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Abb. 2: Ein Schwimmkran transportiert eine Tripod-Konstruktion für eine Areva Wind Anlage in das Baufeld.
© AREVA Multibrid / Offshore Stiftung / Jan Oelker

Abb. 3: Errichtung einer REpower-Anlage.
© DOTI 2009

Abb. 4: Die AREVA Wind M5000.
© DOTI 2009

Abb. 5: Die REpower 5M.
© DOTI 2009

Abb. 6: Die große Offshore-Arbeitsplattform THIALF setzt eine Jacket-Konstruktion ab.
© DOTI 2009

Abb. 7: Sternziehen
© DOTI 2009

Abb. 8: Schlepper bringen alle Bauteile zu alpha ventus raus.
© DOTI 2009

Abb. 9: Standortoptimale Betriebsführung und Überwachung von Design-Lasten [Angaben beispielhaft].
© SWE, Universität Stuttgart
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Anlagentechnik und Komponenten

Auf hoher See ist der Aufwand für die Errichtung von Windenergie-Anlagen deutlich höher und damit kostspieliger als an Land. Auch ein Zugang zu den Anlagen für Wartung und Reparaturen ist nur bei ruhiger See möglich. Zusammen mit der technischen Zuverlässigkeit der Anlagen haben diese Faktoren entscheidenden Einfluss auf die Gesamtwirtschaftlichkeit der Windparks.

In erster Linie sollen Windenergie-Anlagen (WEA) für den Offshore-Einsatz sich durch eine hohe Verfügbarkeit, geringe Ausfallzeiten und eine hohe Effizienz  und Lebensdauer auszeichnen. Das Anlagengewicht, die Zuverlässigkeit der WEA und die Optimierung der Wartungsintervalle beeinflussen dabei die Wirtschaftlichkeit besonders.

Das System „Offshore-WEA“

Betrachtet man zunächst die Rotorblätter, so liegt hier das Hauptaugenmerk auf der Verbesserung des aerodynamischen Wirkungsgrads sowie der Senkung der Herstellungskosten. Rotorblätter für den Einsatz auf See müssen eine hohe Langlebigkeit und eine gute Zugänglichkeit für die Wartung aufweisen. Im Gegensatz zu Rotorblättern für den Onshore-Einsatz müssen sie nicht zwingend auf eine geringe Schallabstrahlung hin optimiert werden. Die in alpha ventus eingesetzten WEA weisen Rotordurchmesser von 116 m bzw. 126 m auf und erreichen bei Nenndrehzahl Blattspitzengeschwindigkeiten von 288 km/h bzw. 324 km/h. Die Rotorblätter sind trotz Leichtbau und dem Einsatz von Faserverbundwerkstoffen bis zu 19 t schwer. Sie sind ständig Schmutz- und Salzpartikeln in der Meeresluft ausgesetzt, was hohe Anforderungen an ihre Beschichtung stellt.

Bei der Verbindung von Rotor und Generator beschreiten die Hersteller verschiedene Wege. Neben der Bauweise der direkten Kopplung der Nabe an den Generator („directdrive“) wandeln bei anderen Varianten eine oder mehrere Getriebestufen die mechanische Leistung mit hohem Moment und niedriger Drehzahl in ein kleineres Moment mit höherer Drehzahl um. Beide in alpha ventus installierten Typen arbeiten mit einem Getriebe, wobei bei der M5000 der Areva-Wind GmbH eine Planetenstufe verbaut ist, welche das Moment mit einer einfach übersetzten Drehzahl an den mittel-schnelllaufenden Synchrongenerator überträgt. Diese sogenannte integrierte Bauweise von Getriebe und Generator ermöglicht eine Ableitung der Kräfte und Momente des Rotors über kurze Wege in den Turm.

Beim zweiten in alpha ventus verbauten Typ, der 5M von REpower, wurde beim Entwurf ein aufgelöster Triebstrang realisiert, bei dem die Nabe über eine 2-fach gelagerte Rotorwelle mit dem Getriebe verbunden ist. Diese Bauweise benötigt einen größeren Bauraum und verfügt über eine mehrstufige Getriebeübersetzung, weist jedoch im Hinblick auf den Generator ein geringeres Gewicht auf. Im Falle eines Getriebewechselsmuss der Rotor samtWelle nicht abgenommen werden, sondern verbleibt bei der Demontage des Getriebes auf dem Maschinenträger.

Bei der mechanisch-elektrischen Energiewandlung setzen die Hersteller auf die auch onshore in hohen Stückzahlen bewährten, relativ preiswerten doppelt-gespeisten Asynchrongeneratoren sowie auf Synchrongeneratoren. Der Vorteil der Synchrongeneratoren liegt in der einfacheren Bereitstellung von Blindleistung, was für die Netzintegration des so erzeugten Windstroms von Vorteil ist. Setzt man statt fremderregter Synchrongeneratoren solche mit permanent-magnetischer Erregung ein, spart das Gewicht und führt zu einer geringeren Turmkopfmasse (Gesamtgewicht des Gondel-Rotorsystems).

Gründungsstrukturen und Turmkopfmasse

Die Turmkopfmasse beeinflusst die Kosten einer Offshore-Anlage maßgeblich. Die Kräfte und Momente einerAnlage während des Betriebs und im Stillstand resultieren aus Wind- und Wellenbelastungen und müssen in einer massiven Tragstruktur aufgenommen werden. Tragstrukturen gründen sich auf dem Seeboden und reichen bis über die Wasseroberfläche. Ist man in der Lage, die Turmkopfmasse klein zu halten, bedeutet dies für den Turm und die Tragstruktur, dass sie schwächer ausgelegt und damit günstiger werden können. Tragstrukturen machen etwa ein Drittel der Investitionskosten einer Offshore-WEA aus.

Für die Auslegung der Anlagenkomponenten und der Tragstrukturen in alpha ventus sind die Umweltbedingungen die entscheidenden Parameter. Hierzu gehören die stärkere mittlere Windgeschwindigkeit auf See, eine Wassertiefe von ca. 30 m und ein entsprechender Wellengang. Für Gründungen in diesen Wassertiefen eignen sich geschweißte Fachwerk-Konstruktionen, wie zum Beispiel Jacket oder Tripod. In alpha ventus sind die REpower-WEA auf Jackets als Gründungsstruktur montiert. Das Jacket ist eine Konstruktion in viereckiger Form und kommt ebenfalls bei anderen maritimen Technologien, wie beispielsweise bei Gas- und Ölförderanlagen, zum Einsatz. Die Forschungsplattform FINO 1 sowie das Umspannwerk des Windparks sind ebenfalls auf einem Jacket gegründet.

Die sechs Anlagen von Areva Wind wurden mit einem Tripod (Dreifuß) als Gründungstruktur auf dem Meeresgrund verankert. Hierbei spannen Rohre eine dreiseitige Pyramide (Tetraeder) auf und stützen ein mittiges Zentralrohr. Um die Tragstrukturen auf dem Meeresboden zu fixieren, werden sowohl Jacket als auch Tripod mit 35 bis 45 m langen Pfählen im Meeresboden verankert. Sind die Tragstrukturen platziert, erfolgt die Montage der einzelnen Turmsegmente oberhalb der Wasseroberfläche. Anschließend wird die Gondel montiert und der Rotorstern angeflanscht. Die Nabenhöhen der installierten Anlagen weisen mit 90 bzw. 92 m eine geringere Höhe auf als die an Land aufgebauten Prototypen. Die Gründung hat einen entscheidenden Einfluss auf die Sicherheit des Gesamtsystems „Windenergie-Anlage“. So können beispielsweise übermäßige Deformationen aufgrund zu hoher Flächenbelastungen oder Änderungen in der Steifigkeit des Baugrundes den Betrieb der Anlage beeinflussen oder sogar zum Versagen der Gesamtstruktur führen.

Wartung und Kühlung

Alle wesentlichen Komponenten einer Offshore-WEA sind im Hinblick auf große Wartungsintervalle ausgelegt, um auch bei schlechten Witterungsbedingungen über ausreichende Reserven zu verfügen. Beide Anlagentypen haben Helikopter-Abseilplattformen, um die Zugänglichkeit der Anlagen für Installations- und Wartungsarbeiten zu erhöhen.

Neben der besonderen konstruktiven Auslegung einzelner Komponenten besitzen die Anlagen einige weitere offshorespezifische Merkmale. So werden für die Kühlung der Generatoren und Getriebe Luft-Luft- bzw. Fluid-Luft-Wärmetauscher eingesetzt, um abgekapselt von der äußeren Umgebung eventuelle Korrosion aufgrund salzhaltiger Seeluft zu unterbinden. Selbst ein Luftaufbereitungssystem, mit dem ein Überdruck im Turm und in der Gondel erzeugt wird, kommt zum Einsatz. Mit dieser Maßnahme soll ebenfalls das Eindringen von korrosiver, salzhaltiger Umgebungsluft verhindert werden. Alle äußeren metallischen Oberflächen sind zum Schutz vor Korrosion durch spezielle Mehrfachbeschichtung geschützt.

Weiterer Forschungsbedarf

Im Rahmen der RAVE-Forschungsprojekte arbeiten Forscher aus Instituten und Industrie an anlagenspezifischen Optimierungslösungen für Anlagentechnik und Komponenten. Zwei der 12 WEA sind mit zahlreichen Sensoren zur Last-, Leistungs- und Netzmessung ausgestattet. Zwei weitere WEA, welche in Hauptwindrichtung stromabwärts stehen, sind ebenfalls mitMesssensoren in geringerem Umfang ausgerüstet. Von allen 12 Anlagen werden hochaufgelöste SCADA-Daten (Supervisory Control And Data Acquisition) erfasst. In unmittelbarer Nähe zum Testfeld befindet sich die Forschungsplattform FINO 1. Deren Daten, die Daten aller Messsensoren sowie die SCADA-Daten aus dem Testfeld, werden in einer zentralen Datenbank abgelegt und sind den Forschungspartnern zugänglich.

Seitens der WEA-Hersteller und Zertifizierungsinstitutionen besteht ein großes Interesse, die tatsächlich im Testfeld auftretenden Belastungen an den WEA mit den theoretischen Entwurfsannahmen zu vergleichen. Die Berechnung der Lasten von Offshore-WEA durch aero-elastische und hydrodynamische Simulation des Gesamtsystems stößt bisher auf einige Schwierigkeiten, die die Entwicklung neuer Berechnungsmodelle und Programme erforderlich machen. Dies gilt insbesondere für aufgelöste Tragstrukturen wie z. B. Tripods und Jackets. Innerhalb des Wind Annex 30 „Offshore Code Comparison Collaboration Continuation (OC4)“ der Internationalen Energie Agentur (IEA) und des Arbeitspakets „Offshore Support Structures“ des integrierten EU-Projekts UpWind werden derartige Modelle anhand fiktiver Anlagen theoretisch verglichen und weiterentwickelt. Vor alpha ventus wurden noch keine Messungen in einem Hochsee-Windpark durchgeführt, anhand derer diese neuen Programmteile validiert werden konnten. Entsprechend groß ist der Bedarf, die mit zum Teil neu entwickelten Computerprogrammen simulierten Belastungen mit den an Offshore-WEA gewonnenen, realen Messdaten zu vergleichen. Dieser Vergleich berücksichtigt auch die verschiedenen Gründungskonzepte, um gegebenenfalls Unterschiede aufzeigen zu können.

Diese „integrierte Modellierung“ einer gesamten WEA in einer Umgebung mit Wind und Wellen und deren Validierung lässt auf die globalen Lasten schließen und ermöglicht Bauteiloptimierungen. Zukünftig können mit stärker detaillierten Modellen, z.B. mittels Finite-Elemente- oder Mehrkörpersimulationen, die Komponenten noch genauer untersucht werden. Die Mehrkörpersimulationen bilden sowohl statische als auch dynamische Beanspruchungen bis ins Detail ab, z. B. Zahnfußbiegespannungen eines Getriebezahnrades im Betrieb. Mit diesem neuen Kenntnisstand können Anlagenkomponenten und Tragstrukturen hinsichtlich Funktion und Gewicht weiterentwickelt bzw. der Entwurfsprozess der gesamten Auslegungskette optimiert werden. Hinsichtlich der Fundamente werden verschiedene Kriterienkataloge erstellt, um für verschiedene Anlagengrößen und -konfigurationen sowie Standorte entsprechende Gründungssysteme auswählen zu können. Hierzu werden für jedes System neue Bemessungsmodelle und Berechnungsmethoden entwickelt. Die Validierung der Modelle erfolgt durch den Vergleich mit real gemessenen Kräften und Momenten während der Installation und des Betriebs der Forschungsanlagen. Hierzu wurden Rammpfähle mit Sensoren ausgerüstet, die die Dehnungen im Bauteil messen.

Kontinuierliche Zustandsüberwachung

Offshore-WEA erfordern einen verstärkten Überwachungsaufwand während des Betriebs, da auf See die Zugänglichkeit erschwert und die Kosten für Instandhaltung und Produktionsausfälle beträchtlich sind. Um etwaige Fehler früher zu erkennen und die Planung der Wartungsarbeiten zu optimieren, sind Systeme zur Zustandsüberwachung (Condition-Monitoring) entwickelt worden. Diese überwachen sämtliche Komponenten (z. B. Getriebe, Generator) ständig und geben bei einem auftretenden Schaden frühzeitig eine Meldung an die Betriebswarte ab. Für die Zukunft bietet sich eine Kombination aus Techniken des Condition-Monitorings und einer intelligenten Überwachung des Belastungs- und Leistungsverhaltens an. Durch diese zusätzliche Überwachung des sogenannten Load Monitoring kann die Wirtschaftlichkeit weiter verbessert werden. Das betrifft z. B. die Optimierung des Anlagenbetriebs hinsichtlich der zu erwartenden Restlebensdauer von Komponenten oder der Vermeidung von mechanischen Überlastungen. Das Überwachen der Lasten findet während des Betriebs statt, bevor tatsächlich Anfangsschäden auftreten und durch Condition-Monitoring entdeckt werden. Solch eine kontinuierliche Lastüberwachung wird bei WEA bislang nicht angewandt, da hinsichtlich der Langzeitstabilität entsprechender Sensoren und ihrer Kalibrierung noch großer Forschungsbedarf besteht. Anstatt neue Sensoren einzusetzen, wurde ein Ansatz entwickelt, bei dem sich eine Lastüberwachung mit standardmäßig erfassten Messsignalen und neuronalen Netzen realisieren lässt.

Forschungsarbeiten auf Seiten der Hersteller befassen sich zunächstmit der Optimierung von einzelnen Anlagenkomponenten, beispielsweise von Transformatoren, Umrichtern, Getrieben und Kühlsystemen. DesWeiteren werden für die Rotorblätter neue Konzepte für den Blattanschluss sowie neue aerodynamische Profile entwickelt. In Sachen Betriebsführung werden Forschungsarbeiten in den Bereichen der Starkwindabschaltung sowie neuer Regelungsmöglichkeiten durchgeführt. Hier sei die vielversprechende prädiktive Regelung erwähnt, bei der mithilfe eines laser-optischen LIDAR-Systems dasWindfeld vor der Anlage erfasst und diese Vorabinformationen in das Regelungssystem integriert werden. Ziel ist, bei gleichem bzw. höherem Ertrag die Lasten zu senken. Um die Verfügbarkeit und Überwachung der Anlagen fernab von der Küste zu gewährleisten, wird auch an der Verbesserung der SCADASysteme gearbeitet.

Durch die bisherigen Ergebnisse der Forschungsinitiative RAVE konnten für kommende Offshore-Projekte neue Vorrichtungen und Methoden zur Installation der WEA erforscht und Installationsmethoden (weiter-)entwickelt werden. Für die Zukunftwerden weitere wesentliche Ergebnisse zur Optimierung der Anlagentechnologien erwartet.

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Adressen

Anlagentechnik
BSH

Grundlagen- und ökologische Begleitforschung
Fraunhofer IEE

Netzintegration und Gesamtkoordination
Leibniz Universität Hannover, FI

Konferenz

RAVE International Conference
May 8 – 10, 2012
Bremerhaven, Germany
www.rave2012.de

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Filme

Ein 16-minütiger Film in deutscher und in englischer Sprache via youtube.

RAVE Online

Das Portal der Forschungsinitiative RAVE gibt einen Überblick über sämtliche Themen in Form von Infoblättern, einer Dokumentation mit Aufnahmen von alpha ventus, Forschungsprojekten und 3-D-Animationen an.

Auch das Testfeld alpha ventus ist im Netz vertreten. Dort findet man einen Überblick über Bau und Betrieb des Testfelds sowie Neuigkeiten.

Forschungsförderung

Das Informationssystem EnArgus bietet Angaben zur Forschungsförderung, so auch zu diesen Projekten:

0325002 A-D
0325093
0325170 A-B
0327551
0327564 A-E und G
0327577
0327585
0327618
0327618 A
0327642 A
0327648
0327686 A
0329924 B-C und F
03KP204 A-D