Offshore-Windparks: Neue Windräder sollen mehr Strom liefern
Vor kurzem verkündete Siemens Gamesa seine erste 10-MW-Turbine. Das neue Modell mit einem Rotordurchmesser von 193 Metern werde pro Jahr 30 Prozent mehr Energie erzeugen als sein Vorläufer, so der Hersteller. Genug, um rund 10.000 Haushalte mit Windstrom vom Meer zu versorgen. Ab 2022 soll sie auf dem Markt sein, ein Jahr später, als General Electric die Inbetriebnahme der "größten und leistungsfähigsten Windturbine der Welt" in Aussicht gestellt hat: die 12-MW-Turbine Haliade-X . Auch MHI Vestas will dann mit seiner 10-MW-Turbine CO2-neutral Elektrizität liefern.
Dass die Offshore-Windindustrie boomt, daran ließ Marktführer Siemens Gamesa bei der Präsentation der neuen Turbine(öffnet im neuen Fenster) keinen Zweifel. "Die Stromgestehungskosten für Offshore-Wind sinken weiter, da die Industrie wächst und ihre Leistungskraft steigert" , sagte Andreas Nauen, CEO der Offshore-Sparte des deutsch-spanischen Konzerns. "Weltweit entwickeln sich neue Märkte, die langfristig allesamt kostengünstige, zuverlässige und saubere Energie benötigen."
Doch wie wird der Überbietungswettkampf der Offshore-Giganten weitergehen? Bislang ist den Konkurrenten noch die Dreiflügeligkeit der Rotoren gemeinsam. Die hat sich jahrelang bewährt, und die gesamte Logistik sowie die Zuliefererindustrie sind darauf eingestellt. Trotzdem denken Forscher über alternative Rotorkonzepte nach. Zum Beispiel an der Hochschule für Angewandte Wissenschaften (HAW) in Hamburg, im Projekt X-Rotor(öffnet im neuen Fenster) , das vom Bundesforschungsministerium gefördert wird.
Neue Konzepte für Windturbinen
Bei dem Forschungsprojekt geht es um Zweiblatt-Rotoren und um sogenannte Multirotoren. Beide knüpfen an das EU-Projekt Innwind(öffnet im neuen Fenster) an, in dem 27 europäische Forschungsinstitutionen und Hersteller u.a. die Vision einer 20-MW-Turbine entwarfen. Diese Turbine gilt beiden Forschergruppen in Hamburg als Referenz; allerdings will das Multirotor-Team diese stolze Leistung mit vielen kleinen Rotoren statt einem großen erreichen.
Eine derartige Aufteilung bietet eine Reihe von Vorteilen. Der wichtigste liegt in der besseren Ausnutzung einer physikalischen Grundlage, die square cube law(öffnet im neuen Fenster) genannt wird; dafür gibt es offenbar keinen griffigen deutschen Begriff. Was das für die Windenergie bedeutet, erklärt Ingenieur Sven Störtenbecker vom X-Multirotor-Team im Gespräch mit Golem.de folgendermaßen: "Die Leistung einer Anlage und somit auch ihr Ertrag steigt mit der überstrichenen Rotorfläche, rechnerisch also im Quadrat. Die Masse der Bauteile und deren Volumen nimmt zugleich aber kubisch zu, also in der dritten Potenz." Das heißt, wenn die Windräder immer größer werden, steigen auch die Kosten, und zwar überproportional – bis es eben nicht mehr sinnvoll bzw. finanzierbar ist.
Bislang jedoch sei dieser Moment durch technologische Entwicklungen wie Leichtbau und verbesserte Regelungstechnik hinausgezögert worden, erklärt Peter Dalhoff, der das Teilprojekt X-Multirotor an der HAW leitet. "Der Physik bzw. dem square cube law können die Hersteller aber trotzdem nicht entkommen." Deshalb plädiert der Maschinenbau-Ingenieur dafür, mit dem Wissen von heute das System der Windkraft neu zu denken.
Zum Beispiel so: Wenn man die Leistung eines Rotors auf hundert Rotoren verteilt, wiegen die zusammen nur noch ein Zehntel so viel wie ein großer Rotor. Das würde bereits bei der Produktion und beim Aufstellen der Windräder Material und Kosten sparen. Zudem sinke der Einsatz wertvoller Ressourcen wie Neodym. Zwar ist in dieser Betrachtung das Material für die Tragstruktur noch nicht berücksichtigt, aber die Forscher gehen davon aus, dass das Gesamtgewicht von Tragstruktur und Multirotor kleiner ist als das des Einzelrotors.
Niedrigere Betriebskosten
Auch im Betrieb biete so ein Modell Vorteile, sagt Störtenbecker. Wenn eine Offshore-Windkraftanlage wegen eines Fehlers stillsteht, fällt deren gesamte Leistung weg, bis der Fehler behoben ist. Bei schlechtem Wetter kann es tagelang dauern, bevor es dem Wartungsteam möglich ist, zur Anlage rauszufahren. Wenn dagegen bei einer Multirotor-Anlage eine oder mehrere Turbinen ausfallen, produzieren die anderen immer noch weiter. Somit könnte sich für den Betreiber auch die Option bieten, dass es für ihn günstiger ist, abzuwarten, bis die Monteure ohnehin vor Ort sind. Schließlich verursacht jede Extrafahrt erhebliche Kosten.
Kleine Rotoren kommen auch besser mit Turbulenzen klar, weil sie flexibler reagieren können als ein großer Rotor, der vergleichsweise träge ist. Das reduziert extreme Lasten und somit insgesamt den Verschleiß. Was das Team um Dalhoff ebenfalls testet, ist die Nachführung der Windrichtung (Azimut). Wenn diese in höherem Maße passiv möglich wird, indem sich die Rotoren durch die Schubkräfte des Windes selbst in die richtige Position bringen, kann man auf einige Antriebsmotoren verzichten. Auch das bedeutet geringere Kosten. Am Ende des Projektes soll das Konzept einer Multirotor-Standardanlage stehen, deren Stromgestehungskosten(öffnet im neuen Fenster) mit denen einer konventionellen Windkraftanlage gleicher Leistung verglichen werden.
Vorteile von Zweiblatt-Rotoren
Parallel dazu arbeitet das Team um Vera Schorbach an einem "ganzheitlichen Vergleich" zwischen 20-MW-Zwei- und Dreiblattanlagen für den Offshore-Bereich, der nach wie vor eine Forschungslücke ist. "Wir hoffen, diese Lücke mit Hilfe unserer Untersuchungen schließen zu können" , sagt die Leiterin des Projekts X-Zweiblattrotor an der HAW Golem.de. Nach Auskunft der promovierten Ingenieurin beginnt es mit der Berechnung der Lasten verschiedener Turbinenkonzepte und endet bei der Auslegung der Strukturen, die letztlich das Gewicht der Anlage bestimmen. Ihre Mitarbeiter weisen auf Vorteile wie Materialeinsparungen und vereinfachte Logistik hin, was niedrigere Kosten bedeute.
"Schon in der Herstellung ist der Rotor günstiger, weil weniger Material gebraucht wird" , sagt Fabian Anstock vom Projekt X-Zweiblattrotor im Gespräch mit Golem.de. "Außerdem kann ein Zweiflügler an Land vormontiert werden, weil der dritte Flügel nicht im Weg ist. Aus dem gleichen Grund kann die Anlage später, während des Betriebs auf dem Meer, von einem größeren Hubschrauber angeflogen werden als eine Dreiblattanlage." Das vereinfache die Wartung. Moderne Regelungstechnik oder auch mechanische Lösungen wie die Pendelnabe machen die Dynamik eines Zweiflüglers inzwischen auch besser beherrschbar, als das früher der Fall war.
Der wichtigste Punkt für die HAW-Forscher ist aber eine direkte Vergleichbarkeit zum großen und innovativen Dreiblatt-Konzept des EU-Projektes. Als Referenz gilt ihnen deshalb ebenfalls die 20-MW-Innwind-Turbine mit einem Rotordurchmesser von 252 Metern.
Im ersten Schritt lassen sie ein Blatt weg und versuchen, die Leistungsäquivalenz durch eine höhere Rotationsgeschwindigkeit sowie eine veränderte Blattbreite herzustellen. In der zweiten und dritten Phase verändern sie weitere Komponenten, etwa indem sie vom Luv- zum Leeläufer übergehen oder eine Pendelnabe hinzufügen und auslegen. Dabei untersuchen sie bei jeder einzelnen Veränderung, wie diese sich auf Ertrag und Kosten auswirkt. Auf diese Weise können die Vorteile analytisch auseinandergehalten werden und werden nicht, "wie bisher oft, im Endergebnis vermischt" , sagt Anstock. Bei jedem Arbeitsschritt sind die Stromgestehungskosten im Fokus, mithin der wichtigste Faktor für die Hersteller.
Die Anfänge waren mühsam
Wie weit die Wissenschaft im Bereich Windenergie inzwischen voranschreiten konnte, lässt sich ermessen, wenn man an Growian(öffnet im neuen Fenster) zurückdenkt. Der zweiflügelige Leeläufer wurde in den 80er Jahren als Test-Windrad in der Deutschen Bucht errichtet und war zu der Zeit mit drei Megawatt das größte Windkraftwerk der Welt. Doch bald darauf versagte es den Dienst – und ein Teil der Anlage endete als Exponat im Technik Museum Sinsheim(öffnet im neuen Fenster) . Energieerzeugung aus Meereswind schien lange Zeit keine Zukunft zu haben.
Dabei ist sie der Windstromerzeugung an Land deutlich überlegen: Auf See bläst der Wind stärker, häufiger und zuverlässiger. Das bedeutet höhere Erträge und geringere Schwankungen in der Stromproduktion. Bei rund 4.500 Stunden Volllast ist die Effizienz viel höher als an Land. Dort bringt es sogar ein windreicher Standort lediglich auf etwa die Hälfte der Stunden Volllast. Doch die Bedingungen für Offshore-Windräder sind ungleich härter als an Land: Bei rauer See und stürmischem Wind müssen Türme, Gründungsstrukturen und Rotoren noch stärkeren physikalischen Belastungen trotzen als ihre Verwandten auf dem Trockenen.
Erst der technische Fortschritt und neue Materialien haben die Renaissance und den erstaunlichen Aufschwung im 21. Jahrhundert möglich gemacht. 2010 ging mit Alpha-Ventus in der Nordsee der erste deutsche Meereswindpark(öffnet im neuen Fenster) in Betrieb. Von daher handelt es sich bei der Offshore-Windenergie um eine relativ junge Technologie zur Erzeugung von CO2-neutralem Strom. Ob Meerwind dennoch schon 2027 die "größte Energiequelle Europas" sein wird, wie Fatih Birol, Exekutivdirektor der Internationalen Energieagentur als Vision auf der Weltleitmesse WindEnergy in Hamburg(öffnet im neuen Fenster) ausgab, muss sich erst noch erweisen. Doch allein die Vision zeigt, in welchen Dimensionen die Akteure inzwischen denken.