Fraunhofer-Gesellschaft

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Erste Meeresströmungsturbinen-Pilotanlage vor der englischen Küste - 1 Jahr Betriebserfahrungen

 
: Bard, J.; Caselitz, P.; Giebhardt, J.; Peter, M.

Institut für Solare Energieversorgungstechnik e.V. -ISET-, Kassel; Verband Deutscher Elektrotechniker -VDE-, Bezirksverein Kassel:
Pilotanlagen - Innovationen in der Erprobung. Neuntes Kasseler Symposium Energie-Systemtechnik 2004 : 11. - 12. November 2004, Kassel
Kassel: ISET, 2004
pp.40-50
Kasseler Symposium Energie-Systemtechnik <9, 2004, Kassel>
German
Conference Paper
Fraunhofer IWES ()

Abstract
Betrachtet wird die im Juni 2003 vor der britischen Westküste in Betrieb genommene Anlage des Forschungsprojekts SEAFLOW. Das Projekt beruht auf einem Axialrotor, der an einem im Meeresgrund verankerten Turm, einem so genannten Monopile, installiert wird. Der Turm ragt aus dem Wasser heraus, um die Installation und Wartung von Rotor und Triebstrang zu vereinfachen. Die Gesamtlänge des Monopiles beträgt ca. 45 m, wovon etwa 15 m in den Meeresboden einbetoniert sind. Im abgelassenen Zustand befindet sich die Nabe ca. 7,5 m über dem Meeresboden. Vom Zeitpunkt der Inbetriebnahme der Anlage im Juni 2003 an wurden Messdaten aus dem Testbetrieb und Strömungsdaten an der Anlage (ohne Betrieb des Rotors) gesammelt. Ein elektromagnetischer Sensor an der Anlage ermöglicht eine Strömungsmessung, die insbesondere bei stehendem Rotor sehr genaue Ergebnisse liefert. Bei Betrieb des Rotors liegt der Sensor hinter dem Rotor in der verlangsamten Strömung. Zur Ermittlung der ungestörten Strömung ist dann eine Korrektur der gemessenen Werte erforderlich. Es zeigt sich im Wesentlichen eine gute Übereinstimmung beim zeitlichen Verlauf. Die Periodizität passt exakt, da die Parameter für die berechneten Werte auf die Tabellenwerte der Gezeiten angepasst wurden. Eine Abweichung ergibt sich allerdings bei den Maximalwerten der Strömung. Der mittels Strömungsmessungen und Gezeitentabellen ermittelte Strömungsverlauf ergibt für das Messintervall Maximalwerte von 2,2 m/s. Tatsächlich wurden im Messintervall aber nur 2 m/s erreicht. Für einen 11 m Rotor entsprechen die beiden Werte 228 bzw. 171 kW. Die wichtigste Messgröße für den Projekterfolg ist die elektrische Leistung der Anlage. Diese wird nicht direkt über ein Leistungsmessgerät sondern indirekt über die elektrischen Größen des Generators gemessen. Dabei wird im Frequenzumrichter aus dem gemessenen Generatorstrom das Drehmoment und aus der Frequenz und der Last die Drehzahl des Generators berechnet. Das Produkt aus beiden Größen liefert die Leistung. Der Fehler dieser Methode liegt bei unter 5 %. Es wird dabei eine hohe zeitliche Auflösung erreicht.

: http://publica.fraunhofer.de/documents/N-162964.html