Vorstudie. Regelbares Schwungrad in einem Rotor einer Windenergieanlage zur Unterstützung der Netzfrequenzregelung. Sebastian Hippel.

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1 WETI c/o Fachhochschule Flensburg Postanschrift: Kanzleistraße 91-93, Flensburg Besucheradresse: Nordstraße 2, Flensburg Telefon: einer Windenergieanlage zur Unterstützung der Netzfrequenzregelung Sebastian Hippel Henning Thiesen Prof. Dr. Clemens Jauch

2 Danksagung Diese Studie fasst Ergebnisse aus dem Forschungsprojekt Regelbares Schwungrad in einem Rotor zusammen. Das Forschungsprojekt ist im Wind Energy Technology Institute an der Fachhochschule Flensburg durchgeführt worden. Die Autoren bedanken sich bei der Gesellschaft für Energie und Klimaschutz Schleswig-Holstein GmbH (EKSH) für die Finanzierung des Projektes 11/14 Seite 1 von 39

3 Inhaltsverzeichnis Danksagung Einleitung Das Gleichgewicht im elektrischen System Stromhandel und markt Zusammenhang zwischen Erzeugung und Verbrauch Regelenergie und Grid Code Systemträgheit Definition Einfluss von Wind und PV auf die Systemträgheit Bedeutung der Systemträgheit für die Netzstabilität Auswirkungen verminderter Systemträgheit Wirtschaftliche Konsequenzen verminderter Systemträgheit Alternative Systeme zur Bereitstellung von Systemträgheit Technische Betrachtung der alternativen Systeme Wirtschaftliche Betrachtung der alternativen Systeme Regelbares Schwungrad in einem WEA Rotor Funktionsprinzip Hydraulischer Schwungradspeicher in getriebelosen WEA Vorteile des hydraulischen Schwungradspeichers im Vergleich zu alternativen Systemen Bedenken an der technischen Realisierbarkeit Möglicher Widerspruch zur Leichtbauweise Änderungen der Resonanzfrequenzen Änderung des Rotorblattdesigns Fazit und Ausblick Literaturverzeichnis Seite 2 von 39

4 1 Einleitung Die Klimaschutzziele der BRD sehen vor, dass der Anteil der Erneuerbaren Energien (EE) am Bruttostromverbrauch im Jahr 2020 mindestens 35% beträgt und bis zum Jahr 2050 auf mindestens 80% ansteigt. Um den Ausbau der EE und die Klimaschutzziele zu erfüllen wird in Zukunft der Anteil konventioneller Kraftwerke signifikant sinken. Die Sicherheit der Stromversorgung wird momentan jedoch vor allem durch konventionelle Kraftwerke gewährleistet. Neben der reinen Stromerzeugung erbringen sie sogenannte Systemdienstleistungen. Diese gewährleisten unter anderem, dass die Netzfrequenz und die Netzspannung in den erforderlichen Toleranzgrenzen bleiben. Eine wichtige Voraussetzung für die Frequenzregelung ist die Systemträgheit 1 im Netz. Diese wird momentan durch die rotierenden Massen direkt mit dem Netz gekoppelter Maschinen, vor allem der Synchrongeneratoren konventioneller Kraftwerke, bereitgestellt. In dem Forschungsprojekt Kombikraftwerk 2 wird dies in einem kurzen Video verdeutlicht [1]. Da die Synchrongeneratoren konventioneller Kraftwerke direkt mit dem Netz verbunden sind, ist die mechanische Drehzahl dieser Generatoren identisch mit der elektrischen Netzfrequenz. Die Massenträgheit der mit dem Stromnetz verbundenen rotierenden Massen (die Systemträgheit) bestimmt also, wie stark die Netzfrequenz auf ein Ungleichgewicht zwischen Produktion und Verbrauch reagiert. In Wechselspannungsnetzen, muss jedoch die produzierte Leistung jederzeit der verbrauchten Leistung entsprechen. Weichen diese Größen voneinander ab, werden die mit dem Netz verbundenen rotierenden Massen (Generatoren sowie Motoren) abgebremst oder beschleunigt. Es ändert sich die in den rotierenden Massen gespeicherte kinetische Energie und die mechanische Drehzahl der Generatoren. Dies spiegelt sich in einer Erhöhung oder Verringerung der elektrischen Leistung des Kraftwerks wider. Abbildung 1 verdeutlicht die Umwandlung von kinetischer in elektrische Energie für den abrupten Wegfall einer Erzeugungseinheit, welcher zu einem Frequenzabfall führt. Daraus 1 In der deutschen Literatur wird die Systemträgheit häufig auch als Momentanreserve bezeichnet. Seite 3 von 39

5 folgt, dass die übrigen mit dem Netz direkt gekoppelten Kraftwerke ihre Rotationsgeschwindigkeit verringern (siehe roter Verlauf). Die dabei freigesetzte kinetische Energie führt zu einem Anstieg der elektrischen Leistung (grüner Verlauf). Die zusätzliche im Netz eingespeiste Leistung dämpft somit einen weiteren Abfall der Netzfrequenz. Abbildung 1: Umwandlung von kinetischer Energie in elektrische Energie Windenergieanlagen (WEA) und Photovoltaikanlagen (PV) sind heutzutage über leistungselektronische Frequenzumrichter mit dem Netz verbunden. D.h. sie sind nicht, wie konventionelle Kraftwerke, direkt mit dem Netz verbunden. Somit tragen sie momentan auch nicht zur Systemträgheit bei. Folglich wird mit weiterem Fortschreiten der Energiewende die Systemträgheit sinken und dauerhaft unter ein akzeptables Niveau fallen. Ein akzeptables Niveau an Systemträgheit zeichnet sich dadurch aus, dass sich die Netzfrequenz nur so schnell ändert, dass die Primärregelkraftwerke darauf reagieren können. Dieses Problem wurde inzwischen auch von den Netzbetreibern und der Forschung adressiert und ist in mehreren Publikationen thematisiert worden [2-10]. In den Entwürfen für einen europäischen Grid Code ist vorgesehen, dass Windparks in Zukunft sogenannte synthetische Systemträgheit bereitstellen müssen [2] Wie andere EE sind auch moderne WEA nicht direkt, sondern über Frequenzumrichter mit dem Netz verbunden. Daher können sie nicht im klassischen Sinne zur Systemträgheit beitragen. Seite 4 von 39

6 Allerdings erlauben die Frequenzumrichter eine sehr schnelle Änderung der abgegebenen elektrischen Leistung. Dadurch kann sogenannte synthetische Systemträgheit bereitgestellt werden. Da die Primärenergie von WEA, also Wind, nicht speicherbar ist, wird die Energie dafür der kinetischen Energie der Rotationsbewegung der WEA entzogen. Dies steht im Gegensatz zur Primärregelleistung, die durch eine Erhöhung der Primärenergie im Kraftwerk bereitgestellt wird. Prinzipiell bestehen zwei Möglichkeiten die Rotationsenergie zu verändern: 1. Änderung der Rotationsgeschwindigkeit oder 2. Änderung des Massenträgheitsmomentes. Eine Änderung der Rotationsgeschwindigkeit bringt viele Nachteile mit sich. Vor allem verlässt die WEA durch eine derartige Änderung ihren optimalen Arbeitspunkt. Damit kann zwar sehr kurzfristig zusätzliche Energie bereitgestellt werden, jedoch sinkt danach die verfügbare Leistung unter das vorherige Niveau. Dadurch sinkt die ins Netz eingespeiste Leistung, wenn dieses eigentlich gerade zusätzliche Leistung braucht. Dieses Problem kann durch eine Änderung des Massenträgheitsmomentes umgangen werden. Dafür wurde am Wind Energy Technology Institute (WETI) der FH Flensburg die Idee eines Schwungradspeichers in einer WEA entwickelt. Dieser kann zu unkritischen Zeiten geladen werden, und bei einem Frequenzeinbruch die benötigte Leistungserhöhung bereitstellen, ohne die Drehzahl des WEA-Rotors abzusenken. Seite 5 von 39

7 2 Das Gleichgewicht im elektrischen System Da das Wechselspannungsnetz per se keine Speichermöglichkeit besitzt, muss dafür Sorge getragen werden, dass Erzeugung und Verbrauch im ständigen Gleichgewicht sind. Dafür bedient sich der Markt verschiedenster Instrumente. Langfristige und kurzzeitige Kontrakte werden gehandelt, um die Nachfrage zu jedem Zeitpunkt zu decken. Um dem Systemgleichgewicht in seiner hohen zeitlichen Auflösung gerecht zu werden, sind Regelmechanismen integriert, die versuchen die Balance zu jedem Zeitpunkt zu halten. 2.1 Stromhandel und markt Im Dezember 1996 hat das Europäische Parlament und der Europäische Rat die Richtlinie 96/92/EG verabschiedet und leitete damit die Liberalisierung der Energiemärkte in Europa ein. Alle Mitgliedsländer mussten die Richtlinie innerhalb von zwei Jahren in nationales Recht einbetten. Das Hauptanliegen der Richtlinie 96/92/EG war die Entflechtung von Energieerzeugung, -vertrieb und -handel, der freien Wahl der Energieversorger und dem diskriminierungsfreien Netzzugang [3]. Elektrizität wird in einer Vielzahl von Preiskonditionen und Vertragslaufzeiten über die Strombörse oder in Form von bilateralen Verträgen (Over the Counter - OTC) gehandelt. Es wird zwischen Stunden- und Blockkontrakten unterschieden. Bei Stundenkontrakten wird Elektrizität mit konstanter Leistung in einer vereinbarten Lieferstunde gehandelt. Blockkontrakte werden über mehrere Lieferstunden gehandelt. Auf dem Terminmarkt werden Langzeitkontrakte (Futures oder Options) gehandelt, um sich gegen fallende oder steigende Strompreise abzusichern (hedging). Auf dem Spotmarkt werden zum einem Geschäfte 24 Stunden vor physischer Erfüllung geschlossen (day ahead) und zusätzliche Strommengen geoder verkauft mit dem Ziel am selben Tag erfüllt zu werden (intraday) [4]. Um die Nachfrage nach Elektrizität zu bestimmen, werden innerhalb der Regelzonen Bilanzkreise für verschiedenste Verbraucherkategorien gebildet. Auf Grundlage spezifischer Verbrauchcharakteristika von Verbrauchern (Standardlastprofile), Wetterprognosen und historischen Daten für typische Tage werden Lastprognosen in ¼ h-auflösung ermittelt. Bei Seite 6 von 39

8 leistungsgemessenen Kunden mit einem Jahresverbrauch von mehr als kwh wird die Ermittlung direkt vorgenommen und erfolgt nicht mittels Standardlastprofilen. Bilanzkreisverantwortliche übermitteln die Fahrpläne anschließend an die Regelzonenverantwortlichen [4]. 2.2 Zusammenhang zwischen Erzeugung und Verbrauch Über die in Kapitel 2.1 skizzierten Marktmechanismen wird im elektrischen System näherungsweise ein Gleichgewicht zwischen Erzeugung und Verbrauch hergestellt. Sind Einspeisung und Verbrauch inklusive der Netzverluste gleich, bleibt die Netzfrequenz konstant. Die Gleichung 1 beschreibt den Zusammenhang zwischen Netzfrequenz 2 sowie elektrischer Erzeugung und Verbrauch unter Berücksichtigung der Trägheit der rotierenden Schwungmassen im System [5]. Gleichung 1 Das Drehmoment der Erzeugungseinheiten ist in der Gleichung in Form von T Gen wiedergegeben, T Last ist das aggregierte Moment der Verbraucher. J Sys ist die summarische Trägheit aller synchron mit dem elektrischen System verbundenen rotierenden Massen (siehe Kapitel 3). Ist die Last im Netz, T Last, größer als die Abnahme der Verbraucher, T Gen, sinkt die Netzfrequenz unter den Nennwert. Wenn die Einspeisung den Verbrauch übersteigt, erhöht sich die Frequenz. Die Sollfrequenz liegt im gesamten Gebiet der entso-e bei 50 Hz. 2.3 Regelenergie und Grid Code Der Strommarkt kann im besten Fall näherungsweise ein Gleichgewicht zwischen Erzeugung und Verbrauch herstellen. Die Netzlast ändert sich ständig aufgrund von Abweichungen von Fahrplänen in der Last oder ausgefallenen Erzeugungseinheiten. Eine Aufgabe der Übertragungsnetzbetreiber (TSO 3 ) besteht in der Regulierung des ständigen Gleichgewichts aus 2 Die Netzfrequenz, f, ist über die Gleichung ω el = 2πf direkt mit der Rotationsgeschwindigkeit, ω, der Synchrongeneratoren verbunden. 3 Transmission System Operator Seite 7 von 39

9 Erzeugung und Verbrauch. Dazu bedient er sich der Regelenergie, welche in die drei Stufen Primär- und Sekundärregelung sowie die Minutenreserve gegliedert ist [6]. Positive als auch negative Primärregelleistung wird bei einer Frequenzabweichung im gesamten Synchrongebiet von allen sich an der Primärregelleistung beteiligenden Kraftwerken bereitgestellt. Die Leistungsbereitstellung erfolgt innerhalb weniger Sekunden nach Eintreten der Frequenzabweichung, muss 30 s nach Eintreten des Ereignisses voll zur Verfügung gestellt sein und mindestens 15 Minutenn bereitgestellt werden können. Ab einer Frequenzabweichung von 20 mhz wird die Primärregelleistung automatisch aktiviert. Die vorgehaltene Reserveleistung der Primärregelkraftwerke ist so ausgelegt, dass ein Leistungsdefizit von MW ausgeglichen werden kann [4, 14]. Abbildung 2: Schematische Darstellung der Einsatzreihenfolge der Regelmechanismen Abbildung erstellt von: DF5GO Lizenz: Creativ Commons Attribution Share Alike 3.0 Unported [7] Abbildung 2 zeigt in schematischer Darstellung die Einsatzreihenfolge und Aktivierungszeiten der Regelmechanismen im kontinentaleuropäischen Bereich der entso-e. Damit die Regelmechanismen und insbesondere die Primärregelkraftwerke angemessen auf Frequenzabweichungen reagieren können, ist die Systemträgheit von besonderer Bedeutung. Im Wesentlichen geht es um die Auswirkung auf die maximalen Frequenzamplituden und - gradienten. Seite 8 von 39

10 3 Systemträgheit Wesentlicher Bestandteil des heutigen elektrischen Systems ist die Momentanreserve, die den Regelmechanismen vorgelagert ist und deren Funktionsweise ermöglicht. Der wachsende Anteil an elektrischer Erzeugung aus EE, im Wesentlichen WEA und PV, reduziert die Trägheit des Systems, da diese Erzeugungseinheiten über Leistungselektronik mit dem Netz verbunden sind. D.h. die Drehzahl, ω, der rotierenden Massen (falls vorhanden) dieser Erzeugungseinheiten ist nicht direkt mit der Netzfrequenz, f, gekoppelt. Die Ausbauziele der Europäischen Union und insbesondere die ehrgeizigen Ziele der Bundesrepublik werden großen Einfluss auf das Ausmaß der Momentanreserve haben und dadurch auch auf Netzstabilität. Auf Frequenzeinbrüche ist in Zeiten hoher Einspeisung aus WEA und PV-Anlagen dann nur schwer bis nicht mehr zu reagieren und Blackouts können die Folge sein. Solche Blackouts werden erhebliche Folgen für die Wirtschaft haben. 3.1 Definition Wie in Kapitel 2.3 beschrieben, werden im Falle eines Ungleichgewichts im elektrischen System Regelmechanismen eingesetzt, um die Gleichheit von Erzeugung und Verbrauch wieder herzustellen. Bevor die Primärregelenergie in dem System aktiviert ist, greift die Systemträgheit. Dabei wird kinetische Energie der Rotationsmassen in elektrische Energie bzw. elektrische Energie in kinetische Energie gewandelt. Gleichung 2 beschreibt den Vorgang für das aggregierte System. 1 2 Gleichung 2 Fällt die Frequenz, dann verringert sich die Rotationsgeschwindigkeit und in das System wird zusätzliche elektrische Energie eingespeist, indem die kinetische Energie reduziert wird (siehe Abbildung 1 in Kapitel 1). Erhöht sich die Frequenz hingegen, wird dem System kurzzeitig elektrische Energie entzogen, bis die Rotationsgeschwindigkeit und die Netzfrequenz einen konstanten Wert erreichen (siehe Video in [1]). Seite 9 von 39

11 3.2 Einfluss von Wind und PV auf die Systemträgheit Im März 2007 hat die EU Ziele festgelegt, um das Klima zu schützen und diese im Climate and Energy Package 2009 schriftlich fixiert. Demnach werden die Treibhausgase um 20% auf Basis des Ausstoßes von 1990 gesenkt, die Energieeffizienz um 20% gesteigert und 20% des gesamten Energieverbrauchs aus EE bereitgestellt [8]. Mit der Verabschiedung der Novelle zum Erneuerbaren Energien Gesetz 2012 ist festgelegt worden, dass der Anteil der EE an dem Bruttostromverbrauch im Jahr 2020 mindestens 35% betragen und bis zum Jahr 2050 auf mindestens 80% ansteigen soll. Ausbauziele für einzelne Erzeugungstechnologien sind nicht näher festgelegt [9]. Die Landesregierung von Schleswig-Holstein hat im Dezember 2012 die Eignungsgebiete für Windenergieanlagen von 0,8% der Landesfläche auf 1,7% erweitert. Inklusive Repowering-Maßnahmen ist dadurch ein Ausbau der Windkraft in Schleswig Holstein auf 10,5 GW möglich [10]. Für Schleswig-Holstein wird im Starklastfall eine Last von 2,05 GW und im Schwachlastfall eine Last von 0,97 GW angegeben [11]. Wird der Ausbau auf 10,5 GW Windleistung realisiert und speisen WEA diese Menge im Nennbetrieb in das Netz, können 100% der Last in S-H durch Windkraft gedeckt und große Mengen Elektrizität exportiert werden. Weitere Erneuerbare Energieträger wie Photovoltaik und Biomasse würden die Deckungsrate der Last erhöhen. In 2012 betrug der Anteil der Regenerativen Energien in der Bundesrepublik an der Bruttostromerzeugung 23,4% oder 147,19 TWh. Die Windenergie hatte einen Beitrag von 7,9% an der Bruttostromerzeugung, Strom aus Biomasse einen Anteil von 6,8%, PV einen Part von 4,5%, Energie aus Wasserkraft war mit 3,4% beteiligt und Siedlungsabfälle mit 0,8% [12]. Die erhöhte elektrische Einspeisung aus Regenerativen Energiequellen, vorwiegend aus WEA und PV, reduziert den Anteil konventioneller Kraftwerke und somit die im Netz synchron mitlaufenden Schwungmassen. WEA und PV sind mit leistungselektronischen Umrichtern mit dem Netz verbunden und stellen dadurch nicht inhärent Momentanreserve aus rotierenden Schwungmassen bereit, selbst wenn vorhanden [13]. Seite 10 von 39

12 3.3 Bedeutung der Systemträgheit für die Netzstabilität Die Systemträgheit hat im Wesentlichen auf zwei Faktoren der Netzstabilität Einfluss: der maximalen Frequenzabweichung und dem Frequenzgradienten. Die Höhe des Frequenzgradienten ist mit der Höhe der Systemträgheit verbunden und hat Einfluss auf die Zeit, die Primärregelkraftwerken bleibt, um Reserveleistung bereitzustellen und ist ausschlaggebend für das Erreichen von Über- und Unterfrequenzen. Der Zusammenhang von Frequenzgradienten und Systemträgheit kann über die Gleichung 3 beschrieben werden [14]. ö Gleichung 3 Dabei ist P Netz die Netzlast, P Stör die Störgröße im Leistungsgleichgewicht, f 0 der Sollwert der Netzfrequenz und T Netz die Netzanlaufzeitkonstante. Diese ist eine wichtige Größe, um die Trägheit in dem elektrischen System zu bestimmen. Sie ist ein Maß für die Zeit, die benötigt wird, um einen Generator oder Motor mit Nennleistung aus dem Stillsand auf Nenndrehzahl zu beschleunigen. Die Netzanlaufzeitkonstante liegt im Verbundnetz der entso-e zwischen 4-10 s [14]. Verringert sich T Netz wird der Gradient df/dt größer. Der Frequenzabfall erfolgt deutlich schneller und dadurch erhöht sich die maximale Frequenzabweichung. Dadurch haben Primärregelkraftwerke weniger Zeit auf den Frequenzabfall reagieren zu können. Kapitel 3.4 bedient sich einer graphischen Darstellung, die den Sachverhalt verdeutlicht. 3.4 Auswirkungen verminderter Systemträgheit Um die Auswirkungen verschiedener Netzanlaufzeitkonstanten zu verdeutlichen, ist von einem Schwachlastfall von 150 GW und einer Erzeugungsausfall von 3 GW, was einem Doppelblockausfall entspricht, ausgegangen worden. Abbildung 3 zeigt die Frequenzverläufe bei den Netzanlaufzeitkonstanten T Netz =1 s, T Netz = 5 s und T Netz = 10 s. Die obere Darstellung zeigt die Störleistung von 3 GW im Netzgleichgewicht. Die grauen Verläufe in der unteren Darstellung zeigen den Frequenzverlauf mit Einsatz der Momentanreserve. Regelmechanismen oder der Verbraucher-Selbstregeleffekt sind dabei nicht berücksichtigt. Deutlich zu erkennen Seite 11 von 39

13 ist, dass die Frequenzgradienten mit abnehmender Netzanlaufzeitkonstante T Netz größer werden, der Frequenzabfall erfolgt deutlich schneller. Abbildung 3: Frequenzverläufe bei einer Störleistung von 3 GW und Netzanlaufzeitkonstanten von 1 s, 5 s und 10 s In rot abgebildet, sind die Frequenzverläufe mit eingesetzter Momentanreserve, Verbraucher- Selbstregeleffekt und Primärregelleistung. Die Frequenzamplituden werden mit sinkender Netzanlaufkonstante T Netz stetig größer, da durch die steileren Verläufe, Primärregelkraftwerke weniger Zeit haben, um auf die Einbrüche zu reagieren. Sind die Frequenzamplituden zu groß, sind die TSO verpflichtet Notfallmaßnahmen zu ergreifen, um die Netzfrequenz wieder zu stabilisieren und den Zusammenbruch des Systems zu verhindern. Ab einer kritischen Überfrequenz von 50,2 Hz wird eine Überfrequenz- Leistungsreduktion eingeleitet. Der TSO ist verpflichtet, zusätzliche Maßnahmen zu ergreifen (manuell oder automatisch). Zum einen können Pumpspeicherkraftwerke eingesetzt werden, um die Last zu erhöhen oder Primäregelkraftwerke stellen zusätzliche negative Leistung zur Verfügung [15]. Bei einer kritischen Unterfrequenz von 49 Hz wird der Unterfrequenz- Lastabwurf eingeleitet. Dabei sollten nach Möglichkeit ebenfalls erst Pumpspeicherkraftwerke Seite 12 von 39

14 und Primärregelkraftwerke mit einer zusätzlichen Leistungsabgabe aktiviert werden. Sind die Maßnahmen nicht einsetzbar oder nicht ausreichend werden Verbraucherlasten vom Netz getrennt. Im Frequenzbereich von 49 Hz bis 48 Hz werden schrittweise 50 % der Verbraucherlasten vom Netz getrennt. Ab einer Frequenz geringer als 48 Hz sind die Übertragungsnetzbetreiber eigenverantwortlich verpflichtet Maßnahmen zu ergreifen, um einen weiteren Frequenzabfall zu verhindern [15]. 3.5 Wirtschaftliche Konsequenzen verminderter Systemträgheit Greifen die Maßnahmen der TSO nicht, ist ein Blackout in Teilnetzen möglich. Der Stromausfall kann wenige Minuten andauern oder je nach Schwere des Systemausfalls mehrere Tage. Selbst ein wenige Minuten andauernder Stromausfall kann in bestimmten Produktionsbereichen bereits erhebliche Kosten verursachen [16]. Die Quantifizierung solcher Schäden kann zum einen über einen ex post-ansatz ermittelt werden (vgl. [16]) oder ex ante-ansatz (vgl. [23-26]). In der Literatur hat sich im ex ante-ansatz die Methode des Value of Lost Load (VoLL) durchgesetzt [17]. Der VoLL ist die Zahlungsbereitschaft eines wirtschaftlichen Individuums, um sich vor Blackouts zu schützen. Errechnet wird die Zahlungsbereitschaft in der Wirtschaft aus der Bruttowertschöpfung 4 eines Wirtschaftsbereiches und dem Elektrizitätsverbrauch. Die Zahlungsbereitschaft für Systemsicherheit bei privaten Haushalten wird über den Reservationslohn vorgenommen. Der Reservationslohn legt fest, bei welcher Lohnhöhe der Arbeitnehmer bereit ist, zusätzliche Zeit zu Arbeiten und dadurch Freizeit opfert. Growitsch et al. haben festgelegt, dass für 50% der Freizeit Elektrizität von Nöten ist [18]. Über diese beiden Faktoren wird dann der VoLL privater Haushalte bestimmt. Weiter haben sie den VoLL für Deutschland ermittelt. Da Deutschland in Bezug auf seine Wirtschaftskraft und Bevölkerungsdichte als heterogen bezeichnet werden kann, wurde der VoLL für die einzelnen Bundesländer und Wirtschaftsbereiche ermittelt. 4 Wert des gesamten Produktionsprozesses abzüglich der Vorleistungen. Seite 13 von 39

15 Tabelle 1 VoLL in Schleswig Holstein und Deutschland [18] Sektor VoLL in SH [EUR/kWh] VoLL in BRD [EUR/kWh] Lebensmittel, Getränke und Tabak Papierverarbeitung und Druck Chemie und Petrochemie Nichtmetallische Mineralien Metallverarbeitung Maschinenbau Transportmittel Private Haushalte Tabelle 1 zeigt auszugsweise die Ergebnisse aus Growitsch et al. für Schleswig-Holstein und Deutschland. In sieben Wirtschaftssegmenten hat Schleswig-Holstein ein höheren VoLL als der bundesdeutsche Durchschnitt, in einem einen niedrigeren. Am signifikantesten ist die Differenz im Bereich der Metallverarbeitung mit einem VoLL von 3.58 EUR/kWh in Schleswig-Holstein und einem VoLL von 1.30 EUR/kWh im bundesdeutschen Durchschnitt. Private Haushalte in Schleswig-Holstein besitzen einen VoLL von EUR/kWh im Vergleich zu EUR/kWh in Deutschland [18]. Um den volkswirtschaftlichen Schaden eines Blackouts möglichst gering zu halten, muss die Systemträgheit auch in Zukunft im elektrischen Netz vorhanden sein. Im Folgenden werden alternative System vorgestellt, die diese Dienstleistung von konventionellen Kraftwerken übernehmen können. Seite 14 von 39

16 4 Alternative Systeme zur Bereitstellung von Systemträgheit Konventionelle Kraftwerke sind in erster Linie Einheiten zur Erzeugung von elektrischer Energie. Wie bereits beschrieben, stellen sie aber auch einen Energiespeicher dar, welcher zur Unterstützung der Primärregelung genutzt werden kann. Die Bereitstellung von elektrischer Energie wird vergütet und macht ein Kraftwerk wirtschaftlich. Die Speicherung von Energie und der Beitrag zur Systemträgheit ist nur ein für das Stromnetz sehr nützlicher Nebeneffekt. In diesem Abschnitt werden Alternativen vorgestellt, mit denen es denkbar wäre durch WEA einen Beitrag zur Systemträgheit zu leisten und somit die Primärregelung zu unterstützen. Es wird dabei unterschieden, ob das alternative System ein reiner Energiespeicher ist oder ein Teil einer Erzeugungseinheit. 4.1 Technische Betrachtung der alternativen Systeme Akkumulatoren Ein Akkumulator ist keine Energieerzeugungseinheit sondern dient lediglich zur Energiespeicherung. Zu den drei wichtigsten Arten von Akkumulatoren zählen Blei-Säure Akkumulatoren, Akkumulatoren auf Nickelbasis und Lithium Akkumulatoren. Blei-Säure Akkumulatoren weisen zwar eine geringe Selbstentladung auf, haben jedoch eine geringe Lebensdauer (1200 bis 1800 Lade-und Entladezyklen bzw. 5 bis 15 Jahre Betrieb). Akkumulatoren auf Nickelbasis weisen eine bessere Lebensdauer auf, sind jedoch bis zu zehnmal teurer als Blei-Säure Akkumulatoren, der Wirkungsgrad ist geringer und die Selbstentladung ist mehr als fünfmal so hoch. Lithium Akkumulatoren werden heutzutage eher in Mobiltelefonen und Laptops verbaut, als dass sie im großen Maßstab zur Energiespeicherung eingesetzt werden [19]. Mit einer geeigneten Regelung und mittels eines zusätzlichen Frequenzumrichters wäre es denkbar Akkumulatoren am Netzanschlusspunkt eines Windparks zu installieren, um die eingespeiste Leistung in Abhängigkeit einer Änderung der Netzfrequenz anzupassen. Es ist ebenso möglich einen Akkumulator unabhängig von einer Erzeugungseinheit mit dem Seite 15 von 39

17 Stromnetz zu verbinden. Ein großer Nachteil von Akkumulatoren ist die von der Umgebungstemperatur beeinflusste begrenzte Lebensdauer [19] Externe Schwungräder Ein externes Schwungrad dient wie ein Akkumulator lediglich der Energiespeicherung. Ein solches Schwungrad speichert kinetische Energie in Abhängigkeit des Massenträgheitsmomentes der rotierenden Massen und deren Rotationsgeschwindigkeit. Die rotierenden Massen können sehr schnell beschleunigt werden, wodurch der Schwungradspeicher im Vergleich zu Akkumulatoren in wenigen Minuten auf seine volle Kapazität geladen werden kann [19]. Kommen Verbundwerkstoffe zum Einsatz, so können sehr hohe Rotationsgeschwindigkeiten erreicht werden, wodurch die Leistungsdichte solcher Schwungräder größer sein kann, als die von chemischen Akkumulatoren [20]. Ein großer Nachteil von solchen Schwungrädern ist die hohe Selbstentladung. Externe Schwungräder verlieren ca. 20% ihrer gespeicherten Energie pro Stunde. Somit sind solche Schwungräder nicht für die Speicherung von Energie über einen längeren Zeitraum geeignet [19]. Es wäre denkbar, solche Schwungräder am Netzanschlusspunkt eines Windparks zu installieren. Unter Verwendung eines zusätzlichen Frequenzumrichters könnten die Schwungräder die eingespeiste Leistung des Windparks in Folge einer Netzfrequenzänderung erhöhen oder verringern. Jedoch wäre dies aufgrund des Selbstentladeeffektes nur in einem kurzen Zeitbereich möglich. Die Installation von externen drehzahlvariablen Schwungrädern mittels eines zusätzlichen Frequenzumrichters außerhalb und unabhängig eines Windparks ist ebenso denkbar Regelung der Drehzahl von WEA Eine WEA ist im Grunde nichts anderes als ein langsam drehendes Schwungrad. Durch eine Änderung der Rotordrehzahl der WEA, ω rot, wird wie beim externen Schwungrad kinetische Energie gespeichert oder freigesetzt. Deshalb wird viel Forschung betrieben, wie die Erzeugungseinheit und gleichzeitiger Energiespeicher WEA genutzt werden kann, um zur Systemträgheit des Netzes beizutragen. Seite 16 von 39

18 Erlich und Wilch haben Regelungsstrategien untersucht, bei denen die Rotordrehzahl in Abhängigkeit einer Änderung der Netzfrequenz geregelt wird [21]. Verlässt die Netzfrequenz ein Toleranzband, so erhöht bzw. verringert der Drehzahlregler das elektrische Moment, um den Rotor der WEA abzubremsen oder zu beschleunigen. Somit wird kinetische Energie im Rotor freigesetzt oder gespeichert, um den Abfall bzw. den Anstieg der Netzfrequenz zu dämpfen. Abbildung 4: Regelung der kinetischen Energie durch eine Veränderung der Rotordrehzahl In Abbildung 4 ist die Funktionsweise eines im WETI entwickelten Reglungskonzeptes dargestellt, bei dem Synthetic Inertia durch eine WEA bereitgestellt wird. Zum Zeitpunkt eines Frequenzabfalls (grüner Graph) erhöht der Drehzahlregler das elektrische Moment, Seite 17 von 39

19 wodurch der Rotor abgebremst wird (roter Graph). Die Rotordrehzahl, ω rot, wird verringert, wodurch kinetische Energie in elektrische Energie umgewandelt wird. Dies spiegelt sich in einem Anstieg der Leistung der WEA wider (blauer Graph). Die WEA zeigt das gleiche Verhalten, wie in Kapitel 1 für alle direkt mit dem Netz verbundenen Maschinen beschrieben (siehe Abbildung 1). Durch das Absenken der Drehzahl wird die WEA nicht mehr im optimalen Arbeitspunkt betrieben. Um den optimalen Betriebspunkt wieder zu erreichen, muss demnach die Drehzahl wieder erhöht werden. Dafür wird die ins Netz eingespeiste Leistung (blauer Graph) verringert. Dieser Prozess wird in den meisten Publikationen als Recovery Period bezeichnet und ist bei solchen Regelungskonzepten unausweichlich. Der zuvor erreichten Erhöhung der Leistung zur Frequenzstabilisierung folgt eine Verminderung der Leistung, damit die Drehzahl wieder ihren Ausgangswert erreicht. Wie in Abbildung 4 zu sehen, kann der Abfall der Netzfrequenz durch eine Änderung der Rotordrehzahl gedämpft werden. Somit kann der Effekt konventioneller Kraftwerke nachgestellt werden. Jedoch wird die WEA in suboptimalen Betriebspunkten betrieben, wodurch die aerodynamische Effizienz sinkt. Weiterhin muss die WEA nach der Umwandlung von kinetischer Energie in elektrische Energie wieder auf optimale Drehzahl beschleunigt werden, wofür die ins Netz eingespeiste Leistung wieder reduziert werden muss. Somit sinkt die Energieausbeute der WEA. 4.2 Wirtschaftliche Betrachtung der alternativen Systeme Bisher ist Momentanreserve von Synchrongeneratoren konventioneller Kraftwerke zur Verfügung gestellt worden. Weichen konventionelle Erzeugungseinheiten Regenerativen Energiequellen müssen Alternativsysteme in das elektrische System integriert werden, um die Netze weiterhin beherrschbar zu machen. Der wesentliche Nachteil, der in Abschnitt 4.1 aufgeführten Systeme besteht darin, dass die bereitgestellte Systemdienstleistung Momentanreserve nicht vergütet wird, denn es besteht derzeit kein Markt für dieses Gut. Haben konventionelle Kraftwerke bisher diese Systemdienstleistung übernommen und im Wesentlichen über die Veräußerung von Elektrizität an der Seite 18 von 39

20 Strombörse oder über die Bereitstellung von Regelenergie Einnahmen erzielt, stellen die alternativen Systeme lediglich Momentanreserve zur Verfügung. Ein wirtschaftlicher Betrieb der Anlagen ist dadurch nicht möglich. Die Drehzahlregulierung einer WEA hat im Wesentlichen den Nachteil, dass die Anlage in suboptimalen Betriebspunkten betrieben wird. WEA-Betreiber erwirtschaften durch die Veräußerung des produzierten Stroms Einnahmen. Durch den Einsatz im suboptimalen Betriebsbereich verringern sich die Erträge und die Amortisationszeit der WEA verlängert sich. Der wesentliche Vorteil des im Folgenden vorgeschlagenen Systems besteht darin, dass die WEA nach wie vor im optimalen Betriebsbereich betrieben wird. Das Ertragsoptimum wird weiterhin erzielt und es sind keine Einnahmerückgänge zu verzeichnen. Würde zukünftig ein Markt für Momentanreserve etabliert werden, könnten mit dem regelbaren Schwungrad zusätzliche Einnahmen erzielt werden. Seite 19 von 39

21 5 Regelbares Schwungrad in einem WEA Rotor Das innerhalb dieser erforschte Schwungrad, ist im Rotor einer WEA integriert. Es vereint somit eine Energieerzeugungseinheit und einen Energiespeicher. Es sind keine zusätzlichen Frequenzumrichter notwendig, wie es bei Akkumulatoren oder externen Schwungrädern der Fall wäre. Außerdem ist im Vergleich zu Akkumulatoren und externen Schwungrädern die Selbstentladung dieses Systems gleich null. Die kinetische Energie der WEA soll über eine Änderung des Massenträgheitsmoments des Rotors geregelt werden. Die WEA wird nicht in suboptimalen Betriebspunkten betrieben und es ist keine Recovery Period notwendig. Neben dem signifikanten Nutzen für das Stromnetz kann dieses System zudem zur Reduzierung der mechanischen Lasten der WEA beitragen. 5.1 Funktionsprinzip Ein Körper der Masse, m, welcher sich auf einer Kreisbahn im Abstand, r, zur Drehachse bewegt hat nach Gleichung 4 ein Massenträgheitsmoment, J. Gleichung 4 Somit besitzt der Rotor einer WEA ebenfalls ein Massenträgheitsmoment, J WEA. Nach Gleichung 2 bestimmt dieses Massenträgheitsmoment und die Rotordrehzahl, ω rot, die kinetische Energie welche im langsam drehenden Rotor einer WEA gespeichert werden kann. Würde man die Gesamtmasse eines Rotors erhöhen, so könnte das Massenträgheitsmoment und somit die kinetische Energie des Rotors erhöht werden. Jedoch kann auf diese kinetische Energie nur durch eine Variation der Drehzahl, ω rot, zugegriffen werden (siehe Gleichung 2). Wie bereits erwähnt bringt eine Änderung der Rotationsgeschwindigkeit viele Nachteile mit sich. Vor allem verlässt die WEA durch eine derartige Änderung ihren optimalen Arbeitspunkt. Damit kann zwar sehr kurzfristig zusätzliche Energie bereitgestellt werden, jedoch sinkt danach die verfügbare Leistung unter das vorherige Niveau. Aus Sicht des Netzes ist das Hauptproblem, dass die ins Netz eingespeiste Leistung sinkt, wenn dieses eigentlich gerade zusätzliche Leistung braucht. Seite 20 von 39

22 Dieses Problem kann durch eine Änderung des Massenträgheitsmomentes, J WEA, umgangen werden. Dafür wurde am WETI der FH Flensburg die Idee eines Schwungradspeichers in einer WEA entwickelt. Dieser kann zu unkritischen Zeiten geladen werden, und bei einem Frequenzeinbruch die benötigte Leistungserhöhung bereitstellen, ohne die Drehzahl des WEA- Rotors abzusenken. Die Regelung des Massenträgheitsmomentes, J WEA, wird durch eine Verschiebung von Massen innerhalb des Rotors realisiert. Durch eine Veränderung des Abstandes r zum Rotationszentrum können signifikante Mengen an kinetischer Energie gespeichert bzw. freigesetzt werden (siehe Gleichungen 2 und 4) [22]. 5.2 Hydraulischer Schwungradspeicher in getriebelosen WEA Ein Großteil moderner, drehzahlvariabler WEA ist getriebelos (siehe Enercon WEA). Da drehzahlvariable getriebelose WEA mit Frequenzumrichter nur langsam drehende Komponenten besitzen, muss die Änderung des Massenträgheitsmomentes, J WEA, groß ausfallen um eine ausreichende Menge kinetische Energie bereitzustellen. Basierend auf dem von Jauch vorgestellten Konzept wurde ein System entwickelt, das so leicht wie möglich ist, um den Einfluss auf die Auslegung von Rotorblättern gering zu halten [22]. In der hier beschriebenen, welche im WETI in Kooperation mit HYDAC INTERNATIONAL GmbH, ein Hersteller von Hydraulikkomponenten in WEA, durchgeführt wurde, werden dazu hydraulische Kolbenspeicher in den Rotorblättern vorgesehen. Es wird derzeit davon ausgegangen, dass je Blatt etwa 500 kg Hydraulikflüssigkeit um 20 m von der Drehachse Richtung Blattspitzen verlagert werden müssen, um ausreichend kinetische Energie zu speichern. Das System ist in Abbildung 5 skizziert. Die inneren Kolbenspeicher sind etwa 2 m von der Drehachse entfernt. Somit würde bei einer Verlagerung des Massenschwerpunktes auf einen Radius von 22 m das Massenträgheitsmoment um kgm 2 erhöht. Diese Änderung geschieht in einem geschlossen System aus zwei Kolbenspeichern je Rotorblatt, die über eine Hydraulikleitung und regelbare Ventile miteinander verbunden sind. Die äußeren Kolbenspeicher können die Flüssigkeit in die inneren Kolbenspeicher zurück drücken, wenn die gespeicherte Energie benötigt wird. Seite 21 von 39

23 Nabe Hydraulikleitung Rotorblatt Innerer Kolbenspeicher Äußerer Kolbenspeicher Abbildung 5: Prinzipielle Darstellung eines hydraulischen Schwungradspeichers in den Rotorblättern einer WEA. Links ist der Schwungradspeicher im entladenen Zustand zu sehen. Rechts sind die hydraulischen Kolbenspeicher ohne Rotorblätter im geladenen Zustand dargestellt. Durch die Installation des oben beschriebenen Systems sind unweigerlich konstruktive Änderungen im Rotorblatt notwendig. Diese begrenzen sich jedoch im Wesentlichen auf zwei Stellen im Blatt, da sich die verschiebbare Gesamtmasse von 500 kg nicht an jeder Stelle zwischen den Kolbenspeichern aufhalten kann. In diesem System befindet sich die verschiebbare Masse entweder in den inneren Kolbenspeichern (entladener Zustand) oder in den äußeren Kolbenspeichern (geladener Zustand) (siehe Abbildung 5). Das heißt, dass das Rotorblatt nur an zwei Stellen signifikant versteift werden muss, um die Lasten durch das zusätzliche Gewicht tragen zu können. Im Rahmen der Master Thesis von Sebastian Hippel wurde der Aufbau des hydraulischen Schwungradspeichers entwickelt und das System durch physikalische Gleichungen beschrieben, um das Betriebsverhalten des Systems veranschaulichen zu können. Für weitere grundlegende Informationen wird auf die Veröffentlichung [23] verwiesen. Wie bereits zuvor erwähnt wurde, sind drehzahlvariable WEA durch den Frequenzumrichter nicht in der Lage, wie konventionelle Kraftwerke, direkt auf eine Änderung der Netzfrequenz zu reagieren. Aus diesem Grund wurde das Betriebsverhalten des Schwungrades integriert in einer drehzahlvariablen WEA mit einer Nennleistung von 2 MW simuliert (Abbildung 6). Zur Seite 22 von 39

24 Veranschaulichung wurde eine Unstetigkeit in der Windgeschwindigkeit simuliert. Die Funktionsweise des Schwungrades wäre natürlich die gleiche, wenn die Regelung des Massenträgheitsmomentes in Abhängigkeit einer Abweichung der Netzfrequenz geschehen würde. Abbildung 6: Betriebsverhalten einer 2 MW WEA im Teillastbetrieb mit aktivierten (FW_ON) und deaktivierten Schwungrad (FW_OFF) Zum Anfang der Simulation in Abbildung 6 wird die WEA bei konstanter Windgeschwindigkeit, v wind, in Teillast betrieben, d.h. sie erzeugt nicht ihre Nennleistung. Nach etwa 10 s beginnt die Windgeschwindigkeit anzusteigen. In dem Szenario mit deaktiviertem Schwungrad (FW_OFF) wird nach Erreichen der Nennwindgeschwindigkeit (t ~ 15 s) die Drehzahl durch aktivieren des Pitch Systems auf ihren Nennwert geregelt. Sobald die Windgeschwindigkeit, v wind, wieder abfällt (t ~ 60 s) beginnt die Leistung der WEA, P el, zu fallen. Zu Beginn ist der Leistungsabfall leicht gedämpft, da das Pitch System bestrebt ist die Leistung zu maximieren. Nach ca. 84 s erreicht der Pitch Winkel seinen Minimalwert, wodurch die elektrische Leistung beginnt signifikant abzufallen. Seite 23 von 39

25 In einem zweiten Szenario (FW_ON) wird das Schwungrad geladen sobald die Windgeschwindigkeit über ihren Nennwert steigt. Die zusätzliche Leistung im Wind wird genutzt, um die Drehzahl des Rotors kurzzeitig anzuheben. Nach ca. 21 s hat die Drehzahl einen Wert erreicht, welcher groß genug ist um die Kolbenspeicher zu laden. Die zusätzliche Energie im Wind wird genutzt, um die Speicher zu laden (Kolbenspeicher vollständig geladen bei ca. 48 s) ohne die elektrische Leistung der WEA zu verändern. Sinkt die Windgeschwindigkeit, dann bleibt die Leistung der WEA in diesem Szenario vorerst auf ihrem Nennwert. In dem Moment in dem der Pitch Winkel sein Minimum erreicht hat (84 s) werden die Ventile geöffnet, das zuvor komprimierte Gas in den Speichern expandiert und beschleunigt somit die Flüssigkeit in Richtung der Speicher in den Blattwurzeln. Der Massenschwerpunkt der Flüssigkeit verschiebt sich in Richtung Rotornabe und demzufolge verringert sich das Massenträgheitsmoment des Rotors. Dies erzeugt nach dem Drehimpulserhaltungssatz ein beschleunigendes Moment. Dies führt zu einem kurzzeitigen Anstieg der elektrischen Leistung. Durch das Umwandeln kinetischer Energie in elektrische Energie ist der Verlauf der elektrischen Leistung höher und gedämpfter, als wenn das Schwungrad deaktiviert ist. Würde eine große Anzahl von WEA im Netz mit diesem Schwungrad ausgestattet sein, so könnte die gesamte eingespeiste Leistung der WEA im Falle eines Abfalls der Netzfrequenz vergrößert werden. Somit könnte der Abfall der Netzfrequenz abgebremst werden und Primärregelkraftwerke hätten ausreichend Zeit, um ihre Reserven zu aktivieren. 5.3 Vorteile des hydraulischen Schwungradspeichers im Vergleich zu alternativen Systemen Einer der grundlegendsten und wichtigsten Gründe für dieses System ist, dass WEA in der Lage sind zur Systemträgheit des Netzes beizutragen. Somit werden die in Grid Codes festgelegten Anforderungen an erneuerbare Erzeugungseinheiten erfüllt [2]. Die in der WEA gespeicherte kinetische Energie kann über die Regelung des Massenträgheitsmomentes des Rotors gespeichert oder freigesetzt werden. Die Ausführung des Schwungrades als interne Einheit im Rotor einer WEA bringt im Vergleich zu alternativen Systemen viele Vorteile mit sich. Die Erzeugungseinheit WEA wird gleichzeitig Seite 24 von 39

26 zu einem regelbaren Energiespeicher. Das heißt zusätzliche Investitionskosten für die Aufrüstung der WEA könnten vorrangig durch die Ertragsgewinne der WEA vergolten werden. Daraus folgt, dass sich die Amortisationszeit der WEA etwas verlängern würde. Nichtsdestotrotz wird die WEA nach ihrer Amortisationszeit Gewinne erbringen und außerdem für ihre gesamte Betriebsdauer (in der Regel 20 Jahre) in der Lage sein zur Systemträgheit beizutragen. Wenn sich zukünftig ein Markt für Momentanreserve etablieren würde, könnten außerdem für die gesamte Betriebsdauer zusätzliche Einnahmen durch die Vergütung der Bereitstellung von Systemträgheit erzielt werden. Bei dem hier vorgeschlagenen System ist keine zusätzliche elektrische oder elektronische Ausrüstung notwendig, wie es bei Akkumulatoren oder externen Schwungrädern der Fall wäre, da die bereits vorhandene Leistungselektronik der WEA genutzt wird. Bereits General Electric (GE) hat ein System entwickelt, bei welchem ein Akkumulator mit dem Zwischenkreis des Frequenzumrichters der WEA verbunden ist [24]. Bei diesem System wird somit auch die bereits vorhandene Leistungselektronik der WEA genutzt. Jedoch kann das System von GE nicht zur Lastenreduzierung genutzt werden, worauf weiter unten eingegangen wird. Weiterhin ist dieses System für den Langzeitbetrieb geeignet, da es nicht wie bei Akkumulatoren oder externen Schwungrädern zu einer Selbstentladung kommen kann. Sind die Kolbenspeicher geladen, so können die Massen beliebig lang in diesen verbleiben. Muss nach einem längeren Zeitraum zusätzliche Leistung ins Netz eingespeist werden, so können die Kolbenspeicher entladen werden. Im Vergleich zur Methode der Regelung der kinetischen Energie durch eine Veränderung der Rotordrehzahl ist bei dem hier beschriebenen System die Beeinträchtigung der aerodynamischen Leistung sehr gering. Die WEA wird nicht in unwirtschaftlichen Betriebspunkten betrieben und die zuvor erwähnte Recovery Phase tritt nicht auf. Markus Fischer et al. haben Ergebnisse von WEA in einem Windpark in Québec (Kanada) veröffentlicht [25]. Es wird gezeigt, dass WEA zur Stabilisierung der Netzfrequenz beitragen können, indem durch eine Veränderung der Rotordrehzahl kurzzeitig elektrische Energie ins Netz eingespeist wird. Jedoch wird in allen Messergebnissen die Verringerung der Leistung zur Seite 25 von 39

27 Drehzahlerhöhung nach dem Netzfrequenzereignis sichtbar. D.h. die von den WEA ins Netz eingespeiste Leistung sinkt in dem Moment, in welchem das Netz eigentlich gerade zusätzliche Leistung braucht. Durch das erforschte interne Schwungrad tragen WEA ohne die störende Recovery Phase zur Systemträgheit des Stromnetzes, J Sys, bei. Die Geschwindigkeit, mit der sich die Netzfrequenz im Falle eines Ungleichgewichtes zwischen Erzeugung und Verbrauch ändert, wird begrenzt. Somit haben Primärregelkraftwerke ausreichend Zeit ihre Leistungsreserven für eine Stabilisierung der Netzfrequenz zur Verfügung zu stellen. Werden WEA mit diesem System ausgestattet, kann der mit der Verdrängung von konventionellen Kraftwerken einhergehenden Minderung der Systemträgheit entgegen gewirkt werden. Wie zuvor beschrieben gibt es durchaus alternative Systeme durch welche einzelne WEA oder Windparks zur Systemträgheit des Stromnetzes beitragen können. Es stellt sich daher die Frage weshalb man eine Methode in Betracht ziehen soll, welche konstruktive Änderungen am Rotorblatt bedarf. Neben dem erwähnten Nutzen für das Netz kann das hier vorgeschlagene System zudem zur Reduzierung der mechanischen Lasten der WEA beitragen. Ein Schwungradspeicher im rotierenden Teil einer WEA bedeutet unweigerlich zusätzliche Massen und bringt somit Nachteile im Hinblick auf die mechanischen Lasten der WEA. Das hat Folgen für die Dimensionierung diverser mechanischer Komponenten, was sich unweigerlich auf den Preis der WEA auswirkt. In welchem Maße diese zusätzlichen Kosten über die Bereitstellung von Systemträgheit in Zukunft vergolten werden, wird die Entwicklung des von EE dominierten Strommarktes zeigen. Das hier vorgeschlagene System hat aber auch für die Dimensionierung und Regelung der WEA einen Vorteil, der sich positiv auf die Kosten der WEA auswirken kann. Große WEA sind immer hochgradig schwingungsfähige Systeme, die aufgrund der normalen Anregung aus dem Wind zu Schwingungen neigen. Moderne WEA versuchen Arbeitspunkte zu vermeiden, in denen es zwischen der Anregung und den Eigenfrequenzen des Triebstrangs zu Resonanzen kommen kann. Wenn solche Arbeitspunkte nicht komplett vermieden werden Seite 26 von 39

28 können, werden sie schnell durchfahren. Unvermeidbare Schwingungen werden mit aktiver Dämpfung bekämpft. Durch das hier vorgeschlagene System können jedoch auch die Eigenfrequenzen des Triebstrangs während des Betriebs verändert werden. Mit einem Schwungradspeicher in den Rotorblättern einer WEA ist zusätzlich auch eine Veränderung der Eigenfrequenzen der Rotorblätter möglich. Somit kann es ermöglicht werden, bei kritischen Drehgeschwindigkeiten, oder anderen kritischen Anregungen, die Eigenfrequenz außerhalb des gefährdeten Bereiches zu verschieben. Dadurch können schwingungsbedingte, mechanische Lasten gesenkt werden. Dieser Effekt wirkt der oben beschriebenen Lastenerhöhung entgegen. Somit ist die Gesamtauswirkung auf die Dimensionierung der Bauteile nach dem momentanen Stand nicht abschätzbar. Die Auswirkungen eines variablen Massenträgheitsmomentes auf die Eigenfrequenzen ist unter anderem Bestandteil des folgenden Kapitels. Seite 27 von 39

29 6 Bedenken an der technischen Realisierbarkeit Die Erforschung eines Systems, was es noch nicht auf dem Markt gibt, wirft unweigerlich Fragen auf. Im Folgenden wird auf die offensichtlichsten Aspekte eingegangen. 6.1 Möglicher Widerspruch zur Leichtbauweise In der Vergangenheit sind die Höhe und der Rotordurchmesser von WEA stetig gestiegen, wodurch immer größere Nennleistungen ermöglicht wurden. Da die Kosten einer WEA erheblich durch die Massen einzelner Komponenten steigen, ist man bestrebt diese so leicht wie möglich zu konstruieren. Je leichter eine Komponente wird, desto flexibler ist sie. Das hat zur Folge, dass das System WEA schwingungsfähiger wird. Somit kann es schneller zu Anregungen und Resonanzen kommen, was die mechanischen Lasten einer WEA erhöht. Genau an dieser Stelle kommt der vorgeschlagene Schwungradspeicher zum Einsatz. Durch eine Verlagerung der Massen im Rotorblatt werden die Eigenfrequenzen des WEA Rotors so beeinflusst, dass eine Übereinstimmung von Anregungs- und Eigenfrequenz (Resonanz) vermieden wird. Somit kann der Lastenerhöhung durch zusätzliche Massen durch das System mit Hilfe der Vermeidung von Resonanzen (Lastenreduzierung) entgegengewirkt werden. Es steht außer Frage, dass das vorgeschlagene System nicht dem konventionellen Weg (höhere Leistungen und geringere Massen (Kosten)) von WEA folgt. Jedoch ist es für innovative Forschung oft unerlässlich unkonventionelle Wege zu beschreiten um zu neuen Lösungen zu gelangen. Imraan et al. untersuchten zum Beispiel ein System, bei welchem eine WEA nicht wie üblich einen konstanten Rotordurchmesser hat [26]. Die Länge der Rotorblätter solcher Anlagen ist variabel, wodurch bei Schwachwind die Leistung erhöht und bei Starkwind die Lasten reduziert werden können. Dies ist ein weiteres Beispiel für einen innovativen Ansatz, welcher nicht die Gewichtsreduktion als oberste Priorität sieht. 6.2 Änderungen der Resonanzfrequenzen Jedes schwingungsfähige System besitzt eine oder mehrere Eigenfrequenzen. Wird ein System mit einer Frequenz angeregt, welche mit einer Eigenfrequenz übereinstimmt, so kommt es zu Seite 28 von 39

30 Resonanzen, d.h. das System schwingt mit großen Amplituden. Eine WEA ist ein äußerst schwingungsfähiges System, das durch verschiedene äußere Kräfte (Wind, elektrische Spannungen im Netz, Wellen, Erdbeben) angeregt werden kann. Jedoch kommt es auch während des Betriebs einer WEA durch die Drehung des großen WEA Rotors zu Anregungen. Einzelne Komponenten, wie zum Beispiel der Turm einer WEA, werden so ausgelegt, dass deren Eigenfrequenz nicht im Bereich der drehzahlabhängigen Erregerfrequenz im Dauerbetrieb liegen. Die Auslegung solcher Komponenten unterliegt dabei den Richtlinien des Germanischen Lloyds [27]. Es ist jedoch nicht möglich im gesamten Drehzahlbereich einer WEA Resonanzen zu vermeiden, weshalb diese Punkte schnell durchfahren werden. Durch eine Verlagerung der Massen im Rotorblatt ändern sich die Eigenfrequenzen der Rotorblätter und des Triebstrangs der WEA. Der Zusammenhang zwischen Massenträgheitsmoment, J, und der Eigenfrequenz, ω 0, wird am Beispiel eines Torsionsfederschwingers mit der Federkonstanten D (in Nm/rad) verdeutlicht (siehe Gleichung 5). Gleichung 5 Wird das Trägheitsmoment J vergrößert, dann verringern sich die Eigenfrequenzen bei konstanter Steifigkeit. In welchem Maß die Eigenfrequenzen beeinflusst werden und auf welche Weise das Schwungrad geregelt werden muss, um kritische Arbeitspunkte (Resonanzen) zu vermeiden ist Bestandteil eines geplanten Dissertationsvorhabens. Durch eine geeignete Regelung der Eigenfrequenzen, können Resonanzen, und somit auf die WEA wirkende Lasten, reduziert werden. Demzufolge kann der Schwungradspeicher genutzt werden, um die durch den Germanischen Lloyd festgelegten Richtlinien zu erfüllen [27]. 6.3 Änderung des Rotorblattdesigns In der im WETI in Kooperation mit der Firma HYDAC INTERNATIONAL GmbH durchgeführten Studie wurde die Realisierbarkeit des geplanten Projektes untersucht. Die Seite 29 von 39

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