Grundlegendes
Der Generator wandelt die mechanische Drehbewegung des Triebstranges in elektrische Energie um.
Dafür finden meist handelsübliche Wechselstromgeneratoren Verwendung, die je nach Lastbereich Wirkungsgrade zwischen 90 und 98 % aufweisen.
Es kommen im wesentlichen zwei Generatortypen und ihre Abwandlungen zur Anwendung - der Synchron- und der Asynchrongenerator.

Asynchrongeneratoren sind robust und wartungsarm. Sie erlauben eine einfache Synchronisation mit dem Netz, belasten das Netz aber mit Blindstrom. Im Vergleich mit Synchrongeneratoren sind sie weich ans Netz zu koppeln, weisen jedoch dabei einen etwas geringeren Wirkungsgrad als diese auf.

Synchrongeneratoren haben einen hohen Wirkungsgrad, benötigen keinen Blindstrom und können direkt oder über einen Wechselrichter ans Netz gekoppelt werden. Diese Generatoren benötigen jedoch aufwendige Zusatzeinrichtungen, um die Netzsynchronisation zu erreichen, da sie bei direkter Netzkopplung alle Leistungsschwankungen der Windkraftanlage ungedämpft übertragen. Produkt-Beispiele

Der Aufbau der Synchrongeneratoren besteht aus einem außen feststehenden Stator und innen einem Läufer, der sich auf der drehbaren Welle befindet. Dem Läufer wird meistens über Schleifringe ein Gleichstrom zugeführt, der in der Läuferwicklung ein Magnetfeld aufbaut (Erregung). Wird die Welle nun angetrieben, erzeugt dieses umlaufende Magnetfeld im Stator eine Spannung mit einer Frequenz, die genau synchron der Umlaufgeschwindigkeit des Läuferdrehfelds entspricht.
Der relativ wartungsintensive Einsatz von Schleifringen wird häufig dadurch umgangen, daß sogenannte bürstenlose Synchrongeneratoren eingesetzt werden. In diesem Fall ist auf der drehenden Welle eine kleine mitrotierende Erregermaschine installiert.

Wird ein Synchrongenerator gekoppelt mit einem starren Netz betrieben, kann er nur mit der Drehzahl laufen, die dieses Netz vorgibt. Dadurch wird die Drehzahlsteifigkeit dieses Generatortyps hervorgerufen. Beim Betrieb eines Windkraftkonverters ist dies aber nicht erwünscht, da dies große Belastungen im Triebstrang zur Folge hat. Mit variabler Drehzahl bzw. Frequenz kann der Synchrongenerator nur dann betrieben werden, wenn er über einen Gleichstromzwischenkreis entkoppelt wird oder im Inselbetrieb fährt.

Ein wesentlicher Vorteil des Synchrongenerators ist, daß er auch die Blindleistung liefern kann, die zum Betrieb verschiedener Verbraucher (z. B. Motoren) benötigt wird. Der Synchrongenerator ist außerdem im Regelfall durch geringfügig höhere Wirkungsgrade als der Asynchrongenerator gekennzeichnet.

Auch Asynchromgeneratoren besitzen außen einen feststehenden Stator und einen drehbaren Läufer. Die Erregung des Läufermagnetfeldes erfolgt jedoch anders als beim Synchrongenerator. Im Läufer befindet sich eine Wicklung, die direkt oder über einen Widerstand kurzgeschlossen ist.
Wird nun ein Asynchrongenerator an ein Drehstromnetz angeschlossen, wird in der Läuferwicklung, ähnlich wie bei einem Transformator, eine Spannung induziert. Die hier anliegende Frequenz ist gleich der Frequenz der angelegten Spannung. Da diese Wicklung kurzgeschlossen ist, fließt ein hoher Strom; er hat ein Magnetfeld im Läufer zur Folge. Dieses Läufermagnetfeld will dem Ständermagnetfeld folgen und beschleunigt den Läufer. Je schneller sich der Läufer dreht, desto geringer wird die Relativgeschwindigkeit von Läuferwicklung und Drehfeld, und damit die in seiner Wicklung induzierte Spannung.
Die Frequenz dieser Spannung entspricht nun dem Produkt aus Netzfrequenz und Schlupf. Diese Annäherung an die synchrone Drehzahl erfolgt so lange, bis das immer schwächer werdende Magnetfeld des Läufers gerade noch ausreicht, um die Reibungsverluste des Läufers im Leerlauf auszugleichen.
Die synchrone Drehzahl kann nicht erreicht werden, weil dann kein Drehmoment mehr erzeugt wird. Die Maschine läuft also asynchron. Je mehr nun die Asynchronmaschine belastet wird, desto größer wird ihr Schlupf, weil sie für eine größere Leistung ein stärkeres Magnetfeld benötigt. Mehr Schlupf heißt mehr induzierte Spannung, größerer Strom und ein kräftigeres Magnetfeld. Beim Generatorbetrieb liegt demnach die Betriebsdrehzahl stets oberhalb und beim Motorbetrieb immer unterhalb der synchronen Drehzahl. Aufgrund dieser Zusammenhänge bei der Erregung sind bei Asynchrongeneratoren Spannung und Strom nicht in Phase; es wird also Blindleistung benötigt. Je nach Leistung sind deshalb entsprechende Kondensatoren zu- oder abzuschalten.
Dieser prinzipielle Nachteil kommt in Inselsystemen verstärkt zum Tragen.
Beim Betrieb am Netz der öffentlichen Versorgung muß der jeweilige Fehlbetrag an Blindleistung durch die dort laufenden Kraftwerke mit Synchrongeneratoren ausgeglichen werden.

Ein weiches Betriebsverhalten ist für Asynchrongeneratoren am starren Netz wünschenswert, um die Belastungen, insbesondere im Triebstrang, zu reduzieren. Jedoch haben ohne besondere Maßnahmen nur sehr kleine Asynchrongeneratoren einen Schlupf bis zu ca. 10 %.
Mit zunehmender Maschinengröße nimmt der Schlupf ab.
Die heutigen Generatoren mit ca. 500 kW und mehr haben nur noch einen Schlupf von 0,5 bis 1 % und sind damit fast so steif wie Synchrongeneratoren. Durch Einbringen von Widerständen in den Läuferkreis kann jedoch der Schlupf vergrößert werden. Damit erhöht man auch die dort anfallende Verlustwärme und reduziert den Gesamtwirkungsgrad.

Werden die Widerstände des Läuferkreises direkt im Läufer untergebracht, muß dieser zwangsweise mit Luft durchströmt und dadurch gekühlt werden.
Da die angesaugte Umgebungsluft insbesondere bei Küstenstandorten salzhaltig ist, hat diese Bauweise zu großen Problemen bei der Wicklungsisolation geführt. Derzeit laufen neuere Entwicklungen mit außen liegenden Läuferwiderständen, bei denen der eigentliche Generator geschlossen bleibt. Von Vorteil ist auch, daß sich derartige Generatoren selbst in den synchronen Betrieb hineinziehen. Asynchrongeneratoren sind darüber hinaus im Regelfall billiger, robuster und wartungsärmer als Synchrongeneratoren.

Angewandte Generatorkonzepte
Mehr als 90% der weltweit betriebenen Windkraftanlagen sind mit direkt netzgekoppelten Asynchrongeneratoren ausgerüstet.
In Deutschland kommen hingegen in zunehmendem Maße Synchronmaschinen mit und ohne Getriebe, mit Gleichrichter, Gleichstromzwischenkreis und Wechselrichter zum Einsatz. Bei drehzahlstarren Einheiten erreichen Leistungs- und Spannungsschwankungen sowie die mechanischen Belastungen am Triebstrang besonders große Werte. Drehzahlvariable Systeme sind von diesen Belastungen nur in erheblich abgeschwächter Form betroffen, erfordern allerdings einen größeren gerätetechnischen Aufwand. Bereits relativ kleine Drehzahlstellbereiche (z.B. 5%) reichen aus, um Leistungsänderungen und mechanische Belastungen wesentlich zu mindern. Durch einen großen Drehzahlvariationsbereich (z.B. 50 bis 100%) lassen sich die Windturbinen insbesondere bei Teillast in der Nähe ihres Leistungsoptimums betreiben.
Auf diese Weise können höhere Energieerträge erzielt werden. Somit ist durch die Wahl des Wandlerkonzeptes eine Einflußmöglichkeit auf das Anlagenverhalten als auch auf die Netzrückwirkungen gegeben.

Asynchrongeneratoren werden statorseitig meist direkt mit dem Netz verbunden. Kurzschluß- und Käfigläufermaschinen haben eine weitgehend feste Drehzahlkopplung mit dem Netz. Variationen sind im wesentlichen nur im Bereich des Nennschlupfs möglich. Heute übliche Baugrößen der 50 bis 1500 kW-Klasse weisen bei Nennbetrieb im allgemeinen Schlupfwerte um 1% auf, wobei mit zunehmender Maschinenleistung kleinere Schlupfwerte und somit bessere Wirkungsgrade erreicht werden. Dementsprechend vermindert sich jedoch der Drehzahlvariationsbereich.
Mechanisch eingebrachte Leistungsschwankungen können somit im Netz Spannungsschwankungen hervorrufen. Speziell ausgelegte Generatoren mit erhöhtem Schlupf führen zu kleineren Leistungsschwankungen und niedrigeren Belastungen am Triebstrang und im Netz. Dabei bewirkt eine Verdoppelung des Nennschlupfs etwa eine Halbierung der Leistungsänderungen. Aufgrund schlupfproportionaler Verluste sind allerdings größere Maschinenbauformen und ein niedrigerer Wirkungsgrad die Folge. Schleifringläufermaschinen können im Schlupfbereich drehzahlvariabel betrieben werden. Die Weiterentwicklung der dazu notwendigen leistungselektronischen Bauelemente und Umrichtertechnik eröffnet zunehmend die Möglichkeit, technisch bessere Stromrichtersysteme kostengünstiger einzusetzen. Ein gewisser Trend zu derartigen Wandlersystemen ist bei einigen 1,5 MW-Anlagentypen zu erkennen.

Synchrongenerator und Umrichter
In konventionellen Wärmekraftwerken werden zur Elektrizitätserzeugung nahezu ausschließlich elektrisch erregte Synchrongeneratoren eingesetzt.
Wirk- und Blindleistung lassen sich mit diesem System entsprechend den Netzbedürfnissen einstellen. Da Windturbinen in ihrem Leistungsverhalten den Windgeschwindigkeiten bzw. deren Gradienten unterworfen sind, werden Synchrongeneratoren in Windkraftanlagen jedoch aufgrund ihrer starren Drehzahlkopplung an die Netzfrequenz nicht direkt am Netz betrieben. Ihre Netzanbindung über Frequenzumrichter ermöglicht eine Entkopplung der Turbinendrehzahl von der Netzfrequenz und somit einen drehzahlvariablen Betrieb. Bis vor wenigen Jahren wurden große Synchrongeneratoren nur in Verbindung mit Übersetzungsgetrieben verwendet. Bei den auf dem Markt eingeführten Vielpolgeneratoren kann jedoch auf ein Getriebe verzichtet werden. Bisher wurden dabei sowohl hochtourige als auch langsamlaufende Synchrongeneratoren mit elektrischer Erregereinheit ausgeführt.
Die Fortschritte in der Werkstofftechnik und eine damit zusammenhängende Kostendegression für hochwertige Magnetwerkstoffe lassen jedoch in naher Zukunft auch einen wirtschaftlichen Einsatz von permanenterregten Synchrongeneratoren erwarten. Bei der Wahl der Erregung ist weiterhin zu berücksichtigen, daß permanenterregte Generatoren wesentlich hochpoliger ausgelegt und - falls notwendig - über die Statorwicklung erregerseitig geregelt werden können. Dies führt insbesondere bei niedrigtourigen Rotoren von Megawattanlagen zu leichteren Statoren und damit zu Kosteneinsparungen beim Material, bei der Herstellung sowie beim Transport und der Montage. Zusätzlich können bei höheren Frequenzen die Glättungsglieder im Zwischenkreis des Umrichters kleiner und preiswerter ausgeführt werden.

Netzverträglichkeit und Netzrückwirkungen
Um eine störungsfreie öffentliche Energieversorgung sicherzustellen, sind die Energieversorgungsunternehmen verpflichtet, die Einhaltung festgelegter Grenzwerte für Netzrückwirkungen bzw. -einwirkungen von den Verbrauchern und den einspeisenden Erzeugern zu verlangen.
Die Einbindung von Windkraftanlagen in elektrische Energieversorgungsnetze kann jedoch zu unerwünschten Rückwirkungen in diesen Netzen führen und die Versorgung angeschlossener Verbraucheranlagen stören. Somit wird die Energieaufnahmefähigkeit des Netzes, die sogenannte Netzkapazität, wesentlich von der Netzverträglichkeit einspeisender Windkraftanlagen be- einflußt.
Dabei fallen die Netzrückwirkungen durch Spannungsänderungen, Spannungsschwankungen und Flicker sowie Oberschwingungen besonders ins Gewicht.
Andere Einflüsse wie Spannungsunsymmetrien, Zwischenharmonische, Veränderungen der Rundsteuersignale sowie Verschlechterungen des Leistungsfaktors cosj und sonstige Störaussendungen nehmen hingegen eine untergeordnete Rolle ein.
Weiterhin treten Veränderungen der Netzimpedanz und damit der Kurzschlußleistung auf.
Desweiteren muß möglichen Netzresonanzen und elektromagnetischen Störungen besondere Beachtung gewidmet werden.

Spannungsvariationen
Die elektrische Leistung einer Windkraftanlage unterliegt periodischen und stochastischen Schwankungen, die abhängig vom Wandlerkonzept direkt oder nach kurzzeitiger Zwischenspeicherung geglättet an das Netz weitergegeben wird.
Diese Leistungsänderungen verursachen in den Elektrizitätsversorgungsnetzen entsprechende Spannungsvariationen, die sich z.B. als Flicker bemerkbar machen. Periodische Leistungsschwankungen, die insbesondere durch Höhenwindgradienten, Turmschatten- bzw. Turmstaueffekte hervorgerufen werden, spielen insbesondere bei drehzahlvariablen Anlagen im Hinblick auf Spannungseinflüsse eine untergeordnete Rolle. Demgegenüber nehmen im allgemeinen die durch kurz- und langfristige Windgeschwindigkeitsänderungen auftretenden Leistungs- und Spannungsschwankungen dominierende Werte an. Außerdem verursacht das Zuschalten der Windkraftgeneratoren entsprechend hohe Schaltströme und damit wiederum Spannungsschwankungen.

Oberschwingungen
Je nach Netzanbindung weisen unterschiedliche Wandlersysteme im Hinblick auf Oberschwingungen große Differenzen auf. Direkt mit dem Netz gekoppelte Asynchrongeneratoren führen im allgemeinen auch mit zunehmender Anzahl mehrerer Anlagen nicht zu einer Erhöhung der Oberschwingungsbelastung. Bereits im Netz vorhandene Oberschwingungen und Zwischenharmonische werden meist sogar abgeschwächt.
Im Gegensatz dazu steigt der Oberschwingungsgehalt mit der Anzahl und der Leistung der an das Netz angeschlossenen Windkraftanlagen mit Umrichterspeisung. Dabei haben anfänglich eingesetzte 6-pulsige netzgeführte Wechselrichter erheblich stärkere Netzrückwirkungen zur Folge als 12-pulsige Wechselrichter, bei denen die 5. und 7. Oberschwingung nicht auftritt.
Heute übliche selbstgeführte Puls-Umrichter mit einer im kHz-Bereich liegenden Taktfrequenz weisen niedrigere Oberschwingungspegel auf. Sie bieten zudem die Möglichkeit, auf das Netz stützend einzuwirken.

Elektromagnetische Verträglichkeit
Auch über magnetische und elektrische Felder sowie durch elektromagnetische Wellen können Störungen in Elektrizitätsversorgungsnetze eingekoppelt werden. Bei Windkraftanlagen müssen auch diese, nicht leitungsgeführten Störgrößen im Hinblick auf die Elektromagnetische Verträglichkeit (EMV) beachtet werden

Netzanschluß
Bei der Anbindung einer Windkraftanlage an das Netz der öffentlichen Versorgung oder ein beliebiges Inselnetz wird unterschieden zwischen einer direkten und indirekten Netzkopplung.
Für beide Varianten sind jeweils Asynchron- bzw. Synchrongeneratoren einsetzbar.

Bei der direkten Kopplung an ein frequenzstarres Stromnetz dreht der Synchrongenerator mit konstanter Drehzahl und der Asynchrongenerator mit nahezu konstanter Drehzahl, entsprechend der Netzfrequenz.
Wegen der dadurch bedingten harten Kopplung - insbesondere im Falle des Synchrongenerators kann dies mit hohen dynamischen Belastungen im Triebstrang (Nabe, Welle, Getriebe und Generatorläufer) verbunden sein.
Deshalb wird eine direkte Netzkopplung meist über einen Asynchrongenerator realisiert.

Bei der indirekten Netzkopplung erfolgt die Anbindung des Konverters über einen Gleichstromzwischenkreis.
Damit wird ein drehzahlvariabler Betrieb der Windkraftanlage ermöglicht, der einen Wechselstrom mit variabler Frequenz erzeugt. Er wird über einen Wechselrichter in Gleichstrom und anschließend erneut in einen Wechselstrom mit den geforderten Netzspezifikationen bezüglich Spannung und Frequenz umgewandelt. Dadurch kann der Rotor innerhalb einer Drehzahlspanne von 50 bis 120 % der Nenndrehzahl aerodynamisch optimal betrieben werden. Außerdem reduzieren sich durch die variable Drehzahl die dynamischen Belastungen an der Anlage. Nachteilig sind die zusätzlichen Kosten und die höheren Verluste.

Die Netzanbindung über einen Gleichstromzwischenkreis stellt bei mittleren bis großen Anlagen eine übliche Technik dar.
Vornehmlich kommen dabei Synchrongeneratoren zum Einsatz. Bei älteren Anlagen mit einem Gleichstromzwischenkreis kamen oft Wechselrichter zum Einsatz, die, je nach System, zum Teil erheblich Oberwellen erzeugten.
Dies kann in schwächeren Netzen den Betrieb anderer Geräte beeinträchtigen. Infolge der Entwicklungen bei den Leistungshalbleitern werden heute jedoch Wechselrichter eingesetzt, die Wechselstrom mit sehr geringen Verzerrungen liefern und zum Teil zusätzlich in einem gewissen Umfang Blindleistung bereitstellen können (z.B. Wechselrichter mit Pulsbreitenmodulation).

Windkraftanlagen können als Einzelanlagen oder in Form von Windparks in das Netz der öffentlichen Versorgung eingebunden werden. Dazu ist am jeweiligen Netzverknüpfungspunkt die zu erwartende Netzbeeinflussung durch den Konverter bzw. den Windpark zu bestimmen. Hierbei sind sowohl die kurzzeitigen Leistungsschwankungen zu berücksichtigen, die sich in Form von Flickern äußern, für die das menschliche Auge sehr empfindlich ist, als auch länger andauernde Spannungsveränderungen und mögliche Oberwellen.
Ein Maß dafür ist das Verhältnis von Anlagenleistung zu Netzkurzschlußleistung am Verknüpfungspunkt. Werden bestimmte Werte überschritten, ist ein Anschluß erst an einem Punkt mit höherer Netzkurzschlußleistung (z.B. an der Sammelschiene eines Umspannwerks) möglich, damit andere an das Netz angeschlossene Verbraucher nicht negativ beeinflußt werden.

Wesentliche Komponenten der Netzanbindung sind die Leitung der Windkraftanlage bzw. des Windparks zum unter Umständen benötigten Transformator, der Transformator, die Trafostation mit der Mittelspannungsschaltanlage, sowie die Mittelspannungsanschlußleitung bis zur Netzkoppelstelle. Jede Windkraftanlage ist mit ihrer Steuerung und ihrem Schutz dabei so auszulegen, daß ihr Fehler aus dem Netz (unter anderem Ausfall des Netzes, Kurzschluß im Netz) keinen Schaden zufügen können. Andererseits muß durch eine allpolige Trennung sicheres Arbeiten des Bedien- und Wartungspersonals gewährleistet sein. Bei der Einspeisung der von den Windkraftanlagen abgegebenen elektrischen Energie ins Netz entstehen Verluste. Sie werden vorrangig im Transformator durch Umwandlung in Wärme verursacht, sind jedoch vergleichsweise gering und bewegen sich maximal im Prozentbereich.

Beispiel Windkraftanlage

Siehe auch ...

Quelle: Verein der Absolventen der Elektrotechnik und Informationstechnik der TU Graz