Handbuch Netzintegration Erneuerbarer Energien: Netzanschluss, Stromerzeugungsanlagen und Regelung

Von Boris Valov

In diesem Werk werden elektrische Netze und Stromerzeugungsanlagen als eine Einheit betrachtet. Dabei wird die Integration Erneuerbarer Energien sowohl in die Netze an Land als auch im Offshore-Bereich behandelt und das nötige Basiswissen dazu vermittelt. Unterschiedliche Generatorsysteme, systemtechnische Anforderungen an die Eigenschaften der Stromerzeugungsanlagen und deren Netzrückwirkungen werden hier beschrieben. Die vorgeschlagenen einfachen Berechnungsverfahren bilden ein hilfreiches Werkzeug zur Planung des Netzanschlusses, zur Konformitätsprüfung mit technischen Netzanschlussregeln, zur Analyse der Auswirkungen auf die bestehenden Netze sowie zur Beurteilung unvermeidbarer Netzrückwirkungen. Die mathematischen Gleichungen und Grafiken sollen eine einfache Beurteilung der Spannungshaltung sowie Spannungsstützung am Netzanschlusspunkt der Stromerzeugungsanlage ermöglichen. 

Zu den weiteren Inhalten dieses Buches gehören das Glossar zu den wichtigsten, einschlägigen Fachbegriffen, das zwölfsprachige Wörterbuch aus dem Gebiet der Netzintegration sowie der Anhang mit Beispielen für technische Charakteristiken relevanter Netzbetriebsmittel.

 

• Sprache: Deutsch
• Herausgeber: Springer Vieweg
• Erscheinungsdatum: 1. Juli 2020
• ISBN: 9783658289690

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© Springer Fachmedien Wiesbaden GmbH, ein Teil von Springer Nature 2020

B. ValovHandbuch Netzintegration Erneuerbarer Energienhttps://doi.org/10.1007/978-3-658-28969-0_1

1. Ziel und Herausforderungen der Netzintegration

Boris Valov¹  

(1)

Kassel, Hessen, Deutschland

Boris Valov

Die elektrische Energie wird vorwiegend aus den fossilen Energieträgern wie Kohle und Erdgas erzeugt. Diese Energieträger liegen auf der Erde in begrenzten Vorräten vor. Bei deren Verbrennung entsteht das Treibhausgas Kohlendioxid CO2, das den globalen Klimawandel unter anderem verursacht. Als alternative treibhausgasfreie Energieträger gelten Erneuerbare (regenerative) Energien, die den Menschen unbegrenzt und kostenlos zur Verfügung stehen. Die Techniken zur Erzeugung des elektrischen Stromes aus Erneuerbaren Energien, die in Netzkodizes kurz als Erzeugungsanlagen¹ bezeichnet werden, entwickelten sich enorm schnell, sind immer kostengünstiger und dadurch sinken die Gestehungskosten des „grünen Stromes permanent. Als Folge gewinnt die Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien für „grüne Wirtschaft und Naturschonung an wachsender Bedeutung. Die durch diese Erzeugungsanlagen produzierte elektrische Energie muss ins bestehende Elektrizitätsversorgungssystem eingespeist werden. Die Einspeisung kann allerdings erst dann durchgesetzt werden, wenn die Aufnahmekapazität des Netzanschlusspunktes in diesem System hinreichend ist. In der Praxis ist es kein seltener Fall, dass das Erzeugungspotenzial der geplanten Erzeugungsanlage Erneuerbarer Energien größer als die vorhandene Aufnahmekapazität des Netzanschlusspunktes ist.

Im Allgemeinen stellt die Netzintegration Erneuerbarer Energien einen Prozess dar, der einen systemtechnisch korrekten und wirtschaftlich effizienten Anschluss der Erzeugungsanlagen Erneuerbarer Energien entweder an ein bestehendes oder ein dafür extra aufgebautes elektrisches Netz (zum Beispiel im Offshore-Bereich) unter Berücksichtigung der geltenden Netzanschlussregeln voraussetzt.

Der systemtechnisch korrekte Netzanschluss bedeutet:

Berücksichtigung der Eigenschaften des Netzanschlusspunktes,

Auslegung der für den Netzanschluss erforderlichen zusätzlichen Betriebsmittel mit vorgegebenen Charakteristiken,

Einhaltung geltender Netzanschlussregeln,

Optimierung des Netzbetriebes der Erzeugungsanlage in Bezug auf die geltenden Netzanschlussregeln und Netzkodizes,

Sicherstellung der Verträglichkeit der geplanten und der im Netz bereits bestehenden Erzeugungsanlagen,

Messung elektrischer Parameter am Netzanschlusspunkt nach der Inbetriebnahme der Erzeugungsanlage (Konformitätsprüfung)

Der wirtschaftlich effiziente Netzanschluss ist die kostengünstigste Variante der Ausführung des Netzanschlusses und der optimierte elektrische Betrieb der Erzeugungsanlage. Für die Wirtschaftlichkeit sind folgende Einflussfaktoren maßgeblich:

Anschlusskonzept der Erzeugungsanlage,

Ausführung des Umspannwerkes, der Ortsnetzstation oder der Übergabestation inklusive Schalter, Schutz, Messwandler und Energiezähler,

Bedarf an zusätzlichen Kompensations- und Regelungsanlagen,

Technik für Kommunikation und Fernsteuerung,

Bereitstellung der Regel- und Reserveenergie,

Teilnahme an den Netzsystemdienstleistungen,

Einspeisemanagement.

Aus diesen zwei Einheiten lässt sich das Ziel der Netzintegration der Erzeugungsanlagen mit Nutzung Erneuerbarer Energien ableiten:

Sicherstellung des systemtechnisch korrekten und wirtschaftlich effizienten Netzanschlusses der Erzeugungsanlagen für die Einspeisung ins Netz der aus Erneuerbaren Energien gewonnenen elektrischen Energie.

Die Erzeugungsanlagen Erneuerbarer Energien sind im Gegensatz zu den traditionellen Netzstrukturen mit großen konventionellen Kraftwerken als Einspeisezentren grundsätzlich dezentral im Netz verteilt. Der Übergang von zentralen zur dezentralen Verteilung der Erzeugungsanlagen im Netz stellt neue Herausforderungen:

Sicherstellung der statischen und dynamischen Netzstabilität,

Energietransporte bei internationalem Energiehandel,

Netzwiederaufbau nach einem Netzzusammenbruch,

Eignung zum langfristigen Inselbetrieb,

Netzbetriebsführung als „Virtuelles Kraftwerk, „Micro Grid oder „Smart Grid",

Berücksichtigung der Regelungsprioritäten von Erzeugungsanlagen (elektrisch oder thermisch geführt),

Erhöhung der Komplexität der Anlagenregelung,

Sicherstellung der Versorgung auch bei „Dunkelflaute"²,³,

Ausbau und Optimierung der Energiespeicherung,

Anpassung des Schutzes am bidirektionalen Leistungsfluss und breiter Einsatz der Leistungselektronik im Netz,

Sicherstellung der Spannungsqualität,

Begrenzung der Netzrückwirkungen,

Nutzung des „grünen Stromes" für die Elektromobilität usw.

Die praktische Umsetzung dieser Herausforderungen erfordert die Antworten auf viele Fragen:

Geeignete Art der Erzeugungsanlage?

Maximale Leistung der Erzeugungsanlage am geplanten Netzanschlusspunkt?

Technische Daten der Erzeugungsanlage: rotierender Generator oder statische Energiequelle, Bemessungsströme, Nennspannung, Bemessungsleistung, Regelungsgrenzen?

Netzanschlusskonzept der Erzeugungsanlage: Direktanschluss oder über die Leistungselektronik?

Charakteristiken des Netzanschlusspunktes: Kurzschlussleistung, Netzimpedanzwinkel, Spannung?

Geltende Anschlussregeln (nationale und internationale Richtlinien, Standards, Sonderregelungen des Netzbetreibers)?

Beeinträchtigung der statischen und dynamischen Netzstabilität?

Sind die Regelungsmodelle und Modelle der Erzeugungsanlage für die Netzberechnungen validiert?

Sind Fernsteuerung, Datenaustausch und Monitoring der Erzeugungsanlage erforderlich?

Ein wichtiges Kennzeichen der Netzintegration der Erzeugungsanlagen Erneuerbarer Energien ist die Volatilität deren Leistung durch die Fluktuationen der Energieträger in der Natur: Windgeschwindigkeit, Sonneneinstrahlung und Durchflussvolumen des Wassers. In Ländern mit großem Anteil Erneuerbarer Energien in der Elektroenergieerzeugung erreichen die Leistungsfluktuationen bereits einige Gigawatt, die durch eigene oder am Strommarkt gekaufte teure Reserveleistung ausgeglichen werden muss.

Die Netzintegration Erzeugungsanlagen Erneuerbarer Energien bedingt unter anderem eine Verdrängung der Synchrongeneratoren in Kohle-, Gas- und Kernkraftwerken mit großen rotierenden Massen, die als Garant der dynamischen Netzstabilität auftreten, aus dem Elektrizitätsversorgungssystem. Obwohl die Ersatzleistungen der rotierenden (Windenergieanlagen, Wasserkraftanlagen) und statischen (PV-Anlagen, Speicher) Erzeugungsanlagen und die Leistung der verdrängten Synchrongeneratoren gleich sind, sind diese vom Netz zum großen Teil durch Leistungselektronik elektromechanisch entkoppelt. Dadurch ändert sich wesentlich der Verlauf der transienten Vorgänge im Netz, der neue Herausforderungen an die Regelung der Erzeugungsanlagen stellt.

Die modernen Erzeugungsanlagen Erneuerbarer Energien sind längst keine Ausnahme, sondern anerkannte Teilnehmer des Elektrizitätsversorgungssystems mit allen Rechten und Pflichten. Sie müssen gemäß den internationalen Netzkodizes ebenfalls an Systemdienstleistungen des Netzbetreibers teilnehmen: Frequenzhaltung, Spannungshaltung, Versorgungswiederaufbau und Betriebsführung.

Insgesamt sieht die Netzintegration Erneuerbarer Energien die Zusammenarbeit vieler Akteure vor: Planer, Anlagenhersteller, Netzbetreiber, Behörden und anderer. Der Netzbetreiber stellt dabei das Bindeglied zwischen Erzeugung und Verbrauch der „grünen elektrischen Energie" dar. Er trägt die Verantwortung für die Aufnahme der erzeugten elektrischen Energie aus Erneuerbaren Energiequellen, ihre Übertragung über das eigene Netz und die Lieferung an die Verbraucher als kommerzielles Produkt mit garantierter Qualität. Um Wirtschaftlichkeits- und Qualitätsmerkmale dieses Produktes sicherstellen zu können, stellt der Netzbetreiber ebenfalls eine Reihe von Anforderungen an die Erzeugungsanlagen Erneuerbarer Energien. Die Erfüllung dieser Anforderungen, der sogenannten Netzanschlussregeln, soll noch in der Planungsphase der Erzeugungsanlage gesichert werden. Die nachträglichen Änderungen und Anpassungen können nach ihrer Inbetriebnahme kostenintensiv sein.

Durch den länderübergreifenden Zusammenschluss elektrischer Netze zu einem Verbundsystem gewinnen das Ziel und die Herausforderungen der Netzintegration Erneuerbarer Energien an internationaler Bedeutung.

Fußnoten

1

Siehe Kap. 5.

2

Siehe Glossar zum Buch.

3

Deutsch: Dunkelflaute bzw. geringe Elektroenergieerzeugung; Englisch: low electric energy production; Russisch: низкая выработка электроэнергии.

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B. ValovHandbuch Netzintegration Erneuerbarer Energienhttps://doi.org/10.1007/978-3-658-28969-0_2

2. Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien

Boris Valov¹  

(1)

Kassel, Hessen, Deutschland

Boris Valov

Aus erneuerbaren Energieträgern kann elektrische und/oder thermische Energie gewonnen werden. Welche Energieart am Ausgang einer Energieerzeugungsanlage höhere Priorität bekommen soll, hängt vom Anlagentyp (statische oder rotierende) und von ihrem Auslegungsziel (Strom- oder Wärmeerzeugung) ab. Dabei hat die Erzeugung des elektrischen Stromes in Energieerzeugungsanlagen nicht immer die höhere Priorität. In einem Blockheizkraftwerk wird in erster Linie die Wärme erzeugt (sogenanntes „wärmegeführtes Blockheizkraftwerk") und der elektrische Strom stellt das Nebenprodukt dar.

Die Erneuerbaren Energien sind grundsätzlich keine Träger elektrischer Energie, sondern verfügen über eine oder mehrere kombinierte Energiearten:

mechanische Energie,

thermische Energie,

Verbrennungsenergie.

Diese primären Energieformen werden zunächst in eine andere, meist in eine kombinierte Form der Energie, zum Beispiel thermisch-mechanisch, umgewandelt, um danach die elektrische Energie in den Energieerzeugungsanlagen gewinnen zu können. Abb. 2.1 verdeutlicht den Erzeugungsprozess der elektrischen Energie aus erneuerbaren Energieträgern durch Nutzung unterschiedlicher Kombinationen der Energieumwandlung.

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Abb. 2.1

Erzeugungsprozess der elektrischen Energie aus erneuerbaren Energieträgern.

(Legende: AC – Wechselstrom (Deutsch: Wechselstrom; Englisch: Alternating Current (AC); Russisch: переменный ток.); DC – Gleichstrom (Deutsch: Gleichstrom; Englisch: Direct Current (DC); Russisch: постоянный ток.); WR – Wechselrichter; UR – Umrichter; f – Frequenz; 1 Ph – einphasig; 3 Ph – dreiphasig; PV – Photovoltaik)

Die Energieerzeugungsanlagen für die Erzeugung elektrischer Energie werden kurz als „Erzeugungsanlagen" bezeichnet [1–4].

2.1 Windenergieanlagen

Der Wind ist das Ergebnis von thermischen Prozessen in der Erdatmosphäre. Die verschiedenen Lufttemperaturen und die Rotation der Erde führen zu räumlichen Luftdruckunterschieden, wodurch die Luftmassen immer in Bewegung sind. Ständige Änderungen der Jahrestemperaturen während des Tages und der Nacht führen zu zeitlichen Fluktuationen der Windgeschwindigkeit und der elektrischen Leistung von Windenergieanlagen.

Die Windenergieanlagen (auch Windkraftanlagen) sind die ältesten Energieerzeugungsanlagen. Sie dienten zunächst als Windmühlen, Wasserpumpen usw. Die modernen Windenergieanlagen wandeln die kinetische Energie des Windes in elektrische Energie um (Abb. 2.1).

2.1.1 Windcharakteristiken

Für die Planung und den wirtschaftlichen Betrieb von Windenergieanlagen ist die Bestimmung von Windgeschwindigkeiten von großer Bedeutung. Diese ermöglichen, einen geeigneten Ort für den geplanten Windpark auszuwählen und den zu erwartenden Energieertrag zu berechnen. Dafür sind allerdings die Werte der Windgeschwindigkeiten in der Nabenhöhe erforderlich, die wesentlich größer als die Referenzhöhe von 10 m von Wetterstationen sind. Die Gondel von modernen Windenergieanlagen mit einer Nennleistung von einigen Megawatt wird in einer Höhe von mehr als 100 m installiert. Mit der Blattlänge von zum Beispiel 50 m ändert sich beim Drehen der Abstand des Spitzpunktes des Blattes von der Erde von ca. 50 bis 150 m. Die Windgeschwindigkeiten im niedrigsten und im höchsten Punkt sind unterschiedlich. Eine Messung der Windgeschwindigkeit in diesen Punkten ist mit großem Aufwand verbunden. In der Praxis werden deshalb die Messwerte der Windgeschwindigkeit v10 in einer Referenzhöhe H10 von 10 m von Wetterstationen verwendet, die auf die Windgeschwindigkeit vH in der Höhe H nach der Hellmann-Formel hochgerechnet wird [5].

$$v_{H} = v_{{10}} \cdot \left( {\frac{H}{{H_{{10}} }}} \right)^{{1/\ln \left( {\frac{{\sqrt {H \cdot H_{{10}} } }}{{Z_{0} }}} \right)}}$$

(2.1)

Die Gl. (2.1) berücksichtigt auch die Rauhigkeitslänge¹ Z0, die von unterschiedlichen Landschaftsformen (Feld, Wald, Gebirge etc.) abhängt. Einige Beispiele der Rauhigkeitslänge sind in Tab. 2.1 zusammengefasst.

Tab. 2.1

Rauhigkeitslänge für unterschiedliche Landschaftsformen [6, 7]

Die Zusammenhänge zwischen den Windgeschwindigkeiten v10, vH und der Rauhigkeitslänge Z0 verdeutlicht die Grafik für die Windparks an Land in Abb. 2.2, die nach der Gl. (2.1) berechnet wurden. Bei der Anwendung der Grafiken in Abb. 2.2 besteht die Möglichkeit, für die erforderliche (gewünschte) Windgeschwindigkeit vH in der Höhe H, um zum Beispiel die Nennleistung der Windenergieanlage zu erreichen, eine entsprechende praxisübliche und messbare Windgeschwindigkeit v10 zu bestimmen. Die Nutzung der Gl. (2.1) bzw. (2.2) ist dafür nicht möglich, weil die Windgeschwindigkeit vH noch nicht bekannt ist.

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Abb. 2.2

Windgeschwindigkeiten in unterschiedlichen Höhen

$$v_{10} = \frac{{v_{H} }}{{\left( {\frac{H}{{H_{10} }}} \right)^{{1/\ln \left( {\frac{{\sqrt {H \cdot H_{10} } }}{{Z_{0} }}} \right)}} }}$$

(2.2)

Die Bestimmung der erforderlichen Windgeschwindigkeit v10 ist als Kriterium für die Ermittlung des geeigneten Standorts des zukünftigen Windparks von großer Bedeutung. Dabei entfällt bei der ersten Planungsphase die Notwendigkeit für teure Messungen der Windgeschwindigkeit in großer Höhe.

Als Beispiel ist in Abb. 2.2 das Beurteilungsverfahren der erforderlichen Windgeschwindigkeiten in Referenzhöhe 10 m an Land dargestellt, die dem Beginn der Drehung, der Nennleistung und der Abschaltung der Windenergieanlage entsprechen. Für die Beurteilung wurden die Rauhigkeitslänge von 0,2 m und die Nabenhöhe der Windenergieanlagen von 50 m angenommen (Tab. 2.2). Für die Bestimmung der Windgeschwindigkeiten in Nabenhöhe soll im rechten Teil in Abb. 2.2 vom Punkt „50 m" von der x-Achse zur Kurve der Rauhigkeitslänge von 0,2 m eine senkrechte Linie gezeichnet werden. Aus dem Schnittpunkt wird dann eine horizontale Linie durch den linken Teil der Grafik gezogen².

Gemäß den Leistungskennlinien in Abb. 2.7 ergeben sich aus Abb. 2.2 die entsprechenden Windgeschwindigkeiten in 10 m Referenzhöhe.

Tab. 2.2

Windgeschwindigkeiten in unterschiedlicher Höhe

vEin – Windgeschwindigkeit für Einschaltung (Anlauf) der Windenergieanlage, vn – Nennwert der Windgeschwindigkeit, vAb – Windgeschwindigkeit für Abschaltung der Windenergieanlage

Zum Vergleich der berechneten Werte in der Tab. 2.2 für 10 m Referenzhöhe sind in der Tab. 2.3 die gemessenen Windgeschwindigkeiten in unterschiedlicher Höhe in einigen Messpunkten in Deutschland dargestellten.

Tab. 2.3

Messergebnisse der Windgeschwindigkeiten an Land in unterschiedlicher Höhe auf dem Windmessmast [8]

Die höheren Werte der Windgeschwindigkeiten wurde im Offshore-Bereich gemessen (Tab. 2.4).

Tab. 2.4

Durchschnittliche Windgeschwindigkeiten im Offshore-Bereich in Nord- und Ostsee Deutschlands [9–12]

Die Messung der Windgeschwindigkeit mit den hohen feststehenden Windmessmasten³ ist ein technisch kompliziertes Verfahren. Die laserbasierte Fernmessgeräte „Doppler-LiDAR⁴" bieten eine neue Alternative zu den praxisüblichen Windmessmasten und sind heute bereits Stand der Technik. Diese Messgeräte sind kompakt und mobil. Die Doppler-LiDAR-Messgeräte senden Laserlicht aus, um mithilfe des Dopplereffekts (Frequenzunterschied zwischen ausgesendetem und an Aerosolen rückgestreutem Laserlicht) die Windgeschwindigkeit in Richtung des Laserstrahls (radial) zu bestimmen. Aufgrund der je nach Anwendungszweck sehr unterschiedlichen Anforderungen werden LiDAR in diversen Konfigurationen eingesetzt, als Messboje-LiDAR für die Offshore-Windenergie oder als Spinner-LiDAR direkt in der Nabe von Windenergieanlagen. Der Einsatz mehrerer synchronisierter Windscanner, die aus verschiedenen Richtungen an einem Punkt messen, kann die Messgenauigkeit erhöhen. Ein solcher Aufbau mit Windscannern könnte überdies eine größere Anzahl von Messpunkten in einem Gebiet ermöglichen. Sie werden für die Erstellung von Karten der mittleren Windgeschwindigkeit, die Horizontal- und Vertikalextrapolation von Windmessungen innerhalb eines geplanten Windparks und die Abschätzung der Belastungen einer Windenergieanlage benötigt [13–15].

Der Einfluss der Windgeschwindigkeit auf den Betrieb der Windenergieanlagen kann nicht nur anhand von Messungen, sondern auch aufgrund der bekannten Klassifizierung von Windarten mit „Beaufort-Skala der Windstärke" [16, 17] geschätzt werden. Die Skala wurde seit 1946 auf der Gleichung v10 = 0,836 ∙ B¹,⁵ basiert, wobei B die Beaufort-Zahl und v10 die Windgeschwindigkeit in Meter pro Sekunde in einer Referenzhöhe von 10 m sind [17] (Tab. 2.5).

Tab. 2.5

Beaufort-Skala nach phänomenologischen Kriterien [16, 17]

 Bei der Planung des Windparks sollen auch die Fluktuationen der Windgeschwindigkeit und der Windrichtung berücksichtigt werden (Tab. 2.6). Dafür werden statistischen Berechnungsverfahren angewandt (Abb. 2.4).

Tab. 2.6

Einsatzbereiche der statistischen Auswertung der Windgeschwindigkeiten und der Windrichtungen

Die Windrose ist eine grafische Darstellung der statistischen Verteilung der Windrichtungen (Abb. 2.3), die unter anderem die Hauptwindrichtung aufweist. Die Grafik besteht aus mehreren Sektoren mit einem Winkel φ, zum Beispiel von 30°. Jeder Sektor hat eine Länge, die der Häufigkeit des Auftretens des Windes in diesem Sektor entspricht. Die Häufigkeitsgrenzwerte bilden die Ringe mit entsprechenden Durchmessern. Der „Norden" liegt bei 0° und die Auszählung erfolgt im Uhrzeigersinn [6].

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Abb. 2.3

Hauptwindrichtung und Windrose.

(Legende: WR – Windrose; HWR – Hauptwindrichtung)

Die relative Häufigkeit der Windrichtungen HR,i in Prozent wird in den einzelnen Bereichen des Winkels von φi bis φi + 1 nach der Gl. (2.3) berechnet:

$$H_{R,i} (\varphi_{i} < \varphi < \varphi_{i + 1} ) = 100\,\% \cdot \frac{{\sum\limits_{{\varphi_{i} }}^{{\varphi_{i + 1} }} {\Delta \;t_{i} } }}{{T_{\text{Mess}} }}.$$

(2.3)

Dabei ist die Summe ∆ti die absolute Häufigkeit der Windrichtung in Stunden im Winkelbereich der Windrose von φi bis φi + 1. Sie stellt die Summe des zeitlichen Auftretens in diesem Bereich dar. Wobei TMess die gesamte Messdauer in Stunden ist.

Die Hauptwindrichtung beträgt zum Beispiel in Deutschland an Land von 230°–285° [18] und auf See von 210°–240° [8].

Die langfristigen Messungen ergeben die diskreten Zeitreihen von Windgeschwindigkeiten. Die Berechnung der relativen Häufigkeit von Windgeschwindigkeiten HG,i aus den Zeitreihen ist ähnlich der Berechnung relativer Häufigkeit von Windrichtungen. Bei dieser Berechnung wird der Messbereich von Windgeschwindigkeit, zum Beispiel von 0 m/s bis 20 m/s, in einzelne kleine Intervalle mit den Grenzen vi und vi + 1 (Abb. 2.3) aufgeteilt, zum Beispiel von 0,0 bis 1,0 m/s; von 1,01 m/s bis 2,0 m/s; von 2,01 m/s bis 3,00 m/s; von 3,01 m/s bis 4,0 m/s usw. Für jedes Intervall wird softwaremäßig ein Punktzähler implementiert. Jeder gespeicherte Wert der Windgeschwindigkeit der Zeitreihe wird einem entsprechenden Intervall zugeordnet und der Zählerstand des Intervalls um einen weiteren Punkt erhöht. Bei diesem Verfahren werden in jedem Zähler die absoluten Werte der Häufigkeit der Windgeschwindigkeit ni (Stück) gespeichert. Die relative Häufigkeit der Windgeschwindigkeit HG,i in Prozent ergibt sich aus der Berechnung nach der Gl. (2.4):

$$H_{G,\;i} (v_{i} < v < v_{i + 1} ) = 100\;\% \cdot \frac{{n_{i} }}{{\sum {n_{i} } }}.$$

(2.4)

Dabei ist die Summe ∑ni die Gesamtzahl der Punkte (Stück) in allen Zählern.

Ein Windvektor ist die Darstellung des Windes durch einen Vektor. Da zur vollständigen Beschreibung eines Windes sowohl ein Betrag (die Windgeschwindigkeit) als auch eine Richtung (Windrichtung) notwendig sind, ist der Wind eine typische Vektorgröße [7].

Für theoretische Einsätze wird eine analytische Approximation der Verteilung der relativen Häufigkeit der Windgeschwindigkeit angewandt, zum Beispiel anhand der Weibull-Verteilung [19, 20] (Abb. 2.4).

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Abb. 2.4

Diskrete und analytische Darstellung der Verteilung der Windgeschwindigkeiten

$$H_{G,\;i} (v) = \frac{k}{A} \cdot \left( {\frac{v}{A}} \right)^{\,k - 1} \cdot e^{{ - \left( {\frac{v}{A}} \right)^{k} }}$$

(2.5)

Dabei sind A (m/s) der Skalierungsparameter und k (p. u.) der Formparameter.

In der Tab. 2.7 sind einige Beispiele der Weibull-Verteilung der relativen Häufigkeit der Windgeschwindigkeit aus den Messungen im Küstenbereich und an Land in Deutschland dargestellt. Die anderen Arten der analytischen Approximation der Verteilung der relativen Häufigkeit der Windgeschwindigkeit sind ebenfalls möglich.

Tab. 2.7

Beispiele der Weibull-Verteilung der Windgeschwindigkeit in Deutschland [18]

Der Nutzungsgrad der Windenergieanlagen wird mit Volllaststundenzahl⁵,⁶ charakterisiert, die ein Maß für die potenzielle Nutzung der Erzeugungsanlage während des Jahres darstellt. Zum Beispiel beträgt die Volllaststundenzahl der Windparks in Deutschland an Land (Onshore) von 1625–2721 [h/a]⁷ und auf See (Offshore) über 4000 [h/a] [21].

2.1.2 Elektrische Leistung als Funktion kinetischer Windenergie

Die Windenergieanlagen bestehen im Allgemeinen aus einem Fundament, einem Turm und einer Gondel. In der Gondel werden Generator, Getriebe, Umrichter und bei einigen Modellen auch der Maschinentransformator⁸ untergebracht. Die Rotorblätter sind direkt an der Generatorwelle oder auf der Primärwelle der Getriebe (GT) installiert (Abb. 2.5). Das Getriebe übersetzt die geringe Drehzahl der Achse mit den Blättern n1 auf eine höhere Drehzahl der Generatorwelle n2. Einige Anlagenhersteller bieten auch getriebelose Windenergieanlagen an.

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Abb. 2.5

Energieumwandlung in Windenergieanlage

Die Umwandlung der kinetischen Energie des Windes mit einer Geschwindigkeit auf Nabenhöhe vNabe bzw. der Rotationsenergie der Blätter mit einer Länge lBlatt in die elektrische Energie geschieht im elektrischen Generator. Seine theoretisch mögliche elektrische Wirkleistung PG kann nach der Gl. (2.6) geschätzt werden [22]:

$$P_{G} = 0{,}5 \cdot c_{P} \cdot \pi \cdot \left( {l_{\text{Blatt}} } \right)^{\,2} \cdot v_{\text{Nabe}}^{3} \cdot \rho \cdot \eta .$$

(2.6)

Wobei cP der Leistungsbeiwert [p. u.], π∙(lBlatt)² die Blätter- bzw. Rotorkreisfläche [m²], ρ die Luftdichte [kg/m³] und η der gesamte Wirkungsgrad [p. u.] des Energieumwandlungssystems (Getriebe, Antriebe, Umrichter, Maschinentransformator …) sind.

Der gesamte Wirkungsgrad η liegt im Bereich 0,5–0,95 [23]. Der Leistungsbeiwert cP charakterisiert das Verhältnis zwischen der im Wind mitgeführten Leistung und der von der Anlage nutzbaren Leistung. Sein Wert hängt vom Profil und Position auf der Welle ab.

Der höchste Leistungsbeiwert wird durch eine mechanische Änderung des Blatteinstellwinkels erreicht, wodurch die elektrische Leistung der Windenergieanlage auch geändert wird. Die gezielte Änderung des Blatteinstellwinkels wird als Pitch-Regelung bezeichnet. Dieses Verfahren ermöglicht die ins Netz abgegebene elektrische Leistung zu regeln. Bei schwachem Wind werden die Rotorblätter mit einem großen Blatteinstellwinkel gegen die Windströmung eingestellt, dass eine vollständige Ausnutzung des Windstromes bzw. der Windenergie ermöglicht. Bei Sturm wird ein Blatteinstellwinkel auf Minimum eingestellt, sodass sich der Rotor nicht mehr dreht. Bei Windenergieanlagen ohne regelbare Blatteinstellung ist die Drehzahl des Generators konstant. Die konstante Drehzahl wird durch die Netzfrequenz, spezielles Profil der Blätter und Nutzung der Bremsen auf dem Rotor erreicht. Dieses Verfahren bezeichnet man als (passiv) Stall-Regelung.

2.1.3 Leistungskennlinien

Der Zusammenhang zwischen der Windgeschwindigkeit und der berechneten oder gemessenen elektrischen Leistung der Windenergieanlage charakterisiert die Leistungskennlinie, die man auch als Leistungscharakteristik oder Leistungskurve bezeichnet. Die Leistungskennlinie wird praxisüblich als eine Kurve mit den auf die Nennleistung der Windenergieanlage Pn bezogenen Werten dargestellt. Eine ideale Leistungskurve wird in Abb. 2.6 gezeigt.

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Abb. 2.6

Ideale Leistungskennlinie der Windenergieanlage

Jede Windgeschwindigkeit hat bestimmte Auswirkungen auf die Stromerzeugung der Windenergieanlagen, die in der Tab. 2.8 zusammengefasst sind [24].

Tab. 2.8

Auswirkungen der unterschiedlichen Windgeschwindigkeiten auf die Stromerzeugung der Windenergieanlage [24]

Die ideale Leistungskennlinie in Abb. 2.6 wird durch Reibungskräfte verzerrt. Die typischen gemessenen Leistungskennlinien für stall- und pitchgeregelte Windenergieanlagen verdeutlicht Abb. 2.7.

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Abb. 2.7

Gemessene Leistungskennlinien der Windenergieanlagen

In den Prüfprotokollen der Windenergieanlagen werden die tatsächlich gemessenen Parameter der Leistungskennlinien standardmäßig angegeben. Die Grafiken in Abb. 2.7 sind das Ergebnis statistisch ermittelter Messergebnisse der Windgeschwindigkeit und der Generatorleistung. Tatsächlich bilden die gemessenen Werte der Windgeschwindigkeit im Diagramm eher eine „Wolke" statt eine Linie. Für die Glättung der Kennlinie wird eine statistische Mittelung in Zeitintervallen von 600, 60 und 0,2 s durchgeführt [1]. Um die Leistungskennlinien unterschiedlicher Windenergieanlagen vergleichen zu können, werden die Mittelwerte der Leistungen auf die Nennleistung Pn der Windenergieanlage normiert: p = P/Pn (Abb. 2.7). Die relative normierte Wirkleistung findet unterschiedliche Anwendungen. So wird zum Beispiel der Wert von p600 = P600/Pn für die Berechnung der Anschlussbedingungen von Windenergieanlagen angewandt. Der Wert p0,2 = P0,2/Pn wird bei der Prüfung von thermischen und mechanischen Beanspruchungen der Betriebsmittel, bei der Abschätzung der Netzstabilität usw. eingesetzt. In Tab. 2.9 sind typische Kennwerte des relativen Wirkleistungsmaximums aus Datenblättern einiger Windenergieanlagen zusammengefasst [25].

Tab. 2.9

Beispiele zu Kennwerten der normierten Wirkleistungen [25]

Aus der Tab. 2.9 ist ersichtlich, dass der Unterschied zwischen den zuvor genannten Kennwerten bei modernen Windenergieanlagen mit Pitch-Regelung geringfügig ist. Diese Kennwerte und andere technische Daten sind in verschiedenen Fachkatalogen und Marktübersichten erhältlich. Seit 2011 zeigen die Marktübersichten [26] unter anderem, dass 100 % aller modernen Windenergieanlagen über eine Pitch-Regelung verfügen. Die Leistungskennlinien dieser Windenergieanlagen werden durch folgende Mittelwerte charakterisiert: vEin = 2,5–3,5 m/s, vn = 11−14 m/s und vAb = vA ≥ 25 m/s. In Abb. 2.7 sind diese Bereiche schattiert.

Auf dem Markt sind die Windenergieanlagen mit den Nennleistungen von einigen Kilowatten bis 10 MW erhältlich [27]. Über die größten Leistungen verfügen die Windenergieanlagen im Offshore-Bereich⁹.

2.2 Photovoltaik-Anlagen

Aus der Sonnenenergie bzw. Strahlungsenergie wird elektrischer Strom hauptsächlich über zwei technisch unterschiedliche Verfahren gewonnen:

1.

Die Sonnenenergie wird in Hochtemperatur-Solaranlagen zunächst in Wärmeenergie umgewandelt, die danach über einen Energieträger (Dampf oder Luft) die Turbine und somit den mechanisch gekoppelten elektrischen Generator in Bewegung bringt. Der gewonnene Strom wird danach in ein elektrisches Netz eingespeist. Bei diesem Verfahren wird auch Wärmeenergie gewonnen und verbraucht.

2.

Durch die auftreffende Sonnenstrahlung wird in Photovoltaik-Zellen (PV-Zellen) aus dem sichtbaren Teil des Sonnenlichts elektrischer Gleichstrom erzeugt.

Eine Photovoltaik-Anlage, kurz PV-Anlage, besteht aus mehreren PV-Modulen und einem oder einigen Wechselrichtern. Der Wechselrichter wandelt den aus den PV-Modulen gewonnenen Gleichstrom in einphasigen Wechselstrom oder dreiphasigen Drehstrom um. Der erzeugte Wechsel- oder Drehstrom wird in das elektrische Netz eingespeist (Abb. 2.8).

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Abb. 2.8

Stromerzeugung in der PV-Anlage.

(Legende: I – Der Bereich nicht elektrischer Parameter; II – Der Bereich elektrischer Parameter; PV-M – PV-Module; DC – Gleichstrom; AC – Wechselstrom; WR – Wechselrichter)

Die Strichlinien unterteilen die Stromerzeugungskette in Bereiche mit nicht elektrischen und elektrischen Parametern der PV-Anlage.

2.2.1 Charakteristiken räumlicher Orientierung

Die Erträge der elektrischen Energie aus PV-Modulen hängen von ihrer räumlichen Orientierung ab. Der rechnerische Wert der globalen Bestrahlungssumme pro Quadratmeter beträgt zum Beispiel in Deutschland im Durchschnitt 1000 kWh/(m² · a)¹⁰, in Spanien bis zu 1500 kWh/(m² · a) und in der Wüste Sahara mehr als 2200 kWh/(m² · a) [28]. Diese Werte hängen auch von der Ausrichtung der PV-Module ab. Die Orientierung in Richtung Sonne wird unter anderem durch einen Einfallswinkel des Lichtes Θ, des Azimuts α und des Anstellwinkels (Neigungswinkel) β der PV-Module charakterisiert (Abb. 2.9).

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Abb. 2.9

Orientierung der PV-Zellen am Standort der PV-Anlage

Der Einfallswinkel des Lichtes Θ wird zwischen der Achse der direkten Sonnenstrahlung auf die Erde und einer von der Fläche der PV-Module senkrecht durchgezogenen Linie gemessen. Je kleiner der Winkel, desto größer ist der Energieertrag der PV-Module. Dieser Winkel ändert sich allerdings mit dem Sonnengang.

Der Azimut α zeigt eine Abweichung von der Orientierung nach Süden.

Der Anstellwinkel β (Elevationswinkel [29]) beschreibt eine Neigung der Fläche der PV-Module zu der Horizontalachse. Der optimale Anstellwinkel β wird durch die geografische Lage des Standortes bestimmt. Zum Beispiel beträgt der optimale ganzjährige Anstellwinkel für Mitteleuropa etwa 30º [30].

Die PV-Zellen werden zum Beispiel aus dem monokristallinen, polykristallinen oder amorphen Silizium (nichtkristalline Form des Halbleiters Silizium a-Si [31]) hergestellt. Die Bezeichnung „amorph" charakterisiert fehlende Kristallstruktur im Zellkörper. Einzelne PV-Zellen werden innerhalb eines PV-Modules mit speziellen Leitern in eine Reihe geschaltet (Abb. 2.10). Die elektrische Verbindung einzelner Dünnschicht-PV-Zellen zu einem PV-Modul ist im Herstellungsprozess schon integriert. Der Wirkungsgrad einer PV-Zelle ist technologieabhängig und liegt unten 17 % [29].

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Abb. 2.10

Struktur eines PV-Moduls.

(Legende: PV-M – PV-Modul; PV-Z – PV-Zelle; C, D – Pole des PV-Moduls; IM – Strom eines PV-Moduls; UM – Spannung eines PV-Moduls)

2.2.2 Elektrische Parameter

Da die Leistung einer PV-Anlage von der Bestrahlungsstärke abhängig ist, wird ihre elektrische Leistung durch die Spitzenleistung¹¹ Ppeak charakterisiert, die praxisüblich größer als tatsächliche Betriebsleistung Ppeak > PPV = UB∙IPV ist. Wobei UB die Betriebsspannung und IPV der ins Netz eingespeiste Strom sind. Diese Spitzenleistung wird bei der Bestrahlungsstärke von 1000 W pro 1 m² und der Zellentemperatur von 25 °C gemessen. Ihr Wert ist für die Auslegung des Netzanschlusses und des Wechselrichters der PV-Anlage maßgeblich.

Wird an das PV-Modul eine Last angeschlossen, sinkt dann die Leerlaufspannung U0 um einen Spannungsabfall über den internen Widerstand bis Betriebsspannung UB ab (Abb. 2.11). In der Praxis wird für PV-Module im Gegensatz zur üblichen UB(I)–Kennlinie von Erzeugungsanlagen mit rotierenden Generatoren die gespiegelte Darstellung der Abhängigkeit I(U) zusammen mit der Leistungscharakteristik P(U) angewandt (Abb. 2.11).

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Abb. 2.11

Kennlinie eines PV-Moduls bei konstanter Sonnenstrahlung

Aus der I(U)-Kennlinie ist ersichtlich, dass bei der Steigerung des Stromes IPV die Leerlaufspannung U0 bis Betriebsspannung UB absinkt. Dadurch wird die Wirkleistung des PV-Moduls PPV = UB∙IPV reduziert. Einem „schnellen" Wachstum des Stromes IPV entspricht jedoch eine „langsame" Senkung der Betriebsspannung UB. Bei einem Verhältnis zwischen UB und IPV erreicht die Leistung PPV ein Maximum PPV = Ppeak. Dieser Punkt wird als „MPP-Punkt" bezeichnet¹².

Bei Abschattung der PV-Module werden UB und IPV geändert. Um eine maximale Leistung der PV-Anlage ebenfalls in diesem Fall gewinnen zu können, wird in den Wechselrichter ein sogenannter MPP-Tracker eingesetzt. Dieser spannt die Betriebsspannung automatisch auf und ab, um den zum MPP-Punkt nahen Betrieb der PV-Anlage zu halten.

Die Grafik in Abb. 2.12 verdeutlicht die Abhängigkeit der $$\;I(U)$$ -Kennlinie von der Bestrahlungsstärke und der Umgebungstemperatur.

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Abb. 2.12

Ströme und Spannungen eines PV-Moduls bei verschiedenen Bestrahlungsstärken und Umgebungstemperaturen

In Abb. 2.12 entsprechen die Bezeichnungen IK,1000 und IK,500 den Kurzschlussströmen bei einer Bestrahlungsstärke von 1000 W/m² bzw. 500 W/m². Aus Abb. 2.12 ist ersichtlich, dass die Ströme IK und IPV der Bestrahlungsstärke proportional sind. Die Leerlaufspannung U0 wächst mit sinkender Temperatur. Dadurch können die PV-Anlagen auch bei Frost (in Sibirien bis −40° [32], in der Republik Sacha bis −60° [33]) und in Weltraumstationen bei den extrem niedrigen Temperaturen problemlos funktionieren. In den Produktkatalogen werden die Werte für IK und U0 bei einer Umgebungstemperatur von 25 °C angegeben¹³.

2.2.3 Verschaltungsformen von Modulen

Eine PV-Zelle mit einer Fläche von 6 × 6 Zoll hat eine elektrische Spitzenleistung von etwa l W und erzeugt eine Spannung beim Leerlauf von ca. 0,5 V. Die einzelnen kleinen PV-Zellen werden in einem PV-Modul in Reihe zusammengeschaltet, um eine größere Spannung zu gewinnen. Diese liegt im Bereich von 20 bis 40 V bei PV-Modulen aus kristallinem Silizium und von 50 bis 140 V bei Dünnschicht-Modulen [34]. Diese Spannung ist allerdings wesentlich kleiner als die Nennspannung am Netz. Um diese Spannung zu erhöhen, werden einzelne PV-Module in Reihe¹⁴ zusammengeschaltet. Dabei werden die Spannungen aller PV-Module addiert. Wird ein PV-Modul oder mehrere PV-Module durch Wolken oder Schnee in einem String abgeschattet, tragen diese keinen Beitrag zur Summe der Spannungen bei, wodurch die gesamte Spannung absinkt. Der Innenwiderstand des abgeschatteten PV-Moduls steigt und der durchfließende Strom wird im String begrenzt. Zur Vermeidung solcher negativen Betriebszustände werden in jedem String zu einem PV-Modul oder zur Gruppe von PV-Modulen sogenannte Bypassdioden parallel geschaltet (Abb. 2.13 und 2.14). Diese stellen eine Stromumleitung für die abgeschatteten oder defekten PV-Module dar. Bei einigen modernen PV-Modulen werden die Bypassdioden pro PV-Zelle bereits während der Herstellung integriert. In einem String mit mehreren seriell verschalteten PV-Modulen wird zwar eine hohe Leer- und Betriebsspannung gewonnen, jedoch bleibt der Strom bei der Reihenschaltung gleich. Ist ein hoher Strom von der PV-Anlage in Bezug auf ihre geplante installierte Leistung erforderlich, müssen mehrere einzelne Strings parallel geschaltet werden. In diesem Fall ist der gesamte Strom der PV-Anlage gleich der Summe der Ströme von einzelnen Strings.

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Abb. 2.13

PV-Anlage mit der Verschaltungsform nach Variante 1.

(Legende: St – String; PV-M – PV-Module; SD – Schutzdiode; BD – Bypassdioden; WR – Wechselrichter; AC – Wechselstrom; DC – Gleichstrom)

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Abb. 2.14

PV-Anlage mit der Verschaltungsform nach Variante 2.

(Legende: St – String; PV-M – PV-Module; SD – Schutzdiode; BD – Bypassdioden; WR – Wechselrichter; AC – Wechselstrom; DC – Gleichstrom)

Als Schutzmaßnahme gegen komplette Betriebsstörungen der PV-Anlagen, welche im Fall eines Kurzschlusses in einem von mehreren Strings auftreten können, wird in jedem String eine Schutzdiode oder Sicherung eingebaut (Abb. 2.13).

Das modulare Aufbauprinzip ermöglicht die PV-Anlage nach erforderlicher Spannung und Leistung frei zu konfigurieren. In der Praxis fanden 3 Varianten der Anlagenkonfiguration einen breiten Einsatz, obwohl auch andere Verschaltungskombinationen denkbar sind.

Variante 1:

PV-Anlage mit Parallelschaltung aller Strings auf der DC-Seite und dem Netzanschluss über einen Wechselrichter (Abb. 2.13)

Eigenschaften:

Die Anzahl an Strings (N) und die Leistung der PV-Anlage wird durch die Bemessungsleistung des Wechselrichters begrenzt.

Ausfall, Reparatur oder Wartung des Wechselrichters setzt eine Abschaltung der ganzen PV-Anlage vom Netz voraus.

Regelung der in der PV-Anlage bereitgestellten Wirk- und Blindleistung wird nur in einem Wechselrichter durchgeführt und ist dadurch einfacher als im PV-Kraftwerk.

Die Nutzung eines einzigen MPP-Trackers begrenzt die Flexibilität der Anlageregelung und ruft Ertragssenkungen bei unterschiedlichen Bestrahlungsstärken von einzelnen PV-Modulen hervor. Dieser Nachteil ist bei einer großen Anzahl von PV-Modulen in einer PV-Anlage von besonderer Bedeutung.

Die Netzrückwirkungen werden nur durch einen Wechselrichter verursacht und können dadurch ziemlich genau berechnet werden.

Variante 2:

PV-Anlage mit Parallelschaltung aller Strings auf der AC-Seite und mit einem Netzanschluss von jedem String über einen separaten Wechselrichter (Abb. 2.14)

Eigenschaften:

Die Anzahl an Strings (N) und die Leistung der PV-Anlage können beliebig groß sein.

Die Bemessungsleistung eines Wechselrichters ist nur an die Leistung eines Strings gebunden.

Ausfall, Reparatur oder Wartung eines Wechselrichters verursachen eine Senkung der ins Netz eingespeisten Wirkleistung.

Betriebsausfall eines Wechselrichters erfordert keine komplette Abschaltung der PV-Anlage. Dadurch ist die Verfügbarkeit der PV-Anlage höher als in der Variante 1.

Eine separate Regelung der Wirk- und Blindleistungsbereitstellung ist in jedem String möglich, soll aber in der PV-Anlage zentral koordiniert werden, um eine gegenseitige Beeinflussung durch die Regelung von Wechselrichtern zu vermeiden.

Der separate MPP-Tracker von jedem Wechselrichter ergibt eine hohe Flexibilität der PV-Anlage bei unterschiedlicher Bestrahlung einzelner PV-Module und ermöglicht dadurch einen maximalen Energieertrag zu erzielen.

Durch den Verzicht auf Bypassdioden ist diese Variante einfacher, robuster und zuverlässiger als die PV-Anlage nach der Variante 1.

Die Netzrückwirkungen werden durch alle parallel betriebenen Wechselrichter verursacht. Dadurch sind Berechnungen der Beiträge zu den gesamten Netzrückwirkungen durch eine Erzeugungsanlage kompliziert.

Die Leistung einer PV-Anlage erreicht einige Megawatt. PV-Einrichtungen hoher Leistung werden ebenfalls als „PV-Kraftwerk" bezeichnet (Abb. 2.15). Dieses besteht aus mehreren parallel geschalteten PV-Feldern. Ein PV-Feld umfasst einzelne Strings, Wechselrichter und Transformatoren.

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Abb. 2.15

Vereinfachte Struktur eines PV-Kraftwerkes.

(Legende: St – String; PV-F – PV-Feld)

Die PV-Anlagen weisen wesentlich kleinere Volllaststundenzahlen als die Windenergieanlagen auf. Die Vollaststundenzahl der PV-Anlagen in Deutschland erreicht lediglich 937 [21].

2.3 Wasserkraftwerke

In Wasserkraftwerken wird die Bewegungsenergie des Wassers über Blätter oder Schaufeln der Turbine in elektrische Energie im Generator umgewandelt.

Die Geschichte der Nutzung von der Wasserkraft ist wahrscheinlich genauso alt, wie die Geschichte der Windkraftnutzung. Im Gegensatz zur Windkraft- und PV-Anlagen haben Wasserkraftwerke den höchsten Wirkungsgrad und die größte Nutzungsdauer. Die unterschiedlichen Einsatzbedingungen in Flüssen mit schnellen und langsamen Wasserströmungen haben die Entwicklung des Wasserrads bzw. von Turbinen verschiedener Modifikationen hervorgerufen. Sie wurden nach ihren Erfindern benannt: Pelton, Francis, Fourneyron, Kaplan, Ossberger, Bánki, Michell, Wells, Tesla und andere [35, 36].

Jede Art der Turbine wird unter Berücksichtigung der vorhandenen Fallhöhen angewandt. Die Einsatzbeispiele zeigt Tab. 2.10 [37].

Tab. 2.10

Klassifikation und Einsatzbeispiele von Wasserkraftwerken und Turbinen [38]

2.3.1 Arten von Wasserkraftwerken

Weltweit sind verschiedene Arten von Wasserkraftwerken aufgebaut [38]:

Laufwasserkraftwerke,

Pumpspeicherkraftwerke,

Gezeitenkraftwerke,

Wellenkraftwerke,

Meeresströmungskraftwerke,

Schiffmühlen,

Wasserwirbelkraftwerke,

andere.

In diesen Kraftwerken werden unterschiedliche Generatorsysteme ¹⁵ eingesetzt. In Kraftwerken kleiner Leistung finden die Asynchrongeneratoren den Einsatz. In den Wasserkraftwerken mit einer Leistung größer als 100 MW werden die Synchrongeneratoren installiert.

2.3.2 Elektrische Leistung als Funktion der Wasserenergie

Für die Größe der verfügbaren elektrischen Wirkleistung P (Watt) des Wasserkraftwerkes sind die Fallhöhe des Wassers h (m) und das Durchflussvolumen QWasser (dm³/s) maßgeblich, die aus der bekannten Turbinengleichung bestimmt werden kann [37].

$$P = \eta_{\text{Turb}} \cdot \eta_{\text{Getr}} \cdot \eta_{\text{Gen}} \cdot g \cdot \rho_{{\text{H}_{2} \text{O}}} \cdot h \cdot Q_{\text{Wasser}}$$

(2.7)

Wobei ηTurb der Wirkungsgrad der Turbine, ηGetr der Wirkungsgrad der Getriebe, ηGen der Wirkungsgrad des Generators, $$\rho_{{\text{H}_{2} \text{O}}}$$ die Dichte des Wassers und g die Erdbeschleunigung sind. Der Wirkungsgrad des Generators ηGen liegt im Bereich von 0,8 bei den Generatoren kleiner Leistung von 5 kW und bis 0,98 bei den Generatoren mit einer Leistung von 100–700 MW [39]. Bei den Annahmen im Durchschnitt ηTurb∙ηGetr∙ηGen≈ 0,85, $$\rho_{{\text{H}_{2} \text{O}}}$$ = 0,999975 [kg/dm³] und g = 9,81 [m/s²] kann die Gl. (2.7) vereinfacht werden [37].

$$\text{P} = 8,5 \cdot h \cdot Q_{\text{Wasser}}$$

(2.8)

In der Gl. (2.8) ist die Fallhöhe h eine Konstante, aber das Durchflussvolumen kann durch einen (elektro)mechanischen Durchflussregler bzw. die durch das Wasserkraftwerk ins Netz abgegebene Leistung gesteuert werden. Fehlt der Durchflussregler beim Wasserkraftwerk, ist die ins Netz abgegebene Leistung vom natürlichen Wasserangebot abhängig und fluktuierend. Falls ein Wasserkraftwerk den elektrischen Strom im Inselbetrieb erzeugt, ist ein Durchflussregler erforderlich, um die Frequenz bzw. die Leistungsbilanz im elektrischen Netz halten zu können. Alternativ kann die Netzfrequenz im Inselbetrieb durch die Regelung der an den Generator angeschlossenen Last stattfinden. In diesem Fall soll entweder die Last (Netzkunden) im Netz zu- oder abgeschaltet oder ein zusätzlicher regelbarer Ballast (ohmscher Widerstand) angewandt werden.

Aus der Gl. (2.8) folgt auch, dass die gleiche elektrische Leistung entweder durch große Fallhöhe und dabei kleines Durchflussvolumen oder umgekehrt erreicht werden (Abb. 2.16). Die Wahl wird durch die Gegebenheiten des Standortes bestimmt. Unabhängig von der Aufbauart des Wasserkraftwerkes wird die maximale elektrische Leistung und Energieerträge hauptsächlich durch das Durchflussvolumen des Wassers vor Ort begrenzt.

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Abb. 2.16

Beispiele einiger Strukturen der Wasserkraftwerke.

(Legende: SM – Staumauer; DR – Durchflussregler; h – Fallhöhe)

Auf dem Markt sind Generatoren mit einer Wirkleistung bis 1000 kW erhältlich, die für die Kleinst- und Kleinwasserkraftwerke geeignet sein sollen.

Die Leistungen der großen Wasserkraftwerke erreichen 711.000 kVA [39]. Einige Wasserkraftwerke werden im Inselnetz betrieben, das heißt ohne Anschluss an das Verbundnetz [40]. Die Nennleistung des Generators ist in der Regel größer als die maximale Leistung der Turbine. Damit wird der Generatorstrom bei maximaler Turbinenleistung kleiner als der Bemessungsstrom des Generators. In einigen Wasserkraftwerken werden mehrere Generatoren in einer Maschinenhalle installiert. Die Wasserkraftwerke arbeiten mit 4000 [h/a] (Kleinstanlagen) bis 5500 [h/a] (mittelgroße Anlagen) Volllaststunden [41].

2.4 Biomasse- und Biogasanlagen

Die Biomasse und das Biogas sind die primären Energieträger, die in der Natur praktisch nie ausgeschöpft werden können. In den Anlagen mit der Nutzung der Biomasse (Holzabfälle, Holzpellets, Hackschnitzel, Stroh, Pflanzenöl) oder des Biogases (aus Gülle, Reste der Lebensmittelproduktion, nachwachsende Rohstoffe wie Mais, Biomüll, Bio-, Klär- und Deponiegas) werden elektrische und thermische Energie gleichzeitig erzeugt [42]. Dadurch nennt man ein solches Verfahren Kraft-Wärme-Kopplung (KWK). Das deutsche KWK-Gesetz [43] definiert die KWK-Anlage als eine Dampfturbinen-Anlage (Gegendruckanlagen, Entnahme- und Anzapfkondensationsanlagen), Gasturbinen-Anlagen (mit Abhitzekessel oder mit Abhitzekessel und Dampfturbinen-Anlage), Verbrennungsmotoren-Anlagen, Stirling-Motoren, Dampfmotoren-Anlagen, ORC (Organic Rankine Cycle)-Anlagen, in denen Strom und Nutzwärme erzeugt werden.

Das Verhältnis der erzeugten elektrischen zur thermischen Energie bezeichnet die Stromkennzahl. Bei den KWK-Anlagen beträgt die Stromkennzahl nicht mehr als 0,2–0,3.

Die elektrische Leistung von KWK-Anlagen kann bis einige Hundert Megawatt betragen. Die Generatoren werden in KWK-Anlagen hauptsächlich über Dampfturbinen oder Dampfmotoren getrieben.

Die KWK-Anlagen, die als eine Motor-Generator-Einheit ausgeführt werden, werden auch als Blockheizkraftwerk (BHKW)¹⁶ bezeichnet.

Bei der gleichzeitigen Erzeugung von Wärme- und Elektroenergie wird Brennstoff im Vergleich zu separater Erzeugung gespart. Die Volllaststundenzahlen betragen ca. 8000 h bei den stromgeführten und ca. 5000 h bei den wärmegeführten KWK-Anlagen pro Jahr [44]. Zum Vergleich beträgt dieser Parameter in Deutschland bei den Windparks an Land ca. 2000 [41], Offshore-Windparks ca. 4200 und bei den PV-Anlagen ca. 800 h pro Jahr [45].

Die Stromerzeugung aus Biomasse und Biogas wird durch folgende Merkmale charakterisiert:

Energieerträge sind genau prognostizierbar,

maximale elektrische Leistung wird durch Gebotskapazität der primären Energiequelle vor Ort begrenzt (zum Beispiel Feld- oder Waldgröße usw.),

Anlagen werden an Nieder- oder Mittelspannungsnetz angeschlossen,

direkter transformatorloser Netzanschluss an das Niederspannungsnetz ist möglich,

Parallelbetrieb mit einem Netz oder ein Netzinselbetrieb¹⁷ ist möglich,

geringfügige Fluktuationen des primären Energiegebots vereinfachen Regelung und Betriebsführung der Generatoren,

Erzeugung des elektrischen Stromes hat im Gegensatz zur Erzeugung der Wärmeenergie eine niedrigere Priorität.

2.4.1 Biomassekraftwerke

In Biomassekraftwerke [46] wird durch das Verbrennen von Biomasse, zum Beispiel Holz, Getreide und Stroh, Dampf erzeugt, der die Turbine mit dem Generator auf gemeinsamer Welle (sogenannte Einwelle-Dampfturbine) treibt (Abb. 2.17). In solchem Verfahren werden am Biomassekraftwerk elektrische Energie und Wärmeenergie erzeugt. Abhängig davon, welche Art der Energie höchste Priorität im Biomassekraftwerk hat, wird das Biomassekraftwerk wärme- oder stromgeführt. In der Praxis ist die Anzahl von wärmegeführten größer als von stromgeführten Biomassekraftwerken. Die Wärmeerzeugung wird über Wärmetransportsysteme zum Heizen von Gebäuden eingesetzt. Die elektrische Leistung der Generatoren in Biomassekraftwerken mit Dampfturbinen liegt aus wirtschaftlichen Gründen nur im Bereich von 2 MW bis 20 MW [44]. Für die Leistungen der Generatoren weniger als 2 MW in den sogenannten kleinen KWK-Anlagen (mehrere unmittelbar verbundene kleine KWK-Anlagen an einem Standort gelten als eine KWK-Anlage) sind Dampfmotoren günstiger.

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Abb. 2.17

Erzeugung der Wärme- und Elektroenergie im Biomassekraftwerk.

(Legende: BS – Biobrennstoff; W – Wasser; T – Turbine; K – Kessel; G – Generator; EE – Elektroenergie; WE – Wärmeenergie; WT – Wärmetauscher)

Um lange Strecken für die Wärmeübertragung zu vermeiden, werden Biomassekraftwerke in der Nähe von Wohngebieten gebaut.

2.4.2 Biogaskraftwerke

Die Bioenergie wird in Biogaskraftwerken aus Biomasse gewonnen [47]. Im Gegenteil zum Biomassekraftwerk wird im Biogaskraftwerk als Energieträger Biogas angewandt, der ein Produkt vom Gärungsprozess der Biomasse ist (Abb. 2.18).

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Abb. 2.18

Erzeugung der Wärme- und Elektroenergie im Biogaskraftwerk.

(Legende: EE – Elektroenergie; WE – Wärmeenergie; GT/GM – Gasturbine/Gasmotor; F – Fermenter; G – Generator; Pf – Pflanzen; Gü – Gülle; Bio – Biomüll)

In Biogasanlagen [48] kommen Energiepflanzen (zum Beispiel Mais und andere Getreide, Schilfgras), Reststoffe wie Ernterückstände (zum Beispiel Rübenblätter), tierische Exkremente (zum Beispiel Gülle), Nebenprodukte der Lebensmittelproduktion (zum Beispiel Fette, Speisereste, Kartoffelschalen) oder organische Abfälle (zum Beispiel Klärschlamm) zum Einsatz. Aus den Abbauprodukten des Gärprozesses bilden methanogene Bakterien dann Methan und Kohlendioxid. Das entstehende Biogas wird in einem Gasmotor oder in einer Gasturbine zur Strom- und Wärmeerzeugung verbrannt.

Die elektrische Anlagenleistungen mit Nutzung des Biogases wird nur durch Verfügbarkeit des Brennstoffes (landwirtschaftliche Fläche, Holzlieferung, Gasspeicherkapazitäten usw.) begrenzt.

Die Gasmotoren finden Einsatz für elektrische Leistungen von 50 kW bis 10 MW. Für die größeren Leistungen sind aus wirtschaftlichen und technischen Gründen die Gasturbinen von 5 MW bis 50 MW besser geeignet [44].

Die neuesten Entwicklungen von sogenannten Mikro-Gasturbinen weisen auch ihre wirtschaftliche Anwendung im Bereich von 30–500 kW auf [49]. Diese Arten der Turbinen wurden aus der Flugzeugtechnik übernommen. Die Turbine und der Permanentmagnet-Generator werden auf die gleiche Welle montiert. Ähnlich wie im Flugzeug dreht sich die Welle mit hoher Drehzahl von zum Beispiel 96.000 min−1. Bei solcher Drehzahl haben Turbine und Generator eine kompakte Ausführung. Der erzeugte Strom hat eine Frequenz von weitgehend über 1000 Hz. Dadurch muss der Generator an ein elektrisches Netz mit einer Nennfrequenz von 50 Hz über einen Umrichter angeschlossen werden.

2.4.3 Blockheizkraftwerke

Wie bereits genannt, stellt das Blockheizkraftwerk (BHKW) eine Verbrennungsmotor-Generator-Einheit dar. Als Biobrennstoff kann Biogas oder Biodiesel benutzt werden. Das Wort „Block in der Bezeichnung „BHKW bedeutet, dass der Motor, der Generator und das Kühlungssystem wie ein Block konstruktiv ausgeführt sind. Die Zusammensetzung einzelner Komponenten des BHKW verdeutlicht Abb. 2.19.

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Abb. 2.19

Erzeugung und Nutzung der Wärme- und Elektroenergie im BHKW.

(Legende: EE – Elektroenergie; WE – Wärmeenergie; VM – Verbrennungsmotor; G – Generator; L – Luft; BS – Brennstoff)

Für eine Nutzung in einem Haus mit einer Wohnfläche von 200 m² ist das BHKW mit einer elektrischen Nennleistung von etwa 20 kW und mit einer thermischen Nennleistung von bis 25 kW ausreichend. Diese werden auch „Mikro-BHKW" genannt.

Ist die Anforderung zur Regelbarkeit des BHKW im Niederspannungsnetz maßgeblich, soll ein Synchrongenerator eingesetzt werden. An die Regelbarkeit der BHKW im Mittelspannungsnetz gelten gehobene Anforderungen [4]. In diesem Fall soll der Synchrongenerator für das BHKW bevorzugt werden. Da ein BHKW mit dem Synchrongenerator auch für Inselbetrieb geeignet ist, so können die angeschlossenen Verbraucher bei einem Stromausfall im übergeordneten Netz mit dem Strom und der Wärme aus dem eigenen Netz versorgt werden. Für Krankenhäuser, Industriebetriebe mit Explosionsgefahr und andere öffentliche Gebäude hat diese Eigenschaft höchste Priorität.

Arbeitet das BHKW im Inselbetrieb, so bestimmt eine Erhöhung oder eine Senkung der Gas- oder Dieselverbrennung im Motor sowohl die Leistung des Generators als auch die Frequenz des erzeugten Stromes. Die Regelung wird in diesem Fall nach „Leistung-Frequenz-Statiken" [4] durchgeführt. Diese kann auch mit der Regelung des BHKW „stromführend oder „wärmeführend kombiniert werden.

2.5 Geothermische Anlagen

Die Geothermie wird zu den regenerativen Energiequellen gezählt, da sie wie die anderen Arten Erneuerbarer Energien nach menschlichem Ermessen als unerschöpflich gilt. Sie ist immer verfügbar.

Geothermie

bezeichnet die Nutzung von Erdwärme für die Gewinnung der Nutzwärme und des elektrischen Stroms [50]. Die Temperatur im inneren Erdkern beträgt nach verschiedenen Schätzungen von 4500 °C bis 6500 °C. Fast überall hat das Erdreich in 1 km Tiefe eine Temperatur von 35 °C bis 40 °C [51]. In Vulkangebieten (Island, Halbinsel Kamtschatka, Japan) tritt das heiße Wasser direkt aus der Erdbodenfläche aus.

Ein Verfahren zur Gewinnung der Nutzwärme und des elektrischen Stromes zeigt Abb. 2.20 in vereinfachter Darstellung.

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Abb. 2.20

Gewinnung der Nutzwärme und des Stromes in geothermischer Energieerzeugungsanlage.

(Legende: EE – Elektroenergie; WE – Wärmeenergie; G – Generator; T – Turbine; WT – Wärmetauscher; HP – Hochdruckpumpe; KW – Kaltes Wasser; HS – Heißes Wasser; UHR – Unterirdischer Hohlraum)

Das Wasser als Wärmeträger wird über eine Injektionsbohrung in die Tiefe durch die Hochdruckpumpe gepumpt und aus den anderen Förderbohrungen an die Erdoberfläche gefördert. Da dieses Wasser für die direkte Nutzung zum Turbinenantrieb wegen der Mitnahme für die Turbine schädlicher chemischer Stoffe aus der Tiefe nicht geeignet ist, wird ein Wärmetauscher in den Thermalwasserkreislauf eingesetzt. Die im Wärmetauscher gewonnene Wärmeenergie treibt die Turbine und den elektrischen Generator an.

Geothermische Kraftwerke befinden sich in der permanenten Entwicklung. Während ein erstes geothermisches Kraftwerk zum Beispiel in Deutschland eine elektrische Leistung von 210 kW (Neustadt-Glewe) hat, soll die geplante Leistung in einem Kraftwerk in Island von 690 MW (Kárahnjúkar) betragen [52]. Bei den geothermischen Erzeugungsanlagen ist eine große Anzahl von Volllaststunden erreichbar, weil die geothermische Energie immer vorhanden ist und die Primärenergie keinen Fluktuationen unterliegt.

2.6 Stromerzeugungsanlagen aus Energie von Gezeiten, Wellen und Meeresströmungen

Die Erdumdrehung verursacht unter anderem die Bewegung des Wassers in Meeren und Ozeanen in Form der Gezeiten (permanente Wechsel zwischen der Flut und der Ebbe), der Wellen und der Meeresströmungen. Ihre Bewegungsenergie ist unerschöpflich. Aus diesem Grund gilt für diese Art der Energien die Definition als Erneuerbare Energien. Die Kraftwerke unter Nutzung solcher Arten von Erneuerbaren Energien werden in drei Bauweisen errichtet [53]:

Staudamm-Kraftwerk,

Wellenkraftwerk,

Meeresströmungskraftwerk.

Beim Staudamm-Prinzip werden Kraftwerke an Meeresbuchten und in Flussmündungen errichtet, die eine besonders hohe Differenz zwischen dem Hoch- und dem Niedrigwasserstand aufweisen [53]. Die Wasserturbine wird bei Flut vom einfließenden Wasser und bei Ebbe vom abfließenden Wasser angetrieben. Das Gezeitenkraftwerk mit dem Staudamm-Prinzip stellt eine Modifikation des konventionellen Wasserkraftwerkes dar. Die Gezeitenkraftwerke haben die installierte Leistung von 1,5 MW (Kislaja Guba nördlich von Murmansk in Russland) [54] bis zum 254 MW (Sihwa-ho in Südkorea mit 10 Turbinen zu je 25,4 MW) [53].

Beim Wellenkraftwerk handelt es sich um ein Kraftwerk, das die kinetische Wellenenergie nutzt [55, 56]. In Kraftwerken dieser Betriebsweise werden unterschiedliche Prinzipien zur Nutzung der Wellenenergie umgesetzt [55]:

Pneumatische Kammer mit der Nutzung der ein- und ausströmenden Luft in einer Kammer, in der sich der Wasserspiegel durch eine Verbindung zum Meer hebt oder senkt und damit „atmet so die Luft durch die zweite Öffnung ein und aus. Diese „Atemluft treibt eine Turbine mit dem Windgenerator an. Dieses Prinzip ist die heutige Standardtechnik (engl.: Oscillating Water Column) [57]. Es gibt schon realisierte Projekte mit installierter Leistung eines Kraftwerkes von 20 kW bis 500 kW [58].

Schwimmkörper in der Pelamis-Anlage, der sogenannten Seeschlange, bewegen sich zueinander oder in einem zum Ufer gebundenen System. Sie bestehen aus mehreren Stahlrohrsegmenten, die über Gelenke gekoppelt sind. An den Gelenken sind Hydraulikaggregate befestigt, die die Ausweichbewegung in nutzbare Energie umwandeln. Diese Energie wird für das Antreiben der Hydraulikturbinen mit Generatoren benutzt. Der existierende Prototyp vor der schottischen Küste hat eine Länge von 150 m, besteht aus vier Segmenten mit je 3,5 m Durchmesser und erzeugt eine maximale Leistung von 750 kW. Es sind einige Projekte mit einer Leistung bis zu 30 MW bekannt [55, 58].

Bewegliche Platten, Tore oder Flossen treiben das Wasser durch die Hin- und Her-Bewegung an Land, das eine Turbine und einen Generator zur Rotation bringt. In Testanlagen von „The European Marine Energy Centres" sind die Generatoren mit einer Leistung von 315–800 kW im Testbetrieb [59].

Auflaufende Wellen auf eine Rampe (Höhenenergie). Zum Beispiel wird im Projekt „Wave Dragon" [60] das Wasser durch Wellen zunächst auf einer Rampe, die eckförmige Wände hat, gespeichert. Das maximale Niveau vom gespeicherten Wasser ist durch die Höhe von Wänden der Rampe begrenzt und liegt höher als der Meeresspiegel. Dadurch strömt das Wasser aus dem Reservoir durch die in der Rampe eingebauten Wasserturbinen mit Generatoren heraus. Das Wellenkraftwerk kann über eine Leistung von einigen Megawatt verfügen.

Wellenkraft am ansteigenden Meeresboden vor der Küste. Im Forschungsprojekt „Wave Roller" [61] bringen die Kräfte von Unterwasserwellen die vertikal beweglichen Platten in eine schaukelförmige Bewegung. Die Bewegung der Platten erzeugt in einem Hydrauliksystem einen Druck, der einen angeschlossenen Hydraulikmotor mit dem angekoppelten Generator antreibt.

Im Meeresströmungskraftwerk werden die Meeresströmungen ihre Bewegungsenergie in einem Wasserkraftwerk, das in der Tiefe des Wassers steht, in elektrischen Strom umgesetzt [62]. Dabei steht die Turbine an einem Mast frei in der Meeresströmung. Sie arbeiten nach dem Funktionsprinzip einer Windenergieanlage. Im Gegenteil zur Windenergieanlage, deren Betrieb vom Wetter abhängt und dadurch ein stochastisches Verhalten aufweist, fließt das Wasser der Meeresströmung permanent und das durch ein Meeresströmungskraftwerk durchflossene Wasservolumen ist gut prognostizierbar. Die Meeresströmungskraftwerke werden meist küstennah installiert. Die einzelne installierte Leistung beträgt ca. 300 kW. Die Leistung dieser Anlagen kann größer als ein Megawatt sein [62, 63]. Unter Berücksichtigung einer fluktuierenden Wasserflussgeschwindigkeit und dadurch variabler Frequenz des erzeugten elektrischen Stromes sollen die Meeresströmungskraftwerke ans Netz über einen Umrichter angeschlossen werden.

Im Gegenteil zu den Offshore-Windparks mit einer unverzichtbaren Seeplattform über dem Wasserspiegel wird in einigen Projekten der Elektroenergiegewinnung aus Wellen- und Meeresströmungsenergie das elektrische Offshore-Netzwerk mit den Stromerzeugungsanlagen, Seekabeln, Transformatoren und Schaltanlagen direkt auf dem Meeresboden aufgebaut [64].

Die Erzeugungsanlagen aus Energien von Gezeiten, Wellen und Meeresströmungen werden intensiv entwickelt und erprobt. Diese werden im Küstenbereich von den USA, Großbritannien, Schottland, Spanien und Russland getestet. Mehrere Erzeugungsanlagen mit Leistungen von über 1 MW sind bereits realisiert worden [65–67].

Literatur

1.

Technische Richtlinien für Erzeugungseinheiten und -anlagen. Teil 3. Bestimmung der elektrischen Eigenschaften von Erzeugungseinheiten und -anlagen am Mittel-, Hoch- und Höchstspannungsnetz, 2016.

2.

VDE-AR-N 4120: Technische Bedingungen für den Anschluss und Betrieb von Kundenanlagen an das Hochspannungsnetz, Verband der Elektrotechnik Elektronik Informationstechnik e. V., 2012.

3.

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Fußnoten

1

Siehe Glossar zum Buch.

2

Abb. 2.2 ist ebenfalls mit einem größeren Format im Anhang zum Buch dargestellt.

3

Fraunhofer-Institut für Energiewirtschaft und Energiesystemtechnik. https://​www.​iee.​fraunhofer.​de.

4

Deutsch: optische Abstands- und Geschwindigkeitsmessung; Englisch: Light Detecting And Ranging (LiDAR); Russisch: оптическое измерение расстояния и скорости ветра.

5

Siehe Abschn. 5.​9.​4.

6

Deutsch: Volllaststundenzahl; Englisch: number of full-load hours; Russisch: число часов использования максимума нагрузки.

7

[h/a] – Stunden pro Jahr: „h – „hour (Englisch); „a von „Anno – das „Jahr" (Latein).

8

Siehe Glossar zum Buch.

9

Siehe Kap. 5.

10

kWh/(m² · a) – Kilowattstunden elektrischer Energie pro Quadratmeter der PV-Module und pro ein Jahr.

11

Deutsch: Spitzenleistung; Englisch: peak power; Russisch: пик мощности.

12

Deutsch: Punkt der Spitzenleistung; Englisch: Maximum Power Point – MPP; Russisch: точка пика мощности.

13

Siehe Anhang zum Buch.

14

Deutsch: Strang; Englisch: string; Russisch: последовательная цепь.

15

Siehe Kap. 5.

16

Deutsch: Block-Heiz-Kraft-Werk (BHKW); Englisch: Combined heat and power plant (CHP); Russisch: блочная тепловая электростанция.

17

Siehe Glossar zum Buch.

© Springer Fachmedien Wiesbaden GmbH, ein Teil von Springer Nature 2020

B. ValovHandbuch Netzintegration Erneuerbarer Energienhttps://doi.org/10.1007/978-3-658-28969-0_3

3. Elektrotechnisches Basiswissen zur Netzintegration der Erzeugungsanlagen

Boris Valov¹  

(1)

Kassel, Hessen, Deutschland

Boris Valov

Die Grundsätze der Elektrotechnik können den zahlreichen Medien entnommen werden. Die große Menge der Informationsquellen verursachen in der Praxis Verständnisprobleme. Mit dem Ziel, das Problem zu lösen, sind im Folgenden die ausgewählten Begriffe, mathematische Gleichungen, Charakteristiken der Netze und der Erzeugungsanlagen Erneuerbarer Energien, Grenzwerte und Richtwerte mit gezieltem Bezug auf die Netzintegration Erneuerbarer Energien dargestellt. Diese beziehen sich vorwiegend auf die aktuellen Standards, Normen, Netzkodizes und Richtlinien zur Netzintegration der Erzeugungsanlagen.

3.1 Gleich-, Wechsel- und Drehstromsysteme

Die Geschichte der Stromübertragungsnetze, die auch kurz als Übertragungsnetze und Übertragungssysteme bezeichnet werden, begann mit dem Gleichstrom. Der Wortteil „Gleich" bezeichnet, dass der Richtungsfluss dieses Stromes sich im Zeitbereich nicht ändert bzw. immer gleich ist.

Der Gleichstrom¹ fand zunächst einen breiten Einsatz in ersten elektrischen Einrichtungen, wie Telefon, Telegraf, Beleuchtung usw. Seine weitere Entwicklung und Verbreitung stieß jedoch auf die Probleme der Spannungsregelung, Spannungserhöhung und Spannungsreduktion in elektrischen Netzen. Als Lösungsmaßnahme wurden daraufhin Stromübertragungsnetze mit dem einphasigen Wechselstrom² und später dem dreiphasigen Drehstrom entwickelt. Der Wortteil „Wechsel bezeichnet im Gegenteil zum Gleichstrom, dass die Flussrichtung dieses Stromes sich im Zeitbereich permanent ändert bzw. nicht gleich ist. Mit dem Begriff „Drehstrom wird darauf hingewiesen, dass bei diesem Stromsystem mit permanent geänderter Flussrichtung des Stromes die elektrischen Motoren ohne zusätzliche Einrichtungen zum Drehen gebracht werden können.

Die Wechselströme und Drehströme ermöglichen einfache Leistungsübertragungen zwischen verschiedenen Spannungsebenen in einem Netz. Aufgrund dieses Vorteils wurden die Übertragungsnetze weltweit hauptsächlich als Drehstromnetze aufgebaut. Diesem Vorteil steht jedoch auch ein Problem gegenüber, denn die Nutzung des Wechsel- und Drehstroms ist mit dem Vorhandensein der Reaktanzen von Netzbetriebsmitteln verbunden. Besonders die Reaktanzen von Leitungen und Transformatoren sind von großer Bedeutung. Deren beträchtliche Reaktanzen bedingen in