Technologie-Trends bei Windenergieanlagen

Der Antriebsstrang ist der Kopf der Windenergieanlage, die Antriebstechnik das Herz der Windindustrie, lautet eine Aussage des VDMA Fachverbandes Power Systems. Das trifft den Nagel auf den Kopf. Deutsche Windanlagenhersteller arbeiten mit ihren Technologien am Puls der Zeit und treiben die Möglichkeiten zur Windenergieerzeugung voran.

Riffgat ist der erste kommerzielle Windpark in der deutschen Nordsee. Das moderne Windkraftwerk hat eine Gesamtkapazität von 108 Megawatt Leistung und kann rund 120.000 Haushalte mit umweltfreundlichem Strom versorgen.“ So heißt es auf der Internet-Seite des Offshore-Windparks. Leider liefert der Windpark aber noch keine Energie – sondern er verbraucht sie. Und das ist dazu auch noch Energie, die durch einen Dieselmotor generiert wird – eher weniger regenerativ. Beispiele wie Riffgat machen es immer ein bisschen schwer daran zu glauben, dass eine Kehrtwende hin zu einer überwiegenden Stromerzeugung aus regenerativen Energiequellen möglich ist. Jedoch, wenn man ein wenig über den Tellerrand hinausschaut, oder viel besser über Ländergrenzen hinweg, sieht man, dass weltweit durchaus eine ganze Reihe leistungsbringende Windparks gibt. Spätestens an dieser Stelle fällt dem aufmerksamen Betrachter auf: Zwar hat Deutschland nicht die größten Windparks zu bieten, aber dafür steckt in vielen Windanlagen ein Stück deutsche Technik – wie etwa die Antriebstechnik, eben das Herz der Windindustrie.

Getriebe oder kein Getriebe? – das ist hier die Frage

Eno Energy setzt auf die Etablierung der Drei- bis Vier-MW-Klasse bei Windkraftanlagen im Onshore-Bereich. Gerade ist die Eno-114-Plattform in Produktion gegangen, eine Anlage der Drei-MW-Klasse. Bild: Eno Energy

Waren lange Zeit Getriebeanlagen mit Asynchron-Generatoren das Maß der Dinge, so etablieren sich zunehmend auch direktangetriebene Anlagen. Der Verzicht auf das Getriebe und anstelle dessen der Einsatz von Synchrongeneratoren mit Permanenterregung (PMG) bietet vor allem die Möglichkeit, die Technik durch weniger Komponenten zuverlässiger und leichter zu gestalten. Eine direkt angetriebene Drei-Megawatt-Anlage von Siemens, die aktuell bei vielen Onshore-Projekten zum Einsatz kommt, wurde beispielsweise mit nur etwa der Hälfte der Bauteile konstruiert, die bei Getriebeanlagen verwendet werden.

GE hingegen setzt auf Getriebe für den Antrieb von Onshore-Windkraftanlagen, vor allem da Getriebe sich in Sachen Zuverlässigkeit über die letzten neun Jahre um das Vier- bis Fünffache verbessert haben. Laut GE ergibt der Einsatz eines Getriebes von Seiten der Wirtschaftlichkeit – in Hinblick auf die aktuell verfügbare Technik – den meisten Sinn im Onshore-Bereich. Für die Zukunft sieht das Unternehmen eine weitere stufenweise Verbesserung der Antriebe und Erleichterungen für Wartungsarbeiten, sowie Reparaturmöglichkeiten des Antriebsstrangs direkt auf der Windkraftanlage auf die Branche zukommen. Auch Eno Energy sieht sich mit der Frage, ob man auf Getriebe oder direktangetriebene Anlagen setzen sollte, konfrontiert. Hier möchte man sich aber noch nicht festlegen, welches die zukunftsfähigste Lösung sein wird. Stefan Bockholt, Leiter Konstruktion des Unternehmens ist der Meinung, dass sowohl direkt getriebene Anlagen als auch Antriebe mit Gewinde weiter parallel existieren werden. Was er für die Zukunft sieht? Direktantriebe mit Transversalflussmaschinen oder gar Supraleitern sind im Gespräch und könnten neuen Wind in die Branche bringen.

Was leisten moderne Windenergieanlagen?

GE setzt im Onshore-Bereich auf Anlagen, die über Getriebe angetrieben werden. Bild: GE

Vor 30 Jahren hatte die durchschnittliche Anlage eine Leistung von 30 kW und einen Rotordurchmesser von elf Metern. Aktuell werden Anlagen, die eine Leistung von bis zu sieben MW erbringen, konstruiert. Wenn man von Verbesserungen bei Windkraftanlagen spricht, sollte man allerdings nicht nur die reinen Steigerungen der verfügbaren Megawatt-Leistungen einbeziehen. Für GE ist es wichtig, dass daneben auch die Erleichterungen bei der Wartung und die Möglichkeiten für Reparatureinsätze auf den Turbinen zu einer verbesserten Leistung führen. Jedoch setzt das Unternehmen ebenfalls auf direkte Leistungssteigerungen durch größere Rotoren und Controller-Upgrades, um die jährliche Netto-Energieproduktion weiter erhöhen zu können. Siemens bietet aktuell Sechs-Megawatt-Anlagen mit einem 154-Meter Rotor an. Die so abgedeckte Windfläche von 18.600 m2 erlaubt eine erhebliche Ertragssteigerung. Positiv fällt auf, dass im gleichen Moment die Stromgestehungskosten sinken, da große Anlagen nach Angaben des Unternehmens kaum mehr – oder im Falle von getriebeloser Technik sogar häufig weniger – Wartung benötigen als kleinere Anlagen. Die Herausforderung stellt bei der aktuellen Anlagengröße die Logistik dar. Ein Maschinenhaus von rund 360 Tonnen Gewicht und Rotorblätter mit 75 Metern Länge wie sie etwa bei der Windkraftanlage SWT-6.0-154 von Siemens zum Einsatz kommen, sind schon jetzt vielerorts kaum noch auf dem Landweg zu transportieren. Auch Stefan Bockholt sieht die wachsenden Megawattzahlen als eine enorme technische Herausforderung an – vor allem im Bezug auf die Wirtschaftlichkeit und die Netzanbindung an. Er geht zwar von weiterhin wachsenden Nennleistungen aus, jedoch werden diese nicht mehr die Dynamik der vergangenen Jahre aufweisen. Bei der Offshore-Montage der Anlagen bestehen diese Limits mittelfristig noch nicht. Daher rechnet Bernd Eilitz, Sprecher Windkraft bei Siemens nichts desto trotz damit, dass die Leistung der Anlagen in diesem Bereich in den nächsten Jahren weiterhin steigen wird.

Hinter die Kulissen geschaut

Wie stellt sich die Lage für die Betreiber dar?

Es lohnt sich nicht nur, einen Blick auf die Anlagenbauer zu werfen. Die Firmen können immer effizientere und leistungsfähigere Hochtechnologie-Windenergieanlagen entwickeln – ohne Abnehmer würde es weder sie, noch die Energiewende weiterbringen. Daher stellt sich die Frage: Wie sehen beispielsweise die Energieversorger, die sich mittlerweile ein anschauliches Portfolio an Windenergieanlagen aufgebaut haben, die Lage in der Windbranche? Die Pläne und Projekte der Unternehmen sehen vielversprechend aus. EnBW zum Beispiel hat sowohl on- als auch offshore große Ausbaupläne. Bis 2020 will der baden-württembergische Energieversorger seine Kapazitäten aus Onshore-Windparks von derzeit rund 200 MW installierter Leistung auf rund 1750 MW deutlich erhöhen. Offshore ist das Unternehmen besonders aktiv: der zweite Offshore-Windpark des Unternehmens Baltic 2 ist derzeit in der Ostsee im Bau. Zwei weitere große Offshore-Windparks in der Nordsee sind noch in der Planung. Die Gesamtleistung des Offshore-Portfolios liegt bei rund 1200 MW. Auch RWE Innogy, die Erneuerbare-Energien-Sparte des nordrheinwestfälischen Energieversorgers hat große Pläne. Derzeit befinden sich unter der Federführung des Unternehmens 1000 MW im Bau. Das deutsche Leuchtturmprojekt ist dabei der Offshore-Windpark Nordsee Ost, der aktuell rund 30 Kilometer nördlich von Helgoland entsteht. „Für unser Geschäft ist die Verfügbarkeit und zunehmende Weiterentwicklung von zuverlässigen und leistungsstarken sowie kosteneffizienten Technologien unerlässlich. Ziel ist es, dass die erneuerbaren Energien, insbesondere Wind On- und Offshore auch ohne Subventionen im Markt bestehen können“ wünscht sich Claudia Venzke, Leiterin der Strategieabteilung bei RWE Innogy.

Nach „Baltic 1“ ist derzeit der Offshore-Windpark „Baltic 2“ von EnBW in der Ostsee im Bau. 2014 sollen die 80 Anlagen fertiggestellt sein. Bild: EnBW

Aber reichen diese Pläne aus um die Entwicklung neuer, leistungsfähigerer Technologien voranzutreiben und immer neue Produkte auf den Markt zu bringen? Und vor allem: Wird das technisch Mögliche auch eingesetzt? Denn das, was Forschungs- und Entwicklungsabteilungen vorschwebt, kommt nicht immer direkt zur Umsetzung. Bewährte Technologien werden häufig neuen Ideen vorgezogen. Hier weiß man, was man bekommt. Auch die Betreiber von Windparks sehen sich mit dieser Zwickmühle konfrontiert. EnBW prüft deshalb für jeden Standort Offshore und Onshore alle passenden Windkraftanlagen von verschiedenen Herstellern und zieht auch die Überlegung mit ein, welche Leistungen am geeignetsten für ein Projekt sind. Am Ende einer solchen Prüfphase wird das Projekt mit der wirtschaftlichsten Anlage umgesetzt. Nimmt man hier den Offshore-Windpark EnBW Baltic 2 als Beispiel, sieht man, dass auf etablierte Technologien zurückgegriffen wird, die sich bereits am Markt bewährt haben.

Jedoch wird man nicht immer auf einem Technik-Stand bleiben können. Das sieht auch EnBW, denn mit Blick auf Rotordurchmesser, Nennleistung und Generatorkonzept haben sich die Windenergieanlagen bereits wieder weiterentwickelt. Diese und die zukünftig auf den Markt kommenden Windenergieanlagen werden für die Folgeprojekte daher ebenfalls einer Technical Due Diligence unterzogen, das heißt es wird eine technische Bewertung der Windenergieanlage vorgenommen werden. RWE sieht in der Weiterentwicklung neuer Technologien ein viel weitreichenderes Potenzial, als die reine Leistungssteigerung. Denn durch Repowering, also das Aufrüsten bestehender Anlagen mit neuerer Technologien, können diese Windparks wesentlich effizienter und übersichtlicher gestaltet werden, da viele ältere und somit leistungsschwächere Windkraftanlagen durch wenige moderne und effizientere Anlagen ersetzt werden. Dies wirkt sich dann auch auf das Landschaftsbild aus und trägt zur Akzeptanz in der Bevölkerung bei. Das sieht auch Vattenfall so. Neue Technologien haben auch für das schwedische Energieunternehmen erhebliche Vorteile. Nimmt man beispielsweise die Offshore-Windenergie, sieht man, dass die Branche natürlich ein Interesse daran hat, die relativ hohen Baukosten signifikant zu senken. Daher liegt es im Interesse der Branche, Kostensenkungspotenziale voll auszuschöpfen. Und das geht in der Regel mit technologischen Fortentwicklungen einher.

Und wie viel Energie, die von Windenergieanlagen produziert wird, kommt bereits in deutschen Haushalten an? Dazu sind die Energieversorger recht schweigsam. Lediglich Vattenfall gibt sich offen: Das Unternehmen speist in Deutschland derzeit rund 100 GW Windstrom in das Netz ein und das – nach eigenen Angaben – mit steigender Tendenz.

Was, wenn die Anlage mal nicht mitspielt?

Windkraftanlagen sind darauf ausgelegt, mindestens 20 Jahre betrieben werden zu können. Unter anderem die Anlagen des ersten kommerziell in Deutschland betriebenen Windparks am Kaiser-Wilhelm-Koog haben diese angepeilte Lebensdauer schon um einige Jahre überschritten; die Windräder feiern dieses Jahr ihren 26. Geburtstag. Solch eine lange Lebensdauer macht aber auch umfangreiche Condition-Monitoring-Systeme (Zustandsüberwachung) immer wichtiger. Für die Zustandsüberwachung hat Siemens einen Ansatz gewählt, der auf nun schon 15 Jahren Erfahrungen beruht: Sämtliche Windkraftanlagen sind mit wenigen Sensoren ausgerüstet, die Nabe, Hauptlager, Getriebe und Generator überwachen. Besonders aufschlussreich sind die Schwingungsmuster, die diese Sensoren über Datenleitungen senden können. Die Muster geben – durch Vergleich mit einer Datenbank gespeicherter Schwingungsmuster – einen präzisen Aufschluss über den Betriebszustand und mögliche auftretende Fehler. Letztere werden so früh erkannt, dass sie meist im Rahmen der normalen Wartungszyklen behoben werden können, ohne dass ein wirklicher Schaden entsteht und die Anlage ihren Betrieb unterbrechen muss. Durch die lernende Datenbank wird die Fehleranalyse anhand der aufgezeichneten Sensordaten immer präziser und eindeutiger.

Eine neu erschienene Studie von Prognos und Fichtner beschäftigt sich mit den Kostensenkungspotenzialen bei Offshore-Windenergie. Wichtigstes Credo: Ein gemeinsames Handeln der Politik Seite an Seite mit der Industrie ist gefordert. Das gilt vor allem, wenn man das ambitioniertere – aber als möglich ausgewiesene – Ziel von fast 40 Prozent Kostensenkung erreichen möchte. Hierfür ist von Seiten der Politik ein stabiler regulatorischer Rahmen unverzichtbar. Die Industrie hingegen kann die Kostensenkung durch technische Innovationen und eine steigende Effizienz vorantreiben. Bild: Prognos / Fichtner

Stark machen für eine weitere Generation

Durch das voranschreitende Alter der installierten Anlagen rückt aber auch das Repowering immer weiter in den Fokus der Unternehmen. Offshore sind die meisten Anlagen noch recht jung, aber im Onshorebereich gibt es bereits Beispiele, bei denen sich für Betreiber ein Repowering vor Ablauf der vorgesehenen 20 Jahre Betriebsdauer lohnt, obwohl die bestehenden Anlagen noch weitere Jahre problemlos laufen könnten. Der verbesserte Energieertrag macht heutige Anlagen erheblich wirtschaftlicher. Vor allem vor dem Hintergrund, dass verfügbare Flächen für die Windenergienutzung tendenziell immer knapper werden, sieht auch Eno Energy das Repowering als einen sinnvollen Weg für den weiteren Windenergieausbau an. Effizientere Anlagen führen zu einer besseren Ausnutzbarkeit begrenzter Flächen und zur Erhöhung des Flächenenergieertrages – und das bei gleichzeitig geringerer Schallemissionen. Das Rüsten älterer Windparks für eine weitere Generation der Windenergiegewinnung ist also eine durchaus intelligente Lösung mit viel Potenzial, die bereits genutzt wird.

Herausragende Produktentwicklungen

Natürlich hat jedes innovative Unternehmen auch Produkte, auf die es besonders stolz ist. Für Siemens ist das die Summe vieler kleinerer Technologie-Innovationen – von Systemen wie Turbine Load Control, das die Maschinenlasten in Echtzeit überwacht und den Betrieb der Windenergieanlage anpasst, wenn die Istlasten die Bemessungslasten überschreiten, über die netzstabilisierende Technologie High Wind Ride Through bis hin zu „allerlei aerodynamischen Finessen an unseren Rotorblättern“, wie Bernd Eilitz sich ausdrückt.
Bei GE ist man besonders auf ein Produkt stolz, das auf den Namen 2,5-120 hört. Hiermit hat das Unternehmen eine effiziente Turbine entwickelt und hatte dabei vor allem die deutschen Windverhältnisse und den deutschen Markt im Kopf. Neben dem auf einen nationalen Markt zugeschnittenen Konzept hat die Windkraftanlage aber noch weitere Finessen, wie etwa einen integrierten Energiespeicher und die Möglichkeit, mit benachbarten Turbinen, Servicetechnikern und Kunden zu kommunizieren.

Durch immer größer werdende Windkraftanlagen werden die Anforderungen an die Logistik immer höher. Hier handelt es sich um die Gondel einer Windanlage SWT-3.0-101 DD von Siemens. Bild: Siemens

Auch Eno Energy hat neue Produktentwicklungen im Portfolio. Die derzeit in Produktion gehende Eno-114-Plattform soll noch weiter ausgebaut und durch entwickelt werden. Eine der Weiterentwicklungen ist Eno 126. Beide Anlagen haben einen ihrer Bezeichnung entsprechenden Rotordurchmesser von 114 beziehungsweise 126 Metern, womit Eno Energy eine Windkraftanlage im Drei-MW-Bereich für Starkwindregionen entwickelt hat und eine für Standorte mit mittlerem Windaufkommen.

Und wo ist die größte Schwachstelle bei der Weiterentwicklung? Möglicherweise ist es die Politik selber, die die ganzen Fortschritte im Bereich der erneuerbaren Energien ganz oben auf dem Wunschzettel stehen hat. Lauren Thirer von GE Renewable Energies zumindest wünscht sich eine weitsichtige und stabile Energiepolitik, die sie als einen der wichtigsten Aspekte für eine stabile Windindustrie sieht. An der Innovationskraft der Industrie soll die Energiewende also nicht scheitern.

Autorin: Julia Lansen, Redaktion

Studie

Kostensenkungspotenziale der Offshore-Windenergie

Ein politisch gewollter Umwälzungsprozess, wie die Energiewende einer ist, wird häufig durch Studien begleitet, die sich mit Machbarkeit, Folgen oder Potenzialen auseinandersetzen. Eine interessante Studie zum Thema Offshore-Windenergie ist jetzt unter dem Titel „Kostensenkungspotenziale der Offshore-Windenergie in Deutschland“ erschienen. Ihr Auftrag: Die Ermittlung der Möglichkeiten, die für eine Verminderung der Kosten für die Stromgestehungskosten aus deutscher Offshore- Windenergie innerhalb der nächsten zehn Jahre bestehen. Es geht wohlgemerkt nicht um die Senkung der Strompreise. Bei den Stromgestehungskosten handelt es sich um die mittleren Kosten der Stromerzeugung, die über die gesamte Betriebslaufzeit einer Anlage – im Fall der Offshore-Windenergie 20 Jahre – für die Stromerzeugung anfallen und nicht die Preise, die dem Endverbraucher berechnet werden. Heute betragen die Gestehungskosten bei Offshore-Wind 12,8 bis 14,2 Cent/kWh. Die Studie soll nun analysieren, welche Voraussetzungen geschaffen werden müssen, um Kostensenkungen herbeizuführen.

In Auftrag gegeben worden ist die Studie bei Prognos und Fichtner Anfang 2013 federführend von der Stiftung Offshore-Windenergie zusammen mit Energieversorgern, Industrieunternehmen und Branchenverbänden. Das Ergebnis, zu dem die Studie kommt, sollte vor allem für Konstrukteure und Entwickler ein Ansporn für das Durchsetzen weiterer Innovationen im Bereich der Technologien für Offshore-Windkraftanlagen sein. Denn den Berechnungen nach wird es innerhalb der nächsten zehn Jahre möglich sein, die Kosten für Offshore-Windkraftanlagen um 32 oder sogar 39 Prozent im Vergleich zu heute zu senken. Worauf dieses Kostensenkungspotenzial zurückzuführen ist? In der Studie wird die kontinuierliche technische Weiterentwicklung entlang der gesamten Wertschöpfungskette als der zentrale Treiber für die Reduktion der Kosten gesehen. Dass man in der Studie zu zwei unterschiedlichen Ergebnissen kommt, ist darauf zurückzuführen, dass mit zwei Szenarien gerechnet wird. Im ersten Szenario wird von einem moderaten Ausbaupfad in einem stabilen Marktumfeld ausgegangen. Hierbei wird damit gerechnet, dass Deutschland 2023 über eine installierte Offshore-Leistung von neun GW verfügen wird und das Kostensenkungspotenzial liegt bei der besagten unteren Grenze von 32 Prozent. Das zweite Szenario errechnet höhere Einsparungen, die allerdings nicht aus der Luft gegriffen zu sein scheinen, da sie entstehen würden, wenn man die aktuellen politischen Zielsetzungen konsequent verfolgt. Hierfür müssten jedoch alle technischen Kostensenkungspotenziale ausgeschöpft werden und ein optimales regulatorisches und wettbewerbliches Umfeld ist eine notwendige Voraussetzung. In diesem Falle würde Deutschland 2023 über 14 GW installierte Leistung aus Offshore-Windenergie verfügen, für die die Stromgestehungskosten um 39 Prozent niedriger liegen würden, als heutzutage.

Ein Bereich, in dem großes Potenzial für Kostensenkungen durch Innovationen aus dem Anlagenbau liegt, sind Weiterentwicklungen der Turbinenleistungen. Die Kosten für Turbinen machen einen Großteil der nötigen Investitionen einer Windkraftanlage aus – 2013 sind es 29 Prozent – jedoch liegt das Kostensenkungspotenzial nicht in den Kosten der Turbinen an sich, sondern muss den Turbinen vielmehr indirekt zugeschrieben werden. Ausschlaggebend ist, dass sich die spezifischen Kosten in den Berechnungen immer auf die Leistung der Turbine beziehen. Eine Verdopplung der durchschnittlichen Turbinenleistung von vier MW auf acht MW führt bei den weiteren Komponenten der Windkraftanlage zwar oft zu einer Erhöhung der absoluten Kosten, aber nicht zu einer Verdopplung. Durch diesen Effekt sinken die spezifischen Kosten beim Umstieg auf größere Turbinen für zahlreiche andere Kostenblöcke entlang der gesamten Wertschöpfungskette. Aber nicht nur für die Höhe der Investitionskosten spielen Steigende Turbinenleistungen eine Rolle, sondern auch für die Energieerzeugung an sich. Hierbei müssen viele Faktoren einbezogen werden. Denn während die Brutto-Stromerzeugung durch größere, an die Turbinenleistung angepasste Rotoren und höher gelegte Naben um bis zu 10 Prozent steigen kann, zählt immer noch die Stromerzeugung, die netto übrig bleibt. Und hier fällt die Steigerung geringer aus, nämlich um lediglich drei bis sechs Prozent. Diese niedrigere Steigerung der Stromerzeugung kommt durch erhöhte Abschattungsverluste zustande. Gesteigerte Leistungen der einzelnen Anlagen machen weniger Turbinen nötig, jedoch kommen sich die Anlagen innerhalb der Windparks durch die längeren Rotoren immer näher. Eine Steigerung der Netto-Energieausbeute kann also nur erreicht werden, wenn mit den technischen Neuerungen auch neue Konzepte für das Windparkdesign erstellt werden.

Die Studie stellt klar heraus, dass ein gemeinsames Handeln der Politik Seite an Seite mit der Industrie gefordert ist, vor allem, wenn man das ambitioniertere Ziel von fast 40 Prozent Kostensenkung erreichen möchte. Wenn die Politik neben einem guten Wettbewerbsumfeld auch einen stabilen regulatorischen Rahmen mit sicheren Rechtsnormen und Komponentenstandards geschaffen hat, kann auch die Industrie die ihr gestellten Aufgaben lösen: das Vorantreiben technischer Innovationen und eine Steigerung der Effizienz von Offshore-Windanlagen durch technische Verbesserungen.