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Windenergie: On- & Offshore

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Maximale Flächenwirtschaftlichkeit von Windparks

Text: Dr. Martin Hörenz, Eno Energy Fotos: Eno Energy
Die zur Verfügung stehenden Flächen für Windparks sind oft begrenzt. Bei der Anlagenkonstruktion ist es deshalb wichtig, nicht nur auf den Ertrag von Einzelanlagen zu achten. Damit Windkraftanlagen auch im Verbund funktionieren, kommt es auf die richtige Auslegung an.

Windenergieanlagen werden zwar meist als Einzelanlagen entwickelt, aber nur selten als Solitär errichtet. So generieren sie für sich einen möglichst großen Ertrag bei minimierten Anlagenkosten. Die theoretisch mögliche Ertragsausbeute eines Windparks bestehend aus solchen Anlagen, wird dabei jedoch außer Acht gelassen. Weil die Nutzungsflächen für Windenergieanlagen begrenzt sind und der Ausbau der Windenergie die verfügbaren Flächen verknappt, gilt es die Windenergieanlagen einer neuen Anlagengeneration deshalb optimal für die Funktion und den Ertrag der Turbinen in einem Windpark auszulegen und zu betreiben.

Mit der Neuentwicklung der neuen Turbine „e.n.o. 114“ geht deshalb ein Paradigmenwechsel einher: Der klassische Ansatz eines Anlagendesigns mit Fokussierung auf Ertragsmaximierung einer Einzelanlage tritt zugunsten einer Auslegungsphilosophie in den Hintergrund, die die Wirtschaftlichkeit der knappen Ressource Windparkfläche optimiert.

Effiziente Rotorblattprofile

Für die Erhöhung des Flächennutzungspotenzials spielen verschiedene Faktoren eine Rolle: Kernpunkt ist einerseits die aerodynamische Auslegung auf möglichst geringe Nachlaufturbulenzen und die Wahl geeigneter Betriebsparameter. Andererseits sind höhere Lasten infolge erhöhter Turbulenzen zu berücksichtigen. Ein wichtiger Punkt ist die Profilgeometrie des Rotorblattes: Denn der optimale Anstellwinkel eines Rotorblattes bestimmt die maximale Gleitzahl. Ein effizientes Profil sorgt hierbei für die Maximierung der Gleitzahl. Solche Profile haben vorab in Simulationen oder Windkanalversuchen möglichst große Auftriebsbeiwerte und möglichst kleine Widerstandsbeiwerte ergeben. Die Versuche zeigen aber ebenso deutlich, dass mit einem höheren Auftriebsbeiwert in aller Regel auch ein höherer Widerstandsbeiwert einhergeht, der zu steigenden Turbulenzen im Nachlauf der Windenergielage führt. Die Profile lassen zudem weitere Herausforderungen bezüglich des optimalen Anstellwinkels unberücksichtigt. So erhöht sich der Widerstandsbeiwert durch Turbulenzen in der Anströmung zusätzlich wodurch eine nochmalige Verschlechterung des Turbulenzverhaltens im Nachlauf verzeichnet werden muss. Um eine Windenergieanlage optimal für den Einsatz im Windpark auszulegen, sollte also unter anderem ein Rotorprofil gewählt werden, das in erster Linie einen möglichst geringen Widerstandsbeiwert aufweist. So lassen sich auch bei geringeren Auftriebsbeiwerten vergleichsweise gute Gleitzahlen erreichen. Der minimale Widerstandsbeiwert selbst gibt aber noch nicht ausreichend Auskunft, ob ein Profil für eine Windenergieanlage im Windparkverbund geeignet ist.

Turbulenz minimieren

Weiterhin ist darauf zu achten, dass sich die Strömungseigenschaften auch bei einer Änderung der Anströmungsrichtung oder bei kleineren Reglungsabweichungen bei der Blattwinkelverstellung nicht signifikant ändern. Zu bevorzugen ist ein Profil, das über einen großen Verstellbereich eine hohe Gleitzahl aber einen minimalen Widerstandsbeiwert aufweist. Die von der Windturbine verursachte Turbulenz der Luftströmung wird vor allem durch die Schubkraft des Rotors bestimmt und beeinflusst so die Leistungsfähigkeit der Turbinen im Nachlauf. Da man bestimmte Parameter wie Luftdruck oder Windgeschwindigkeit nicht beeinflussen kann, bleibt nur die Veränderung der determinierenden Parameter Profilgebung und Betriebsbedingungen.Die Betriebsbedingungen eines Rotors werden in der Regel nach wirtschaftlichen Aspekten unter Berücksichtigung emissionsfachlicher Problemstellungen wie zum Beispiel Schall gewählt. Ein Parameter ist dabei die Nenndrehzahl des Rotors, also die Drehzahl des Rotors bei der ertragsoptimierten Nennwindgeschwindigkeit. Unter Berücksichtigung des Rotordurchmessers wird sie einerseits so groß wie möglich gewählt, um das zu übertragende Rotormoment zu reduzieren. Andererseits stehen einer Erhöhung der Nenndrehzahl oft Restriktionen bezüglich Schallemissionen entgegen, da diese mit einer Erhöhung der Drehzahl des Rotors steigen. Auf Basis dieser beiden Effekte - ein möglichst geringes Rotordrehmoment und akzeptable Schallemissionen - ist also ein Kompromiss zu finden. Um verschiedene Anlagentypen vergleichen zu können, eignet sich die Geschwindigkeit der Blattspitze besser als die Nenndrehzahl des Rotors, da diese nahezu unabhängig vom Rotordurchmesser ist. Meist wird dafür eine maximale Blattspitzengeschwindigkeit zwischen 72 m/s und 80 m/s gewählt. Durch eine geräuschoptimierte Profilgebung, etwa durch zusätzliche Turbulenzerzeuger, versucht man zum Teil höhere Werte umzusetzen.

Kleinere Schubbeiwerte

Eine solche Auslegungsstrategie ist jedoch ungünstig für die Aufstellung von Turbinen in Windparkkonfigurationen: Mit steigender Nachlaufturbulenz erhöhen sich die dynamischen Belastungen auf nachfolgende Maschinen. Eine Optimierung der Nenndrehzahl ohne Vernachlässigung der Aspekte eines möglichst geringen Rotordrehmomentes führt zu einer Blattspitzengeschwindigkeit, die unterhalb von 72 m/s liegt. So lassen sich Schubbeiwerte von etwa 0,75 erreichen, während heutige Windenergieanlagen im Teillastbereich üblicherweise einen Schubbeiwert von mehr als 0,8 aufweisen. Bei sehr geringen Windgeschwindigkeiten überschreitet der Schubbeiwert oft sogar ein Wert von 1,0.

Ausgelegt für hohe Turbulenzen

Die Lastannahmen für Windenergieanlagen werden meist entsprechend normativer Vorgaben für bestimmte Windklassen berechnet, insbesondere unter Berücksichtigung der Norm IEC 61 400.Diese Richtlinien führen hinsichtlich der Lastauslegung zu Maschinendesigns, die für eine maximale Flächenwirtschaftlichkeit in einem Windpark nicht optimal sind, da einer Auslegung für eine höhere Turbulenzintensivität aus wirtschaftlichen Überlegungen ein möglichst geringer Materialeinsatz entgegensteht. Dadurch sind aber zwischen den einzelnen Anlagen in einem Windpark auch relativ große Abstände der Maschinen untereinander erforderlich, damit eine Turbine die im Nachlauf einer anderen auftretenden Störungen ertragen kann. Zudem sind derartig ausgelegte Maschinen nur unzureichend an Standorte mit hoher Umgebungsturbulenz angepasst, wie für Waldstandorte sowie bei Lückenbebauung in bestehenden Windparks. Um die Abstände zwischen Einzelanlagen in einem Windparkverbund zu minimieren, erscheint daher eine Auslegung auf eine Turbulenzintensivität von mindestens 16 Prozent entsprechend der Definition zum Erwartungswert I refbei 15 m/s nach IEC 61400-1, Edition 3, sinnvoll. Dies gelingt durch eine geeignete Materialauswahl, die Wahl der Herstellungsverfahren und die Dimensionierung der Komponenten auf eine höhere Festigkeit und Steifigkeit. So lässt sich ein im Verhältnis zu den Investitionskosten größtmöglicher Ertrag auf einer bestimmten Fläche erzielen.

Fazit

Um den derzeit begrenzenden Faktor Fläche beim Ausbau der Windenergie besser auszunutzen, sind somit verschiedene Maßnahmen denkbar. Windenergieanlagen lassen sich aerodynamisch und mechanisch so auslegen, dass in einem Windpark eine größere Flächenwirtschaftlichkeit erzielt wird, ohne dass sich dabei die Lebensdauer oder die Zuverlässigkeit der einzelnen Anlagen reduziert. Die Kombination von optimierten Rotorprofilen mit angepassten Betriebsparametern, bei gleichzeitig gesteigerter, mechanischer Robustheit gegenüber dernTurbulenzen im Windpark und durch die lokale Topografie induzierten Turbulenzen ermöglicht die Erhöhung die Anlagendichte und somit die Erhöhung der Flächenwirtschaftlichkeit.

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