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Giganten auf hoher See

In den Ozeanen entstehen immer größere Windkraftanlagen, die inzwischen Rotordurchmesser von 167 Metern erreichen. Der Wettlauf hat einen handfesten Grund: Größere Anlagen sind wirtschaftlicher und weniger auf Zuschüsse angewiesen. Die enormen Windlasten stellen aber auch hohe Anforderungen an die Anlagen und deren Komponenten.

Von der Gondel in schwindelerregenden 120 Metern Höhe reicht der Blick weit über das flache Land, wo sich Nadelwälder mit schneebedeckten Feldern abwechseln. Tief geschichtete Wolken ziehen am Horizont in schnellem Tempo entlang und künden von der wichtigsten Eigenschaft, die für viele Gäste den kleinen Ort Østerild im Nordwesten Dänemarks auszeichnet: Hier, auf der langgezogenen Halbinsel zwischen Nordsee und Limfjord, weht meist sehr viel Wind – fast wie auf offener See. Vor sechs Jahren errichtete die Fakultät für Windenergie der Technischen Universität Lyngby deswegen an diesem Ort das „Nationale Testcenter für große Windkraftanlagen“. Seitdem erproben Hersteller wie GE Wind Energy, Vestas Wind Systems und Siemens Gamesa hier ihre neuen Offshore-Anlagen. In direkter Nachbarschaft können Ingenieure und Besucher einen Trend in Augenschein nehmen, der den Markt für Windkraftanlagen derzeit prägt: Die Anlagen werden immer größer, um eine höhere Energieausbeute zu erreichen und so für die Betreiber immer wirtschaftlicher zu werden.

Hoch hinaus: Die Gondeln moderner Windkraftanlagen befinden sich auf deutlich über 100 Metern.

Aktueller Rekordhalter auf dem Testfeld ist eine Anlage von Siemens Gamesa mit einer Nennleistung von acht Megawatt. Sie folgt auf einen ersten Sieben-Megawatt-Prototyp mit einem Rotordurchmesser von 154 Metern. Indem die Konstrukteure die einzelnen Rotorblätter der neuen Anlage auf 81,4 Meter verlängerten, erhöhten sie deren überstrichene Rotorfläche – und damit die jährliche Stromproduktion – um rund 20 Prozent. Die Rotorblätter, die bei dem direkt angetriebenen getriebelosen Anlagentyp an der Nabe angebracht sind, bilden einen Rotor mit einem Gesamtdurchmesser von 167 Metern. „Größere Turbinen und größere Windparks ermöglichen eine höhere Effizienz für den Betreiber“, berichtet Stephan Buller, der als Portfoliomanager für Offshore-Turbinen bei Siemens Gamesa arbeitet. „Denn bezogen auf den Energieeintrag können so an vielen Stellen Komponenten besser ausgenutzt oder eingespart werden – also zum Beispiel weniger Fundamente, weniger Türme und weniger Infrastruktur wie etwa Anschlusskabel.“ Auch die Kosten für Service und Wartung sind bei größeren Anlagen niedriger, wenn sie auf die erzeugte Kilowattstunde umgerechnet werden. Dabei ist auch von Vorteil, dass in den neuen Anlagen größtenteils Technik verwendet wird, die sich in den Sechs-Megawatt-Anlagen bereits bewährt hat: Komponenten wie Rotoren, Umrichter und Lager werden zwar größer ausgelegt, die grundsätzliche Architektur der Anlage ändert sich aber nicht.

Rotorblätter mit einem Durchmesser von 160 Metern und mehr sind inzwischen üblich.

Mehr Wirtschaftlichkeit ist auf dem Markt für Windenergie das Gebot der Stunde. Denn in vielen Ländern wird die öffentliche Förderung von Windstrom zurückgefahren, sodass sich die Anlagen zunehmend aus eigener Kraft finanzieren müssen. So wurden beispielsweise in Deutschland bis Ende 2016 Festzuschüsse gezahlt, die nach Onshore- und Offshore-Anlagen differenziert waren; für Offshore lag die Anfangsvergütung bei 15,4 Cent pro Kilowattstunde. Im Zuge der letzten Novelle des ErneuerbareEnergien-Gesetzes (EEG 2017) müssen sich inzwischen aber Offshore-Projekte, die ab 2021 in Betrieb gehen, in Ausschreibungen um eine Förderung bewerben. In einer Auktion im April 2017 erhielten Anbieter einen Zuschlag, die lediglich null bis sechs Cent Zuschuss verlangten; die durchschnittliche Gebotshöhe betrug nur 0,44 Cent pro Kilowattstunde. Die Betreiber von Offshore-Windparks können ein so niedriges Förderniveau zum einen mit den Skaleneffekten größerer Turbinen und Anlagen ausgleichen. Außerdem setzen sie darauf, dass die Technik mit inzwischen sehr hohen Stückzahlen dem Stadium der Kinderkrankheiten entwachsen ist. So installierte Siemens Gamesa 2017 alleine in Europa rund 450 Offshore-Windenergieanlagen mit einer Gesamtleistung von 2.400 Megawatt. Der deutsch-spanische Hersteller setzt dabei bereits seit rund zehn Jahren auf permanenterregte Synchrongeneratoren, die anstatt des konventionellen Antriebsstrangs mit Getriebe über einen hinter dem Rotor montierten direkt angetriebenen Generator verfügen. Der mit Dauermagneten ausgestattete Außenring des Generators dreht sich in Rotorgeschwindigkeit um den als Stator wirkenden Innenring. Dadurch kann auf eine klassische Welle und ein Getriebe verzichtet und so beispielsweise der Trafo anstatt im Turmfuß direkt im Maschinenhaus untergebracht werden, was Vorabtests des gesamten Systems bereits im Hafen ermöglicht.

Kosten für Betreiber senken

Der sinkende Aufwand für Installation und Wartung ist ein wichtiger Grund, warum die Offshore-Windenergie hohe Wachstumsraten erzielt. So legte die installierte Kapazität in Europa, wo derzeit rund 90 Prozent des globalen Offshore-Windstroms erzeugt werden, bis Ende 2017 kräftig zu und erreichte knapp 16.000 Megawatt – gegenüber dem Vorjahr ein Plus von beachtlichen 25 Prozent. Auf hoher See herrschen darüber hinaus besonders günstige Voraussetzungen für eine gute Energieausbeute. „Im Offshore-Bereich ist zum einen ausreichend Platz vorhanden, zum anderen weht der Wind oft viele Stunden lang gleichmäßig aus einer Richtung“, erläutert Buller. „Dabei erreicht er oft die für die Stromproduktion besonders effektive Geschwindigkeit von zehn Metern pro Sekunde und mehr.“ Der Ausbau geht auch in den kommenden Jahren weiter: So hat Vattenfall bei Siemens Gamesa kürzlich 72 Anlagen der Acht-Megawatt-Klasse für das dänische Offshore-Projekt Kriegers Flak bestellt, die ab Februar 2021 installiert werden sollen und dann mit rund 600 Megawatt Gesamtleistung das größte Offshore-Windkraftwerk der Ostsee sein werden. Weitere 41 Anlagen der gleichen Bauart sollen bereits 2020 an der dänischen Westküste in der Nordsee errichtet werden und zusätzliche 350 Megawatt Leistung bringen.

Dichtungsringe mit einem Durchmesser von mehr als 3,5 Metern stellen eine Herausforderung dar.

Zusammengenommen macht das 950 Megawatt, womit fast eine Million Haushalte versorgt werden können – eine Acht-Megawatt-Anlage alleine reicht für etwa 8.000 Haushalte. Doch trotz aller Skaleneffekte werden Offshore-Windkraftanlagen zukünftig wohl nicht in den Himmel wachsen. Zwar hat GE Wind Energy im März 2018 eine Turbine angekündigt, die in Verbindung mit einem direkt angetriebenen Generator eine Kapazität von zwölf Megawatt erreichen soll. Doch die Anforderungen an Anlagen und Komponenten wachsen dabei enorm. „Bei der Größe der Windkraftanlagen gibt es ein technisches Optimum, auch wenn wir den genauen Punkt heute noch nicht mit Gewissheit bestimmen können“, meint Buller. Denn mit steigender Rotorfläche wächst zwar die Energie, die mit der Turbine erzeugt werden kann. Noch stärker wachsen allerdings die Lasten, die durch den stärkeren Windeintrag auf Komponenten wie das Hauptlager oder die Lagerungen der Rotorblätter einwirken.“ Die Folge: Irgendwann müssen die Ingenieure überproportional viel Material einbringen, um die Lasten noch zu verkraften – die Anlagen würden dadurch zu schwer und zu teuer werden.

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Gute Bedingungen: Auf hoher See weht der Wind häufig viele Stunden konstant aus einer Richtung und ermöglicht eine hohe Stromproduktion.

Schon die Anlagen der Acht-Megawatt-Klasse, die jetzt installiert werden, stellen hohe Ansprüche an einzelne Bauteile – etwa an die Dichtungen. Die Dichtringe haben die Aufgabe, den Schmierstoff im Hauptlager zu halten und Schmutzpartikel, Salzwasser oder Regen vom Inneren der zu schützenden Maschinenelemente fernzuhalten. „Mit steigenden Durchmessern der Momentenlager stößt das Konstruktionsprinzip bisheriger Wellendichtringe allerdings an die Grenzen der Skalierbarkeit“, schildert Jens Kuhnert, Business Development Manager und Windkraftexperte bei Freudenberg Sealing Technologies. In den direkt angetriebenen Windkraftanlagen, wie sie Siemens Gamesa entwickelt, sind die Dichtungen am Außenring des Hauptlagers angebracht, der sich als Rotor mitsamt Dichtung und Dichtlippe um den Stator – den Innenring – dreht. Dabei stellt die schiere Größe der Dichtringe mit Durchmessern von mehr als 3,5 Metern zum einen eine Herausforderung bei der Herstellung mit riesigen Vulkanisationspressen dar. Zum anderen führen steigende Lagerdurchmesser zwangsläufig dazu, dass die radiale Krümmung flacher verläuft. Da die Feder an der Dichtlippe radial nach innen wirkt, sinkt mit flacher werdender Krümmung jedoch die Anpresskraft, die dafür sorgt, dass die Dichtung ihre Funktion sicher erfüllen kann. „Wir haben deswegen einen neuen Dichtring entwickelt, der anstelle der bisher eingesetzten Wurmfeder eine sogenannte Mäanderfeder enthält“, berichtet Kuhnert. Bei der Dichtung mit der Bezeichnung Seventomatic bildet eine schlanke und längliche Dichtlippe zusammen mit dem Trägerkörper eine V-Form. Ein gebogenes, einvulkanisiertes Profilband verstärkt Dichtlippe und Trägerkörper. Dadurch wirkt die Dichtlippe als Druckfeder: Sie „drückt“ von sich aus auf die Lauffläche und ersetzt damit die bekannte Wurmfeder. Auf diese Weise ist die Linienkraft von der Krümmung nicht mehr abhängig, und die Dichtung kann auch bei höheren Lasten ihre Funktion sehr gut erfüllen. Außerdem lässt sich je nach Bauform der Turbine die Kraftrichtung der Dichtung beliebig variieren: Deren Federkraft kann nicht nur nach innen, sondern auch nach außen hin wirken. Das gibt den Entwicklern von Windkraftanlagen und deren Komponenten neue konstruktive Freiheiten.

Ferndiagnose von Windparks

Eine wichtige Anforderung an alle Komponenten einer Windkraftanlage ist darüber hinaus die Langlebigkeit. Denn die Betreiber kalkulieren in ihrer Rechnung mit Anlagenlaufzeiten von 25 Jahren. Aus den Kapitalkosten, den Betriebskosten und der angestrebten Kapitalverzinsung errechnen sie die sogenannten Stromgestehungskosten (Levelized Cost of Electricity, LCOE), die sie dem zu erwartenden Ertrag aus produziertem Strom gegenüberstellen. Weiteres Potenzial, die Betriebskosten im Rahmen zu halten, bietet die Ferndiagnose ganzer Windparks. Dazu werden die einzelnen Windräder an wichtigen Stellen wie etwa dem Lager oder dem Gehäuse mit einer Vielzahl von Sensoren ausgerüstet, die Schwingungen, Temperaturen oder Drehmomente messen und an eine Kontrollstelle an Land melden. So betreibt Siemens Gamesa am dänischen Hauptstandort in Brande ein solches „Remote Diagnostic Center“, an dem die Datenleitungen aller Windenergieanlagen auflaufen. Auffällige Datenmuster werden in Echtzeit an die Betreiber gemeldet, damit diese anstehenden Wartungen oder Reparaturen frühzeitig planen können. Es ist eben doch nicht nur die Größe allein, die den Giganten auf hoher See zu mehr Wirtschaftlichkeit verhelfen kann.


Neue Prüfverfahren erhöhen die Leistung und Langlebigkeit von Offshore-Windkraftanlagen. Unsere Pressemitteilung Blick in die Zukunft vom 15. Oktober 2020 bringt Sie auf den neusten Stand der Forschung.

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