgeschwindigkeiten noch gute Erträge erzielt. 3.1 Näherung mit der Weibull-Verteilung Eine gute Näherung an die Leistungsberechnung kann man mit der Weibull-Verteilung erreichen. Sie ist eine Wahrscheinlichkeitsverteilung die für eine ausreichende Näherung für die Häufigkeitsverteilung von Windgeschwindigkeiten verwendet werden kann. 8

10 Mit der Formel f v = k A (v A )k 1 e [ v A k ] [6] lässt sich die relative Häufigkeit der einzelnen Windgeschwindigkeiten berechnen. K ist der Weibull- Formfaktor und liegt zwischen 1 und 3. Ein großer k-faktor steht für winde mit geringen Schwankungen. Für Europa ist ein Wert von 2 üblich. A ist der Weibull-Skalierungsfaktor in m/s, ein Maß für die der Zeitreihe charakterisierende Windgeschwindigkeit und steh in einem bestimmten Verhältnis zum Mittelwert der Windgeschwindigkeit der Verteilung. Abbildung 7: Weibull Verteilung 5 4 Rotor 4.1 Wie funktioniert ein Rotor Wie bei einem Flugzeug sind die Flügel des Rotors Tragflügel. Bei Windenergieanlagen wird anstatt der Überwindung der Gewichtskraft ein Drehmoment an der Rotorachse erzeugt. Die Kraft die der Wind auf ein Rotorblatt ausübt setzt sich zusammen aus der Auftriebskraft, die senkrecht zur Strömungsrichtung steht und der Widerstandskraft, die parallel zur Strömungsrichtung steht. Für eine optimale Kombination beider Kräfte, wird der Flügel in einen bestimmten Winkel zur Strömung 5 9

11 des Windes gestellt. Mit Hilfe der Vektoraddition kann die resultierende Gesamtkraft berechnet werden. Abbildung 8: Resultierende Kraft zur Einleitung des Drehmomentes Flügelform Profil Ein aerodynamisches Flügelprofil selbst zu entwickeln wäre sehr aufwendig. Es empfiehlt sich ein bereits entwickeltes und erprobtes Profil zu nehmen. Horst Crome, Prof. an der Hochschule Bremen, hat das Flügelprofil CK220 aus Aluminium entworfen. Es ist zum Preis von 59,00 /m zu haben 7. Abbildung 9: Flügelprofil CK Verwindung Die Anströmrichtung W setzt sich zusammen aus der Windgeschwindigkeit in der Rotorebene V 2 und der Umfangsgeschwindigkeit U(r) des betrachteten Flügelsegmentes. Je größer der Radius des Segmentes, desto größer ist die Umfangsgeschwindigkeit. Das heißt, dass der Anströmwinkel an der Rotornabe ein anderer sein muss, als der Anströmwinkel am Ende des Rotorblattes. Der Idealflügel müsste also in sich verwunden sein. Da wir eine WEA in Selbstbauweise planen, verzichten wir auf die technisch aufwendige Verwindung. Auch ein nicht verwundenes Flügelprofil erzielt noch einen 6 Crome, Handbuch Windenergie Technik, 2008, S Crome, Handbuch Windenergie Technik, 2008, S.72 10

12 akzeptablen Wirkungsgrad. Es sollte ein mittlerer Anstellwinkel gewählt werden. Bei kleinen Windgeschwindigkeiten stehen die äußeren Flügelenden besser im Wind. Mit dem langen Hebelarm wird der Rotor in Bewegung gesetzt. Bei hohen Windgeschwindigkeiten stehen die inneren Flügelenden besser im Wind. Abbildung 10: Anströmrichtung 9 Abbildung 11: Verwindung Flügeltiefe- und dicke Nicht nur der Anstellwinkel verändert sich über die Profillänge, auch die Tiefe und Dicke des Profils variiert. Mit zunehmendem Radius wird das Profil schmaler und dünner. Wegen der geringeren resultierenden Anströmgeschwindigkeit an der Rotornabe muss hier das Profil Tiefer und dicker werden, als am äußeren Ende des Flügels. Abbildung 12: Ideale Flügeltiefe 11 9 Crome, Handbuch Windenergie Technik, 2008, S Crome, Handbuch Windenergie Technik, 2008, S Crome, Handbuch Windenergie Technik, 2008, S.60 11

13 Den Flügel perfekt auszuformen wäre technisch sehr aufwendig. Man kann mit einfachen Mitteln eine technisch sinnvolle Näherung erzielen. Auf die Verwindung kann verzichtet werden, wenn ein mittlerer Anstellwinkel für die ganze Flügellänge angenommen wird, ebenso kann eine mittlere Flügeltiefe- und dicke angenommen werden. Auf die innere Hälfte des Flügels kann verzichtet werden, da die Fläche die von dieser Hälfte überstrichen wird nur ¼ der gesamten Erntefläche ausmacht und durch den geringeren Hebelarm geringere Drehmomente erzielt werden. Der technisch sinnvolle Flügel ist also ein Halbflügel ohne Verwindung und konstanter Tiefe und Dicke. Abbildung 13: Vereinfachter Flügel Randwirbelverluste Als Faustregel gilt, dass die Tiefe nicht größer als 1/5 * ausgeformter Flügellänge 13 (entspricht einem Schlankheitsgrad von 0,2) sein sollte um die Randwirbelverluste in Grenzen zu halten. Je tiefer das Profil an der Flügelspitze ist, umso größer sind die Verwirbelungen. Die Wirbel an der Flügelspitze verringern die Auftriebskraft. Sie entstehen durch den Druckunterschied zwischen oberer und unterer Seite des Flügels. Man muss deshalb zur Berechnung der effektiven Flügellänge ca. 10% der Länge abziehen. Reduzierung der Wirbel ist möglich durch eine Trapezform des Flügels oder Winglets an den Spitzen. Je kleiner die Schnelllaufzahl ist, desto geringer ist der negative Einfluss der Wirbel. 12 Crome, Handbuch Windenergie Technik, 2008, S Crome, Handbuch Windenergie Technik, 2008, S.63 12

14 Abbildung 14: Wirbel an der Flügelspitze Die Schnelllaufzahl Die Schnelllaufzahl SLZ ist die Umfangsgeschwindigkeit U max der Flügelspitze durch die Windgeschwindigkeit vor dem Rotor V 1. SLZ = U max V 1 [7] Da wir eine technisch möglichst einfache WEA bauen wollen, soll unsere ohne Anlaufhilfe auskommen. Aus den Abbildungen 4 und 5 wissen wir, dass es sich kaum lohnt den Cut in bei 3 m/s anstatt bei 4 m/s zu planen. Unsere WEA soll dennoch bei niedrigen Windgeschwindigkeiten ohne Anlaufhilfe starten können. Um das zu erreichen benötigt die Anlage eine Flächendeckung von mindestens 15% 15. Die Flächendeckung ist das Verhältnis der gesamten Flügelfläche zur Erntefläche. Sie hängt mit der Schnelllaufzahl zusammen. Je größer die Flächendeckung, desto kleiner die Schnelllaufzahl und umso geringer die max. Blattspitzengeschwindigkeit U max. Abbildung 15: Abhängigkeit der Erntefläche von der Schnelllaufzahl Crome, Handbuch Windenergie Technik, 2008, S Crome, Handbuch Windenergie Technik, 2008, S Crome, Handbuch Windenergie Technik, 2008, S.63 13

15 Ein Vorteil der kleinen Schnelllaufzahl stammt aus der Faustregel 17 : Je kleiner die Schnelllaufzahl, desto geringer ist die Abweichung zum Idealflügel, wenn man einen unverwundenen Rechteckflügel als konstruktive Vereinfachung wählt. Ein weiterer Vorteil von kleinen Schnelllaufzahlen ist die geringere Geräuschemmision. Die Schallabstrahlung nimmt in sechster Potenz mit der Blattspitzengeschwindigkeit zu. 4.4 Flügelanzahl Um eine Flächendeckung von mindestens 15% zu erreichen muss nach der Berechnungstabelle Abb. 16 die KLEINWEA mit 6 Flügeln geplant werden. Eine größere Flügelzahl hätte den Vorteil, dass sie noch früher startet, aber der Materialaufwand wäre unverhältnismäßig größer. Abbildung 16: Berechnung der Flügelanzahl bei 6m Rotordurchmesser 4.5 Stellung des Rotors zum Turm Beim Leeläufer befindet sich der Rotor in Windrichtung hinter dem Turm. Das hat den Vorteil, dass sich eine passive Windnachführung einstellt. Das heißt, dass sich die Anlage immer selbst in den Wind dreht, indem der Winddruck bei schräger Anströmung des Rotors ein Giermoment verursacht, welches den Rotor wie eine Windfahne ausrichtet. Der Nachteil ist aber, dass der Winddruck auf die Flügel im Turmschatten kurz zusammenbricht. Dadurch entstehen Wechselbeanspruchungen am 17 Crome, Handbuch Windenergie Technik, 2008, S.64 14

16 Material, was die Dauerfestigkeit beeinträchtigt. Hinzu kommt, dass die Rotorblätter durch die turbulente Strömung hinterm Turm laufen. Dies verursacht erheblichen Lärm. Beim Luvläufer bleiben die negativen Effekte wie beim Leeläufer nahezu aus. Es muss aber eine aktive Windnachführung eingerichtet werden. 4.6 Regelung und Windnachführung Die Regelung der Windenergieanlagen hat 3 wesentliche Aufgaben. 1 Im Normalbetrieb soll der Wind genau von vorne auf den Rotor treffen. 2 Im Starkwindzustand sollen Rotor, Getriebe und Generator vor Überlastung geschützt werden. Dazu wird der Rotor entweder soweit quer zum Wind gedreht, dass nicht mehr die volle Windlast auf den Rotor wirkt, oder die Leistung wird durchs Pitchen geregelt. Hierbei werden die einzelnen Rotorblätter so verstellt, dass sich der Anströmwinkel verändert. Im Idealfall ist ab der Nennwindgeschwindigkeit die abgegebene Leistung konstant. 3 Im Sturmfall geht es darum die ganze Anlage vor Schäden zu schützen. Der Rotor wird jetzt ganz aus dem Wind gedreht und zusätzlich durch eine Bremse gehalten. Neben der oben beschriebenen passiven Windnachführung durch die leeseitige Anordnung des Rotors gibt es noch die passive Windnachführung durch Windfahnen und aktive Nachführungen durch Sensoren und Giermotoren. Eine aktive Nachführung planen wir nicht ein, da sie technisch aufwendig ist Windfahnen Die Windnachführung durch Windfahnen kann nur bei Luvläufern angewendet werden. Die Windfahnenregelung funktioniert mit zwei Fahnen. Die Querfahne steht genau senkrecht zum Rotor und ist fest mit der Gondel verbunden. Die Steuerfahne ist im Normalbetrieb etwa 30 aus der Windrichtung heraus geschwenkt. Und zwar zur anderen Seite als die Querfahne. Die beiden Drehmomente die sich aus der Fahnenfläche, dem Hebelarm und dem Winddruck ergeben heben sich im Idealfall auf und ziehen an der gedachten verlängerten Rotorwelle, so dass der Rotor genau senkrecht zur Windrichtung steht. 15

17 Abbildung 17: Regelung mit Windfahnen 18 Diese Art der Regelung ist bis zu Rotordurchmessern von 10m gut realisierbar. Bei größeren Anlagen wird die Belastung durch Biegemomente auf Hebelarme und Turm sehr groß. Aus Erfahrungen mit dieser Regeleung gehen folgende Rahmendaten zur Dimensionierung hervor Die Steuerfahnenfläche soll ungefähr 10%, die Querfahnenfläche ungefähr 5% der Erntefläche betragen. Die hintere Kante der Steuerfahne soll soweit vom Azimutlager entfernt sein, wie der Durchmesser des Rotors groß ist. Der Querfahnenarm soll so lang sein, dass die Querfahnenfläche ganz über den Rotor hinausragt. Je länger und schräger die Fahnenflächenkanten längs zur Anströmrichtung sind, desto weicher reagiert die Steuerung Pitch-Regelung und Stall-Effekt Diese Arten der Leistungsregelung kommen üblicherweise bei größeren Anlagen zum Einsatz. Wenn der Rotor und die Gondel aus dem Wind gedreht würden, würde die Kraft die seitlich auf Rotor und Gondel wirkt, den Turm tordieren. Deshalb wird der Rotor senkrecht zur Windrichtung stehen 18 Crome, Handbuch Windenergie Technik, 2008, S.76 16

18 gelassen. Bei der Pitch-Regelung (Blattwinkelverstellung) werden die Flügel bei Starkwind so verdreht, dass sich der Anströmwinkel verändert. Durch den ungünstigeren Anstellwinkel wird die abgegebene Leistung reduziert und idealerweise ab der Nennwindgeschwindigkeit auf konstantem Niveau gehalten. Ab der Cut Out Windgeschwindigkeit, gehen die Rotorblätter in Fahnenstellung. So bieten sie dem Wind die kleinstmögliche wirksame Angriffsfläche. Abbildung 18: Leistungskurve bei Regelung durch Blattwinkelverstellung 19 Die Regelung durch den Stall-Effekt setzt voraus, dass die Anlage unabhängig von der Windgeschwindigkeit auf konstanter Drehzahl gehalten wird. Die Rotorblätter bleiben unverändert, aber die höheren Windgeschwindigkeiten sorgen für einen ungünstigeren Anströmwinkel, sodass die laminare Strömung am Rotorblatt abreißt. Abbildung 19: Leistungskurve bei Regelung durch Stall-Effekt Gasch, Windkraftanlagen, 1991, S Gasch, Windkraftanlagen, 1991, S.74 17

19 5 Bauweise 5.1 Komponenten des Triebstranges Abbildung 20: Aufbau eines Triebstranges 21 Abbildung 21 zeigt einen Schematischen Aufbau eines Triebstranges. N L B K P G Nabe Rotorlager Bremse Kupplung Planetengetriebe Generator Bremse Bei der Bremse muss unterschieden werden, ob sie sich auf der langsamen oder schnellen Seite des Getriebes befindet. Eine Bremse auf der langsamen Welle (vor dem Getriebe), muss ein um das Übersetzungsverhältnis höhere Bremsmoment aufbringen. Dieser Aufwand sollte nur betrieben werden, wenn die Bremse als Betriebsbremse eingesetzt wird und damit häufig betätigt wird. Der Vorteil ist, dass das Bremsmoment nicht durch das Getriebe geleitet wird und die Anordnung der Bremse auf der Rotorwelle eine höhere Sicherheit gewährleistet. Eine Bremse auf der Generatorwelle sollte nur als Notfallsystem dienen. Da unsere Anlage zu Forschungszwecken häufig abgebremst wird, empfiehlt sich eine Bremse auf der langsameren Rotorwelle Kupplung Grundsätzlich kann der Generator direkt an das Getriebe angeflanscht werden, so dass eine längere Antriebswelle nicht erforderlich ist. Da der Triebstrang aber Biege und Torsionsmomenten ausgesetzt ist, wäre eine starre Verbindung problematisch. Wegen den dynamischen Eigenschaften einer Welle 21 Gasch, Windkraftanlagen, 1991, S.66 18

20 und wegen der besseren Zugänglichkeit, macht es Sinn Generator und Getriebe durch eine Welle und Getriebe zu trennen. Die Kupplung besitzt idealerweise auch noch eine Überlastsicherung Getriebe Als Getriebe können Planetengetriebe oder Stirnradgetriebe gewählt werden. Planetengetriebe sind kompakter, leichter, leiser und haben einen besseren Wirkungsgrad. Sie sind allerdings teurer und müssen an einigen Anlagen wegen der hohen Leistungsdichte gekühlt werden. Sie haben die Aufgabe die hohe Drehzahl und das geringe Drehmoment der Rotorwelle in eine hohe Drehzahl (1515 U/min) und ein hohes Drehmoment zu verwandeln Generator Für Kleinwindkraftanlagen kommen 3 Typen von Generatoren in Frage. - Permanentmagnetgeneratoren - Synchrongeneratoren - Asynchrongeneratoren Permanentmagnetgeneratoren werden als Batterielader im Inselbetrieb eingesetzt. Da wir direkt in das Hochspannungsnetz einspeisen wollen kommt dieser Typ nicht in Frage. Synchrongeneratoren brauchen eine entweder konstante Drehzahl oder werden Drehzahlvariabel betrieben. In beiden Fällen sind die technischen Voraussetzungen sind komplex für unser Konzept der selbstbauweise. Außerdem ist die Baugröße im Vergleich zu Asynchrongeneratoren größer und sie sind teurer. Es bleibt der Asynchrongenerator. Er hat den Vorteil, dass er robust und günstig in der Anschaffung ist. Damit der Generator bei plötzlichen Böen keine Schäden erleidet muss eine Sicherheit bei der Auslegung dazu gerechnet werden. Zu groß sollte der Generator auch nicht dimensioniert werden, da die Anlaufwindgeschwindigkeit mit der Generatorgröße steigt. So groß wie nötig, so klein wie möglich. In der Literatur wird empfohlen die Generatorleistung 1/3 höher als die Nennleistung zu dimensionieren. Da heißt in unserem Fall bei einer prognostizierten Leistung von ca. 1,46 KW ein Generator mit ca. 1,94 KW Nennleistung. 19

21 Damit die Differenz zwischen Rotordrehzahl und Generatordrehzahl nicht zu groß ist sollte eine vierpolige Asynchronmaschine eingesetzt werden. Diese hat eine Nenndrehzahl von 1500 U/min. Eine zweipolige hat eine Drehzahl von 3000 U/min. Für den Generatorbetrieb muss die Asynchronmaschine schneller als 1500 U/min angetrieben werden, da für die Erzeugung eines Drehmomentes die Drehzahl größer als die Drehfelddrehzahl sein muss. Dieser Arbeitsbereich im Generatorbetrieb liegt ungefähr 1% über der Nenndrehzahl und ist nur gering flexibel. Die Leistung wird also über das Drehmoment bestimmt. P = M 2π n [8] Abbildung 21: Generatorkennlinie Diese Starrheit des Generators wird dänisches Konzept genannt. Der Vorteil ist, dass ein konstante Frequenz von 50 Hz abgegeben wird und daher ohne Frequenzrichter in das Netz eingespeist werden kann. Der Nachteil ist, dass die Anlage nur bei einer Windgeschwindigkeit, der Auslegungswindgeschwindigkeit, optimal arbeitet und der Triebstrang bei Böen mechanisch stark belastet wird. Eine Verbesserung des Wirkungsgrades kann der Einsatz von zwei unterschiedlich großen Generatoren bringen. Einer für geringe Windgeschwindigkeiten, der größere für hohe Windgeschwindigkeiten. Eine weitere Möglichkeit den Wirkungsgrad zu erhöhen sind drehzahlvariable Generatoren. Dafür ist aber eine aufwendigere Elektronik und die Pitch-Regelung notwendig. 20

22 5.2 Turm Windkraftanlagen mit horizontaler Achse müssen hoch genug installiert werden um den Rotor in möglichst gute Windverhältnisse zu bekommen. Mit der Höhe nimmt die Windgeschwindigkeit zu und die Turbulenz ab. Allerdings nehmen mit der Höhe auch die Kosten für Material, Transport und Aufstellung zu. Strukturell wird zwischen einer weichen und steifen Turmauslegung unterschieden. Bei steifen Türmen liegen die schwingungsanregenden Frequenzen unterhalb der Biege- und Torsionseigenfrequenzen. Bei weichen Türmen liegen die Anregenden Frequenzen im Nennbetrieb oberhalb der ersten Eigenfrequenz. Es muss also die Turmresonanz beim Anlaufen kontrolliert durchlaufen werden. Konstruktiv wird zwischen Freitragenden und abgespanten Türmen unterschieden. Abgespannte Masten haben den Vorteil, dass sie leichter, kostengünstiger und einfacher zu errichten sind. Zu Wartungszwecken und vor starken Stürmen können sie umgelegt werden um die Anlagen vor Schäden zu schützen. Die Abspannseile brauchen aber eine definierte Spannung und müssen regelmäßig kontrolliert werden. Gittertürme kommen für eine steife Auslegung mit ca. 50% weniger Material aus, als Rohrtürme. Ein weiter Vorteil ist die Eigendämpfung durch die vielen Fügestellen. Aus optischen Gründen werden Gittertürme allerdings selten genehmigt. Für unsere Anlage spricht ein Abgespannter Mast wegen dem einfachen Aufbau und der Möglichkeit ihn für technische Veränderungen umzulegen. 6 Netzanschluss Für die Einspeisung in das Netz (Parallelbetrieb) müssen 50 Hz eingehalten werden. Asynchrongeneratoren laufen fast starr mit einer konstanten Drehzahl und erzeugen daher immer 50 Hz. Sie können direkt an das Netz angeschlossen werden. Je nach Spanungsnetz und Generatorgröße muss der abgegebene Strom noch auf die jeweilige Spannung transformiert werden. Üblich für den Leistungsbereich den wir vermutlich erzeugen werden sind 400V 690V Drehstromasynchrongeneratoren. Einer Einspeisung in das Niederspannungsnetz (230/400V) steht daher nichts im Wege. Synchrongeneratoren laufen mit variabler Drehzahl und erzeugen daher auch unterschiedliche Frequenzen. Aus diesem Grund müsste ein AC-DC-AC Wandler eingesetzt werden. 21

23 Abbildung 22: Spannungsnetze

24 7 Zusammenfassung technisch relevanter Daten Bezeichnung Beschreibung Achsanordnung vertikal Flügelanzahl 6 Stk. Nabenhöhe 10 m Rotordurchmesser 6 m Gesamthöhe 13 m Einschaltwindgeschwindigkeit 2-4 m/s Nennwindgeschwindigkeit 8 m/s Abschaltwindgeschwindigkeit 20 m/s Nennleistung bei 8 m/s 1,46 KW Jahresertrag KWH Flügelform Halbflügler, unverwunden, Rechteckform 1,5 m x 0,3 m Profil Kaufteil CK220 Schnelllaufzahl Ca. 3 Generator Asynchrongenerator, ca. 1,94 KW Getriebe Stirnradgetriebe Anströmung luvseitig Regelung Zweifahnen Regelung Steuerfahnenfläche 0,79 m² 23

25 Hintere Kante der Steuerfahnenfläche 6m Querfahnenfläche 1,58 m² Querfahnenarm 3m Turm Abgespannter Mast Abbildung 23: Zusammenfassung technisch relevanter Daten bei 6m Rotordurchmesser Quellenverzeichnis Crome, Horst: Handbuch Windenergie Technik Windkraftanlagen in handwerklicher Fertigung, 3. Auflage, ökobuch -Verlag, 2008 Gasch, Robert: Windkraftanlagen Grundlagen und Entwurf, Teubner Verlag Stuttgart,