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Effiziente Turbinen für windschwache Standorte

Höhere Anlagen mit größeren Rotordurchmessern bei gleichbleibender oder geringerer Nennleistung sind der aktuel-le Trend in der Anlagentechnik. Das zeigen gerade die von den großen und mittelständischen Herstellern im letzten Jahr prä-sentierten neuen Anlagentypen.

Bereits Ende 2011 nahm Nordex den ersten Prototypen der neuen N 117 in Betrieb. Die auf Basis der N 100-Plattform weiterentwickelte Anlage mit 2.400 kW Leistung, einer Naben-höhe von 141 Metern und einem Rotordurchmesser von 117 Metern ist besonders für Schwachwindstandorte ausgelegt. „Die Nachfrage nach Turbinen für windschwächere Standorte hat deutlich zugenommen und wird sich voraussichtlich noch weiter steigern“, erklärt Günter Steininger, Produktmanager bei Nordex. „Deshalb“, so Steininger, „haben wir reagiert und eine Anlage entwickelt, die auch bei Windgeschwindigkeiten um die 6 m/s gute Erträge einfährt. Damit werden auch wind-schwächere Standorte profitabel.“ Diese seien inzwischen nicht nur aufgrund von politischen Entscheidungen in den Bundes-ländern in den Fokus gerückt, sondern auch deshalb, „weil die windstarken Standorte an Land mittlerweile rar gesät sind“.

Das sehen auch die meisten anderen Hersteller so. Bei-spielsweise hat Repower auf der HusumWind mit der 3.0M122 eine Turbine vorgestellt, die ebenfalls auf die besonderen Be-dingungen an Schwachwindstandorten ausgerichtet ist. Die erste Variante wird mit einer Nabenhöhe von bis zu 139 Metern ab Anfang 2013 zum Kauf angeboten. Der Prototyp soll dann im vierten Quartal 2013 errichtet werden. Auch der deutsche

Branchenprimus Enercon bestätigt den Trend: Im Herbst 2012 wurde die neue E 115 mit 2,5 MW und 115 Metern Rotordurch-messer präsentiert. Im Dezember wurde der Prototyp der E 92 in Betrieb genommen – auch diese Anlage ist mit einer maxi-malen Leistung von 2,3 MW explizit für Schwachwindstandorte konzipiert.

Weltmarktführer Vestas nimmt mit der Neuentwicklung der V 126 europaweit den gleichen Zielmarkt ins Visier. Ähnliche Pläne verfolgen zudem Hersteller wie Gamesa, Kenersys, Leit-wind oder Siemens. Auch sie haben in den letzten eineinhalb Jahren Anlagen speziell für Schwachwindstandorte präsentiert.

Besser für die Ausnutzung der Netze

Bei geringeren Windgeschwindigkeiten sind Nabenhöhe und Rotorgröße die entscheidenden Faktoren für die Wirt-schaftlichkeit einer Anlage: Sie ermöglichen durch niedrigere Auslegung (Watt pro m2 Rotorfläche) eine größere Jahrespro-duktion bei konstanterer Generatorleistung und erreichen so-mit einen weit höheren Kapazitätsfaktor (Volllaststunden pro Jahr).

Um auch an schwächeren Standorten profitabel zu arbei-ten, muss die Turbine ihre maximale Leistung früher erreichen als an küstennahen Standorten mit starkem Windaufkommen. „Deshalb“, erklärt Dieter Fries vom BWE Betreiberbeirat, „sind viele der aktuellen Anlagen so ausgelegt, dass sie ihre Nenn-leistung bereits bei etwa 10 m/s erreichen, während stärkere Turbinen mit größerer Generatorleistung ihr Maximum erst ab etwa 14 m/s oder noch später erreichen.“

AnlAGenkonzepte

größer, höher, effektiverDer Markt verlangt zunehmend nach Anlagen für windschwächere

Standorte. Und die Hersteller reagieren prompt: mit Anlagenkonzepten,

bei denen Turmhöhe und Rotorgröße die Stromausbeute erhöhen.

Auch bei der Steuerung und der Zustandsüberwachung schreitet die

Entwicklung weiter voran.

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Insbesondere an Standorten der Windzone 3 wirkt sich das Leichtwindde-sign der Anlagen in Verbindung mit gro-ßer Nabenhöhe auch zum Vorteil für die Netzbelastung aus. „Die Leistungsdauer-linien der Schwachwindanlagen zeigen signifikant höhere Werte. Das heißt, die Anlagen laufen nicht nur länger un-ter Nennlast, auch ihr Leistungsabfall bei sich abschwächendem Wind wird hinaus gezögert. Das ist gut für die Netze, da der Strom dann kontinuierlicher fließt und extreme Leistungsspitzen verringert werden“, so Fries.

Intelligentere Technik im Einsatz

Lastmanagement, SDL-Fähigkeit, Fern-steuerbarkeit – Entwicklungssprünge im Zuge gestiegener Ansprüche an die Netz-verträglichkeit haben in jüngerer Ver-gangenheit auch die Steuerungen der Anlagen vollzogen. „Zum Beispiel gab es die am Bedarf des Strommarktes ausge-richtete Fernsteuerbarkeit für Windräder vor einigen Jahren schlicht noch nicht“, erklärt Ian-Paul Grimble, Geschäftsführer der psm GmbH & Co. KG und stellvertre-tender Vorsitzender des Betriebsführer-beirats im BWE. „Auch die SDL-Fähigkeit der Turbinen“, so Grimble, „ist noch relativ neu und die Anforderungen für System-dienstleistungen steigen nach wie vor.“

Um den Strom direkt ins Netz ein-speisen zu können, sind viele aktuelle Anlagentypen mit Permanentmagnet-Generatoren und Vollumrichtern ausge-stattet. Damit ist die Turbinenleistung komplett vom Netz entkoppelt, die Anla-ge kann so grundlegende Anforderungen wie die Bereitstellung von Blindstrom oder die millisekundengenaue Reaktion auf Netzfehler erfüllen. „Was die Steue-rungstechnik betrifft“, berichtet Ian Paul Grimble, „hat sich in den letzten ein bis zwei Jahren ein regelrechter Boom für die Aus- und Nachrüstung der Anlagen entwickelt. Die technische Entwicklung hat schließlich mit den Netzanforderun-gen Schritt gehalten und muss jetzt ver-stärkt zum Einsatz kommen.“

Onshore: Aktuelle Windenergieanlagen ...... werden heute mit deutlich geringeren spezifischen Leistungen in W/m2 gebaut. Bei den neuen Windkraftanlagen, die speziell für windschwächere Standorte ausgelegt sind, liegt der Schwerpunkt bei einer spezifischen Leistung von 200 – 260 W/m2.

typ RotoRleistung/kW durchm./m fläche/ m2 W/m2

eneRconE 82 - 2,3 2.300 82 5.281 436E 82 - 2 2.000 82 5.281 379E 92 - 2,3 2.350 92 6.648 353E 101 3.050 101 8.012 374E 115 2.500 115 10.387 241

GAmeSAG90 2 MW 2.000 90 6.361 314G114 2 MW 2.000 114 10.205 196

keneRSyS K 120-2,3 MW 2.300 120 11.310 203

leitWindLTW77 1 MW 1.000 77 4.656 215LTW 2-104 2.000 104 8.495 235

noRdexN100/2500 2.500 100 7.854 318N117/2400 2.400 117 10.157 236

RepoWeRRE 3 M-122 3.000 122 11.690 257RE 3,2M-114 3.200 114 10.207 314MD 77 1.500 77 4.656 322

SiemenSSWT-2,3-93 2.300 93 6.800 338SWT-2,3-101 2.300 101 8.012 287SWT-2,3-113 2.300 113 10.015 230

veStASV 90- 2 MW 2.000 90 6.361 314V 112-3 MW 3.000 112 9.852 305V 126-3 MW 3.000 126 12.469 241

Quelle: Ingenieurbüro Fries

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Rund um die Uhr besetzt: Die Enertrag-Leitwarte in Dauerthal.

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Mehr Know-how erforderlich

Dass die Regelungen zu Einspeisemanagement, SDL-Fähig-keit und Direktvermarktung einen spürbaren Nachfrageeffekt gezeitigt haben, beweist auch die positive Entwicklung einiger unabhängiger Servicedienstleister. Deren Wachstum hängt al-lerdings auch damit zusammen“, so Grimble, „dass die Technik, die aktuell eingesetzt wird, um ein Vielfaches komplexer und sensibler ist.“ Das erhöhe letztlich die Anforderungen an alle mit dem Betrieb von WEA befassten Dienstleister. „Vor allem elektrische und elektronische Komponenten werden immer ausgefeilter. Das erfordert natürlich auch mehr Know-how und Aufwand bei den Betriebsführern und ihren Partnern, die mit der Steuerungstechnik umgehen können müssen.“

Condition Monitoring stärker nachgefragt

Während die Anlagen effizienter werden und die Steuerung immer besser auf Netzanforderungen abgestimmt ist, wächst

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Enercon E82Enercon E-115Vestas V80 2MWVestas V90 2 MWVestas V112 3MWSiemens SWT-2.3-113Siemens SWT-3.6-120Nordex N60 1.3MWNordex N117 2.4MWRepower 3.2M 114

WeibullfaktorenA=7,5 m/sk=2v_Mittel=6,6 m/sStandort: 100% Referenzertrag

110%

100%

90%

80%

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10%

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Häufigkeit (% Stunden im Jahr)

Leis

tung

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nlei

stun

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entwicklung neuer Anlagentechnologie – Auswirkung auf leistungsdauerlinienSchwachwindanlagen erreichen bei niedrigeren Windgeschwindigkeiten mehr Volllaststunden.

Quelle: Deutsche Windguard

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nicht nur die Systemrelevanz, sondern auch der potenzielle Schaden, der durch einen Ausfall entstehen kann. Bei der Mini-mierung dieses Risikos spielen Condition-Monitoring-Systeme (CMS) eine entscheidende Rolle. Rund 20 Hersteller bieten vom Germanischen Lloyd oder der Allianz zertifizierte CMS an. Ihr Einsatz ist im Offshore-Bereich obligatorisch, aber auch an Land nimmt die Nachfrage deutlich zu.

CMS sollte allerdings mehr sein als nur Temperaturmessung im Antriebsstrang sowie Vibrationsmessungen: „Für uns ist Condition Monitoring eine Gesamttechnologie zur Früherken-nung eventuell auftretender Schäden“, erklärt Holger Fritsch von Bachmann Monitoring, einem der führenden Anbieter die-ser Systeme. „Sie dient eher der Diagnose als der Überwachung der Anlagentechnik.“ Dabei wurde in jüngster Zeit ein entschei-dender Schritt vollzogen: die Koppelung der Systeme mit der Anlagensteuerung. Bachmann ist mit dem integrierten CMS

seit etwa zwei Jahren am Markt. 2011 wurde das System zerti-fiziert. Es kann aktiv mit der Steuerung gekoppelt werden und so erkennbare Schädigungspotenziale (wie Spitzenlasten durch Windböen) durch zeitnahes Reagieren zu verringern helfen.

Der Bedarf nach solchen Systemen steigt stetig. Allein in 2012 hat Bachmann über 400 Condition-Monitoring-Systeme neu in den webbasierten CM-Service übernommen – davon gut die Hälfte bei bereits bestehenden Anlagen. Für 2013 rechnet Holger Fritsch mit einem weiteren Nachfrageboom. „Das liegt auch daran, dass sich die Struktur der Investoren und Betrei-ber stark gewandelt hat“, erklärt er. „Bei größeren Investoren wie Stadtwerken oder anderen Energieversorgern ist das Ver-ständnis für den Nutzen eines effektiven Condition Monitoring stärker verbreitet als bei kleineren Betreibern.“ Dass der Bedarf wächst, haben auch die Turbinenhersteller erkannt. Sie bieten nun teils eigene, teils systemunabhängige Lösungen mit an.

01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12Monate

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50

30

10

Ertrag in TEUR

19%

9,5%

5,5%

8,5%9,5%

8%7% 7%

4% 4%

11%

7%

windschwache Periode windstarke Periode

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40

20

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Ertragsausfall in TEUR

Reparatur geplantDowntime: 2 Wochen

Spontan-ausfallDowntime: 10 Wochen

Spontan-ausfallDowntime: 10 Wochen

Reparatur geplantDowntime: 2 Wochen

ertragsverlauf und ertragsausfall

Jahresertrag in monaten ertragsausfall geplante und ungeplante Reparatur

Vergleich einer geplanten mit einer ungeplanten Getriebereparatur an einer 1,5 MW Anlage zu wind-schwachen bzw. windstarken zeiten. Berücksichtigt man nur die Ertragseinbuße, so entsteht bei einer Re-paratur nach einem Spontanausfall zu windschwachen Zeiten ein zusätzlicher verlust von ca. 20.000 Euro, zu windstarken Zeiten von weit über 40.000 Euro.

Quelle: Bachmann Monitoring

Die Erträge einer Windenergieanlage werden zu rund zwei Dritteln in den windreichen Wintermonaten erwirtschaftet. Beispiel: Jahresertragsverteilung einer 1,5 MW-Windenergieanlage

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Mit einer laut Fritsch höheren technischen Verfügbarkeit der Anlagen von über 1 Prozent – bei in der Regel günstigeren Versicherungsprämien – amortisiere sich der Einsatz moderner CMS oft bereits nach kurzer Zeit oder mit dem ersten rechtzei-tig erkannten Schaden. Dies lasse sich am Beispiel eines Ge-triebewechsels verdeutlichen: Könne dieser geplant werden, sei mit durchschnittlich etwa fünf Tagen Ausfallzeit zu rechnen, während ein ungeplanter Wechsel im Schnitt bis zu zwölf Tage in Anspruch nehme. „Der Unterschied beim Ertragsausfall von einer geplanten zu einer ungeplanten Reparatur“, so Fritsch, „kann bei einer 1,5-MW-Anlage schon in windschwachen Zei-ten bis zu 20.000 Euro betragen.“

Mehr Stabilität im Strommarkt

Mehr Effizienz und Effektivität an weniger windstarken Standorten bei immer ausgefeilterer Technik für Steuerung und Zustandsüberwachung: Die aktuelle Anlagentechnik hat in jüngster Vergangenheit deutliche Entwicklungssprünge ge-macht und mit den gestiegenen Marktanforderungen Schritt gehalten. Die Windenergie kann dadurch einen höheren Bei-trag zur Netzstabilität leisten und somit ihre Position als aktiver Teilnehmer am Strommarkt festigen. Die rasante Entwicklung der Anlagentechnik stützt schließlich maßgeblich die Rolle der Windenergie als Eckpfeiler der Energiewende. ■

Die Windparks Wangenheim, Hochheim, Wiegleben und Ballstaedt-Westhausen in Thüringen.

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