Positive Grenzerfahrung

Tilman Weber

Vensys hat für Windenergie an Land die Acht-Megawatt-Marke in Angriff genommen. Doch kann sich das saarländische Unternehmen den Vorstoß nicht auf die eigenen Fahnen schreiben, erklärt der in Kanada und den USA ansässige Vensys-Manager Theodor Peters. Das neue Windkraftwerks-Flaggschiff ist eine Entwicklung alleine des chinesischen Mutterkonzerns Goldwind. Er bringt die Vensys 175 mit der künftigen Spitzennennleistung im Anlagenportfolio von 7,8 Megawatt (MW) ins Spiel statt wie noch 2023 anvisiert 6,1 MW.

Es ist ein Sprung nach vorn, aber insbesondere in eine neue technologische Richtung. Denn Vensys wechselt nicht nur in eine neue Bauplattform der Leistungsklasse von sieben bis acht und mehr Megawatt, sondern auch zu einem anderen Antriebskonzept: weg vom getriebelosen Permanentmagnet-Direktantrieb, gemäß internationalem Kürzel PMDD, hin zum Antriebsstrang mit dreistufigem Getriebe und mittelschnell rotierendem Generator. Nachdem Goldwind auch andere Antriebskonzepte geprüft hat, wertet das Unternehmen das bisher auch für die eigenen chinesischen Anlagen übernommene PMDD für die nächste Nennleistungsklasse als nicht mehr wirtschaftlich: Die beim Direktantrieb mit der Nennleistung besonders rasch an Volumen zulegenden Generatoren mit Permanentmagneten verursachten zu hohe Kosten. Einen wichtigen Anteil daran hat wohl der mit dem Generatorwachstum zunehmende Bedarf an den teuren seltenen Erden, die in Permanentmagneten eingesetzt werden, und am ebenfalls teuren Kupfer der Spulenwicklungen. Auch einem logistischen Problem weicht Goldwind aus: Straßentransporte mit größeren Generatoren hätten nur nach einer Teilung der Komponente in zwei Hälften noch funktioniert.

7,8 Megawatt ist die neue höchste Turbinen­nennleistung für Windparks an Land in den Portfolios der in Europa und den USA etablierten Anlagenbauer. Die entsprechende Anlage liefert Vensys, entwickelt hat sie aber der Mutterkonzern Goldwind aus China.

Den Prototyp hat Goldwind im September vorigen Jahres in China in Betrieb genommen. Nach offenbar erfolgreichen Tests findet der Konzeptwechsel nun konzernübergreifend ab der neuen Leistungsklasse statt. Das Getriebe übersetzt die verhältnismäßig langsame und daher geräusch­ärmere Flügeldrehzahl von neunmal pro Minute stark ums 72-Fache auf 600 bis 700 Generatorrotationen. Für das hohe Leistungsplus habe Goldwind eine kräftigere und größere Abmessung der Bauplattform und damit von Getriebe und Generator designt, sagt Peters. Entscheidend war für den Mutterkonzern offenbar, Komponenten und Anlagen überall auf der Welt industriell herstellen zu können: „Goldwind hat gerade sein erstes internationales Werk in Brasilien in Betrieb genommen, wo diese Anlage produziert wird. Unsere Ausrichtung ist, dass sich in der Produktion für jeden Markt regionale Lösungen ergeben“, sagt Peters. Es ist ein Verweis auf weltweit immer mehr Vorgaben für regionale Wertschöpfung.

Enercon teilt Generator, wechselt Gondel

Der vor zwei Jahren von der Deutschland-Marktführerschaft abgelöste Hersteller Enercon aus Aurich verfolgt seit Errichtung seiner ersten „E-Gondel“-­Kundenanlage vor zwei Jahren einen entgegengesetzten Weg: Die E-160-Startanlage dieser neuen Windturbinen-Bauplattform kombiniert den Direkt­antriebsgenerator erstmals bei Enercon mit einem kostensenkenden containerförmigen Maschinenhaus – bei zunächst 160 Meter Rotordurchmesser und 5,56 MW. Im August stellte Enercon an einem nordrhein-westfälischen Teststandort den Prototyp des neusten E-Gondel-Topmodells E-175 EP5 auf, mit 175 Meter Rotordurchmesser und 6,0 MW: als Vorversion einer zur Serienfertigung ab 2026 geplanten 7,0-MW-Variante. Die E-Gondel nimmt wie bei anderen auf Containerbauweise setzenden Herstellern die Umrichter und den Trafo aus dem Turmfuß auf. Dank der oben hochgespannten Leistung muss sie mit weniger und dünneren Kabeln weniger Strom durch die Türme leiten.

Und auch der neue Permanentmagnet-Generator der E-175 trägt zur weiteren Bezahlbarkeit des Direktantriebs bei, weil unter anderem in ihm innovative, industriell und automatisiert gefertigte Aluminiumspulen teurere handgewickelte Kupferspulen ersetzen.

Weil dies das Nennleistungspotenzial allerdings noch nicht bis 7 MW ausschöpft, wie es direkten Wettbewerbern gelang, ändert Enercon weitere Designs im Detail: So war der Container bislang eine Spezialanfertigung für Enercon aus vielen lamellenähnlich horizontal angeordneten Wandplatten. Ein Stahlrahmen diente als Untergrund zur Lamellenmontage und als Träger der Elektrotechnik sowie zur Ableitung der Lasten aus Rotor und Generator. Die nächste E-175 erhält ein Gehäuse, das Standard-Logistikcontainern ähnelt, mit nur drei ganzen Wänden als Bauteilen, woran die Ingenieure alle E-Technik-Bauteile direkt anschrauben.

15,5 Megawatt wird der von GE angekündigte nächste Prototyp der Offshore-­Windenergieanlage Haliade X leisten. Der Teststandort befindet sich in Norwegen.

Außerdem macht Enercon, was Vensys meidet: Die Ostfriesen teilen wie ebenfalls angekündigt den mit zehn Metern Durchmesser groß ausgelegten Generator. Dabei konstruieren sie diesen als Außenläufer – hier dreht sich der rotierende Generatorteil nicht mehr in einem stehenden äußeren Ring, sondern kreist mit den Magneten um den gespulten Stator in der Mitte. Enercon kann im Außenläufer wesentlich mehr Magnete und damit Drehmoment unterbringen. Die Wirkung erhöht sich, weil der Außenring mit nur einem halben Meter Dicke um den 9,5 Meter breiten Generator einen sehr langen, drehmomentstarken Luftspalt bildet.

Wie sie die Generatorhälften zusammenfügen, verraten die Ostfriesen vor der für 2025 geplanten Prototyperrichtung nicht. Die Bauteams werden sie nacheinander ans oben schon montierte Maschinenhaus hieven und dort kombinieren. Weitere Kostensenkungspunkte sammelte Enercon schon für E-160, weil das für die Magneten wichtige Seltene-Erden-Metall Neodym in der E-Gondel nur 25 Prozent des Magnetegwichts ausmacht. Für die Sieben-MW-Variante reduziert Enercon auch noch die Gesamtmasse jedes Magneten um die Hälfte.

Immer mehr elektronische Betriebsmodi

Andere Windturbinenbauer visieren ebenfalls mit containerförmigen Sechs-Megawatt-Plattformen die 7-MW-Marke an. Alle größeren Wettbewerber in den USA oder Europa haben diesen Weg um mindestens ein bis zwei Jahre im Voraus eingeschlagen. Er setzt nicht zuletzt auf immer mehr elektronisch gesteuerte Betriebsmodi. Solche reduzieren die Rotordrehzahlen zugunsten geringerer Schallwerte, um Anwohner zu schonen, oder mit dem Ziel, das Turbinenmaterial in ungünstigen turbulenten Windströmungen weniger zu ermüden. Zunehmend nutzen Windenergieanlagenhersteller auch den erstmals bei Siemens Gamesa so benannten Power Boost, der bei stoßärmeren linearen Luftströmungen eines Standorts die Generatorhöchstkapazität ausreizen lässt. Die flexiblen Betriebsweisen lassen Nennleistungsreichweiten der Plattformen schneller erkunden – und ausdehnen.

Hinzu kommt die kostendämpfende Modularisierung, die gleiche Komponenten und Bauteile über mehrere Anlagengrößen hinweg ermöglicht. So können die Hersteller trotz unterschiedlicher Getriebeübersetzungen und Drehmomente dieselben Steuerungsbauteile einsetzen. Oder sie können, wie Enercon es nun für die kleinere E-138 der Vier-MW-Klasse vollzieht, dasselbe Maschinenhaus nutzen: die E-Gondel mit ihrer selbsttragenden Containerarchitektur. Für Generator und Umrichter der E-138 ist die E-Gondel damit zwar überdimensioniert. Die E-Gondel reduziert aber auch bei der EP3 die Kosten entlang der gesamten Prozesskette von der Produktion, über die Logistik bis zur Installation.

Vestas mit neuer Amerika-Großanlage

Auch Vestas arbeitet noch am Ausweiten der Sechs-MW-Plattform. Der dänische langjährige Weltmarkt- und jüngste Deutschlandmarktführer von 2023 hat erste drei Prototypen seiner V172 mit 7,2 MW auf Basis der „Enventus“-Plattform für bisher 5,6- bis 6,2-MW-Anlagen errichtet. Mit einem neuen, besonders hohen Turm will Vestas die Anlage auch für 199 Meter Nabenhöhe anbieten und somit aus den besonders windertragreichen Luftschichten die Energie abgreifen lassen.

„Im aktuellen Genehmigungsgeschehen sehen wir einen großen Erfolg für die V172“, sagte Jan Hagen Ende September am Vestas-Stand auf der Messe Wind Energy in Hamburg; er ist Chef-Technikmanager für die Region Nord- und Zentraleuropa bei Vestas. Die Turbine sei die „bei Genehmigungsanträgen inzwischen meisteingereichte Anlage“ dieses Jahres. Entscheidend für den Erfolg ist gemäß Hagen, dass der Markt nun nicht mehr immer größere Turbinentypen als Vorteil wertet, sondern inwiefern die Turbinenbauer mit ihnen die Märkte bei Nachfrageschüben beliefern können.

Der gewaltige Vertrauensvorschuss könnte auch der immer weiter ausgreifenden Standardisierung des Plattformbaus über alle Einsatzgrenzen hinweg zu verdanken sein. So erhöhen die Dänen stetig die Zahl gleicher Bauteile in der gewaltigen Offshore-Turbine V236 mit 15 MW Nennleistung und in den Anlagen an Land der containerförmigen Bauplattform Enventus. Vestas entwickle „modulare Plattformen mit standardisierten Schnittstellen“, sagt Hagen, „die zwischen den Systemen und Komponenten eine Architektur schaffen – für die Offshore-Anlagen und die Landturbine V172.“

Wir entwickeln modulare Plattformen mit standardisierten Schnittstellen.

In den USA, wo dank der Marktgröße für Vestas auch gesonderte technische Wege lukrativ erscheinen, kommt eine Plattform jenseits des Enventus-Designs zum Einsatz. Die V163-4.5 MW basiert auf der 4-MW-Plattform und soll dafür sorgen, dass große Windparks an schwachen Stromnetzen gleichmäßiger einspeisen. Mit ihr lässt sich dank des großen Verhältnisses von Rotorblattlänge zur Nennleistung bei Schwachwind mehr Elektrizität ernten und die Einspeisung bei starkem Wind begrenzen.

Nordex erhöht die Drehmomente

Nordex zieht mit einer ähnlichen US-Windkraftanlage für Standorte mit begrenzter Netzkapazität nach, wie das Unternehmen auf der Messe auf seinen Leuchtbildschirmen veranschaulichte. Die N169/5.X wird mit einem Rotor von schon fast 170 Meter Durchmesser nur bis zu 5,5 MW Nennleistung erzeugen müssen. Nachdem Vestas schon vor einem Jahr den Prototyp der US-Anlage V163 in Betrieb genommen hatte, gab Nordex im Juli die Entwicklungsarbeiten zur N169 bekannt.

Anders als Vestas, Enercon, Vensys und andere Turbinenbauer, die ihre Antriebskonzepte einmal umgestellt haben, betreibt Nordex das Ausreizen der Plattform weiterhin mit dem hoch übersetzenden Getriebe und dem schnelldrehenden sogenannten doppelt gespeisten Asynchron-Generator mit weit über 1.000 Umdrehungen pro Minute.

Wie das Ausreizen der seit der Nennleistungsklasse ab 4,5 MW gleichen Plattform Delta 4000 funktioniert, erklärt Nils Lehming. Der Senior-Produktmanager spricht von „Rückwärtskompatibilität“: Neuere Maschinenträger oder effizientere elektrische Technik sollen auch in älteren Anlagen der Plattformen zum Einsatz kommen. Zuletzt hätten die Entwicklungsingenieure den Maschinenträger der Flaggschiffanlage N163/6.X mit derzeit bis 6,8 MW Nennleistung „harmonisiert und für die kleineren Delta-4000-Turbinen übernommen“.

Nun wird Nordex die Nennleistung der N163 auf 7,0 MW erhöhen und erstmals die Drehzahl der Turbine leicht steigern bei geringen 0,2 Dezibel mehr Schall. Für alle vorherigen Leistungserhöhungen der N163 ab 5,7 MW hatte Nordex stets mit einer Drehmomenterhöhung nachgelegt. Hierbei bewirkt der Umrichter als Steuerungskomponente, dass der Generator und das Getriebe bildhaft gesprochen immer mehr elektrischen Widerstand einer gleichbleibenden Rotordrehung entgegensetzen. Die Leistungssteigerungen seien Folge der sich ansammelnden Erfahrungs- und Messwerte, sagt Lehming. Auch die N175 bekommt noch einmal ein höheres Drehmoment verpasst. Ihr Rotor soll im Vergleich zur N163 ebenfalls 6,8 MW Nennlast mit demselben Generator und anderen Getriebeübersetzungsstufen erreichen, aber nur 106,9 statt 107,2 Dezibel verursachen. Dafür dürfen die Blattspitzen trotz größerem Radius nicht schneller durch die Luft ziehen, der Rotor muss langsamer drehen.

Nordex hatte kurz vor der Messe den Prototyp der N175-6.0 MW errichtet. Beim Turm kündigte das Unternehmen während der Messe an, bald eine Nabenhöhe von 200 Metern anzubieten. Inwiefern die neue Anlage noch Nennleistungserhöhungen erlauben wird, will Lehming den künftigen Werten aus den Betriebsmodi überlassen.

Eigenes Tempo: GE und Siemens Gamesa

Nicht alle Windturbinenbauer haben gleichermaßen Interesse daran, ihre Technologie auffällig ins Schaufenster zu stellen. Zum Beispiel GE: Der US-amerikanische Hersteller von On- und Offshore-Windkraftanlagen mit je einem Getriebe-Antriebskonzept an Land und einem PMDD-Direktantrieb auf See hatte als erster Akteur eine Plattform für 5-MW- bis 6-MW-Turbinen mit Containerarchitektur eingeführt. 2019 installierte GE den ersten Prototyp der sogenannten Cypress-Anlagen mit 4,8 MW und einem Rotor mit 158 Meter Durchmesser und legte das Modell danach bis auf 6,1 MW Nennleistung immer neu aus. 2021 haben die US-Amerikaner mit der 6,0-MW-Pilotanlage mit 164 Meter Rotordurchmesser ein Plattformmodell nachgelegt, dessen Errichtung nun startet.

Nach zwei Testanlagen installierte GE zu Ende 2023 als „Flotten-Führer“ die ersten 26 Kundenanlagen der 6.0-164 im Bürgerwindpark Hanze sowie in einem kleineren Projekt. Beide gehören einem regionalen Verbund von elf Windparks der niederländischen Region Flevoland an. Die „Arbeitspferde“ seien für GE aber noch eine 3,6-MW-Anlage mit 154 Meter Rotordurchmesser für den US-Markt, die GE Anfang des Jahres auf der 3-MW-Plattform einführte, sowie die 6.1-158 und die Haliade-X-Turbine mit 250 Meter Rotordurchmesser fürs Meer. Kommendes Jahr will GE mit der 15,5-MW-­Pilot­anlage der Haliade X unter den Wettbewerbern aus Europa und den USA die vorerst leistungsstärkste Windturbine an ihrem Teststandort in Norwegen errichten. Allerdings hat GE jüngst aufgrund finanzieller Schwierigkeiten im Offshore-Wind­energie-Geschäft eine Verkleinerung der Belegschaft der Meereswindkraftsparte angedeutet.

Siemens Energy wiederum, ebenfalls mit Getriebeanlagen an Land und getriebelosen Turbinen auf See, hatte auf einen Messestand in Hamburg verzichtet. Die Offshore-Serie hat das Unternehmen mit dem Prototyp einer 14 bis 15 MW leistenden Anlage bei 236 Meter Rotordurchmesser im März 2023 auf den technologisch neuesten Stand gebracht.

An Land hatte Siemens Energy die 5-MW-­Plattform der Siemens-Gamesa-Anlagen bisher auf 170 Meter Rotordurchmesser und 6,6 und 7,0 MW ausgereizt. Doch nach technischen Schwierigkeiten, Problemen in der Lieferkette und mit den Kosten hatte Siemens Energy die Auslieferung aller Land-Getriebeanlagen ab der 4-MW-Plattform vom vergangenen Herbst an zurückgefahren. Der Turbinenbauer will die Phase der Mängelbehebung auch fürs weitere konsequente Modularisieren der Anlagenarchitektur nutzen. Im September meldete er an, die 4-MW-Klasse vorerst in ausgesuchte Märkte wieder zu liefern. Die Plattform bis 7 MW soll 2025 auf den Markt zurückkehren.

Eno Energy: Turbinen-Boost auf 6,8 MW

Bei Deutschlands kleinstem Windturbinenbauer, Eno Energy in Rostock, hat sich die 6- bis 7-MW-Klasse aufgrund der für das kleine Unternehmen aufwendigen Arbeiten an ihrer Markteinführung verzögert. Aber auch ein Ausstieg des Getriebezulieferers Eickhoff aus der Serienfertigung bremste. Wie Eno-Energy-Vertriebsleiter Patrick Rudolf erklärt, soll die Flaggschiffplattform Enoventum nach Anlagen mit 152 und 160 Meter Rotordurchmesser auch eine Eno 175 erhalten. Der Turbinentyp mit 160 Meter Rotordurchmesser kann zwischen 6 und 6,4 MW leisten und lässt sich mit einem Dutzend Modi betreiben. Der Prototyp der Eno 175 soll Ende 2025 ans Netz gehen und mit einem Power-Boost bis zu 6,8 MW Nennlast erreichen. „Das ist das Maximale, was wir herausholen können, ohne die Plattform im Design grundsätzlich neu anfassen zu müssen“, sagt Rudolf.

Die Enoventum-Anlagen nutzen denselben Maschinenträger, dieselbe doppelt gelagerte Hauptwelle. Eno 160 und Eno 175 werden dasselbe Getriebe nutzen. Sie werden sich allerdings nur noch bedingt als turbulenzresistente Nachverdichtungsanlagen wie Enos 4-MW-Anlagen in bestehenden Windparks eignen. Diese Besonderheit hatten die Nordostdeutschen den Anlagen vorher aufgrund besonderer Rotorblattprofile und kräftigerer Auslegung ihrer Komponenten zugeschrieben.

Chinas Acht- bis Zehn-Megawatt-Anlagen

Chinesische Unternehmen wie Windey, CRRC, Mingyang, oder Sany werben derweil für die nächsthöhere Leistungsklasse. Noch bewerben sie zwar fast durchweg Prototypen oder angekündigte Entwicklungen. So speisen in China nun Onshore-­Pilotanlagen bis 8 MW ein, mit Rotordurchmessern bis 195 Meter. 2025 sollen 10-MW-Anlagen an Land folgen. Häufig nutzen sie doppelt gespeiste Asynchrongeneratoren.

Für Offshore-Windparks testen die Unternehmen des führenden Windenergiemarktes erste 18-MW-Turbinen mit bis zu 292 Meter Rotordurchmesser. Mingyang plant fürs zweite Quartal 2025 eine 22-MW-Anlage mit etwa 310 Meter Rotordurchmesser.

Anlagen für die USA

V163-4.5⁻MW
Vestas-Anlage auf der Plattform für Anlagen ab 4 MW. Prototyp ist in Betrieb.

N169/5.X
Nordex-Anlage mit bis zu 5,5 MW. Entwicklung hat begonnen.

GE-3.6-154
GE-Anlage: Soll „am meisten getestete und validierte Turbine in der Geschichte von GE“ sein.

Im.US-Design
Spezielle Amerikaanlagen mit sehr hohem Kapazitätsfaktor – ein im Verhältnis zur Nennleistung besonders großer Rotor für netzverträgliche Erzeugung an kapazitätsarmen Stromleitungen