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Abb. 11: LIDAR Scanner auf einer Gondel montiert.
© SWE, Universität Stuttgart

Fig. 12 Wind field measurements using LIDAR scanners.
© SWE, Universität Stuttgart

Abb. 19: Während des Sturms „Britta“ 2006 wurde die FINO 1 von extremen Wellen getroffen und der untere Laufgang in 15 m Höhe leicht beschädigt.
© GL – Garrad Hassan

Abb. 20: Installiertes Kamerasystem für die Vogelforschung in 51 m Höhe auf der Nordseite des Messmastes der FINO 2.
© GL – Garrad Hassan

Abb. 31: Ein Modell eines Tripod-Fundaments wird im großen Wellenkanal getestet.
© Franzius-Institut Hannover

Abb. 37: Aufbau eines HVDC-Übertragungssystems.
© Fraunhofer IWES

Fig. 38 Distance-dependent costs (schematic) for direct current and three-phase alternating current transmission.
© Dorman Wensky
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Aus der Praxis I: LIDAR – den Wind mit Laserstrahlen messen

Die LIDAR-Technologie (engl. Light Detection And Ranging) führt mithilfe von Laserstrahlen Abstandsund Geschwindigkeitsmessungen sowie Fernerkundungen atmosphärischer Parameter durch. Im Bereich derWindenergie wird sie üblicherweise zur Messung von Windrichtung und Windgeschwindigkeit vom Boden aus eingesetzt. Damit können aufwendige Messungen mit einem Windmessmast entfallen.

Stuttgarter Forscher haben ein LIDAR-Gerät so modifiziert, dass es horizontal von der Gondel einer WEA messen kann. Mittels eines eigenentwickelten Scanners tastet der Laser das gesamte Windfeld vor einer Anlage in beliebigen Punkten ab, wodurch das dreidimensionale Windfeld rekonstruiert werden kann.

Die genaue Kenntnis des eintreffenden Windfeldes erlaubt beispielsweise einen „vorausschauenden“ Eingriff in die Anlagensteuerung, wobei der Rotor zur Windrichtung optimal ausgerichtet wird und die Anstellwinkel der Rotorblätter an die Windverhältnisse angepasst werden. Die WEA erkennt, dass auf sie eine Böe zukommt und kann darauf entsprechend reagieren. Wenn es möglich ist, sowohl Ermüdungs- als auch Extremlasten im Laufe der 20-jährigen Betriebszeit einer WEA zu senken, können die Anlagen leichter dimensioniert und der Energieertrag gesteigert werden.

Zukünftig sollen die horizontalen LIDAR-Messungen für den Zertifizierungsprozess von WEA hinsichtlich der Leistungskurve und der Lastmessung sowohl an Land als auch auf See (inkl. schwimmender WEA) zum Einsatz kommen. Die horizontale Windfeldmessung erlaubt hierbei raumneutrale Aussagen über die gesamte Rotorfläche.

Aus der Praxis II: Die FINO-Forschungsplattformen

Planung, Auslegung und Zertifizierung von Offshore-Windparks erfordern verlässliche Langzeitdaten über die marinen und meteorologischen Bedingungen auf See. Um diese zu erheben und noch vorhandene Wissenslücken zu schließen, wurden die automatischen, mit wissenschaftlichem Messinstrumentarium bestückten Forschungsplattformen FINO 1 (2003; Nordsee), FINO 2 (2007; Ostsee) und FINO 3 (2009; Nordsee) errichtet. Zwischen der FINO 1 und dem Projekt RAVE gibt es einen intensiven Datenaustausch.

Jede Plattform verfügt über einen Windmessmast sowie Messinstrumente für meeresphysikalische Parameter zur Ozeanographie (z. B. Druck, Temperatur) und fürdie ökologische Begleitforschung. Aus den meteorologischen Daten werden die mittlere Windgeschwindigkeit, die Hauptwindrichtung und die Verteilung desWinds übers Jahr sowie die Häufigkeit von Turbulenzen berechnet. Mit diesen meteorologischen Daten und den Ergebnissen der strukturdynamischen Untersuchungen lassen sich dann Belastung, Ermüdung und Lebensdauer der technischen Einrichtungen und der Konstruktion abschätzen.

Verschiedene Kamera- und Radarsysteme sowie akustische Sensoren erfassen den Zug von Vögeln und Fledermäusen. Die Unterwasserkonstruktion der Plattform wirkt im Meer wie ein künstliches Riff. Daher wird auch die im Laufe der Zeit immer dichterwerdende natürliche Besiedlung dieser Bauteile mit Tieren und Pflanzen ausgewertet. Weitere Forschungsthemen sind Warnsysteme für die Sicherheit des Schiffsverkehrs, Veränderungen im Sediment, Untersuchungen zurWasserqualität, Logistik sowie die Entwicklung von Simulationsmodellen für die Meteorologie, die Bauwerksdynamik und die Wellen in der Deutschen Bucht.

Aus der Praxis III: Der weltgrößte Wellenkanal

Die durch Wellen und Strömungen wirkenden Kräfte belasten Offshore-Anlagen erheblich. Die Tragstrukturen müssen dem Zusammenspiel von Wind und Wellen sowie allen maximalen Wellenhöhen standhalten. Jedes Bauwerk in der See führt aufgrund von Wellen, Gezeiten und der Sedimentstruktur zu Veränderungen desMeeresbodens. Im Laufe der Zeit werden die Fundamente teilweise freigespült (Kolkbildung).

Innerhalb von RAVE widmet sich das Teilprojekt GIGAWIND auch diesen Fragen. Am Forschungszentrum Küste in Hannoverwerden dazu numerische Modelle entwickelt und Versuche am derzeit weltgrößten Wellenkanal durchgeführt. Dieser Kanal besteht aus einer überdachten Trogstruktur mit einer Länge von 307 m und einer Tiefe von 7 m. Eine hydraulisch angetriebene Wellenmaschine (900 kW) kann bis zu 2 m hohe Wellen und vielfältige Wellenspektren erzeugen. In dieser Anlage wird u. a. die Kolkbildung an Tragstrukturen (Format: 1:17) getestet.

Aus der Praxis IV: Gleichstrom oder Drehstrom?

Offshore-Windparks erfordern neue Übertragungstechniken. Während Onshore-Windparks an das vorhandene Drehstromsystem angeschlossen werden, wird offshore aufgrund der eingeschränkten Übertragungskapazität der Wechselstromkabel zunehmend die Hochspannungs-GleichstromÜbertragung (HGÜ) eingesetzt. Diese weist im Gegensatzzum Wechselstrom nur ohmsche Verluste auf. In den letzten Jahrzehnten hat sich die klassische HGÜ bei der Übertragung großer Leistungen, der asynchronen Verbindung von Drehstromnetzen und dem Leitungstransport über lange Strecken bewährt. Als Hauptelemente enthält ein klassischesHGÜ-System neben den Thyristor-Ventilen zwei Stromrichtertransformatoren, sowie Filter, Drosseln und Kompensationsanlagen.

Die zweite HGÜ-Generation bilden spannungsgesteuerte Übertragungssysteme, die auf Grundlage abschaltbarer Transistor-Ventile funktionieren. Anders als die klassische HGÜ-Technologie ist die VSC-HGÜ-Technologie (engl. Voltage Source Converter – VSC) selbstgeführt und damit von einer fremden Netzspannung unabhängig. Damit bietet diese Technologie eine Reihe Vorteile: Neben der Möglichkeit, Wirk- und Blindleistung unabhängig voneinander regeln zu können, der Schwarzstartfähigkeit und dem Betrieb von Inselnetzen, eignet sich diese Technologie aufgrund des geringeren Platzbedarfs ideal zur Anbindung großerOffshore-Windparks.

Bei einerökonomischen Untersuchung der einzelnen Varianten in Abhängigkeit von der Entfernung desWindparks von der Küste ergibt sich ein Diagramm, wie es Abb. 38 zeigt. Bis zu einer bestimmten kritischen Distanz von etwa 80 km ist die Drehstromnetzanbindung sowohl in Hinsicht auf die Investitionskosten als auch auf die Verlustkosten günstiger, danach wird die Gleichstromvariante wirtschaftlicher. Heutzutage wird die klassische HGÜ weltweit erfolgreich eingesetzt. Ein aktuelles Beispiel ist die Netzanbindung des Offshore-Windparks Bard Offshore 1, der derzeit am weitesten von der Küste entfernt liegt.

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Adressen

Anlagentechnik
BSH

Grundlagen- und ökologische Begleitforschung
Fraunhofer IEE

Netzintegration und Gesamtkoordination
Leibniz Universität Hannover, FI

Konferenz

RAVE International Conference
May 8 – 10, 2012
Bremerhaven, Germany
www.rave2012.de

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Filme

Ein 16-minütiger Film in deutscher und in englischer Sprache via youtube.

RAVE Online

Das Portal der Forschungsinitiative RAVE gibt einen Überblick über sämtliche Themen in Form von Infoblättern, einer Dokumentation mit Aufnahmen von alpha ventus, Forschungsprojekten und 3-D-Animationen an.

Auch das Testfeld alpha ventus ist im Netz vertreten. Dort findet man einen Überblick über Bau und Betrieb des Testfelds sowie Neuigkeiten.

Forschungsförderung

Das Informationssystem EnArgus bietet Angaben zur Forschungsförderung, so auch zu diesen Projekten:

0325002 A-D
0325093
0325170 A-B
0327551
0327564 A-E und G
0327577
0327585
0327618
0327618 A
0327642 A
0327648
0327686 A
0329924 B-C und F
03KP204 A-D