Auf höchstem Niveau - GL Group

Windenergie-Newsletter für Kunden und Geschäftsfreunde Ausgabe 1/2008
Serienfertigung
Auf höchstem
Niveau
EWEC 2008
31. März – 03. April 2008
Stand EWEC 7A504
www.ewec2008.info
Brüssel, Belgien
Inhalt
Neuer Fundamenttyp 3
BARD „Wind Lift I” 5
Interview Hélimax 12
Weltklimarat bei WINDTEST 14
News 16
Direkt am Emder Freihafen hat die
BARD Engineering GmbH ihren Sitz.
Für das Unternehmen der ideale
Standort für die Verschiffung von
Rotorblättern, die nicht mehr auf der
Straße transportiert werden können.
Ungewöhnlich, gigantisch, könnte es
auch eine Requisite aus einem Sciencefictionfilm
sein. „29,5 Tonnen wiegt
so ein Rotorblatt“, sagt Peter Ermer, Leiter
der Rotorblattfertigung der BARD Emden
Energy GmbH & Co. KG, und zeigt mit der
rechten Hand auf ein gewaltiges Rotorblatt,
fast 60 Meter lang (exakt 59,4 Meter),
am Blattanschluss sehr bauchig, die größte
Blatttiefe fast sechs Meter.
„Unsere Rotorblätter sind explizit für die
Verschiffung auf einem Ponton konstruiert“,
erklärt Ermer, der sich seit zehn Jahren
intensiv mit der Materie beschäftigt.
Fünf Wochen hat man für diesen Prototyp
benötigt, Ende 2008 soll ein Blatt pro Tag
die Halle verlassen. Nicht das einzige ehrgeizige
Ziel der BARD Engineering GmbH:
2010 soll der Windpark „BARD Offshore 1“
100 Kilometer nordwestlich von Borkum
mit 80 Anlagen in Betrieb gehen, zwei
weitere Projekte durchlaufen derzeit das
Genehmigungsverfahren: Ein Park soll in
der niederländischen Nordsee errichtet
werden, ein weiterer im so genannten Austerngrund
nordwestlich von Borkum.
An diesem Vormittag sind Arbeiter dabei,
die beiden anderen Rotorblätter für
die „BARD VM“, eine speziell für den ▶
beaufort 6 1/2008

auen Offshore-Einsatz entwickelte Windenergieanlage
der 5-MW-Klasse, zu verkleben.
Aus drei Teilstücken setzt sich das
Blatt zusammen: Hinterkantensegment,
Mittelsegment und die so genannte Nase
beziehungsweise Vorderkante. In der Formenbauhalle
stehen mehrere Segmente
des Urmodells, aus dem jene Formen entstanden
sind, mit deren Hilfe die einzelnen
Bauteile gefertigt werden. Die Formen
wurden ebenfalls von den Mitarbeitern
der Rotorblattfertigung gebaut. „Es ist“, erklärt
Ermer schmunzelnd, „hier wie beim
Kuchenbacken. Es gibt eine Form, aus
der der Kuchen bzw. die Rotorblätter entstehen.
Diese Form wird stets wiederverwendet.
Bis zu 600 Mal.“ Konkret besteht
der Kuchen aus jenem glasfaserverstärkten
Kunststoff, der nun seit 25 Jahren beim Bau
von Rotorblättern verwendet wird.
Auf die Besonderheit des Rotorblattes angesprochen,
deutet Ermer zum wiederholten
Male auf die geschwungene Hinterkante.
Andere Blätter seien etwas länger, zumeist
über 60 Meter, dafür aber schmaler. Das
Rotorblatt „BARD 61“ wurde unter dem
Gesichtspunkt der Leistungsoptimierung
konstruiert. Die spezielle Aerodynamik des
Blattes verringert die Schnelllaufzahl, also
das Verhältnis der Blattspitzengeschwindigkeit
zur Windgeschwindigkeit, auf einen
Wert zwischen 7,5 und 8. Normalerweise
liegt dieser Wert zwischen 9 und 9,5. Aber
diese langsamer drehenden Blätter haben
den Vorteil, den Verschleiß an den Flügelspitzen
überproportional zu senken.
Eine weitere Herausforderung, die es zu
meistern gilt, ist die Schnelligkeit, mit
der man diese Rotorblätter bauen kann.
Ein Rotorblatt wiegt 29,5 Tonnen und ist fast 60 Meter lang.
Vom Prinzip ist die Produktion eines Rotorblattes
stets gleich – es müssen Teile
(Schalen) gefertigt und dann miteinander
verklebt werden. Ziel der Fertigung ist es,
ein Rotorblatt pro Tag zu fertigen – daran
wird derzeit gefeilt.
Neben der Typenzertifizierung der „BARD VM” führt der GL auch die Projektzertifizierung des kompletten Windparks durch.
Installation des 90 Meter hohen Stahlrohrturms der „BARD VM”.
Die Zeit ist auch ein wichtiges Thema in der
zweiten Emder Produktionsstätte, einer
direkt neben der Rotorblattfertigung gelegenen
Montagehalle, in der Ingo Harms
arbeitet. Als Fertigungsleiter der Windenergieanlagenmontage
bei BARD Emden
Energy GmbH & Co. KG ist er für die
Montage der Nabe, der Gondel mit dem
Maschinenträger als Herzstück sowie der
elektrischen Leistungsteile zuständig: „Sie
benötigen für einen Prototyp fünfmal mehr
Zeit als für das Serienfertigungsprodukt.
Das ist eine Regel, gleichgültig ob jemand
Nudelsuppen oder Windenergieanlagen
produziert.“
Harms zeigt auf diverse Gussteile, die über
die Halle verteilt sind: Die Nabe im Rohzustand,
die Nabe mit dem Motor zum Drehen
der Blätter, irgendwo steht ein Getriebe
mit einem Preisschild zwischen einer halben
und einer Million Euro herum, ein
Großlager und natürlich ein Generator.
Ähnlich wie in der Automobilindustrie
kommen Zulieferteile und werden nach
und nach zusammengebaut. Auf die Frage,
ob dies eine herkömmliche Montage
sei, antwortet Harms: „Von herkömmlich
kann bei einer 5-MW-Anlage nicht mehr
die Rede sein. Wir planen, eine Anlage pro
Woche fertig zu stellen.“
Fotos: © Jan Oelker
Vor einem riesigen Gussteil, dem Maschinenträger
der Anlage, bleibt Harms stehen.
„75 Tonnen“, sagt er und fügt hinzu:
„Dies ist das vom Volumen her größte in
Kugelgraphitgrauguss hergestellte Gussteil
Deutschlands.“ Das Stück ist gerade
noch transportabel. Die Luft unter den
Autobahnbrücken beträgt dabei fünf
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Interview
Neuer Fundamenttyp für
Offshore-Windanlagen
Werden die ehrgeizigen Pläne der BARD Engineering GmbH Realität, wird
die deutsche Offshore-Windenergie in den Jahren 2009 und 2010 einen riesigen
Sprung nach vorn machen. 80 Anlagen sollen dann in der Nordsee,
100 Kilometer von Borkum entfernt, Strom erzeugen. Über ihre Ideen sprachen
wir mit Anton Baraev, Geschäftsführer der BARD Engineering GmbH,
und Manfred Bruhn, Geschäftsführer der Cuxhaven Steel Construction
GmbH, die für die Herstellung der kompletten Gründungsstrukturen der
Offshore-Anlagen verantwortlich ist.
beaufort 6: BARD scheint für eine neue Konzeption zu stehen – Windenergie von A bis Z?
Baraev: Natürlich kaufen wir auch Komponenten hinzu, aber wir sind in der Tat Anlagenhersteller,
wir bauen Rotorblätter, produzieren die Fundamente und haben den
Bau eines Errichterschiffes in Auftrag gegeben. Wir werden die Offshore-Installationen
selbst durchführen und die Windparks, die wir aufbauen, selbst betreiben. Von
A bis Z, ja, so kann man es nennen.
Zentimeter, aber auch nur nachts. Vor
kurzem hat es eine Abnahme durch die
Ingenieure des Germanischen Lloyd gegeben.
GL Wind ist sowohl für die Typenzertifizierung
der „BARD VM” als auch für
die Projektzertifizierung des kompletten
Windparks zuständig. Außerdem prüft der
Germanische Lloyd die Umspannstation,
von der aus ein Kabel den Strom an Land
transportiert. Harms betritt die Gondel, in
der noch der letzte Feinschliff vorgenommen
wird. Einmal in Betrieb, wird es hier
zu Temperaturen von über 50 Grad Celsius
kommen. „Wie in einer Biosauna“, sagt
er. „Für die Getriebeoberfläche ist das eine
kritische Angelegenheit.“
Inzwischen ist die Gondel samt Nabe und
den Rotorblättern auf dem zehn Kilometer
entfernten Rysumer Nacken zum BARD-
Forschungsstandort in Emden transportiert
und dort auch aufgebaut worden. Eine
zweite Testanlage folgte Ende November.
„Rechnerisch“, so Harms, „sind alle Bauteile
für 20 Jahre ausgelegt.“ Die Technik
muss funktionieren, denn die finanziellen
Dimensionen des geplanten Offshore-
Windparks sind enorm: BARD-Gesellschafter
Dr. Arngolt Bekker nannte auf
einer Pressekonferenz eine Investitionssumme
von 2,5–3,5 Millionen Euro pro
Megawatt. Dabei zeigt er sich optimistisch
und fügte hinzu, dass dieses Geld gut angelegt
sei.
■
beaufort 6: Sie haben vor allem einen völlig neuen Fundamenttyp entwickelt – den Tripile.
Wie kam es dazu?
Baraev: Wir haben mittels einer detaillierten Studie für einen ausgewählten Standort
fünf Fundamenttypen verglichen. Das Ergebnis: Unser Tripile ist für Wassertiefen zwischen
25 und 50 Metern konkurrenzfähig, ja, die beste Lösung. Bei niedrigeren Tiefen
würde ich auch auf den Monopile zurückgreifen. Aber bei der Wassertiefe unserer
Parks wäre der Monopile ein Rohr von mehr als acht Metern Durchmesser geworden,
es existiert überhaupt kein Hammer, einen solchen Pile in den Meeresboden zu
rammen.
beaufort 6: Und was ist das Besondere an Ihrer Konstruktion?
Baraev: Bei unserer Konstruktion gibt es ein Zwischenstück, wir nennen es Stützkreuz,
das konstruktiv unverändert bleibt und somit eine wesentliche Voraussetzung für die
Serienfertigung darstellt. An sich verändernde Parameter wie Wassertiefe, Boden- und
Strömungsverhältnisse werden nur die Piles angepasst.
Bruhn: Beim Vergleich
der Fundamenttypen
war eine der entscheidenden
Fragen, inwieweit
diese serienfertigungstauglich
sind.
Wir müssen schließlich
die Kosten so niedrig
wie möglich halten.
Die Offshore-Öl- und
-Gasplattformen sind
ja immer einmalig, daher
ist auch niemals die
Notwendigkeit eruiert
worden, ob die Hersteller
aufgrund von
Einsparungspotenzialen
zur Serienfertigung
übergehen sollten. ▶
Der „Tripile“ ist kompakter, leichter und kostengünstiger als bisherige
Offshore-Gründungssysteme.
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an Serienfertigungstauglichkeit wie ein Tripile.
Die Ergebnisse unserer ganzheitlichen
Analysen zeigen, dass ein Jacket in Wassertiefen
von 30 Meter bis 50 Metern nicht die
kostengünstigste Lösung ist. Zum Beispiel
ist das Übergangsstück beim Jacket eine
anspruchsvolle und kostenintensive Komponente.
Darüber hinaus beansprucht ein
Jacket für seine Fertigung und Montage an
Land etwa das Vier- bis Fünffache an Hallenfläche
im Vergleich zum Tripile. Um
den gleichen Faktor größer ist auch der
Bedarf an Zwischenlager- und Verkehrsflächen.
Auch in Bezug auf den seeseitigen
Transport und die Errichtung schneidet
der Tripile günstiger ab. Um ihn zu befestigen,
benötigen wir ausschließlich Standard-Pontons
und drei Rammrohre. Beim
Jacket werden in der Regel mindestens vier
Rammrohre verwendet. In der Summe aller
Kostenfaktoren sind wir somit deutlich
wettbewerbsfähiger.
Der Tripile mit seinen drei Rammrohren ist für Wassertiefen von 25–30 Meter konzipiert, wobei das Mittelrohr des Stützkreuzes
sich stets zehn Meter über der Meeresoberfläche befindet.
beaufort 6: Wenn Sie jetzt einmal den Tripile
mit dem Tripod vergleichen würden – wo sind
die signifikanten Unterschiede?
Bruhn: Nehmen Sie das Fundament des Tripods:
Der Tripod verfügt wie unser Tripile
über drei Rammrohre, und die Funktionen,
die beim Tripile drei Kastenträger erfüllen,
werden beim Tripod je nach Ausführung
von drei bis sechs konischen Rohren abgedeckt.
Entscheidender Nachteil beim
klassischen Tripod ist seine Positionierung
direkt auf dem Meeresboden. Damit
hat er deutlich größere Kräfte als das über
der Meeresoberfläche angeordnete Tripile
auszuhalten, vorausgesetzt es kommen
bei beiden Fundamenttypen die gleichen
Turbinen zum Einsatz. Verändert sich nun
beispielsweise die Wassertiefe, dann ändern
sich auch die Kräfte, die auf den Tripod
wirken und somit auch seine Dimensionierung.
Ändert sich die Wassertiefe um
plus oder minus fünf Meter, wirken völlig
andere Kräfte auf den Tripod. Es verändert
sich die Materialdicke ebenso wie die Abstände
zwischen den Rammrohren. Dies
ist bei unserer Konstruktion nicht der Fall.
Stets ist das Mittelrohr des Stützkreuzes
knapp zehn Meter über dem Wasserspiegel
verankert, und dort wird ein Turm von jeweils
gleicher Höhe installiert. Mit anderen
Worten: Installiere ich die gleiche Turbine,
wirken stets auch die gleichen Kräfte auf
das Stützkreuz.
beaufort 6: Ihre Idee war also das konstante
Stützkreuz?
Baraev: Ja, inzwischen konnten wir auch ein
Patent auf dieses Produkt anmelden. Bevor
es so weit war, gab es natürlich einen intensiven
Austausch zwischen allen Beteiligten
im Unternehmen.
Bruhn: Unsere Idee ist nur deshalb Realität
geworden, weil wir uns bei BARD eine
ganzheitliche Betrachtungsweise zu eigen
gemacht haben. Es gibt also nicht nur einen
Hersteller der Fundamente oder einen
Produzenten von Turbinen, sondern
von Anfang an werden die verschiedenen
Schlüsselkomponenten einschließlich der
Fertigungs-, Montage- und Errichtungsprozesse
analysiert. Der Markt fordert
ein serienfertigungstaugliches und damit
kostengünstiges Fundament, aber auch
eines, das sich preiswert auf See transportieren
und errichten lässt. Mit dem Tripile
bieten wir eine äußerst wettbewerbsfähige
Lösung an.
beaufort 6: Viele halten Jacketstrukturen für die
ideale Offshore-Lösung. Wie sehen Sie das?
Bruhn: Eine Jacketstruktur ist ohne Frage
leistungsfähig, bietet aber nicht den Grad
beaufort 6: Wie schnell soll der Aufbau dieses
Fundaments auf hoher See vonstattengehen?
Baraev: Ich möchte betonen, dass wir hier
nur von einem theoretischen Wert sprechen.
Über praktische Erfahrungen verfügen
wir ja noch nicht. Theoretisch sollte es
möglich sein, ein Fundament in 24 Stunden
und eine Anlage in 24 Stunden zu errichten.
Dann bräuchten wir bei entsprechend
gutem Wetter für den Aufbau einer kompletten
Windenergieanlage nur zwei Tage.
beaufort 6: Der Offshore-Windenergie gehört
also die Zukunft?
Baraev: Da bin ich mir sicher.
Bruhn: Wir peilen eine große Nutzung der
Windenergie an. Diese lässt sich nur offshore
oder in der Wüste verwirklichen. Aber
in die Wüste passen auch Solarstromanlagen.
Wir hoffen, im Jahr 2010 mit unseren
80 Windenergieanlagen eine Leistung von
400 MW zu erzielen. Aber diese 80 Anlagen
stellen nur eine erste Ausbaustufe dar.
Schon nach zwei weiteren Ausbaustufen
überschreiten wir 1 GW. Und damit werden
wir für die Industrie und die großen Energieerzeuger
sehr interessant werden.
beaufort 6: Trotzdem stehen viele Menschen
in unserem Land der Windenergie immer noch
skeptisch gegenüber.
Baraev: Lesen Sie doch einmal 100 Jahre
alte Zeitungen und schauen sich an, was
damals die Menschen über Autos gesagt
haben. Heute kann sich niemand ein Leben
ohne Autos vorstellen, sie sind überall.
BARD Engineering startete mit zwölf Ingenieuren.
Inzwischen sind es fast 200 Mitarbeiter,
davon 70 Ingenieure. Aber wir wollen
und werden wachsen, bis Ende 2009, so
denke ich, auf 600 bis 700 Mitarbeiter. ■
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Foto: © BARD
BARD „Wind Lift I”
Revolution in der Offshore-Installation
Die logistischen Anforderungen an die Installation von Windenergieanlagen der Multimegaklasse auf hoher See sind
enorm: Eine 5-MW-Anlage hat einen Rotordurchmesser von 110 Metern und eine Turmhöhe von 90 Metern.
Allein die Fundamentstruktur wiegt 450
Tonnen, die Gondeln 280 Tonnen, das
Gesamtgewicht pro Anlage liegt in der Größenordnung
von 1.000 bis 1.500 Tonnen.
Bei einem geplanten Windpark wie dem
BARD Offshore 1 mit 80 Anlagen bedeutet
dies einen Materialstrom von 100.000 Tonnen
Gesamtvolumen.
Bei der Errichtung bisheriger Offshore-
Anlagen griff man im Allgemeinen auf
spezielle Hubplattformen zurück, die in
der Ölindustrie zum Einsatz kommen. Von
diesen existieren nicht viele, und die wenigen
vorhandenen Anlagen sind in den
Sommermonaten, wenn das Wetter Offshore-Kranarbeiten
zulässt, entsprechend
ausgelastet und teuer. Außerdem müssten
diese Arbeitsplattformen angesichts der
Größe moderner 5-MW-Anlagen aufwendig
umgerüstet werden.
Innovation: Die „Wind Lift I” soll bald mühelos komplette Offshore-Anlagen mit Turm, Gondel und Rotor installieren können.
Nun lässt die BARD Engineering GmbH
erstmalig ein Spezialkranschiff bauen, das
ökonomisch und flexibel auf die Bedingungen
der Offshore-Windenergie zugeschnitten
ist. „Wind Lift I“, so der Name,
soll mühelos ein Fundament sowie eine
komplette Anlage samt Turm, Gondel und
Rotor installieren können. Auf die Idee zu
diesem Spezialschiff ist man dank einer
neuen Betrachtungsweise gekommen: Kostengünstige,
aber technisch anspruchsvolle
Serienproduktion lautet einer der
Leitgedanken der BARD-Ingenieure. So
weit, so gut, aber was nützt die effizienteste
Produktion, etwa eines Rotorblattes, wenn
es eines teuren Schiffes bedarf, das mehrere
Tage auf hoher See unterwegs ist, um eine
Anlage zu ihrem Standort zu bringen?
Die einfache, aber logistisch brillante
BARD-Idee: Die für den Windpark benötigten
Komponenten werden auf von
Schleppern gezogenen Pontons zu ihrem
Ziel transportiert. Daraufhin tritt die BARD
„Windlift 1“ in Aktion. „Unser Schiff kann
dann mühelos das Fundament und den
Turm installieren“, erklärt Anton Baraev,
Geschäftsführer der BARD Engineering
GmbH.
▶
Das Projektgebiet für den Windpark „BARD Offshore 1“ liegt rund 100 Kilometer nördlich von Borkum.
beaufort 6 1/2008

Im Test: der kleine Prototyp und das Errichterschiff im Wellenkanal.
Angetrieben wird die „Wind Lift I“ durch
vier schwenkbare Ruderpropeller, die über
jeweils 1.520 kW Leistung verfügen. Ausgelegt
ist das Schiff, so Baraev, für eine Wassertiefe
von 45 Metern; außerdem verfügt es
über vier Füße oder Hubbeine: Hat es seine
exakte Position erreicht, werden diese vier
Beine auf den Meeresboden abgesenkt.
Dann ist die „Wind Lift I“ kein Schiff mehr,
sondern eine gut verankerte Arbeitsplattform,
unabhängig vom Wellengang. „Dies
ist“, so der Ingenieur, „eine der wichtigsten
Ideen bei der Konstruktion gewesen.“ Das
Deck der Plattform befindet sich dann mehr
als zehn Meter über dem Wasserspiegel.
Ist die „Wind Lift I“ feststehend, kann mit
der Arbeit sofort begonnen werden. Der
Hauptkran der Plattform – bei einer Auslegung
von 31 Metern – hebt maximal 500
Tonnen auf eine Höhe von 125 Metern. Neben
einem zweiten, kleineren Kran befindet
sich auch eine schwere Ramme zum Setzen
der Fundamentpfähle an Bord. Alles in
allem soll die Plattform rund 102 Meter lang
und 36 Meter breit sein. Sie verfügt über ein
Helikopterdeck für den Personentransfer
sowie Unterkünfte für bis zu 50 Personen.
Ihr Gesamtgewicht beträgt ungefähr 8.000
Tonnen.
„Wind Lift I“ wird nach den Bauvorschriften
und Richtlinien des Germanischen Lloyd
klassifiziert. „Eine der besonderen Schwierigkeiten
bei der Lastenberechnung betrifft“,
so Jochen Künzel vom Germanischen
Lloyd, „die Vorbelastung der Beine, auch
preload genannt: Nehmen wir den Fall, der
Kran hätte ein 500 Tonnen schweres Teil
am Haken, gleichzeitig drücken Wind und
Wellen von einer ungünstigen Seite auf die
Anlage. Die Plattform bekäme ein Kippmoment,
die Beine der einen Seite würden
mehr belastet als die auf der anderen Seite.“
Daher ist es entscheidend, die maximale
Last, die ein einzelnes Bein möglicher-
weise einmal aushalten
muss, zu berechnen
und zu kennen.
Diese Vorbelastung
der Beine spielt auch
in der Praxis eine
wichtige Rolle: Jedes
Mal, wenn die „Wind Lift I“ an einem neuen
Installationsplatz aufgestellt wird und noch
bevor sie ihre endgültige Höhe erreicht hat,
wird ein preload durchgeführt. Dabei wird
mit Hilfe der Hydrauliksysteme ein Bein
nach dem anderen so fest wie möglich in
den Meeresboden gedrückt. So wird die
maximale Last evaluiert. „Diese Berechnungen
der Vorbelastung“, sagt Künzel,
„sind erforderlich, da niemand die exakte
Tragfähigkeit des Meeresbodens an dem
jeweiligen Aufstellungsort kennt. Mit dem
preload wird die erforderliche Tragfähigkeit
quasi durch einen Test bestätigt.“
Im Bau: die Wohneinheit der „Wind Lift I”
Die Installation der Windenergieanlagen
soll nach den Visionen der Bard-Ingenieure
in zwei Phasen erfolgen: Da der Aufbau
der Fundamente wenig anfällig für Sturm
und Wellengang ist, ist er praktisch zu jeder
Jahreszeit möglich. Ein Ponton bringt die
drei Fundamentpfähle und das Stützkreuz
an den Aufstellungsort und die Segmente
werden mit Hilfe des Hauptkrans auf die
Plattform gehievt. An dieser Stelle taucht
eine weitere technische Herausforderung
auf: Würde man die Pfähle kurzerhand in
den Meeresboden rammen, träfe man wegen
des Wellenschlags und der Strömungsbedingungen
nie die vorgesehenen Installationspunkte.
Daher ist auf dem Schiff ein
Führungsrahmen mit so genannten Grippern,
also Halterungen, angebracht: In Verbindung
mit einem GPS-System ermöglicht
dieser Rahmen eine exakte Positionierung
der Gründungspfähle zueinander. Der Kran
nimmt die Rohre auf und lässt sie langsam
bis zum Grund der Nordsee hinab. Per Hydraulik
werden die Pfähle durch die Gripper
auf Position gehalten, etwaige Schrägstellungen
werden so auf wenige, tolerable
Zentimeter minimiert. Allein durch ihr
Eigengewicht drücken sich die Pfähle zunächst
mehr als zwei Meter tief in den Sand.
Dann setzt der Kran die 275 Tonnen schwere
Ramme auf und treibt die Pfähle bis etwa
30 Meter tief in den Boden.
„Sind die Pfähle installiert, wird das Stützkreuz
angebracht“, erklärt Baraev. „Das
Konzept ist sehr gut
durchdacht und
unsere Konstruktion
ist sehr einfach.“
Die Tür-me, Gondeln
und Rotoren
können jedoch nur
in den windstillen
Sommermonaten
montiert werden.
„Alles in allem“,
sagt Baraev, „ist es
ein entscheidender
Vorteil der ‚Wind
Lift I‘, dass sie auch bei ungünstigen Witterungsbedingungen
einsetzbar ist.“ Selbst
bei Wellen von fünf Metern Höhe und einer
Windgeschwindigkeit von 14 Metern pro
Sekunde stellt die Plattform eine sichere
und effiziente Arbeitsbühne dar.
Gebaut wird das Kranschiff derzeit auf der
zur estnischen BLRT-Gruppe gehörenden
Werft PC Western Shipbuilding Yard im litauischen
Klaipeda. Zum Einsatz kommen
soll es erstmals 2009, wenn mit den Aufbauarbeiten
an „BARD Offshore 1“ begonnen
wird. Aber auch nach der Inbetriebnahme
des ersten Windparks übernimmt das Schiff
wichtige Funktionen, da es wegen eines geringen
Tiefgangs (maximal 3,6 Meter) bei
der Schwerlastverladung im Hafen eingesetzt
werden kann oder bei der Instandhaltung
und auch bei Störfällen. Zukünftig
wird BARD Engineering sein Know-how
auch anderen, im Offshore-Bereich tätigenden
Firmen anbieten: „Wir sind ein
Windenergieanlagenhersteller mit einem
eigenen Servicekonzept”, erklärt Baraev.
Auch dieses Servicekonzept ist verblüffend
simpel: Steht eine größere Instandhaltungsmaßnahme
bei einer Windenergieanlage
an, wird kurzerhand die komplette Gondel
ausgewechselt. Dies spart die Kosten für
teure Offshore-Reparaturarbeiten. ■
Weitere Informationen
Jochen Künzel
Vertrieb und Projekte
Telefon: +49 40 36149-7424
jochen.kuenzel@gl-group.com
Foto: © public emotions
beaufort 6 1/2008

Jubiläum
20 Jahre Windenergie
unter einem Dach
Von den Anfängen bis zum Blick nach vorn: Auf der Jubiläumsagenda der 20.
Sitzung des Fachausschusses Windenergie (FA) spiegelt sich das Engagement
dieses Beratungsgremiums wider. Peter Bollmann, Leiter des FA, und Christian
Nath, Global Business Manager Wind Energy, eröffneten die Sitzung zum
Jahrestag.
Neue Felder, neue Akteure: Auf der Jubiläumssitzung im Oktober 2007 stand der Ausbau
des Geschäftsbereiches Windenergie auf dem Programm. Mit der Zertifizierung
der Offshore-Plattform FINO 3 konnte ein weiterer Auftrag generiert werden. Auch die
schriftliche Verabschiedung zur Erstellung eines D-Design Assessments wurde vorgenommen.
Der GL zertifiziert auf der Grundlage der im FA abgestimmten aktualisierten
Richtlinie die Funktionsweise von Condition Monitoring Systemen (CMS). Neu ist u. a. die
Zustandsüberwachung und -erkennung von Anlagenkomponenten wie Rotorblättern.
Weitere Themen waren die Extrapolation von Lasten und der neue GL Wind-Leitfaden
für Brandschutzsysteme, der inklusive der Kommentare des FA überarbeitet worden ist.
Der FA ist ein unabhängiges Beratungsgremium für GL Wind, in dem alle wichtigen Gruppen
im Bereich der Windenergie vertreten sind. Die Mitglieder setzen sich aus Vertretern
von Behörden, Herstellern von Windenergieanlagen und Komponenten, Energieerzeugern,
Ingenieurbüros, Instituten, Universitäten, Verbänden und Versicherungsgesellschaften
zusammen. Durch die Gremienarbeit konnten bisher wichtige Ziele erreicht
werden: Der FA berät beispielsweise bei der Erstellung von Richtlinien und ist eingebunden
bei Veränderungen des Zertifizierungsprozesses.
Derzeit diskutiert der FA einen Leitfaden
zum Brandschutz, der mit dem Gesamtverband
der deutschen Versicherungswirtschaft
abgestimmt wurde. Die
nächsten Jahre werden für den FA Windenergie
also nicht weniger spannend als
die vergangenen.
■
Weitere Informationen
Mike Wöbbeking
Leiter Abteilung
Maschinenbau & Sicherheitstechnik
Telefon: +49 40 36149-3307
mike.woebbeking@gl-group.com
Der Fachausschuss Windenergie berät bei der Erstellung von Richtlinien und ist bei Veränderungen
des Zertifizierungsprozesses eingebunden.
Offshore-Windenergie
Massive
Ausweitung der
Windenergie
Der Vorschlag der Europäischen
Kommission von 20 Prozent Energie
aus erneuerbaren Quellen bis 2020
bereitet den Weg für eine massive Ausweitung
der Windenergie in den 27 Mitgliedsstaaten
und eine neue Energiezukunft
für Europa. Es wird ein stabiler,
flexibler EU-Rahmen vorgeschlagen,
innerhalb dessen die Mitgliedsstaaten
die Kontrolle über ihre Politik für erneuerbare
Energien durch erfolgreiche
nationale Fördersysteme behalten. Außerdem
sind grenzübergreifende Herkunftsgarantien
nur möglich, wenn die
Mitgliedsstaaten ihre Zwischenziele
mindestens erreicht haben. Im vorgeschlagenen
Gesetzgebungspaket wird
der freiwillige grenzübergreifende Handelsmechanismus
von Maßnahmen
begleitet, mit denen die gegenwärtigen
Hindernisse für die Windenergie angegangen
werden. Um das EU-Ziel von
20 Prozent erneuerbarer Energie zu erreichen,
müssen Hindernisse wie die
niedrigen Einspeisetarife für Offshore-
Energie, der beschränkte und kostspielige
Netzzugang und komplizierte Genehmigungsverfahren
werden.
überwunden
Startschuss für gemeinsame Forschung
Deutschland, Dänemark und Schweden
wollen künftig bei der Windenergienutzung
in der Nord- und Ostsee
stärker zusammenarbeiten. Die Kooperation
erstreckt sich auf die Bereiche
begleitende Umwelt- und Technologieforschung
und ermöglicht einen verstärkten
Informationsaustausch zu den
Umweltauswirkungen von Offshore-
Windparks. „Wir wollen eine nachhaltige
Nutzung der Offshore-Windenergie
sicherstellen und dafür sorgen, dass der
Ausbau nicht auf Kosten der Natur vor
unseren Küsten geschieht“, sagt Michael
Müller, parlamentarischer Staatssekretär
im Bundesumweltministerium.
Der Anteil der erneuerbaren Energien
an der Stromerzeugung wird mit den
Windparks auf See deutlich steigen. Bis
2025/2030 sind bis zu 25.000 MW installierter
Leistung an Offshore-Windenergie
in deutschen Meeresgebieten
möglich.
■
beaufort 6 1/2008

Wissenschaft Spezial
Das Getriebe für Windenergieanlagen im
Fokus der nationalen und internationalen Normung
Dipl.-Ing. R. Grzybowski, Dr.-Ing. K. Steingröver, Germanischer Lloyd, Hamburg
Zusammenfassung
Zur Gewährleistung der Betriebssicherheit
von Getrieben für Windenergieanlagen
(WEA) sind in den letzten Jahren nationale
und internationale Normen und Richtlinien
entstanden. Diese Normen und
Richtlinien sind aber nicht als Ersatz für anerkannte
Normen wie die ISO 6336 (Tragfähigkeitsberechnung
von Stirnrädern) oder
die ISO 281 (Lebensdauerberechnung von
Lagern) gedacht. Vielmehr enthalten sie
feste Regeln (z. B. zur Bestimmung der
Breitenlastverteilung bei Stirnrädern) und
Vorgaben (z. B. Mindestsicherheiten) zur
Anwendung dieser Normen, um diese an
die Verhältnisse von Getrieben für WEA anzupassen.
Für die Tragfähigkeitsnachweise
von Bauteilen, für die keine genormten Regeln
existieren (z.B. Strukturkomponenten),
wird hingegen die Vorgehensweise
(z. B. mittels der FEM) einschließlich der
Randbedingungen (Lasten, Kerbwirkung,
Werkstoffkennwerte, Vergleichsspannungshypothesen,
partielle Sicherheitsfaktoren
etc.) genau vorgegeben.
Zukünftig wird das Getriebe nicht mehr
isoliert, sondern als Teil des gesamten Antriebsstrangs
betrachtet werden, dessen
Betriebssicherheit nicht mehr nur allein
mit den Tragfähigkeitsnachweisen der
einzelnen Bauteile beschrieben werden
kann. Die Betriebssicherheit wird deshalb
verstärkt zusätzlich anhand der Ergebnisse
der dynamischen Simulationen des gesamten
Antriebsstrangs beurteilt werden.
Die Vorgehensweise bei derartigen Simulationen
ist somit ein wichtiger Punkt bei
der Weiterentwicklung der Normen und
Richtlinien im Bereich der Windenergieanlagen.
1. Einleitung – Anforderungen an
Getriebe für WEA
Windenergieanlagen (WEA) sind Kraftwerke,
die bestimmten Sicherheitsansprüchen
genügen müssen. Die Hauptunterschiede
von Getrieben für WEA im
Vergleich zu Industriegetrieben sind die
Übersetzung ins Schnelle sowie das Fehlen
eines soliden Fundaments. Getriebe für
WEA müssen dabei höchste Verfügbarkeit
während des Betriebs (im Normalfall 20
Jahre) gewährleisten. Dabei sind sie hohen
dynamischen Beanspruchungen ausgesetzt.
Kostengünstige und leichte Bauweise
sind weitere Anforderungen an derartige
Getriebe.
Die Anforderungen an Getriebe für WEA
sind durch ihre Randbedingungen gekennzeichnet.
Sie lassen sich in äußere und innere
Randbedingungen unterteilen.
Die äußeren Randbedingungen sind:
· unterschiedliche Klimabedingungen
(Temperatur, Feuchtigkeit ...)
· wechselnde Windgeschwindigkeiten und
Windrichtungen
· Windturbulenzen
· häufiges Starten und Abschalten
(Bremsen)
· Stillstand
Die inneren Randbedingungen sind:
· hohes Übersetzungsverhältnis ins
Schnelle
· vorgegebener Bauraum
· hohe Belastungen der einzelnen
Komponenten
· hohe Anforderungen an Konstruktion,
Werkstoffe und Qualität
· geringe Geräuschemissionen
2. Bauteilanforderungen
Die in der ISO/IEC81400-4 (AGMA 6006)
beschriebenen Anforderungen basieren
auf einem regen Erfahrungsaustausch
zwischen allen Beteiligten. Schon im Vorwort
zu dieser Norm heißt es, dass sich der
Betrieb und die Beanspruchung des Getriebes
für Windenergieanlagen nicht mit
anderen industriellen Anwendungen vergleichen
lassen. Der Zweck dieser Norm ist
es, die Unterschiede zu beschreiben.
In dieser Norm werden zum einen die
Anforderungen an das Getriebe als Ganzes
dargestellt, zum anderen die Anforderungen
an die einzelnen Bestandteile
wie z. B. Verzahnungen, Lager, Wellen, etc.
beschrieben. Für die Festigkeits- und Lebensdauernachweise
wird dabei, soweit
möglich, auf bewährte internationale und
nationale Normen (z. B. ISO 6336:2006 für
Stirnräder, ISO 281:2007 für Lager und DIN
743 für Wellen etc.) zurückgegriffen, wobei
die jeweiligen Rechenverfahren durch feste
Vorgabe der Randbedingungen auf die
Verhältnisse von Getrieben für WEA angepasst
wurden.
2.1. Anforderungen an Stirnräder
In Bild 1 sind die Tragfähigkeitsgrenzen
für vergütete bzw. einsatzgehärtete Stirnräder
dargestellt. Neben den klassischen
Tragfähigkeitsgrenzen Grübchen und
Zahnbruch, für die international genormte
Berechnungsverfahren zur Verfügung stehen
(siehe [8]), können andere Grenzen
wie z. B. Graufleckigkeit, Fressen oder
Verschleiß maßgebend sein, für die bisher
jedoch keine international genormten Berechnungsverfahren
existieren.
Bild 1: Tragfähigkeitsgrenzen für Stirnräder aus Vergütungsstahl
bzw. Einsatzstahl (nach [7])
Die Tragfähigkeit von Stirnrädern wird
allgemein anhand der ISO 6336 [8] nachgewiesen.
Die insbesondere in der Anfangszeit
der WEA vermehrt aufgetretenen
Verzahnungsschäden haben jedoch gezeigt,
dass bei der Anwendung der ISO
6336 bzw. der Vorgängerversionen bei
vielen Faktoren für Getriebe in WEA zu
viel Interpretationsspielraum vorhanden
ist. Aus diesem Grund wurden in die
Windkraftnormen gezielt Vorschriften zur
Anwendung der ISO 6336 aufgenommen,
die diesen Interpretationsspielraum einengen.
Die Ausfallrate von Verzahnungen,
die die Randbedingungen z. B. der AGMA
6006 erfüllen, ist deutlich niedriger als die
von Getrieben, die gemäß ISO 6336 unter
Ausnutzung des Interpretationsspielraums
ausgelegt wurden. Das Zusammenwirken
zwischen den Windkraftnormen und der
Tragfähigkeitsnorm ISO 6336 ist in Bild 2
dargestellt.
Bild 2: Zusammenwirken der Windkraftnormen mit der ISO
6336 (hier IEC 61400-4)
beaufort 6 1/2008

Wissenschaft Spezial
Tabelle 1: Randbedingungen für die Anwendung der ISO 6336
(dynamischer Festigkeitsnachweis)
Bild 3: Tragfähigkeitsgrenzen
für Wälzlager
AGMA 6006 / ISO/IEC 81400-4 IEC 61400-4 GL-Richtlinie
≥ 1,15
K A Lastkollektiv oder K A aus T 1) eq Lastkoll. oder K A aus T eq
K v ≥ 1,05
K Hß ≥ 1,15
≥ 1,15
2 2
f ma = (f ∑Υ + f Hß,1 + f Hß,22 ) 0,5 f ma = ((f ∑β b/l) 2 2
+ f Hß,1 + f Hß,22 ) 0,5 –
K γ – 1,1 (3 Planeten)
1,25 (4 Planeten)
Y N, Z N 0,85 bei 10 10 Lastspielen
S Hmin 1,25 1,25 (1,20) 2) 1,2
S Fmin 1,56 1,56 (1,45) 2) 1,5
S Bmin — 1,50 (1,30) 2) 1,5
… … … …
1)
K A aus T eq nur für Entwurf
2)
Werte in Klammern aus IEC 61400-1 [9]
1,0 (3 Planeten)
1,25 (4 Planeten)
Bild 4: Zusammenspiel der Windkraftnormen mit der ISO 281
(hier IEC 61400-4)
Tabelle 2: Randbedingungen für die Anwendung der ISO 281 (Lebensdauerberechnung)
AGMA 6006 / ISO/IEC 81400-4 IEC 61400-4 GL-Richtlinie
Vereinfachter und erweiterter Ansatz nach ISO 281:
L h10 ≥ 30,000 h (HSS)
≥ 40,000…100,000 h (IMS) – –
≥ 100,000 h (Planet, LSS)
L h10m – – ≥ 130,000 h 1)
Erweiterte Kontaktanalyse der Lagerhersteller:
L adv > Lebensdauer der WEA > Lebensdauer der WEA > 175,000 h oder > L WEA
p line < 1300 N/mm² (HSS)
< 1300 N/mm² (HSS)
–
< 1650 N/mm² (LSIS)
< 1650 N/mm² (LSIS)
f s > 2 > 3 > 2
… … … …
1)
mit a 23
bzw. a DIN
< 3,8
Aus diesem Bild ist ersichtlich, dass in den
Windkraftnormen gezielte Vorgaben zur
Bestimmung einzelner Faktoren der ISO
6336 enthalten sind. Zudem werden aber
weitere Nachweise gefordert (z. B. die erweiterte
Kontaktanalyse), die nicht Bestandteil
der ISO 6336 sind.
Eine Auswahl der in den Windkraftnormen
dargestellten, maßgeblichen Randbedingungen
zur Anwendung der ISO 6336 ist in
Tabelle 1 angeführt.
Die in Tabelle 1 dargestellten Mindestwerte
für die einzelnen Faktoren beruhen auf Erfahrungen
mit WEA bis zu 2 MW Leistung.
Die Absolutwerte für die Faktoren in den
einzelnen Normen und Richtlinien zeigen
dabei in der Regel eine gute Übereinstimmung,
so dass eine Verzahnung, die die
Anforderungen der Norm „X” erfüllt, in der
Regel auch die Anforderungen der Norm
„Y” erfüllen wird.
2.2 Anforderungen an Lager
In Bild 3 sind die Tragfähigkeitsgrenzen
für Wälzlager dargestellt. Neben der klassischen
Tragfähigkeitsgrenze Ermüdung,
für das international genormte Berechnungsverfahren
zur Verfügung stehen
(siehe [10]), können andere Grenzen wie
z. B. Verschleiß maßgebend sein, für die
bisher jedoch noch keine genormten Berechnungsverfahren
existieren.
Die Tragfähigkeit von Lagern wird allgemein
mittels der in ISO 281 [10] beschriebenen
Ansätze „Basic dynamic load rating”
bzw. „Modified rating life” nachgewiesen.
Die insbesondere in den letzten Jahren vermehrt
aufgetretenen Lagerschäden haben
auch hier gezeigt, dass diese Verfahren allein
keinesfalls als Lebensdauernachweis
geeignet sind, sondern sinnvoll nur noch
für die Vorauslegung verwendet werden
können. In den neueren Windkraftnormen
ist deshalb die „erweiterte Kontaktanalyse”
nach ISO 281 Annex B bzw. gemäß den Verfahren
der Lagerhersteller als Lebensdauernachweis
unter Berücksichtigung der
max. Pressung vorgesehen. Des Weiteren
Bild 5: Ausschnitt aus einer Lagerauswahltabelle (nach [2])
enthalten die Windkraftnormen Tabellen
zur Lagerauswahl, da viele der oben angeführten
Lagerschäden auf eine falsche
Lagerwahl zurückzuführen waren.
Das Zusammenwirken zwischen den
Windkraftnormen und der Tragfähigkeitsnorm
ISO 281 ist in Bild 4 dargestellt, ein
Beispiel für eine Lagerauswahltabelle zeigt
Bild 5.
Aus Bild 4 ist ersichtlich, dass in den Windkraftnormen
zum einen gezielte Vorgaben
zur Anwendung der ISO 281 enthalten
sind, zum anderen aber auch zusätzliche
Nachweise gefordert werden, wie z. B. die
erweiterte Kontaktanalyse, die nicht normativer
Bestandteil der ISO 281 ist. Eine
Auswahl der in den Windkraftnormen
dargestellten, maßgeblichen Randbedingungen
zur Anwendung der ISO 281 ist in
Tabelle 2 angeführt.
Die in dieser Tabelle dargestellten Werte
für die einzelnen Lebensdauern und Pressungen
beruhen auf Erfahrungen mit WEA
bis zu 2 MW Leistung.
2.3 Zusätzliche Anforderungen in
der IEC 61400-4
2.3.1 Lastannahmen
In der IEC 61400-1 werden die Mindestanforderungen
an die Lastannahmen für ▶
beaufort 6 1/2008

Wissenschaft Spezial
WEA definiert. Zusätzliche Anforderungen
für Getriebe werden in der IEC 61400-4
beschrieben. Die Betriebsfestigkeitslasten
werden im Produktionsbetrieb überlagert
mit
· Start- und Stoppvorgängen bei Einschalt-,
Nenn- und Abschaltwindgeschwindigkeit
in Abhängigkeit vom Betriebsführungskonzept,
· Notbremsungen nach Ansprechen des
Sicherheitssystems (z. B. Überdrehzahl),
· Netzausfällen.
Weiterhin sollen Zusatzbelastungen aus
dem Triebstrang der WEA berücksichtigt
werden:
· reversierende Lasten
· Kupplungsrückstellkräfte aus der
Verlagerung des Generators
· Bremskräfte (resultierende Kräfte aus
den Bremszangen an der Bremsscheibe)
· Rückstellkräfte der Getriebeaufhängung
aus den Verformungen von Rotorlager
und Maschinenträger
Für die Bestimmung der Lastkollektive
für das Getriebe (Verzahnungen und Lager)
wird ein Verweildauerkollektiv nach
DIN 45667 des Antriebsmoments benötigt.
Über die Drehzahl von Rad und Ritzel
können die Verweildauern in Lastspiele
umgerechnet werden.
Das Verweildauerkollektiv wird von der
Belastungs-Zeit-Funktion (BZF) des Antriebsmoments
durch Momentanwertzählung
ermittelt (Bild 6). In gleichen Zeitabständen
wird die Belastung abgefragt, der
jeweiligen Klasse zugeordnet und gezählt.
Die Häufigkeit der Zählung pro Klasse ist
ein Maß für die Verweildauer in dieser
Klasse.
Die Lastklassen können entweder in Abhängigkeit
von ihrer jeweiligen Verweildauer
oder ihrer akkumulierten Verweildauer
dargestellt werden (Bild 7). Im Beispiel
wird die akkumulierte Darstellung des Verweildauerkollektivs
verwendet. Hier sind
typische Verweildauerkollektive für verschiedene
mittlere Jahreswindgeschwindigkeiten
dargestellt. Die Lastannahmen
sollen alle Auslegungslasten (Betrieb und
Extremlast) sowie sonstige Lasten (z. B.
aus der Regelung resultierende Lasten)
enthalten. Mit diesen Lastannahmen wird
Bild 6: Momentanwertzählung
Zeitreihe Rotordrehmoment
Bild 7: Verweildauerkollektiv
Verweildauerkollektiv (schematisch)
das Getriebe konstruiert und dann als Prototyp
getestet.
2.3.2 Strukturkomponenten
Zu den Strukturkomponenten im Getriebe
zählen die Drehmomentstütze und der
Planetenträger sowie weitere Last übertragende
Bauteile (Gehäuse).
Als Belastungen werden äußere Lasten gemäß
den Anforderungen der IEC 61400-4
und den gegebenen Anschluss- und Umgebungsbedingungen
berücksichtigt. Die
Verformungen der Strukturkomponenten
sowie zusätzliche Kräfte aus dem Eigengewicht
müssen bei der Auslegung berücksichtigt
werden.
Deshalb werden in der IEC 61400-4 Angaben
zum Festigkeitsnachweis mit der
Methode der Finiten Elemente (FEM)
gemacht. Dadurch sollen Fehler bei der
Wahl der Verfahren, bei der Modellierung
und Durchführung der Analyse sowie der
Interpretation der Ergebnisse vermieden
werden.
Die Festigkeitsanalyse besteht aus folgenden
Teilschritten:
· Modellierung der Strukturkomponente
und der Randbedingungen
· Belastung der Komponente im Betrieb
und unter Extremlast
· Durchführung des Nachweises der
Betriebfestigkeit und der Bruchfestigkeit
· Auswertung und Bewertung der
Ergebnisse
FE-Modelle für Getriebe von WEA werden
in der Regel komponentenweise erstellt
(siehe Beispiele in den Bildern 8 und 9).
Bei diesen Modellen ist darauf zu achten,
dass sinnvolle Randbedingungen eingeführt
werden, die die Interaktion mit den
benachbarten Strukturbereichen in geeigneter
Weise repräsentieren.
Bei der Berechnung der Betriebsfestigkeit
und Bruchfestigkeit müssen die partiellen
Sicherheitsfaktoren für die Lasten und das
Material entsprechend IEC 61400-1 einbezogen
werden. Die Dimensionierung einer
Struktur richtet sich nach der Art des Versagens.
Der Tragfähigkeitsnachweis ist in
Abhängigkeit von Werkstoff und Belastung
durchzuführen. Weiterhin werden Vorgaben
hinsichtlich der Berechnungsmethoden
für spröde und duktile Werkstoffe
getätigt. In der Regel werden Betriebsfestigkeitsnachweise
als Schädigungsrechnung
mit den Zeitreihen der Belastungen
(Kräfte und Momente) durchgeführt. Bei
der Auswertung sind die Ergebnisse auf
ihre Plausibilität zu prüfen. Die Berechnungsergebnisse
sind in einer von den
Programmen aufbereiteten grafischen
Form (Gesamt- und Teildarstellung) zu
dokumentieren.
Bild 8: FE-Modell einer Drehmomentstütze (Ausschnitt)
Bild 9: FE-Modell eines
Planetenträgers
2.3.3 Getriebetests
Neben dem rechnerischen Nachweis der
Tragfähigkeiten und Lebensdauern der
einzelnen Bauteile eines Getriebes ist in
den neueren Normen auch der Funktionsnachweis
in Tests vorgeschrieben. Dabei
wird zwischen Prototypentests, Feldtests
und Serientests unterschieden. Im Prototypentest
soll überprüft werden, ob die in
der Auslegungsphase getroffenen Annahmen
und Randbedingungen zutreffend
sind. Im Feldtest auf der WEA sollen insbesondere
die Lastannahmen überprüft sowie
das Systemverhalten getestet werden.
In den Serientests soll schließlich gezeigt
werden, dass die Seriengetriebe dem Leistungsstand
des (erfolgreich) getesteten
Prototyps entsprechen. Weitere Bauteiltests
sowie Funktionstests (Dichtigkeit,
Kühl- und Schmiersystem etc.) können
nach Vorgabe in der Testspezifikation vorgesehen
werden.
Zeit
Rotordrehzahl
Rotordrehmoment
Verweildauer
Verweildauer separiert
Verweildauer akkumuliert
2,5 E + 0,6
2,0 E + 0,6
1,5 E + 0,6
1,0 E + 0,6
3,0 E + 0,3
0,0 E + 0,0
1,0 E + 0,0 1,0 E + 0,2 1,0 E + 0,4 1,0 E + 0,6
akkumulierte Verweildauer / Std
8,5 m/s
10 m/s
15 m/s
2.3.3.1 Testplan
Vor jedem Test sollte ein Testplan mit
folgendem Inhalt erstellt werden:
· Ziel des Tests einschließlich der zu untersuchenden
Größen
· Beschreibung des vorgesehenen
Testablaufs (Laststufen, Dauer etc.)
10 beaufort 6 1/2008

Wissenschaft Spezial
· Umgebungsbedingungen sowie die zu
testende Systemkonfiguration
· Liste mit den einzelnen Messstellen einschließlich
Genauigkeit und
Kalibrierung
· Art der Datenaufzeichnung für
Drehmoment, Drehzahl, Temperaturen,
Schwingungen und Tragbilder
· Umfang der Dokumentation
2.3.3.2 Prototypentests
Der Prototypentest kann auf einem Getriebeprüfstand
(elektrische oder mechanische
Verspannung) durchgeführt werden. Anhand
des Prototypentests sollen die in der
Auslegungsphase getroffenen Annahmen
und Randbedingungen überprüft werden.
Bei diesem Test wird das Drehmoment in
mindestens vier Stufen auf Nennmoment
gesteigert. Bei Nennmoment wird das Getriebe
so lange betrieben, bis sich Beharrungstemperaturen
(Ölsumpf und Lagerstellen)
eingestellt haben. Des Weiteren
wird ein Überlasttest empfohlen. Die zu
untersuchenden Größen sind:
· Messung der Breitenlastverteilung
mittels Dehnungsmessstreifen
· Messung der Lastverteilung bei Planetenstufen
(Produkt K v · Kg) mittels Dehnungsmessstreifen
bei jeder Laststufe
· Temperaturen, Schwingungen und Geräusch
bei jeder Laststufe
Nach dem Prototypentest ist das Getriebe
zu demontieren und der Zustand der einzelnen
Bauteile zu beurteilen.
2.3.3.3 Feldtest
Der Feldtest wird auf der WEA durchgeführt.
Dieser Test sollte folgende Betriebsbedingungen
enthalten:
• Durchlauf des gesamten Drehzahl- und
Drehmomentspektrums zur Überprüfung
des Systemverhaltens
• Start bei Ein- und Abschaltwindgeschwindigkeit
• Abschalten bei Ein- und Abschaltwindgeschwindigkeit
• Bremsvorgang (reversierende Last)
• Notabschaltung
2.3.3.4 Serientest
Alle Getriebe einer Serie sollten eine Abnahmeprüfung
durchlaufen. Diese Abnahmeprüfung
wird zweckmäßigerweise auf
einem Serienprüfstand durchgeführt. Für
diesen Test darf nur die Original-Ölanlage
verwendet werden. Die geforderte Ölreinheit
muss dabei sichergestellt werden.
Neben den üblichen Messungen spielen
bei diesem Test die Geräusch- und Schwingungsmessungen
eine besondere Rolle, da
aus diesen Messungen etwaige Unzulänglichkeiten
abgeleitet werden können.
2.3.3.5 Dokumentation
Alle Tests müssen dokumentiert werden.
Die einzelnen Dokumentationen sollten
folgende Teile enthalten:
· Montageprotokoll
· Versuchsprotokoll
· gemessene Daten
· Tragbilddokumentation zu den einzelnen
Laststufen (nur Prototypentest)
· Ölanalysen
· Inspektionsprotokoll
3. Ausblick
Der Antriebsstrang von WEA ist als komplexes
Gebilde anzusehen, dessen Betriebssicherheit
nur mit dem Nachweis der
Festigkeiten der einzelnen Bauteile allein
nicht mehr beurteilt werden kann. Hier
sind vermehrt dynamische Simulationen
des Antriebsstrangs notwendig. Diese Simulationen
werden zukünftig einen zentralen
Punkt bei der Weiterentwicklung der
Normen und Richtlinien im Bereich der
Windenergieanlagen darstellen.
Bei diesen Simulationen wird der komplexe
Triebstrang auf ein Feder-Masse-System
reduziert. Zur Reduktion des Triebstrangs
für die globale Lastsimulation ist das Erstellen
eines detaillierten Simulationsmodells
z. B. mit Hilfe von Mehrkörper- oder
hybriden Systemen notwendig. Kennwerte
wie Trägheitsmomente und Steifigkeiten
der einzelnen Komponenten werden anhand
von FE-Modellen oder Formeln aus
der Mechanik ermittelt. In Bild 10 ist ein
derartiges Modell dargestellt.
Die Darstellung des Triebstrangs erfolgt
durch starre Körper (Rotorblätter, Nabe,
Hauptwelle, Schrumpfscheibe, Planetenträger,
Zahnräder, Getriebewellen, Generator,
Getriebegehäuse) und Feder-Dämpfer-Elemente
(Steifigkeiten der Wellen,
Verzahnungssteifigkeiten, Getriebelagerung).
Mit Hilfe dieses Modells wird das
Resonanzverhalten des Antriebstranges
untersucht. Dieses kann im Frequenzbereich
geschehen (Modalanalyse) oder
durch Simulation im Zeitbereich. Als sehr
anschaulich hat sich die Analyse im Zeitbereich
erwiesen. Hierbei werden Betriebsszenarien
wie zum Beispiel ein Hochlaufvorgang
vom Stillstand der Anlage bis zur
Bild 10: Modell für die Simulation eines WEA-Antriebsstrangs
Auslösedrehzahl simuliert. Aus den Zeitschrieben
lassen sich etwaige Lastüberhöhungen
an den einzelnen Komponenten
erkennen und es können Rückschlüsse
auf potenzielle Resonanzstellen getroffen
werden. Ein Abgleich mit der Analyse im
Frequenzbereich ist ebenfalls möglich. Als
Beispiel für eine derartige Simulation sind
in Bild 11 die Verläufe der dynamischen
Tangentialkraft, bezogen auf die nominelle
Tangentialkraft (Dynamikfaktor) einer
mittelschnelllaufenden Welle eines WEA-
Getriebes, sowie der zugehörige Drehzahlverlauf
des Rotors dargestellt. Aus diesem
Bild ist ersichtlich, dass z. B. beim Hochlauf
Resonanzstellen durchfahren werden,
die in den herkömmlichen Tragfähigkeitsnachweisen
nicht erfasst werden. Derartige
Simulationen stellen somit eine weitere
Annäherung an die Realität dar. So ist
es absehbar, dass ein Schwerpunkt bei der
zukünftigen Erweiterung der Windkraftnormen
sicherlich die Beschreibung von
Simulationsrechnungen und deren Randbedingungen
sein wird.
■
Bild 11: Simulationsergebnisse
4. Literatur
[1] AGMA/AWEA 921-A97: Recommended Practices for
Design and Specification of Gearboxes for Wind Turbine
Generator Systems (1997)
[2] ANSI/AGMA/AWEA 6006-A03: Standard for Design and
Specification of Gearboxes for Wind turbines (2004)
[3] ISO/IEC 81400-4: Wind turbines – Design and specification
for gearboxes (2005)
[4] DIN EN ISO/IEC 81400-4: Windenergieanlagen – Teil 4:
Getriebe für Turbinen von 40 kW bis 2 MW und größer (in
Vorbereitung)
[5] IEC 61400-4: Wind turbines – Design and specification for
gearboxes (in preparation)
[6] Richtlinie für die Zertifizierung von Windenergieanlagen
(Ausgabe 2003 mit Ergänzung 2004), Germanischer Lloyd
[7] Niemann, G.; Winter, H.: Maschinenelemente II. 2. Auflage,
Springer (1989)
[8] ISO 6336: Calculation of load capacity of spur and helical
gears (2006)
[9] IEC 61400-1, Edition 3: Wind turbines – Design requirements
(2007)
[10] ISO 281, Second edition: Rolling bearings – Dynamic load
ratings and rating life (2007)
beaufort 6 1/2008 11

Interview
„Nr. 1 werden: Es liegt an uns“
Windenergieprojekte mit einem Gesamtvolumen von 20.000 MW im Planungsstadium, meteorologische Studien für weitere
Projekte im Umfang von mehr als 5.000 MW, Projekte von 1.200 MW im Konstruktionsstadium und Erfahrung in mehr
als 20 Ländern – Daten, die für sich sprechen. Und für das kanadische Unternehmen Hélimax Energy Inc., den neuen
Partner der GL Industriedienste.
Die beiden Unternehmen haben sich
zusammengetan, um weltweit einen
lückenlosen Komplettservice für die
Windenergiebranche anbieten zu können.
Die in Montreal ansässige Hélimax
stellt Beratungs- und Ingenieurdienstleistungen
bereit. beaufort 6 sprach mit
Hélimax-Präsident Richard Legault über
den globalen Windenergiemarkt und seine
Perspektiven.
beaufort 6: Herr Legault, können Sie sich daran
erinnern, wann Ihr Interesse für die Windenergie
erwachte?
Richard Legault: In den späten 80er-Jahren.
Ich lebte damals in Kalifornien und arbeitete
an einem Biomasseprojekte, ein paar
Autostunden von San Francisco entfernt.
Auf meinem Arbeitsweg fuhr ich an Hunderten
von Windrädern vorbei. Das hat
mein Interesse geweckt, und das Potenzial
dieser Technologie wurde mir allmählich
klar. Mitte der 90er-Jahre begann ich, in
der Windenergiebranche zu arbeiten. In
den USA gab noch keinen richtigen Markt
dafür. Es waren nur ein paar Einzelkämpfer,
die an die Windenergie glaubten. In den
darauf folgenden Jahren hat sich die Branche
allmählich gewandelt. Heute ist sie in
einem deutlichen Aufschwung begriffen,
aber sie wächst noch nicht so schnell, wie
sie eigentlich sollte.
beaufort 6: Wie schätzen Sie die Position von
Hélimax ein?
Legault: Wir sind einer der größten unabhängigen
Windenergieberater Kanadas.
Wir verfügen über eine sehr starke regionale
Präsenz und Marktstellung. Unsere
Kunden sind Anlagenbauer und -betreiber,
Anleger, Finanzierungsinstitute und
Versorgungsbetriebe der Windenergieindustrie.
Wir bieten ihnen eine breites Spektrum
an Dienstleistungen an. Die meisten
Aufträge erhalten wir aus den USA und 18
weiteren Ländern, meist aus Afrika, Osteuropa
und China.
Melancthon in Ontario – Melancthon-Grey Wind Farm, Kanada, 67,5 MW. Hélimax war in das Windressourcen-
Assessment-Programm, die Energieertragsanalyse und Geräuschmessungen involviert.
beaufort 6: Welches sind die Hélimax-Kerndienstleistungen?
Legault: Unsere Kompetenzen kann man
in fünf Segmente unterteilen: meteorologische
Windgutachten, Windenergie-
Ingenieurdienstleistungen, Umweltverträglichkeitsstudien,
das Geografische
Informationssystem (GIS) und Due-Diligence-Dienstleistungen
zur Überprüfung
geplanter Investitionen auf ihre Solidität.
Die meteorologische Beurteilung der
Windverhältnisse beinhaltet die Entwicklung,
und Durchführung eines Windbeobachtungsprogramms
zur Einschätzung
des Windenergiepotenzials eines Standortes
oder einer Region.
Die Ingenieurdienstleistungen umfassen
die Ermittlung der bestgeeigneten Anlagen
für einen Standort, die Abschätzung der
Energieausbeute und die Konfiguration
des Projekts durch Bestimmung der Mikrobedingungen.
Das Ziel besteht letztlich
darin, die Konfiguration des Projekts so zu
optimieren, dass der Investor mit seiner
Kapitalanlage die höchstmögliche Rendite
erzielt.
12 beaufort 6 1/2008

Hélimax-President: Richard Legault
Die dritte Kompetenz sind Umweltverträglichkeitsstudien.
Windenergie ist an und
für sich sauber, aber Windturbinen und
Windparks beeinflussen ihre Umgebung
durchaus. Unsere Experten berechnen Geräuschemissionen,
mögliche elektromagnetische
Beeinflussung von Telekommunikations-
und Radareinrichtungen sowie
Funkelrauschen. Bisweilen treten wir auch
als Mittler zwischen unseren Kunden und
der Öffentlichkeit in Erscheinung.
Unsere vierte Kompetenz ist das Geografische
Informationssystem GIS. Es stellt
anhand von Computermodellen über 100
bei der Planung eines Windparks zu berücksichtigende
Umgebungsfaktoren dar,
etwa Vogelflugmuster oder die Entfernung
zu Wohngebieten. Das GIS ist eine ergänzende
Dienstleistung, die die drei bereits
beschriebenen Kompetenzen miteinander
verknüpft. Heute ist Hélimax weltweit
das einzige Unternehmen, das alle diese
Dienstleistungen unter einem Dach vereint.
Dadurch ist unser Angebot effizienter
und leistungsfähiger, und es senkt die Kosten
und erhöht den Nutzen der Investition.
Unsere fünfte Kompetenz ist unser Due-
Diligence-Service für Anleger und Kreditinstitute.
Mit unserem Due-Diligence-
Service helfen wir unseren Kunden, die
Qualität ihrer geplanten Investition richtig
einzuschätzen.
beaufort 6: Wo sehen Sie Synergien zwischen
Hélimax und GL?
Legault: Ich sehe vor allem zwei Felder: zum
einen im Hinblick auf unser Dienstleistungsangebot.
Der GL genießt hohes Ansehen
als Zertifizierungsstelle für Windenergieanlagen
und Komponenten. Das GL-Tochterunternehmen
WINDTEST ist sehr kompetent
in der Anlagenprüfung und bekannt
für sein messtechnisches Know-how. Hélimax
wiederum bietet ingenieurtechnische
Beratung an. Unser gemeinsames Wissen
und unsere Dienstleistungen geben uns
auf dem weltweiten Windenergiemarkt
eine einzigartige Stellung. Wir bieten in
„Europa ist nach wie vor ein großer Markt. Der nordamerikanische
Markt wächst rapide. Der dritte Markt mit großem
Potenzial ist Asien, vor allem China und Indien. Die Windenergie
wird in allen Teilen der Welt wachsen. In den genannten Gebieten
aber müssen wir unbedingt präsent sein.”
„Unsere Kompetenzen kann man in fünf Segmente unterteilen:
meteorologische Windgutachten, Windenergie-Ingenieursdienstleistungen,
Umweltverträglichkeitsstudien, das
Geografische Informationssystem (GIS) und Due-Diligence-
Dienstleistungen zur Überprüfung geplanter Investitionen auf
ihre Solidität.”
vielen Bereichen Dienste an, die einander
ergänzen.
beaufort 6: Wo sehen Sie das größte Potenzial?
Legault: Europa ist nach wie vor ein großer
Markt. Der nordamerikanische Markt
wächst rapide. Der dritte Markt mit großem
Potenzial ist Asien, vor allem China
und Indien. Die Windenergie wird in allen
Teilen der Welt wachsen. In den genannten
Gebieten aber müssen wir unbedingt präsent
sein.
beaufort 6: Wie sind Ihre Erfahrungen mit Offshore-Windenergie?
Legault: Nordamerika ist ein großer Kontinent
mit viel Platz, Windenergie ist hier
noch eine ziemlich neue Industrie. Für uns
ist der Markt vor allem ein Onshore-Markt.
Wir haben aber auch schon Offshore-Projekte
betreut. Wir haben für Kunden eine
Bestandsaufnahme der besten möglichen
Standorte im Hinblick auf Umwelt und
Wassertiefe erstellt und einige Studien für
die Großen Seen erarbeitet. Der GL ist in jedem
Fall der stärkere Partner für Offshore-
Anlagen. Ich glaube, unsere Kooperation
bietet da neue Chancen.
beaufort 6: Welche Pläne hat Hélimax?
Legault: Es ist unser Ziel, unsere Position als
globales Kompetenzzentrum weiter auszubauen.
Das sollten wir auf drei Wegen tun:
Erstens durch Weiterentwicklung unserer
Kernkompetenzen und unserer personellen
Basis, damit wir immer über dem
Branchenstandard sind. Zweitens wollen
wir der weltweit bevorzugte Anbieter von
Ingenieur- und Beratungsdienstleistungen
werden. Drittens wollen wir diese Kompetenzen
mit denen des GL in Einklang bringen
und gemeinsam mit einem ganzheitlichen
Dienstleistungskonzept am Markt
auftreten. Es liegt an uns, ob wir die Nummer
1 in der Welt werden. Die Voraussetzungen
sind da: Leistungsfähigkeit, weltweite
Präsenz und kompetente, motivierte
Experten.
■
Laufende Projekte
1. Cartier Windenergy in Quebec:
Hélimax bringt sein gesamtes Dienstleistungsspektrum
in einen 730-MW-
Onshore-Windpark ein, der bis 2012 an
sechs verschiedenen Standorten gebaut
wird.
2. „AIM“ in Ontario:
Das Projekt umfasst 15 Teilprojekte, die
Hélimax zu Clustern zusammengefasst
hat, um die Beurteilung der Umweltbeeinflussung
und der visuellen Wirkung
zu vereinfachen, die Kosten zu senken
und die Bereitstellung zu beschleunigen.
Hélimax konnte hier die Spezialdienstleistung
„Elektromagnetische Beeinflussung“
anwenden. Bislang ist Hélimax
das einzige Unternehmen in Nordamerika,
das diesen Service anbietet. Die
Beurteilung der visuellen Wirkung ist
ebenfalls ein wichtiger Beitrag von
Hélimax zu diesem Projekt.
3. Finanzinstitut in Toronto:
Hélimax bringt sein Know-how im Due-
Diligence-Bereich sowie seine technischen
Dienstleistungen wie Beurteilung
der Windverhältnisse, Technologie, Betrieb,
Wartung und Baubudgetierung ein.
Neues Büro für Hélimax
Seit Mitte März hat Hélimax ein neues
Büro im Westen Kanadas in der Nähe
von Vancouver. Büroleiter Richard
Brown wird für einen reibungslosen
Beginn des Betriebs sorgen und außerdem
neues Personal einstellen.
Kontakt:
Hélimax
7455 132nd Street
Suite 222, Surrey, BC
Office manager – Mr. Richard Brown
brownr@helimax.com
Telefon: + 1 604-313-6867
Weitere Informationen
Richard Legault
Président Hélimax
Telefon: +1 514 272-2175
legaultr@helimax.com
beaufort 6 1/2008 13

Der IPCC (Intergovernmental Panel on
Climate Change) soll Entscheidungsträgern
objektive Informationen zum Thema Klimawandel
zur Verfügung stellen. Die Organisation
hat die Aufgabe, neueste wissenschaftliche
Veröffentlichungen aus aller Welt, die
für die Einschätzung des Risikos eines von
Menschen verursachten Klimawandels von
Belang sind, auszuwerten und Optionen zur
Anpassung und Eindämmung zu analysieren.
IPCC-Berichte sind politisch neutral,
berücksichtigen aber wissenschaftliche,
technische und sozioökonomische Faktoren
und politische Implikationen. Der IPCC
wurde 1988 von der Weltorganisation für
Meteorologie (WMO) und dem Umweltprogramm
der Vereinten Nationen (UNEP) als
zwischenstaatliche wissenschaftliche Institution
ins Leben gerufen und erhielt 2007
den Friedensnobelpreis.
IPCC
Weltklimarat zwischen
Schafen und Windrädern
Internationale Experten diskutierten über Chancen, den Klimawandel
einzudämmen. Eine davon, den stärkeren Ausbau der Windenergie,
konnten sie hautnah erleben.
Grau und stürmisch, regnerisch und
trüb. Wahrlich kein Sonntagswetter,
das sich Mitte Januar präsentierte, als über
30 Delegierte des Intergovernmental Panel
on Climate Change (IPCC) bei WINDTEST
Kaiser-Wilhelm-Koog empfangen wurden.
Doch zumindest der Wind passte zum Thema.
Um ausgewählte Vorzeigeobjekte aus
dem Bereich erneuerbarer Energien zu
besuchen, nutzten die Wissenschaftler des
IPCC den Tag vor Beginn ihrer Konferenz,
zu der sie der stellvertretende Arbeitsgruppenvorsitzende
Prof. Dr. Olav Hohmeyer
von der Universität Flensburg nach Lübeck
eingeladen hatte. Eine Option, die viele
der bereits angereisten Delegierten gerne
annahmen, ehe die Diskussionen und Beratungen
über mögliche Schritte zur Verminderung
der Erderwärmung starteten
und die Arbeiten an einem neuen UN-Sonderbericht
begannen. In Lübeck trafen sich
120 Wissenschaftler aus über 50 Ländern,
um über den Einsatz erneuerbarer Energien
zu sprechen.
Unter Leitung von Prof. Dr. Olav Hohmeyer
besuchte eine Delegation im Vorfeld auch
WINDTEST Kaiser-Wilhelm-Koog, wo sie
sich über die Entwicklungen der Windenergienutzung
in Deutschland informierten.
Schließlich zählt der deutsche
Markt zu den Pionieren in der Windenergie.
Das zeigt auch ein Blick auf die installierte
Windenergieleistung im Vergleich zu anderen
Staaten: Deutschland verfügt über 22,3
GW installierter Leistung, gefolgt von den
USA mit 16,8 GW, Spanien mit 15,1 GW sowie
Indien mit 8 GW und China mit 6,1 GW.
Die Windenergie startete in Deutschland
mit einem Paukenschlag: mit dem
Bau und der Errichtung der GROWIAN
(Große Windkraftanlage), die ihren ersten
Probelauf 1983 hatte. Im August 1987 ging
dann der erste kommerzielle Onshore-
Windpark ans Netz.
WINDTEST bot sich als ideales Ausflugsziel
an, da die Experten für ihre messtechnischen
Untersuchungen an Windenergieanlagen
und die Erstellung durch
Gutachten über Windverhältnisse, Energieerträge
und mögliche Beeinträchtigungen
von Windenergieanlagen, wie Schattenwurf
und Schallausbreitung, international
anerkannt sind. In der Diskussion mit den
IPCC-Wissenschaftlern kamen so auch Herausforderungen
bei Offshore-Windparks,
wie mögliche Störungen oder Beeinträchtigungen
der Meereswelt und Netzanschlüsse,
zur Sprache.
Gastredner Marten Jensen, Geschäftsführer
der Gesellschaft für Energie & Ökologie
(GEO), informierte die Wissenschaftler
zunächst über prognostizierte Offshore-
Windenergiekapazitäten in der Nord- und
14 beaufort 6 1/2008

WINDTEST
Hundertprozentig GL
Aus aller Welt: Delegierte besuchten im Rahmen des IPCC WINDTEST Kaiser-Wilhelm-Koog.
Ostsee. Er zeigte Perspektiven und Planungen
auf und gab Auskunft über mögliche
Repowering-Maßnahmen von Onshore-
Anlagen, die deren Energieausbeute weiter
verbessern können. Lebhaft diskutierten
die IPCC-Experten im Anschluss über
die derzeitigen Einspeisevergütungen und
Subventionen von erneuerbaren Energien.
Dabei wurde klar, dass die Unterschiede im
internationalen Vergleich sehr hoch sind.
Nicht überall gibt es Einspeisevergütungen
für erneuerbare Energien, was dazu führt,
dass die breite Öffentlichkeit nur geringes
Interesse an Wind- oder Solarenergie zeigt.
Eine Ausnahme stellt auch hier Deutschland
dar, das seit dem Jahr 2000 mit dem
Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) ein
effizientes Instrument zum Ausbau der erneuerbaren
Energien vorweisen kann, das
eine nachhaltige Entwicklung und die Erhöhung
des Anteils erneuerbarer Energien
an der Stromversorgung sicherstellen soll.
Zertifizierung
Für die Wissenschaftler ging es dann doch
noch einmal nach draußen in den Nieselregen
und Wind. Sie besichtigten die sich am
Boden befindende Gondel einer WKA 60 II
auf dem WINDTEST-Gelände. Im Inneren
der Gondel erklärte Christoph Thiel, Business
Development Manager bei WINDTEST
Kaiser-Wilhelm-Koog GmbH, den Experten
dann, aus welchen Komponenten eine
Windenergieanlage besteht und welche
Funktionen diese erfüllen. Die Gondel, die
Teil des EXPO-Projektes „Windenergiepark
Westküste“ ist, war noch vor einigen Jahren
in 50 Metern Höhe in Betrieb und erzeugte
1.200 kW Leistung. ■
Weitere Informationen
WINDTEST Kaiser-Wilhelm-Koog GmbH
Telefon: +49 4856 901-0
info@wtk.windtest.com
Einen Schritt voraus bei der
Prüfung von Windenergieanlagen
Weitere Informationen
Mike Wöbbeking
Leiter Abteilung
Maschinenbau & Sicherheitstechnik
Telefon: +49 40 36149-3307
mike.woebbeking@gl-group.com
Das so genannte D-Design Assessment ist ein Verfahren zur Dokumentation einer ersten
Anlagenprüfung. Es basiert auf einer Plausibilitätskontrolle der Lastannahmen, Rotorblätter,
Maschinenbauteile sowie des Turmes. Bei jedem Windenergieanlagentyp kann
ein D-Design Assessment durchgeführt werden, das für zwei Jahre gültig ist. Die aktuellen
GL Wind-Richtlinien „Guideline for the Certification of Wind Turbines“ und „Guideline
for the Certification of Offshore Wind Turbines“ beschreiben das Prüfverfahren für Windenergieanlagen-Prototypen.
Dieses so genannte C-Design Assessment bzw. die Prüfung
von Prototypen dient dem Aufbau eines Windenergieanlagen-Prototyps für Testzwecke.
Der Bedarf wächst, diese ersten Prüfverfahren
(C- oder D-Design Assessment)
vor einer kompletten Designprüfung
(A- oder B-Design Assessment) auch für
andere Zwecke als Prototypentests zu
nutzen.
■
▶ www.gl-group.com
Die Industriedienste des GL wachsen. Seit
Ende 2007 gehört nun auch WINDTEST
Kaiser-Wilhelm-Koog zu 100 Prozent zum
Germanischen Lloyd. Das Leistungsportfolio
der GL Wind-Gruppe ist dadurch noch
umfangreicher. GL Wind bietet in Kooperation
mit Hélimax nun das komplette „Project
Life Cycle Management“ aus einer Hand
an. Dazu zählen: Typenzertifizierungen einschließlich
Prototypentests, wiederkehrende
Prüfungen, Projektzertifizierungen,
Forschung und umfassende Bewertung
von potenziellen Standorten, Messung von
Belastungen, Leistungskurven, Schallemissionen
und -immissionen, elektrische Eigenschaften
sowie Windpotenziale. Außerdem
die Beratung von Betreibern und Gutachten
über Windverhältnisse, Energieerträge,
Schallausbreitung und Schattenwurf. Bei
Windtest arbeiten mehr als 50 Mitarbeiter,
die weltweit Windmessungen vornehmen.
Die WINDTEST Ibérica S.L. (WTI) mit Sitz
in Madrid ist eine gemeinsame Tochter mit
zehn Mitarbeitern. Die GL Wind-Gruppe beschäftigt
insgesamt über 180 Mitarbeiter.
EEG-Erfahrungsbericht
Drei auf
einen Streich
„Das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG)
ist eine Erfolgsstory für Klimaschutz, Energieversorgung
und Arbeitsplätze“, erklärte
Bundesumweltminister Sigmar Gabriel.
Das Prinzip des EEG ist einfach: Der aus
erneuerbaren Energien erzeugte Strom
muss vom Netzbetreiber vergütet werden.
Dabei richtet sich die Höhe der Vergütung
nach den Herstellungskosten des Stroms.
Der „EEG-Erfahrungsbericht 2007“ des
Bundeskabinetts dokumentiert, dass durch
keine andere Maßnahme mehr CO 2 eingespart
wird. Der Bericht empfiehlt, den Anteil
der erneuerbaren Energien am Bruttostromverbrauch
von heute gut 13 Prozent
bis zum Jahr 2020 auf 25 bis 30 Prozent zu
steigern und weiter auszubauen. Dabei
sind ständige Anpassungen nötig, so sollen
die Vergütungen für Strom aus den einzelnen
Sparten − Biomasse, Geothermie, Solarstrahlung
sowie Wasser- und Windkraft
− an die aktuelle Entwicklung angeglichen
werden.
■
▶ www.bmu.de
▶ www.erneuerbare-energien.de
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Windenergiezirkel Hanse
Förderpreis für
Windenergieprojekte
Frischer Wind für innovative Ideen − mit der Auslobung des Förderpreises Wind
2008 unterstützt der Windenergiezirkel Hanse (WEZ) junge Nachwuchskräfte,
die Projekte in der Windenergie realisiert haben. Die Branche müsse mit ihrem
Wachstum in rasantem Tempo neue Denker und Macher für sich gewinnen
und begeistern. „Darauf wollen wir mit diesem Preis aufmerksam machen“, sagt
Matthias Schubert, Chief Technology Officer REpower und 2. Vorsitzender des
WEZ. Die Auszeichnung ist mit 5.000 Euro dotiert. Zum ersten Mal wurde der Preis
2007 verliehen. Ausgezeichnet werden am 19. Mai 2008 in Hamburg Leistungen,
z.B. in Form von Studien- oder Doktorarbeiten.
■
GL erweitert Vorstand
Neues Vorstandsmitglied für die Industriedienste
der Germanischer Lloyd
AG ist seit Mitte Februar Pekka Paasivaara.
Der 46-jährige Finne übernimmt damit
die Verantwortung für ein stark wachsendes
Geschäftsfeld, das Prüfungen, Zertifizierungen
und Beratungsdienste mit den
Schwerpunkten Öl und Gas, Windenergie,
Managementsysteme, Werkstoffprüfungen
und Schadensanalysen beinhaltet. Durch
Unternehmenszukäufe und -kooperationen
konnte das technische Leistungsangebot
der Industriedienste stark erweitert
Mitsubishi
Erfolgreiche
Beurteilung
Die Prototypenprüfung der Windturbine
Mitsubishi MWT 92/2.4 (60 Hz)
wurde durch Windtest Kaiser-Wilhelm-
Koog in Nagasaki in Japan im August 2007
abgeschlossen. Nach der Beurteilung der
Umsetzung von Konstruktionsanforderungen
in Produktion und Montage (IPE)
wird das Typenzertifikat in diesem Jahr
ausgestellt, wenn die Serienproduktion für
viele Projekte in den USA läuft.
Der Germanische Lloyd übergab die Konformitätsbescheinigung
zum A-Design Assessment
für die Windturbine Mitsubishi
MWT 92/2.4 (60 Hz). Die Bestätigung
basiert auf der „Richtlinie für die Zertifizierung
von Windenergieanlagen“, Ausgabe
2003 mit Ergänzung 2004. Sie umfasst
die Beurteilung von Lastannahmen,
Sicherheitssystem und Handbüchern,
Rotorblättern, Maschinenkomponenten,
Stahlrohrturm, elektrischer Ausrüstung,
Gondelverkleidung und Spinner sowie die
Inbetriebnahmeüberwachung. Das Zertifikat
für die 50-Hz-Version der MWT 92/2.4
wird in Kürze folgen.
■
Termine
28.–30. April 2008
Dillinger Offshore Colloquium
Dillingen/Saar, Germany
„Steel for offshore installations“
Vortrag zur Entwicklung des
Offshore-Windmarktes. Peter Dalhoff
1.–4. Juni 2008
Houston Windpower
Houston, USA, Stand 2213
www.windpowerexpo.org
9.–13. September 2008
Husum WindEnergy, Husum, Germany
Stand 1C18, www.husumwind.de
23.–24. September 2008
Hamburg Offshore Wind Konferenz 2008
werden. „Ich freue mich sehr auf meine
Aufgabe, einen nachhaltigen Beitrag zum
dynamischen Ausbau der Industriedienste
zu leisten“, sagt Pekka Paasivaara. Der GL-
Vorstand besteht nun aus Dr. Hermann
J. Klein, der weiterhin für die Maritimen
Dienste zuständig ist, Dr. Joachim Segatz,
Leiter des kaufmännischen Bereichs, und
Pekka Paasivaara. Bislang war Paasivaara
Vorstandsmitglied für Vertrieb, Service
und Marketing bei der Lenze AG, einem
Hersteller von Antriebs- und Automatisierungstechnik
in Hameln. Zuvor arbeitete
der Wirtschaftswissenschaftler bei Bosch
Rexroth, wo er den Bereich Antriebs- und
Steuerungstechnik führte, sowie bei ABB.■
Zertifikatsübergabe (v. l. n. r.): Axel Dombrowski (GL),
Keita Ishimitsu (Engineering Manager für Mitsubishi in Hamburg),
Mike Wöbbeking (GL), Jens-Dieter Schneider (GL).
IMPRESSUM
OD700 · 2008-31-03
beaufort 6, Ausgabe Nr. 1/2008, März 2008 Erscheinungsweise Vier Ausgaben pro Jahr in deutscher und englischer Sprache von Germanischer Lloyd Aktiengesellschaft, Hamburg
Chefredaktion Dr. Olaf Mager, Presse und Information Textchefin Steffi Gößling Autor Christian Göldenboog, Alice Hossain, Anja Naumann Gestaltung und Produktion grafyx: visuelle
kommunikation gmbh, Donnerstraße 20, 22763 Hamburg Nachdruck © Germanischer Lloyd Aktiengesellschaft 2007. Nachdruck nur mit ausdrücklicher Genehmigung – Belegexemplar erbeten.
Alle Angaben erfolgen nach bestem Wissen und Gewissen, aber ohne Gewähr. Beiträge externer Autoren geben nicht unbedingt die Meinung der Redaktion oder des Germanischen Lloyd wieder.
Anfragen an: Germanischer Lloyd AG, Presse und Information, Vorsetzen 35, D-20459 Hamburg, Telefon: +49 40 36149-7959, Fax: +49 40 36149-250, E-Mail: pr@gl-group.com
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