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| tungsschwankungen sowie starker Verschleiß der Rotorblätter. Rückenwind nutzend: LeeLäufer. Frontwind nutzend: LuvLäufer. Technischer Aufbau einer Windkraftanlage Die gesamte Technik ist in der Gondel untergebracht. Sie ist drehbar auf dem Turm gelagert. Der Generator ist in der Gondel (gegebenenfalls über ein Getriebe) mit dem Rotor verbunden. Es gibt zwei Bauweisen bei Windkraftanlagen: An | . Technischer Aufbau einer Windkraftanlage Die gesamte Technik ist in der | Gondel | untergebracht. Sie ist drehbar auf dem Turm gelagert. Der Generator ist i | Landratsamt Schweinfurt | |
| ufer. Frontwind nutzend: LuvLäufer. Technischer Aufbau einer Windkraftanlage Die gesamte Technik ist in der Gondel untergebracht. Sie ist drehbar auf dem Turm gelagert. Der Generator ist in der Gondel (gegebenenfalls über ein Getriebe) mit dem Rotor verbunden. Es gibt zwei Bauweisen bei Windkraftanlagen: Anlagen mit und Anlagen ohne Getriebe. Anlagen mit Getriebe erhöhen die niedrige Drehzah | gebracht. Sie ist drehbar auf dem Turm gelagert. Der Generator ist in der | Gondel | (gegebenenfalls über ein Getriebe) mit dem Rotor verbunden. Es gibt zwei | Landratsamt Schweinfurt | |
| sitzt der Rotor des Generators direkt auf der Rotorwelle. Die meisten Hersteller setzen Anlagen mit Getriebe ein. Die wichtigsten Teile einer Windkraftanlage sind der Rotor, das Maschinenhaus ( Gondel ), der Turm mit dem Fundament und die Transformatorstation. Wie funktioniert der Rotor? Die Rotorblätter eines Windrades sind ähnlich geformt wie die Flügel eines Flugzeugs. Strömt der Wind gege | ichtigsten Teile einer Windkraftanlage sind der Rotor, das Maschinenhaus ( | Gondel | ), der Turm mit dem Fundament und die Transformatorstation. Wie funktionie | Landratsamt Schweinfurt | |
| zum Beispiel bei der Bockwindmühle, stand die ganze Mühle auf einem drehbaren Bock und konnte beim Wechsel der Windrichtung manuell in den Wind gedreht werden. Heute dagegen richten Motoren die Gondel der Windkraftanlage automatisch nach dem Wind aus. Das heißt: Alle modernen Windkraftanlagen werden nach dem Azimutsystem aktiv in der Horizontalen in den Wind gedreht. Der Begriff kommt aus de | ung manuell in den Wind gedreht werden. Heute dagegen richten Motoren die | Gondel | der Windkraftanlage automatisch nach dem Wind aus. Das heißt: Alle modern | Landratsamt Schweinfurt | |
| srichtung der Drehung. Wie funktioniert das? Das Anemoskop stellt die Windrichtung fest. Die Windrichtungsmessung wird elektronisch verarbeitet und an den Motor geschickt, der dann wiederum die Gondel in den Wind dreht. Leistungsbegrenzung und Leistungsregelung einer Windkraftanlage Jede Windkraftanlage hat eine sogenannte Nennleistung, dies ist die maximale Leistung des Generators. Diese ma | lektronisch verarbeitet und an den Motor geschickt, der dann wiederum die | Gondel | in den Wind dreht. Leistungsbegrenzung und Leistungsregelung einer Windkr | Landratsamt Schweinfurt | |
| en. WEA können die dem Zentrum Luftoperationen unterstellten Radaranlagen zur Luftraumüberwachung beeinträchtigen, wenn sie mit ihren dämpfungs- und verschattungswirksamen Anteilen, z. B. Turm, Gondel , Rotorblattwurzel, das ist etwa das untere Drittel des Rotorblatts, in den Erfassungsbereich der Radaranlagen hineinragen. Das Störpotenzial einer WEA hängt damit unter anderem von deren Nabenh | sie mit ihren dämpfungs- und verschattungswirksamen Anteilen, z. B. Turm, | Gondel | , Rotorblattwurzel, das ist etwa das untere Drittel des Rotorblatts, in de | Bayerische Staatsministerien des Innern, für Bau und Verkehr, für Bildung und Kultus, Wissenschaft und Kunst, der Finanzen, für Landesentwicklung und Heimat, für Wirtschaft und Medien, Energie und Technologie, für Umwelt und Verbraucherschutz, für Ernährung, Landwirtschaft und Forsten sowie für Gesundheit und Pflege | |
| ist etwa das untere Drittel des Rotorblatts, in den Erfassungsbereich der Radaranlagen hineinragen. Das Störpotenzial einer WEA hängt damit unter anderem von deren Nabenhöhe, Größe und Form der Gondel , Höhe des Standorts usw. ab. Das Störpotenzial von zwei oder mehr WEA in einem Gebiet kann aufgrund von drohenden Wechselwirkungen zwischen den einzelnen WEA noch anwachsen. Aufgrund ihres unte | ner WEA hängt damit unter anderem von deren Nabenhöhe, Größe und Form der | Gondel | , Höhe des Standorts usw. ab. Das Störpotenzial von zwei oder mehr WEA in | Bayerische Staatsministerien des Innern, für Bau und Verkehr, für Bildung und Kultus, Wissenschaft und Kunst, der Finanzen, für Landesentwicklung und Heimat, für Wirtschaft und Medien, Energie und Technologie, für Umwelt und Verbraucherschutz, für Ernährung, Landwirtschaft und Forsten sowie für Gesundheit und Pflege | |
| genommen und erfolgt über automatische Aufzeichnungsgeräte mit der Möglichkeit der artgenauen Auswertung, wie sie in den BMUB-Forschungsvorhaben verwendet und getestet wurden. Sie werden in der Gondel der WEA installiert. Nähere Hinweise geben die Arbeitshilfen des LfU zu Fachfragen des Windenergie-Erlasses. c) Das Gondelmonitoring sollte sich auf zwei Jahre erstrecken, um beispielsweise wit | BMUB-Forschungsvorhaben verwendet und getestet wurden. Sie werden in der | Gondel | der WEA installiert. Nähere Hinweise geben die Arbeitshilfen des LfU zu F | Bayerische Staatsministerien des Innern, für Bau und Verkehr, für Bildung und Kultus, Wissenschaft und Kunst, der Finanzen, für Landesentwicklung und Heimat, für Wirtschaft und Medien, Energie und Technologie, für Umwelt und Verbraucherschutz, für Ernährung, Landwirtschaft und Forsten sowie für Gesundheit und Pflege | |
| ördert. Mittlerweile bieten noch weitere Firmen auf dem deutschen Markt Anlagen (vgl. Abb. 7) vergleichbarer Größe aber mit anderen technischen Konzepten an. Die E-112 Abb 2: Schnitt durch die Gondel der E-112 Generator Rotor Rotornabe Rotorblatt Generator Stator Azimutmotoren Maschinenträger Abb 3: Ausgewählte Daten der E-112 Nennleistung 4,5 MW Netzeinspeisung Wechselrichter mit Gleich st | mit anderen technischen Konzepten an. Die E-112 Abb 2: Schnitt durch die | Gondel | der E-112 Generator Rotor Rotornabe Rotorblatt Generator Stator Azimutmot | BINE Informationsdienst, FIZ Karlsruhe – Leibniz-Institut für Informationsinfrastruktur GmbH | |
| ernativen genannt. - Zum einen kann bei Anlagen, mit einer Höhe von mehr als 100 m bis einschließlich 150 m über Grund auf die Markierung der Rotorblätter verzichtet werden, wenn im Bereich der Gondel ein weiß blitzendes Feuer angebracht wird und der Mast mit einer 3 m breiten, orang/rot farbigen Ringmarkierung versehen ist. - Zum anderen erfolgt eine Kennzeichnung der Rotorblätter durch ein | uf die Markierung der Rotorblätter verzichtet werden, wenn im Bereich der | Gondel | ein weiß blitzendes Feuer angebracht wird und der Mast mit einer 3 m brei | Samtgemeinde Thedinghausen | |
| erfolgt eine Kennzeichnung der Rotorblätter durch einen 6m breiten Farbstreifen. Hierdurch entfallen ein weiterer Farbstreifen im Bereich des Mastes und ein weiß blitzendes Feuer im Bereich der Gondel . Auf diese Tageskennzeichnung mit einer Farbmarkierung der Rotoren wird verzichtet. In der ebenen Landschaft südlich von Blender werden die Windenergieanlagen insbesondere vor dem Hintergrund d | reifen im Bereich des Mastes und ein weiß blitzendes Feuer im Bereich der | Gondel | . Auf diese Tageskennzeichnung mit einer Farbmarkierung der Rotoren wird v | Samtgemeinde Thedinghausen | |
| ngsvorschrift aufgenommen worden. Hiermit ist es nun möglich das neu entwickelte Hindernisfeuer „EST 10“ mit Leuchtdioden an den Rotorblattspitzen anstelle von Blink- oder Blitzlichtern auf der Gondel zu installieren. Die Leuchtdioden leuchten dann auf, wenn das jeweilige Rotorblatt das obere Drittel der vom Rotor überstrichenen Fläche durchläuft. Zusätzlich muß die Gondel befeuert werden. D | n an den Rotorblattspitzen anstelle von Blink- oder Blitzlichtern auf der | Gondel | zu installieren. Die Leuchtdioden leuchten dann auf, wenn das jeweilige R | Samtgemeinde Thedinghausen | |
| tzlichtern auf der Gondel zu installieren. Die Leuchtdioden leuchten dann auf, wenn das jeweilige Rotorblatt das obere Drittel der vom Rotor überstrichenen Fläche durchläuft. Zusätzlich muß die Gondel befeuert werden. Durch die Kennzeichnung des höchsten Punktes ergibt sich die Eigenschaft als Hindernisfeuer, deshalb kann die erforderliche Leuchtstärke gegenüber den bisher verwendeten Gefahr | rittel der vom Rotor überstrichenen Fläche durchläuft. Zusätzlich muß die | Gondel | befeuert werden. Durch die Kennzeichnung des höchsten Punktes ergibt sich | Samtgemeinde Thedinghausen | |
| über den bisher verwendeten Gefahrenfeuern drastisch vermindert werden. Statt 1600 cd beim bisherigen konventionellen Blinkfeuer (künftig 2000 cd) bzw. 200 cd beim bisherigen Blitzfeuer auf der Gondel (künftig ebenfalls 2000 cd) reicht für das Blattspitzenhindernisfeuer und die gleichzeitige Gondelbefeuerung eine Leuchtstärke von jeweils 10 cd im horizontalen Strahlbereich (-10° bis +10° auf | inkfeuer (künftig 2000 cd) bzw. 200 cd beim bisherigen Blitzfeuer auf der | Gondel | (künftig ebenfalls 2000 cd) reicht für das Blattspitzenhindernisfeuer und | Samtgemeinde Thedinghausen | |
| tspitzenhindernisfeuer im Windpark Blender ausgeschlossen. - Das Gefahrenfeuer Anstelle des Hindernisfeuers, bei denen die oberste Spitze befeuert wird, mußten bisher immer Gefahrenfeuer an der Gondel angebracht werden. Da sich diese Kennzeichnung ca. 40 m unterhalb der eigentlichen Gefahrenstelle befindet, muß die Leuchtstärke deutlich höher sein als das bei einem Hindernisfeuer der Fall is | ie oberste Spitze befeuert wird, mußten bisher immer Gefahrenfeuer an der | Gondel | angebracht werden. Da sich diese Kennzeichnung ca. 40 m unterhalb der eig | Samtgemeinde Thedinghausen | |
| deren Taktfrequenz. Es muß immer doppelt auf dem Maschinenhaus einer Windenergieanlage angebracht werden, um Verdeckungen durch Rotorblätter zu vermeiden. Die photometrische Lichtstärke auf der Gondel beträgt damit mindestens 340 cd. Bezüglich der neuen z.T. noch unausgereiften Nachtkennzeichnungsmöglichkeiten soll auf der Ebene des Bebauungsplanes keine Festlegung auf ein System getroffen w | n durch Rotorblätter zu vermeiden. Die photometrische Lichtstärke auf der | Gondel | beträgt damit mindestens 340 cd. Bezüglich der neuen z.T. noch unausgerei | Samtgemeinde Thedinghausen | |
| Mastfuss übertragen und dort gespeichert. Die Daueraufzeichnungseinheit zeichnet die Aktivitäten von Fledermäusen kontinuierlich auf, so dass ein Abgleich der Fledermausaktivität mit den an der Gondel ermittelten Winddaten an den Anlagen möglich ist. Mit Hilfe der so durchgeführten Aktivitätsmessungen werden zwei wesentliche Fragestellungen bearbeitet bzw. beantwortet: - Sind im Bereich der | uierlich auf, so dass ein Abgleich der Fledermausaktivität mit den an der | Gondel | ermittelten Winddaten an den Anlagen möglich ist. Mit Hilfe der so durchg | Samtgemeinde Thedinghausen | |
| n. Phase 3: Der dritte Teil, Aufstellung und Inbetriebnahme der Anlagen, kann in ca. zwei Monaten abgeschlossen werden. Hierbei werden die auf einem Tieflader transportierten Anlagenteile Turm, Gondel und Rotorblätter mit Hilfe eines Autokranes auf die Fundamente montiert. Das Herstellen der leitenden Verbindungen und die Inbetriebnahme erfordern keine nennenswerten Außenarbeiten mehr. Der e | Hierbei werden die auf einem Tieflader transportierten Anlagenteile Turm, | Gondel | und Rotorblätter mit Hilfe eines Autokranes auf die Fundamente montiert. | Samtgemeinde Thedinghausen | |
| mit schwankender Spannung, Frequenz und Amplitude. Die Wicklungen im Stator des Ringgenerators bilden 2 voneinander unabhängige 3‑Phasen Wechselstromsysteme. Diese beiden Systeme werden in der Gondel getrennt voneinander gleichgerichtet, in der DC-Verteilung zusammengeführt und anschließend von den Wechselrichtern im Turmfuß wieder in Drehstrom mit netzkonformer Spannung, Frequenz und Phase | bhängige 3‑Phasen Wechselstromsysteme. Diese beiden Systeme werden in der | Gondel | getrennt voneinander gleichgerichtet, in der DC-Verteilung zusammengeführ | VDH Projektmanagement GmbH | |
| . Die Ableitung erfolgt durchgängig unter Umgehung der Lagerstellen durch Funkenstrecken und Schleifbürsten über die tragende Stahlbaustruktur zum Fundamenterder. Das Windmeßgerät und damit die Gondel sind ebenfalls über Fangstangen geschützt. Die Steuerung der Anlage ist galvanisch getrennt aufgebaut und mit Überspannungsableitern versehen. Die Windenergieanlage muss stillgesetzt werden, we | gende Stahlbaustruktur zum Fundamenterder. Das Windmeßgerät und damit die | Gondel | sind ebenfalls über Fangstangen geschützt. Die Steuerung der Anlage ist g | VDH Projektmanagement GmbH | |
| Die Ableitung erfolgt durchgängig unter Umgehung der Lagerstellen durch Funkenstrecken und Schleifbürsten über die tragende Stahlbaustruktur zum Fundamenterder. Das Windmessgerät und damit die Gondel sind ebenfalls über Fangstangen geschützt. Die Steuerung der Anlage ist galvanisch getrennt aufgebaut und mit Überspannungsableitern versehen (ENERCON Windenergieanlagen, Vertriebsdokument, Anl | ende Stahlbaustruktur zum Fundamenterder. Das Windmessgerät und damit die | Gondel | sind ebenfalls über Fangstangen geschützt. Die Steuerung der Anlage ist g | VDH Projektmanagement GmbH | |
| rehzahl nicht hochgestuft werden muss. Die üblicherweise vorhandene Menge von über 400 l Getriebeöl entfällt somit. Azimutgetriebe: Die E-115 besitzt 12 Azimutgetriebe zur Windnachführung der Gondel . Diese Getriebe sind jeweils mit ca. 7 l Öl gefüllt. Direkt auf den Getrieben sitzen die Elektromotoren. Die Getriebe befinden sich im Maschinenträger, der die gesamte Ölmenge aufnehmen kann, z | imutgetriebe: Die E-115 besitzt 12 Azimutgetriebe zur Windnachführung der | Gondel | . Diese Getriebe sind jeweils mit ca. 7 l Öl gefüllt. Direkt auf den Getri | VDH Projektmanagement GmbH | |
| wannen montiert. Blattverstellung: Über 3 Pitchgetriebe werden die Rotorblätter der E-115 mit je einem Pitchmotor verstellt. Die Pitchgetriebe sind mit nur 6 l Getriebeöl befüllt. Die gesamte Gondel und der Rotorkopf sind mit einer Aluminiumverkleidung gekapselt, so dass evtl. Ölverluste durch Undichtigkeiten in der Verkleidung aufgefangen werden. Wälzlagerschmierung: Die Zahnflanken und | tellt. Die Pitchgetriebe sind mit nur 6 l Getriebeöl befüllt. Die gesamte | Gondel | und der Rotorkopf sind mit einer Aluminiumverkleidung gekapselt, so dass | VDH Projektmanagement GmbH | |
| PROFILSCHNITT (QUELLE: WWW.MH-AEROTOOLS.DE/AIRFOILS/JAVAFOIL.HTM) 75 ABBILDUNG 41: LAGE DES NUMERISCHEN VOLUMENGITTERS IM STRÖMUNGSRAUM, RECHTS DETAILANSICHT DER OBERFLÄCHENGITTER FÜR BLATT UND GONDEL . LÄNGENANGABEN BEZOGEN AUF ROTORRADIUS R=39.2M 76 ABBILDUNG 42: STROMLINIENDARSTELLUNG DES VEKTORS AN DER SAUGSEITE (LINKS) UND DRUCKSEITE (RECHTS) DES ROTORBLATTS; = DIE VORDERKANTE DES ROTORB | M STRÖMUNGSRAUM, RECHTS DETAILANSICHT DER OBERFLÄCHENGITTER FÜR BLATT UND | GONDEL | . LÄNGENANGABEN BEZOGEN AUF ROTORRADIUS R=39.2M 76 ABBILDUNG 42: STROMLINI | Deutsche WindGuard Engineering GmbH, Universität Oldenburg, Fachhochschule Kiel, Deutsche WindGuard Offshore GmbH | |
| e der Software ICEM CFD wurden aus jeweils benachbarten Profilen Blattoberflächen erstellt. Die Formen von Rotorblattspitze und -wurzel wurden frei gestaltet. Durch Hinzufügen einer generischen Gondel als Träger des Rotorblattes wurde ein Rotormodell erzeugt. Der Berechnungsraum um den Rotor wurde als Zylindervolumen entlang der Strömungsrichtung angenommen, das jedoch auf Grund angenommener | tze und -wurzel wurden frei gestaltet. Durch Hinzufügen einer generischen | Gondel | als Träger des Rotorblattes wurde ein Rotormodell erzeugt. Der Berechnung | Deutsche WindGuard Engineering GmbH, Universität Oldenburg, Fachhochschule Kiel, Deutsche WindGuard Offshore GmbH | |
| blatt beschränkt werden kann. In Abbildung 41 ist das Volumengitter dargestellt, mit dem anschließend Simulationsrechnungen ausgeführt wurden. Während das rechte Bild die Oberflächengitter von Gondel und Blatt darstellen, ist links der Berechnungsraum entlang der Strömungsrichtung dargestellt. Aus Gründen der Rechenkapazität (Anzahl der numerischen Gitterzellen < 9 Mio.) wurde ein rotations | ngen ausgeführt wurden. Während das rechte Bild die Oberflächengitter von | Gondel | und Blatt darstellen, ist links der Berechnungsraum entlang der Strömungs | Deutsche WindGuard Engineering GmbH, Universität Oldenburg, Fachhochschule Kiel, Deutsche WindGuard Offshore GmbH | |
| wurde ein rotationssymmetrisches Modell angesetzt, so dass das Rechengitter nur ein Rotorblatt des Rotors einschließt. Als Konsequenz ergeben sich entsprechende Einschränkungen für die Form der Gondel sowie der Verzicht auf einen Turm im Modell. Durch die Vorgabe einer starren Geometrie konnten ebenfalls keine aeroelastischen Veränderungen des Rotorblatts berücksichtigt werden. Die nächsten | ls Konsequenz ergeben sich entsprechende Einschränkungen für die Form der | Gondel | sowie der Verzicht auf einen Turm im Modell. Durch die Vorgabe einer star | Deutsche WindGuard Engineering GmbH, Universität Oldenburg, Fachhochschule Kiel, Deutsche WindGuard Offshore GmbH | |
| auf der Saugseite des Rotorblatts Strömungsabrisse zu verhindern, die sonst Ursache für wesentlich größere Strömungswiderstände wären. Turbulente Grenzschichten an den Oberflächen von Blatt und Gondel gingen in die Rechnung mit ein. Als Turbulenzmodell wurde das Spalart-Almerasmodel in der ursprünglichen Formulierung gewählt. Bei konvergierendem Lösungsverhalten liefern die CFD-Rechnungen di | rstände wären. Turbulente Grenzschichten an den Oberflächen von Blatt und | Gondel | gingen in die Rechnung mit ein. Als Turbulenzmodell wurde das Spalart-Alm | Deutsche WindGuard Engineering GmbH, Universität Oldenburg, Fachhochschule Kiel, Deutsche WindGuard Offshore GmbH | |
| Anwendungsfall definierten Umgebungsbedingungen genutzt und bilden die Grundlage für eine Zertifizierung einer Windenergieanlage. Es werden alle Komponenten der Windenergieanlagen (Blatt, Nabe, Gondel , Turm, Fundament und Baugrund) in ihren Eigenschaften (Masse, Steifigkeit, dynamisches Verhalten, etc.) über ein Gesamtmodell integral abgebildet und in der Simulation mit den relevanten Umgebu | ieanlage. Es werden alle Komponenten der Windenergieanlagen (Blatt, Nabe, | Gondel | , Turm, Fundament und Baugrund) in ihren Eigenschaften (Masse, Steifigkeit | Deutsche WindGuard Engineering GmbH, Universität Oldenburg, Fachhochschule Kiel, Deutsche WindGuard Offshore GmbH | |
| echnung wurde für den Stahlrohrturm von einer Dichte von 7850 kg/m³ ausgegangen. Des Weiteren wurden ein Elastizitätsmodul von 210 kN/mm² und ein Schubmodul von 81 kN/mm² hinzugenommen. Für die Gondel wurde eine Masse von 72 t angenommen. Dies ist allerdings erst in der zweiten Projektphase für die Modalanalyse, d.h. die dynamische Verhaltensanalyse schwingungsfähiger Systeme zur Eigenfreque | ul von 210 kN/mm² und ein Schubmodul von 81 kN/mm² hinzugenommen. Für die | Gondel | wurde eine Masse von 72 t angenommen. Dies ist allerdings erst in der zwe | Deutsche WindGuard Engineering GmbH, Universität Oldenburg, Fachhochschule Kiel, Deutsche WindGuard Offshore GmbH | |
| en Profilschnitt (Quelle: www.mhaerotools.de/airfoils/javafoil.htm). Abbildung 41: Lage des numerischen Volumengitters im Strömungsraum, rechts Detailansicht der Oberflächengitter für Blatt und Gondel . Längenangaben bezogen auf Rotorradius R=39.2m. Abbildung 42: Stromliniendarstellung des Vektors c1 an der Saugseite (links) und Druckseite (rechts) des Rotorblatts; die Vorderkante des Rotorbl | m Strömungsraum, rechts Detailansicht der Oberflächengitter für Blatt und | Gondel | . Längenangaben bezogen auf Rotorradius R=39.2m. Abbildung 42: Stromlinien | Deutsche WindGuard Engineering GmbH, Universität Oldenburg, Fachhochschule Kiel, Deutsche WindGuard Offshore GmbH | |
| rden für einen hohen Wirkungsgrad im Teillastbereich ausgelegt. Der Generator befindet sich zwischen dem Turm und der Nabe und ermöglicht somit eine platzsparende Auslegung der Einbauten in der Gondel . Mechanische Bremse Die mechanische Bremse ist an der B-Seite des Generatorläufers montiert und mit drei hydraulischen Bremszangen ausgestattet. Windrichtungsnachführung Ein gegossener Grundrah | be und ermöglicht somit eine platzsparende Auslegung der Einbauten in der | Gondel | . Mechanische Bremse Die mechanische Bremse ist an der B-Seite des Generat | Siemens AG | |
| einem außenverzahntem Drehkranz mit Gleitlager. Der Antrieb erfolgt über eine Reihe elektrischer Motoren mit Planetengetrieben. Gondelverkleidung Der Wetterschutz und das Gehäuse um die in der Gondel installierten Geräte bestehen aus mit glasfaserverstärkten, beschichteten Paneelen mit verschiedenen Brandschutzeigenschaften. Diese Art der Konstruktion stellt einen vollständig integrierten B | trieben. Gondelverkleidung Der Wetterschutz und das Gehäuse um die in der | Gondel | installierten Geräte bestehen aus mit glasfaserverstärkten, beschichteten | Siemens AG | |
| ohrturm, der über ein Turmzwischenstück (Adapter) mit dem Betonturm verbunden ist. Die Türme werden von innen bestiegen und es besteht ein direkter Zugang zur Windrichtungsnachführung sowie zur Gondel . Sie sind mit Plattformen und elektrischer Innenbeleuchtung ausgestattet. Steuerung Die Steuerung der Windenergieanlage besteht aus einem industriellen Mikroprozessorsystem. Sie wird komplett m | und es besteht ein direkter Zugang zur Windrichtungsnachführung sowie zur | Gondel | . Sie sind mit Plattformen und elektrischer Innenbeleuchtung ausgestattet. | Siemens AG | |
| 04.04.2016 Gutachtliche Stellungnahmen s. Bedingung Nr. 4. 11. Der Bauleiter hat eine Erklärung darüber einzureichen, dass die Errichtung des dritten, vierten und fünften Turmsegmentes und der Gondel innerhalb eines Tages eingehalten wurde (s. Auflage 5. Typenprüfung). 12. Innerhalb des ersten Halbjahres nach der Montage, allerdings nicht unmittelbar nach der Inbetriebnahme, muss die planmä | ass die Errichtung des dritten, vierten und fünften Turmsegmentes und der | Gondel | innerhalb eines Tages eingehalten wurde (s. Auflage 5. Typenprüfung). 12. | Landkreis Hameln-Pyrmont | |
| äß Artenschutzleitfaden (Pkt. 7.3 a)) und den vorliegenden Informationen zur konkreten räumlichen Situation vorzusehen. Das Abschaltszenario kann dann im laufenden Betrieb durch das begleitende Gondel -Monitoring (siehe Kapitel 4 des Maßnahmenkonzeptes) einzelfallbezogen im Sinne des Artenschutzleitfadens nach Zustimmung der UNB optimiert werden. Gondelmonitoring Es ist ein mind. zweijähriges | Das Abschaltszenario kann dann im laufenden Betrieb durch das begleitende | Gondel | -Monitoring (siehe Kapitel 4 des Maßnahmenkonzeptes) einzelfallbezogen im | Landkreis Hameln-Pyrmont | |
| te Landschaft zurück. Im Zuge des Rückbaus wird eine Windenergieanlage mithilfe eines Kranes Stück für Stück abgebaut und abtransportiert. Die Rotorblätter werden von der Nabe abgetrennt. Nabe, Gondel und Turm werden demontiert. Auch Schaltanlage, Übergabestation und Kabel werden rückgebaut. Das Fundament muss bis mindestens 1 Meter Tiefe entfernt werden – so tief, dass eine landwirtschaftli | d abtransportiert. Die Rotorblätter werden von der Nabe abgetrennt. Nabe, | Gondel | und Turm werden demontiert. Auch Schaltanlage, Übergabestation und Kabel | Bundesverband WindEnergie e.V. (BWE) | |
| ntsteht oberhalb des Blattes ein Unterdruck (Saugseite) und unterhalb ein Überdruck (Druckseite). Durch diese Druckdifferenz wird eine Auftriebskraft erzeugt, die den Rotor in Drehung versetzt. Gondel : Die Gondel enthält den gesamten Triebstrang. Sie ist aufgrund der notwendigen Windrichtungsnachführung drehbar auf dem Turm gelagert. Der Aufbau der Gondel beschreibt die vom Hersteller gewähl | renz wird eine Auftriebskraft erzeugt, die den Rotor in Drehung versetzt. | Gondel | : Die Gondel enthält den gesamten Triebstrang. Sie ist aufgrund der notwen | Bundesverband WindEnergie e.V. (BWE) | |
| halb des Blattes ein Unterdruck (Saugseite) und unterhalb ein Überdruck (Druckseite). Durch diese Druckdifferenz wird eine Auftriebskraft erzeugt, die den Rotor in Drehung versetzt. Gondel: Die Gondel enthält den gesamten Triebstrang. Sie ist aufgrund der notwendigen Windrichtungsnachführung drehbar auf dem Turm gelagert. Der Aufbau der Gondel beschreibt die vom Hersteller gewählte Form, um | ne Auftriebskraft erzeugt, die den Rotor in Drehung versetzt. Gondel: Die | Gondel | enthält den gesamten Triebstrang. Sie ist aufgrund der notwendigen Windri | Bundesverband WindEnergie e.V. (BWE) | |
| , die den Rotor in Drehung versetzt. Gondel: Die Gondel enthält den gesamten Triebstrang. Sie ist aufgrund der notwendigen Windrichtungsnachführung drehbar auf dem Turm gelagert. Der Aufbau der Gondel beschreibt die vom Hersteller gewählte Form, um die Komponenten des Antriebsstranges (Rotorwelle mit Lagerung, Generator und ggf. Getriebe) auf dem Maschinenträger zu positionieren. Getriebe: D | en Windrichtungsnachführung drehbar auf dem Turm gelagert. Der Aufbau der | Gondel | beschreibt die vom Hersteller gewählte Form, um die Komponenten des Antri | Bundesverband WindEnergie e.V. (BWE) | |
| weit nur Anforderungen, wenn diese im Einzelfall angeordnet werden (vgl. § 38 Abs. 2 Nr. 19 LBO). Beispielsweise kann bei erhöhter Wald- oder Moorbrandgefahr eine Schaumlöscheinrichtung für die Gondel angeordnet werden, die nach Blitzschlag oder Getriebeschaden eine Brandentwicklung behindert. Von einer erhöhten Wald- oder Moorbrandgefahr ist nur auszugehen, wenn größere zusammenhängende Geb | i erhöhter Wald- oder Moorbrandgefahr eine Schaumlöscheinrichtung für die | Gondel | angeordnet werden, die nach Blitzschlag oder Getriebeschaden eine Branden | Baden-Württembergische Ministerien für Umwelt, Klima und Energiewirtschaft; für Ländlichen Raum und Verbraucherschutz; für Verkehr und Infrastruktur; für Finanzen und Wirtschaft | |
| anlagen. Die Tageskennzeichnung kann entweder durch eine farbliche Kennzeichnung der Rotorblattspitzen und gegebenenfalls des Maschinenhauses und des Turms oder durch weiße Blinklichter auf der Gondel (gegebenenfalls ergänzend durch Farbmarkierungen) erfolgen. Die Nachtkennzeichnung erfolgt in der Regel durch rot blinkende gedoppelte Feuer auf der Gondel (sogenanntes „Feuer W, rot“). Die mit | s des Maschinenhauses und des Turms oder durch weiße Blinklichter auf der | Gondel | (gegebenenfalls ergänzend durch Farbmarkierungen) erfolgen. Die Nachtkenn | Deutscher Städte- und Gemeindebund (DStGB) | |
| oder durch weiße Blinklichter auf der Gondel (gegebenenfalls ergänzend durch Farbmarkierungen) erfolgen. Die Nachtkennzeichnung erfolgt in der Regel durch rot blinkende gedoppelte Feuer auf der Gondel (sogenanntes „Feuer W, rot“). Die mit der Realisierung des Repowering in der Regel verbundene Kennzeichnungspflicht von Windenergieanlagen hat vielfach eine besondere Bedeutung im Hinblick auf | ichnung erfolgt in der Regel durch rot blinkende gedoppelte Feuer auf der | Gondel | (sogenanntes „Feuer W, rot“). Die mit der Realisierung des Repowering in | Deutscher Städte- und Gemeindebund (DStGB) | |
| anlagen diese Problematik nicht auf. Als weitere Schallquellen sind bei einer Windenergieanlage der Antriebsstrang mit Welle, Lager, Getriebe, Kupplung und Generator und die Nachführsysteme für Gondel und Rotorblatt sowie das Kühlgebläse zu nennen. Durch wirkungsvolle Maßnahmen zur Isolierung, Dämpfung und Schallentkopplung konnten hier ebenfalls erhebliche Verbesserungen bei der Schallabstr | elle, Lager, Getriebe, Kupplung und Generator und die Nachführsysteme für | Gondel | und Rotorblatt sowie das Kühlgebläse zu nennen. Durch wirkungsvolle Maßna | Deutscher Städte- und Gemeindebund (DStGB) | |
| als bei 2D Radaranlagen, wo die Störung vorrangig durch die drehenden Rotoren verursacht wird, sind bei 3D Anlagen zusätzlich die statischen Komponenten störwirksam, das heißt, der Mast und die Gondel / Generatorgehäuse einer Windenergieanlage, die sich als Hindernis in den Radarstrahl stellen und hierdurch eine radarwirksame Verschattung im gesamten Entfernungsbereich hervorrufen. Hierdurch | zlich die statischen Komponenten störwirksam, das heißt, der Mast und die | Gondel | / Generatorgehäuse einer Windenergieanlage, die sich als Hindernis in den | Deutscher Städte- und Gemeindebund (DStGB) | |
| der Lieferfirma für die Aufstellung autorisierte Fachfirma. 4.3 Betriebsweise Die Anlagensteuerung erfolgt durch moderne elektronische Regelungstechnik und unterliegt einer Fernüberwachung. Die Gondel der WEA wird permanent dem Wind nachgeführt, so dass der Rotor immer in die Richtung zeigt, aus der der Wind kommt (Luv-Läufer). Über die sog. Pitch-Steuerung, d.h. die Drehung des Rotorblatts | elektronische Regelungstechnik und unterliegt einer Fernüberwachung. Die | Gondel | der WEA wird permanent dem Wind nachgeführt, so dass der Rotor immer in d | QS-Energy GmbH | |
| tung Die Beanspruchung von Werbeflächen ist beschränkt auf Typ und Herstellerbezeichnung sowie Betreibergesellschaft, darf nur mittels Werbeaufschrift vorgenommen werden und muss im Bereich der Gondel der Windenergieanlagen erfolgen. Die Werbeaufschriften dürfen keine reflektierende und fluoreszierende Wirkung haben, sie dürfen auch nicht beleuchtet werden. Die Beanspruchung anderweitiger We | rf nur mittels Werbeaufschrift vorgenommen werden und muss im Bereich der | Gondel | der Windenergieanlagen erfolgen. Die Werbeaufschriften dürfen keine refle | Gemeinde Neuenkirchen-Vörden | |
| enauen Abschaltzeiten werden im Rahmen des Immissionsschutzrechtlichen Verfahrens in Absprache mit der Unteren Naturschutzbehörde festgelegt. Um die Abschaltzeiten ggf. einzugrenzen, sollte ein Gondel -Monitoring erfolgen. 2.3.2 Auswirkungen auf Boden Wie bereits in Kap. 2.3.1 (Abschnitt Biotoptypen) ausgeführt, gehen mit der Umsetzung der Planung zusätzliche Bodenversiegelungen einher. Neuve | tzbehörde festgelegt. Um die Abschaltzeiten ggf. einzugrenzen, sollte ein | Gondel | -Monitoring erfolgen. 2.3.2 Auswirkungen auf Boden Wie bereits in Kap. 2.3 | Gemeinde Neuenkirchen-Vörden | |
| ten sind modular auf dem Maschinenträger aufgebaut, was die Montage von Baugruppen am Standort mit einem kleineren Kran ermöglicht und später Wartungs- und Reparaturarbeiten erleichtert. In der Gondel ist ein Service-Kran installiert, der zum Heben von Werkzeugen und sonstigem Arbeitsmaterial vorgesehen ist. Die Gondelverkleidung vereint kompakte Abmessungen (um die Anlage trotz ihrer Größe | ermöglicht und später Wartungs- und Reparaturarbeiten erleichtert. In der | Gondel | ist ein Service-Kran installiert, der zum Heben von Werkzeugen und sonsti | Nordex Energy GmbH | |
| Straße transportieren zu können) mit elegantem, ansprechendem Design. Der Spinner ist so großzügig dimensioniert, dass die Blattverstellaggregate in der Nabe für Wartungsarbeiten direkt aus der Gondel erreicht werden können. Zur Geräuschdämmung ist die gesamte Gondelverkleidung schallisoliert. 7 Windrichtungsnachführung Die genaue Ausrichtung des Rotors zum Wind ist essentiell für den Energi | ie Blattverstellaggregate in der Nabe für Wartungsarbeiten direkt aus der | Gondel | erreicht werden können. Zur Geräuschdämmung ist die gesamte Gondelverklei | Nordex Energy GmbH | |
| det darüber hinaus zusätzliche Belastungen durch Schräganströmung der Anlage. Der Maschinenträger ist über ein außenverzahntes Vierpunktlager drehbar mit dem Turm verbunden. Die Nachführung der Gondel erfolgt über vier Getriebemotoren. Zwischen den Verfahrvorgängen wird die Gondel durch zehn Azimutbremszangen festgesetzt, so dass der Drehkranz frei von äußeren Giermomenten bleibt. Beim Verfa | ahntes Vierpunktlager drehbar mit dem Turm verbunden. Die Nachführung der | Gondel | erfolgt über vier Getriebemotoren. Zwischen den Verfahrvorgängen wird die | Nordex Energy GmbH | |
| Maschinenträger ist über ein außenverzahntes Vierpunktlager drehbar mit dem Turm verbunden. Die Nachführung der Gondel erfolgt über vier Getriebemotoren. Zwischen den Verfahrvorgängen wird die Gondel durch zehn Azimutbremszangen festgesetzt, so dass der Drehkranz frei von äußeren Giermomenten bleibt. Beim Verfahren wird der Bremsdruck nur reduziert, um ein Reversieren der Verzahnung beim Ve | erfolgt über vier Getriebemotoren. Zwischen den Verfahrvorgängen wird die | Gondel | durch zehn Azimutbremszangen festgesetzt, so dass der Drehkranz frei von | Nordex Energy GmbH | |
| t über ein Rohrstück mit Innenflansch. Der komplette Fachwerkturm ist feuerverzinkt nach DIN EN ISO 1461 und somit optimal gegen Korrosion geschützt. In einer Turmecke sind für den Aufstieg zur Gondel eine Leiter und eine elektrisch betriebene Befahranlage mit Sicherheitsführungsschiene installiert. Mit diesem System ist ein bequemer und wettergeschützter Aufstieg im Fachwerkturm möglich. An | al gegen Korrosion geschützt. In einer Turmecke sind für den Aufstieg zur | Gondel | eine Leiter und eine elektrisch betriebene Befahranlage mit Sicherheitsfü | Nordex Energy GmbH | |
| .................................................................................... ca. 5,6 t Rotor komplett inkl. Blattverstellung und Blätter:....................................... ca. 32 t Gondel (ohne Rotor):................................................................................. ca. 56 t Getriebe:................................................................................ | tverstellung und Blätter:....................................... ca. 32 t | Gondel | (ohne Rotor):............................................................ | Nordex Energy GmbH | |
| in integriertes Blitz- und Brandschutzsystem wird die Anlagenelektronik zusätzlich vor Blitzeinschlag und Überhitzung geschützt. Vorteile ENERCON Steuerungstechnik: adaptive Windnachführung der Gondel durch permanente Auswertung der Messdaten des Windsensors; variable Drehzahl für optimalen Wirkungsgrad der Windenergieanlage bei jeder Windstärke und ausregelung unerwüschter Leistungsspitzen | schützt. Vorteile ENERCON Steuerungstechnik: adaptive Windnachführung der | Gondel | durch permanente Auswertung der Messdaten des Windsensors; variable Drehz | ENERCON GmbH | |
| rs durch ihre hohe Zuverlässigkeit. Dies bestätigen nicht zuletzt unabhängige Institute wie Meteotest. Ergänzend zum Leistungskurvenverfahren bietet ENERCON für sensible Standorte einen auf der Gondel montierten Sensor der Firma Labkotec an. Rotorblattenteisung Die optional verfügbare ENERCON Rotorblattenteisung mittels Umluftverfahren ermöglicht eine Verkürzung der Abtauzeit, nachdem Eisans | stungskurvenverfahren bietet ENERCON für sensible Standorte einen auf der | Gondel | montierten Sensor der Firma Labkotec an. Rotorblattenteisung Die optional | ENERCON GmbH | |
| niversity (CURI) für die Inbetriebnahme Anfang 2014 im Aufbau. In Blyth, England wird eine entsprechende Anlage durch das National Renewable Energy Centre (NAREC) aktuell mit einer 7 MW Samsung Gondel in Betrieb genommen. Ein Doppel-Prüfstand bis zu 10 MW ist im Lindoe Offshore Renewables Center (LORC) in Lidoe, Dänemark in Planung bzw. im Aufbau. In Bremerhaven wird das Dynamic Nacelle Labo | s National Renewable Energy Centre (NAREC) aktuell mit einer 7 MW Samsung | Gondel | in Betrieb genommen. Ein Doppel-Prüfstand bis zu 10 MW ist im Lindoe Offs | Forschungszentrum Jülich GmbH | |
| technischer Detailfragen bezüglich der Ausstattung der zukünftigen Testeinrichtung. 3 Technische Spezifikationen des Prüfstandes In dieser Studie wird unter Prüfstand der gesamte Prüfaufbau mit Gondel , Antrieb, Belastungseinheit mit Hydraulik und elektrischen Einrichtungen zur Rekuperation und GridSimulation zusammengefasst. Dazu gehört ebenfalls das Fundament, das den kompletten Antrieb und | fstandes In dieser Studie wird unter Prüfstand der gesamte Prüfaufbau mit | Gondel | , Antrieb, Belastungseinheit mit Hydraulik und elektrischen Einrichtungen | Forschungszentrum Jülich GmbH | |
| rieb, Belastungseinheit mit Hydraulik und elektrischen Einrichtungen zur Rekuperation und GridSimulation zusammengefasst. Dazu gehört ebenfalls das Fundament, das den kompletten Antrieb und die Gondel trägt. Das umgebende Gebäude mit der Gebäudeinfrastruktur und den Krananlagen wird getrennt betrachtet. Im Folgenden werden die einzelnen Elemente des Prüfstandes mit ihren Spezifikationen erlä | . Dazu gehört ebenfalls das Fundament, das den kompletten Antrieb und die | Gondel | trägt. Das umgebende Gebäude mit der Gebäudeinfrastruktur und den Krananl | Forschungszentrum Jülich GmbH | |
| rlegungen führen dazu, auf die Einbindung der Nabe zu verzichten (DMT, S. 86) u. (IME, S. 10). Die Anbindung an das Fundament erfolgt über den Azimut-Flansch auf einem Adapter, der die Höhe der Gondel auf die Flucht der Antriebsachse anhebt. Die Antriebsachse ist mit einer Neigung von 6 Grad vorgesehen. Wenn die Gondel von diesem Winkel abweicht so muss der Adapter diesen Winkelunterschied a | ament erfolgt über den Azimut-Flansch auf einem Adapter, der die Höhe der | Gondel | auf die Flucht der Antriebsachse anhebt. Die Antriebsachse ist mit einer | Forschungszentrum Jülich GmbH | |
| ament erfolgt über den Azimut-Flansch auf einem Adapter, der die Höhe der Gondel auf die Flucht der Antriebsachse anhebt. Die Antriebsachse ist mit einer Neigung von 6 Grad vorgesehen. Wenn die Gondel von diesem Winkel abweicht so muss der Adapter diesen Winkelunterschied ausgleichen. Zur Anbringung des Flansches auf dem Fundament ist ein Anschraubfeld vorgesehen. Der gesamte Aufbau ist in A | . Die Antriebsachse ist mit einer Neigung von 6 Grad vorgesehen. Wenn die | Gondel | von diesem Winkel abweicht so muss der Adapter diesen Winkelunterschied a | Forschungszentrum Jülich GmbH | |
| ausgleichen. Zur Anbringung des Flansches auf dem Fundament ist ein Anschraubfeld vorgesehen. Der gesamte Aufbau ist in Abb. 3-1 in dargestellt. Abb. 3-1: Mechanischer Aufbau einer gesamten WEA- Gondel (IME, S. 17) 3.2 Größe der Testobjekte Die Größe der zu testenden Windkraftanlagen, wie sie in den nächsten 5 bis 10 Jahren entwickelt werden, ist sehr abhängig von der Technologie, die sich du | Abb. 3-1 in dargestellt. Abb. 3-1: Mechanischer Aufbau einer gesamten WEA- | Gondel | (IME, S. 17) 3.2 Größe der Testobjekte Die Größe der zu testenden Windkra | Forschungszentrum Jülich GmbH | |
| n 36 Mio. Euro und in der Variante 2, der Endausbaustufe, insgesamt 50,4 Mio. Euro ermittelt worden. 3.5 Belastungseinheit zur Windkraftsimulation Zwischen dem Hauptantrieb und der zu testenden Gondel oder dem zu testenden Getriebe ist die Belastungseinheit angeordnet. Die Welle der Belastungseinheit wird durch den Hauptantrieb angetrieben und gibt dieses Antriebsmoment weiter an das Prüfobj | it zur Windkraftsimulation Zwischen dem Hauptantrieb und der zu testenden | Gondel | oder dem zu testenden Getriebe ist die Belastungseinheit angeordnet. Die | Forschungszentrum Jülich GmbH | |
| g aufgebracht. Die Biegemomente werden durch Hydraulikzylinder, die auf die Momentenscheibe wirken, in das System eingeleitet. Abb. 3-3: Aufbau mit Hauptantrieb, Kupplung, Belastungseinheit und Gondel (MTS NTL Brochure, 2013) Durch die hydrostatischen Lagerungen und paarweise vorgespannte Zylinder wird sichergestellt, dass die vorgesehenen Lasten mit hohem Wirkungsgrad, einer hohen dynamisch | eitet. Abb. 3-3: Aufbau mit Hauptantrieb, Kupplung, Belastungseinheit und | Gondel | (MTS NTL Brochure, 2013) Durch die hydrostatischen Lagerungen und paarwei | Forschungszentrum Jülich GmbH | |
| igenes Generatorsystem untersucht werden soll. Das ist z.B. der Fall beim Testen von einzelnen Getrieben oder bei der gezielten Überlastung eines Gondelaufbaus, bei dem der eigene Generator der Gondel nicht verwendet werden kann. Abb. 3-4: Mechanischer Aufbau mit Lastmaschine (IME, S. 16) Die gesamte Antriebenergie des Motors abzüglich der Verlustleistung im Antriebsstrang muss von dieser La | zielten Überlastung eines Gondelaufbaus, bei dem der eigene Generator der | Gondel | nicht verwendet werden kann. Abb. 3-4: Mechanischer Aufbau mit Lastmaschi | Forschungszentrum Jülich GmbH | |
| nd die Leistungen für die Antriebsmaschine, die Belastungseinheit und die Kühlanlagen berücksichtigt. Auf dem Fundament des Prüfstandes stehen die Antriebsmotoren, die Belastungseinheit und die Gondel der Windenergieanlage. Abb. 3-6: Abmaße Fundament – Aufbau mit PM-Direktantrieb und Gondel (IME, S. 20, 21) Die Variante mit dem Permanent-Magnet-Direktantrieb benötigt ein Fundament mit einer | des Prüfstandes stehen die Antriebsmotoren, die Belastungseinheit und die | Gondel | der Windenergieanlage. Abb. 3-6: Abmaße Fundament – Aufbau mit PM-Direkta | Forschungszentrum Jülich GmbH | |
| ksichtigt. Auf dem Fundament des Prüfstandes stehen die Antriebsmotoren, die Belastungseinheit und die Gondel der Windenergieanlage. Abb. 3-6: Abmaße Fundament – Aufbau mit PM-Direktantrieb und Gondel (IME, S. 20, 21) Die Variante mit dem Permanent-Magnet-Direktantrieb benötigt ein Fundament mit einer Gesamtlänge von ca. 44 m und einer Breite von ca. 12 m. Beim Einsatz als Getriebeprüfstand | ergieanlage. Abb. 3-6: Abmaße Fundament – Aufbau mit PM-Direktantrieb und | Gondel | (IME, S. 20, 21) Die Variante mit dem Permanent-Magnet-Direktantrieb benö | Forschungszentrum Jülich GmbH | |
| fstand wird hinter dem Getriebe die Lastmaschine zusätzlich aufgestellt. Die Anordnung von Getriebe mit Lastmaschine benötigt in etwa den gleichen Platz auf dem Fundament wie eine entsprechende Gondel . Für den Platzbedarf der elektrischen Anlagen sind neben den Anschlusstrafos die Umrichter mit den Einrichtungen zur Grid-Simulation bestimmend. Die Gesamtlänge der Schaltschrankfront würde ca. | ötigt in etwa den gleichen Platz auf dem Fundament wie eine entsprechende | Gondel | . Für den Platzbedarf der elektrischen Anlagen sind neben den Anschlusstra | Forschungszentrum Jülich GmbH | |
| otorblätter ein Gesamtgewicht von fast 500 t auf dem Turmkopf erreichen, ist bei einer Verdoppelung der Leistung mit einer ähnlichen Größenordnung des Gewichtes im Bereich bis 500 t nur für die Gondel (ohne Nabe und Rotorblätter) zu rechnen. Die Getriebe alleine werden mit mindestens 125 t abgeschätzt und eine Krananlage mit mindesten 450 t Hublast empfohlen (IME, S. 22). Im Extremfall kann | er ähnlichen Größenordnung des Gewichtes im Bereich bis 500 t nur für die | Gondel | (ohne Nabe und Rotorblätter) zu rechnen. Die Getriebe alleine werden mit | Forschungszentrum Jülich GmbH | |
| ontiert werden sollen, werden ein Gesamtgewicht von ca. 1450 t haben: Direct-Drive-Antrieb ca. 500 t (je nach Ausführung evtl. geringer) Belastungseinheit ca. 335 t (DMT, S. 96) u. (IME, S. 62) Gondel der Windenergieanlage 500 t (geschätzte Skalierung) Kupplung 100 t (IME, S. 62). Neben dem Gewicht der Prüfeinrichtungen und den aufzufangenden Betriebslasten sind die Bodenverhältnisse und die | evtl. geringer) Belastungseinheit ca. 335 t (DMT, S. 96) u. (IME, S. 62) | Gondel | der Windenergieanlage 500 t (geschätzte Skalierung) Kupplung 100 t (IME, | Forschungszentrum Jülich GmbH | |
| sind durch die Varianten 3 und 4 keine Kostenvorteile erkennbar. Sie sind daher hier nicht mehr aufgenommen. Wenn ein schwingungsunempfindlicher Standort in einem Rheinhafen gewählt würde, die Gondel komplett auf den Prüfstand gehoben würde und die damit relativ geringen Montagezeiten für die Herrichtung der Gondel auf dem Prüfstand erledigt werden könnten (s. Kapitel 9), würden die Investi | chwingungsunempfindlicher Standort in einem Rheinhafen gewählt würde, die | Gondel | komplett auf den Prüfstand gehoben würde und die damit relativ geringen M | Forschungszentrum Jülich GmbH | |
| n schwingungsunempfindlicher Standort in einem Rheinhafen gewählt würde, die Gondel komplett auf den Prüfstand gehoben würde und die damit relativ geringen Montagezeiten für die Herrichtung der Gondel auf dem Prüfstand erledigt werden könnten (s. Kapitel 9), würden die Investitionskosten sich um den Aufwand für die Schwingungsisolierung und die Montagehalle vermindern. Der Aufwand, der dann | ürde und die damit relativ geringen Montagezeiten für die Herrichtung der | Gondel | auf dem Prüfstand erledigt werden könnten (s. Kapitel 9), würden die Inve | Forschungszentrum Jülich GmbH | |
| einer Höhe von 4,45 m transportiert werden. Ein solcher begleiteter Nacht-Transport ist nach dem derzeitigen Kenntnisstand zum Forschungszentrum Jülich möglich. Für die potentiellen Kunden für Gondel -Prüfungen besteht die Alternative ihre montierten Anlagen mit insgesamt geringerem finanziellen Aufwand direkt vom Herstellerort an der Küste zu einem Prüfstand nach Nord-England oder auch in d | and zum Forschungszentrum Jülich möglich. Für die potentiellen Kunden für | Gondel | -Prüfungen besteht die Alternative ihre montierten Anlagen mit insgesamt g | Forschungszentrum Jülich GmbH | |
| ernative für den Standort eines Großprüfstandes in NRW wäre ein Hafengelände am Rhein. Zumindest bis Duisburg, wahrscheinlich aber auch noch weiter rheinauf, ist ein Transport einer sehr großen Gondel auf einem Küstenmotorschiff oder Rheinschiff sicher möglich. Der Umsetzvorgang vom Schiff auf den Prüfstand muss dann von einer spezialisierten Krananlage durchgeführt werden. Die Anlieferung v | nlich aber auch noch weiter rheinauf, ist ein Transport einer sehr großen | Gondel | auf einem Küstenmotorschiff oder Rheinschiff sicher möglich. Der Umsetzvo | Forschungszentrum Jülich GmbH | |
| r ohne eigenen Großprüfstand sehen die Relation zwischen Kosten und Nutzen eines Testlaufs von Antriebssträngen für Windkraftanlagen oder einer kompletten Systemprüfung einer Windenergieanlage ( Gondel ) sehr kritisch. Die Investitions- und laufenden Betriebskosten der geplanten Prüfeinrichtung müssten somit größtenteils durch öffentliche Mittel finanziert werden. Wie in dieser Studie aufgezei | kraftanlagen oder einer kompletten Systemprüfung einer Windenergieanlage ( | Gondel | ) sehr kritisch. Die Investitions- und laufenden Betriebskosten der geplan | Forschungszentrum Jülich GmbH | |
| optisch bedrängende Wirkung Anlage 9 Wassergefährdende Stoffe, Abfall, Abwasser Anlage 10 Eisfall, Eiserkennung, Rotorblattheizung Anlage 11 Brandschutz Anlage 12 Zeichnungen komplette Anlage, Gondel , Turm, Fundament Anlage 13 LBP, Fotosimulationen Anlage 14 Artenschutzrechtlicher Fachbeitrag Anlage 15 UVP-Vorprüfung Anlage 16 LSG-Befreiung Anlage 17 Quellengutachten Sodhof 1. Antragsübersi | lattheizung Anlage 11 Brandschutz Anlage 12 Zeichnungen komplette Anlage, | Gondel | , Turm, Fundament Anlage 13 LBP, Fotosimulationen Anlage 14 Artenschutzrec | Ökostrom Consulting Freiburg GmbH | |
| am Standort in NH ca. 6 m/s Voraussichtlicher Jahresenergieertrag ca. 10 Mio. kWh Tab. 1: Grunddaten WEA „Kallenwald“, Seelbach Detaillierte Ansichtszeichnungen des gesamten Bauwerkes sowie der Gondel ergeben sich aus Anlage 12. Eine Beschreibung des Turms ist ebenfalls in Anlage 12 beigefügt. 2. Standortbeschreibung 2.1. Lage Der vorgesehene Standort der Anlage befindet sich im Ortenaukreis | eelbach Detaillierte Ansichtszeichnungen des gesamten Bauwerkes sowie der | Gondel | ergeben sich aus Anlage 12. Eine Beschreibung des Turms ist ebenfalls in | Ökostrom Consulting Freiburg GmbH | |
| eitung, die nicht über Nabe und Rotorlagerung, sondern über die Blattwurzel führt, begründet einen wirksamen Schutz der Rotorlager vor möglichen Folgeschäden. Hinsichtlich des Blitzschutzes der Gondel werden Rollenblitzableiter eingesetzt. Die dabei eingesetzte Federwirkung bewirkt einen stets gleichbleibenden Abstand zwischen Blitzfänger und Ableitring. Der Ableitung am Turm dient im oberen | Rotorlager vor möglichen Folgeschäden. Hinsichtlich des Blitzschutzes der | Gondel | werden Rollenblitzableiter eingesetzt. Die dabei eingesetzte Federwirkung | Ökostrom Consulting Freiburg GmbH | |
| rt eine Rotorblattheizung die so verursachten Stillstandszeiten und vor allem das Risiko des Herabfallens größerer Eisstücke. Hierzu dienen drei voneinander unabhängige Temperaturfühler auf der Gondel (2 Stk.) und am Turmfuß (1 Stk.). Bei Temperaturen unterhalb von 2° C erfolgt ein Abgleich der Betriebsdaten. Liegt die Mittelung außerhalb der ermittelten Toleranz, wird die Anlage gestoppt. E | ücke. Hierzu dienen drei voneinander unabhängige Temperaturfühler auf der | Gondel | (2 Stk.) und am Turmfuß (1 Stk.). Bei Temperaturen unterhalb von 2° C erf | Ökostrom Consulting Freiburg GmbH | |
| r Freifläche der Gaststätte besteht eine Blickbeziehung, allerdings nicht bei den Hauptblickrichtungen. Dort, wo überhaupt eine Sichtbarkeit besteht, ist diese auf den Rotor und oberen Teil der Gondel beschränkt. Der Rest der WEA, insbesondere der Turm, ist nicht sichtbar. Somit wird auf keines der betrachteten Anwesen eine optisch bedrängende Wirkung ausgeübt. Anlage 8 detailliert diese Bet | pt eine Sichtbarkeit besteht, ist diese auf den Rotor und oberen Teil der | Gondel | beschränkt. Der Rest der WEA, insbesondere der Turm, ist nicht sichtbar. | Ökostrom Consulting Freiburg GmbH | |
| tlichen Bestandteile einer Windkraftanlage sind einerseits der Rotor, bestehend aus Nabe und Rotorblättern, und andererseits die Maschinengondel, die den Generator und das Getriebe schützt. Die Gondel ist drehbar und auf dem so genannten Turm gelagert, der wiederum für die notwendige Standsicherheit der Windkraftanlage sorgt. Darüber hinaus sind im Turm der Netzanschluss und die verschiedene | eits die Maschinengondel, die den Generator und das Getriebe schützt. Die | Gondel | ist drehbar und auf dem so genannten Turm gelagert, der wiederum für die | DCTI Deutsches CleanTech Institut GmbH | |
| baut sein, damit im Falle von sehr starken Windkonditionen keine Schäden durch Überdrehung entstehen [Gipe: 2009, S.5f.]. Je nach Baustil befindet sich ein Windgeschwindigkeitsmessgerät auf der Gondel der Windkraftanlage (siehe Grafik 1). Sobald das Messinstrument eine zu hohe Windgeschwindigkeit registriert, stellt sich der Rotor automatisch ab, oder dreht sich gegen die Windrichtung um die | . Je nach Baustil befindet sich ein Windgeschwindigkeitsmessgerät auf der | Gondel | der Windkraftanlage (siehe Grafik 1). Sobald das Messinstrument eine zu h | DCTI Deutsches CleanTech Institut GmbH | |
| für die Verwendung in der Windzone 4 zertifiziert ist, ist die Standortsicherheit nach DIBt-Richtlinie 2013 [1] Kap. 16.2.b.i (1) gewährleistet. 4.4.2 Extremwind Das Design der Kombination Mast/ Gondel wurde nach Typzertifizierung für Windlasten ausgelegt, die der DIBt-Windzone 4 entsprechen. Am Standort sind keine lokal bedingten höheren Windgeschwindigkeiten der 50-Jahreswerte zu erwarten. | 2.b.i (1) gewährleistet. 4.4.2 Extremwind Das Design der Kombination Mast/ | Gondel | wurde nach Typzertifizierung für Windlasten ausgelegt, die der DIBt-Windz | TÜV Rheinland Energie und Umwelt GmbH | |
| t alles analog. Nach den internationalen Richtlinien lassen sich die Windverhältnisse an einem Standort charakterisieren durch zehnminütige Mittelwerte der Windgeschwindigkeit 〈u〉 in Höhe einer Gondel sowie die Turbulenzintensität I = σu /〈u〉, die sich aus den zehnminütigen Standardabweichungen σu ergibt [3]. Ein universell angenommenes turbulentes Leistungsspektrum S(f) = ___12π |(∫u(t)exp( | durch zehnminütige Mittelwerte der Windgeschwindigkeit 〈u〉 in Höhe einer | Gondel | sowie die Turbulenzintensität I = σu /〈u〉, die sich aus den zehnminütigen | Physik Journal Nr. 07/2014 | |
| tes, und in der IEC 61400–12-2 CDV standardisiertes Verfahren zur vergleichenden Beurteilung von WEA-Leistungsfähigkeiten. Wichtig ist hierbei eine eindeutige Definition des Anemometers auf der Gondel und die optimale Position, bei der Windmesssensor möglichst wenig von der Abströmung des drehenden Rotors beeinflusst ist. Die optimale Positionierung des Gondelanemometers auf der WEA-Gondel w | n. Wichtig ist hierbei eine eindeutige Definition des Anemometers auf der | Gondel | und die optimale Position, bei der Windmesssensor möglichst wenig von der | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| r Gondel und die optimale Position, bei der Windmesssensor möglichst wenig von der Abströmung des drehenden Rotors beeinflusst ist. Die optimale Positionierung des Gondelanemometers auf der WEA- Gondel wurde bislang kaum in realen Strömungsmessungen untersucht und es gibt nur wenig theoretische Abhandlungen zu diesem Thema. Daher wurde in diesem Vorhaben die grundlegende Untersuchung der geei | flusst ist. Die optimale Positionierung des Gondelanemometers auf der WEA- | Gondel | wurde bislang kaum in realen Strömungsmessungen untersucht und es gibt nu | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| hrt. Zu diesem Zweck wurde das maßstabsgetreue Modell einer WEA erstellt und im Windkanal der Deutsche WindGuard vermessen. Strömungsverlauf, -stärke, - richtung und Turbulenz wurde entlang der Gondel mit Hilfe von Strömungssensoren an einer 3-D-Lineareinheit vermessen, um das Strömungsfeld um die gesamte Gondel zu bestimmen. Zur Simulation der realen Strömungsverhältnisse war es erforderlic | en. Strömungsverlauf, -stärke, - richtung und Turbulenz wurde entlang der | Gondel | mit Hilfe von Strömungssensoren an einer 3-D-Lineareinheit vermessen, um | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| vermessen. Strömungsverlauf, -stärke, - richtung und Turbulenz wurde entlang der Gondel mit Hilfe von Strömungssensoren an einer 3-D-Lineareinheit vermessen, um das Strömungsfeld um die gesamte Gondel zu bestimmen. Zur Simulation der realen Strömungsverhältnisse war es erforderlich, die Rotornabe mit Rotorblattstummeln zu versehen und mit einer dem Model angepassten Geschwindigkeit rotieren | an einer 3-D-Lineareinheit vermessen, um das Strömungsfeld um die gesamte | Gondel | zu bestimmen. Zur Simulation der realen Strömungsverhältnisse war es erfo | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| ttstummeln zu versehen und mit einer dem Model angepassten Geschwindigkeit rotieren zu lassen. Die Ergebnisse dieser Untersuchung war die Beschreibung des räumlichen Strömungsfeldes um eine WEA- Gondel und Bestimmung der für die Windmessung am besten geeigneten Position des Gondelanemometers. Die Untersuchung der Regelparameter einzelner WEA und der Vergleich mit Ertragswerten wurden durchgef | ersuchung war die Beschreibung des räumlichen Strömungsfeldes um eine WEA- | Gondel | und Bestimmung der für die Windmessung am besten geeigneten Position des | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| en installierte Druck-, Temperatur- und Feuchtesensoren. Die ermittelten Messwerte der installierten Sensoren werden durch ein System zur Datenerfassung aufgezeichnet. Dieses ist im Inneren der Gondel installiert und beinhaltet in dem in Abbildung 6 gezeigten Schaltschrank einen Campbell CR1000 Datenlogger mit wechselbarer Speicherkarte, einen RS-232 Konverter sowie einen UMTS-Router mit Ant | ch ein System zur Datenerfassung aufgezeichnet. Dieses ist im Inneren der | Gondel | installiert und beinhaltet in dem in Abbildung 6 gezeigten Schaltschrank | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| ohne größere Umbaumaßnahmen vermessen zu können. Das in Abbildung 8 gezeigte Schienensystem wurde so entworfen, dass es sich am Ende der Messung ohne Schäden zu hinterlassen wieder vom Dach der Gondel entfernen lässt. Hierfür wurden technische Zeichnungen erstellt. Das Schienensystem wurde in einem Ortsansässigen Metallverarbeitenden Betrieb angefertigt. Als Blitzschutzmaßnahme wurde das kom | sich am Ende der Messung ohne Schäden zu hinterlassen wieder vom Dach der | Gondel | entfernen lässt. Hierfür wurden technische Zeichnungen erstellt. Das Schi | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| briss an der maximal ausgeprägten Blattgeometrie nicht ausgesetzt ist. Außerdem muss das Anemometer so installiert werden, dass es frei angeströmt werden kann und nicht von der Grenzschicht der Gondel beeinflusst wird. Für die Messung nach IEC wird außerdem der Aufbau des Anemometers entlang der Spiegelachse der Gondel empfohlen. (vgl. Pedersen, 1994, S. 4-5; IEC, 2008) Eine Messung auf dem | n, dass es frei angeströmt werden kann und nicht von der Grenzschicht der | Gondel | beeinflusst wird. Für die Messung nach IEC wird außerdem der Aufbau des A | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| n, dass es frei angeströmt werden kann und nicht von der Grenzschicht der Gondel beeinflusst wird. Für die Messung nach IEC wird außerdem der Aufbau des Anemometers entlang der Spiegelachse der Gondel empfohlen. (vgl. Pedersen, 1994, S. 4-5; IEC, 2008) Eine Messung auf dem vorderen Gondelteil scheidet aufgrund der Standortbestimmung nach Pedersen aus, da durch den großen Durchmesser des Roto | IEC wird außerdem der Aufbau des Anemometers entlang der Spiegelachse der | Gondel | empfohlen. (vgl. Pedersen, 1994, S. 4-5; IEC, 2008) Eine Messung auf dem | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| uf dem variablen Messmast erfasst und vermessen. Laut Troels F. Pedersen lassen sich im mittleren Gondelteil verwertbare Messergebnisse erwarten. In Abbildung 9 wurde anhand einer Zeichnung der Gondel und der Maße der Rotorblätter einer REpower 3.4M 104 der Standort des Anemometers nach Troels F. Pedersen bestimmt. Die dargestellte Fläche entspricht der zum Zeitpunkt der Vermessung gültigen | Messergebnisse erwarten. In Abbildung 9 wurde anhand einer Zeichnung der | Gondel | und der Maße der Rotorblätter einer REpower 3.4M 104 der Standort des Ane | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| irma REpower Systems SE mit eigenen Änderungen). Die dargestellte Fläche entspricht der zum Zeitpunkt der Vermessung gültigen Ausgabe der IEC 61400-12-2. Danach wurden mehrere Standorte auf der Gondel vermessen. Die Installationshöhe des Ultraschallanemometers am Messstandort orientiert sich an der geometrisch ermittelten Höhe nach Pedersen und an der Höhe der bereits auf der Anlage installi | tigen Ausgabe der IEC 61400-12-2. Danach wurden mehrere Standorte auf der | Gondel | vermessen. Die Installationshöhe des Ultraschallanemometers am Messstando | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| s die Auswahl der vorhandenen anlageneigenen Anemometerstandorte überprüfen, gleichzeitig aber auch eine zu starke Beeinflussung der Messung durch den Nachlaufdrall des Rotors und der durch die Gondel verursachte Turbulenz sowie den zusätzlichen Strömungsabriss im Bereich der Auftriebsgeometrie der Rotorblätter ausschließen. Der auftriebswirksame Bereich der Rotorblätter der REpower 3.4M 104 | flussung der Messung durch den Nachlaufdrall des Rotors und der durch die | Gondel | verursachte Turbulenz sowie den zusätzlichen Strömungsabriss im Bereich d | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| g von Troels F. Pedersen spricht sich für eine Messung in der Spiegelachse der Anlage aus. Die anlageneigenen Windmesseinrichtungen befinden sich jeweils links und rechts nahe an den Kanten der Gondel . Daher wurden zusätzlich verschiedene Standorte in der Spiegelachse der Windenergieanlage und im Bereich beider Kanten vermessen. Außerdem werden die Erkenntnisse der Messung von (Diznabi, 2011 | nrichtungen befinden sich jeweils links und rechts nahe an den Kanten der | Gondel | . Daher wurden zusätzlich verschiedene Standorte in der Spiegelachse der W | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| den Nachlaufdrall des Rotors mit zunehmendem Abstand zu ebendiesem. Abbildung 10: : Anemometerstandorte der Strömungsmessung nach Babak Diznabi (Diznabi, 2011) In der aktuellen Messung auf der Gondel der REpower 3.4M 104 wird der Messpunkt, welcher analog zum Messpunkt 2A in Abbildung 10 liegen würde, ausgelassen, da hier aufgrund der großen Nähe zum Rotor keine aussagekräftigen Ergebnisse | ssung nach Babak Diznabi (Diznabi, 2011) In der aktuellen Messung auf der | Gondel | der REpower 3.4M 104 wird der Messpunkt, welcher analog zum Messpunkt 2A | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| einflusst. Aufgrund dieser Tatsache konnte die ursprünglich geplanten Messungen nicht durchgängig innerhalb der nach der Methode von Troels F. Pedersen bestimmten Höhen durchgeführt werden. Die Gondel der REpower 3.4M 104 ist vollständig aus Glasfaserverbundwerkstoffen gefertigt und im Bereich des Gondeldaches nicht vollständig ausgesteift. Im Betrieb der Anlage schwingt das Gondeldach. Dies | Methode von Troels F. Pedersen bestimmten Höhen durchgeführt werden. Die | Gondel | der REpower 3.4M 104 ist vollständig aus Glasfaserverbundwerkstoffen gefe | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| ternanemometer angebracht. Es befindet sich auf einem Ausleger des Mastes für das Anlageneigene 2-D Ultraschallanemometer. Abbildung 11: Vollständiger Messaufbau im rotorabgewandten Bereich der Gondel mit (von links) Gondelanemometer, Referenzanemometer (v_cup_Ref) und Prüfanemometer (v_usa_DWG). II.1.1.5. Messkampagne Forschungs-Windenergieanlage Die Messungen an den verschiedenen Standorte | r. Abbildung 11: Vollständiger Messaufbau im rotorabgewandten Bereich der | Gondel | mit (von links) Gondelanemometer, Referenzanemometer (v_cup_Ref) und Prüf | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| : Installierte Messsystem auf dem Gondeldach einer der Testanlagen im Testwindpark Der zur Datenerfassung notwendige Datenlogger wurde mit der entsprechenden Mobilfunkausstattung im inneren der Gondel verbaut, siehe Abbildung 16. Abbildung 16: Installationsort des Datenloggers im Inneren einer Testanlage. II.1.1.7. Erfassung von 1-Hz Betriebsdaten aus SCADA (Data Supervisory Control and Data | enlogger wurde mit der entsprechenden Mobilfunkausstattung im inneren der | Gondel | verbaut, siehe Abbildung 16. Abbildung 16: Installationsort des Datenlogg | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| den Betrieb der Windenergieanlage zu stören, hochfrequent Daten aus dem Anlagencontroller zu entnehmen. Die Kommunikation in der Anlage zum Steuern und Daten auslesen wird am Controller in der Gondel mittels einer Optischen Schnittstelle realisiert. Diese Schnittstelle wird genutzt um ein Steuerungspaneel oder einen mit entsprechender Software ausgestatteten PC mit der Anlage zu verbinden u | on in der Anlage zum Steuern und Daten auslesen wird am Controller in der | Gondel | mittels einer Optischen Schnittstelle realisiert. Diese Schnittstelle wir | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| LiDAR REpower PowerWind Technische Daten WEA Wert Nennleistung 3.4 MW Nabenhöhe 128 m Rotordurchmesser 104 m Anzahl der Rotorblätter 3 Rotorblattlänge 50.8 m Überstrichene Fläche 8495 m² Fläche Gondel in 2 Ebenen ca. 40 m² Länge Gondel ca. 13 m Tiefe Gondel ca. 4.3 m Leistungsregelung Blattwinkelgeregelt Anlaufgeschwindigkeit 3.5 m/s Abschaltgeschwindigkeit 25 m/s Tabelle 2: Technische Daten | Rotorblätter 3 Rotorblattlänge 50.8 m Überstrichene Fläche 8495 m² Fläche | Gondel | in 2 Ebenen ca. 40 m² Länge Gondel ca. 13 m Tiefe Gondel ca. 4.3 m Leistu | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| Daten WEA Wert Nennleistung 3.4 MW Nabenhöhe 128 m Rotordurchmesser 104 m Anzahl der Rotorblätter 3 Rotorblattlänge 50.8 m Überstrichene Fläche 8495 m² Fläche Gondel in 2 Ebenen ca. 40 m² Länge Gondel ca. 13 m Tiefe Gondel ca. 4.3 m Leistungsregelung Blattwinkelgeregelt Anlaufgeschwindigkeit 3.5 m/s Abschaltgeschwindigkeit 25 m/s Tabelle 2: Technische Daten der REpower 3.4M 104 II.1.2.4. Bet | m Überstrichene Fläche 8495 m² Fläche Gondel in 2 Ebenen ca. 40 m² Länge | Gondel | ca. 13 m Tiefe Gondel ca. 4.3 m Leistungsregelung Blattwinkelgeregelt Anl | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| stung 3.4 MW Nabenhöhe 128 m Rotordurchmesser 104 m Anzahl der Rotorblätter 3 Rotorblattlänge 50.8 m Überstrichene Fläche 8495 m² Fläche Gondel in 2 Ebenen ca. 40 m² Länge Gondel ca. 13 m Tiefe Gondel ca. 4.3 m Leistungsregelung Blattwinkelgeregelt Anlaufgeschwindigkeit 3.5 m/s Abschaltgeschwindigkeit 25 m/s Tabelle 2: Technische Daten der REpower 3.4M 104 II.1.2.4. Betriebsdaten Die Betrieb | e 8495 m² Fläche Gondel in 2 Ebenen ca. 40 m² Länge Gondel ca. 13 m Tiefe | Gondel | ca. 4.3 m Leistungsregelung Blattwinkelgeregelt Anlaufgeschwindigkeit 3.5 | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| er Anlage statt (Abbildung 18). Diese Messungen dauerten vom 13.12.2013 bis zum 09.04.2014 und waren notwendig, um ein Verhältnis zwischen dem Referenzgondelanemometer/ den Windmessungen an der Gondel und der freien Strömung/ zu erstellen. Daten von WONDERv2 Daten vom Datenlogger Absolute Windrichtung [ ᵒ ] Windgeschwindigkeit v_Ref [m/s] Blattwinkel [ ᵒ ] Windgeschwindigkeit v_DWG [m/s] Get | erhältnis zwischen dem Referenzgondelanemometer/ den Windmessungen an der | Gondel | und der freien Strömung/ zu erstellen. Daten von WONDERv2 Daten vom Daten | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| ie in Abbildung 22 schematisch dargestellten Standorte der Messpunkte sowie der Standort des Referenzanemometers R. Der Messaufbau wird in II.1.1 näher erläutert. Um die Einzelmessungen auf der Gondel untereinander vergleichbar zu machen, wurde ein Referenzanemometer auf der Gondel installiert. Dieses Anemometer verblieb über die komplette Messkampagne an einem Ort und diente dem Ausschluss | Messaufbau wird in II.1.1 näher erläutert. Um die Einzelmessungen auf der | Gondel | untereinander vergleichbar zu machen, wurde ein Referenzanemometer auf de | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| andort des Referenzanemometers R. Der Messaufbau wird in II.1.1 näher erläutert. Um die Einzelmessungen auf der Gondel untereinander vergleichbar zu machen, wurde ein Referenzanemometer auf der Gondel installiert. Dieses Anemometer verblieb über die komplette Messkampagne an einem Ort und diente dem Ausschluss von Umwelteinflüssen auf die durchgeführten Messungen. Es werden bei den durchgefü | ntereinander vergleichbar zu machen, wurde ein Referenzanemometer auf der | Gondel | installiert. Dieses Anemometer verblieb über die komplette Messkampagne a | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| d Windgeschwindigkeiten gemessen durch das Referenzanemometer und das Anemometer im variablen Messaufbau betrachtet. Das Ultraschallanemometer usa_DWG wurde an 8 verschiedene Positionen auf der Gondel installiert. Diese Positionen wurden auf der Grundlage der Geometrie der Anlage und den Empfehlungen zur Gondelanemometer-Installation nach (IEC, 2005) gewählt. Laut diesen Empfehlungen sollte | Ultraschallanemometer usa_DWG wurde an 8 verschiedene Positionen auf der | Gondel | installiert. Diese Positionen wurden auf der Grundlage der Geometrie der | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| Grundlage der Geometrie der Anlage und den Empfehlungen zur Gondelanemometer-Installation nach (IEC, 2005) gewählt. Laut diesen Empfehlungen sollte das Gondelanemometer an der Spiegelachse der Gondel installiert werden, weil die Vibrationen von der Anlage dort kleiner sind. Es sollte auch über der Grenzschicht der Gondeloberfläche und unter dem Bereich, in dem die Blattwirbel, die von der Ä | t diesen Empfehlungen sollte das Gondelanemometer an der Spiegelachse der | Gondel | installiert werden, weil die Vibrationen von der Anlage dort kleiner sind | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| ter der Blattwurzel positioniert werden, allerdings gleichzeitig den Nachlauf durch andere Sensoren vermeidend. Schließlich sollte das Gondelanemometer mehr als 1 m vor dem leeseitigen Ende der Gondel positioniert sein. Abbildung 19 zeigt die Grenzlinien (L1, L2, L3, L4), die die empfohlenen Bereiche für die Installation des Gondelanemometers abgrenzen. Abbildung 19: Möglicher Standort des M | ich sollte das Gondelanemometer mehr als 1 m vor dem leeseitigen Ende der | Gondel | positioniert sein. Abbildung 19 zeigt die Grenzlinien (L1, L2, L3, L4), d | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| r Gondelanemometer in diesen Höhen schwierig ist und es zu starken Vibrationen und Instabilitäten kommen kann. Vgl. II.1.1.4. Abbildung 21: Positionen des Ultraschallanemometers usa_DWG auf der Gondel der Repower-WEA (Firma REpower Systems SE mit eigenen Änderungen) Abbildung 22: Standorte der Messungen auf der Gondel WEA R. Tabelle 4: Zeitplan und Maße der Einzelmessungen Gondeldach R. Tabe | .1.4. Abbildung 21: Positionen des Ultraschallanemometers usa_DWG auf der | Gondel | der Repower-WEA (Firma REpower Systems SE mit eigenen Änderungen) Abbildu | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| 1.1.4. Abbildung 21: Positionen des Ultraschallanemometers usa_DWG auf der Gondel der Repower-WEA (Firma REpower Systems SE mit eigenen Änderungen) Abbildung 22: Standorte der Messungen auf der Gondel WEA R. Tabelle 4: Zeitplan und Maße der Einzelmessungen Gondeldach R. Tabelle 5: Standort des Referenz-Anemometers. Abbildung 23: Beispiel der durchgeführten Messungen R300109 II.1.2.6. Auswert | SE mit eigenen Änderungen) Abbildung 22: Standorte der Messungen auf der | Gondel | WEA R. Tabelle 4: Zeitplan und Maße der Einzelmessungen Gondeldach R. Tab | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| Stunden Messwerte. Während der ersten Periode der Messungen, wurde ein Schalenstern Anemometer als Referenzanemometer benutzt. Das Ultraschallanemometer wird an verschiedenen Positionen auf der Gondel installiert. Ein Beispiel des aufgebauten 3-D Ultraschallanemometers, nachfolgend nur noch als usa_DWG bezeichnet, an Messpunkt P8 und des Schalensternanemometers, nachfolgen nur noch als cup_R | nutzt. Das Ultraschallanemometer wird an verschiedenen Positionen auf der | Gondel | installiert. Ein Beispiel des aufgebauten 3-D Ultraschallanemometers, nac | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| g 26: Turbulenzintensitäten von usa_DWG für jede Windrichtung von 11.12.2013 bis 28.01.2014; Anzahl der Daten in einzelnem Bin (rote Linie). Abbildung 27: Blick auf die PowerWind 90 WEA von der Gondel der REpower R300109 Abbildung 28 zeigt das Windgeschwindigkeitsverhältnis des DWG-Anemometers zum Referenzanemometer v_usa_DWG/v_cup_Ref, das mit der Steigerung der Windgeschwindigkeit fast kon | em Bin (rote Linie). Abbildung 27: Blick auf die PowerWind 90 WEA von der | Gondel | der REpower R300109 Abbildung 28 zeigt das Windgeschwindigkeitsverhältnis | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| he, dass das Schalensternanemometer niedrigere Turbulenzintensitäten als das Ultraschallanemometer ermittelt und um einen Vergleich der Turbulenzintensitäten an verschiedenen Positionen auf der Gondel zu ermöglichen, wird eine Korrektur der Turbulenzintensität durchgeführt. Es ist anzumerken, dass keine Windgeschwindigkeitskorrektur für das Schalensternanemometer benötigt wird, da die Windge | n Vergleich der Turbulenzintensitäten an verschiedenen Positionen auf der | Gondel | zu ermöglichen, wird eine Korrektur der Turbulenzintensität durchgeführt. | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| idar-Messungen Zusätzlich zu den Windmessungen an der Anlage haben Lidar-Messungen im Freifeld vor der Windenergieanlage stattgefunden, um eine Funktion zwischen der Windgeschwindigkeit auf der Gondel und der freien Anströmung zu erstellen und dadurch die optimale Position für das Gondelanemometer auf der Gondel zu finden. Abbildung 39: LIDAR vor WEA R300109 Bremen Stahlwerke Abbildung 40: A | stattgefunden, um eine Funktion zwischen der Windgeschwindigkeit auf der | Gondel | und der freien Anströmung zu erstellen und dadurch die optimale Position | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| eanlage stattgefunden, um eine Funktion zwischen der Windgeschwindigkeit auf der Gondel und der freien Anströmung zu erstellen und dadurch die optimale Position für das Gondelanemometer auf der Gondel zu finden. Abbildung 39: LIDAR vor WEA R300109 Bremen Stahlwerke Abbildung 40: Ansicht des LIDAR-Standortes Das LIDAR wurde in einem Abstand von 300 m vor der Anlage aufgebaut, siehe Abbildung | tellen und dadurch die optimale Position für das Gondelanemometer auf der | Gondel | zu finden. Abbildung 39: LIDAR vor WEA R300109 Bremen Stahlwerke Abbildun | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| der Anlage aufgebaut, siehe Abbildung 18. Die Messungen dauerten vier Monaten von 13.12.2014 bis zum 09.04.2014. Während dieser Periode finden Windmessungen an den Positionen P8 und P9 auf der Gondel statt (siehe Tabelle 4). Um die LIDAR und Gondel-Windmessungen zu auswerten, werden nur die Daten für den ungestörten Bereich der freien Anströmung genutzt. Abbildung 41 zeigt das Profil der du | d dieser Periode finden Windmessungen an den Positionen P8 und P9 auf der | Gondel | statt (siehe Tabelle 4). Um die LIDAR und Gondel-Windmessungen zu auswert | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| ssungen dauerten vier Monaten von 13.12.2014 bis zum 09.04.2014. Während dieser Periode finden Windmessungen an den Positionen P8 und P9 auf der Gondel statt (siehe Tabelle 4). Um die LIDAR und Gondel -Windmessungen zu auswerten, werden nur die Daten für den ungestörten Bereich der freien Anströmung genutzt. Abbildung 41 zeigt das Profil der durch LIDAR ermittelten Turbulenzintensitäten. Abbi | tionen P8 und P9 auf der Gondel statt (siehe Tabelle 4). Um die LIDAR und | Gondel | -Windmessungen zu auswerten, werden nur die Daten für den ungestörten Bere | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| Anlagenstillstands-Daten nur in 1 m/s Bins verteilt werden kann, da es nicht genug belastbare Daten für eine höher aufgelöste Bineinteilung gibt. II.1.2.8. Wind und Turbulenz Messungen auf der Gondel Abbildung 42 und Abbildung 43 zeigen die Verhältnisse zwischen den Windgeschwindigkeiten, die mit dem DWG-Ultraschallanemometer usa_DWG an verschiedenen Messpunkten ermittelt wurden, sowie die | elöste Bineinteilung gibt. II.1.2.8. Wind und Turbulenz Messungen auf der | Gondel | Abbildung 42 und Abbildung 43 zeigen die Verhältnisse zwischen den Windge | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| ulenzintensität-Verhältnisse bei Windgeschwindigkeiten über 8 m/s. Der Grund ist hier ebenfalls in der Blattwinkeländerung und die dadurch entstehenden Änderungen im Strömungsverlauf hinter der Gondel . Abbildung 44: Turbulenzintensität-Verhältnisse zwischen DWG-Anemometer an Messpunkte P8, P1, P2, P9 und dem Referenzanemometer. In Abbildung 45 werden die Windgeschwindigkeitsverhältnisse an a | ng und die dadurch entstehenden Änderungen im Strömungsverlauf hinter der | Gondel | . Abbildung 44: Turbulenzintensität-Verhältnisse zwischen DWG-Anemometer a | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| zintensität-Verhältnisse zwischen DWG-Anemometer an Messpunkte P8, P1, P2, P9 und dem Referenzanemometer. In Abbildung 45 werden die Windgeschwindigkeitsverhältnisse an allen Messpunkte auf der Gondel und des Referenzanemometers dargestellt. Es ist anzumerken, dass die Windgeschwindigkeit an P3 deutlich höher als bei den anderen Kennlinien liegt. Dieses Ergebnis zeigt eine Windgeschwindigkei | 5 werden die Windgeschwindigkeitsverhältnisse an allen Messpunkte auf der | Gondel | und des Referenzanemometers dargestellt. Es ist anzumerken, dass die Wind | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| Windgeschwindigkeitsverhältnisse zwischen DWG-Anemometer an alle Messpunkte und dem Referenzanemometer. II.1.2.9. Vergleich mit LIDAR-Messungen Um die optimale Position des Anemometers auf der Gondel zu bestimmen, werden nun die Messergebnisse der Turbulenzärmsten Messpunkte mit den Ergebnissen der LIDARFreifeldmessung verglichen. Die Ergebnisse werden in Abbildung 46 gezeigt. Abbildung 46 | eich mit LIDAR-Messungen Um die optimale Position des Anemometers auf der | Gondel | zu bestimmen, werden nun die Messergebnisse der Turbulenzärmsten Messpunk | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| n Messpunkte mit den Ergebnissen der LIDARFreifeldmessung verglichen. Die Ergebnisse werden in Abbildung 46 gezeigt. Abbildung 46 zeigt die Windgeschwindigkeit-Verhältnisse zwischen dem auf der Gondel installierten Anemometer und dem LIDAR vor der WEA. Diese Messungen wurden bei normalem Betrieb der WEA durchgeführt. Das Verhältnis v_Ref/v_Lidar ist für die beiden Messungen-Zeiträume an P8 u | ildung 46 zeigt die Windgeschwindigkeit-Verhältnisse zwischen dem auf der | Gondel | installierten Anemometer und dem LIDAR vor der WEA. Diese Messungen wurde | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| ermittelt. Das Verhältnis v_DWG/v_Lidar ist für die Positionen P8 und P9 geringer als 1, aber höher als das Verhältnis v_WEA/v_Lidar. Abbildung 46: Windgeschwindigkeit-Verhältnisse zwischen den Gondel -Windmessungen und den Lidar-Windmessungen bei normalem Betrieb der WEA. Abbildung 47 zeigt die Windgeschwindigkeit-Verhältnisse zwischen den auf der Gondel installierten Anemometern und dem LID | _WEA/v_Lidar. Abbildung 46: Windgeschwindigkeit-Verhältnisse zwischen den | Gondel | -Windmessungen und den Lidar-Windmessungen bei normalem Betrieb der WEA. A | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| hwindigkeit-Verhältnisse zwischen den Gondel-Windmessungen und den Lidar-Windmessungen bei normalem Betrieb der WEA. Abbildung 47 zeigt die Windgeschwindigkeit-Verhältnisse zwischen den auf der Gondel installierten Anemometern und dem LIDAR bei Anlagen-Stillstand. Die gemessene Windgeschwindigkeit an Messstelle P8 auf dem Gondeldach ähneln der freien Anströ- mung. Bei Messungen während des A | ildung 47 zeigt die Windgeschwindigkeit-Verhältnisse zwischen den auf der | Gondel | installierten Anemometern und dem LIDAR bei Anlagen-Stillstand. Die gemes | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| mung ausgefallen. Die Windgeschwindigkeit-Verhältnisse v_Ref/v_Lidar und v_WEA/v_Lidar sind bei Anlagenstillstand ebenfalls ähnlich. Abbildung 47: Windgeschwindigkeits-Verhältnisse zwischen den Gondel -Windmessungen und der LIDAR-Windmessungen bei Anlagenstillstand. Der Einbruch der Messcharakteristiken bei den drei Anemometern (Gondelanemometer, Referenzanemometer und usa_DWG auf Position P9 | lls ähnlich. Abbildung 47: Windgeschwindigkeits-Verhältnisse zwischen den | Gondel | -Windmessungen und der LIDAR-Windmessungen bei Anlagenstillstand. Der Einb | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| rscheinlich von einer Überlagerung der Strömungswiderstände von Turm und Rotorblätter verursacht. Nähere Erläuterungen hierzu finden sich in II.1.3.8.1. Bei der Anordnung der Anemometer auf der Gondel ist zu berücksichtigen, dass die Abschattung, bedingt durch das geometrische Verhältnis von Abstand Rotorwelle bzw. Gondeldach zur Höhe des Anemometers, bei Verringerung der Höhen exponentiell | ierzu finden sich in II.1.3.8.1. Bei der Anordnung der Anemometer auf der | Gondel | ist zu berücksichtigen, dass die Abschattung, bedingt durch das geometris | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| us den atmosphärischen Bedingungen ergebenden Zustand wieder. Die wesentlichen höheren Turbulenzwerte der Messungen auf der WEA sind verursacht durch die Wirbelbildung und Strömungsablösung der Gondel . In Abbildung 58 ist die höhere Standardabweichung aufgrund der niedrigen Anzahl der der gewonnenen Messdaten auffällig. Abbildung 57: Turbulenzintensität der verschiedenen Anemometer während d | der WEA sind verursacht durch die Wirbelbildung und Strömungsablösung der | Gondel | . In Abbildung 58 ist die höhere Standardabweichung aufgrund der niedrigen | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| Abbildung 51, lediglich eine leichter Korrekturfaktor bzw. –matritze, wäre für den Normalbetrieb von Nöten. Für eine möglichst geringe Turbulenz wäre sicherlich ein Standort weiter zum Ende der Gondel besser, Relevanz hat die Messung des Gondelanemometers natürlich auch für die Regelung der WEA. Die korrekte Messung der Einschaltwindgeschwindigkeit kann am besten bei korrekter Wiedergabe der | lichst geringe Turbulenz wäre sicherlich ein Standort weiter zum Ende der | Gondel | besser, Relevanz hat die Messung des Gondelanemometers natürlich auch für | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| g LIDAR Daten, Erstellung einer Korrekturfunktion Deutsche WindGuard Engineering Untersuchung von Gondelmodellen im Großwindkanal BHV Zur Ermittlung des optimalen Anemometerstandortes auf einer Gondel und zum Entwerfen eines Verfahrens mit dem sich die Bedingungen auf einem Anlagenmodell im Windkanal sicher ermitteln lassen, wurde eine Vermessung eines skalierten Gondelmodelles im Großwindka | windkanal BHV Zur Ermittlung des optimalen Anemometerstandortes auf einer | Gondel | und zum Entwerfen eines Verfahrens mit dem sich die Bedingungen auf einem | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| nlagen (hier für eine Anlage in unebenem Gelände) gibt Abbildung 62. (Albers, et al., 1999). Abbildung 62 Gondelanemometrie (Albers, et al., 1999) Für die Positionierung des Anemometers auf der Gondel wird nach (Pedersen, 1994) die in Abbildung 63: schwarz hinterlegte Fläche empfohlen. Das Anemometer soll auf der Rotationsachse installiert werden. Wenn zwei Anemometer genutzt werden, sollen | rie (Albers, et al., 1999) Für die Positionierung des Anemometers auf der | Gondel | wird nach (Pedersen, 1994) die in Abbildung 63: schwarz hinterlegte Fläch | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| t für den Modellbau geeignet. Die Konstruktion, an dem die Verkleidungsteile befestigt werden, ist größtenteils aus Aluminium oder Stahl gefertigt. Da in diesen Versuchen nur die Umströmung der Gondel von Interesse ist, werden für diese Versuche nicht die gesamte Rotorblattlänge benötigt, sondern nur ca. 30 %. So kann ein sehr viel größerer Maßstab gewählt werden. Die Randwirbel sollen dabei | inium oder Stahl gefertigt. Da in diesen Versuchen nur die Umströmung der | Gondel | von Interesse ist, werden für diese Versuche nicht die gesamte Rotorblatt | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| der Tabelle 8: gegenübergestellt. Technische Daten der Windkraftanlagen REpower 3,4M104 Vestas V66 Markteinfürung der Anlagen 2009 1997 Leistung 3,2 MW 1,75 MW Durchmesser 104 m 66 m Länge der Gondel mit Spinner 16,5 m 13,8 m Höhe der Gondel 4,20 m 4,05 m Tiefe der Gondel 4,3 m 3,3 m Durchmesser der Rotorblattwurzel Ø 2,54 m Ø 1,51 m Durchmesser des Turms am oberen Ende Ø 3,03 m Ø 2,30 m Üb | nlagen 2009 1997 Leistung 3,2 MW 1,75 MW Durchmesser 104 m 66 m Länge der | Gondel | mit Spinner 16,5 m 13,8 m Höhe der Gondel 4,20 m 4,05 m Tiefe der Gondel | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| che Daten der Windkraftanlagen REpower 3,4M104 Vestas V66 Markteinfürung der Anlagen 2009 1997 Leistung 3,2 MW 1,75 MW Durchmesser 104 m 66 m Länge der Gondel mit Spinner 16,5 m 13,8 m Höhe der Gondel 4,20 m 4,05 m Tiefe der Gondel 4,3 m 3,3 m Durchmesser der Rotorblattwurzel Ø 2,54 m Ø 1,51 m Durchmesser des Turms am oberen Ende Ø 3,03 m Ø 2,30 m Überstrichene Fläche 8.495 m² 3.421 m² Nennw | urchmesser 104 m 66 m Länge der Gondel mit Spinner 16,5 m 13,8 m Höhe der | Gondel | 4,20 m 4,05 m Tiefe der Gondel 4,3 m 3,3 m Durchmesser der Rotorblattwurz | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| REpower 3,4M104 Vestas V66 Markteinfürung der Anlagen 2009 1997 Leistung 3,2 MW 1,75 MW Durchmesser 104 m 66 m Länge der Gondel mit Spinner 16,5 m 13,8 m Höhe der Gondel 4,20 m 4,05 m Tiefe der Gondel 4,3 m 3,3 m Durchmesser der Rotorblattwurzel Ø 2,54 m Ø 1,51 m Durchmesser des Turms am oberen Ende Ø 3,03 m Ø 2,30 m Überstrichene Fläche 8.495 m² 3.421 m² Nennwindgeschw. 13,5 m/s 16 m/s Eins | Gondel mit Spinner 16,5 m 13,8 m Höhe der Gondel 4,20 m 4,05 m Tiefe der | Gondel | 4,3 m 3,3 m Durchmesser der Rotorblattwurzel Ø 2,54 m Ø 1,51 m Durchmesse | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| enschraubbar sind. Damit sind die inneren Anbauteile leicht zugänglich. Abbildung 71: Repower Modell im Windkanal. Modellabmessungen REpower Modell Vestas Modell Maßstab 1:30 1:20 m m Länge der Gondel mit Spinner 0,550 0,690 Länge der Gondel 0,420 0,500 Höhe der Gondel 0,145 0,190 Tiefe der Gondel 0,143 0,170 Durchmesser der Rotorblattwurzel Ø 0,080 Ø 0,080 Durchmesser des Turms Ø 0,110 Ø 0, | labmessungen REpower Modell Vestas Modell Maßstab 1:30 1:20 m m Länge der | Gondel | mit Spinner 0,550 0,690 Länge der Gondel 0,420 0,500 Höhe der Gondel 0,14 | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| Anbauteile leicht zugänglich. Abbildung 71: Repower Modell im Windkanal. Modellabmessungen REpower Modell Vestas Modell Maßstab 1:30 1:20 m m Länge der Gondel mit Spinner 0,550 0,690 Länge der Gondel 0,420 0,500 Höhe der Gondel 0,145 0,190 Tiefe der Gondel 0,143 0,170 Durchmesser der Rotorblattwurzel Ø 0,080 Ø 0,080 Durchmesser des Turms Ø 0,110 Ø 0,110 Platzierung des Turms 0,115 0,177 The | Maßstab 1:30 1:20 m m Länge der Gondel mit Spinner 0,550 0,690 Länge der | Gondel | 0,420 0,500 Höhe der Gondel 0,145 0,190 Tiefe der Gondel 0,143 0,170 Durc | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| h. Abbildung 71: Repower Modell im Windkanal. Modellabmessungen REpower Modell Vestas Modell Maßstab 1:30 1:20 m m Länge der Gondel mit Spinner 0,550 0,690 Länge der Gondel 0,420 0,500 Höhe der Gondel 0,145 0,190 Tiefe der Gondel 0,143 0,170 Durchmesser der Rotorblattwurzel Ø 0,080 Ø 0,080 Durchmesser des Turms Ø 0,110 Ø 0,110 Platzierung des Turms 0,115 0,177 Theoretischer Rotordurchmesser | der Gondel mit Spinner 0,550 0,690 Länge der Gondel 0,420 0,500 Höhe der | Gondel | 0,145 0,190 Tiefe der Gondel 0,143 0,170 Durchmesser der Rotorblattwurzel | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| ll im Windkanal. Modellabmessungen REpower Modell Vestas Modell Maßstab 1:30 1:20 m m Länge der Gondel mit Spinner 0,550 0,690 Länge der Gondel 0,420 0,500 Höhe der Gondel 0,145 0,190 Tiefe der Gondel 0,143 0,170 Durchmesser der Rotorblattwurzel Ø 0,080 Ø 0,080 Durchmesser des Turms Ø 0,110 Ø 0,110 Platzierung des Turms 0,115 0,177 Theoretischer Rotordurchmesser Ø 3,466 Ø 3,300 Rotordurchmes | 0,690 Länge der Gondel 0,420 0,500 Höhe der Gondel 0,145 0,190 Tiefe der | Gondel | 0,143 0,170 Durchmesser der Rotorblattwurzel Ø 0,080 Ø 0,080 Durchmesser | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| genau einstellbar ist. Die Bremsenergie wird dann in Wärme umgewandelt. Um die Wärmeentwicklung zu begrenzen, wird mit maximal 30 W gebremst. Zur Überwachung der Temperatur wurde im Inneren der Gondel ein Temperatursensor installiert, damit bei überhöhter Temperatur die Messung unterbrochen wird. Das Blockmaterial, aus dem die Verkleidungsteile gefertigt sind, weisen einen Wärmeformbeständig | aximal 30 W gebremst. Zur Überwachung der Temperatur wurde im Inneren der | Gondel | ein Temperatursensor installiert, damit bei überhöhter Temperatur die Mes | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| ertigt sind, weisen einen Wärmeformbeständigkeitswert von 75° C bis 80° C (RAMPF Holding GmbH und Co KG, kein Datum) auf. Aus diesem Grund wird eine maximale Temperatur von 60° C im Inneren der Gondel festgelegt. Im Falle eines Ausfalls der Gleichstrombremse kann die Drehzahl bei einer Windgeschwindigkeit von 20 bis 25 ms-1 sehr schnell nach oben schnellen. Bei sofortigem NotAus der Gebläse | . Aus diesem Grund wird eine maximale Temperatur von 60° C im Inneren der | Gondel | festgelegt. Im Falle eines Ausfalls der Gleichstrombremse kann die Drehza | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| nell nach oben schnellen. Bei sofortigem NotAus der Gebläse dreht der Rotor noch lange, durch die hohe Massenträgheit des Systems, nach. Aus diesem Grund wurde ein Not-Aus System im Inneren der Gondel installiert. Abbildung 72 Notbremssystem Federn halten Bremsklötze gegen eine Bremsscheibe. Mit vier Hubmagneten wird die Bremse gelöst. So wird die Bremse bei Stromausfall automatisch angezog | s Systems, nach. Aus diesem Grund wurde ein Not-Aus System im Inneren der | Gondel | installiert. Abbildung 72 Notbremssystem Federn halten Bremsklötze gegen | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| e und der Vestas-Anlage abgebildet. Bei der REpower Anlage ist zu erkennen, wie ein Totwassergebiet1 hinter dem Wurzelbereich des Rotorblattes entsteht und hinter dem Rotorblatt schräg über die Gondel wandert. In Abbildung 80 ist die Länge des Totwassergebietes zum Kreiszylinderdurchmesser über der Re angegeben. Mit den Daten aus Tabelle 8: und Formel 11, kann das Totwassergebiet ermittelt w | reich des Rotorblattes entsteht und hinter dem Rotorblatt schräg über die | Gondel | wandert. In Abbildung 80 ist die Länge des Totwassergebietes zum Kreiszyl | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| he auf der Repower-Anlage, worauf das Totwasser gebiet deutlich zu erkennen ist. Abbildung 79 Strömungsvisualisierung an der Repower-Anlage im Freifeld. Rotorblatt zwischen Positionen (aus der Gondel gesehen) ca. 12:00 Uhr (oben) und 11:30 (unten). Der Rotor dreht sich (aus der Gondel gesehen) gegen den Uhrzeigersinn. Abbildung 80 Länge des Totwassers hinter einem Kreiszylinder (Hucho, 2002 | n der Repower-Anlage im Freifeld. Rotorblatt zwischen Positionen (aus der | Gondel | gesehen) ca. 12:00 Uhr (oben) und 11:30 (unten). Der Rotor dreht sich (au | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| ldung 79 Strömungsvisualisierung an der Repower-Anlage im Freifeld. Rotorblatt zwischen Positionen (aus der Gondel gesehen) ca. 12:00 Uhr (oben) und 11:30 (unten). Der Rotor dreht sich (aus der Gondel gesehen) gegen den Uhrzeigersinn. Abbildung 80 Länge des Totwassers hinter einem Kreiszylinder (Hucho, 2002, p. 99) Ferner ist zu erkennen, dass der Ausschlag der Wollfäden, nach jedem vorbeizi | en) ca. 12:00 Uhr (oben) und 11:30 (unten). Der Rotor dreht sich (aus der | Gondel | gesehen) gegen den Uhrzeigersinn. Abbildung 80 Länge des Totwassers hinte | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| ss nimmt der in Kapitel 5.4 beschrieben wird. Der Wirbel wird nach hinten hin immer größer und verteilt sich auf die gesamte Ebene. Auf der Abbildung ist aber auch zu sehen, dass bis hinter die Gondel der Randwirbel kaum Einfluss auf den gondelnahen Strömungsbereich hat. Anstrichfarbe Ein weiteres Verfahren Strömungen zu visualisieren, besteht im gleichmäßigen Anstreichen des Testobjekts mit | amte Ebene. Auf der Abbildung ist aber auch zu sehen, dass bis hinter die | Gondel | der Randwirbel kaum Einfluss auf den gondelnahen Strömungsbereich hat. An | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| m 1mm starken Blech gefertigt. Die Höhe des Winglets entspricht mindestens der Dicke der Grenzschicht, die mit der Formel 17 berechnet wird und in Kapitel II.1.3.4.3 beschrieben ist. II.1.3.8.3 Gondel Die Gondelform an sich ist stark vereinfacht wie ein Quader zu sehen, die in Kapitel II.1.3.5.2 vorgestellt wurden. Der cW Wert eines Quaders ist in der Regel konstant über der Reynoldszahl und | l 17 berechnet wird und in Kapitel II.1.3.4.3 beschrieben ist. II.1.3.8.3 | Gondel | Die Gondelform an sich ist stark vereinfacht wie ein Quader zu sehen, die | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| bzw. bei Reynoldszahlen von 4 × 105 bis 2,3 × 106 für das REp Modell und von 5 × 105 bis 3 × 105 für das Vestas Modell gemessen. Die Reynoldszahlen beziehen sich jeweils auf die Gesamtlänge der Gondel . Um auch hier den Einfluss der Schräganströmung zu ermitteln, wurde bei 0°; 2,5°; 5°; 7,5° und 10° gemessen. Abbildung 94 Gondelmodelle in der TS (links REpower; rechts Vestas). Abbildung 95: M | emessen. Die Reynoldszahlen beziehen sich jeweils auf die Gesamtlänge der | Gondel | . Um auch hier den Einfluss der Schräganströmung zu ermitteln, wurde bei 0 | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| u ermitteln, wurde bei 0°; 2,5°; 5°; 7,5° und 10° gemessen. Abbildung 94 Gondelmodelle in der TS (links REpower; rechts Vestas). Abbildung 95: Messungen der Gondeln (oben REpower-, unten Vestas- Gondel unter Schräganströmung) . Wie in Abbildung 95 zu erkennen ist, ist die Annahme, dass die Gondeln aerodynamisch als Quader angenommen werden können, richtig. Die Gondeln weisen ähnlich wie ein Q | Vestas). Abbildung 95: Messungen der Gondeln (oben REpower-, unten Vestas- | Gondel | unter Schräganströmung) . Wie in Abbildung 95 zu erkennen ist, ist die An | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| etenden Kräfte für niedrige Strömungsgeschwindigkeiten befinden sich innerhalb des Unsicherheitsbereichs der Kraftwaage. II.1.3.9. Strömungsfeldvermessung Um die gesamte Umströmung oberhalb der Gondel zu betrachten wurden Windkanalmessungen auf verschiedene Ebenen hinter dem Rotor durchgeführt. II.1.3.9.1 Messbedingungen Die Standardbedingungen für die Messungen sind in dem Kapitel II.1.3.8 | II.1.3.9. Strömungsfeldvermessung Um die gesamte Umströmung oberhalb der | Gondel | zu betrachten wurden Windkanalmessungen auf verschiedene Ebenen hinter de | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| em für die TS befindet sich in der Drehachse des Drehtellers auf dem Boden der TS. Das System für das Modell beginnt ebenfalls in der Drehachse des Drehtellers auf der Höhe des Turmansatzes zur Gondel . Das System für den Rechen befindet sich auf dem mittleren unteren Röhrchens des 7 × 7 Rechens. Zur Veranschaulichung sind diese Koordinatensysteme in Abbildung 97 skizziert. Die Messwerte werd | nfalls in der Drehachse des Drehtellers auf der Höhe des Turmansatzes zur | Gondel | . Das System für den Rechen befindet sich auf dem mittleren unteren Röhrch | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| eine Farbe zu sehen sein. Der Unterschied liegt etwa bei maximal 5 %. Die Skala für die Farbe ist in 0,05 Schritte aufgelöst und weist die gleiche Skala auf wie die nachfolgenden Messungen der Gondel . Der mit einem Hitzdrahtanemometer gemessenen Turbulenzgrad in der leeren Messstrecke des Windkanals beträgt bei 20 m/s ca. 0.3%, und die Abweichung der Strömungsgeschwindigkeit in eine Ebene q | elöst und weist die gleiche Skala auf wie die nachfolgenden Messungen der | Gondel | . Der mit einem Hitzdrahtanemometer gemessenen Turbulenzgrad in der leeren | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| uch hier gibt es kleine aber sichtbare Auswirkungen im gondelnahen Bereich auf den Turbulenzgrad. Abbildung 101 Vestas, ohne Rotor, ohne Rotation, 20 m/s, yMod = 0 Bei der Vermessung der Vestas Gondel ist ähnliches zu sehen, wie bei der REp Gondel. Das Geschwindigkeitsfeld ist sehr homogen. Bei der Turbulenzmessung kann im unteren Bereich die Auswirkung der Gondel klar erkannt werden, wo die | ohne Rotor, ohne Rotation, 20 m/s, yMod = 0 Bei der Vermessung der Vestas | Gondel | ist ähnliches zu sehen, wie bei der REp Gondel. Das Geschwindigkeitsfeld | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| ngen im gondelnahen Bereich auf den Turbulenzgrad. Abbildung 101 Vestas, ohne Rotor, ohne Rotation, 20 m/s, yMod = 0 Bei der Vermessung der Vestas Gondel ist ähnliches zu sehen, wie bei der REp Gondel . Das Geschwindigkeitsfeld ist sehr homogen. Bei der Turbulenzmessung kann im unteren Bereich die Auswirkung der Gondel klar erkannt werden, wo die Turbulenzen bei 5 % liegen, im Gegensatz zu 2 | der Vermessung der Vestas Gondel ist ähnliches zu sehen, wie bei der REp | Gondel | . Das Geschwindigkeitsfeld ist sehr homogen. Bei der Turbulenzmessung kann | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| i der Vermessung der Vestas Gondel ist ähnliches zu sehen, wie bei der REp Gondel. Das Geschwindigkeitsfeld ist sehr homogen. Bei der Turbulenzmessung kann im unteren Bereich die Auswirkung der Gondel klar erkannt werden, wo die Turbulenzen bei 5 % liegen, im Gegensatz zu 2 % im übrigen Bereich. An der Stelle xMod = 130 mm ist eine Fehlerbezogene Messung erkennbar, in dem der Turbulenzgrad a | ogen. Bei der Turbulenzmessung kann im unteren Bereich die Auswirkung der | Gondel | klar erkannt werden, wo die Turbulenzen bei 5 % liegen, im Gegensatz zu 2 | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| s so belassen worden wie oben. Hier ist deutlich eine stärkere Turbulenz im gondelnahen Bereich erkennbar. Die Turbulenzen reichen bis in eine Höhe von maximal zMod = 250 mm, was 60 mm über der Gondel bedeutet (Höhe über Gondel = zMod – Höhe Gondel; vgl. Kapitel II.1.3.9.2). Schräganströmung In Anhang 6 bis Anhang 9 sind die Auswertungen der Schräganströmung von den beiden Gondelmodellen zu | en reichen bis in eine Höhe von maximal zMod = 250 mm, was 60 mm über der | Gondel | bedeutet (Höhe über Gondel = zMod – Höhe Gondel; vgl. Kapitel II.1.3.9.2) | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| en. Hier ist deutlich eine stärkere Turbulenz im gondelnahen Bereich erkennbar. Die Turbulenzen reichen bis in eine Höhe von maximal zMod = 250 mm, was 60 mm über der Gondel bedeutet (Höhe über Gondel = zMod – Höhe Gondel; vgl. Kapitel II.1.3.9.2). Schräganströmung In Anhang 6 bis Anhang 9 sind die Auswertungen der Schräganströmung von den beiden Gondelmodellen zu finden. Es ist zu beachten, | von maximal zMod = 250 mm, was 60 mm über der Gondel bedeutet (Höhe über | Gondel | = zMod – Höhe Gondel; vgl. Kapitel II.1.3.9.2). Schräganströmung In Anhan | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| eine stärkere Turbulenz im gondelnahen Bereich erkennbar. Die Turbulenzen reichen bis in eine Höhe von maximal zMod = 250 mm, was 60 mm über der Gondel bedeutet (Höhe über Gondel = zMod – Höhe Gondel ; vgl. Kapitel II.1.3.9.2). Schräganströmung In Anhang 6 bis Anhang 9 sind die Auswertungen der Schräganströmung von den beiden Gondelmodellen zu finden. Es ist zu beachten, dass die Null-Positi | 50 mm, was 60 mm über der Gondel bedeutet (Höhe über Gondel = zMod – Höhe | Gondel | ; vgl. Kapitel II.1.3.9.2). Schräganströmung In Anhang 6 bis Anhang 9 sind | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| zu beachten, dass die Null-Position nicht auf der senkrechten Ebene der Rotationsachse von den Modellen liegt, da der Messrechen nicht um die Y-Achse verstellt werden kann. Um die Position der Gondel zu zeigen, sind Striche auf der y-Achse dargestellt. In der Gondelnähe ist bei allen drei Gierwinkeln eine Reduktion der Windgeschwindigkeit in Gondelnähe sichtbar. Die Ebene auf dem diese Redu | essrechen nicht um die Y-Achse verstellt werden kann. Um die Position der | Gondel | zu zeigen, sind Striche auf der y-Achse dargestellt. In der Gondelnähe is | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| nicht konstant. Bei steigendem Gierwinkel wandert der beeinflusste Bereich Richtung Rotor, wobei der Einfluss für beide Modelle bei einem Gierwinkel von 5° am größten ist. Abbildung 103 Repower Gondel ohne Rotor: 20 m/s; Gierwinkel 5°. Abbildung 104 Vestas Gondel ohne Rotor: 20 m/s; Gierwinkel 5°. Messungen mit Rotor Anströmung 20 m/s und 150 U/min In Anhang 10 und Anhang 11 sind die Auswert | Modelle bei einem Gierwinkel von 5° am größten ist. Abbildung 103 Repower | Gondel | ohne Rotor: 20 m/s; Gierwinkel 5°. Abbildung 104 Vestas Gondel ohne Rotor | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| ste Bereich Richtung Rotor, wobei der Einfluss für beide Modelle bei einem Gierwinkel von 5° am größten ist. Abbildung 103 Repower Gondel ohne Rotor: 20 m/s; Gierwinkel 5°. Abbildung 104 Vestas Gondel ohne Rotor: 20 m/s; Gierwinkel 5°. Messungen mit Rotor Anströmung 20 m/s und 150 U/min In Anhang 10 und Anhang 11 sind die Auswertungen der Messungen mit 20 m/s und 150 U/min dokumentiert. Abbi | 03 Repower Gondel ohne Rotor: 20 m/s; Gierwinkel 5°. Abbildung 104 Vestas | Gondel | ohne Rotor: 20 m/s; Gierwinkel 5°. Messungen mit Rotor Anströmung 20 m/s | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| originale Anlage übertragbar, da hier die Einflüsse der verkürzten Rotorblätter sichtbare Einflüsse auf die Strömung haben. Es wird davon ausgegangen, dass die Strömung bis ca. 400 mm über der Gondel übertragbar auf die originale WEA ist. Die veranschlagten 400 mm im zMod-Koordinatensystem betragen 255 mm über der Gondel (Höhe über Gondel = zMod – Höhe Gondel; vgl. Kapitel II.1.3.9.2) und e | ben. Es wird davon ausgegangen, dass die Strömung bis ca. 400 mm über der | Gondel | übertragbar auf die originale WEA ist. Die veranschlagten 400 mm im zMod- | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| . Es wird davon ausgegangen, dass die Strömung bis ca. 400 mm über der Gondel übertragbar auf die originale WEA ist. Die veranschlagten 400 mm im zMod-Koordinatensystem betragen 255 mm über der Gondel (Höhe über Gondel = zMod – Höhe Gondel; vgl. Kapitel II.1.3.9.2) und entsprechen 7,65 m im Original. Da ein Messmast auf der Windkraftanlage keine 3 m (vgl. Kapitel II.1.3.6) überschreiten kann | veranschlagten 400 mm im zMod-Koordinatensystem betragen 255 mm über der | Gondel | (Höhe über Gondel = zMod – Höhe Gondel; vgl. Kapitel II.1.3.9.2) und ents | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| sgegangen, dass die Strömung bis ca. 400 mm über der Gondel übertragbar auf die originale WEA ist. Die veranschlagten 400 mm im zMod-Koordinatensystem betragen 255 mm über der Gondel (Höhe über Gondel = zMod – Höhe Gondel; vgl. Kapitel II.1.3.9.2) und entsprechen 7,65 m im Original. Da ein Messmast auf der Windkraftanlage keine 3 m (vgl. Kapitel II.1.3.6) überschreiten kann, ist der Messbere | 0 mm im zMod-Koordinatensystem betragen 255 mm über der Gondel (Höhe über | Gondel | = zMod – Höhe Gondel; vgl. Kapitel II.1.3.9.2) und entsprechen 7,65 m im | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| trömung bis ca. 400 mm über der Gondel übertragbar auf die originale WEA ist. Die veranschlagten 400 mm im zMod-Koordinatensystem betragen 255 mm über der Gondel (Höhe über Gondel = zMod – Höhe Gondel ; vgl. Kapitel II.1.3.9.2) und entsprechen 7,65 m im Original. Da ein Messmast auf der Windkraftanlage keine 3 m (vgl. Kapitel II.1.3.6) überschreiten kann, ist der Messbereich ausreichend. Die | tensystem betragen 255 mm über der Gondel (Höhe über Gondel = zMod – Höhe | Gondel | ; vgl. Kapitel II.1.3.9.2) und entsprechen 7,65 m im Original. Da ein Mess | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| l. Da ein Messmast auf der Windkraftanlage keine 3 m (vgl. Kapitel II.1.3.6) überschreiten kann, ist der Messbereich ausreichend. Die unterste Messreihe entspricht eine Höhe von 0,75 m über der Gondel . Einher geht mit der Verminderung der lokalen mittleren Geschwindigkeit die Erhöhung der Turbulenzintensität. Auch diese nimmt mit der Entfernung zum Rotor stark ab. Im nahen Gondelbereich, ,, | reichend. Die unterste Messreihe entspricht eine Höhe von 0,75 m über der | Gondel | . Einher geht mit der Verminderung der lokalen mittleren Geschwindigkeit d | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| d-Achse. Auch hier wird davon ausgegangen, dass die Strömung bis zu zMod = 400 mm übertragbar auf die originale Anlage ist. Hier entsprechen die 400 mm im zMod-Koordinatensystem 210 mm über der Gondel und entsprechen 4,2 m im Original. Damit entsprechen die untersten Messpunkte 0.4m über der Gondel. Anströmung 20 m/s und 100 U/min Um zu zeigen, dass die anliegenden Reynoldzahlen am Rotorblat | st. Hier entsprechen die 400 mm im zMod-Koordinatensystem 210 mm über der | Gondel | und entsprechen 4,2 m im Original. Damit entsprechen die untersten Messpu | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| ie originale Anlage ist. Hier entsprechen die 400 mm im zMod-Koordinatensystem 210 mm über der Gondel und entsprechen 4,2 m im Original. Damit entsprechen die untersten Messpunkte 0.4m über der Gondel . Anströmung 20 m/s und 100 U/min Um zu zeigen, dass die anliegenden Reynoldzahlen am Rotorblatt, die stark mit unterschiedlichen Drehzahlen und damit unterschiedlichen Anströmgeschwindigkeiten | 2 m im Original. Damit entsprechen die untersten Messpunkte 0.4m über der | Gondel | . Anströmung 20 m/s und 100 U/min Um zu zeigen, dass die anliegenden Reyno | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| en sind und rechts die Auswertung der Ebene xMod = 130 mm. Die Auswertung ist hier in einer anderen Skala als im Anhang ausgewertet. Die Striche auf der yMod Achse kennzeichnen die Position der Gondel in dieser Ebene. Abbildung 110: Beispiel einer Messung. Vestas AoA 10° Ebene 130mm. Pitchwinkel In Abbildung 111 und in Abbildung 7 ist die Auswertung bei den Pitchwinkeln von 80° und 70° zu se | ausgewertet. Die Striche auf der yMod Achse kennzeichnen die Position der | Gondel | in dieser Ebene. Abbildung 110: Beispiel einer Messung. Vestas AoA 10° Eb | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| Rotor nachgewiesen werden. Mit Rotor waren die Auswirkungen des Rotors auf die Strömung so stark, dass die Gondelform nicht mehr im Nachlauf erkennbar war. Bis zu einer Höhe von 60 mm über der Gondel der Vestas Anlage waren Wechselwirkungen mit der Gondel zu erkennen. Dies bedeutet für eine reale Gondel, dass bis zu einer Höhe von 1,2 m die Auswirkungen der Gondel auf die Strö- mung die Mes | icht mehr im Nachlauf erkennbar war. Bis zu einer Höhe von 60 mm über der | Gondel | der Vestas Anlage waren Wechselwirkungen mit der Gondel zu erkennen. Dies | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| ngen des Rotors auf die Strömung so stark, dass die Gondelform nicht mehr im Nachlauf erkennbar war. Bis zu einer Höhe von 60 mm über der Gondel der Vestas Anlage waren Wechselwirkungen mit der Gondel zu erkennen. Dies bedeutet für eine reale Gondel, dass bis zu einer Höhe von 1,2 m die Auswirkungen der Gondel auf die Strö- mung die Messwerte an einem auf dem Gondeldach installierten Anemome | on 60 mm über der Gondel der Vestas Anlage waren Wechselwirkungen mit der | Gondel | zu erkennen. Dies bedeutet für eine reale Gondel, dass bis zu einer Höhe | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| ie Gondelform nicht mehr im Nachlauf erkennbar war. Bis zu einer Höhe von 60 mm über der Gondel der Vestas Anlage waren Wechselwirkungen mit der Gondel zu erkennen. Dies bedeutet für eine reale Gondel , dass bis zu einer Höhe von 1,2 m die Auswirkungen der Gondel auf die Strö- mung die Messwerte an einem auf dem Gondeldach installierten Anemometer beeinflussen können. Die verschiedenen Konfig | Wechselwirkungen mit der Gondel zu erkennen. Dies bedeutet für eine reale | Gondel | , dass bis zu einer Höhe von 1,2 m die Auswirkungen der Gondel auf die Str | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| er Höhe von 60 mm über der Gondel der Vestas Anlage waren Wechselwirkungen mit der Gondel zu erkennen. Dies bedeutet für eine reale Gondel, dass bis zu einer Höhe von 1,2 m die Auswirkungen der Gondel auf die Strö- mung die Messwerte an einem auf dem Gondeldach installierten Anemometer beeinflussen können. Die verschiedenen Konfigurationen wirken sich teilweise stark auf die Messwerte aus. S | eine reale Gondel, dass bis zu einer Höhe von 1,2 m die Auswirkungen der | Gondel | auf die Strö- mung die Messwerte an einem auf dem Gondeldach installierte | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| mit der Entfernung zum Rotor sinkt. Dies untermauert die im Windkanal erzielten Ergebnisse zusätzlich. Daher empfiehlt es sich, ein Anemometer so weit hinter den Rotor aufzustellen, wie es die Gondel zulässt. Die Turbulenz sinkt mit steigendem Abstand zwischen Rotor und Anemometer stark ab. Gleichzeitig steigt die Geschwindigkeit und nähert sich wieder der ungestörten freien Anströmgeschwin | es sich, ein Anemometer so weit hinter den Rotor aufzustellen, wie es die | Gondel | zulässt. Die Turbulenz sinkt mit steigendem Abstand zwischen Rotor und An | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| er der ungestörten freien Anströmgeschwindigkeit. Dabei sollte das Messsystem bei den vermessenen Anlagentypen einer Höhe von mindestens 1,2 m installiert sein um außerhalb der Grenzschicht der Gondel zu liegen. II.1.3.10. Strömungsfeldsimulation (CFD) Die numerische Strömungssimulation (Computer Fluid Dynamics, CFD) hat sich längst als wertvolles Werkzeug erwiesen, um Strömungsphänomene zu | e von mindestens 1,2 m installiert sein um außerhalb der Grenzschicht der | Gondel | zu liegen. II.1.3.10. Strömungsfeldsimulation (CFD) Die numerische Strömu | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| ndkanal und den Freifeldmessungen verglichen werden. Um Berechnungszeit zu sparen, wurde das Model vereinfacht und die Vernetzungsauflö- sung ungleichmäßig über das Computer Model verteilt. Das Gondel Bereich weist ein deutlich feineres Gitter als das Rotorblattaußenbereich. Zudem wurde der Turm in der Simulation nicht weiter betrachtet. Die Simulation wurde für zwei Betriebszustände, „Stand | ernetzungsauflö- sung ungleichmäßig über das Computer Model verteilt. Das | Gondel | Bereich weist ein deutlich feineres Gitter als das Rotorblattaußenbereich | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| tagon. II.1.3.10.3 Betrieb bei 8 m/s (Cp_max) Für die Simulation der laufenden Anlage wurde Abbildung 115: Strömungsfeld durch die Mitte der WEA. Anemometerposition wurde mit Punkt oberhalb der Gondel markiert. II.1.3.11. Zusammenfassung und Ausblick II.1.3.11.1 Zusammenfassung Es ist in diesem Arbeitspaket gelungen den gondelnahen Nachlauf einer Windenergieanlage hinter dem Rotor im Windkan | durch die Mitte der WEA. Anemometerposition wurde mit Punkt oberhalb der | Gondel | markiert. II.1.3.11. Zusammenfassung und Ausblick II.1.3.11.1 Zusammenfas | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| onieren, da mit steigender Entfernung vom Rotor die Turbulenzen stark absinken und die Geschwindigkeit sich wieder der freien Anströmgeschwindigkeit annähert. Um aus dem Grenzschichtbereich der Gondel zu kommen sollte das Messsystem auf dem Gondeldach auf einen Mast befestigt werden, der eine Mindesthöhe von 1,2 m aufweist. II.1.3.11.2 Ausblick In nachfolgenden Untersuchungen können auf Basi | reien Anströmgeschwindigkeit annähert. Um aus dem Grenzschichtbereich der | Gondel | zu kommen sollte das Messsystem auf dem Gondeldach auf einen Mast befesti | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| it der frei strömenden Windgeschwindigkeit vor dem Rotor der Anlage beschreiben. Damit wird die Verwendung einer Transfer- oder Gondelkorrekturfunktion notwendig, welche es erlaubt, die auf der Gondel gemessene Windgeschwindigkeit in die Windgeschwindigkeit vor der Windenergieanlage umzurechnen. Die IEC 61400-12-2 CDV beschreibt diese Vermessung der Leistungskurve mit Hilfe der Verwendung de | r- oder Gondelkorrekturfunktion notwendig, welche es erlaubt, die auf der | Gondel | gemessene Windgeschwindigkeit in die Windgeschwindigkeit vor der Windener | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| st dies ein geeignetes Werkzeug zum Monitoring von WEA. II.1.5.2.2 Anpassung der dynamischen Leistungskennlinie an die Nutzung Gondelbasierter Windgeschwindigkeitsmessungen Da in diesem Projekt Gondel -basierte Windgeschwindigkeitsmessungen zur Bestimmung der dynamischen Leistungskennlinie eingesetzt wurden musste die bestehende Methode erweitert und angepasst werden. Aus Aspekten der praktis | utzung Gondelbasierter Windgeschwindigkeitsmessungen Da in diesem Projekt | Gondel | -basierte Windgeschwindigkeitsmessungen zur Bestimmung der dynamischen Lei | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| . Die Untersuchungen aus Arbeitspaketen 2 und 3 zeigen, dass sich die unterschiedlichen Windgeschwindigkeitsmessungen nicht alleine durch die unterschiedlichen Positionen der Anemometer auf der Gondel erklären lassen. Es ist zu vermuten, dass der Anlagenhersteller eine Korrekturfunktion für die gemessene Windgeschwindigkeit einsetzt. Zusätzlich sind die Windgeschwindigkeitsverteilungen der G | cht alleine durch die unterschiedlichen Positionen der Anemometer auf der | Gondel | erklären lassen. Es ist zu vermuten, dass der Anlagenhersteller eine Korr | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| ynamischen Leistungskennlinien der WEA4 ermittelt mit Gondelanemometer (schwarz) bzw. Meteo-System (rot). Im Arbeitspaket konnten erfolgreich dynamische Leistungskennlinien für die drei WEA aus Gondel -basierten Windgeschwindigkeitsmessungen erstellt werden. Trotz der verhältnismäßig kurzen Messzeiten von nur wenigen Monaten ließen sich wichtige Aussagen über das Betriebsverhalten der Windene | t konnten erfolgreich dynamische Leistungskennlinien für die drei WEA aus | Gondel | -basierten Windgeschwindigkeitsmessungen erstellt werden. Trotz der verhäl | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| ck / Anstellwinkel Rep: REpower (Windkraftanlagenhersteller) WP: Windpark DWG: Deutsche WindGuard JEE: Jahresenergieertrag usa_DWG: Ultraschalanemometer wird an verschiedenen Positionen auf der Gondel von Deutsche WindGuard installiert cup_Ref: Schalensternanemometer wird auf der Gondel als Referenzanemometer installiert usa_Ref: Ultraschalanemometer ersitzt das cup_Ref und es wird auf der G | ag usa_DWG: Ultraschalanemometer wird an verschiedenen Positionen auf der | Gondel | von Deutsche WindGuard installiert cup_Ref: Schalensternanemometer wird a | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| WindGuard JEE: Jahresenergieertrag usa_DWG: Ultraschalanemometer wird an verschiedenen Positionen auf der Gondel von Deutsche WindGuard installiert cup_Ref: Schalensternanemometer wird auf der Gondel als Referenzanemometer installiert usa_Ref: Ultraschalanemometer ersitzt das cup_Ref und es wird auf der Gondel als Referenzanemometer installiert v_DWG: Windgeschwindigkeit wird von Ultraschal | utsche WindGuard installiert cup_Ref: Schalensternanemometer wird auf der | Gondel | als Referenzanemometer installiert usa_Ref: Ultraschalanemometer ersitzt | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| l von Deutsche WindGuard installiert cup_Ref: Schalensternanemometer wird auf der Gondel als Referenzanemometer installiert usa_Ref: Ultraschalanemometer ersitzt das cup_Ref und es wird auf der Gondel als Referenzanemometer installiert v_DWG: Windgeschwindigkeit wird von Ultraschalanemometer von Deutsche WindGuard gemessen v_Ref: Windgeschwindigkeit wird von Referenzanemometer gemessen, entw | ert usa_Ref: Ultraschalanemometer ersitzt das cup_Ref und es wird auf der | Gondel | als Referenzanemometer installiert v_DWG: Windgeschwindigkeit wird von Ul | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| timmt wurde Ti_Ref: Turbulenzintensität wird von Referenzanemometer bestimmt, entweder cup oder Ultraschal v_DWG_Pi, i= 1,2,…9: Windgeschwindigkeit an verschiedene Positionen P1,P2,..P9 auf der Gondel wird von Ultraschalanemometer von Deutsche WindGuard gemessen Ti_DWG_Pi, i=1,2,..,9: Turbulenzintensität an verschiedene Positionen P1,P2,..P9 auf der Gondel wird von Ultraschalanemometer von D | 1,2,…9: Windgeschwindigkeit an verschiedene Positionen P1,P2,..P9 auf der | Gondel | wird von Ultraschalanemometer von Deutsche WindGuard gemessen Ti_DWG_Pi, | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| edene Positionen P1,P2,..P9 auf der Gondel wird von Ultraschalanemometer von Deutsche WindGuard gemessen Ti_DWG_Pi, i=1,2,..,9: Turbulenzintensität an verschiedene Positionen P1,P2,..P9 auf der Gondel wird von Ultraschalanemometer von Deutsche WindGuard bestimmt v_WEA: Windgeschwindigkeit wird von den Gondelanemometern gemessen v_Lidar: Windgeschwindigkeit wird von Lidar gemessen II.8.1.1.3 | 2,..,9: Turbulenzintensität an verschiedene Positionen P1,P2,..P9 auf der | Gondel | wird von Ultraschalanemometer von Deutsche WindGuard bestimmt v_WEA: Wind | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| ng Kommt es zu einem Brand einer Windenergieanlage ist das kontrollierte Abbrennen der WEA im Regelfall die einzige Handlungsoption. Durch die Feuerwehr ist keine Brandbekämpfung im Bereich der Gondel oder des Rotors möglich, die Maßnahmen der Feuerwehr beschränken sich daher auf die Verhinderung einer Ausbreitung des Brandes auf angrenzende Bereiche. [63] Auf landwirtschaftlich genutzten Fl | lungsoption. Durch die Feuerwehr ist keine Brandbekämpfung im Bereich der | Gondel | oder des Rotors möglich, die Maßnahmen der Feuerwehr beschränken sich dah | Fraunhofer-Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik (IWES) | |
| egenüber den in 2015 installierten WEA sinken, während die erwarteten mittleren Windgeschwindigkeiten leicht steigen. Investitionskosten.Die Kosten zur Errichtung von WEA werden sich in Haupt- ( Gondel , Turm, Rotorblätter, Transport und Installation der Anlage) und Nebeninvestitionskosten unterteilt. Die nachfolgenden Zahlen (siehe Abbildung 5.24) zu Investitionskosten stammen aus einer in 20 | vestitionskosten.Die Kosten zur Errichtung von WEA werden sich in Haupt- ( | Gondel | , Turm, Rotorblätter, Transport und Installation der Anlage) und Nebeninve | Fraunhofer-Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik (IWES) | |
| teilen Enercon E-126, 6 MW bis 135 m Betonturm , Hybridturm mit Fertigbetonteilen Fuhrländer FL 2500, 2.5 MW bis 160 m Gitterturm (Errichtung des Prototypen Ende 2006 abgeschlossen) 3.3 Chassis/ Gondel Die gesamte Technik einer Windenergieanlage wird in der so genannten Gondel (Maschinenhaus) untergebracht, die auf dem Turm befestigt wird. Als Grundrahmen wird entweder eine Schweißkonstruktio | itterturm (Errichtung des Prototypen Ende 2006 abgeschlossen) 3.3 Chassis/ | Gondel | Die gesamte Technik einer Windenergieanlage wird in der so genannten Gond | Gesamtverband der Deutschen Versicherungswirtschaft e.V. (GDV) | |
| eilen Fuhrländer FL 2500, 2.5 MW bis 160 m Gitterturm (Errichtung des Prototypen Ende 2006 abgeschlossen) 3.3 Chassis/Gondel Die gesamte Technik einer Windenergieanlage wird in der so genannten Gondel (Maschinenhaus) untergebracht, die auf dem Turm befestigt wird. Als Grundrahmen wird entweder eine Schweißkonstruktion oder ein gegossener Rahmen verwendet. Die Komponenten der Windenergieanlag | ndel Die gesamte Technik einer Windenergieanlage wird in der so genannten | Gondel | (Maschinenhaus) untergebracht, die auf dem Turm befestigt wird. Als Grund | Gesamtverband der Deutschen Versicherungswirtschaft e.V. (GDV) | |
| em Turm befestigt wird. Als Grundrahmen wird entweder eine Schweißkonstruktion oder ein gegossener Rahmen verwendet. Die Komponenten der Windenergieanlage sind darauf verschraubt. Die Hülle der Gondel besteht aus Kunststoff (z. B. GfK) oder Stahlblech. Das Gewicht der voll bestückten Gondel hat einen wesentlichen Einfluss auf die Wahl des Kranes, der für die Montage der Gondel notwendig i | Komponenten der Windenergieanlage sind darauf verschraubt. Die Hülle der | Gondel | besteht aus Kunststoff (z. B. GfK) oder Stahlblech. Das Gewicht der vo | Gesamtverband der Deutschen Versicherungswirtschaft e.V. (GDV) | |
| ener Rahmen verwendet. Die Komponenten der Windenergieanlage sind darauf verschraubt. Die Hülle der Gondel besteht aus Kunststoff (z. B. GfK) oder Stahlblech. Das Gewicht der voll bestückten Gondel hat einen wesentlichen Einfluss auf die Wahl des Kranes, der für die Montage der Gondel notwendig ist. Je schwerer die Gondel ist, desto weniger geeignete Kräne stehen zur Verfügung. Erschweren | unststoff (z. B. GfK) oder Stahlblech. Das Gewicht der voll bestückten | Gondel | hat einen wesentlichen Einfluss auf die Wahl des Kranes, der für die Mont | Gesamtverband der Deutschen Versicherungswirtschaft e.V. (GDV) | |
| e Hülle der Gondel besteht aus Kunststoff (z. B. GfK) oder Stahlblech. Das Gewicht der voll bestückten Gondel hat einen wesentlichen Einfluss auf die Wahl des Kranes, der für die Montage der Gondel notwendig ist. Je schwerer die Gondel ist, desto weniger geeignete Kräne stehen zur Verfügung. Erschwerend kommt hinzu, dass die Anforderungen an die Fahrwege zur Windenergieanlage mit zunehmen | en wesentlichen Einfluss auf die Wahl des Kranes, der für die Montage der | Gondel | notwendig ist. Je schwerer die Gondel ist, desto weniger geeignete Kräne | Gesamtverband der Deutschen Versicherungswirtschaft e.V. (GDV) | |
| off (z. B. GfK) oder Stahlblech. Das Gewicht der voll bestückten Gondel hat einen wesentlichen Einfluss auf die Wahl des Kranes, der für die Montage der Gondel notwendig ist. Je schwerer die Gondel ist, desto weniger geeignete Kräne stehen zur Verfügung. Erschwerend kommt hinzu, dass die Anforderungen an die Fahrwege zur Windenergieanlage mit zunehmender Krangröße steigen. Größenordnungen | des Kranes, der für die Montage der Gondel notwendig ist. Je schwerer die | Gondel | ist, desto weniger geeignete Kräne stehen zur Verfügung. Erschwerend komm | Gesamtverband der Deutschen Versicherungswirtschaft e.V. (GDV) | |
| benden Lasten Nennleistung Gondelgewicht Rotorgewicht (inkl. Nabe) 1.5 MW 42 t – 56 t 28 t – 42 t 2 MW 61 t – 72 t 26 t – 49 t 2.5 MW 85 t – 94 t 50 t – 52 t 5 MW 200 t – 329 t 77 t – 176 t 3.4 Gondel - Nachführung (Azimut-Antrieb) Da der Wind aus verschiedenen Richtungen kommen kann, muss das Maschinenhaus drehbar angeordnet sein. Zu diesem Zweck ist oben auf dem Turmkopf ein Lager angeflan | – 49 t 2.5 MW 85 t – 94 t 50 t – 52 t 5 MW 200 t – 329 t 77 t – 176 t 3.4 | Gondel | - Nachführung (Azimut-Antrieb) Da der Wind aus verschiedenen Richtungen k | Gesamtverband der Deutschen Versicherungswirtschaft e.V. (GDV) | |
| indböen, keine Belastung des Antriebsstrangs durch Netzstörungen. Nachteile: Teurer Umrichter, da er die gesamte Leistung übertragen muss. Teurer Generator. Ungünstige Gewichtsverteilung in der Gondel führt zur „Kopflastigkeit“. • Asynchrongenerator: Asynchrongeneratoren mit Kurzschlussläufer werden bei den heute verfügbaren Windenergieanlagen mit Leistungen über 1 MW nur von einem Windener | g übertragen muss. Teurer Generator. Ungünstige Gewichtsverteilung in der | Gondel | führt zur „Kopflastigkeit“. • Asynchrongenerator: Asynchrongeneratoren m | Gesamtverband der Deutschen Versicherungswirtschaft e.V. (GDV) | |
| bis 1,5 MW ist die Leistungselektronik, bestehend aus Niederspannungsleistungsschalter, Blindleistungskompensation und Umrichter meist im Turmfuß bzw. auf einer Plattform im Turm unterhalb der Gondel platziert. Der Transformator mit Mittelspannungsleistungsschalter steht häufig in einer Kompaktstation vor dem Turm. Eine Übersicht über Bestimmungen und Qualitätskriterien zur Errichtung von | Umrichter meist im Turmfuß bzw. auf einer Plattform im Turm unterhalb der | Gondel | platziert. Der Transformator mit Mittelspannungsleistungsschalter steht h | Gesamtverband der Deutschen Versicherungswirtschaft e.V. (GDV) | |
| fertigen Kompaktstationen kann Anhang 1 zu diesem Kapitel entnommen werden. Bei höheren Leistungen bringen die Hersteller all diese Komponenten – auch den Transformator – immer häufiger in der Gondel unter. Diese Entwicklung führt zu einer Zunahme des Brandrisikos in der Gondel. Umrichterschränke, Niederspannungsleistungsschalter und Steuerschrank in einer Gondel. Bild: Allianz Seitlicher B | er all diese Komponenten – auch den Transformator – immer häufiger in der | Gondel | unter. Diese Entwicklung führt zu einer Zunahme des Brandrisikos in der G | Gesamtverband der Deutschen Versicherungswirtschaft e.V. (GDV) | |
| i höheren Leistungen bringen die Hersteller all diese Komponenten – auch den Transformator – immer häufiger in der Gondel unter. Diese Entwicklung führt zu einer Zunahme des Brandrisikos in der Gondel . Umrichterschränke, Niederspannungsleistungsschalter und Steuerschrank in einer Gondel. Bild: Allianz Seitlicher Blick auf eine der drei Spulen eines Gießharztransformators in der Gondel. Oben | l unter. Diese Entwicklung führt zu einer Zunahme des Brandrisikos in der | Gondel | . Umrichterschränke, Niederspannungsleistungsschalter und Steuerschrank in | Gesamtverband der Deutschen Versicherungswirtschaft e.V. (GDV) | |
| tor – immer häufiger in der Gondel unter. Diese Entwicklung führt zu einer Zunahme des Brandrisikos in der Gondel. Umrichterschränke, Niederspannungsleistungsschalter und Steuerschrank in einer Gondel . Bild: Allianz Seitlicher Blick auf eine der drei Spulen eines Gießharztransformators in der Gondel. Oben in der Bildmitte ist die Befestigung des Rahmens in der Gondel sichtbar. Bild: Allianz | hterschränke, Niederspannungsleistungsschalter und Steuerschrank in einer | Gondel | . Bild: Allianz Seitlicher Blick auf eine der drei Spulen eines Gießharztr | Gesamtverband der Deutschen Versicherungswirtschaft e.V. (GDV) | |
| in der Gondel. Umrichterschränke, Niederspannungsleistungsschalter und Steuerschrank in einer Gondel. Bild: Allianz Seitlicher Blick auf eine der drei Spulen eines Gießharztransformators in der Gondel . Oben in der Bildmitte ist die Befestigung des Rahmens in der Gondel sichtbar. Bild: Allianz Transformatoren, die in der Gondel eingesetzt werden, sind überwiegend als Gießharz-Transformatoren | licher Blick auf eine der drei Spulen eines Gießharztransformators in der | Gondel | . Oben in der Bildmitte ist die Befestigung des Rahmens in der Gondel sich | Gesamtverband der Deutschen Versicherungswirtschaft e.V. (GDV) | |
| d Steuerschrank in einer Gondel. Bild: Allianz Seitlicher Blick auf eine der drei Spulen eines Gießharztransformators in der Gondel. Oben in der Bildmitte ist die Befestigung des Rahmens in der Gondel sichtbar. Bild: Allianz Transformatoren, die in der Gondel eingesetzt werden, sind überwiegend als Gießharz-Transformatoren ausgeführt. Diese Transformatorenart zeichnet sich durch Wartungsarmu | der Gondel. Oben in der Bildmitte ist die Befestigung des Rahmens in der | Gondel | sichtbar. Bild: Allianz Transformatoren, die in der Gondel eingesetzt wer | Gesamtverband der Deutschen Versicherungswirtschaft e.V. (GDV) | |
| lick auf eine der drei Spulen eines Gießharztransformators in der Gondel. Oben in der Bildmitte ist die Befestigung des Rahmens in der Gondel sichtbar. Bild: Allianz Transformatoren, die in der Gondel eingesetzt werden, sind überwiegend als Gießharz-Transformatoren ausgeführt. Diese Transformatorenart zeichnet sich durch Wartungsarmut und ihr hohes Sicherheitsniveau bezüglich des Brandverhal | Rahmens in der Gondel sichtbar. Bild: Allianz Transformatoren, die in der | Gondel | eingesetzt werden, sind überwiegend als Gießharz-Transformatoren ausgefüh | Gesamtverband der Deutschen Versicherungswirtschaft e.V. (GDV) | |
| den Drittanbieter leichter die Wartung zu übernehmen. 4.2 Blitzschutz der Windenergieanlage Je nach Hersteller und Entwicklungsstand gibt es heute durchweg geeignete Blitzschutzsysteme, welche Gondel , Rotorblätter und elektrische Einrichtungen wirksam vor den Folgen eines Einschlages schützen können. In der Vergangenheit wurden Rotorblätter ohne Blitzschutz häufiger bei einem Einschlag tota | icklungsstand gibt es heute durchweg geeignete Blitzschutzsysteme, welche | Gondel | , Rotorblätter und elektrische Einrichtungen wirksam vor den Folgen eines | Gesamtverband der Deutschen Versicherungswirtschaft e.V. (GDV) | |
| hr kontinuierlich angestiegen. Analog dazu haben sich die durchschnittlichen Anschaffungskosten erhöht. Zusätzlich sorgt die Verlagerung von Transformatoren, Umrichtern und Schaltanlagen in die Gondel zu einer hohen Wertekonzentration an der Spitze der Windmühle, unerreichbar für die Feuerwehr. Durch die in den letzten Jahren gehäuft aufgetretenen Feuerschäden an Windenergieanlagen ist ein | die Verlagerung von Transformatoren, Umrichtern und Schaltanlagen in die | Gondel | zu einer hohen Wertekonzentration an der Spitze der Windmühle, unerreichb | Gesamtverband der Deutschen Versicherungswirtschaft e.V. (GDV) | |
| h Offset Lager, Welle Lagerschäden, Risse in der Welle aufgrund von Materialermüdung Getriebe Zahnflankenbruch, Verschleiß der Zähne Generator Überhitzung, elektrische Betriebsstörung Struktur ( Gondel , Turm, Tragstruktur) Materialermüdung, Resonanz, Risse Die Maßnahmen zur Vermeidung von Betriebsstörungen, die durch solche äußeren Einwirkungen hervorgerufen werden, bestehen hauptsächlich in | iß der Zähne Generator Überhitzung, elektrische Betriebsstörung Struktur ( | Gondel | , Turm, Tragstruktur) Materialermüdung, Resonanz, Risse Die Maßnahmen zur | Gesamtverband der Deutschen Versicherungswirtschaft e.V. (GDV) | |
| en Komponenten des Triebstrangs (Rotor, Getriebe und Generator) einer Windturbine betrifft, und die Überwachung der Struktur – Structural Health Monitoring (SHM) – einer Windturbine, welche die Gondel , den Turm, die Tragstruktur und das Fundament umfasst. Im Folgenden wird diese Deutung von CM und SHM verwendet. Abbildung 1 zeigt ein Modell einer Offshore-Windturbine und hebt die Komponenten | ktur – Structural Health Monitoring (SHM) – einer Windturbine, welche die | Gondel | , den Turm, die Tragstruktur und das Fundament umfasst. Im Folgenden wird | Gesamtverband der Deutschen Versicherungswirtschaft e.V. (GDV) | |
| Summe der gemessenen Lastspiele mit der entsprechenden Ermüdungskurve verglichen. Daher ist eine Überwachung der Materialermüdung in Bezug auf das Fundament, die Tragstruktur, den Turm und die Gondel erforderlich. Die Sensoren werden mit der Struktur verbunden, um die Belastungen an den charakteristischen Punkten der Konstruktion, Vibrationen und Temperaturen zu messen, um die Belastungen r | alermüdung in Bezug auf das Fundament, die Tragstruktur, den Turm und die | Gondel | erforderlich. Die Sensoren werden mit der Struktur verbunden, um die Bela | Gesamtverband der Deutschen Versicherungswirtschaft e.V. (GDV) | |
| ilden, liegt in der Art der analysierten Parameter. Während die verfügbaren Methoden zur Feststellung von Rotorschäden globale Vibrations- oder Dehnungsmessungen vorsehen, die gewöhnlich an der Gondel und dem Turm vorgenommen werden, befassen sich die Forschungsprojekte mit der Integration der Sensoren in die überwachte Struktur, z. B. die Rotorblätter. Die Dehnungsmessungen an den Rotorbl | lobale Vibrations- oder Dehnungsmessungen vorsehen, die gewöhnlich an der | Gondel | und dem Turm vorgenommen werden, befassen sich die Forschungsprojekte mit | Gesamtverband der Deutschen Versicherungswirtschaft e.V. (GDV) | |
| z. B. durch Montagefehler am Pitch-Antrieb des Rotorblattes oder durch Unterschiede im Profil des Rotorblattes aufgrund von Herstellungstoleranzen verursacht wurden, führen zu Schwingungen der Gondel , die mit Hilfe eines Überwachungssystems analysiert werden können. Die Ansätze zur Erkennung von globalen Schäden einer Struktur beruhen auf der Bewertung von Änderungen in den Modalfrequenzen, | von Herstellungstoleranzen verursacht wurden, führen zu Schwingungen der | Gondel | , die mit Hilfe eines Überwachungssystems analysiert werden können. Die An | Gesamtverband der Deutschen Versicherungswirtschaft e.V. (GDV) | |
| doppeltgespeiste Asynchrongeneratoren ausgeführt und luftgekühlt. Bei Anlagen bis zur MW-Klasse kommen häufig auch polumschaltbare Asynchrongeneratoren zur Anwendung. • Die Verbindung zwischen Gondel und Turm wird nahezu ausnahmslos als Kugeldrehverbindung mit geeigneten Friktionseinrichtungen ausgeführt, die Verstellung der Gondel zum Wind nehmen zwei oder mehr Getriebemotore vor. • Die T | schaltbare Asynchrongeneratoren zur Anwendung. • Die Verbindung zwischen | Gondel | und Turm wird nahezu ausnahmslos als Kugeldrehverbindung mit geeigneten F | Gesamtverband der Deutschen Versicherungswirtschaft e.V. (GDV) | |
| nchrongeneratoren zur Anwendung. • Die Verbindung zwischen Gondel und Turm wird nahezu ausnahmslos als Kugeldrehverbindung mit geeigneten Friktionseinrichtungen ausgeführt, die Verstellung der Gondel zum Wind nehmen zwei oder mehr Getriebemotore vor. • Die Türme moderner Windenergieanlagen werden fast überwiegend in Stahlrohr ausgeführt, einige Hersteller bieten Gittermasten an für bestimm | ung mit geeigneten Friktionseinrichtungen ausgeführt, die Verstellung der | Gondel | zum Wind nehmen zwei oder mehr Getriebemotore vor. • Die Türme moderner | Gesamtverband der Deutschen Versicherungswirtschaft e.V. (GDV) | |
| e hielten der Belastung nur wenige Sekunden stand, danach waren die Beläge verschlissen und die Drehzahl stieg weiter an. In Folge der Überdrehzahl riss eines der Blätter ab. Schwere Schäden an Gondel und Fundament waren die Folge. Wie sich später herausstellte, verhinderte ein Fehler in der Elektronik das Aufladen der Batterien. Während vorausgegangener Wartungsarbeiten war zudem die Überwa | . In Folge der Überdrehzahl riss eines der Blätter ab. Schwere Schäden an | Gondel | und Fundament waren die Folge. Wie sich später herausstellte, verhinderte | Gesamtverband der Deutschen Versicherungswirtschaft e.V. (GDV) | |
| n Service- bzw. Spezialschiffe (Kranschiff, JackUp, Kabelverleger) zu berücksichtigen. Für umfangreiche Retrofit- oder Schadenbehebungsmaßnahmen kann es sich als günstiger erweisen, die gesamte Gondel an Land zu bringen, um dort wetterunabhängig notwendige Arbeiten ausführen zu können. Offshore-Kraftwerke speisen in das 380-kV-Netz ein. Die Netzanbindungen zählen mit zu den Haupt-Risikokompo | chadenbehebungsmaßnahmen kann es sich als günstiger erweisen, die gesamte | Gondel | an Land zu bringen, um dort wetterunabhängig notwendige Arbeiten ausführe | Gesamtverband der Deutschen Versicherungswirtschaft e.V. (GDV) | |
| indenergieanlagen in rasantem Tempo voran. Durchgesetzt hat sich die WEA im direkten Netzanschluss zur Erzeugung von Strom. Sie hat meist zwei bis drei Rotorblätter, eine horizontale Achse, die Gondel mit Rotornabe, Getriebe und Generator sind dem Wind motorisch nachführbar. Der Rotor steht vor dem Turm in Windrichtung (Luv-Läufer)“ (WWEA, 2010). 3. Grundlagen über die Nutzung von Windenergi | om. Sie hat meist zwei bis drei Rotorblätter, eine horizontale Achse, die | Gondel | mit Rotornabe, Getriebe und Generator sind dem Wind motorisch nachführbar | SGD Süd, Zentralstelle der Forstverwaltung, Forschungsanstalt für Waldökologie und Forstwirtschaft Rheinland-Pfalz (FAWF) | |
| iese durch. Daher müssen Rotorblätter stabil gebaut sein, um der Schubkraft widerstehen zu können (Quaschning, 2008). Zu den Anlagenkomponenten einer Windkraftanlage (vgl. Abb. 10) zählen Mast, Gondel , Getriebe, Generator, Rotornarbe, Rotorblätter und zur Messung der Windgeschwindigkeiten eine Windmessanlage (Quaschning, 2008). Abb. 9: Aufbau und Komponenten einer Windenergieanlage. (Quelle: | den Anlagenkomponenten einer Windkraftanlage (vgl. Abb. 10) zählen Mast, | Gondel | , Getriebe, Generator, Rotornarbe, Rotorblätter und zur Messung der Windge | SGD Süd, Zentralstelle der Forstverwaltung, Forschungsanstalt für Waldökologie und Forstwirtschaft Rheinland-Pfalz (FAWF) | |
| erläutert werden. 4.2.1 Luv- und Leeläufer Windkraftanlagen mit horizontaler Rotorausrichtung können sich in ihrer Stellung zur Windrichtung hin unterscheiden. Bei Leeläufern befindet sich die Gondel in Windrichtung vor den Rotorblättern (vgl. Abb. 14). Sie benötigen keine Windnachführung und kühlen durch ihre Ausrichtung automatisch den Generator mit dem Wind. An der Gondel bilden sich jed | lung zur Windrichtung hin unterscheiden. Bei Leeläufern befindet sich die | Gondel | in Windrichtung vor den Rotorblättern (vgl. Abb. 14). Sie benötigen keine | SGD Süd, Zentralstelle der Forstverwaltung, Forschungsanstalt für Waldökologie und Forstwirtschaft Rheinland-Pfalz (FAWF) | |
| findet sich die Gondel in Windrichtung vor den Rotorblättern (vgl. Abb. 14). Sie benötigen keine Windnachführung und kühlen durch ihre Ausrichtung automatisch den Generator mit dem Wind. An der Gondel bilden sich jedoch Verwirbelungen die sich nachteilig auf die Rotorblätter auswirken und Leistungsschwankungen hervorrufen. Des Weiteren entstehen durch die Verwirbelungen Lärmemissionen. Abb. | len durch ihre Ausrichtung automatisch den Generator mit dem Wind. An der | Gondel | bilden sich jedoch Verwirbelungen die sich nachteilig auf die Rotorblätte | SGD Süd, Zentralstelle der Forstverwaltung, Forschungsanstalt für Waldökologie und Forstwirtschaft Rheinland-Pfalz (FAWF) | |
| orrufen. Des Weiteren entstehen durch die Verwirbelungen Lärmemissionen. Abb. 13: Luvläufer (links) und Leeläufer (rechts) (Quelle: Wind-Energie, 2010, Kap. 5). Bei Luvläufern befindet sich die Gondel in Windrichtung hinter den Rotorblättern (vgl. Abb. 14). Hierbei bedarf es einer Nachführung, welche bei großen Anlagen elektronisch, bei KWEA in der Regel durch Steuerfahnen erfolgt. Anhand de | s) (Quelle: Wind-Energie, 2010, Kap. 5). Bei Luvläufern befindet sich die | Gondel | in Windrichtung hinter den Rotorblättern (vgl. Abb. 14). Hierbei bedarf e | SGD Süd, Zentralstelle der Forstverwaltung, Forschungsanstalt für Waldökologie und Forstwirtschaft Rheinland-Pfalz (FAWF) | |
| den Windrichtung gesteuert werden. Bei großen Anlagen übernimmt diese Aufgabe ein Elektromotor. Bei kleinen Windkraftanlagen erfolgt dies anhand einer Steuerfahne, die sich am hinteren Teil der Gondel befindet. Des Weiteren dient die Steuerfahne als Schutzeinrichtung. 5.3 Installationsvarianten von Kleinwindenergieanlagen Windenergieanlagen für den privaten Betrieb können je nach Platzbedarf | agen erfolgt dies anhand einer Steuerfahne, die sich am hinteren Teil der | Gondel | befindet. Des Weiteren dient die Steuerfahne als Schutzeinrichtung. 5.3 I | SGD Süd, Zentralstelle der Forstverwaltung, Forschungsanstalt für Waldökologie und Forstwirtschaft Rheinland-Pfalz (FAWF) | |
| ...................................................................... 8 2.1.2 Pitchsystem ................................................................................................ 9 2.2 Gondel ....................................................................................................................... 9 2.2.1 Azimutsystem .................................................... | ................................................................... 9 2.2 | Gondel | ......................................................................... | Senvion SE | |
| steife Rotorblätter für bestmögliche Gewichtsverteilung und sichere Lastübertragung ● Zuverlässiges Getriebekonzept ● Wartungsfreundlichkeit 1.2 Ansicht In der folgenden Seitenansicht wird die Gondel der Senvion MM100 mit ihren Hauptkomponenten und deren Position dargestellt. Abb. 1.2 - 1: Skizze einer WEA der MM-Reihe mit Hauptkomponenten Hauptkomponenten einer WEA der MM-Reihe: 01 Pitchsy | artungsfreundlichkeit 1.2 Ansicht In der folgenden Seitenansicht wird die | Gondel | der Senvion MM100 mit ihren Hauptkomponenten und deren Position dargestel | Senvion SE | |
| iehe hierzu auch Kapitel 2.2.2 "Triebstrang – Lagerungskonzept"). Zur Erleichterung von Wartungsarbeiten an der Rotornabe kann diese direkt durch Öffnungen zwischen den Blattanschlüssen aus der Gondel erreicht werden. Technische Daten Rotor Rotordurchmesser 100 m Überstrichene Rotorfläche 7.854 m2 Nenndrehzahl 7,0- 13,9 min-1 Max. Blattspitzengeschwindigkeit 73 m/s Achsneigung der Rotorwelle | e kann diese direkt durch Öffnungen zwischen den Blattanschlüssen aus der | Gondel | erreicht werden. Technische Daten Rotor Rotordurchmesser 100 m Überstrich | Senvion SE | |
| uvseitig 2.1.1 Rotorblätter Das Blattdesign der Senvion MM100 vereint eine starke Struktur, um auch starken Böen zu widerstehen, mit einer Leichtbaukonstruktion, um die Kraftübertragung auf die Gondel zu minimieren. Dies wird durch die Verwendung einer Sandwichkonstruktion bestehend aus glasfaserverstärktem Kunststoff (GFK) ermöglicht, welche die erforderlichen Materialeigenschaften besitzt. | rstehen, mit einer Leichtbaukonstruktion, um die Kraftübertragung auf die | Gondel | zu minimieren. Dies wird durch die Verwendung einer Sandwichkonstruktion | Senvion SE | |
| attvorderkanten durch weitere Maßnahmen besonders geschützt (wie z.B. Anti-Erosions-Folien o.ä.). Die Rotorblätter haben die Farbe Lichtgrau (RAL 7035), welche ebenso eine Standardfarbe für die Gondel und den Turm ist. Die Effekte von Reflektionen werden dadurch effizient reduziert, ohne einen Einfluss auf die Leistungskennlinie der Senvion MM100 zu haben. Optional können die Rotorblätter mi | die Farbe Lichtgrau (RAL 7035), welche ebenso eine Standardfarbe für die | Gondel | und den Turm ist. Die Effekte von Reflektionen werden dadurch effizient r | Senvion SE | |
| Drehzahlregelung Maximaler Pitchwinkel 91° Pitchwinkelverstellgeschwindigkeit bei Sicherheitsabschaltung ca. -3 bis +7 °/s Antrieb Gleichstrommotoren, akkumulatorgepuffert, synchrongeregelt 2.2 Gondel Um dem Anspruch einer innovativen WEA gerecht zu werden, wurde – wie bei allen aktuellen Senvion SE WEA – die Gondel der Senvion MM100 von einem namhaften Designer gestaltet. Das Ergebnis ist e | /s Antrieb Gleichstrommotoren, akkumulatorgepuffert, synchrongeregelt 2.2 | Gondel | Um dem Anspruch einer innovativen WEA gerecht zu werden, wurde – wie bei | Senvion SE | |
| 7 °/s Antrieb Gleichstrommotoren, akkumulatorgepuffert, synchrongeregelt 2.2 Gondel Um dem Anspruch einer innovativen WEA gerecht zu werden, wurde – wie bei allen aktuellen Senvion SE WEA – die Gondel der Senvion MM100 von einem namhaften Designer gestaltet. Das Ergebnis ist ein der Aerodynamik angepasstes Design, welches auf den bisherigen Erfahrungen aufbauend Verbesserungen für Service- u | A gerecht zu werden, wurde – wie bei allen aktuellen Senvion SE WEA – die | Gondel | der Senvion MM100 von einem namhaften Designer gestaltet. Das Ergebnis is | Senvion SE | |
| der Aerodynamik angepasstes Design, welches auf den bisherigen Erfahrungen aufbauend Verbesserungen für Service- und Wartungsarbeiten mit sich bringt. Wartungsarbeiten können bei geschlossener Gondel vorgenommen werden, wobei es auch möglich ist, diese für größere Komponentenwechsel partiell zu öffnen. Der Einstieg aus dem Turm in die Gondel erfolgt über eine Luke im Maschinenträger. Um Kom | rtungsarbeiten mit sich bringt. Wartungsarbeiten können bei geschlossener | Gondel | vorgenommen werden, wobei es auch möglich ist, diese für größere Komponen | Senvion SE | |
| bringt. Wartungsarbeiten können bei geschlossener Gondel vorgenommen werden, wobei es auch möglich ist, diese für größere Komponentenwechsel partiell zu öffnen. Der Einstieg aus dem Turm in die Gondel erfolgt über eine Luke im Maschinenträger. Um Komponenten unterhalb des Maschinenträgers zu erreichen, ist zusätzlich eine Wartungsplattform montiert. Die Schaltschränke des Umrichtersystems un | e Komponentenwechsel partiell zu öffnen. Der Einstieg aus dem Turm in die | Gondel | erfolgt über eine Luke im Maschinenträger. Um Komponenten unterhalb des M | Senvion SE | |
| s Maschinenträgers zu erreichen, ist zusätzlich eine Wartungsplattform montiert. Die Schaltschränke des Umrichtersystems und das dazugehörige Kühlsystem sind bei der Senvion MM100 innerhalb der Gondel untergebracht. Sämtliche Systeme können über die Steuerung aus der Gondel bedient werden. Zur Sicherheit ist ein „NotHalt“-Taster installiert. Grundsätzlich sind alle rotierenden/beweglichen Te | und das dazugehörige Kühlsystem sind bei der Senvion MM100 innerhalb der | Gondel | untergebracht. Sämtliche Systeme können über die Steuerung aus der Gondel | Senvion SE | |
| tiert. Die Schaltschränke des Umrichtersystems und das dazugehörige Kühlsystem sind bei der Senvion MM100 innerhalb der Gondel untergebracht. Sämtliche Systeme können über die Steuerung aus der Gondel bedient werden. Zur Sicherheit ist ein „NotHalt“-Taster installiert. Grundsätzlich sind alle rotierenden/beweglichen Teile innerhalb der Gondel durch Abdeckungen geschützt, um Verletzungsrisike | Gondel untergebracht. Sämtliche Systeme können über die Steuerung aus der | Gondel | bedient werden. Zur Sicherheit ist ein „NotHalt“-Taster installiert. Grun | Senvion SE | |
| mtliche Systeme können über die Steuerung aus der Gondel bedient werden. Zur Sicherheit ist ein „NotHalt“-Taster installiert. Grundsätzlich sind alle rotierenden/beweglichen Teile innerhalb der Gondel durch Abdeckungen geschützt, um Verletzungsrisiken zu vermeiden. Als Material für die Gondelverkleidung wurde glasfaserverstärkter Kunststoff (GFK) gewählt, der einen sicheren Schutz bietet und | iert. Grundsätzlich sind alle rotierenden/beweglichen Teile innerhalb der | Gondel | durch Abdeckungen geschützt, um Verletzungsrisiken zu vermeiden. Als Mate | Senvion SE | |
| einen sicheren Schutz bietet und leicht ist. Die Gondelverkleidung übernimmt darüber hinaus zusätzliche Funktionen zur Schalldämmung und Erhaltung der Arbeitstemperatur. 2.2.1 Azimutsystem Die Gondel ist über ein Vierpunktlager mit dem Turm verbunden. Die Windnachführung der Gondel erfolgt durch vier elektrische Getriebemotoren. Hydraulische Bremszangen halten die Gondel in Windrichtung und | Schalldämmung und Erhaltung der Arbeitstemperatur. 2.2.1 Azimutsystem Die | Gondel | ist über ein Vierpunktlager mit dem Turm verbunden. Die Windnachführung d | Senvion SE | |
| er hinaus zusätzliche Funktionen zur Schalldämmung und Erhaltung der Arbeitstemperatur. 2.2.1 Azimutsystem Die Gondel ist über ein Vierpunktlager mit dem Turm verbunden. Die Windnachführung der Gondel erfolgt durch vier elektrische Getriebemotoren. Hydraulische Bremszangen halten die Gondel in Windrichtung und die Verstellmotoren im Ruhezustand frei von Lasten, die z.B. durch Schräganströmun | t über ein Vierpunktlager mit dem Turm verbunden. Die Windnachführung der | Gondel | erfolgt durch vier elektrische Getriebemotoren. Hydraulische Bremszangen | Senvion SE | |
| .1 Azimutsystem Die Gondel ist über ein Vierpunktlager mit dem Turm verbunden. Die Windnachführung der Gondel erfolgt durch vier elektrische Getriebemotoren. Hydraulische Bremszangen halten die Gondel in Windrichtung und die Verstellmotoren im Ruhezustand frei von Lasten, die z.B. durch Schräganströmung des Rotors entstehen können. In stromlosem Zustand sind die elektromagnetischen Bremsen a | rch vier elektrische Getriebemotoren. Hydraulische Bremszangen halten die | Gondel | in Windrichtung und die Verstellmotoren im Ruhezustand frei von Lasten, d | Senvion SE | |
| umente” in diesem Dokument. 2.3 Turm Der Turm ist als Stahlrohrturm ausgeführt, in Abhängigkeit von der vertraglich festgelegten Nabenhöhe aus drei bis fünf Segmenten bestehend. Wie Blätter und Gondel hat er die Farbe Lichtgrau (RAL 7035). Die Türme besitzen am Turmfuß eine abschließbare Tür, um nur autorisierten Personen Zutritt in das Turminnere zu gewähren. Der Aufstieg zur Gondel erfolgt | gelegten Nabenhöhe aus drei bis fünf Segmenten bestehend. Wie Blätter und | Gondel | hat er die Farbe Lichtgrau (RAL 7035). Die Türme besitzen am Turmfuß eine | Senvion SE | |
| ter und Gondel hat er die Farbe Lichtgrau (RAL 7035). Die Türme besitzen am Turmfuß eine abschließbare Tür, um nur autorisierten Personen Zutritt in das Turminnere zu gewähren. Der Aufstieg zur Gondel erfolgt wettergeschützt im Inneren des Turmes über eine Leiter mit Steigschutzsystem. In Abhängigkeit von der Gesamthöhe sind eine Reihe von Plattformen in verschiedenen Höhen zum Ausruhen oder | isierten Personen Zutritt in das Turminnere zu gewähren. Der Aufstieg zur | Gondel | erfolgt wettergeschützt im Inneren des Turmes über eine Leiter mit Steigs | Senvion SE | |
| chnische Daten Turm Nabenhöhe* 80 / 100 m Bauart Stahlrohrturm Durchmesser am oberen Flansch 3,0 m * Die Nabenhöhen sind abhängig vom Fundamentdesign und Ausleger. 2.4 Kettenzug Bestandteil der Gondel ist ein zugehöriger Kettenzug, welcher für Hebearbeiten von Komponenten oder Werkzeugen bis zu einem Maximalgewicht von 250 kg genutzt werden kann. Im rückwärtigen Bereich der Gondel befindet s | abhängig vom Fundamentdesign und Ausleger. 2.4 Kettenzug Bestandteil der | Gondel | ist ein zugehöriger Kettenzug, welcher für Hebearbeiten von Komponenten o | Senvion SE | |
| ndteil der Gondel ist ein zugehöriger Kettenzug, welcher für Hebearbeiten von Komponenten oder Werkzeugen bis zu einem Maximalgewicht von 250 kg genutzt werden kann. Im rückwärtigen Bereich der Gondel befindet sich die Bodenöffnung für den Kettenzug, die durch eine Schutztür gesichert ist. Es ist nicht erlaubt, mit dem Kettenzug Personen zu befördern. 2.5 Korrosionsschutz Alle Anlagen sind d | aximalgewicht von 250 kg genutzt werden kann. Im rückwärtigen Bereich der | Gondel | befindet sich die Bodenöffnung für den Kettenzug, die durch eine Schutztü | Senvion SE | |
| enerator Technische Daten Generator Schutzklasse IP 54 (SchIeifring: IP 23) Kühlung Kühlung über Luft-Luft-Wärmetauscher. Kühlluftstrom wird durch ein Gebläse erzeugt. Kühlluftansaugung aus der Gondel . Sensoren PT 100 zur Überwachung der Lagertemperatur PT 100 zur Überwachung der Wicklungstemperatur Abnutzungswarnung der Kohlebürsten Verschiedenes Abdeckungen verhindern Kontakt mit rotierend | . Kühlluftstrom wird durch ein Gebläse erzeugt. Kühlluftansaugung aus der | Gondel | . Sensoren PT 100 zur Überwachung der Lagertemperatur PT 100 zur Überwachu | Senvion SE | |
| cherheitskette ● Schutz gegen Flüssigkeitsaustritt durch Labyrinthe und Auffangbehälter ● Abdeckung rotierender Bauteile in der Maschine zum Schutz von Personen ● großzügiges Raumangebot in der Gondel für Wartung und Service ● Zugang zur Rotornabe aus dem Innern der Gondel 4.2 Sicherheitskette Die Sicherheitskette ist eine fest verdrahtete Schaltung, in welcher alle Kontakte zum Auslösen ein | in der Maschine zum Schutz von Personen ● großzügiges Raumangebot in der | Gondel | für Wartung und Service ● Zugang zur Rotornabe aus dem Innern der Gondel | Senvion SE | |
| uffangbehälter ● Abdeckung rotierender Bauteile in der Maschine zum Schutz von Personen ● großzügiges Raumangebot in der Gondel für Wartung und Service ● Zugang zur Rotornabe aus dem Innern der Gondel 4.2 Sicherheitskette Die Sicherheitskette ist eine fest verdrahtete Schaltung, in welcher alle Kontakte zum Auslösen eines NotHalt in Reihe geschaltet sind. Wenn die Sicherheitskette unterbroch | Gondel für Wartung und Service ● Zugang zur Rotornabe aus dem Innern der | Gondel | 4.2 Sicherheitskette Die Sicherheitskette ist eine fest verdrahtete Schal | Senvion SE | |
| he für die Unterbrechung behoben wird (ausgenommen Not-Stopps aufgrund von Netzausfall). Die folgenden Sicherheitsketten-Kontakte können Auslöser für ein Not-Stop sein: ● Not-Halt-Taster in der Gondel ● Not-Halt-Taster an mobilen Bedieneinheit ● Not-Halt-Taster im Schalterraum im Turmfuß ● Überdrehzahlschaltgerät Rotordrehzahl ● Überdrehzahlschaltgerät Getriebedrehzahl ● Schwingungsüberwachu | -Kontakte können Auslöser für ein Not-Stop sein: ● Not-Halt-Taster in der | Gondel | ● Not-Halt-Taster an mobilen Bedieneinheit ● Not-Halt-Taster im Schalterr | Senvion SE | |
| nt Unit oder Meteo Station. Abhängig vom Benutzerlevel visualisiert SCADA Access Monitoring momentane Betriebsdaten ebenso wie auf dem Steuergerät gespeicherte Daten. Das Steuergerät ist in der Gondel montiert. Ein zusätzliches Display erlaubt die Betriebsführung aus dem Turmfuß. Technische Daten Steuerungssystem Prinzip Mikroprozessor Signalübertragung Lichtwellenleiter Fernüberwachung SCAD | so wie auf dem Steuergerät gespeicherte Daten. Das Steuergerät ist in der | Gondel | montiert. Ein zusätzliches Display erlaubt die Betriebsführung aus dem Tu | Senvion SE | |
| ein abweichendes Anlagenverhalten 6 Abmessungen und Gewichte Die Senvion MM100 ist grundsätzlich für einen einfach durchführbaren Transport und Aufbau konstruiert. Das Anlagendesign erlaubt es, Gondel und Triebstrang separat zu installieren und ermöglicht somit die Nutzung entsprechender marktüblicher Kranausrüstungen. Die wiedergegeben Werte in den folgenden Tabellen können von aktuellen We | führbaren Transport und Aufbau konstruiert. Das Anlagendesign erlaubt es, | Gondel | und Triebstrang separat zu installieren und ermöglicht somit die Nutzung | Senvion SE | |
| er Kranausrüstungen. Die wiedergegeben Werte in den folgenden Tabellen können von aktuellen Werten abweichen. 6.1 Gewichte Gewichte Rotorblatt ca. 8,7 t Rotornabe (inkl. Pitchsystem) ca. 18,7 t Gondel (exkl. Rotor) ca. 69,2 t 6.2 Abmessungen | te Gewichte Rotorblatt ca. 8,7 t Rotornabe (inkl. Pitchsystem) ca. 18,7 t | Gondel | (exkl. Rotor) ca. 69,2 t 6.2 Abmessungen | Senvion SE | |
| der schnellen Welle zwischen Getriebe und Generator montiert und hat zwei hydraulische Stufen. Technische Beschreibung Windnachführung Die Windnachführung erfolgt über einen Drehkranz zwischen Gondel und Turm. Sechs elektrische Stellmotoren treiben den Drehkranz an. Steuerung Ein standardmäßiger industrieller Mikroprozessor ist die Basis für die Turbinensteuerung. Die Steuerung ist diagnose | Windnachführung Die Windnachführung erfolgt über einen Drehkranz zwischen | Gondel | und Turm. Sechs elektrische Stellmotoren treiben den Drehkranz an. Steuer | Siemens AG | |
| ansformator mit konstanter Spannung und Frequenz. Der Vollumrichter ist durch seinen modularen Aufbau einfach in der Wartung. Die Leistungsabgabe erfolgt mit Gleichstrom vom Stromrichter in der Gondel zum Umrichter, der im Fuß des Turms installiert ist. So werden Kabelverluste vermieden und der Umrichter muss nicht in der Gondel installiert werden. Turm Die SWT-3.6-107 wird mit einem konisch | tung. Die Leistungsabgabe erfolgt mit Gleichstrom vom Stromrichter in der | Gondel | zum Umrichter, der im Fuß des Turms installiert ist. So werden Kabelverlu | Siemens AG | |
| Leistungsabgabe erfolgt mit Gleichstrom vom Stromrichter in der Gondel zum Umrichter, der im Fuß des Turms installiert ist. So werden Kabelverluste vermieden und der Umrichter muss nicht in der Gondel installiert werden. Turm Die SWT-3.6-107 wird mit einem konischen Stahlrohrturm mit Befahranlage geliefert. Betriebsführung Die Windenergieanlage arbeitet vollautomatisch im Netzparallelbetrieb | st. So werden Kabelverluste vermieden und der Umrichter muss nicht in der | Gondel | installiert werden. Turm Die SWT-3.6-107 wird mit einem konischen Stahlro | Siemens AG | |
| keit 3–5 m/s Nenn-Windgeschwindigkeit 13–14 m/s Abschalt-Windgeschwindigkeit 25 m/s Überlebenswindgeschwindigkeit 55 m/s (Standard) 70 m/s (ICE Version) Gewichte Rotor (inkl. Rotorblätter) 95 t Gondel (ohne Rotor) 125 t Turm standortspezifisch Rotor Durchmesser 107 m Rotorfläche 9.000 m2 Rotordrehzahl 5–13 min-1 Power regulation Pitch-Regelung, variable Drehzahl Blätter Blatttyp B52 Blattlän | (Standard) 70 m/s (ICE Version) Gewichte Rotor (inkl. Rotorblätter) 95 t | Gondel | (ohne Rotor) 125 t Turm standortspezifisch Rotor Durchmesser 107 m Rotorf | Siemens AG | |
| mung mit 10 % Turbulenzintensität. 10. Scheibenbremse 11. Kupplung Aufbau 12. Generator 13. Windnachführung Getriebe 14. Turm 15. Windnachführung Drehkranz 16. Ölfilter 17. Generatorkühlung 18. Gondel | Turm 15. Windnachführung Drehkranz 16. Ölfilter 17. Generatorkühlung 18. | Gondel | Siemens AG | ||
| ers sicheren und geräumigen Arbeitsplatz zu gestalten. Für den Bedarfsfall bietet die Plattform erweiterte Flucht- und Rettungswege. Alle Systeme sind für die Wartung gut zugänglich. Zudem sind Gondel -Komponenten unter einer Tonne auch weiterhin mit dem Bordkran erreichbar und können, falls erforderlich, selbständig getauscht werden. Jährliches Wartungsintervall Die technische Auslegung der | ettungswege. Alle Systeme sind für die Wartung gut zugänglich. Zudem sind | Gondel | -Komponenten unter einer Tonne auch weiterhin mit dem Bordkran erreichbar | Nordex | |
| und von jedem Punkt aus zu sehen ist (z.B. bei der möglichen Verdeckung eines Feuerkopfs durch ein Rotorblatt), werden zwei Feuerköpfe auf einer WEA eingesetzt. Die Feuerköpfe werden so auf der Gondel angebracht, dass die Rotorblätter zu keiner Zeit beide Feuerköpfe verdecken können. Über das integrierte Synchronisationsmodul kann das Blinken mehrerer REpower WEA mit der Gefahrenbefeuerung N | wei Feuerköpfe auf einer WEA eingesetzt. Die Feuerköpfe werden so auf der | Gondel | angebracht, dass die Rotorblätter zu keiner Zeit beide Feuerköpfe verdeck | REpower Systems AG, REpower Systems SE | |
| ......................................................9 2.1.2 Blattverstellsystem..........................................................................................................10 2.2 Gondel ............................................................................................................................10 2.2.1 Windnachführung............................................. | ...................................................................10 2.2 | Gondel | ......................................................................... | REpower Systems AG, REpower Systems SE | |
| .....................................................23 Tabelle 15: Abmessungen Nabe...................................................................................23 Tabelle 16: Abmessungen Gondel ................................................................................23 Tabelle 17: Abmessungen Triebstrang .........................................................................23 | ...............................................23 Tabelle 16: Abmessungen | Gondel | .......................................................................... | REpower Systems AG, REpower Systems SE | |
| Rotor 2.1.1 Rotorblätter Das Blattdesign der REpower 3.2M114 vereint eine starke Struktur, um auch starken Böen zu widerstehen, mit einer Leichtbaukonstruktion, um die Kraftübertragung auf die Gondel zu minimieren. Dies wird durch die Verwendung einer Sandwichkonstruktion bestehend aus glasfaserverstärktem Kunststoff (GFK) ermöglicht, welche die erforderlichen Materialeigenschaften besitzt. | rstehen, mit einer Leichtbaukonstruktion, um die Kraftübertragung auf die | Gondel | zu minimieren. Dies wird durch die Verwendung einer Sandwichkonstruktion | REpower Systems AG, REpower Systems SE | |
| ttvorderkanten durch weitere Maßnahmen besonders geschützt (wie z.B. Anti-Erosions-Folien o.ä.). Die Rotorblätter haben die Farbe Lichtgrau (RAL 7035), welches ebenso eine Standardfarbe für die Gondel und den Turm ist. Die Effekte von Reflektionen werden dadurch effizient reduziert, ohne einen Einfluss auf die Leistungskennlinie der REpower 3.2M114 zu haben. Optional können die Rotorblätter | die Farbe Lichtgrau (RAL 7035), welches ebenso eine Standardfarbe für die | Gondel | und den Turm ist. Die Effekte von Reflektionen werden dadurch effizient r | REpower Systems AG, REpower Systems SE | |
| 1 ° Blattwinkelverstellgeschwindigkeit bei Sicherheitsabschaltung ca. 6-7 °/s Antrieb Gleichstrommotoren, akkumulatorgepuffert, synchrongeregelt Tabelle 3: Technische Daten Blattverstellung 2.2 Gondel Um dem Anspruch einer innovativen WEA gerecht zu werden, wurde – wie bei allen aktuellen REpower Systems WEA – die Gondel der REpower 3.2M114 von einem namhaften Designer gestaltet. Das Ergebni | uffert, synchrongeregelt Tabelle 3: Technische Daten Blattverstellung 2.2 | Gondel | Um dem Anspruch einer innovativen WEA gerecht zu werden, wurde – wie bei | REpower Systems AG, REpower Systems SE | |
| fert, synchrongeregelt Tabelle 3: Technische Daten Blattverstellung 2.2 Gondel Um dem Anspruch einer innovativen WEA gerecht zu werden, wurde – wie bei allen aktuellen REpower Systems WEA – die Gondel der REpower 3.2M114 von einem namhaften Designer gestaltet. Das Ergebnis ist ein der Aerodynamik angepasstes Design, welches auf den bisherigen Erfahrungen aufbauend Verbesserungen für Service- | echt zu werden, wurde – wie bei allen aktuellen REpower Systems WEA – die | Gondel | der REpower 3.2M114 von einem namhaften Designer gestaltet. Das Ergebnis | REpower Systems AG, REpower Systems SE | |
| Wartungsarbeiten können bei geschlossenem Maschinenhaus vorgenommen werden, wobei es auch möglich ist, dieses für größere Komponentenwechsel partiell zu öffnen. Der Einstieg aus dem Turm in die Gondel erfolgt wahlweise über zwei Luken im Maschinenträger. Um Komponenten unterhalb des Maschinenträgers zu erreichen, ist zusätzlich eine Wartungsplattform montiert. Die Schaltschränke des Umrichte | e Komponentenwechsel partiell zu öffnen. Der Einstieg aus dem Turm in die | Gondel | erfolgt wahlweise über zwei Luken im Maschinenträger. Um Komponenten unte | REpower Systems AG, REpower Systems SE | |
| Maschinenträgers zu erreichen, ist zusätzlich eine Wartungsplattform montiert. Die Schaltschränke des Umrichtersystems und das dazugehörige Kühlsystem sind bei der REpower 3.2M114 innerhalb der Gondel untergebracht. Sämtliche Systeme können über die Steuerung aus der Gondel bedient werden. Zur Sicherheit ist ein „Not-Aus“-Taster installiert. Grundsätzlich sind alle rotierenden/beweglichen T | nd das dazugehörige Kühlsystem sind bei der REpower 3.2M114 innerhalb der | Gondel | untergebracht. Sämtliche Systeme können über die Steuerung aus der Gonde | REpower Systems AG, REpower Systems SE | |
| rt. Die Schaltschränke des Umrichtersystems und das dazugehörige Kühlsystem sind bei der REpower 3.2M114 innerhalb der Gondel untergebracht. Sämtliche Systeme können über die Steuerung aus der Gondel bedient werden. Zur Sicherheit ist ein „Not-Aus“-Taster installiert. Grundsätzlich sind alle rotierenden/beweglichen Teile innerhalb der Gondel durch Abdeckungen geschützt, um Verletzungsrisike | ondel untergebracht. Sämtliche Systeme können über die Steuerung aus der | Gondel | bedient werden. Zur Sicherheit ist ein „Not-Aus“-Taster installiert. Grun | REpower Systems AG, REpower Systems SE | |
| mtliche Systeme können über die Steuerung aus der Gondel bedient werden. Zur Sicherheit ist ein „Not-Aus“-Taster installiert. Grundsätzlich sind alle rotierenden/beweglichen Teile innerhalb der Gondel durch Abdeckungen geschützt, um Verletzungsrisiken zu vermeiden. Als Material für die Gondelverkleidung wurde glasfaserverstärkter Kunststoff (GFK) gewählt, der einen sicheren Schutz bietet und | iert. Grundsätzlich sind alle rotierenden/beweglichen Teile innerhalb der | Gondel | durch Abdeckungen geschützt, um Verletzungsrisiken zu vermeiden. Als Mate | REpower Systems AG, REpower Systems SE | |
| Das Maschinenhaus ist über ein Vierpunktlager mit dem Turm verbunden. Die Windnachführung des Maschinenhauses erfolgt durch vier elektrische Getriebemotoren. Hydraulische Bremszangen halten die Gondel in Windrichtung und die Verstellmotoren im Ruhezustand frei von Lasten, die z.B. durch Schräganströmung des Rotors entstehen können. In stromlosen Zustand sind die Bremsen aktiv. Eine elektroni | rch vier elektrische Getriebemotoren. Hydraulische Bremszangen halten die | Gondel | in Windrichtung und die Verstellmotoren im Ruhezustand frei von Lasten, d | REpower Systems AG, REpower Systems SE | |
| ngen Abmessungen Rotorblatt Länge: ca. 55,8 m Höhe: ca. 4,0 m Tabelle 14: Abmessungen Rotorblatt Abmessungen Nabe Durchmesser: ca. 4,2 m Höhe: ca. 3,8 m Tabelle 15: Abmessungen Nabe Abmessungen Gondel Länge ca. 13 m Höhe ca. 4,2 m Tiefe ca. 4,3 m Tabelle 16: Abmessungen Gondel Abmessungen Triebstrang (Rotor, Achse und Getriebe) Länge: ca. 6,9 m Höhe: ca. 3,4 m Tiefe: ca. 3,1 m Tabelle 17: Ab | esser: ca. 4,2 m Höhe: ca. 3,8 m Tabelle 15: Abmessungen Nabe Abmessungen | Gondel | Länge ca. 13 m Höhe ca. 4,2 m Tiefe ca. 4,3 m Tabelle 16: Abmessungen Gon | REpower Systems AG, REpower Systems SE | |
| essungen Rotorblatt Abmessungen Nabe Durchmesser: ca. 4,2 m Höhe: ca. 3,8 m Tabelle 15: Abmessungen Nabe Abmessungen Gondel Länge ca. 13 m Höhe ca. 4,2 m Tiefe ca. 4,3 m Tabelle 16: Abmessungen Gondel Abmessungen Triebstrang (Rotor, Achse und Getriebe) Länge: ca. 6,9 m Höhe: ca. 3,4 m Tiefe: ca. 3,1 m Tabelle 17: Abmessungen Triebstrang Farbgebung und Reflexionsgrad für REpower Windenergiea | del Länge ca. 13 m Höhe ca. 4,2 m Tiefe ca. 4,3 m Tabelle 16: Abmessungen | Gondel | Abmessungen Triebstrang (Rotor, Achse und Getriebe) Länge: ca. 6,9 m Höhe | REpower Systems AG, REpower Systems SE | |
| . 1.2 Reflexionsgrad von Roterblättern Störenden Lichtblitzen (Dicoeffekten) ist durch die Verwendung nicht reflektierenden Farben und matter Glanzgerade gemäß DIN 67530/ISO 2813-1978 für Turm, Gondel und Rotorblätter unter gleichzeitiger Berücksichtigung der Anforderungen der DIN 6171-1 vorgebeugt. Der Reflektionswert ist mit 30 +-10 Glanzeinheiten definiert. Messungen an Rotorblättern erga | den Farben und matter Glanzgerade gemäß DIN 67530/ISO 2813-1978 für Turm, | Gondel | und Rotorblätter unter gleichzeitiger Berücksichtigung der Anforderungen | REpower Systems AG, REpower Systems SE | |
| n zur Information (Einsatzplanung) zur Verfügung zu stellen. 5. Aufgrund der geringen Entfernung der Windenergieanlage ENERCON E-115 zum Waldgebiet ist für diese Anlage im Maschinenhaus (in der Gondel ) eine automatische anlagenspezifische Löschanlage (Gaslöschanlage) zu installieren (§ 3 Abs. 1, § 17 Abs. 1, § 54 Abs. 2 BauO NRW i.V.m. Windenergie-Erlass vom 04.11.2015). E) Wasserrechtliche | NERCON E-115 zum Waldgebiet ist für diese Anlage im Maschinenhaus (in der | Gondel | ) eine automatische anlagenspezifische Löschanlage (Gaslöschanlage) zu ins | Kreis Lippe Der Landrat | |
| möglichen Auswirkungen auf die Fledermausfauna werden in der UVS nicht ausreichend berücksichtigt.“ „Das angesprochene Monitoring zur Überprüfung der realen Betroffenheit mit Horchboxen an der Gondel reicht nicht aus, da die Reichweite bei der Ruferfassung mit dieser Technik nicht einmal die Rotorspitze erreicht. Zudem werden mit den praktizierten Methoden noch alle Fledermausarten sicher e | Monitoring zur Überprüfung der realen Betroffenheit mit Horchboxen an der | Gondel | reicht nicht aus, da die Reichweite bei der Ruferfassung mit dieser Techn | Kreis Lippe Der Landrat | |
| nlagen-Konzept......................................................... 2 3 Komponenten der E-115 E2 ...................................................................................... 3 3.1 Gondel ........................................................................................................................ 3 3.2 Rotorblätter...................................................... | ................................................................... 3 3.1 | Gondel | ......................................................................... | ENERCON GmbH | |
| ............................. 13 6.3.1 Startvorbereitung................................................................................................. 13 6.3.2 Windmessung und Ausrichten der Gondel .......................................................... 13 6.3.3 Erregung des Generators.................................................................................... 14 6.3.4 Leistungs | ................................. 13 6.3.2 Windmessung und Ausrichten der | Gondel | .......................................................... 13 6.3.3 Erregu | ENERCON GmbH | |
| ger 5 Rotorbremse 13 Aufnahmezapfen 6 Statorträger 14 Generatorlüfter (6x) 7 Windmessgerät mit Blitzfangstangen 15 Achszapfen 8 Rückkühler Generator-Stator 16 BV-Modul (Blattverstell-Modul) 3.1 Gondel Die Rotornabe dreht sich auf 2 Nabenlagern um den feststehenden Achszapfen. An der Rotornabe sind u. a. die Rotorblätter und der Generator-Rotor befestigt. Das tragende Element des Generator-St | apfen 8 Rückkühler Generator-Stator 16 BV-Modul (Blattverstell-Modul) 3.1 | Gondel | Die Rotornabe dreht sich auf 2 Nabenlagern um den feststehenden Achszapfe | ENERCON GmbH | |
| n. Der Schleifringübertrager befindet sich an der Spitze des Achszapfens. Er überträgt über Schleifkontakte elektrische Energie und Daten zwischen dem feststehenden und dem rotierenden Teil der Gondel . Der Statorträger ist über den Aufnahmezapfen fest mit dem Maschinenträger verbunden. An den Enden der Tragarme ist der zweiteilige Statorring mit den Kupferwicklungen angebracht, in denen der | Energie und Daten zwischen dem feststehenden und dem rotierenden Teil der | Gondel | . Der Statorträger ist über den Aufnahmezapfen fest mit dem Maschinenträge | ENERCON GmbH | |
| direkt oder indirekt alle Teile des Rotors und des Generators befestigt. Der Maschinenträger ist über das Azimutlager drehbar auf dem Turmkopf gelagert. Mit den Azimutantrieben kann die gesamte Gondel gedreht werden, damit der Rotor stets optimal zum Wind ausgerichtet ist. Die Gondelverkleidung besteht aus Aluminium. Sie ist aus mehreren Teilstücken gefertigt und mittels Strangpressprofilen | ehbar auf dem Turmkopf gelagert. Mit den Azimutantrieben kann die gesamte | Gondel | gedreht werden, damit der Rotor stets optimal zum Wind ausgerichtet ist. | ENERCON GmbH | |
| lgenden Vorgaben entwickelt: ■ hoher Leistungsbeiwert ■ lange Lebensdauer ■ geringe Geräuschemission ■ niedrige mechanische Lasten ■ effizienter Materialeinsatz Als Besonderheit ist die bis zur Gondel durchgezogene Profilierung der Rotorblätter hervorzuheben. Innere Umströmungsverluste wie bei konventionellen Rotorblättern werden damit vermieden. In Verbindung mit der strömungsgünstigen Gond | che Lasten ■ effizienter Materialeinsatz Als Besonderheit ist die bis zur | Gondel | durchgezogene Profilierung der Rotorblätter hervorzuheben. Innere Umström | ENERCON GmbH | |
| der Spannung, Frequenz und Amplitude im Generator-Stator induziert. Die Wicklungen des Stators bilden 4 voneinander unabhängige 3‑Phasen‑Drehstromsysteme. Diese 4 Drehstromsysteme werden in der Gondel getrennt voneinander gleichgerichtet. Die Gleichspannungssysteme werden über die Turmkabel zu den Leistungsschränken geführt. Nach der Umformung in Drehstrom mit netzkonformer Spannung, Frequen | hängige 3‑Phasen‑Drehstromsysteme. Diese 4 Drehstromsysteme werden in der | Gondel | getrennt voneinander gleichgerichtet. Die Gleichspannungssysteme werden ü | ENERCON GmbH | |
| t-Halt-Taster. Bei Betätigung eines Not-Halt-Tasters im Turmfuß werden die Rotorblätter notverstellt. Dadurch wird der Rotor aerodynamisch gebremst. Bei Betätigung eines Not-Halt-Tasters in der Gondel wird zusätzlich zur Notverstellung die Rotorbremse eingeschaltet. Dadurch wird der Rotor schnellstmöglich angehalten. Weiterhin versorgt werden: ■ die Rotorbremse ■ die Befeuerung ■ die Beleuch | otor aerodynamisch gebremst. Bei Betätigung eines Not-Halt-Tasters in der | Gondel | wird zusätzlich zur Notverstellung die Rotorbremse eingeschaltet. Dadurch | ENERCON GmbH | |
| ingungsüberwachung Die Schwingungsüberwachung erkennt zu starke Schwingungen bzw. Auslenkungen der Turmspitze der Windenergieanlage. 2 Beschleunigungsaufnehmer erfassen die Beschleunigungen der Gondel in Richtung der Nabenachse (Längsschwingung) und quer dazu (Querschwingung). Die Anlagensteuerung berechnet daraus laufend die Auslenkung des Turms gegenüber der Ruheposition. Überschreitet die | ergieanlage. 2 Beschleunigungsaufnehmer erfassen die Beschleunigungen der | Gondel | in Richtung der Nabenachse (Längsschwingung) und quer dazu (Querschwingun | ENERCON GmbH | |
| sachen vermutet. Die Geräuschsensoren werden für einen kurzen Zeitraum deaktiviert, so dass keine Windenergieanlage im Windpark angehalten wird. Überwachung der Kabelverdrillung Sollte sich die Gondel der Windenergieanlage bis zu dreimal um die eigene Achse gedreht und die im Turm hinabgeführten Kabel verdrillt haben, nutzt die Steuerung der Windenergieanlage die nächste Gelegenheit, um die | indpark angehalten wird. Überwachung der Kabelverdrillung Sollte sich die | Gondel | der Windenergieanlage bis zu dreimal um die eigene Achse gedreht und die | ENERCON GmbH | |
| .1 Windnachführung Auf dem oberen Abschluss des Turms befindet sich das Azimutlager mit einem außenverzahnten Zahnkranz. Das Azimutlager ermöglicht die Drehung und somit die Windnachführung der Gondel . Ist die Abweichung zwischen der Windrichtung und der Richtung der Rotorachse größer als der vorgegebene zulässige Maximalwert, werden die Azimutantriebe eingeschaltet, die die Gondel dem Wind | Das Azimutlager ermöglicht die Drehung und somit die Windnachführung der | Gondel | . Ist die Abweichung zwischen der Windrichtung und der Richtung der Rotora | ENERCON GmbH | |
| hrung der Gondel. Ist die Abweichung zwischen der Windrichtung und der Richtung der Rotorachse größer als der vorgegebene zulässige Maximalwert, werden die Azimutantriebe eingeschaltet, die die Gondel dem Wind nachführen. Die Steuerung der Azimutmotoren gewährleistet ein sanftes Anlaufen und Bremsen. Die Anlagensteuerung überwacht die Windnachführung. Erkennt sie Unregelmäßigkeiten, wird die | e zulässige Maximalwert, werden die Azimutantriebe eingeschaltet, die die | Gondel | dem Wind nachführen. Die Steuerung der Azimutmotoren gewährleistet ein sa | ENERCON GmbH | |
| s 0:3 – Startvorbereitung angezeigt. Während der Startvorbereitung beginnt eine 150 Sekunden dauernde Windmess- und Ausrichtungsphase der Windenergieanlage. 6.3.2 Windmessung und Ausrichten der Gondel Ist die Startvorbereitung abgeschlossen, wird der Status 0:2 - Anlage bereit angezeigt. Sofern sich die Steuerung im Automatikbetrieb befindet, die gemittelte Windgeschwindigkeit größer als 1,8 | ichtungsphase der Windenergieanlage. 6.3.2 Windmessung und Ausrichten der | Gondel | Ist die Startvorbereitung abgeschlossen, wird der Status 0:2 - Anlage ber | ENERCON GmbH | |
| n Anforderungen gerecht zu werden und durch reproduzierbare Versuchsabläufe die Prüfmechanismen insbesondere für Betriebsfestigkeitsnachweise zu verbessern (siehe zum Beispiel für 2014 geplante Gondel -Prüfstand am IWES). Die Fertigungstiefe ist bei den meisten Herstellern von Windenergieanlagen relativ gering, Großkomponenten wie Getriebe, Generator, Großlager, Pitch- und YawSysteme werden b | sfestigkeitsnachweise zu verbessern (siehe zum Beispiel für 2014 geplante | Gondel | -Prüfstand am IWES). Die Fertigungstiefe ist bei den meisten Herstellern v | SkyWind GmbH | |
| watt im Bereich von ca. 70 bis 350 Tonnen. Anschließend wird der Rotor (Rotornabe mit montierten Rotorblättern, 40 bis 120 Tonnen) gehoben und am Kran hängend über Zentrierbolzen zu der aus der Gondel stehenden Rotorwelle gegenüber der Rotorwelle positioniert. Wind oder Windböen erschweren die Arbeit oder machen diese unmöglich. Je nach Windstandort und Wetterlage kann es sein, dass trotz in | 20 Tonnen) gehoben und am Kran hängend über Zentrierbolzen zu der aus der | Gondel | stehenden Rotorwelle gegenüber der Rotorwelle positioniert. Wind oder Win | SkyWind GmbH | |
| ndenergieanlage führen. Dabei ist anzumerken, dass die Berechnung der am Rotor auftretenden transienten Lasten unter Berücksichtigung aller aerodynamischer Wechselwirkungen des Rotors mit Turm, Gondel und insbesondere der hoch turbulenten atmosphärischen Zuströmung nach wie vor eine große Herausforderung darstellt. Verfahren zur Simulation der komplexen, dynamischen Zusammenhänge etablieren | ücksichtigung aller aerodynamischer Wechselwirkungen des Rotors mit Turm, | Gondel | und insbesondere der hoch turbulenten atmosphärischen Zuströmung nach wie | SkyWind GmbH | |
| sen. Die gemessenen Daten wurden als Inputparametern in dem Simulationsmodell definiert und als Ergebnisse zur Validierung sind Rotor- und Generatorgeschwindigkeit und die Beschleunigung an der Gondel , die auf Grund von aerodynamischen Kräften auf den Rotorblättern in Simulationsmodell gerechnet worden sind, verglichen worden. Insgesamt zeigen die Simulationsergebnisse sehr gute Übereinstimm | ng sind Rotor- und Generatorgeschwindigkeit und die Beschleunigung an der | Gondel | , die auf Grund von aerodynamischen Kräften auf den Rotorblättern in Simul | SkyWind GmbH | |
| tchkonzept bereits gute Ergebnisse liefert, wird zunächst eine konventionelle YawRegelung entwickelt. Diese sieht eine zeitgemittelte Messung des Windvektors und bei Bedarf eine Nachführung der Gondel in Windrichtung vor. Kopfkipp-Steuerung Die Windenergieanlage WETEC SW3.4 ist mit einem integrierten Hebesystem ausgerüstet. Zentrales Element dieses Systems ist eine Aufhängung unterhalb des T | eitgemittelte Messung des Windvektors und bei Bedarf eine Nachführung der | Gondel | in Windrichtung vor. Kopfkipp-Steuerung Die Windenergieanlage WETEC SW3.4 | SkyWind GmbH | |
| ist. Vor allem in komplexem Gelände kann es zu häufigen, abrupten Richtungswechseln des Windes kommen, was von einer Windkraftanlage ebenso häufige, rasche Nachlaufbewegungen des Rotors und der Gondel erfordert. Im Zuge derer wirken verstärkte Kräfte auf die Anlage ein, die den Verschleiß befördern können, während gleichzeitig der erwirtschaftete Energieertrag geschmälert wird. Deshalb sind | dkraftanlage ebenso häufige, rasche Nachlaufbewegungen des Rotors und der | Gondel | erfordert. Im Zuge derer wirken verstärkte Kräfte auf die Anlage ein, die | C.A.R.M.E.N. e.V. | |
| Masthöhen durch starkes Resonanzverhalten + Niedrige Schallemissionen – Hohes Gewicht – Hohe Anlagen- und Mastkosten – Eigenstrombedarf zum Anlaufen Die Rotorblätter sind über die Nabe mit der Gondel verbunden. Die Gondel beinhaltet die meisten wesentlichen mechanischen und elektronischen Bestandteile einer Windkraftanlage, darunter die Steuerungselektronik und Messsensorik sowie eventuelle | igenstrombedarf zum Anlaufen Die Rotorblätter sind über die Nabe mit der | Gondel | verbunden. Die Gondel beinhaltet die meisten wesentlichen mechanischen un | C.A.R.M.E.N. e.V. | |
| s Resonanzverhalten + Niedrige Schallemissionen – Hohes Gewicht – Hohe Anlagen- und Mastkosten – Eigenstrombedarf zum Anlaufen Die Rotorblätter sind über die Nabe mit der Gondel verbunden. Die Gondel beinhaltet die meisten wesentlichen mechanischen und elektronischen Bestandteile einer Windkraftanlage, darunter die Steuerungselektronik und Messsensorik sowie eventuelle Schutzeinrichtungen, | laufen Die Rotorblätter sind über die Nabe mit der Gondel verbunden. Die | Gondel | beinhaltet die meisten wesentlichen mechanischen und elektronischen Besta | C.A.R.M.E.N. e.V. | |
| elektronischen Bestandteile einer Windkraftanlage, darunter die Steuerungselektronik und Messsensorik sowie eventuelle Schutzeinrichtungen, z. B. Blitzschutz und Sturmsicherung. An oder in der Gondel befindet sich bei Horizontalachsanlagen (siehe Kapitel 4.1.1) zudem ein Windnachführungssystem, das entweder aus einer einfachen Windfahne besteht, die für eine selbsttätige Ausrichtung des Rot | Schutzeinrichtungen, z. B. Blitzschutz und Sturmsicherung. An oder in der | Gondel | befindet sich bei Horizontalachsanlagen (siehe Kapitel 4.1.1) zudem ein W | C.A.R.M.E.N. e.V. | |
| ndfahne besteht, die für eine selbsttätige Ausrichtung des Rotors in Hauptwindrichtung sorgt, oder aus sogenannten Azimutmotoren, die eine durch Windrichtungssensoren ermittelte Ausrichtung der Gondel bewirken (12). Zu den Schutzeinrichtungen, um den dauerhaft sicheren Betrieb einer Kleinwindkraftanlage zu gewährleisten, werden insbesondere folgende Vorrichtungen eingesetzt: • Sturmsicherung | tmotoren, die eine durch Windrichtungssensoren ermittelte Ausrichtung der | Gondel | bewirken (12). Zu den Schutzeinrichtungen, um den dauerhaft sicheren Betr | C.A.R.M.E.N. e.V. | |
| inschlägen schützt. Dabei ist insbesondere auf ausreichenden Trennungsabstand zwischen den Anlagenkomponenten und den Blitzschutzleitungen zu achten. Eine zentrale technische Komponente in der Gondel stellt der elektrische Generator dar, der die Bewegungsenergie der Drehachse in Strom umsetzt. Hierfür werden Getriebe oder in getriebelosen Anlagen Permanentmagnete bzw. elektrisch erregte Kup | itzschutzleitungen zu achten. Eine zentrale technische Komponente in der | Gondel | stellt der elektrische Generator dar, der die Bewegungsenergie der Drehac | C.A.R.M.E.N. e.V. | |
| egel: 105.5 dB(A). Eine einzelne Windenergieanlage besteht aus folgenden Hauptkomponenten: Stahlbetonfundament und Hybridturm (Betonfertigelemente bis ca. 80 m Hö- he und Stahlrohrsegmente) Gondel mit Welle und Generator, Nabe und drei um die Längsachse der Anlage drehbare Rotorblätter (Rotor) Transformator und Mittelspannungsschaltanlage Durch die Drehung des Rotors wird die Bewegun | ridturm (Betonfertigelemente bis ca. 80 m Hö- he und Stahlrohrsegmente) | Gondel | mit Welle und Generator, Nabe und drei um die Längsachse der Anlage dre | Wirsol Windpark Straubenhardt GmbH und Co. KG | |
| Bauphase werden temporär Baustellentoiletten aufgestellt. Das Niederschlagswasser wird entlang der Oberfläche der Anlage und über das Fundament ins Erdreich abgeleitet und versickert dort. Die Gondel ist durch konstruktive Maßnahmen abgedichtet, so dass eine Verunreinigung des abfließenden Oberflächenwassers ausgeschlossen ist. Während der Bauphase können in Abhängigkeit der Witterung und b | e und über das Fundament ins Erdreich abgeleitet und versickert dort. Die | Gondel | ist durch konstruktive Maßnahmen abgedichtet, so dass eine Verunreinigung | Wirsol Windpark Straubenhardt GmbH und Co. KG | |
| Montageflächen Zur Montage der Rotorblätter wird eine sog. Sternmontage durchgeführt, d. h. die Rotorblätter werden am Grund an die Nabe montiert und in einem Stück nach oben gehoben und an der Gondel befestigt. Im Bereich um die Fundamentfläche werden temporär Flächen für die Sternmontage benötigt. Diese Flächen müssen gerodet und evtl. eingeebnet werden (angepasst an das Niveau der Fundame | rund an die Nabe montiert und in einem Stück nach oben gehoben und an der | Gondel | befestigt. Im Bereich um die Fundamentfläche werden temporär Flächen für | Wirsol Windpark Straubenhardt GmbH und Co. KG | |
| nderen Formen der Energiegewinnung, da die Windstärke stark schwanken kann und so ein Betrieb mit kontinuierlich hoher Leistung nicht möglich ist. Getriebe Rotorblatt Blattverstellung Rotornabe Gondel Windrichtungsnachführung Aufstieg Turm Bremse Messinstrumente Generator Netzanschluss Fundament Abbildung 3-9 Aufbau einer Windkraftanlage Abbildung 3-10 Aufbau einer Windkraftanlage 15 W | eistung nicht möglich ist. Getriebe Rotorblatt Blattverstellung Rotornabe | Gondel | Windrichtungsnachführung Aufstieg Turm Bremse Messinstrumente Generator | leXsolar GmbH | |
| Drehmomentverlauf unterschiedlicher Rotorblattkonfigurationen 31 Abb. 12. Drehmomentverlauf in Abhängigkeit von Drehzahl und Windgeschw. 32 Abb. 13. Foto WESpe 35 Abb. 14. Prinzipskizze Aufbau Gondel Wespe 36 Abb. 15. Rotordarstellung WESpe 38 Abb. 16. Auslegung Tellerfeder 39 Abb. 17. Optimierung des M-Trägers mittels FEM 40 Abb. 18. Umströmung des Korpus der WESpe 41 Abb. 19. Bremsmoment | l und Windgeschw. 32 Abb. 13. Foto WESpe 35 Abb. 14. Prinzipskizze Aufbau | Gondel | Wespe 36 Abb. 15. Rotordarstellung WESpe 38 Abb. 16. Auslegung Tellerfede | WES IBS GmbH | |
| r Turm in 2x6-Meter und 1 x 3m Längen unterteilt. Die Gründung kann als Beton-Kreuzfundament, Beton- Punktfundamenten oder Schraubanker- Fundament erstellt werden. Abb. 14. Prinzipskizze Aufbau Gondel Wespe Anlagendaten WESpe: Windenergieanlagentyp: WESpe 5.0 Nennleistung: 5 kW Einschaltwindgeschw.: 3 bis 3,5 m/s Rotorblatt Rotornabe Kupplung Getriebe Generator Rotorwelle Maschinenträger Nen | er Schraubanker- Fundament erstellt werden. Abb. 14. Prinzipskizze Aufbau | Gondel | Wespe Anlagendaten WESpe: Windenergieanlagentyp: WESpe 5.0 Nennleistung: | WES IBS GmbH | |
| .............................................. 5 8 Hydraulisches System ..................................................................................................................... 6 9 Gondel ............................................................................................................................................. 6 10 Windnachführung............................... | ..................................................................... 6 9 | Gondel | ......................................................................... | Nordex Energy GmbH | |
| ung aktive Blattverstellung Nennleistung 2 300 kW Startwind 3 m/s Nennleistung bei Windgeschwindigkeit ca. 13 m/s Abschaltwind 25 m/s rechnerische Lebensdauer 20 Jahre Klimatische Entwurfsdaten Gondel und Rotor zertifiziert nach GL 2, IEC 2a Umgebungstemperatur -20…+40 °C 2 Rotor Der Rotor besteht aus drei Blättern, einer Rotornabe, Drehkränzen und Antrieben zur Blattverstellung. Die Rotorbl | ltwind 25 m/s rechnerische Lebensdauer 20 Jahre Klimatische Entwurfsdaten | Gondel | und Rotor zertifiziert nach GL 2, IEC 2a Umgebungstemperatur -20…+40 °C 2 | Nordex Energy GmbH | |
| itstemperatur erreicht hat. Bei Überschreiten einer bestimmten Öltemperatur wird das Öl in zwei Öl/Luft-Wärmetauscher eingeleitet und gekühlt. Die Wärmetauscher befinden sich im oberen Teil der Gondel und werden frei von Außenluft durchströmt, besitzen jedoch zusätzlich je einen Ventilator. Das gekühlte Öl wird über ein im Getriebe liegendes Rohrsystem an die thermisch hochbelasteten Bauteil | ngeleitet und gekühlt. Die Wärmetauscher befinden sich im oberen Teil der | Gondel | und werden frei von Außenluft durchströmt, besitzen jedoch zusätzlich je | Nordex Energy GmbH | |
| d Haubenöffnung lassen sich manuell öffnen bzw. schließen. Hydraulisches System Hydrauliköl VG 32 Ölmenge ca. 45 l Nennleistung der Hydraulikpumpe 1,1 kW thermischer Schutz integrierte PT 100 9 Gondel Die Gondel besteht aus einem gegossenen Bodenrahmen und der Kabine. Die Kabine wird aus hochwertigem, glasfaserverstärktem Kunststoff (GFK) hergestellt. Das Dach der Gondel wird hydraulisch geö | eistung der Hydraulikpumpe 1,1 kW thermischer Schutz integrierte PT 100 9 | Gondel | Die Gondel besteht aus einem gegossenen Bodenrahmen und der Kabine. Die K | Nordex Energy GmbH | |
| nung lassen sich manuell öffnen bzw. schließen. Hydraulisches System Hydrauliköl VG 32 Ölmenge ca. 45 l Nennleistung der Hydraulikpumpe 1,1 kW thermischer Schutz integrierte PT 100 9 Gondel Die Gondel besteht aus einem gegossenen Bodenrahmen und der Kabine. Die Kabine wird aus hochwertigem, glasfaserverstärktem Kunststoff (GFK) hergestellt. Das Dach der Gondel wird hydraulisch geöffnet. Durc | Hydraulikpumpe 1,1 kW thermischer Schutz integrierte PT 100 9 Gondel Die | Gondel | besteht aus einem gegossenen Bodenrahmen und der Kabine. Die Kabine wird | Nordex Energy GmbH | |
| integrierte PT 100 9 Gondel Die Gondel besteht aus einem gegossenen Bodenrahmen und der Kabine. Die Kabine wird aus hochwertigem, glasfaserverstärktem Kunststoff (GFK) hergestellt. Das Dach der Gondel wird hydraulisch geöffnet. Durch die Form der Gondel und die Anordnung des Kühlers wird die natürliche Umströmung für die Kühlung genutzt. In der Gondel ist ein Service-Kran installiert, der zu | wertigem, glasfaserverstärktem Kunststoff (GFK) hergestellt. Das Dach der | Gondel | wird hydraulisch geöffnet. Durch die Form der Gondel und die Anordnung de | Nordex Energy GmbH | |
| nem gegossenen Bodenrahmen und der Kabine. Die Kabine wird aus hochwertigem, glasfaserverstärktem Kunststoff (GFK) hergestellt. Das Dach der Gondel wird hydraulisch geöffnet. Durch die Form der Gondel und die Anordnung des Kühlers wird die natürliche Umströmung für die Kühlung genutzt. In der Gondel ist ein Service-Kran installiert, der zum Heben von Werkzeugen und sonstigem Arbeitsmaterial | stellt. Das Dach der Gondel wird hydraulisch geöffnet. Durch die Form der | Gondel | und die Anordnung des Kühlers wird die natürliche Umströmung für die Kühl | Nordex Energy GmbH | |
| nststoff (GFK) hergestellt. Das Dach der Gondel wird hydraulisch geöffnet. Durch die Form der Gondel und die Anordnung des Kühlers wird die natürliche Umströmung für die Kühlung genutzt. In der Gondel ist ein Service-Kran installiert, der zum Heben von Werkzeugen und sonstigem Arbeitsmaterial vorgesehen ist. Gondel Typ des Bodenrahmens gegossene Konstruktion Material Kugelgraphitguss EN-GJS- | es Kühlers wird die natürliche Umströmung für die Kühlung genutzt. In der | Gondel | ist ein Service-Kran installiert, der zum Heben von Werkzeugen und sonsti | Nordex Energy GmbH | |
| ng des Kühlers wird die natürliche Umströmung für die Kühlung genutzt. In der Gondel ist ein Service-Kran installiert, der zum Heben von Werkzeugen und sonstigem Arbeitsmaterial vorgesehen ist. Gondel Typ des Bodenrahmens gegossene Konstruktion Material Kugelgraphitguss EN-GJS-400-18U-LT Typ der Kabine Schalenkonstruktion auf geschweißtem Rahmen Material glasfaserverstärkter Kunststoff (GFK) | er zum Heben von Werkzeugen und sonstigem Arbeitsmaterial vorgesehen ist. | Gondel | Typ des Bodenrahmens gegossene Konstruktion Material Kugelgraphitguss EN- | Nordex Energy GmbH | |
| ller Mechanik Taucha Tragkraft 250 kg 10 Windnachführung Die Windrichtung wird in Nabenhöhe mit zwei Geräten kontinuierlich gemessen. Bei einer Überschreitung der zulässigen Abweichung wird die Gondel aktiv nachgeführt. Die Nachführung geschieht über zwei Getriebemotoren, die einen gelagerten Drehkranz verstellen. Wird die Gondel nicht gedreht, so werden die Haltebremsen festgesetzt. Diese H | ich gemessen. Bei einer Überschreitung der zulässigen Abweichung wird die | Gondel | aktiv nachgeführt. Die Nachführung geschieht über zwei Getriebemotoren, d | Nordex Energy GmbH | |
| n. Bei einer Überschreitung der zulässigen Abweichung wird die Gondel aktiv nachgeführt. Die Nachführung geschieht über zwei Getriebemotoren, die einen gelagerten Drehkranz verstellen. Wird die Gondel nicht gedreht, so werden die Haltebremsen festgesetzt. Diese Haltebremsen sind zum einen auf dem Umfang verteilt, auf dem sich auch der Drehkranz befindet und zum anderen im Antrieb auf der sch | zwei Getriebemotoren, die einen gelagerten Drehkranz verstellen. Wird die | Gondel | nicht gedreht, so werden die Haltebremsen festgesetzt. Diese Haltebremsen | Nordex Energy GmbH | |
| t das Bremssystem (Hydraulikpumpe). Der Rotor trudelt. Wird die Einschaltwindgeschwindigkeit erreicht, wechselt die WEA in den Zustand Betriebsbereit. Jetzt werden alle Systeme getestet und die Gondel richtet sich nach dem Wind aus. Wird der Wind stärker, beginnt der Rotor, sich schneller zu drehen. Ist eine bestimmte Drehzahl erreicht, wird der Generator ans Netz gekoppelt und die WEA produ | in den Zustand Betriebsbereit. Jetzt werden alle Systeme getestet und die | Gondel | richtet sich nach dem Wind aus. Wird der Wind stärker, beginnt der Rotor, | Nordex Energy GmbH | |
| d stärker, beginnt der Rotor, sich schneller zu drehen. Ist eine bestimmte Drehzahl erreicht, wird der Generator ans Netz gekoppelt und die WEA produziert Strom. Während des Betriebes folgt die Gondel der Windrichtung. Die Gondel kann sich mehrmals um die eigene Achse drehen. Wird jedoch ein Grenzwert überschritten, schaltet sich die WEA ab, dreht sich zurück und startet wieder. Bei Überschr | z gekoppelt und die WEA produziert Strom. Während des Betriebes folgt die | Gondel | der Windrichtung. Die Gondel kann sich mehrmals um die eigene Achse drehe | Nordex Energy GmbH | |
| sich schneller zu drehen. Ist eine bestimmte Drehzahl erreicht, wird der Generator ans Netz gekoppelt und die WEA produziert Strom. Während des Betriebes folgt die Gondel der Windrichtung. Die Gondel kann sich mehrmals um die eigene Achse drehen. Wird jedoch ein Grenzwert überschritten, schaltet sich die WEA ab, dreht sich zurück und startet wieder. Bei Überschreitung der Abschaltwindgeschw | ziert Strom. Während des Betriebes folgt die Gondel der Windrichtung. Die | Gondel | kann sich mehrmals um die eigene Achse drehen. Wird jedoch ein Grenzwert | Nordex Energy GmbH | |
| als 100 m Gesamthöhe über Gelände brauchen eine Flugsicherungskennzeichnung als Tageskennzeichnung. Dazu werden die Flügel rot markiert, alternativ wird ein doppeltes weißes Blitzfeuer auf der Gondel angebracht und der Mast mit einem roten Farbring gekennzeichnet. Außerdem ist auch eine Nachtkennzeichnung nötig. Sie wird als doppeltes rotes Blink- oder Blitzlicht auf der Gondel installiert. | gel rot markiert, alternativ wird ein doppeltes weißes Blitzfeuer auf der | Gondel | angebracht und der Mast mit einem roten Farbring gekennzeichnet. Außerdem | Gemeinde Borstel, Samtgemeinde Siedenburg | |
| euer auf der Gondel angebracht und der Mast mit einem roten Farbring gekennzeichnet. Außerdem ist auch eine Nachtkennzeichnung nötig. Sie wird als doppeltes rotes Blink- oder Blitzlicht auf der Gondel installiert. Die Tageskennzeichnung ist deutlich störend, insbesondere wenn ungedimmte 20.000 cd-Feuer zum Einsatz kommen, die bei guten Sichtverhältnissen auf die weite Umgebung erheblich belä | chnung nötig. Sie wird als doppeltes rotes Blink- oder Blitzlicht auf der | Gondel | installiert. Die Tageskennzeichnung ist deutlich störend, insbesondere we | Gemeinde Borstel, Samtgemeinde Siedenburg | |
| ller Art wird die Beeinträchtigung des Landschaftsbildes weiter erhöht. Dies soll vermieden werden. Zugelassen werden deshalb nur die üblichen Beschriftungen der Hersteller und Betreiber an der Gondel . Häufig werden die Masten von Windenergieanlagen genutzt, um Mobilfunksende- und – empfangsanlagen anzubauen und so die Errichtung eigenständiger Masten zu vermeiden. Dies ist auch in Borstel g | shalb nur die üblichen Beschriftungen der Hersteller und Betreiber an der | Gondel | . Häufig werden die Masten von Windenergieanlagen genutzt, um Mobilfunksen | Gemeinde Borstel, Samtgemeinde Siedenburg | |
| ung 1) sind der Rotor (bestehend aus Rotorblättern und Nabe), die Rotorwelle, ein Getriebe und ein Generator. Das Getriebe, der Generator und oft auch der Frequenzumrichter befinden sich in der Gondel . Die Rotationsenergie des Rotors wird durch die Rotorwelle auf das Getriebe übertragen. Dieses hat die Funktion, auf eine Drehzahl zu übersetzen, die dem Generator angepasst ist. Je nach Bauart | be, der Generator und oft auch der Frequenzumrichter befinden sich in der | Gondel | . Die Rotationsenergie des Rotors wird durch die Rotorwelle auf das Getrie | acatech – Deutsche Akademie der Technikwissenschaften e.V. | |
| A TOLERIERBARE ROTORUNWUCHT, UNZULÄSSIGE ROTORUNWUCHT (jeweils15% – MASSENUNWUCHT – AERODYNAMISCHE UNWUCHT – KOMBINIERTE UNWUCHT) NIEDRIGE ROTORUNWUCHT Gespannte Stille. Eben wurden alle in der Gondel beim ersten Messlauf noch ziemlich durchgeschüttelt. Gleich soll sich das ändern. Die vermessene Anlage fiel in den letzten drei Jahren durch Mindererträge auf, deutlich häufigere Abschaltungen | UNWUCHT) NIEDRIGE ROTORUNWUCHT Gespannte Stille. Eben wurden alle in der | Gondel | beim ersten Messlauf noch ziemlich durchgeschüttelt. Gleich soll sich das | Bundesverband WindEnergie e.V. (BWE) | |
| en unabhängigen Experten systematisch auf die Suche nach weiteren unwuchtigen Anlagen in seiner Flotte. Bild 2: Unwuchtkräfte am Rotor und daraus folgende WEA-Schwingungen sowie Sensorik in der Gondel zur Messung unwuchtbedingter WEA-Schwingungen SCHUBKRAFT AUS AERODYNAMISCHER UNWUCHT (AU) FLIEHKRAFT AUS MASSENUNWUCHT (MU) LATERAL MESSBARE GESAMTWUCHT (RU) Unzulässige Unwuchten fast bei der | räfte am Rotor und daraus folgende WEA-Schwingungen sowie Sensorik in der | Gondel | zur Messung unwuchtbedingter WEA-Schwingungen SCHUBKRAFT AUS AERODYNAMISC | Bundesverband WindEnergie e.V. (BWE) | |
| rblattrisse und defekte Pitchsysteme sowie Schäden an Lagern, Triebstrangkomponenten, Maschinenträger und Windnachführung, aber auch Fundamentrisse. Daneben kann das permanente unwuchtbedingte „ Gondel -Erdbeben“ auch zu vermehrten Ausfällen der Elektronikbauteile führen, vor allem wenn die Vibrationen deren Befestigungsschrauben lösen. Bild 3: Folgen der Rotorunwucht: MASSENUNWUCHT: SCHÄDEN, | g, aber auch Fundamentrisse. Daneben kann das permanente unwuchtbedingte „ | Gondel | -Erdbeben“ auch zu vermehrten Ausfällen der Elektronikbauteile führen, vor | Bundesverband WindEnergie e.V. (BWE) | |
| llein nicht ausreicht, zudem es eine Vielzahl an möglichen MU-Entstehungsursachen ab dem Blatttransport bis hin zu betriebsbedingten Effekten gibt (Tabelle 1). Schwingungssensoren zeichnen Turm- Gondel -Schwingungen auf Das in der Auswuchtnorm DIN ISO 1940 zum Auswuchten starrer Rotoren [11] geschilderte Verfahren der indirekten MU-Bestimmung durch Betriebsschwingungsmessung ist vom Prinzip he | ebsbedingten Effekten gibt (Tabelle 1). Schwingungssensoren zeichnen Turm- | Gondel | -Schwingungen auf Das in der Auswuchtnorm DIN ISO 1940 zum Auswuchten star | Bundesverband WindEnergie e.V. (BWE) | |
| r auch bei WEA-Rotoren geeignet. Dabei müssen WEA-spezifische Besonderheiten beachtet werden und deren individuelle MU-Grenzwerte. Bewährt hat es sich bei WEA, mittels am Maschinenträger in der Gondel platzierten Schwingungssensoren die Turm-Gondel-Schwingungen zu messen (Schema in Bild 2). Die Amplitude der Lateralschwingung bei der zur Rotordrehzahl gehörenden Frequenz ist proportional zur | renzwerte. Bewährt hat es sich bei WEA, mittels am Maschinenträger in der | Gondel | platzierten Schwingungssensoren die Turm-Gondel-Schwingungen zu messen (S | Bundesverband WindEnergie e.V. (BWE) | |
| A-spezifische Besonderheiten beachtet werden und deren individuelle MU-Grenzwerte. Bewährt hat es sich bei WEA, mittels am Maschinenträger in der Gondel platzierten Schwingungssensoren die Turm- Gondel -Schwingungen zu messen (Schema in Bild 2). Die Amplitude der Lateralschwingung bei der zur Rotordrehzahl gehörenden Frequenz ist proportional zur MU-Fliehkraft (Tabelle 1). Solche Verfahren wer | am Maschinenträger in der Gondel platzierten Schwingungssensoren die Turm- | Gondel | -Schwingungen zu messen (Schema in Bild 2). Die Amplitude der Lateralschwi | Bundesverband WindEnergie e.V. (BWE) | |
| chwertigen Recyclings im Baubereich“ in Kapitel 3.1 zu finden. 5.2 Metalle Metalle sind die wichtigsten Bestandteile von Windenergieanlagen. „Eine Offshore-Windenergieanlage mit Gründung, Turm, Gondel , Getriebe und Generator besteht durchschnittlich zu 82 % aus dem Rohstoff Stahl.“ Wird der Metallanteil im Kabel zur Netzanbindung berücksichtigt, werden für eine einzelne 5-MW-Offshore-Windene | Windenergieanlagen. „Eine Offshore-Windenergieanlage mit Gründung, Turm, | Gondel | , Getriebe und Generator besteht durchschnittlich zu 82 % aus dem Rohstoff | VDI Zentrum Ressourceneffizienz GmbH | |
| auf eine bestimmte Anzahl von Lastspielen auslegen, wäre eine Erfassung in der Bauphase interessant, weil hier viel „Lebenszeit“ verloren geht, da die Türme ohne das Gewicht der noch fehlenden Gondel zu hohen Schwingungen neigen. So hat Nordex bereits 100 solcher anfangs batteriebetriebenen Sensoren verbaut, was die Ermittlung der tatsächlichen Lebensdauer ermöglicht. Da die Baubehörden ein | benszeit“ verloren geht, da die Türme ohne das Gewicht der noch fehlenden | Gondel | zu hohen Schwingungen neigen. So hat Nordex bereits 100 solcher anfangs b | VDI Zentrum Ressourceneffizienz GmbH | |
| ................................................................. 6 8 VENSYS-Generator....................................................................................................... 6 9 Gondel ........................................................................................................................... 8 10 Azimutsystem .................................................... | ..................................................................... 6 9 | Gondel | .......................................................................... | VENSYS Energy AG | |
| Maschinenkopf VENSYS 2,5 MW-Plattform 1 Rotoreinheit 2 Rotorblattverstellsystem 3 Rotorblatt 4 Generator 5 Maschinenträger 6 Turm 7 Azimutantriebe 8 Servicekran 9 Luft-Luft-Wärmetauscher 10 Gondel 11 Windmessgeräte und Flugbefeuerung 5 Rotor und Rotorblattverstellsystem Alle VENSYS-Windenergieanlagen verfügen über einen Dreiblattrotor mit aktiver Rotorblattverstellung (Elektro-Pitch). Di | ger 6 Turm 7 Azimutantriebe 8 Servicekran 9 Luft-Luft-Wärmetauscher 10 | Gondel | 11 Windmessgeräte und Flugbefeuerung 5 Rotor und Rotorblattverstellsystem | VENSYS Energy AG | |
| schützt. In den radialen Kühlkanälen wird die Abwärme des Generators aufgenommen. Die Abluft wird in einem Sammelkanal zusammengeführt und über Luftschläuche den Luft-Luft-Wärmetauschern in der Gondel wieder zugeführt. Damit kann auf Kühlflüssigkeiten verzichtet werden, dadurch besteht keine Gefährdung durch Kühlmittellecks im Maschinenkopf. 9 Gondel Die Gondel dient dem Schutz und der Unter | usammengeführt und über Luftschläuche den Luft-Luft-Wärmetauschern in der | Gondel | wieder zugeführt. Damit kann auf Kühlflüssigkeiten verzichtet werden, dad | VENSYS Energy AG | |
| äuche den Luft-Luft-Wärmetauschern in der Gondel wieder zugeführt. Damit kann auf Kühlflüssigkeiten verzichtet werden, dadurch besteht keine Gefährdung durch Kühlmittellecks im Maschinenkopf. 9 Gondel Die Gondel dient dem Schutz und der Unterbringung von Topbox (Schaltschrank), Hebekran und Azimutsystem (Windrichtungsnachführung) sowie als Träger der Windmesstechnik (Anemometer / Windfahne) | adurch besteht keine Gefährdung durch Kühlmittellecks im Maschinenkopf. 9 | Gondel | Die Gondel dient dem Schutz und der Unterbringung von Topbox (Schaltschra | VENSYS Energy AG | |
| uft-Luft-Wärmetauschern in der Gondel wieder zugeführt. Damit kann auf Kühlflüssigkeiten verzichtet werden, dadurch besteht keine Gefährdung durch Kühlmittellecks im Maschinenkopf. 9 Gondel Die Gondel dient dem Schutz und der Unterbringung von Topbox (Schaltschrank), Hebekran und Azimutsystem (Windrichtungsnachführung) sowie als Träger der Windmesstechnik (Anemometer / Windfahne) und den Wär | eht keine Gefährdung durch Kühlmittellecks im Maschinenkopf. 9 Gondel Die | Gondel | dient dem Schutz und der Unterbringung von Topbox (Schaltschrank), Hebekr | VENSYS Energy AG | |
| m Turm befestigt. Es stellt die Verbindung zwischen Turm und Rotor bzw. Generator her. Auf der am Maschinenträger befestigten Plattform sind die erforderlichen Systemkomponenten angeordnet. Die Gondel , die über eine Leiter vom obersten Podest des Turmes aus zu erreichen ist, ist innen begehbar und bietet dem Wartungspersonal ausreichend Raum und gute Zugangsmöglichkeiten zu allen Systemkompo | igten Plattform sind die erforderlichen Systemkomponenten angeordnet. Die | Gondel | , die über eine Leiter vom obersten Podest des Turmes aus zu erreichen ist | VENSYS Energy AG | |
| en werden. 10 Azimutsystem Damit der Rotor immer in die Windrichtung gestellt werden kann, kommen mehrere Azimutsysteme zum Einsatz. Diese drehen bei einer Änderung der Windrichtung die gesamte Gondel in die Hauptwindrichtung. Hierzu sind elektrisch betriebene Azimutmotoren zwischen Turm und Gondel angebracht, die die notwendige Richtungskorrektur vornehmen. Das Feststellen der Gondel erfolg | zum Einsatz. Diese drehen bei einer Änderung der Windrichtung die gesamte | Gondel | in die Hauptwindrichtung. Hierzu sind elektrisch betriebene Azimutmotoren | VENSYS Energy AG | |
| ehrere Azimutsysteme zum Einsatz. Diese drehen bei einer Änderung der Windrichtung die gesamte Gondel in die Hauptwindrichtung. Hierzu sind elektrisch betriebene Azimutmotoren zwischen Turm und Gondel angebracht, die die notwendige Richtungskorrektur vornehmen. Das Feststellen der Gondel erfolgt über hydraulische Bremssysteme. Bei hohen Windgeschwindigkeiten wird die Gondel der Windrichtung | chtung. Hierzu sind elektrisch betriebene Azimutmotoren zwischen Turm und | Gondel | angebracht, die die notwendige Richtungskorrektur vornehmen. Das Feststel | VENSYS Energy AG | |
| esamte Gondel in die Hauptwindrichtung. Hierzu sind elektrisch betriebene Azimutmotoren zwischen Turm und Gondel angebracht, die die notwendige Richtungskorrektur vornehmen. Das Feststellen der Gondel erfolgt über hydraulische Bremssysteme. Bei hohen Windgeschwindigkeiten wird die Gondel der Windrichtung nachgeführt - auch im abgeschalteten Zustand der Anlage - um die auftretenden Windlasten | cht, die die notwendige Richtungskorrektur vornehmen. Das Feststellen der | Gondel | erfolgt über hydraulische Bremssysteme. Bei hohen Windgeschwindigkeiten w | VENSYS Energy AG | |
| zwischen Turm und Gondel angebracht, die die notwendige Richtungskorrektur vornehmen. Das Feststellen der Gondel erfolgt über hydraulische Bremssysteme. Bei hohen Windgeschwindigkeiten wird die Gondel der Windrichtung nachgeführt - auch im abgeschalteten Zustand der Anlage - um die auftretenden Windlasten zu minimieren. 11 VENSYS-Vollumrichter Die Anbindung an das öffentliche Stromnetz erfol | über hydraulische Bremssysteme. Bei hohen Windgeschwindigkeiten wird die | Gondel | der Windrichtung nachgeführt - auch im abgeschalteten Zustand der Anlage | VENSYS Energy AG | |
| Windenergieanlagen liegt. Da der Teststand für den Test von einzelnen Getrieben unter den genannten Betriebsbedingungen die gleiche Ausstattung und Größe haben muss wie für den Test von ganzen Gondeln , ist der Gondeltest unbedingt vorzusehen. Ein Teststand der unter diesen Bedingungen nur für den Test von Getrieben eingerichtet würde, brächte keine Einsparung an Investitions- und Betriebsk | die gleiche Ausstattung und Größe haben muss wie für den Test von ganzen | Gondeln | , ist der Gondeltest unbedingt vorzusehen. Ein Teststand der unter diese | Forschungszentrum Jülich GmbH | |
| den zur Verfügung stehenden Wind optimal ausnutzen können, aufgebaut werden. Der aktuelle Entwicklungsstand der OffshoreAnlagen bietet in der Prototypenentwicklung 8 MW Generatorleistung. Die Gondeln dieser Anlagen sind, wie die Entwicklung der V164 der dänischen Firma Vestas Wind Systems A/S zeigt, mit einem Querschnitt von ca. 7,5 x 7,5m und einer Länge von ca. 24 m, sehr groß und mit ü | eAnlagen bietet in der Prototypenentwicklung 8 MW Generatorleistung. Die | Gondeln | dieser Anlagen sind, wie die Entwicklung der V164 der dänischen Firma V | Forschungszentrum Jülich GmbH | |
| dänischen Firma Vestas Wind Systems A/S zeigt, mit einem Querschnitt von ca. 7,5 x 7,5m und einer Länge von ca. 24 m, sehr groß und mit über 375 t Gewicht (ohne Blätter) auch sehr schwer. Die Gondeln werden von den Seehäfen, in deren unmittelbarer Nähe die Montage stattfindet, auf speziellen Transportschiffen komplett montiert zum Aufstellort gebracht, dort auf den Turm montiert und ansch | ehr groß und mit über 375 t Gewicht (ohne Blätter) auch sehr schwer. Die | Gondeln | werden von den Seehäfen, in deren unmittelbarer Nähe die Montage stattf | Forschungszentrum Jülich GmbH | |
| ente des Prüfstandes mit ihren Spezifikationen erläutert. 3.1 Gondeltest Der Prüfstand soll die Möglichkeit bieten, sowohl komplette Windkraft-Gondeln als auch einzelne Getriebe zu testen. Die Gondeln werden ohne Nabe eingesetzt und an ihrem Naben-Anschlussflansch an die Antriebswelle der Prüfanlage angebunden. Ein Gondeltest mit Einbindung der Nabe würde aufgrund der Länge eine noch größe | hl komplette Windkraft-Gondeln als auch einzelne Getriebe zu testen. Die | Gondeln | werden ohne Nabe eingesetzt und an ihrem Naben-Anschlussflansch an die | Forschungszentrum Jülich GmbH | |
| us ergibt sich für zukünftige 10 MW-Anlagen mit einer geschätzten Nenndrehzahl von 8 Umdrehungen pro Minute ein Nennmoment von etwa 12,7 MNm (IME, S. 6). 3.3 Getriebetest Neben dem Test ganzer Gondeln sollen auch einzelne Getriebe getestet werden können. Dafür müssen im Einzelfall Adaptierungen in Form eines Montagerahmens vorgenommen werden, um das Getriebe in der Höhe und im Winkel der A | nt von etwa 12,7 MNm (IME, S. 6). 3.3 Getriebetest Neben dem Test ganzer | Gondeln | sollen auch einzelne Getriebe getestet werden können. Dafür müssen im E | Forschungszentrum Jülich GmbH | |
| den Montageplätze und der Prüfstand müssen gegenseitig so abgeschirmt sein, dass diese Vertraulichkeit gegeben ist. Die Infrastruktur für den Transport der großen Baugruppen und der montierten Gondeln innerhalb der Montageflächen und zum Prüfstand ist eine weitere bestimmende Größe für die Gebäudestruktur. In mehreren iterativen Schritten, bei denen 11 Varianten untersucht wurden (JSWD, S. | Infrastruktur für den Transport der großen Baugruppen und der montierten | Gondeln | innerhalb der Montageflächen und zum Prüfstand ist eine weitere bestimm | Forschungszentrum Jülich GmbH | |
| Die Montageplätze sind untereinander und mit der Prüfhalle durch ein Schienensystem verbunden, auf dem ein 500 t Portalkran läuft. Dieser Portalkran ermöglicht den Transport fertig montierter Gondeln bis zu 500 t Gesamtgewicht von der Montage auf den Prüfstand und zurück. Der Hauptanteil der Baugruppen, die zur Montage der Prüfstücke bewegt werden müssen, lässt sich mit den Krananlagen de | kran läuft. Dieser Portalkran ermöglicht den Transport fertig montierter | Gondeln | bis zu 500 t Gesamtgewicht von der Montage auf den Prüfstand und zurück | Forschungszentrum Jülich GmbH | |
| sbaustufe 1 oder 2 mit rund 12,34 Mio. Euro ins Gewicht. Die Kosten können möglicherweise entfallen, falls der Standort in unmittelbarer Nähe zu einem schiffbaren Gewässer gewählt wird und die Gondeln somit vollständig montiert angeliefert werden könnten. Bürogebäude Das Bürogebäude fließt mit 3.1 Mio. Euro in die Betrachtung ein und ist komplett vom restlichen Prüfstands- und Montageberei | in unmittelbarer Nähe zu einem schiffbaren Gewässer gewählt wird und die | Gondeln | somit vollständig montiert angeliefert werden könnten. Bürogebäude Das | Forschungszentrum Jülich GmbH | |
| istung bis ca. 10 MW wäre für ca. 85 Millionen Euro im FZ-Jülich realisierbar. Für externe Standorte, die keine besonderen Anforderungen an die Schwingungsdämpfung haben und an denen komplette Gondeln angeliefert werden können, reduzieren sich die Kosten auf ca. 77 Millionen Euro bzw. ca. 63 Millionen Euro für die erste Teilausbaustufe. Die jährlichen Kosten würden bei einer Mitarbeiterzah | en Anforderungen an die Schwingungsdämpfung haben und an denen komplette | Gondeln | angeliefert werden können, reduzieren sich die Kosten auf ca. 77 Millio | Forschungszentrum Jülich GmbH | |
| Konfigurationsunterschiede in den Anlagensteuerungen zu Messunsicherheiten und Datenverfälschungen führen. Ziel des Projektes war es daher, durch Aufbau einer zusätzlichen Windmessung auf den Gondeln der WEA eine Kontrolle der Windmessung durchzuführen und verlässliche Daten für den gesamten Windpark zu erhalten. Auf deren Basis konnten dann zunächst genauere Leistungskurven ermittelt wer | jektes war es daher, durch Aufbau einer zusätzlichen Windmessung auf den | Gondeln | der WEA eine Kontrolle der Windmessung durchzuführen und verlässliche D | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| chungen im Originalmaßstab. Allerdings bieten Modelluntersuchungen, wie sie in Windkanälen durchgeführt werden, immer nur eine Näherung an die Realität. Für die Untersuchung zur Umströmung von Gondeln an Windkraftanlagen sind Windkanaluntersuchungen besonders gut geeignet, da der kleinere Maßstab einen besseren Überblick über die Strömung gewährt. Um Rückschlüsse auf die Realität aus Windk | r eine Näherung an die Realität. Für die Untersuchung zur Umströmung von | Gondeln | an Windkraftanlagen sind Windkanaluntersuchungen besonders gut geeignet | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| chkeit aufweisen, wie es in Kapitel .0.0.0.519749632 beschrieben wurde. Neben dem Turm ist auch die Rotorblattwurzel ein Kreiszylinder. Auf diesen wird dann folgend eingegangen, bevor noch die Gondeln näher erörtert werden. Die Re der Kreiszylinder, die an den Windkraftanlagen im Originalen vorkommen, sind in der Tabelle 10 aufgeführt. Die Daten für die Bezugslängen und Geschwindigkeiten s | Kreiszylinder. Auf diesen wird dann folgend eingegangen, bevor noch die | Gondeln | näher erörtert werden. Die Re der Kreiszylinder, die an den Windkraftan | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| ist in der Regel konstant über der Reynoldszahl und damit vereinfacht gesehen unabhängig von der Anströmgeschwindigkeit und der Reynoldszahl. Um dies durch Messwerte zu belegen, werden nur die Gondeln mit Spinner im WK vermessen. Die Löcher für die Flügel werden dafür mit Klebeband verschlossen, sodass eine einheitliche Oberfläche entsteht. Der Messaufbau ist auf Abbildung 94 zu erkennen. | und der Reynoldszahl. Um dies durch Messwerte zu belegen, werden nur die | Gondeln | mit Spinner im WK vermessen. Die Löcher für die Flügel werden dafür mit | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| den Einfluss der Schräganströmung zu ermitteln, wurde bei 0°; 2,5°; 5°; 7,5° und 10° gemessen. Abbildung 94 Gondelmodelle in der TS (links REpower; rechts Vestas). Abbildung 95: Messungen der Gondeln (oben REpower-, unten Vestas-Gondel unter Schräganströmung) . Wie in Abbildung 95 zu erkennen ist, ist die Annahme, dass die Gondeln aerodynamisch als Quader angenommen werden können, richtig | le in der TS (links REpower; rechts Vestas). Abbildung 95: Messungen der | Gondeln | (oben REpower-, unten Vestas-Gondel unter Schräganströmung) . Wie in Ab | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| (links REpower; rechts Vestas). Abbildung 95: Messungen der Gondeln (oben REpower-, unten Vestas-Gondel unter Schräganströmung) . Wie in Abbildung 95 zu erkennen ist, ist die Annahme, dass die Gondeln aerodynamisch als Quader angenommen werden können, richtig. Die Gondeln weisen ähnlich wie ein Quader einen nahezu konstanten Widerstandsbeiwert auf. Die Schräganströmung bewirkt eine Widerst | römung) . Wie in Abbildung 95 zu erkennen ist, ist die Annahme, dass die | Gondeln | aerodynamisch als Quader angenommen werden können, richtig. Die Gondeln | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| n REpower-, unten Vestas-Gondel unter Schräganströmung) . Wie in Abbildung 95 zu erkennen ist, ist die Annahme, dass die Gondeln aerodynamisch als Quader angenommen werden können, richtig. Die Gondeln weisen ähnlich wie ein Quader einen nahezu konstanten Widerstandsbeiwert auf. Die Schräganströmung bewirkt eine Widerstandserhöhung. Dies ist mit der größeren Fläche zu begründen, die sich in | Gondeln aerodynamisch als Quader angenommen werden können, richtig. Die | Gondeln | weisen ähnlich wie ein Quader einen nahezu konstanten Widerstandsbeiwer | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| erfasst und gemittelt werden. Für jeden Messpunkt, mit einer Drehzahl von 150 U/min, wurden entsprechend über 300 Rotor Umdrehungen bzw. 900 RotorblattDurchgänge gemittelt. Zunächst werden die Gondeln mit Spinner ohne Rotorblätter vermessen, um zu erkennen, in wie weit die Form der Gondeln auf die Messwerte Einfluss nimmt. Hier wird mit einer Schräganströmung von 0°, 5° und 10° gemessen. N | Umdrehungen bzw. 900 RotorblattDurchgänge gemittelt. Zunächst werden die | Gondeln | mit Spinner ohne Rotorblätter vermessen, um zu erkennen, in wie weit di | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| n entsprechend über 300 Rotor Umdrehungen bzw. 900 RotorblattDurchgänge gemittelt. Zunächst werden die Gondeln mit Spinner ohne Rotorblätter vermessen, um zu erkennen, in wie weit die Form der Gondeln auf die Messwerte Einfluss nimmt. Hier wird mit einer Schräganströmung von 0°, 5° und 10° gemessen. Nachfolgend wird dieses Thema Gondelvermessung genannt. Die Standardmessung wird wie in Tab | er ohne Rotorblätter vermessen, um zu erkennen, in wie weit die Form der | Gondeln | auf die Messwerte Einfluss nimmt. Hier wird mit einer Schräganströmung | Deutsche WindGuard GmbH, Universität Oldenburg ForWind - Institut für Physik | |
| stalterische Anforderungen festgesetzt. Zulässig sind nur geschlossene Turmmasten aus Beton bzw. Stahl, keine Gittermasten. Festgesetzt wird ebenfalls, dass die Oberflächen der Turmmasten, der Gondeln und der Rotoren nur mit hellen und nicht glänzenden Farbtönen versehen werden dürfen. Werbeanlagen an den Masten und an den Gondeln sind mit Ausnahme der Typenbezeichnungen des Herstellers ni | en. Festgesetzt wird ebenfalls, dass die Oberflächen der Turmmasten, der | Gondeln | und der Rotoren nur mit hellen und nicht glänzenden Farbtönen versehen | Stadt Beverungen | |
| tzt wird ebenfalls, dass die Oberflächen der Turmmasten, der Gondeln und der Rotoren nur mit hellen und nicht glänzenden Farbtönen versehen werden dürfen. Werbeanlagen an den Masten und an den Gondeln sind mit Ausnahme der Typenbezeichnungen des Herstellers nicht zulässig. 4.8 Erschließung / Verkehrsflächen Die geplanten SO „Windenergie“ schließen sich westlich und östlich der Landesstraße | Farbtönen versehen werden dürfen. Werbeanlagen an den Masten und an den | Gondeln | sind mit Ausnahme der Typenbezeichnungen des Herstellers nicht zulässig | Stadt Beverungen | |
| eton aus dem Turm kann zerkleinert und ebenfalls weiterverwendet werden. Sofern die Rotorblätter aus Kostengründen nicht eingelagert werden, können die Faserverbundstoffe aus Rotorblättern und Gondeln beispielsweise in Öfen der Zementproduktion energetisch verwertet werden. Ein Teil der übrigen Komponenten – z. B. intakte Rotorblätter – können als Ersatzteilvorrat dienen. Zwar hat sich sei | eingelagert werden, können die Faserverbundstoffe aus Rotorblättern und | Gondeln | beispielsweise in Öfen der Zementproduktion energetisch verwertet werde | VDI Zentrum Ressourceneffizienz GmbH | |
| enzierte Betrachtung vor dem technologischen Hintergrund durchführen zu können, müssen Faktoren wie Art der Anlagen, Kosten für die Beschaffung der Metalle, Substituierbarkeit, Lebensdauer der Gondeln und anderer Bauteile, notwendige Designänderungen etc. berücksichtigt werden. Für den Einsatz bzw. die Substitution von Seltenerdmetallen in Permanentmagneten ist zu berücksichtigen, dass es | ten für die Beschaffung der Metalle, Substituierbarkeit, Lebensdauer der | Gondeln | und anderer Bauteile, notwendige Designänderungen etc. berücksichtigt w | VDI Zentrum Ressourceneffizienz GmbH | |
| -Life Von WEA können insbesondere Stahl, Metalle und Beton stofflich verwertet werden. Dagegen ist eine stoffliche Verwertung von Rotorblättern aufgrund des hohen Kunststoffanteils und bei den Gondeln eher schwierig. Gründe dafür liegen in der unbekannten Zusammensetzung, der Schwierigkeit der Rückgewinnung der verwendeten Seltenen Erden und der Trennbarkeit der verwendeten Materialien. St | rtung von Rotorblättern aufgrund des hohen Kunststoffanteils und bei den | Gondeln | eher schwierig. Gründe dafür liegen in der unbekannten Zusammensetzung, | VDI Zentrum Ressourceneffizienz GmbH | |
| ngs nach wie vor der Einsatz permanenterregter Generatoren mit Magneten, die Neodym als Seltenerdmetall einsetzen. Mittelfristig ist ein Recycling des zukünftig anfallenden Elektroschrotts aus Gondeln dringend erforderlich, um die nach wie vor benötigten und verbauten Seltenen Erden zurückzugewinnen. Im Fokus der Entwicklung eines WEA-Recyclings stehen vorrangig die Rotorblätter, die zum g | lfristig ist ein Recycling des zukünftig anfallenden Elektroschrotts aus | Gondeln | dringend erforderlich, um die nach wie vor benötigten und verbauten Sel | VDI Zentrum Ressourceneffizienz GmbH |
Notes:
1 Where to start a query
2Smart Searcht breaks the user's input into individual words and then matches those words in any position and in any order in the table (rather than simple doing a simple string compare)
3Regular Expressions can be used to initialize advanced searches. In the regular expression search you can enter regular expression with various wildcards such as:
- Start of the line ^
- Any character .
- Any character in the range between characters N and P [M-P]
- End of the line 33/li>
- Also you can use operators:
- Character/strings that repeats 0 or more times - operator *
- Character/strings that repeats 1 or more times - operator +
- Character that may but does not need to appear in the sequence - operator ?