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Energie & Umwelt

Höher, schneller weiter?

Strom aus Offshore-Windparks wird immer günstiger. Das gelingt unter anderem dank enormer Leistungssprünge bei den Windkraftanlagen. Doch Hersteller wie Siemens Gamesa nähern sich mit jeder Windrad-Generation wirtschaftlichen und physikalischen Grenzen. Deshalb lernen die Anlagen der Zukunft schwimmen.

Vor der Küste des dänischen Örtchens Vineby fängt alles an. Als dort im Jahr 1991 der erste Offshore-Windpark der Geschichte seinen Betrieb startet, weiß allerdings keiner, wo genau die Reise hingeht. Mit nicht einmal einem halben Megawatt ist die Leistung aus heutiger Sicht recht bescheiden, die Länge der Rotorblätter mit 35 Metern überschaubar. Das Wort Energiewende nimmt seinerzeit allerdings auch noch niemand in den Mund. Heute, 30 Jahre später, ist die Energiewelt eine andere. Die Offshore-Stromerzeugung bricht einen Weltrekord nach dem anderen: Die derzeit größte Meereswindanlage überhaupt, die SG 14-222 DD von Siemens Gamesa, wird im Jahr 2024 in Serie gehen und mit ihren 222 Meter langen Rotorblättern gut 30 Mal so viel leisten wie ihre Urahnen aus Dänemark. Mit einer einzigen Umdrehung liefert sie genug Strom um etwa zwei Haushalte einen Tag mit Strom zu versorgen.

Das Herzstück der Rekordanlage, die Turbine, wird ab 2024 aus dem Siemens Gamesa-Werk in Cuxhaven kommen. Hier, am Eingang zum norddeutschen Wattenmeer, liegen in der Werkshalle derzeit mehrere Maschinenhäuser der Acht-Megawatt-Klasse bereit. Jedes so groß wie ein Doppelhaus, damit Generator, Stator und kilometerweise Kabel darin Platz finden. Ganze 165 dieser Turbinen werden in den nächsten Monaten zusammen mit Rotorblättern aus dem dänischen Aalborg vor die englische Küste gebracht, wo sie den Windpark Hornsea 2 bilden. Dort bricht der Betreiber Ørsted – wie sollte es anders sein – einen weiteren Weltrekord: Rein rechnerisch wird Hornsea 2 ab 2022 etwa 1,3 Millionen Briten mit Strom versorgen.

Das Turbinenwerk am Tor zum norddeutschen Wattenmeer in Cuxhaven. Das Werk beliefert große Offshore-Projekte in der Nordsee.

Preise als Technologiewette

Moderne Windparks wie Hornsea 2 zeigen, dass nicht nur die Anlagen immer größer werden, um die Energieausbeute pro Windrad zu erhöhen. Genauso skalieren einzelne Betreiber ihre Projekte auf mehrere hundert Anlagen hoch. So können sie bei den Ausschreibungen bessere Preise anbieten. Denn wer den niedrigsten Strompreis verspricht, der darf bauen. Dass Siemens Gamesa erst 2024 seine Rekordanlage in Serie produziert, sie aber jetzt schon anbietet, hängt mit den Realisierungsfristen der Projekte zusammen. In der Regel vergehen zwischen dem Start der Planung und der Einspeisung des Stroms bis zu 10 Jahre. „Diese Fristen haben dazu geführt, dass Projektentwickler vereinzelt auf zukünftige Anlagentechnologien mit größerer Leistung und höheren Volllaststunden ‚spekulieren‘ und die Projekte entsprechend bepreisen“, sagt Christoph Zipf vom Brüsseler Offshoreverband WindEurope.

Mit dieser Vergabepraxis erhöht sich der Innovationsdruck auf die Hersteller. Es stellt sich die Frage: Wie schaffen sie es, noch leistungsfähigere und wirtschaftlichere Windräder zu bauen? Martin Volker Gerhardt leitet den Bereich „Offshore Platform und Portfolio Management“ beim deutsch-spanischen Anlagenbauer Siemens Gamesa Renewable Energy. Er kennt diesen Druck. „Es geht immer darum, im Gesamtpaket pro Megawattstunde günstiger zu werden“, erklärt Gerhardt. „Das fängt beim Weglassen von Komponenten an, wie etwa bei getriebelosen „Direct Drive“-Anlagen, geht über Leichtbau mit Carbon und kann auch in Neuentwicklungen enden.“ Hier gilt es allerdings, abzuwägen. Gerhardt: „Wir bedenken immer, dass Entwicklungszeiten sich für mehrere Modellgenerationen lohnen müssen. Außerdem brauchen unsere Zulieferer Zeit, um sich einzurichten.“

Martin Volker Gerhardt leitet die Bereiche „Offshore Platform“ und „Portfolio Management“ beim deutsch-spanischen Anlagenbauer Siemens Gamesa Renewable Energy.
Martin Volker Gerhardt leitet die Bereiche „Offshore Platform“ und „Portfolio Management“ beim deutsch-spanischen Anlagenbauer Siemens Gamesa Renewable Energy.

Die Grenzen der Physik

Also geht der Weg zu mehr Leistung meist über die Größe. Allerdings kämpfen die Ingenieure beim ständigen Wachstum gegen ein physikalisches Gesetz, dem sie nicht entkommen können: das sogenannte Square Cube Law. „Nehmen wir an, wir verdoppeln die Länge des Rotorblatts. Damit würde die Rotorfläche im Quadrat wachsen, und damit auch die theoretische Energieerzeugung. Doch Turm, Fundament, Gehäuse, ja selbst die Bolzen und Dichtungsringe wachsen in alle drei Richtungen, also kubisch mit. Die Komponenten werden um ein Vielfaches schwerer und erzeugen zu große Lasten.“

Hier liegen die Grenzen des Herstellbaren und der Kosten. Jede Komponente erfordert passende Maschinen in der Produktion, was wiederum die Bauzeiten verlängern würde. In der Folge schwererer Turbinen und Rotoren müssen irgendwann zudem Hafenbecken tiefer, die Installationsschiffe größer und die Krane höher werden. Genauso wie die Fundamente, die bei schweren Lasten nicht als günstigere Monopiles, sondern als mehrbeinige Jackets gebaut werden müssen. Wo genau die Grenze liegt, wird sich zeigen. „Unser Werk in Cuxhaven ist auf jeden Fall so dimensioniert, dass wir auch riesige Gehäusegussteile für die 14-Megawatt-Anlage bewegen können“, sagt Gerhardt.

Schlau steuern, digital warten

Um den Einfluss des Square Cube Law zu minimieren, geht Siemens Gamesa längst andere Wege, um zu mehr Stromertrag zu gelangen. Einer funktioniert mit Hilfe intelligenter Steuerungstechnik, heißt „Wake Adapt“und löst folgendes Problem: Wenn der Wind über ein Rotorblatt strömt, kann er verwirbeln und die dahinterstehende Anlage je nach Abstand und Windrichtung ungünstig treffen. Die Folge: Ertrag geht verloren. „Unsere Modelle mit Wake Adapt richten sich über Sensoren zueinander perfekt aus, so dass es weniger Leistungsverluste gibt. Auf diese Weise kann man den Energieeintrag pro Jahr um etwa ein Prozent steigern. Das klingt zwar erst einmal wenig, macht auf 20 Jahre und mehrere Parks umgelegt aber schon viel aus.“

Auch in der Wartung, vor allem bei großskalierten Anlagen, können technische Lösungen Kosten senken. Ein Beispiel dafür sind Drohnen, die auf See hunderte Fotos der Anlagen machen, die später per künstlicher Intelligenz nach Fehlermustern untersucht werden. Das spart lange Reisewege bei Wind und Wetter. „Ansonsten schauen wir auch auf andere Industrien, um Lösungen zu finden, zum Beispiel für das sogenannte Leading Edge“, sagt Gerhardt. Mit dem englischen Branchenbegriff ist die Vorderkante der Rotorblätter gemeint, auf die Regen und Gischt einprasseln wie kleine Geschosse. „Über die Jahre kann dies das Material an der Kante erodieren. Wir arbeiten mit Firmen aus der chemischen Industrie zusammen, um dort Materialien aufzubringen, die das verhindern“, erklärt der Offshore-Spezialist. Generell sammle man als Hersteller mit jedem aufgestellten Windrad mit Hilfe von Sensordaten Erkenntnisse, die die nächste Generation verbessern.

Der Offshore-Windpark Borkum Riffgrund 1. Er liegt etwa 40 Kilometer nördlich der Insel Borkum. 78 Siemens-Gamesa-Anlagen leisten hier insgesamt 308 Megawatt.

Die EU schiebt an

An Aufträgen für weitere Erkenntnisse dürfte es nicht mangeln, vor allem in der Europäischen Union. Diese hat im November 2020 ihre Klimaziele verschärft: Bis 2030 soll Europa im Vergleich zu 1990 den Kohlendioxidausstoß um 55 Prozent senken. Um das zu schaffen, fließen bis 2050 laut EU-Plan rund 800 Milliarden Euro in die Windkraft und andere erneuerbare Energien auf See. Geographisch gesehen nimmt die neue Offshore-Strategie dabei alle Meeresflächen der EU in den Blick – also Nord- und Ostsee, den Atlantik, das Mittelmeer und das Schwarze Meer.

Wenn Riesen schwimmen lernen

Ein Teil des Geldes wird in eine Technologie fließen, die aus der Bohrindustrie stammt. Ihr Name: „Floating“. Das bedeutet, dass die Anlagen schwimmen, anstatt auf im Meeresboden befestigten Fundamenten zu stehen. Denn anders als in der Nord- und Ostsee ist das Küstenwasser an den meisten anderen Standorten in der EU nicht flach, sondern fällt rasch ab. So können die Anlagen an bisher unerreichbaren, sehr windreichen Stellen schwimmen. „Es liegen im Prinzip überall Floating-Potenziale, wo die Küsten unter Wasser schnell mehr als 60 Meter abfallen. Das ist für den Fundamentbau herausfordernd und zu teuer“, erklärt Gerhardt. Und das betrifft die meisten Küsten weltweit. Beim derzeit größten schwimmenden Offshore-Projekt „Hywind Tampen“ vor Norwegens Küste findet Siemens Gamesa derzeit heraus, welche Verankerungs- und welche Turmtechnik sich am besten eignet. Die Windspezialisten testen riesige, zylindrische Bojen mit der Bezeichnung Spar, wie sie von Ölplattformen bekannt sind. Hier wird die Zeitenwende ganz konkret: Know-how aus einer zu Ende gehenden, fossilen Ära kommt einer Zukunftstechnologie zugute.

Konstruktionsarbeiten an einem Floating-Windrad in der Nordsee. Oberhalb des Wasserspiegels unterscheidet sich die Anlage kaum von konventionellen Windrädern. Doch unter Wasser schwimmt ein riesiger Betonzylinder, der mit dicken Stahlseilen im Boden verankert ist.

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Quelle: Neudenken

Veröffentlicht: 29.12.2020 11:43 Uhr