Drivetrain Solutions for Next Generation Wind Turbines

European renewable energy targets for 2020 and beyond demand that every aspect of the offshore wind turbine is scrutinised for best performance, reliability and cost-efficiency. The drivetrain, the generator and the gearbox account for 14% of failures per turbine per year, but cause 39% of all downtime for the same period.

The components, particularly in the gearbox, are subject to intense stress due to wind turbulence offshore, and are often the first parts to fail. Downtime at sea is much more pronounced, and improvement in the design of the drivetrain configuration will significantly reduce breakdowns.

The next generation of drivetrains under development include several innovative designs using direct drive systems, or hybrid systems. The trend towards direct drive is most prominent in the offshore market because of the need for greater reliability; but the challenge remains to produce a system which is light enough for the largest offshore turbines, yet cost efficient when compared with a conventional geared drivetrain.

Progression from current to future design
Wind turbines have previously used a gearbox to drive the generator, but it has always been considered a weak link. Extreme stress is placed on a gearbox by wind turbulence, and the need for larger gearboxes to service larger turbines offshore make the gearbox a vulnerable component. The cost of servicing an offshore turbine and the extended downtime has led to advances in direct drive technology, thus eliminating the gearbox and all associated failures.

Direct drive
With the generator rotating at the same speed as the turbine shaft in a direct drive system, designers have compensated by increasing the radius of rotation; using generators with a diameter of several metres. Larger generators would be needed for larger offshore wind turbines, and the problem facing developers is reducing the weight to make direct drive viable. Direct drive technology improves reliability, simplifies the nacelle assembly and helps to increase efficiency, but improvements must be made in cost efficiency and weight reduction.

Hybrid systems
Hybrid systems combine a simple and more reliable gearbox with a direct drive system. The hybrid concept has gearing at megawatt scale, but also has a large diameter generator. The nacelle has a more compact design, with the gearbox and generator giving a balanced geometry to the system. The image of the WinWind 3MW turbine below demonstrates the suitability to offshore applications, as the nacelle does not extend too far from the tower centreline.

Source:  WinWind

Future concepts
Progression towards 10MW and larger turbines requires lighter, more reliable drivetrains; and some of the technology being introduced and currently under trial will be examined in this section. It is not yet clear which type of drivetrain will best serve the wind energy industry long term; direct drive and hybrid systems will soon be joined on the market by new concepts in controlling the variable speed of the turbine.

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Serviceability of drivetrains

The design and innovation of components and of the drivetrain assembly as a whole will lead to greater reliability, less breakdowns and less down time; but the turbines still have to be regularly serviced and maintained. Current data shows that offshore wind turbines run at an availability level of 97% on average. In practical terms this equates to four visits per year either for maintenance or repairs.

It is estimated that operation and maintenance costs could account for up to 30% of the energy cost, and manufacturers recently indicated that the cost of operation and maintenance is around £30,000 per turbine per year in the UK. The cost of offshore servicing is exaggerated by the cost of equipment, particularly vessels, as the price is driven up by competition from the oil and gas industry. Weather constraints can also affect budget and increase costs.

The current generation of wind turbines require servicing once every six months, and take between 40 and 80 man hours per year. Typically a major overhaul will be carried out every five years, and would need 100 man hours. Cancellations due to weather are estimates at 15% of service visits, so can have a significant effect on schedule and cost.

Substantial investment is being put into the development of more reliable drivetrain systems, to reduce the amount of maintenance. One area of development is computer controlled monitoring systems to react to faults, or highlight potential failures that can be rectified before they cause complete breakdown. SCADA (System Control and Data Acquisition) systems transmit signals and alarms between the turbine and the onshore control centre. Minor faults can be resolved remotely from the control centre, while more serious problems can be diagnosed early to reduce down time.

Summary
Wind turbine drivetrains (read also more here) as a concept, and at component level are undergoing rapid development. As one of the most significant contributing factors to the down time for wind turbines each year, the drivetrain is being revolutionised; along with the wind energy industry as a whole. It is unclear at this stage which technology will prove most suitable for mass production in the long term, so planning an operation and maintenance routine is a fluid process that must evolve with the design of each new system. As wind farms venture further out to sea in search of higher winds, so the turbines will increase in size, and may even exceed 10MW. The drivetrain solutions to suit that next generation of wind turbines will require their own custom maintenance plans.

Thousands of wind turbines will need to be installed over the next ten years if European energy targets for 2020 are to be met. This increase in volume of maintenance will change the landscape of the operation and maintenance sector of the wind energy industry. The cost of servicing is already at a very high level, because it requires specialist equipment, highly trained technicians and is reliant upon weather conditions.

Better reliability of the components within the drivetrain and longer service intervals built into design, can reduce the frequency of visits and cost of maintenance. Computer monitoring systems should also be utilised to relay detailed information back to the control centre, but also used interactively to diagnose and repair faults. Automated maintenance, such as filter changes, can be implemented into design to make the turbine as ‘self sufficient’ as possible.

The next round of development across Europe will see several wind farm installations, and much of the new technology being developed will be utilised to make this generation of wind turbines more economic and efficient; some of the innovations will be on ‘trail’ under very real conditions. To minimise the cost surrounding breakdowns and repairs due to unreliable components, strategies to improve the reliability and serviceability of drivetrain systems should be implemented, and should be seen as a vital part of the design process.

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Reliability of Drivetrains

Offshore wind power is undergoing intense growth in order to meet the European energy targets laid out for 2020. Research and development is being carried out into all aspects of the industry as it attempts to emerge as the main source of renewable energy throughout Europe.

An integral component of a wind turbine, the drivetrain is continually evolving as new concepts and designs are explored. As larger turbines are developed, and more wind farms are installed in deeper water, the service and maintenance of each component must also be considered.

The design of drivetrains is moving towards direct drive technology, and new initiatives are also being developed in hydraulic and hydrodynamic technology. All of the new concepts and designs have reliability as a central aim in development, as drivetrain failure is a big contributor to the time a wind turbine spends out of commission.

Operation and Development

Planned maintenance at sea is a much more complicated routine than on land, and unexpected service visits are highly unwelcome. A wind turbine drivetrain may have a yearly maintenance routine consisting of generator brush inspections, gearbox oil and filter changes, LSS bearing grease refill and container removal. The extra overheads of a boat, a crew, and sea trained technicians can easily amount to several thousand pounds; and the weather can delay schedule and increase the costs.

According to data gathered from existing offshore wind farms, drivetrain, generator, and gearbox failures account for around 14% of all down time for offshore turbines.  Due to the complexity of repairs, however, they account for 39% of the time a turbine is out of commission per year. Typical failures include HSS generator and bearing damage, coupling degradation and internal gearbox component failures.

There are several causes associated with drivetrain failure, some specific to the offshore environment. Wind speed can increase considerably even when only a short distance from the shore; while this improves the potential for energy production, it significantly increases the stress and pressure placed on components and can cause fatigue damage far quicker than in onshore applications. Turbulence is also greatly increased at sea, and although designers plan the layout of wind farms to avoid it, turbines can still be subject to downstream turbulence from other turbines in the grid.

Direct drive technology is being developed to eliminate the gearbox from the drivetrain assembly altogether. While Hybrid technology is being developed to combine very simple and reliable gearboxes with direct drive systems. These are being designed with maintenance fully in mind, and monitoring systems are being developed which can highlight weaknesses before they become failures to proactively prevent down time.

ETI drivetrain test rig

To support the Crown Estates’ round three offshore programs in the UK, the Energy Technologies Institute is building a wind turbine drivetrain test rig in Blyth, Northumberland. The rig will be open access and will be the world’s largest test centre, able to test turbines up to 15MW. The indoor test rig is being designed so that the whole nacelle can be tested prior to installation, giving much more commercial security to large scale deployment.

Built on the Narec (New and Renewable Energy Centre) site in Blyth, and known as Project Fujin, the test rig will enable drivetrain testing in different dynamic scenarios, and will test the whole drivetrain system. New technologies and prototypes can be rigorously tested before trial installation, helping to speed up the design process.

Opening in late 2011, the centre will test gearbox design, validation and development, converter and control validation, grid disconnection simulation, component testing and research, environmental impact simulation, and lightening strike protection systems.   

Artist’s impression of the drivetrain test centre, Source: Narec

ETI’s Chief Executive, David Clarke, said of the test centre, “This world leading facility will allow turbine manufacturers and engineering teams to test the reliability of their equipment under realistic load conditions without the expense and risk of deploying them offshore.”

Ricardo MultiLife Bearing
Ricardo was selected in collaboration with HORIBA to design plans for the construction of the ETI drivetrain test rig, and the company was also given a grant of three million pounds by the Northern Wind Innovation Program (NWIP) to develop durable gearbox bearings for wind turbine gearboxes.

A global company, Ricardo is a key developer within the wind turbine drivetrain sector, and is involved in the design of modular solutions for drivetrains. The MultiLife bearing project was initiated to increase the durability and reliability of gearbox bearings for use offshore. Bearings are prone to several different types of failure and in-service maintenance is very difficult due to conditions.


Source: Ricardo



Research by Ricardo found that wind turbine bearings with fixed inner races can wear in a 40 degree arc, resulting in premature failure. Ricardo has been tasked with developing a prototype bearing which will have a five times increase in lifespan. The final design of the MultiLife bearing provides several benefits; it can be retro-fitted to existing turbines with very little change needed to the gearbox. Ricardo is confident that this year it will complete the project and reveal a bearing with a five times increased life expectancy. 

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Smart Metering – wirtschaftliche Bewertung und strategische Überlegungen für kleinere und mittlere Stadtwerke

von Alexander Beier, Wolfgang Elsenbast, Wolfgang Nick und Oliver Obert

Smart Metering hat vor dem Hintergrund der verpflichtenden Einführung von „intelligenten“ Zählern in Neubauten und renovierten Gebäuden seit dem 1.1.2010 an realer Bedeutung gewonnen. Die Einführung dieser Technologie soll nach dem Willen des Gesetzgebers zu CO2-Einsparungen und mehr Energieeffizienz durch Verhaltensänderungen des Endverbrauchers führen. Dabei besteht aus der Sicht kleinerer und mittlerer Unternehmen die Gefahr, dass der damit verbundene Nutzen eher gering im Vergleich zu den anstehenden Kosten ist und sich das Ganze bestenfalls mit einer längerfristigen Amortisation rechnen könnte. Eine Studie von E-Bridge für bayerische Kooperationsgesellschaften und deren Mitgliedsunternehmen bewertet die entsprechenden technischen sowie wirtschaftlichen Aspekte und entwickelt strategische Optionen für kleinere und mittlere Stadtwerke.

Neben der Einführung von intelligenten Zählern [1] besteht für die EVU in Deutschland die gesetzliche Verpflichtung, spätestens bis zum 30.12.2010 für Letztverbraucher von Elektrizität last- oder tageszeitvariable
Tarife anzubieten (§ 40 Abs. 3 EnWG), sofern technisch machbar und wirtschaftlich zumutbar. Somit ist v. a. im Elektrizitätsbereich damit zu rechnen, dass Smart Metering von den Energieversorgern sowie den unabhängigen Energielieferanten dazu genutzt wird, sich etwaige Wettbewerbsvorteile beim Stromvertrieb zu sichern (z. B. Kombiprodukte aus Energielieferung, Messstellenbetrieb und Messdienstleistung(en)).

Solche Wettbewerbsvorteile sind hingegen für kleinere EVU nicht ohne Weiteres zu erzielen. Insbesondere bei einer individuellen Umsetzung durch ein Einzelunternehmen können mögliche Synergiepotenziale nicht
genutzt werden. Die Einführung von intelligenten Zählern erfordert zusätzliches technisches Know-how und ist mit einer Vielzahl von organisatorischen und prozessualen Veränderungen und damit Mehrkosten innerhalb des Unternehmens verbunden. Diese Herausforderungen und eine empfehlenswerte Reaktion darauf werden im Folgenden analysiert.

Rechtsrahmen und Marktentwicklung

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Hohe Erwartungen an eine gesellschaftlich als wichtig angesehene Technologie haben oft ihre rechtlichen Folgen, insbesondere wenn die Erwartungen von allen Mitgliedstaaten der EU getragen werden. So definiert
das 3. Energiebinnenmarktpaket unter bestimmten Voraussetzungen eine 80-prozentige Abdeckung mit intelligenten Zählern im Jahre 2020. Diese Vorgabe überflügelt die deutsche Marktregulierung zur Einführung
von intelligenten Zählern, welche maßgeblich durch die gesetzlichen Vorgaben in § 21b EnWG und § 40 EnWG getragen wird. Die Messzugangsverordnung (MessZV) konkretisiert ergänzend den wettbewerblichen
Rahmen und verfolgt das Ziel, ein möglichst effektives Unbundling der Wertschöpfungskette zu forcieren.

Vor diesem wettbewerblichen Ansatz der weiteren Marktstrukturierung im Messwesen erfolgt die Einführung von Smart Metering. Dabei sind die nationalrechtlichen Vorgaben bislang zu unkonkret, um die flächendeckende Verbreitung von intelligenten Zählern, wie sie in den Meseberger Beschlüssen von der Bundesregierung angestrebt wird, zu unterstützen. Dies wird sich aber zumindest mittelfristig durch das neue EU-Ziel ändern. Dabei nimmt die individuelle Kosten-Nutzen-Relation von Smart Metering eine wichtige Rolle bei der Marktdurchdringung ein. Hier zeigt sich beim Diffusionsprozess ein typischer S-förmiger Verlauf, der sich in den einzelnen europäischen Ländern unterschiedlich schnell entwickelt. Lassen sich mit der Einführung von intelligenten Zählern relevante wirtschaftliche Vorteile für die EVU und/oder die Nachfrager verbinden, so ist mit einer schnellen Verbreitung zu rechnen. Die gleiche Wirkung haben strikte staatliche Auflagen.

Technische Aspekte der zu erwartenden Produkte

Im Vergleich zu Italien und den skandinavischen Ländern steht in Deutschland das Smart Metering noch am Beginn des Diffusionsprozesses. Die Wirtschaftlichkeit – und somit der konkrete Diffusionsprozess speziell in einem marktwirtschaftlichen Kontext – hängt maßgeblich von der Standardisierung der Technologie ab, da eine solche kostensenkend wirkt. Standardisierungsbemühungen gibt es von Seiten der Industrie in bestimmten Teilbereichen [2].

Diese sind jedoch nicht bindend, d. h., jeder einzelne Anbieter und/oder Nutzer kann prinzipiell auf die Anwendung dieser freiwilligen Standards verzichten. Das europäische Ausland ist hier teils weiter. So wurde
im Netherlands Technical Agreement (NTA) 8 130 eine Festlegung von Funktionalitäten auf Mindestanforderungen bezüglich der Kommunikationsfähigkeit entsprechender Zähler beschränkt. Auf komplexere Spezifikationen wurde bewusst verzichtet. Auch in Großbritannien und Italien wurden  regulatorische Vorgaben gesetzt, die auf eine Interoperabilität abzielen. Die aufgezeigten Beispiele zur Standardisierung haben Vorbildcharakter für Deutschland.

Die Bundesnetzagentur (BNetzA) wollte zunächst auf die Festlegung von Standards vollständig verzichten; sie hat aber zwischenzeitlich in einem Positionspapier Mindeststandards für Zähler definiert, die darauf abzielen, den tatsächlichen Energieverbrauch, die tatsächliche Nutzungsdauer, die Widerspiegelung an den Anschlussnutzer und damit auch die Schnittstellen zu Messeinrichtungen zu harmonisieren. Darüber hinaus stellt sie fest: „wenngleich die Vorgabe dezidierter technischer Schnittstellenstandards durch die BNetzA auf Basis der gegenwärtigen gesetzlichenGrundlagen nicht möglich ist, so wäre dennoch zur Gewährleistung der Interoperabilität der Systeme die Etablierung eines bundesweit einheitlichen Schnittstellenstandards (z. B. IP-Schnittstelle) wünschenswert. Nach Möglichkeit sollten hierbei auch Standardisierungsaktivitäten auf europäischer Ebene berücksichtigt werden“ [3]. Dies zeigt, dass die wichtigen Bemühungen um eine Interoperabilität, die aufgrund der Kostendegression auch gerade für kleinere und mittlere Stadtwerke
von Bedeutung ist, weiter im Stocken sind und auch durch den Regulierer nicht befördert werden (können).

Ferner ist festzustellen, dass gemäß BNetzA eine Berücksichtigung der Kosten intelligenter Zähler der EVU im Regulierungskonto auf den Kosten der Mindeststandards aufsetzt. Weitere Zusatzfunktionen wären demzufolge nicht entgeltrelevant. Hier ist zu betonen, dass lediglich die Ausgaben für die Zähler erwähnt werden. Die Umsetzung von Smart Metering verursacht jedoch weitergreifende Kosten durch die Bereitstellung (und ggf. Anpassung) der notwendigen ITInfrastruktur. Dieses Vorgehen ist grundsätzlich begrüßenswert, wobei allerdings die Mindestfunktionalitäten aus unserer Sicht nicht geeignet sind, lastvariable Tarife anzubieten. Sofern dieses Angebot vom Gesetzgeber bezweckt ist, sollten auch solche Kosten abgedeckt sein. Zugleich ist eindeutig festzustellen, dass der BNetzA die rechtliche Grundlage fehlt, eine Standardisierung umzusetzen, wobei aus Wettbewerbsgesichtspunkten eine europaweite Lösung das richtige Ziel wäre.

Weitere wichtige Rahmenbedingungen für die Marktentwicklung von Smart Metering-Systemen sind in der GPKE (Geschäftsprozesse zur Kundenbelieferung mit Strom) und der GeLi (Geschäftsprozesse Lieferantenwechsel) Gas zu sehen. Die Umsetzung der neuen Geschäftsprozesse im Messstellenbetrieb und in der Messdienstleistung verbunden mit der Standardisierung entsprechender Verträge im Messwesen sowie der erforderliche Anpassungsbedarf der bestehenden IT-Systeme durch den seit dem 1.4.2010 vorgeschriebenen
elektronischen Datenaustausch und die bis spätestens zum 1.10.2010 abzuschließende Systemtrennung stellen die EVU und Netzbetreiber aktuell vor weitere Herausforderungen. Insbesondere der Messstellenbetrieb wird durch das potenzielle Auftreten neuer Messstellenbetreiber am Markt Veränderungen in der Prozesslandschaft
und somit auch in seinen Marktstrukturen erfahren.

Erfahren Sie mehr zu:

• Wirtschaftliche Aspekte
• Operative Umsetzung für kleinere und mittlere Stadtwerke
• Einzelne Maßnahmen
• Die strategische Perspektive

Laden Sie hier den kompletten 4-seitigen Artikel kostenfrei als PDF herunter: Smart Metering - wirtschaftliche Bewertung (hier klicken)

Haben Sie Interesse an weiteren Details zu WiM, Smart Metering / Smart Grid?  

Das liberalisierte Messwesen nach WiM und EnWG
am 24 - 26 Oktober 2011 im Swissôtel Düsseldorf/Neuss

Interview mit Minister Remmel über die Energiewende und die Rolle der Kommunen und Stadtwerke in NRW

EnergieDialog NRW hat ein Interview mit Minister Remmel über die Energiewende und die Rolle der Kommunen und Stadtwerke in NRW zum Launch der neuen Plattform EnergieDialog NRW veröffentlicht, welches wir Ihnen nicht vorenthalten wollen:

Klimaschutzminister Johannes Remmel hat am 24. Juni 2011 den „EnergieDialog.NRW — Informations- und Beratungsplattform für Erneuerbare Energien in NRW” gestartet. Bei einem Besuch in den neuen Räumen der EnergieAgentur.NRW in Düsseldorf sagte er: „Mit dem EnergieDialog.NRW unterstützen wir Kommunen, Unternehmen und Bürger beim Ausbau der erneuerbaren Energien. Er ist Teil unseres Pakets zur Unterstützung kommunaler Klimaschutzaktivitäten.” Der EnergieDialog.NRW ist eine neue Informations- und Beratungsplattform für alle Fragen zu erneuerbaren Energien, angesiedelt bei der EnergieAgentur.NRW. EA.TV, der Video-Podcast der EnergieAgentur.NRW, sprach mit dem Minister über die Aufgaben der neuen Plattform und die Chancen der Erneuerbaren in NRW. 

Quelle: EnergieDialog.NRW