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Die Windkraft schwimmt sich frei - Technology Review / April 2012

Windturbinen lassen sich nur an wenigen Orten der Welt auf großen
Fundamenten ins Meer stellen. In den meisten Regionen ist das Wasser so tief, dass die Maschinen schwimmen lernen müssen. Erste Prototypen wecken die Hoffnung auf eine reiche Energieernte vor den Küsten.


Es war zwei Uhr morgens am 26. November 2011, als Sway in den Fluten verschwand. Sturmtief Berit peitschte mit Windgeschwindigkeiten bis 165 Stundenkilometer westwärts und brachte den Atlantik vor Norwegen zum Brodeln. Wellen mit rekordverdächtiger Höhe türmten sich auf. Selbst im geschützten Hjeltefjorden in der Nähe von Bergen wütete Berit derart, dass Sway, der gerade erst installierte Prototyp einer schwimmenden Windkraftanlage, kenterte und unterging. Und mit ihm sank zunächst auch ein Stück Zuversicht.

Schließlich, so heißt es jedenfalls, gehöre der schwimmenden Windkraft die Zukunft. Der Grund: Auf See weht der Wind stärker und beständiger als an Land, weshalb sich das Aufstellen von Windenergieanlagen dort besonders lohnt. Weit draußen stört sich zudem niemand an den Anlagen. Doch fast überall auf der Welt ist das Wasser so tief, dass die Windkonverter nicht auf Stahlkonstruktionen installiert werden können, die am Meeresgrund befestigt sind.

Weltweit arbeiten Wissenschaftler und Unternehmen deshalb fieberhaft an der Technik schwimmender Anlagen. Denn die zu erwartende Windausbeute auf See zieht immer mehr Investoren an. Es ist wie ein kleiner Goldrausch. Statt mit Schaufel und Sieb rücken die Glücksritter mit Booten, Messmasten und Prototypen aus. Testreihen und Berechnungen des National Renewable Energy Laboratory (NREL) aus Colorado haben ergeben, dass allein das Offshore-Energiepotenzial der USA über 900 Gigawatt beträgt – und damit größer ist als die gesamte in dem Land installierte Kraftwerksleistung. Doch noch stehen weltweit 98 Prozent aller Windräder an Land. Ist die Vorstellung von schwimmenden Öko-Kraftwerken auf hoher See letztlich also nicht viel mehr als ein Traum von Ökospinnern?

In der Nord- und Ostsee dienen bisher vor allem sogenannte Monopiles, das sind Stahlrohre, die in den Boden gehämmert werden, und Jackets, gitterartige Stahlstrukturen, als Füße für die Offshore-Anlagen. Doch deren Einsatz ist technisch und finanziell auf eine Wassertiefe bis 50 Meter begrenzt. Die Lösung: Windkraftanlagen müssen schwimmen lernen. Das konnte der Prototyp im Maßstab 1:6 der norwegischen Technikschmiede Sway, den das Unternehmen im vergangenen Jahr aufstellte. Und dann das: Der erste Sturm kam, und schon ging der Hoffnungsträger unter. „Im April wird die Anlage wieder im Wasser sein“, gibt sich Michal Forland, der Sway-Geschäftsführer, zuversichtlich. „Der Anlage in Originalgröße hätte Berit nichts anhaben können. Die überlebt bis zu 40 Meter hohe Wellen“, ist Forland fest überzeugt. Doch Naturgewalten nehmen keine Rücksicht auf Maßstäbe.

Weshalb sank der Prototyp? Die Sway-Konstruktion ist so angelegt, dass ihr Fundament in den Turm der Anlage übergeht. Bei der 1:6-Anlage ist dieser über dem Wasser 13 Meter hoch, unter der Wasseroberfläche reicht er 16 Meter hinab. Beim Original wären es 60 und 90 Meter. Der Schwimmer, eine sogenannte Spar-Buoy, ist hohl und mit Luft gefüllt. Das gibt Auftrieb und erlaubt das Tragen des Windrads. Auf Position hält den Schwimmer ein wassergefülltes Stahlrohr, das am Meeresgrund mit einem zwölf Tonnen schweren Stahlbetonblock verbunden ist. An diesem Führungsrohr kann sich das Windrad zwar seitlich mit den Wellen bewegen, nicht aber nach oben und unten, und genau das wurde der Anlage zum Verhängnis. Ausgelegt war die Boje lediglich für 2,5 Meter Wellenhub, angerollt kamen jedoch vier Meter hohe Brecher. Wasser drang in den Turm ein und erhöhte das Gewicht der Anlage. Sway sank auf den Grund, 23 Meter unter dem Meeresspiegel.

Die ungewollte Tauchfahrt hat der Prototyp allerdings gut überstanden. „Die Struktur ist unbeschädigt, lediglich die Elektronikkomponenten müssen ersetzt werden“, berichtet Forland. Das betrifft eine ganze Reihe von Instrumenten, die Forscher des NREL installiert haben. Die Amerikaner interessieren sich brennend für die schwimmende Windkraft, schließlich sind
der Osten und der Westen ihres Landes von tiefen Ozeanen eingerahmt. Zu den Messgeräten, die von einem NREL-Team um Jason Jonkman und Amy Robertson am Sway-Windrad angebracht worden waren, zählen Beschleunigungs- sowie Wellen- und Windsensoren. Die Forscher erhofften sich von den aufgezeichneten Daten Rückschlüsse auf die Bewegungsmuster schwimmender Windturbinen. Das NREL arbeitet gerade an einem rechnerbasierten Simulationsprogramm, das die Bewegungen der Wellen, des Windes und des Windrads vereint und Aussagen darüber liefert, welchen Lasten die Anlagen ausgesetzt sind. Die Originaldaten von Sway sollten diese Werte validieren. Doch mit dem Untergang endete vorerst auch das Messprogramm. „Der größte Teil unserer Ausrüstung ging verloren“, bedauert Robertson.

Trotzdem: Das Verhältnis von Onshore- zu Offshore-Windkraftanlagen wird sich ändern, da ist sich der Wissenschaftler John Olav Tande vom Institut Energy Research Centre in Norwegen (SINTEF) sicher. Er beobachtet die Aufbruchstimmung seit einigen Jahren. Rund um den Globus rechnen sich Küstenstaaten aus, wie viel sauberen Strom sie in ihren ausschließlichen Wirtschaftszonen von 200 Seemeilen ernten können und wie viel Kohlenstoffdioxid sich dadurch einsparen ließe. „Das Potenzial ist durch die vorhandene Meeresoberfläche um ein Vielfaches größer als der globale Energiebedarf“, prognostiziert Tande optimistisch.

Der große Haken an der Hochsee-Windernte ist die Wassertiefe. Denn je tiefer das Wasser, desto komplizierter und teurer ist die Aufstellung der Fundamente. Während große, auf dem Grund stehende Gründungen zwischen drei und fünf Millionen Euro kosten, dürften die schwimmenden Konstruktionen nochmals teurer werden. Fachleute rechnen mit sieben bis neun Millionen Euro pro Schwimmer. Doch konkrete Zahlen fehlen – bislang existieren nur sündhafte teure Prototypen, über deren Kosten die Eigentümer schweigen. Dennoch: Fast überall auf der Welt ist das Wasser so tief, dass die Windernte nur durch schwimmende Plattformen möglich wird. So liegen 61 Prozent der Offshore-Windressourcen der USA über mindestens 100 Meter tiefem Wasser. Japans Küsten sind ebenfalls steil, und in Europa ist es vor allem der Meeresboden im Süden vor Spanien und Portugal, der weit über 100 Meter tief ist, ebenso wie Teile des Mittelmeers und vor der Küste Norwe-
gens, wo Meerestiefen von bis zu 700 Meter erreicht werden. Und das ist eigentlich gut, denn: „Je tiefer das Wasser, desto stärker der Wind darüber.“

Von dieser Faustformel ist Jochen Bard, Abteilungsleiter Meeresenergienutzung beim Fraunhofer-Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik (IWES), überzeugt. Bard rechnet mit einem nutzbaren Potenzial, das im bis zu 200 Meter tiefen Wasser bis zu dreimal höher ist als in den Flachwasserzonen bis 50 Meter Tiefe. Allein in Europa, schätzt er, lie-ßen sich pro Jahr rund 8000 Terawattstunden (TWh) ernten, und Schwimmplattformen sollen es ermöglichen, diese Ressourcen zu erschließen. Zum Vergleich: Der jährliche Stromverbrauch der gesamten EU betrug im Jahr 2010 grob geschätzt 3500 TWh.

Wie der Strom von den schwimmenden Anlagen letztlich in die Steckdose gelangt, scheint der unkompliziertere Teil der Offshore-Operation zu sein. Wie bei Offshore-Parks mit festen Fundamenten üblich, werden die Anlagen an ein Seekabel am Meeresgrund angeschlossen. Diese Kabel führen zu Umspannstationen und von dort aus an Land. Die weitaus größere technische Herausforderung besteht jedoch darin, eine viele Hundert Tonnen schwere Windkraftanlage, bei der sich ein Rotor mit einem Durchmesser von 130 Metern dreht und gegen die gleichzeitig Wind und Wellen drücken, auf dem Wasser aufrecht schwimmen zu lassen. Die Maschinen tanzen mit den Wellen und schwanken mit dem Wind. Öle und Kühlflüssigkeiten schwappen im Getriebe umher, und alles, was nicht festgeschraubt ist, fliegt durch die Luft. Doch es gibt Möglichkeiten, die Anlagen selbst im stärksten Sturm ruhig zu stellen. Die Lösungsansätze stammen aus der Öl- und Gasindustrie, die seit Jahrzehnten schwere Bauwerke auf hoher See errichtet. Genau wie es bei den Offshore-Windrädern heute der Fall ist, haben die Unternehmen auch ihre Öl- und Gas-Plattformen in den Anfangsjahren mit gigantisch großen Gerüsten auf den Meeresgrund gestellt. Das hat sich gehörig geändert: Heute gibt es praktisch nur noch schwimmende Plattformen, die genauso fest sind wie starre Gründungen – aber viel kostengünstiger.

Weshalb sollen also nicht auch Windräder auf schwimmenden Fundamenten stehen? Auf der Suche nach der idealen Lösung kristallisieren sich drei Schwimmertypen heraus:

-Das Spar-Buoy-Konzept, das auch Sway nutzt, spart am meisten Material. Es sieht einen großen, hohlen Stahlzylinder vor, der gleichsam als Schwimmer und als Turm dient. Genau wie ein Eisberg nimmt er unter Wasser sehr viel mehr Raum ein als über Wasser. An seinem tiefsten Punkt ist er mit Ballast gefüllt, so wandert der Schwerpunkt weit nach unten. Daher liegen Spar-Buoys selbst bei starkem Wellengang stabil in der See. Horizontale Ausschläge sind gering, doch bewegen sie sich stark in vertikaler Richtung, je nach Verankerungsart. „Das sind unter Extrembedingungen bis zu 20 Meter“, sagt  Bard. Problematisch ist auch der immense Tiefgang. Damit sind ausschließlich Standorte ab rund 200 Meter Wassertiefe erschließbar. Auch das Installieren des Turms und der Anlage ist aufwendig. Schließlich muss der Turm liegend aufs Meer geschleppt, geflutet, gekippt und verankert werden. Dann erst folgt die Installation des Windrads. Hierfür sind spezielle Installationsschiffe nötig, auf denen ein Teil der Montage ausgeführt wird. Arbeiten auf See sind jedoch immer sehr viel umständlicher als an Land. Wind und Wetter machen den Monteuren und der Technik zu schaffen. Doch hier ist Abhilfe in Sicht: Es gibt Pläne, die Anlagen fertig montiert und liegend zu verschiffen. Hierfür können Schlepper genutzt werden, sodass keine teuren Spezialschiffe zum Einsatz kommen müssen.

-Die Tension-Leg-Plattform, kurz TLP, eignet sich für Wassertiefen von 50 bis etwa 200 Meter. Gemeint ist ein meist zylindrischer Auftriebskörper, der von mindestens drei straff gespannten Ketten oder Seilen leicht unter Wasser gezogen und so immer auf gleicher Position gehalten wird. Die Ketten finden entweder an einem schweren Gegengewicht am Meeresboden Halt, das sei dann etwa 1000 bis 1500 Tonnen schwer, schätzt Bard, oder direkt am Meeresgrund. Damit liegt die Plattform felsenfest vor Anker. Nachteilig ist, dass die Halteketten in schwerer See enormen Kräften ausgesetzt sind. Das niederländische Unternehmen Blue-H setzte einen TLP-Prototyp schon 2007 vor der italienischen Küste ins 113 Meter tiefe Wasser. Da das darauf montierte Windrad jedoch bis heute nie gelaufen ist, fehlen wichtige Erfahrungswerte.

-Halbtaucher-Plattformen stellen den dritten Schwimmertyp dar. Diese Fundamentform wird bereits an einem Prototyp vor Portugal erforscht. Die Plattform besteht meist aus einem dreieckigen Stahlgerüst mit drei senkrecht stehenden Zylindern, an deren unteren Enden große Platten angeschweißt sind, die vertikale Bewegungen hemmen sollen. Die Halbtaucher-Plattform eignet sich ebenfalls für Tiefen bis 200 Meter. Der große Vorteil liegt darin, dass dieser Schwimmer an Land in einem Trockendock aufgebaut werden kann. Dort erfolgen auch die Installation und der Test des Windrads. Anschließend wird das Dock geflutet und die Anlage auf See geschleppt. Am Aufstellungsort angekommen, wird der Schwimmer dann mit Ketten beziehungsweise Seilen aus Stahl oder Glasfasern am Meeresgrund befestigt. Nachteilig sei, dass der Halbtaucher von allen Systemen am meisten Stahl benötigt, berichtet Bard. Das macht ihn teuer.

„Es ist zu früh, ein Gewinnerkonzept auszurufen“, meint SINTEF-Forscher John Olav Tande. Generell bieten schwimmende Windräder eine ganze Reihe an Vorzügen. So können sie schneller installiert werden als Turbinen auf  Ständern. Auch benötigen die dafür eingesetzten Schiffe weniger spezielle Konstruktionen. Zudem sind die Unterwasserarbeiten weniger laut, da die Schwimmer nicht mithilfe gigantischer Hämmer in den Meeresgrund gerammt werden müssen. Dafür stellen sich aber auch neue Herausforderungen, vor allem was die Anlagendynamik anbelangt. Als Treiber der schwimmenden Windkraft gilt das Projekt Hywind. Die Testanlage in Originalgröße, entwickelt vom norwegischen Energiekonzern StatoilHydro, ist bereits seit September 2009 im Betrieb und hat spätestens während des Sturmtiefs Berit bewiesen, dass sie auch Orkane überlebt. Zwölf Kilometer vor der Südwestküste Norwegens schwebt die Maschine im Atlantik, der hier 200 Meter tief ist. Die Spar-Buoy reicht 100 Meter in die Tiefe. Drei locker gespannte Trossen, die am Meeresboden befestigt sind, halten sie auf Position. Ganz unten ist die Boje mit 3000 Tonnen Wasser und Steinen gefüllt, um den Schwerpunkt sehr tief zu halten. Über dem Wasserspiegel ragt der Turm 65 Meter in die Höhe. Oben thront ein 2,3 Megawatt (MW) starkes Windrad von Siemens. Allein das Maschinenhaus, auch Gondel genannt, hat samt Rotor ein Gewicht von 138 Tonnen. Bard bezeichnet das Projekt, in das mittlerweile rund 50 Millionen Euro geflossen sind, als „Meilenstein“.

Während die Tests mit Hywind noch laufen, denken die Norweger daran, einen kleinen Testwindpark zu errichten. „Geplant ist ein Offshore-Park im US-Bundesstaat Maine mit vier jeweils drei Megawatt starken Windrädern“, erläutert Statoil-Mann Morten Eek. Ob Siemens weiterhin an Bord bleibt, ist offen. Das Unternehmen zeigt sich jedenfalls optimistisch: „Allein im Jahr 2011 hat Hywind 10,1 Gigawattstunden (GWh) Strom geliefert“, berichtet Per Egedal, Abteilungsleiter Technologie bei Siemens Wind Power. Eine Anlage an einem guten Landstandort komme dagegen gerade mal auf sechs GWh.

Gelernt haben die Siemens-Ingenieure um Egedal vor allem, dass schwimmende Windräder genauso gebaut und betrieben werden können wie Turbinen auf fest stehenden Fundamenten – vorausgesetzt, man hat die Bewegungen der Anlage im Griff. Denn wenn die Steuerung des schaukelnden Windrads nicht angepasst wird, kann sie bei Seegang kräftig durcheinandergeraten. Schwingt das Maschinenhaus mit den Rotorblättern nach vorn in den Wind, dann steigt die Windgeschwindigkeit. Federt es zurück, sinkt sie. Um zwei bis drei Grad neigt sich die Gondel, was oben auf dem 65 Meter hohen Turm einer Bewegung von mehreren Metern entspricht. Das Schwingen geht zwar gemächlich vonstatten, etwa 30 bis 40 Sekunden dauert ein Durchgang, doch die Belastung für das Windrad ist trotzdem enorm. Die Steuerung will die Lasten ausgleichen und dreht die Flügel – je nachdem – in den oder aus dem Wind. Das macht die Disbalance noch schlimmer. Zwar nimmt der Rotorschub ab, jene Kraft, die von der Luftströmung auf den Rotor ausgeübt wird, dafür aber wird die Pendelbewegung der Gondel schneller. Egedals Lösung: „Wir brauchen eine zusätzliche dämpfende Funktion in der Anlagensteuerung.“ Bewegungs- und Beschleunigungssensoren messen seitdem, wie stark sich die Gondel neigt. Diese Werte fließen in Echtzeit in die Steuerung ein und korrigieren die Umdrehungsgeschwindigkeit des Rotors nach oben oder unten. So haben die Flügel Zeit zum „Pitchen“, sie können also den Anstellwinkel der Rotorblätter anpassen.

Erste Schwimmversuche macht gerade auch WindFloat, ein Projekt von Energias de Portugal (EDF). Der finanzstarke Energiekonzern hat sich vom US-Unternehmen Principle Power einen Schwimmkörper bauen lassen und darauf ein 2-MW-Offshore-Windrad des dänischen Herstellers Vestas mit modifizierter Anlagensteuerung montiert. Der Halbtaucher, der für Tiefen um 50 Meter konzipiert ist, wurde im Herbst vergangenen Jahres vier Kilometer vor der Küste Portugals in etwa 45 Meter Tiefe verankert. WindFloat wurde in einem Trockendock aufgebaut und dann samt Windrad aufs Meer geschleppt. Die Halteseile waren bereits am Grund befestigt, was die Installation von Windrad samt Gründung nach dem Plug-and-Play-Prinzip ermöglichte. Im Vergleich zur Spar-Buoy, die 100 Meter Tiefgang hat, liegt der Auftriebskörper von WindFloat nur etwa 20 Meter unter der Oberfläche.

Der 1200-Tonnen-Koloss weist allerdings eine Besonderheit auf: Das Windrad ist nicht mittig, sondern auf einem der drei senkrecht stehenden Zylinder installiert. Damit die Turbine unter der Last nicht wegkippt, sondern stets im Idealwinkel zum Wind steht, hält ein aktives Ballastwasser-Ausgleichssystem die Anlage in Position. Im Inneren der drei jeweils acht Meter dicken Stahlzylinder sind Kammern eingerichtet, zwischen denen je nach Schräglage bis zu 100 Tonnen Wasser hin und her gepumpt werden. Große Platten am unteren Ende jedes Zylinders dämpfen zudem vertikale Bewegungen. Auf diese Weise wollen die Amerikaner die maximale Kraft aus dem Wind holen – ohne den Anstellwinkel der Blätter zu ändern. Als lagestabile Anlage neigt sich ihr Turm nicht und muss daher auch nicht den Winkel der Blätter korrigieren.

Der Aufwand, der betrieben wird, um die Windräder ruhig zu halten, ist enorm. Dabei sieht SINTEF-Forscher John Olav Tande gar kein Problem in den Bewegungen, vorausgesetzt sie sind nicht zu stark. Im Gegenteil, ganz nach dem Motto „Der Klügere gibt nach“ sei es sogar von Vorteil, wenn die Windräder auf eintreffende Böen mit sanftem Zurückschwingen reagieren können: „Ein guter Boxer weicht einem kommenden Schlag ja auch aus“, argumentiert der Norweger. So werde das Material geschont. Turm und Flügel könnten elastischer und deshalb mit weniger Materialeinsatz gebaut werden. Dadurch wären sie zudem kostengünstiger.

Dass schwimmende Windräder preiswerter werden müssen, findet auch Hideyuki Suzuki von der Universität Tokio: „Vier Millionen Euro je Megawatt sind erstrebenswert.“ Für den Forscher und sein Land ist die Technologie von immenser Bedeutung. Doch Japan ist ein Inselstaat – Platz an Land, zudem mit guten Windbedingungen, ist knapp. Und da das Wasser vor Japan tief ist, kommen nur schwimmende Anlagen infrage. „Nach dem Erdbeben und dem Fukushima-Unfall gilt den erneuerbaren Energien viel Aufmerksamkeit“, sagt Suzuki. Offiziell sind in Japan zwar gleich sieben neue Projekte in der Umsetzungsphase. Im Wasser befindet sich bislang aber nur eine einzige Anlage: ein 1-kW-Windrad auf einer Spar-Buoy. Eine 2-MW-Anlage soll 2013 folgen. Mitte September 2011 wurde bekannt, dass vor der Küste der Präfektur Fukushima eine Offshore-Windfarm errichtet werden soll. Die Regierung stellt dafür 250 Millionen US-Dollar bereit. Weitere Parks seien in Planung. Involviert ist auch der Multikonzern Mitsubishi, der bis 2017 eine geeignete Plattform speziell für den japanischen Markt entwickeln will. In seiner Forschungsabteilung in England arbeitet das Unternehmen zeitgleich an einer zehn MW starken Anlage für den Offshore-Einsatz. Großbritannien ist für alle Akteure interessant, weil rund um die Insel eine gigantische
Offshore-Windenergieleistung ausgeschrieben ist. Bis zum Jahr 2020 sollen Kraftwerke mit insgesamt rund 25 Gigawatt vor den Küsten des Landes stehen – aber vornehmlich auf starren Fundamenten.

Deutschland setzt mit seinen ausgedehnten Flachwassergebieten in Nord- und Ostsee ebenfalls auf Windkraftanlagen mit festen Fundamenten. Doch im Ausland verspricht die schwimmende Windkraft den deutschen Akteuren glänzende Geschäfte. Die Arbeiten des Fraunhofer-Instituts zeugen davon. Jochen Bard ist nicht nur IWES-Abteilungsleiter, sondern auch erster Mann von „HiPRwind“, dem EU-Projekt „High Power, high Reliability offshore wind technology“, dessen 18 Partnerunternehmen aus acht EU-Ländern schwimmende Windräder, besonders die ganz großen, voranbringen sollen. Denn noch seien etliche Fragen offen, ist der Ingenieur überzeugt. Im Rahmen des Projekts entwickeln Bard und seine Partner gerade ein Halbtaucher-Fundament, das ein 1,5-MW-Windrad vom spanischen Hersteller Acciona tragen soll. Da es in der Mitte des dreieckigen Gebildes steht, kommt der Schwimmer ohne aufwendiges Hin- und Herpumpen von Ballastwasser aus. Das macht die Konstruktion einfacher und günstiger. Die Anlage wird voraussichtlich 2013 vor der Nordküste Spaniens installiert, die für ihre raue See bekannt ist. Hier entsteht ein Testfeld für Offshore-Windtechnologien, dessen Forschungsergebnisse ab 2015 in eine 10- bis 15-MW-Maschine einfließen und dann der gesamten Industrie zur Verfügung stehen sollen. Dafür schießt die EU rund zehn Millionen Euro hinzu. Geht es nach Bard, dann werden in Zukunft noch ganz andere Anlagen aus den Fluten auftauchen: Kraftwerke, die sowohl Wind- als auch Wellen- und Gezeitenströmungsenergie anzapfen, beschreibt der Forscher seine Vision.

Auch Michal Forland, Chef von Sway, glaubt trotz des herben Rückschlags fest an die Zukunft seiner Anlage: „Wir haben jetzt eine wasserdichte Lösung“, spielt er auf den Untergang seines Prototyps an. Diese Lösung biete noch weit mehr als Sicherheit gegen hohe Wellen. Das System sei das leichteste und damit das günstigste auf dem Markt. Während der Schwimmer von Principle Power rund 2700 Tonnen und der von Hywind 2300 Tonnen auf die Waage brächte, käme eine Sway, die das glei-che Windrad trägt, mit der Hälfte aus. Möglich macht das ein Turm, der ähnlich wie der Mast von Segelyachten mit Stahlseilen abgespannt ist und so Schwingungen vermeidet. Da-
durch werde der Turm nicht nur leichter, sondern auch „zehnmal langlebiger“.

Dafür muss die Sway allerdings als sogenannter „Leeläufer“ gebaut werden. Bei dieser Konstruktion drehen sich die Flügel auf der windabgewandten Seite des Turms, damit sie
nicht mit mit den Abspannseilen kollidieren. Der Vorteil eines solchen Konzepts liegt in seiner Einfachheit: Leeläufer richten sich selbst aus und müssen der Windrichtung nicht aufwendig nachgeführt werden. Wie eine Fahne dreht sich der Turm im Wasser, das sozusagen als Lager dient, in die richtige Richtung. Das spart bewegliche Teile und damit auch Geld. Kritiker halten dagegen, dass man dafür spezielle Leeläufer-Windräder bräuchte. Aber das sieht Forland ganz anders: „Im Prinzip nimmt man eine Standardanlage, dreht die Blätter um und lässt sie rückwärts laufen. So einfach ist das.“


Der Beitrag erschien im April 2012 in: Technology Review

© 2011 Daniel Hautmann