Der Anteil der Windenergie an der Gesamtenergieerzeugung steigt und steigt – und mit ihm der Preisdruck eines gesättigten Marktes. Das Gebot der Stunde lautet daher, die wirtschaftlichen Risiken zu reduzieren und wettbewerbsfähig zu bleiben. Obwohl sich schon wenige Prozentpunkte mehr Effizienz bereits positiv auf die Rentabilität auswirken, produziert eine Vielzahl an Windenergieanlagen heutzutage Strom mit einem nicht optimal zum Wind ausgerichteten Rotor. Hintergrund hierfür sind sehr geringe Azimut-Geschwindigkeiten von weniger als einem Grad pro Sekunde, die zumeist im Anlagendesign und weniger in den fundamentalen Regeln der Physik begründet sind. Neuartige Steuerungslösungen für den Azimutbetrieb wie zum Beispiel „Rapid-Yaw“, ermöglichen es jedoch, die Effizienz von Windenergieanlagen zu steigern.
Unkalkulierbarer „Treibstoff“ Wind
Die Steigerung des Wirkungsgrades ist aber nicht einfach, denn der sich permanent ändernde, schwankende „Treibstoff“ Wind lässt sich nur schwer vorhersagen. Das Maschinenhaus einer Windenergieanlage befindet sich durch Turmhöhen zwischen 80 und 140 Metern bereits innerhalb einer Luftschicht, in der der Grad an Turbulenzen weitaus stärker ist als in größeren Höhen. Da sich die Windgeschwindigkeiten und -richtungen häufig ändern, ist es schwierig, die Anlagen so zu konstruieren und zu steuern, dass sie das Maximum herausholen.
Ein Steuerungsaspekt ist die Windnachführung (auch als Gieren oder Azimut bezeichnet), wobei die Gondel um die Turmachse gedreht wird, um die Rotorblätter in den Wind auszurichten. Je besser eine Anlage in den Wind ausgerichtet ist, desto höher ist ihr Wirkungsgrad. Im Umkehrschluss könnte man eine nicht optimale Ausrichtung auch als Azimutfehler bezeichnen. Der Winkel zwischen der Rotorachse und der Windrichtung wird als Winkel β definiert.
Der Betrieb einer Anlage mit einem Azimutfehler hat durch steigende zyklische Belastungen bei β negative Auswirkungen sowohl auf die Energieerzeugung, die bei steigendem Winkel β abnimmt, als auch auf die Lebensdauer der Maschine. Die technischen Herausforderungen bestehen deshalb in einer Optimierung der Windnachführung und gleichermaßen in einer Minimierung von β. Für die Messung der Windrichtung im Verhältnis zur Rotorachse stehen neue Sensortechnologien zur Verfügung, die auf Basis einer Fernerfassung mittels Laserlicht oder der Ermittlung der Verformungswerte der Rotorblätter arbeiten. Diese Technologien sorgen für eine zeitnahe Messung des Windfeldes und stellen somit ein geeignetes Steuersignal bereit. Eine weitere Herausforderung besteht darin, die Windnachführung der Anlage zu beschleunigen.
Massive gyroskopische Kräfte
Heutige Rotorblätter erzeugen mit Längen von über 45 Metern und einem Gewicht von 8 bis 10 Tonnen bei Azimutraten von wenigen Grad pro Sekunde massive gyroskopische Kräfte (mehr dazu in der Online-Version dieses Artikels). Die derzeitige Lösung zur Vermeidung solcher gewaltiger Kräfte besteht in einem Betrieb mit geringen Azimutraten. Geringe Raten führen zwar zu geringen gyroskopischen Kräften, was vielleicht aus baulicher Sicht erwünscht ist, hindern aber auch die Anlage an der Nachführung bei Windrichtungswechseln.
Mathematische Berechnungen belegen, dass ein Azimutfehler von 10 Grad einen Leistungsverlust zwischen 3 und 4,5 Prozent bedeuten kann. Tritt innerhalb eines Jahres solch ein Leistungsverlust häufiger auf, ist die damit verbundene Reduzierung der Energieerzeugung auch finanziell relevant. Darüber hinaus führen Azimutfehler zu zyklischen Belastungen der Rotorblätter, die in vorzeitigen Rotorschäden resultieren können und somit die Wartungskosten mit entsprechenden Rentabilitätseinbußen nach oben treiben.
Messungen an Wettermasten in flachem Gelände haben Änderungen der Windrichtung bis zu 50 Grad innerhalb einer Zeitspanne von zehn Sekunden ergeben. Die Änderung der Windrichtung erfolgt damit viel schneller, als die gegenwärtigen Azimutraten von modernen Windenergieanlagen. Ein wesentlicher Grund hierfür ist, dass die Azimutverstellung und die Rotorblattverstellung (Pitchsystem) voneinander entkoppelt sind, da sie separat gesteuert werden. Eine Lösung dieses Problems besteht darin, Azimut- und Rotorblattverstellung in einem gemeinsamen „choreografierten" Manöver zu synchronisieren. Diese neue Art der Steuerung wird als „Rapid-Yaw“ (siehe Abbildung oben) bezeichnet. Das Modul, das diese Steuerung ausführt, beginnt das Manöver durch Ausgabe einer vorher festgelegten Beschleunigungsrampe für die Azimutrate an den stufenlos regelbaren Azimutantrieb. Gleichzeitig erhält das Modul Signale zum Zustand der momentanen Rotorstellung, der Azimutrate, der Windgeschwindigkeit und der Rotorblattverstellung. Mithilfe dieser Informationen berechnet das Modul beziehungsweise die Recheneinheit die erforderliche Bewegung zur Rotorblattverstellung und sendet das entsprechende Signal an das Pitchsystem in der Nabe. Das Ergebnis ist eine abgestimmte Bewegung zwischen Azimutrate und Rotorblattverstellung, die die gyroskopischen Kräfte neutralisiert.
Vorausschauende Rotorblattverstellung
Die voneinander unabhängige Verstellung jedes Rotorblattes ist in der Branche nicht neu. Eine solche Rotorblattverstellung heißt IPC (Individual Pitch Control) und wird über gemessene Rotorblattbelastungen gesteuert, um eben diese Belastungen zu reduzieren - es handelt sich hier also um einen geschlossenen Regelkreis. Jedoch kann dieser Regelkreis keine gyroskopischen Kräfte aufheben, die aus einer schnellen Azimutbewegung resultieren.
Der Hauptgrund liegt darin, dass ein geschlossener IPC-Regelkreis eher auf die Auswirkungen gyroskopischer Kräfte konzentriert ist, nämlich Rotorblattbelastungen, als auf deren Ursache (die Azimutregelung oder auch Windnachführung). Bei IPC beruht das Eingangssignal auf einer Verformung des Rotorblattes. Im Fall von „Rapid-Yaw" ist dieses Signal die Folge von gyroskopischen Kräften und tritt bezogen auf deren Ursache zeitverzögert auf. Außerdem wird das Rotorblattsignal gefiltert, um Schwankungen auszuschließen, die schneller sind als die Ansprechzeit des Pitchsystems. Diese Filterung erfolgt entweder explizit oder implizit in der PID-Regelung (Proportional-Integral-Differential-Regelung), die das Ausgangssignal an das Pitchsystem festlegt.
Offene Regelschleife
Bei der neuartigen „Rapid-Yaw"-Steuerung handelt es sich um eine offene Regelschleife, die sich auf die ausgegebene und leicht zu messende Azimutrate sowie auf die Rotordrehzahl und die durchschnittliche Windgeschwindigkeit stützt. Sind diese drei messbaren Größen bekannt, kann die Rotorblattverstellung unter Verwendung von Gleichungen, die aus der kinematischen Bewegung der Windenergieanlage abgeleitet werden, präzise errechnet werden. Im Gegensatz zur IPC-Regelung, die zufällige, stochastische Eingangssignale bewältigen muss, beruht die „Rapid-Yaw"-Steuerung auf gleichmäßigen, deterministischen Signalen. Die Azimutrate ist in der Tat schon im Voraus bekannt, folglich wird auch die Rotorblattverstellung „vorausschauend“.
Der Einfluss von Windturbulenzen – ein stochastisches Signal – steht an zweiter Stelle und kann vor allem wegen der hohen Geschwindigkeit des Rotorblattes in Bezug auf den auftreffenden Wind (typischerweise sieben- bis achtmal schneller) vernachlässigt werden. Eine zeitliche Filterung ist nicht erforderlich, und die Rotorblattverstellung kann zum richtigen Zeitpunkt gestartet werden, wobei ein synchronisiertes Verhältnis zwischen Azimutnachführung und Pitchsystem erreicht wird. Die Bewegung der Rotorblattverstellung dauert so lange wie die Azimutnachführung der Windenergieanlage erfolgt und stoppt danach. Die Folge: ein Minimum an Verschleiß des Pitchsystems und der Rotorblattlager. Ein typisches Pitchsystem erreicht eine Verstellgeschwindigkeit bis zu 10 Grad pro Sekunde. Bei dieser Geschwindigkeit ist eine Aufhebung gyroskopischer Belastungen bis zu einer Azimutrate von 5 Grad pro Sekunde möglich. Das ist zehnmal schneller als das gegenwärtige Maximum.
Attraktive Potenziale für die Branche
Die präzise Berechnung des Zuwachses an jährlicher Energieerzeugung mittels „Rapid-Yaw“ schwankt mit den örtlichen Gegebenheiten, den Größenordnungen an Turbulenzen und mit der Anordnung eines Windparks. Genauere Simulationen hierzu werden momentan noch durchgeführt. Eine von SSB Wind Systems initiierte Studie über den Zeitraum von einem Jahr und unter Einsatz eines an der Rotornabe installierten Lidar-Messsystems liefert eine erste Einschätzung. Die ausgewählte Windenergieanlage steht auf sehr flachem Land mit wenigen Hindernissen und wenigen weiteren Anlagen in der unmittelbaren Nachbarschaft. Die Studie zeigt, dass durch eine schnelle Windnachführung ein Zuwachs an Energieerzeugung im Bereich von zwei bis vier Prozent realistisch sein könnte. Der Einsatz von „Rapid-Yaw" in Kombination mit einem Windsensor wäre somit eine durchaus attraktive Option für die Branche.
Mehr zu Azimutraten lesen Sie in der Online-Version dieses Beitrags.
Wenn immense Kräfte walten
Eine Person sitzt auf einem Drehstuhl und hält ein schnell rotierendes Rad (den Rotor einer Windenergieanlage) in den Händen. Die Drehung des Rades entlang der Nabe erzeugt einen Drehimpulsvektor, der gleich dem Drehimpuls ist, der vom Rotor um die Achse der Hauptwelle erzeugt wird. Sitzt man still, also ohne Nachführen, spüren die Hände nur das nach unten gerichtete Gewicht des drehenden Rades. Beginnt man aber, den Stuhl nach links oder rechts zu drehen, ist das Rad bestrebt, nach unten oder oben zu kippen, je nachdem, in welche Richtung die Azimutbewegung ausgeführt wird.
Je schneller man sich auf dem Stuhl dreht, desto stärker sind diese Kräfte. Werden diese Kräfte von Materialbelastungen im Rotorblatt hervorgerufen, dann erzeugen deren Summe über die gesamte Rotorblattspannweite ein hohes Massenträgheitsmoment an der Rotorblattwurzel. Diese Kraft bezeichnet man als gyroskopische Kraft (oder Kreiselmoment).
