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20000 Kilowatt über dem Meer - Technology Review / Nov 2011

Windräder werden immer leistungsstärker. Vor allem auf See könnten schon bald Giganten mit bis zu 20 Megawatt Leistung und 280 Meter Rotordurchmesser aufgestellt werden. Die Riesenräder erhöhen den Stromertrag und vereinfachen gleichzeitig die Logistikkette. Von den heutigen Anlagen werden sie sich aber deutlich unterscheiden.


Es war vor gut einem Vierteljahrhundert, als die kahlen Hügel Südkaliforniens plötzlich Bewuchs zeigten. Als habe ein Landschaftsarchitekt das Riverside County rund um Palm Springs für eine gigantische Installation ausgewählt, wurden Bergkämme und Hänge in den 1980er-Jahren mit einem Wald weißer Stangen überzogen, an deren Spitzen sich dreiflügelige Räder drehten: Begünstigt durch ein Förderprogramm des Staates Kalifornien entstanden Tausende Windkraftanlagen, darunter viele vom Typ M108 des damaligen dänischen Herstellers Micon. Sie lieferten 108 Kilowatt Leistung und legten den Grundstein für den Höhenflug der Windenergie.

Mit einem knapp 24 Meter hohen Turm und dem Rotordurchmesser von 19 Metern galt Micons M108 damals als wahrer Riese unter den Windrädern. Doch mit den Jahren wurden die Anlagen größer und größer. Heute beeindrucken die Giganten von gestern nicht einmal mehr Zwerge. Die aktuelle Generation leistet mindestens zwei Megawatt (MW), also fast 20-mal mehr als Micons Bestseller. Die Türme sind auf mehr als 100 Meter gewachsen, und auch die einzelnen Rotorblätter sind mit über 50 Meter um ein Vielfaches länger als damals. Bisheriger Spitzenreiter ist die E-126 des Auricher Herstellers Enercon, die mit 7,5 MW als leistungsstärkste Anlage der Welt gilt und unter anderem im belgischen Windpark Estinnes zu bestaunen ist. Allerdings betrachten viele diese Windturbine mehr als Prototyp denn als ausgereiftes Serienprodukt – nicht zuletzt, weil es weltweit nur wenige Kräne gibt, die sie aufstellen können. Der 131 Meter hohe Turm besteht aus 35 Segmenten, der Rotordurchmesser beträgt 127 Meter, und das Maschinenhaus hinter der Rotornabe wiegt rund 650 Tonnen. Angesichts dieser enormen Maße nimmt die Riesenanlage eine Sonderstellung ein – an Land liegt die durchschnittliche Windturbinengröße aus Gründen der Logistik derzeit zwischen zwei und drei MW.

Das verhält sich bei Anlagen auf See anders: Hier gelten Turbinen mit fünf MW mittlerweile als Standard. Und selbst das genügt vielen Betreibern noch nicht, denn je größer und leistungsstärker die Anlage, desto höher fallen die Stromausbeute und der Gewinn aus. Aus diesem Grund geht offshore der Trend dahin, lieber wenige, aber dafür sehr große 20-MW-Anlagen aufzustellen, denn:

-große Anlagen sparen Platz. Im Vergleich zu vier kleineren Windrädern mit den erforderlichen Abständen verbraucht die neue Klasse bei gleicher Leistung weniger Grundfläche.

-Das Wetterfenster, jene kurze Periode, in der Anlagen auf hoher See gebaut werden können und damit einer der kritischsten Faktoren bei der Offshore-Installation, wird besser ausgenutzt. Statt vier Anlagen muss nur eine aufgebaut und angeschlossen werden – das spart Zeit.

-Die Kosten teilen sich besser auf. Denn auf das Windrad an sich entfalle offshore nur ein Drittel der Gesamtkosten, sagen Branchenkenner. Den Großteil würden Logistik und Netzanschluss verschlingen. Muss lediglich eine Anlage aufgestellt und damit nur ein Kabel statt mehrerer verlegt werden, ist das billiger und weniger aufwendig.

Deshalb arbeiten Wissenschaftler intensiv an der Entwicklung einer neuen Generation wahrer Windkraft-Giganten. Im Rahmen des europäischen Forschungsprojekts UpWind haben Wissenschaftler einen Blick in die Zukunft gewagt und das technisch über 200 Metern Durchmesser und mit bis zu 20 MW starken Generatoren sind realistisch.

Der Weg zu den Mammut-Turbinen führt allerdings zunächst über kleinere Modelle – den heutigen Riesen mit 5 MW. Areva Wind, REpower und Bard sammeln seit Jahren Erfahrungen in dieser Klasse. Ihre Erkenntnisse fließen in die Entwicklung der nächsten Evolutionsstufe ein. „Die derzeitige 5-MW-Anlage ist ein Zwischenschritt“, zeigt sich Christian Nath vom Germanischen Lloyd überzeugt. Deshalb entwickeln die Windradbauer nun Anlagen, die ausschließlich für den Offshore-Einsatz gedacht sind – große Windturbinen, die eine hohe Verfügbarkeit erreichen. Der Weltmarktführer Vestas promotet gerade seine 7-MW-Offshore-Anlage. 2-B Energy aus den Niederlanden testet ein Modell seiner 6-MW-Turbine, ebenso wie Nordex, und American Superconductor will mit seinem zehn MW starken „SeaTitan“ in See stechen. Genauso die Norweger von Sway mit ihrer schwimmenden 10-MW-Anlage.

Diese Maschinen werden neben einigen anderen die ersten reinen Offshore-Entwicklungen sein. Zahlreiche weitere Unternehmen versprechen zwar Hochsee-Großanlagen, können aber noch keine konkreten Ergebnisse vorzeigen. So planen Clipper, Mitsubishi, Samsung und United Power ebenfalls 10-MWMaschinen für den Einsatz auf See. Doch selbst diese Anlagen werden wohl nur ein Zwischenschritt sein.

„Die ersten Großanlagen könnten 2020 stehen“, prognostiziert Andreas Reuter, Leiter des Fraunhofer-Instituts für Windenergie und Energiesystemtechnik (IWES) in Bremerhaven – der Zentrale der deutschen Windkraftforschung. Dass die Offshore-Riesen kommen, gilt als sicher, denn nur mit ihrer Hilfe sind die Klimaziele zu erreichen, die sich viele Regierungen gesteckt haben, Im Verbund mit anderen erneuerbaren Energieträgern sollen sie dazu beitragen, den CO2-Ausstoß und die Abhängigkeit von fossilen Brennstoffen zu verringern.

Allein in der EU sollen 2020 rund 20 Prozent der Energie aus regenerativen Quellen sprudeln. Geht es nach der European Wind Energy Association, dann verfügt Europa 2030 über 400 Gigawatt (GW) Windkraftleistung – und deckt damit bis zu einem Drittel des Strombedarfs in der EU. Die Hälfte der Anlagen könnte im Wasser stehen. Das entspricht etwa 40 000 Anlagen mit je fünf MW oder 10 000 Maschinen mit jeweils 20 MW. Doch in Deutschland sind bislang lediglich rund 200 MW offshore installiert, deshalb wird es schwer, die eigenen Ausbauziele von zehn Gigawatt offshore bis 2020 zu erreichen. Große Anlagen könnten helfen, die installierte Leistung rechtzeitig ans Netz zu bringen.

Roskilde, Dänemark. Unweit des Städtchens liegen die Gebäude des Risø-Instituts auf einer Halbinsel am Roskildefjord 30 Kilometer westlich von Kopenhagen. Risø ist das Epizentrum der Windkraftforschung, verantwortlich für das europäische UpWind-Projekt – ein 23-Millionen-Euro-Vorhaben, das sich explizit dem Bau von 20-MW-Windrädern widmete. Peter Hjuler Jensen, Leiter Windenergie im Risø-Institut, koordinierte das Projekt. Keine leichte Aufgabe – involviert waren 120 Wissenschaftler verschiedener europäischer Einrichtungen, die das Problem zu lösen hatten, wie man so ein Riesenwindrad konstruiert. Das einfache Hochskalieren, das heißt Turm, Generator und Flügel für eine geplante 20-MW-Anlage viermal so groß zu bauen wie bisher, führt nicht zum Ziel. Aus 60 Meter langen Blättern würden 240-Meter-Monster, ihr Gewicht würde von derzeit rund 30 Tonnen auf 120 Tonnen anschwellen. Aus der Gondel würde ein Schwergewicht von 1400 Tonnen. Auch Turm und Fundament müssten viermal stabiler sein. „Wir brauchen neue Entwürfe und/oder Materialien“, schrieb Bert Janssen vom Energy Research Centre of the Netherlands (ECN) im Abschlussbericht von UpWind.

Die Grenzen setzen die Gesetze der Physik: Zwar steigt die Leistung mit dem Rotordurchmesser im Quadrat, was bedeutet, dass ein doppelt so großer Rotor die vierfache Leistung erzeugt. Aber das Gewicht wächst kubisch – demnach wäre so ein Blatt achtmal schwerer als ein herkömmlicher Flügel. Deshalb erwartet auch IWES-Chef Reuter ein alternatives Design: „Ich kann mir sehr gut vorstellen, dass eine Anlage im Jahr 2020 anders aussieht.“ Damit die riesigen Windfänger und Windparks mit der Leistung ganzer Kernkraftwerksblöcke ans Netz gehen können, müssen die Rotorblätter mit intelligenten Sensoren ausgerüstet werden, sodass sie Lastspitzen frühzeitig abfangen können. Der großflächige Einsatz von ultraleichten, aber teuren Kohlenstofffasern ist unumgänglich, und im Getriebe- sowie im Generatorbau müssen neue Wege beschritten werden.

Diese Erkenntnisse haben längst die Runde gemacht. So laufen auch anderswo Forschungsprojekte zu Großanlagen. „Azimut“ etwa, ein Vorhaben, das vom spanischen Windradhersteller Gamesa geleitet wird. Ziel ist eine 15-MW-Anlage speziell für den Einsatz auf See. 2013 wollen die elf beteiligten Unternehmen und 22 Forschungsinstitute konkrete Ergebnisse vorlegen. Vor Kurzem schaltete sich auch der US-Konzern General Electric (GE) in die Großanlagen-Debatte ein und kündigte an, an einem neuartigen Generatorkonzept für Windräder mit bis zu 15 MW forschen zu wollen. Das Einsatzgebiet soll ebenfalls offshore liegen.
Letztlich sind alle Großanlagen dem Einsatz auf See vorbehalten, denn bei Windturbinen auf dem Meer stört sich niemand an ihrem äußeren Erscheinungsbild und am Lärm, den die großen Maschinen machen könnten. Hinzu kommt das Problem, dass der Transport derart großer und sperriger Komponenten an Land kaum zu bewältigen ist: 120 Meter lange Flügel, 600 Tonnen schwere Gehäuse und das dazugehörige Hebegerät sind extrem unhandlich.

Wie genau die Gründungsstrukturen der 20-MW-Windräder aussehen werden, ist ebenfalls noch offen. Klar ist, dass die gängigen Monopiles – in den Meeresboden gerammte Rohre – kaum noch Anwendung finden dürften. Ein solcher Erdnagel hält die großen Anlagen einfach nicht fest genug am Grund. Jacket-Konstruktionen, riesige vierbeinige Stahlrohrskelette, scheinen schon eher geeignet, vor allem für Wassertiefen bis rund 40 Meter. Doch die Konstruktionen wackeln und vibrieren bei starkem Wind und Wellenschlag. Diese Interaktion zwischen Struktur und Boden kann zum Problem werden. Eine Alternative wären Schwerkraftfundamente, gigantische Betonsockel, die auf den Grund gesetzt werden und eine Offshore-Anlage allein durch ihre schiere Masse an Ort und Stelle halten. Sorgen macht auch die Verbindung von Fundament und Turm. Derzeit häufen sich die Probleme an mehreren Hundert Anlagen weltweit. Bei diesen sei der sogenannte „grouted joint“ – eine Steckverbindung, die mit Spezialzement verklebt wird – schadhaft. Aufgrund der Anlagendynamik komme es frühzeitig zu Materialermüdung und im Extremfall zu ernsthaften Schäden an der Turbine. Wie eine Lösung aussehen könnte, zeigt das Unternehmen 2-B Energy. Die Niederländer wollen ihre 6-MW-Anlage auf einer Jacket-Gründung in die Fluten stellen. Die Innovation dabei: Fundament und Turm sind aus einem Guss – Schwachstellen wie beim grouted joint gibt es nicht.

Die Türme dürften bei den Anlagen von morgen das geringste Problem für die Ingenieure darstellen. Die Bauweise aus Stahlrohrsegmenten hat sich bewährt. Auch Gittermasttürme könnten infrage kommen. Die Größe der Segmente spielt auf See keine wesentliche Rolle, denn im Vergleich mit Installationen an Land bietet die Offshore-Montage einen massiven Vorteil: Platz. Weder enge Kurven oder Tunnel noch unbelastbare Feldwege limitieren Transport und Aufstellung. Einzige Voraussetzung: Die Komponenten müssen bereits am Wasser gefertigt und von dort direkt auf das Schiff verladen werden.

Die Arbeiten auf See haben bekanntlich aber auch einen Haken: Sie sind hochgradig wetterabhängig. Wind und Wellen haben bislang fast jedes Projekt verzögert. Doch hier ist Abhilfe in Sicht: Neue Errichterschiffe werden gebaut, die speziell an die Bedürfnisse der Offshore-Windenergiebranche angepasst sind und auch bei stärkerem Wellengang Fundamente und Turbinen setzen können.

Kopfzerbrechen bereitet hingegen die Frage, wie der perfekte Antriebsstrang einer Offshore-Turbine mit 20 MW aussehen soll. Getriebe und Generator sind bereits heute immens schwer, gleichzeitig sollen die Maschinenhäuser von morgen im Verhältnis zu ihrer Leistung viel leichter werden. Unter Fachleuten ist daher ein Glaubenskrieg entbrannt: mit oder ohne Getriebe? Die „Zahnradkisten“, wie Windkraft-Ingenieure gern fluchen, sind nicht nur schwer, sondern gelten noch immer als Achillesferse. Ein monströses Getriebe mit einem Drehmoment von bis zu 45 000 Kilonewtonmeter ist hochkomplex. Will man so etwas Empfindliches an einem entlegenen Ort und in salzhaltiger Luft auf hoher See einsetzen? Weltmarktführer Vestas rührt gerade für seine 7-MW-Maschine mit Getriebe die Werbetrommel. Allerdings existiert die Anlage bislang nur auf dem Papier. Bei Vestas glauben sie fest daran, dass Getriebeanlagen günstiger Strom produzieren, sagt Chefkonstrukteur Albert Winnemuller. Der Grund: Mit Getriebeanlagen haben sie jahrzehntelange Erfahrungen.

Das sehen die meisten Hersteller ganz anders. Sie favorisieren getriebelose Anlagen, denn was nicht verbaut ist, kann auch nicht kaputtgehen. Etliche Unternehmen entdecken damit für sich eine Technologie, auf die Enercon seit Jahren setzt: den großen, langsam drehenden Generator, der die Rotordrehzahl direkt umsetzt. Viele verfeinern die Technik und versuchen, den Durchmesser der Generatoren und damit das Gewicht zu reduzieren, weil dieses das bisher größte Problem getriebeloser Anlagen war. „In den letzten beiden Jahren sind interessante Generatoren aufgetaucht“, berichtet IWES-Forscher Reuter. „Das Gewicht ist nicht mehr das Problem, das hat man im Griff.“

Tonnenschwere Kupferwicklungen, die erst elektrisch erregt werden müssen, um die nötigen Magnetfelder zu bilden, werden kaum noch eingesetzt. Die meisten Windradbauer setzen auf permanent erregte Generatoren. Diese erlauben eine kompakte Bauform bei geringem Gewicht. Problematisch ist die starke Abhängigkeit von seltenen Erden wie Neodym. Diese Materialien sind rar – und China kontrolliert den Weltmarkt. Doch ohne sie lassen sich derzeit kaum moderne Generatoren bauen.
Siemens testet gerade eine getriebelose, permanent erregte 6-MW-Anlage, deren Turmkopfmasse lediglich 350 Tonnen betragen soll. „Bisher sind Windturbinen mit höherer MW-Leistung überproportional schwerer als kleinere Maschinen“, erklärt Henrik Stiesdal, Cheftechnologe von Siemens Wind Power. „Unsere SWT-6.0-120 bricht diese Regel und wiegt nur so viel wie konventionelle Windturbinen in der 2- bis 3-MW-Klasse.“ Konkretes bleibt geheim.

In Zukunft könnten die Permanentmagneten von noch leistungsfähigeren Supraleitern ersetzt werden. Diese bauen die starken Magnetfelder effizienter auf und sparen noch mehr Gewicht. Dafür ist eine ausgeklügelte Tieftemperaturkühlung nötig. GE setzt auf diese Methode bei seinem 15-MW-Generator. Erfahrung ist generell vorhanden: Mithilfe von Supraleitern erzeugen die Amerikaner seit Jahrzehnten Magnetfelder in ihren Magnetresonanztomografen. „Wir glauben, dass wir mit dieser Technik eine dreifach höhere Leistung bei gleichem Generatorgewicht erzielen können“, sagt Todd Alhart von GE Global Research. Jan Wenske vom IWES ist skeptisch: „Das ist Technik von übermorgen.“

Die Diätkur des Generators und das Wegfallen des Getriebes haben Vorteile für das gesamte Anlagendesign. So können Fundament und Turm leichter gebaut werden, da sie nicht so viel Gewicht tragen müssen. Das wiederum hat Einfluss auf die Errichtung der Anlagen und deren Preis. Die spannendste Entwicklung dürften aber die Rotorblätter der 20-MW-Riesen werden: Bis zu 135 Meter Länge, über sechs Meter Blattwurzeldurchmesser, Profiltiefen von zehn Metern und Durchbiegungen im Wind bis zu 35 Meter sind enorme Werte. Dazu kommt das immense Eigengewicht der Flügel von rund 50 Tonnen. Ohne Kohlenstofffasern lassen sich solche Blätter nicht bauen. Doch die werden bisher nur in geringen Mengen produziert und sind sündhaft teuer. Und hier geht es nicht um ein paar Kilogramm: „Das können durchaus Tonnen sein“, sagt Reuter. Zudem gibt es kaum Erfahrung mit dem Bau derart großer Karbonteile – nicht mal bei den Flugzeugbauern. Während beim Airbus A380 eine Tragfläche rund 36 Meter lang ist, sind in der Windkraft Blattlängen von 60 Metern seit Jahren an der Tagesordnung.

Machbar sind solche Riesenflügel, da ist sich die Fachwelt einig. Eventuell müssten die Blätter teilbar konstruiert werden. Auf jeden Fall müssen sie intelligent werden. Smart blades nennen die Spezialisten Blätter, die mit kabellosen Sensoren, Piezoelementen oder Formgedächtniswerkstoffen gespickt sind, pausenlos Auskunft über ihre Belastungen geben und notfalls auch sofort und selbsttätig auf die Messwerte reagieren. Eingebaute Steuerklappen können die Blätter so bewegen, dass Lastspitzen aktiv reduziert werden. Auf den Windrädern sollen sogar optische Windmessgeräte oder akustische Radare installiert werden. Kommen Böen auf die Anlagen zu, können sich die Maschinen darauf einstellen und rechtzeitig die Flügel aus dem Wind nehmen. Diese Maßnahmen ermöglichen leichtere Rotorblätter, da Sicherheitszuschläge entfallen können.

Wie so eine innovative Maschine aussehen könnte, zeigt 2-B Energy schon heute, bislang allerdings nur im Modell: Die Anlage der Niederländer steht auf einem Gittermast und hat nur zwei Flügel, die sich auf der windabgewandten Seite des Turms drehen. Die Blätter dieses „Leeläufer“ genannten Typs sind lang und können daher dünner gebaut werden. Das spart teures Material. Doch zwei statt drei Flügel senken nicht nur das Gewicht, auch die Installation der gesamten Turbine wird deutlich einfacher. Denn bislang ist das sogenannte Ziehen des Rotorsterns – also das Heben aller drei an der Nabe befestigten Blätter – einer der kritischsten Vorgänge beim Aufstellen eines Windrads auf See. Schon leichte Brisen, die fast immer wehen, behindern den Vorgang. Schließlich bietet so ein Rotorstern mit seiner riesigen Fläche eine enorme Angriffsfläche für den Wind – trotz seiner bis zu 80 Tonnen Gewicht. Bei einem Zweiflügler könnten bereits auf dem Errichterschiff Maschinenhaus und Flügel verbunden werden. Das spart Zeit und Mühe.

Solche Leeläufer könnten sich durchsetzen. Sie hätten den großen Vorteil, dass die Flügel dem Wind nicht aufwendig nachgeführt werden müssen. Leeläufer richten sich selbst aus. Auch das senkt die Fehleranfälligkeit und das Gewicht. Vorteilhaft ist zudem, dass die Flügel bei extremer Durchbiegung nicht mit dem Turm kollidieren können. Der Nachteil: Der Propeller dreht sich im Windschatten des Turms. Dieses Problem wollen die Niederländer von 2-B Energy mithilfe eines Gittermastgestells lösen. An Land hätten solche Entwürfe keine Chance. Sie sind zu laut, und ihre Drehbewegung ist zu unharmonisch. Auf hoher See stört sich daran niemand.

Absolut unumgänglich sind bei sämtlichen Stoßrichtungen Fernüberwachungssysteme, die auch aktiv in die Steuerung eingreifen und die Komponenten vor größeren Schäden bewahren (siehe TR 4/2011). So müssen – wenn vorhanden – das Getriebe, der Generator, die Kühlflüssigkeiten und Öle überwacht werden. Genauso die Rotorblätter, egal ob zwei oder drei, denn aus „kleinen Rissen werden schnell Brüche“, sagt Reuter. Genauso müssen die Betriebsleiter die Türme und die Fundamente ständig im Auge behalten. Mindestens ebenso wichtig sind die Komponenten in den Schaltschränken. Denn sie bilden die Ursache für den Großteil der Anlagenstillstände – und nicht Getriebeschäden, wie Reuter beobachtet hat. Doch die „Condition Monitoring Systems“ können noch viel mehr. In Zukunft sollen die Anlagen untereinander kommunizieren, etwa in großen Windparks. Dort könnten einige wenige Referenzanlagen als „flight leader“ fungieren. Das hätte den Vorteil, dass nicht alle Windräder mit der gesamten Technik vollgestopft würden, sondern nur einzelne. Auch das würde weniger Kosten verursachen.
Sogar einzelne Windparks sollen sich in Zukunft untereinander austauschen. Wenn etwa der Ausbau in der deutschen Bucht abgeschlossen ist, stehen Dutzende Parks im Wasser – und könnten sich gegenseitig den Wind aus den Flügeln nehmen.
Durch geschickte Steuerung ließen sich die Erträge aller Parks optimieren.

Ziel all der Bemühungen sind Stromgestehungskosten von rund zwölf Cent je Kilowattstunde. Derzeit sind es noch rund 18 Cent. „Runtergehen muss es definitiv“, meint Reuter. Und genau dabei sollen die 20-MW-Offshore-Windräder helfen. Doch sie vermögen noch viel mehr zu leisten als wettbewerbsfähigen und zugleich umweltfreundlichen Strom zu liefern: Mit großem Rotor und den besseren Windbedingungen auf See könnte die Windkraft die Stromversorgung aus erneuerbaren Quellen sicherer machen. Andere Kraftwerke, die Regelleistung anbieten, würden überflüssig. Denn die Turbinen mit ihren gigantischen Rotorblättern erzeugen selbst bei minimalem Wind Massen an Strom.

Von solchen Ergebnissen konnten die Ingenieure in den achtziger Jahren, die Windräder wie die 108-kW-Anlage von Micon konstruierten, nur träumen. Die Maschinen damals waren klein und simpel, nicht im Ansatz mit den Megawatt-Giganten von morgen zu vergleichen. Doch ihre Bedeutung ist immens: Ohne die Pionieranlagen von gestern gäbe es nicht einmal die Idee von den Riesenrädern der Zukunft.


Der Beitrag erschien im November 2011 in: Technology Review

© 2011 Daniel Hautmann