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GE greift zu getriebelosen Windkraftanlagen
Bei einem Neukauf bzw. GIB MAL setzt auf eine Turbinentechnologie im Frühstadium, die den Unterhalt von Offshore-Windparks günstiger machen könnte. Der Erwerb von ScanWind , mit Sitz in Trondheim, Norwegen, sichert GE außerdem den Einstieg in den wachsenden Markt für Offshore-Windenergie.
Eine Geschwindigkeit: ScanWind testet seit 2003 getriebelose 3,5-Megawatt-Windturbinen an der norwegischen Küste.
Anstelle von Getrieben verwendet ScanWind in seinen 3,5-Megawatt-Turbinen eine neuartige Generatortechnologie mit Direktantrieb. Dies macht die Turbinen zuverlässiger, indem Ausfallzeiten und Reparaturkosten reduziert werden – ein besonders wichtiger Aspekt bei Offshore-Turbinen, bei denen es teurer ist, Techniker zur Wartung zu schicken. ScanWind testet die Turbinen seit 2003 an der norwegischen Küste.
GE mit Sitz in Fairfield, CT, ist der weltweit zweitgrößte Hersteller von Windkraftanlagen mit mehr als 12.000 installierten Turbinen weltweit. Das Offshore-Windenergie-Portfolio von GE war bisher jedoch minimal, und das Unternehmen möchte sein Offshore-Angebot erweitern. Durch die Übernahme von ScanWind, die Übertragung seines Know-hows und Verständnisses von Onshore-Wind und das Hinzufügen von Technologien wie Fernüberwachung und -sensorik hofft GE, ein solides, kostengünstiges Offshore-Windprodukt herstellen zu können.
Bei herkömmlichen Windkraftanlagen drehen die Rotorblätter eine Welle, die über ein Getriebe mit dem Generator verbunden ist. Das Getriebe wandelt die Drehzahl der Schaufeln – 15 bis 20 Umdrehungen pro Minute bei einer großen Ein-Megawatt-Turbine – in die schnelleren 1.800 Umdrehungen pro Minute um, die der Generator zur Stromerzeugung benötigt. Windturbinen sind ganz anders als jede andere Getriebeanwendung, sagt Sandy Butterfield, Chefingenieur des Windprogramms bei der Nationales Labor für erneuerbare Energien in Golden, CO. Sie wechseln von einer sehr niedrigen Geschwindigkeit zu einer hohen Geschwindigkeit. Normalerweise ist es umgekehrt.
Die vielen Räder und Lager in einem Windturbinengetriebe sind aufgrund von Windturbulenzen enormen Belastungen ausgesetzt, und ein kleiner Defekt an einer Komponente kann die Turbine zum Stillstand bringen. Damit ist das Getriebe der wartungsintensivste Teil einer Turbine. Getriebe in Offshore-Turbinen, die höheren Windgeschwindigkeiten ausgesetzt sind, sind noch anfälliger als solche in Onshore-Turbinen. Butterfield führt mit Turbinenherstellern eine Studie zur Getriebezuverlässigkeit durch, um Konstruktionsschwächen zu identifizieren, die vermieden werden könnten.
Das Turbinendesign von ScanWind verzichtet vollständig auf das Getriebe. Stattdessen ist die Rotorwelle direkt am Generator befestigt, der sich mit der gleichen Geschwindigkeit wie die Rotorblätter dreht.
In einem Turbinengenerator drehen sich Magnete um eine Spule, um Strom zu erzeugen – je schneller sich die Magnete drehen, desto mehr Strom wird in der Spule induziert. Um die langsamere Drehgeschwindigkeit eines Direktantriebsgenerators auszugleichen, wird der Rotationsradius vergrößert, wodurch die Geschwindigkeit, mit der sich die Magnete um die Spule bewegen, effektiv erhöht wird.
Nordwind: ScanWind hat Turbinen entlang der norwegischen Küste installiert.
Das Eliminieren des Getriebes aus der Windkraftanlage [entfernt] den technisch kompliziertesten Teil der Maschine, was von Natur aus die Zuverlässigkeit verbessert, sagt Henrik Stiesdal , Chief Technology Officer von Siemens AG . Wenn im Generator ein Permanentmagnet verwendet wird, wie es bei neueren Turbinen der Fall ist, steigt der Wirkungsgrad noch weiter. Denn im Gegensatz zu heutigen elektromagnetischen Generatoren benötigen Permanentmagnete keinen Strom.
Direktantriebsgeneratoren kosten derzeit mehr als Getriebesysteme und sind 15 bis 20 Prozent schwerer. Dennoch sei die Entscheidung von GE, ScanWind zu kaufen, klug, sagt Butterfield. Offshore-Maschinen sind in Bezug auf die Wartung so teuer, dass einige Leute denken, dass der Kompromiss zugunsten von Direktantriebsgeneratoren kippt, sagt er. Ich bin optimistisch, dass es Technologien gibt, die dazu beitragen werden, direkt angetriebene Generatoren auf das gleiche Gewicht und die Kosten von Getriebesystemen zu senken.
Siemens ist davon überzeugt. Der führende Anbieter von Offshore-Windenergie testet seit über einem Jahr zwei 3,6-Megawatt-Proof-of-Concept-Direktantriebsturbinen in der Nähe von Dänemark. Laut Stiesdal hat sich die Technologie in Bezug auf Leistung, Vibrationen, Temperatur, Geräuschentwicklung und Zuverlässigkeit ebenso bewährt wie Getriebe. Jetzt geht es darum, die Kosten zu senken.
GE erwartet unterdessen ein marktreifes Produkt bis Ende 2012. Es zielt zunächst auf den europäischen Markt ab, da fast alle der derzeit verfügbaren 1.473 Megawatt Offshore-Windenergie aus Anlagen entlang der europäischen Küsten stammen. Laut Branchenanalysten muss diese Kapazität bis 2020 30.000 Megawatt erreichen, wenn die Europäische Union ihre Ziele für erneuerbare Energien erreichen will. Einer der Gründe, sich für ScanWind zu entscheiden, ist laut GE die Präsenz des Unternehmens in den nordischen Ländern, die neben Großbritannien und Deutschland die Lichtblicke für Offshore-Windenergie sind.