Ein paar Superlative mussten es auf der WindEnergyHamburg schon sein, immerhin eine der Leitmessen der Branche. Die Branchengrößen Adwen und Winergy präsentierten das größte Windgetriebe der Welt. Die Maße sind beeindruckend. Die Anlage hat ein Eingangsdrehmoment mit einem bisher unerreichter Wert von nahezu 10.000 Kilonewtonmetern und ein Gewicht von 86 Tonnen.
Ein so robustes Getriebe soll die Kosten deutlich senken können, denn Adwens neuer Offshore-Gigant mit acht Megawatt (MW) Leistung ist ein teurer Bau - da ist es gut, wenn auch möglichst viel Windenergie zu Strom wird. Bei Tests erreicht das Getriebe nach Unternehmensangaben eine Effizienz von deutlich über 98 Prozent. Auch das 88,4 Meter lange Rotorblatt für die neue 8-MW-Windturbine stellt einen Rekord auf.
Windrad mit Wasserspeicher
Das US-Unternehmen GE Renewable Energy und die Max Bögl Wind AG haben den Bau der welthöchsten Windenergieanlage mit integriertem 16-MW-Pumpspeicher angekündigt. Es ist das erste Kombikraftwerk seiner Art und soll Ende 2018 in Betrieb gehen.
Der Sockel der Windenergieanlagen (WEA) wird als Wasserspeicher genutzt, wodurch sich die Turmhöhe um 40 Meter erhöht und die Gesamthöhe einen Rekord von 246,5 Meter erreicht. Umgesetzt wird das Projekt im Windpark Gaildorf, im Schwäbisch-Fränkischen Wald in den Limpurger Bergen, zusammen mit der MBS Naturstromspeicher GmbH (wir berichteten).
"Wir wollen innovative Technologien im Bereich der erneuerbaren Energien erforschen, die das Potential haben, die Netzflexibilität in Europa und auf der ganzen Welt zu verbessern", erklärte Anne McEntee, Präsidentin und CEO des Bereichs Onshore Wind von GE.
Für die beteiligen Unternehmen ist das Projekt ein entscheidender Schritt hin zu einem Ausgleich der Schwankungen zwischen Stromangebot und -nachfrage durch die Nutzung erneuerbarer Energiequellen. Das kombinierte Wind- und Wasserkraftwerk wird Regelleistung für eine schnelle Stabilisierung des Netzes zur Verfügung stellen und soll so gleichzeitig die Stromkosten für die deutschen Kunden niedrig halten.
Bei Spitzenbedarf und hohen Strompreisen geht das Wasserkraftwerk in Betrieb. Bei niedriger Stromnachfrage und niedrigeren Preisen befindet sich das Wasserkraftwerk im Pumpmodus: Es pumpt und speichert Wasser – und damit Energie – im oberen Reservoir für die spätere Nutzung. Während die von den WEA und dem Pumpspeicher direkt produzierte Energie ins umliegende Netz eingespeist wird, stellt die Nutzung der gespeicherten Wasserkraftkapazität zum Ausbalancieren der schwankenden Windenergieproduktion den Nettoeffekt dar. So kann die Energie zu verschiedenen Zeiten des Tages optimal genutzt werden.
Neue Fundamente sollen Kosten sparen
Siemens setzt dagegen auf neue Fundamente für das dänische Pilotprojekt Nissum Bredning Vind mit einer Leistung von 28 MW. Für den Offshore-Park werden neue, direkt angetriebene Windturbinen mit sieben MW Leistung und Gravity Jackets, die im Vergleich zu den herkömmlichen Monopiles wesentlich günstiger sein sollen, verwendet. Immerhin entfallen 20 bis 30 Prozent der Kosten eines Offshore-Windkraftwerks allein auf die Fundamente.
Der Netzanschluss der vier Windturbinen des erfolgt durch ein neues Kabel- und Turbinenkonzept mit einer Spannung von 66 kV. Künftig könnte dies die Standardspannung für Offshore-Windkraftwerke sein. Höhere Spannungen bedeuten niedrigere Kosten für die Verkabelung sowie weniger Verluste.
Insgesamt erhofft sich Siemens, dass die wirtschaftliche Perspektive der Offshore-Windenergietechnologie die im Rahmen des Projekts erprobt werden, erhebliche, positive Auswirkungen auf die Stromgestehungskosten aufzeigen.
