Windenergie

• Ca. 2,5% der auftreffenden Solarstrahlung (140000 EJ/a) werden für die Atmosphärenbewegung verbraucht

  • Theoretische Leistung liegt bei 4450 TW

• Wind ist “eigentlich” Solarenergie (primärenergetisch betrachtet)

Allgemein:

• Variation über das Jahr, den Tag, die Stunde

  • Üblicherweise niedrige Windgeschwindigkeiten im Sommer, hohe Geschwindigkeiten im Winter (Nordhalbkugel)

  • Ausgeprägter Tages- und Stundegang

    • Variationen von 30-40%

• Jahreszeitliche Schwankung des Luftdrucks

• Rauigkeitslänge z_0 beeinflusst die Strömungsgeschwindigkeit an der Erdoberfläche an (Wald, Stadt, Wiese, Meer)

  • Grenzschicht der Erde: Mittlere Ausdehnung der Grenzschicht liegt bei ca. 1000m

  • Höhere Windgeschwindigkeiten in Norddeutschland

• Einfluss der Topographie auf das vertikale Geschwindigkeitsprofil

  • starke Geländeneigungen können zu turbulenten Ablösungen führen

Tageszeitliche Schwankung:

• Niederung- oder Bodentyp:

  • minimale Windgeschwindigkeiten in der Nacht bis ca. 6h

  • Ab ca. 9h Tagesmittelwert

  • Zwischen 14-16h maximale Geschwindigkeit

  • minimum gegen Mitternacht

• Höhentyp:

  • in Gipfellagen

  • quasi Umkehrung des Bodentyps

  • tagsüber labile Schichtung, hoher Impulstransport zu tieferen Schichten

  • Nachts stabile Schichtung/ Strömung abgekoppelt von bodennahen Schichten

Jahres- Tages- Stundengang:

Niederungstyp:

Höhentyp:

Geländeneigungen:

See- und Landwind:

(Tag)

Berg- und Talwind:

Betz-Faktor: (idealisierte Annahme)

(-> stationär, inkompressibel, reibungsfrei, drallfrei, konstantes Geschwindigkeitsprofil)

• Optimales Geschwindigkeitsverhälntnis bei 1/3

  • max. Gewinnbare Leistung 59% aus PE

• Die kinetische Energie kann nicht komplett umgewandelt werden, da sonst der Massenstrom nach der Turbine nicht mehr abgeführt wird und “verstopft”

Schmitz-Faktor: (Berücksichtigt Drall in Abströmung, Stärkster Einflussfaktor)

(Vernachlässigung des Dralls für hohe Schnelllaufzahlen/ Schmitz nähert sich Betz an)

Wichtig: Geschwindigkeit geht mit dritter Potenz in die Leistung ein!

• Widerstandsläufer (Schnelllaufzahl max.=1) mit niedrigeren Leistungen als Auftriebsläufer

• Vertikalmaschinen mit niedrigeren Leistungen als Horizontalmaschinen (mit generell kleineren Schnelllaufzahlen)

• Je größer die Schnelllaufzahl desto weniger Rotoren

• Windgeschwindigkeit fluktuiert stark

  • Mittelwerte eignen sich nicht

• möglichst viele kurze Einzelmessungen, Mittelung der Werte über 10 min bis 1h über möglichst lange Zeit (ideal >1a)

• Erstellung von Histogrammen

  • d.h. welcher Wind wie lange geweht hat

(hier Mittelung über den Tag)

z.B.:

• 3-4m/s wurden 4-Mal zwischen 6 und 10 Uhr gemessen

• Der Balken des Histogramms für diese Windgeschwindigkeit ist daher größer (Zeigt an das für diesen Tagesgang diese Windgeschwindigkeit für 4 Stunden anlag)

• gibt die Häufigkeit an, welche Windgeschwindigkeiten erreicht wurden

• Maß für die mittlere Geschwindigkeit

• Ermittlung des Ertrags durch Multiplikation der Leistungsklassen mit den relativen Häufigkeiten innerhalb des betrachteten Zeitintervalls T und Summation

• Häufigkeitsrose

• Geschwindigkeitsrose

• Energierose

Windrosen geben zusätzlich die Häufigkeit an aus welcher Himmelsrichtung der Wind kommt

• im Tagesgang

Abschätzung der dynamischen Belastung der WEA -> Lebensdauer!

• Leistungsstärkste WEA (in China) mit 20MW

  • Rotordurchmesser zwischen 260 bis 292m

• kinetische Energie -> Wellenenergie -> elektrische Energie

• Größte Verluste im Rotor (Betz, Schmitz-Faktor)

• Blattspitzenverluste

• Bilanz über Herstellung, Betieb, Abriss

Gut zu Wissen: (CO2 Äquivalente in t/GWh !)

• Bei Reduzierung auf 2% der Fläche der BRD durch Abstands regeln, etc. ergibt sich onshore ein techn. Potenzial von ca. 180 TWh/a

• Offshore-Potenzial aus verfügbarer Fläche (ca. 1,58 Mio ha) und Flächeninanspruch nahme von 22ha/MW

Grundlegender Effekt:

Venturie-Effekt:

• Verengt sich der Abstand der Stromlinien nimmt die Geschwindigkeit zu, und der Druck nach Bernoulli entsprechend ab

Das Passiert auf dem Profil:

• Die Stromlinie wird über die Oberfläche des Pofils geführt

• Dabei wird sie gekrümmt, der Abstand zwischen den einzelnen Stromlinien nimmt ab

• Es entsteht ein Unterdruck (Zentripetalkraft), dieser zwingt die Stromlinie auf das Profil und gleicht die Beschleunigung nach außen aus (“Fliehkraft”)

  • je größer der Radius der Stromlinie desto geringer der Druck

• Es entstehen Druck- und Saugseite

• Gleitzahl: Verhältnis aus Auftriebs- und Widerstandkoeffizient

• Polardiagramm: Graphische Darstellung der Gleitzahl für ein spezifisches Profil mit verschiedenen Anstellwinkeln

  • Alpha 0: kein Anströmwinkel, minimaler Widerstandswert

  • cA,min: kleinster Auftriebswert

  • Tangente vom Ursprung: beste Gleitzahl (maximale Steigung)

  • cA,max: größter Auftrieb, minimale Ablösungen

  • Stall: Ablösungen, kein Auftrieb

Versch. Flügelschnitte

• Die Umfangsgeschwindigkeit steigt linear mit dem Radius

• c1 bleibt konstant

• Die relative Anströmgeschwindigkeit w steigt

• Der relative Anströmwinkel ändert sich über den Radius/ daher Verwindung im Windratrotor

  • Vorallem an der Blattspitze spielt eine hohe Gleitzahl (Wirkungsgrad steigt proportional) eine wichtige Rolle

Steigende Windgeschwindigkeiten

• c1 steigt

• Umfangsgeschwindigkeit u bleibt konstant

• Der relative Anströmwinkel nimmt zu

• siehe Polardiagramm: steilere Anströmung endet im Stall

Stall Regelung

• feste Rotoblätter

• Bremsen durch Strömungsabriss nach Erhöhung der Windgeschwindigkeit (Stall)

• günstig, kein Getriebe für Blattwinkelverstellung etc.

Pitch Regelung

• Blattwinkelverstellung über Motor verstellbar/ kann den aktuellen Windverhältnissen und der darus resultierenden relativen Anströmung angepasst werden

• Breiterer Leistungsbereich/ gute Leistungsanpassung

• Teurer/ komplexe Bauweise/ Wartung

• verdrehbare Bllattspitze

• Klappe im Flügel

• aufklappbare Endscheibe

• Bremsen an Blattspitze nutzen aerodynamischen Widerstand

  • P_max wird reduziert

• WEA für langsame Windgeschwindigkeiten nutzen häufig sogenannte Windfahnen

  • Automatische Regelung

  • Dreht bei hohen Windgeschwindigkeiten die Gondel aus dem Wind

Klassifizierung anhand:

• Auftriebs- oder Widerstandsläufer

• Vertikal- oder Horizontalachsenmaschine

• Orientierung im Wind (Luv-/ Lehläufer)

• Rotoranzahl und Schnelllaufzahl

• Anwendungsbereich (z.B. Wasser pumpen, Korn mahlen, Strom erzeugen, Messgerät)

(je kleiner die Schnelllaufzahl, desto größer die Rotoranzahl!)

Kosten/ Nutzen abwägung:

• Erhöhung der Blattzahl bringt nur bedingt Leistungssteigerung

  • 1 -> 2: +10%

  • 2 -> 3: +3-4%

  • 3 -> 4: +1-2%

• Kosten pro Blatt ~200.000€ (allein Rotorblätter bei Dreiblattanlage tragen Kostenanteil von 25%)

• Mechanische Wechselbeanspruchung sinkt mit zunehmender Blattanzahl -> großer Einfluss auf Lebensdauer und damit maßgeblicher Faktor für Dreiblattanlagen

(Bei hohen Schnelllaufzahlen unterscheidet sich der Leistungsbeiwert für versch. Blattanzahlen kaum !!)

• Aerodynamischer Einflussparameter: Profilbelastung

  • Je geringer die Blattzahl, desto größer muss die Blatttiefe (Sehnenlänge s) sein

• Umsetzbare Leistung hängt direkt mit der Resultierenden aus Auftriebs- und Widerstandskraft zusammen

  • je größer die Rotorfläche desto größer die Auftriebskraft

  • je größer die Sehnenlänge, desto größer die Rotorfläche

(Z=1, Z=2, Z=3)

mechanische und aerodynamische Belastungen

• mechanische Belastung in:

  • stationär: Fliehkräfte, Belastung durch mittlere Windgeschwindigkeit

    • Luftkräfte wirken in Achsrichtung (größte Belastung)

      • Anteil der resultierenden Kraft aus Auftriebs- und Widerstandskraft

  • instationär: mit der Drehzahl periodisch wechselnde Belastung/ nicht periodische stochastische Belastung (turbulentes Geschwindigkeitsprofil)

    • Belastung durch Höhenprofil

      • Schwellbeanspruchung abhängig vom Umlaufwinkel

        • maximal bei senkrechter Rotorstellung, da durch den Höhenunterschied unterschiedliche Wingesschwindigkeiten an jeweiligen Blattspitzen wirken

        • Bemerkbar, da Windgeschwindigkeit mit dritter Potenz in Leistung eingeht

    • Turmschatten: Zyklische Entlastung durch Ablösung über Kreiszylinder (Turm) bei Lehläufer

  • Dauerwechselbeanspruchung resultiert in Materialermüdung -> Daher dynamische Last wesentlich bedeuntender

• aerodynamische Belastung in:

  • Tangetialkraft

  • Schubkraft

• Gefahr von Fluid-Struktur Wechselwirkungen durch gegenseitiges Verstärken von mechanischer Schwingung und aerodynsmischen Effekten -> Flattern

• Gleichmäßige Verteilung der Tangentialkraft bei Normalbetrieb

• Schubkraft bei Normalbetrieb an Rotorspitze am größten

• Bruchfestigkeit: aus statischer Belastung durch Windgeschwindigkeit

• Dauerfestigkeit: aus periodischer Belastung

  • Lebensdauer von 20-30 Jahren

  • 20 U/min -> 1200 Lastspiele pro h

  • 180 Tage/a Lastbestrieb -> 5x10^6 Lastspiele

• Schwingungsverhalten (Vermeidung von Resonanz)

Arbeitsumsetzung vorwiegend außen

• Die letzten 30% Rotorlänge haben ~50% der Rotorfläche

• Leistung ist proportional zur Umfangsgeschwindigkeit und dem Massenstrom

  • u(r) steigt mit dem Radius

  • m_punkt(r)=A(r)*rho*c1(t) steigt mit dem Radius

Problem weil:

• Ausgleichströmungen an der Flügelspitze zwischen Saug- und Druckseite reduzieren Auftriebskraft

  • Ort der größten Arbeitsumseztung, daher Problematisch

Minimierung durch:

• Winglets an Blattspitzen

• Mehr Rotoren führen zu Entlastung

  • Auswirkung auf Gesamtarbeitsumsetzung wird geringer

• Symmetrisches Profil an Spitze -> keine Druckgradient mehr, daher auch keine Ausgleichströmung

  • jedoch auch keine Auftriebskraft mehr, daher sinnlos

• Lärmminderung durch eine gezackte Hinterkante zur Auflösung der kohärenten Strukturen in der Abströmung

  • Entstehung von kleinen weniger Energiereichen Wirbeln die weniger Lärm verursachen

• Bessere Vermischung von laminarer und turbulenter Strömung an Hinterkannte -> Druckschwankung an Blattkannte reduziert

Allgemein: Turm trägt die Gondel (Rotor, Welle, Generator), das Turmgewicht liegt bei mehreren 100t

Anlagenpreis:

• macht ~15-20% des Anlagenpreises aus (Transport und Montage)

• Bei Offshore-Anlagen erhöht sich der Einfluss durch das aufwendige Fundament

Turmhöhe:

• Turmhöhe beträgt das 1 – 1,8fache des Rotordurchmessers

• Turmhöhe wird bestimmt durch die Leistung der WEA und die Turbulenz der Zuströmung

Turmbauarten:

• Mast-Turm (Kleinstanlage, einfach aufzubauen, abklappbar bei Sturm)

• Gitterturm (hohe Festigkeit, leicht, kaum Windwiderstand, in Höhe begrenzt)

• Stahlrohrturm (hohe Festgkeit, teuer, schwer)

• Betonturm (Schwer, günstig)

• Hybridturm aus Stahl und Beton (große Höhen erreichbar)

Allgemein:

• Kosten für das Fundament betragen 3-5% der Projektkosten

• Bauweise hängt ab von

  • Standort (Geologie, Bodenbeschaffenheit)

  • Windverhältnissen

  • Der WEA (Masse, Höhe, etc.)

Turmfundamente:

• Offshore:

  • Tripod

  • Jacket

  • Tripile

  • Schwerkraftfundament

  • Monopile

  • Schwimmendes Fundament, mit Ankern im Meeresgrund fixiert (für Bereiche mit größeren Tiefen)

• Onshore:

  • Fundamentplatte aus Beton, unter Umständen auch mit Pfählen im Boden verstärkt (weicher oder sumpfiger Boden)

• Abhängig von der Anlagengröße

  • Maßgebend Blattspitzengeschwindigkeit

• Bei gegebener Schnelllaufzahl (Umfangsgeschwindigkeit/ Windgeschwindigkeit), der Windgeschwindigkeit und den Rotorabmessungen R lässt sich die optimale Drehzahl berechnen

VAWT: Vertical Axis Wind Turbine

• VAWT haben generell niedrigere Schnelllaufzahlen, d.h. geringere Leistungsausbeute

• Widerstandsläufer

  • Starke Umlenkung der Anströmung

  • Teils mit Auftriebselementen

• Durch Schraubenform wird Drehmoment “vergleichmäßigt”

• Auftriebsläufer

• Erreicht höchste Wirkungsgrade aller VAWT-Anlagen

  • Ca. 40% Wirkungsgrad möglich

  • Problematisch sind Strömungsablösungen bei verschiedenen Blattstellungen

• Nicht Selbststartfähig

  • z.T. mit Savonius-Rotor kombiniert