Technische Innovation in der Windkraft

Dabei werden die Menschen sich an weiterwachsende Anlagengrößen gewöhnen müssen, wie Dr. Andreas Klein, Leiter Engineering bei der Siemens-Tochter Winergy, erläutert: „Der Trend zu Anlagen mit größeren Rotoren und damit meist höheren Nenndrehmomenten ist on- und offshore ungebrochen.“ Für Getriebehersteller sei damit die Aufgabe verbunden, „Offshore-Getriebe so zuverlässig zu halten, dass sich die Mehrkosten eines getriebelosen Direct-Drives durch erwartete geringere Wartungskosten nicht rechtfertigen lassen.“ Onshore erwartet Klein einen konstanten Marktanteil von etwas über 20 Prozent für getriebelose Anlagen. Grund: Die Anlagen müssen an Land viel mehr an individuelle Standorte angepasst werden.

Auch Jan Willem Ruinemans, Leiter des Geschäftsfeldes Windkraft-Antriebstechnik bei ZF, sieht den Trend zu immer größeren Onshore- und Offshore-Turbinen, um mehr Energie bei gleichem Footprint zu erzeugen. „Die Turmhöhen und Rotordurchmesser werden weiter zunehmen, sodass immer konstantere Windenergie erzeugt wird.“ Dazu würden Innovationen in der Turm-, Rotorblatt- und Antriebstrangtechnologie beitragen, die diese Entwicklung auch im Hinblick auf die Kosten wettbewerbsfähig machten. Offshore hält er bereits „15-MW-Maschinen für realisierbar, wobei es bereits Ideen gibt, noch weiter zu gehen“.

Keine Grenzen sieht auch Andreas Nocker, er ist Key Market Manager Energy beim Hydraulikspezialisten Hawe: „15 Megawatt für eine Offshore-Anlage scheint mir machbar.“ Ähnlich wie die Frage, ob mit oder ohne Getriebe, scheinen für ihn elektrische oder hydraulische Pitchverstellung eher eine Philosophiefrage zu sein. Zwar würden mehr Hersteller einen elektrischen Pitch nutzen, „die Marktführer haben jedoch einen hydraulischen Pitch im Einsatz, weswegen die Stückzahlen pro Jahr der Antriebe nahezu identisch sind“. Vorteile einer hydraulischen Pitchverstellung seien das geringe Bauvolumen und Gewicht, was Transport und Montage erleichtert.

Windkraft ist teurer als nötig. Davon ist Dr. Andrew Clifton, Direktor der Forschungskooperation WindForS – Wind Energy Research Cluster, überzeugt. An den Schnittstellen gingen zu viele Daten verloren. Die Herausforderungen für Forschung und Entwicklung bestehe darin, die Komponenten der Windenergieerzeugung besser zu vernetzen. Er nennt als Beispiel Turbinenhersteller, die Big-Data-Methoden nutzen, um das Verhalten ihrer Maschinen besser zu verstehen. Clifton: „Es gibt sicher noch weit mehr, was wir mit diesen Daten machen könnten.“ Dafür müssten die Marktteilnehmer allerdings bereit sein, Daten und Erfahrungen zu teilen.

Daniel Schmitz bestätigt das aus Sicht des Windparkbetreibers Windwärts: „Digitalisierung spielt eine zunehmende Rolle in der Betriebsführung der Anlagen, da sie viele Chancen zur Optimierung bietet.“ Noch fehle es jedoch an definierten und standardisierten Schnittstellen zwischen den Anlagen und der Betriebsführung. Mit den für den Betrieb richtig aufbereiteten Daten „könnten wir beispielsweise auf Auffälligkeiten in der Flotte eines Herstellers hinweisen“. ssc