Trainierte Leistungsträger

Tilman Weber

Vier Jahre Fortentwicklung oder „längste Nullserie“ einer Windturbine der Sechs- bis Sieben-Megawatt-Klasse sind erfolgreich abgeschlossen. So erklärt Gunnar Liehr von Siemens Energy im September auf einer Nebenbühne der Branchenschau Husum Wind den im August wiederaufgenommenen Verkauf der SG 7.0-170. Die branchenweit erste Onshore-Anlage, die 170 Meter Rotordurchmesser erreichte, nahm schon 2021 als Prototyp in Dänemark mit 6,6 Megawatt (MW) den Betrieb auf, auch erste Kundenanlagen gingen später in Betrieb. Nach „Auffälligkeiten“ bei diesen und bei anderen Onshore-Anlagentypen wie Qualitätsproblemen bei Rotorblättern und den Hauptlagern zum Abrollen der rotierenden Hauptwelle, so erinnert der Deutschland-Verkaufschef für Windturbinen an Land und ihren technischen Service, und nach hohen Komponentenkosten stoppte Siemens Energy 2023 den Verkauf für Landwindparks generell.

Die weniger neue Siemens-Gamesa-Bauplattform 4.X für Modelle bis 5 MW ist seit Ende 2024 wieder verkäuflich. Nun sei das Flaggschiff 7.0-170 mit „zu 85 Prozent neu designten“ Anlagenbauteilen bestückt und kehre mit sieben Megawatt Nennleistung „geordnet auf den Markt zurück“, erklärt Liehr an dem kleinen Rednerpult.

Das Turbinenmodell, das den heutigen Spitzenstandard an Land von 170 bis mittlerweile 175 Meter ausgreifenden Rotoren vorgab, steht für mehr als nur das Onshore-Comeback von Siemens Energy. Es verkörpert, was die Messe in diesem September den Investoren und Projektierungsunternehmen als Technikbotschaft mitgab: Bekanntlich hatten alle im Wettbewerb führenden Windkraftanlagenbauer schon auf den Branchenschauen Husum Wind 2023 und Hamburg Wind Energy 2024 keine neuen Flaggschiffe mehr präsentiert, nach Modernisierungen und Verfeinerungen aber einzelne Leistungswerte und Effizienzen angehoben. Nun reizten sie Reserven der Einzelbauteile in voller Bandbreite aus. Die Husum Wind 2025 wurde so zur Schau nachtrainierter Leistungsträger der Windkraft. Reife der Elektronik, modulare Gliederung, Leichtbau nach Industrienormen ermöglichten die Fitnesskur.

„Quality Task Force“ baut SG 7.0-170 neu

Gunnar Liehr führt den Kurerfolg auf eine interne Quality Task Force zurück. Den Einbau des Steuerungssystems aus den Meereswindkraftanlagen der Offshore-Sparte, das umgekehrt nun auch in den Offshore-Turbinen und somit zum Einsatz kommende Hydrauliksystem der Onshore-Turbinen, Außerdem wurden sechs neue Betriebsmodi, ein überarbeitetes Design von Antriebsstrang und Blattdrehlager mit Stützwirkung auf das Hauptlager entwickelt – mit dem Ziel, bei geringerem Rotortempo und etwas reduzierter Nennleistung verschiedene Geräuschgrenzwerte präzise einzuhalten und so die Schallwerte um bis zu drei Dezibel unter den Branchenvergleich zu senken. Für Deutschland enthalten 5.X und 4.X nun jeweils nur ein Modell: die SG 7.0-170 und eine getriebelose Anlage mit 4,3 MW vom Typ SG 4.3-130. Das Leistungsplus von 0,4 MW der SG 7.0-170 im Vergleich zum Prototyp von 2021 ist einer leicht erhöhten Rotordrehzahl zu verdanken. 2028 soll die Serienproduktion starten.

Die Qualitätsarbeitsgruppe aus Ingenieuren, Entwicklern oder sonstigen Technikern von Siemens Gamesa leistete ganze Arbeit. Sie folgte wichtigen Technologiezielen des Gesamtkonzerns: Die ehemalige Siemens-Windkrafttochter Siemens Gamesa war unlängst im neuen Konzern Siemens Energy aufgegangen. Der will mit weniger Modellen die Produktionskosten senken. Ein containerförmiges, sehr modulares und mit Elektronik bestücktes Design soll die Produktion vereinheitlichen. Rückwirkend soll es zwischen Anlagen mehrerer Größen und ebenso zwischen Onshore- und Offshore-Turbinenserien formgleiche Bauteile ermöglichen. Diese lassen sich dann in umso größeren Serien zu Massenproduktionspreisen herstellen. Weil Siemens Energy keine Abweichungen an Bauteilen mehr duldet, baut das Unternehmen auch die Rotorblätter wieder mehr selbst. „Keine zulieferorientierten Toleranzgruppen mehr“, nennt es Deutschland-Verkaufschef Liehr.

85 Prozent der Bauteile der 7,0-Megawatt-Anlage von Siemens Energy, der SG 7.0-170, sind neu designt. Voraus gingen eine zweijährige Überarbeitung der Material- und Komponentenqualität und die Beseitigung von Kostentreibern.

Was Siemens so eingeleitet hat, praktiziert Nordex vielleicht besonders konsequent. Schon 2024 räumte der auf ein einziges Antriebskonzept eines aufgelösten langgezogenen Triebstrangs setzende Anlagenhersteller der Turbine N163 mit 163 Meter Rotordurchmesser einen Leistungszuwachs von 6,8 auf 7,0 MW ein. Erstmals im Verlauf eines stufenweisen Nennleistungsschubs seit der Prototyperrichtung 2021 der N163 nahm Nordex dazu eine leichte Rotordrehzahlsteigerung vor. Vorher hatten Nordex-Ingenieure die Nennleistungen der 2017 eingeführten Bauplattform Delta 4000 von der anfänglichen Vier-Megawatt-Klasse an mehrfach mit höheren Drehmomenten angehoben. Dazu dienten größere Rotoren. Bei den Nennleistungsschüben speziell der N163 ab anfangs 5,7 MW kamen Drehmomentsteigerungen von Generatorseite mehrfach zum Zuge: Sie setzen grob betrachtet immer mehr elektrischen Widerstand aus demselben Generator einer eher sinkenden Rotordrehzahl entgegen. Denn ohne Drehzahlreduzierung würden die Flügel mit den Spitzen im größeren Radius schneller und mit mehr Zischgeräusch durch den Wind schneiden. Für die schnellere Rotation der 7,0-MW-Auslegung der N163 haben die Nordex-Entwickler 0,2 Dezibel mehr zugelassen.

Der auch 2024 als Prototyp mit 6,8 MW installierten neuen N175 hatte Nordex hingegen zuerst eine leicht reduzierte Rotordrehzahl verordnet und den Schallleistungspegel von 107,2 auf 106,9 Dezibel gesenkt. Als Neuheit auf der Husum Wind gab es nun die Nennleistungsanhebung hinterm 175-Meter-Rotor auf ebenfalls 7,0 MW. Sie erfolgt halb und halb mit einer wieder leicht höheren Rotordrehzahl plus mehr Drehmoment. Nun rotieren bei 7,0 MW die N175 mit 9,5 und die N163 mit zehn Umdrehungen pro Minute.

Nordex reizt Anlagen mit 26 Modi aus

„Beim Drehmoment konnten wir die Getriebeplattform nicht weiter ausreizen“, sagt Mirco Groth. Der Leiter des globalen Produktmanagements verweist so auf bereits von den Getriebezulieferern für weite Nennleistungsbereiche ausgelegte Getriebeplattformen mit hoher Drehmomentdichte. Für die bei neuen Rotorgrößen fälligen Drehzahländerungen mussten deren Zulieferer lange Zeit nur noch die Übersetzungsstufen der Planetenzahnräder verändern, konnten die Plattform aber beibehalten.

Zusätzlich schöpft die Entwicklungsabteilung das Potenzial mit immer neuen Betriebsmodi aus. Mit schon 26 Modi können Nordex-Kunden die Anlagen lärm-, last- oder drehmomentoptimiert und kombiniert für mehrere Zwecke betreiben. So kann N175 künftig, wo’s am Standort hilft, besonders leise bei höchstens 97,4 Dezibel arbeiten, wird dann allerdings nur noch auf 3,67 MW hochfahren.

Seit mehr als fünf Jahren nutzt Nordex eine Abteilung für Projektoptimierung, um projekt- und länderspezifisch solche Stellschrauben zu drehen. Das „Project-Optimization“-Team prüft mit den Kunden jedes größeren Projektes, woran sie drehen können. „In der Hälfte der Projekte“ tragen die Spezialisten zusätzlich entstehende Ideen zu Plattformverbesserungen zusammen: neue Design­details zugunsten von Instandhaltungsservice oder Transportlogistik oder für mehr Volllaststunden am Projektstandort, also mehr Auslastung des Windparks in der windabhängigen Stromerzeugung.

Branchenweit ermöglicht die bis 2024 eingeführte modulare Architektur containerförmiger Maschinenhäuser die Bauteil- und Komponentenangleichungen teils über Turbinengrößen hinweg. So nutzt Nordex auf der Anlagenplattform Delta 4000 bekanntlich einen Maschinenhaus-Con­tainer für alle Turbinentypen und braucht nur zwei Trieb­strang-Maschinenträger und zwei elektrische Systeme für die Turbinenpaare N133 und N149 mit 4,8 und 5,7 MW sowie N163 und N175 bis 7 MW.

9,5 Umdrehungen pro Minute vollzieht der Rotor der N175 mit 175 Metern Durchmesser, um 7,0 MW Nennleistung zu ermöglichen.

Enercons Starkwindtyp durch Stahlauslese

Das Prinzip ist unabhängig vom Antriebssystem. Es funktioniert nun genauso bei den getriebelosen Anlagen von Enercon aus Aurich. Für drei Leit-Turbinenmodelle haben die Ostfriesen inzwischen nach und nach andere Generatoren eingesetzt. E-138, Anfang 2025 zur Starkwindvariante mit 4,26 MW umdesignt, nutzt weiterhin den mit Strom fremd­erregten Ringgenerator, den sie früher ausschließlich einbauten. Die für 5,56 MW ausgelegte E-160 trägt derweil einen Permanentmagnetgenerator wie auch die im April dieses Jahres erstmals errichtete und auf 7,0 MW Leistung erhöhte E-175. Allerdings kommt für diese Leistungserhöhung nun ein neuartiger Außenläufergenerator mit zehn Metern Durchmesser um einen großen, 9,5 Meter breiten stehenden Generatorinnenteil zum Einsatz. Dem großen Außenradius sei Dank lassen sich mehr Magnetpaare unterbringen, um bei einem sehr langen Luftspalt ein besonders starkes Drehmoment zu erzeugen. Der Generator kommt in zwei Teilen zur Baustelle und wird erst dort in Gänze montiert, damit der Turbinenbauer sie im Straßentransport noch in der Sonderbreite bis fünf Meter anfahren kann.

Seit 2024 harmonisieren die Enercon-Ingenieure fleißig. Die selbsttragende Containerarchitektur erlaubt bei E-160 und E-175 schon seit einem Jahr den Verzicht auf einen Stahlrahmen zum Tragen der Bodenbaugruppe und der Elektrotechnik und fürs Anschrauben von Außenwandlamellen. Inzwischen geben die Stahlwände selbst der Gondel die nötige Steifigkeit. Die Elektro- oder E-Technik mit Transformator und Umrichter holte Enercon 2024 wie zuvor schon Wettbewerbsunternehmen aus dem Turmfuß hoch in die Gondel und kann sie nun direkt an die Containerwände flanschen. Als E-Gondel soll das Konzept auch in der E-138 Einzug halten. Dank der Höherspannung im Trafo oben muss weniger Strom nach unten, das ermöglicht weniger dicke Kabel. Zudem lässt sich alles im Werk voreinbauen, die umständlichere Baustellenmontage im Turmfuß entfällt. Auch die Qualitätsprüfung des Elektrosystems erfolgt schon im Werk.

Sascha Exner ist der Produktmanager für die EP3-Plattform, aus der die E-138 entstammt. Auch die Harmonisierung der gesamten E-Technik und Steuerung über alle Anlagentypen hinweg sei vollzogen, sagt er. Und Enercon nutze zunehmend Betriebsmodi: „Das ist nicht trivial“, sagt Exner. Es sind Modi für standortbezogene Schallbeschränkungen, für die Senkung der Lasten aus Wind und aus Stromnetzrückwirkungen. Oder Modi für neue Ertragserhöhungen: So kann Enercon die E-160 neuerdings mit bis zu 6,3 MW betreiben lassen. Die Eignung der E-138 für ertragreiche Starkwindstandorte ist zudem das Ergebnis einer Auslese: Enercon nutzt kleinste Fertigungstoleranzen der Stahlgussformen – und nimmt die Stahlbauteile mit den jeweils kräftigsten Wandstärken für die im Betrieb hoch belastete E-138.

Der pralle Werkzeugkasten dürfte auch bei der geschäftlichen Neuausrichtung helfen, mit der die Ostfriesen nun Kunden bei der immer wichtigeren Veredelung ihres Stroms helfen wollen: zu Strom für die Eigenversorgung, für die Netzregulierung oder für verschiedene Strommärkte. Es geht ums Unterstützen bei Projektentwicklung, Windparkkonfiguration, Management der Windparkinstallation, Energievermarktungsunterstützungen, eine elektronisch gestützte „Smart“-Konfigurierung der Anlagen sowie Hybridlösungen aus Windpark und Batteriespeicher. „Wir wollen damit der erzeugten Windenergie mehr Wert geben“, sagt Enercon-­Sprecher Felix Rehwald.

Deutschland-Markteintritt: Leitwind

Auch das Südtiroler Unternehmen Leitwind will das Anlagenportfolio im Zusammenhang mit den Stromerzeugungskonzepten der Kunden fortentwickeln – steuert allerdings kleinere lokale Eigennutzungsprojekte an. Das Unternehmen ist der einzige Neuzugang eines europäischen Windturbinenherstellers auf dem deutschen Markt.

Leitwind könnte ausgerechnet mit einem Anlagendesign weit unter dem Kapazitätsniveau der aktuellen Windturbinenflaggschiffe und ohne Containerbauweise hierbei Erfolg haben. Bisher errichtete das Unternehmen 2019 und 2022 bundesweit nur zwei 250-Kilowatt-Kleinanlagen. In Husum nahmen die Italiener live Zertifikate für die Anschlussfähigkeit ans deutsche Mittelspannungsnetz für die 1,0-MW-Typen LTW80 und LTW90 mit 80 und 90 Metern Rotordurchmesser entgegen. Sie sollen „Anlagen zum Dekarbonisieren“ der Energieerzeugung kleinerer deutscher Stadtwerke werden oder des Energieverbrauchs von Kommunen oder Industrieunternehmen, wie Verkaufsmanager Philipp Garburg erklärt. Leitwind wolle ganzheitliche Versorgungskonzepte für grüne Energie betreuen: mit ein oder zwei Windturbinen in Ergänzung zu Solaranlagen, kombiniert mit Batterien oder Elektrolyseanlagen zur Erzeugung von Wasserstoff. Als Industriekunden kämen Kältetechnik- oder Logistikunternehmen mit ununterbrochenem Energiebedarf infrage, die zum Beispiel mit dem emissionsfrei nutzbaren Energieträger H₂ Fertigungsprozesse befeuern oder Fahrzeuge betanken. Die Turbinen sollen lokal beachtete Höhenlimits von gut 100 Metern einhalten und auf kleinen Betriebsflächen auch nahe an Siedlungen unterkommen.

Leitwind-Anlagen sind ebenfalls getriebelos – mit einem Innenläufer-Generator in einer eingehausten langen Statorscheibe, die als Zwischensegment mit der Rotornabe und dem zum Turm abbiegenden Generatorträger eben abschließt.

Die praktischsten Hebel sind immer konstruktionsneutrale Lösungen, zum Beispiel die Verbesserung von Windparks oder der Laststeuerung.

Jedes Enventus-Modell für jede Windklasse

Drei andere Wettbewerber haben an ihren Flaggschiffanlagen nach eigenen Angaben kein Ausreizen mehr betrieben. Die Prototypen der 2022 erstmals vorgestellten V172-7.2 MW hat das dänische Unternehmen Vestas voriges Jahr errichtet und bei der Hamburg Wind Energy davon berichtet. Die V172 bewirkte die dritte Nennleistungserhöhung der sogenannten Enventus-Plattform. Entstanden waren schon Modelle mit 5,6 und 6,2 MW. Nun antwortet Vestas auf die Frage, wie sich noch Effizienzreserven heben lassen: „Die praktischsten Hebel sind dabei immer konstruktionsneutrale Lösungen, wie zum Beispiel die Verbesserung von Windparks oder der Laststeuerung oder wenn nach Abschluss unserer umfangreichen Testprogramme oder nach dem Sammeln von Betriebserfahrungen zusätzliche Komponentenkapazitäten freigegeben werden können.“ Was wohl heißen soll, dass es technisch sehr günstig ist, wenn sich möglichst viele Bauteile zu mehr Leistungs- und Belastungsstärke trimmen lassen als aus Sicherheitsgründen anfangs konservativ errechnet.

Neu in den Anlagenbroschüren verzeichnet ­Vestas nur zwei zusätzliche Betriebsmodi des Modells V162-6.2 MW für 6,4 und 6,5 MW. Das Unternehmen verrät nicht, wie es den mit zwei Planetengetriebestufen sehr kompakten Triebstrang mit mittelschnell drehendem Generator dorthin trimmt. Tatsächlich mag Vestas dem Anlagentyp bereits bestehende Modi neu zugerechnet haben. Denn die ebenfalls seit 2024 als Extra-Anlagentyp geführte V162-7.2 MW mit demselben Rotor ließ sich bisher schon auch auf 6,5 MW dimmen. Für V172-7.2 beträgt die maximale Schallleistung 107,8 Dezibel im Vergleich zur V162-7.2 mit 105,5 Dezibel – mutmaßlich wegen der schnelleren Blattspitzen im größeren Umlaufradius.

GE bleibt Arbeitspferde-Strategie treu

Das US-amerikanische GE Vernova war Pionier im Bereich von rund 160 Meter Rotordurchmesser und rund 6 MW Nennleistung für Windparks an Land. Die 2019 errichtete erste Pilotanlage der GE-Plattform Cypress war der erste Container-Riese. Im Nachklang zur Husum Wind lässt GE Vernova nun nur wissen, an seiner Workhorse-Strategie ganz weniger und lange Zeit aktiver „Arbeitspferde“ festzuhalten: Es sind die Modelle 6.1-158 mit Betriebsmodi von 4,8 bis 6,1 MW und 6.0-164 mit 6,0 MW Nennleistungsbetrieb und bis zu 107,5 und 107 Dezibel Schall.

Erste Vensys-Getriebeanlage in Österreich

Und das dem Goldwind-Konzern gehörende Vensys im Saarland hat 2024 mit einer Anlage mit 7,8 MW und 175 Meter Rotordurchmesser eine neue Plattform nun erstmals mit Getriebe eröffnet. Sie ist eine Entwicklung der Unternehmensmutter aus China, wo der Prototyp steht. Drei Planetenstufen übersetzen in einen mittelschnellen Vielpolgenerator mit zehn Permanentmagnet-Polpaaren die neun Umdrehungen pro Minute des eher langsam und schallarm auf Nennlast drehenden Rotors. Nun folgt eine Pilotanlage in Österreich.