Windkraft - Entwicklung und Trends

Der Nachschub an Windenergie, angetrieben durch den Lauf der Sonne, ist nach menschlichem Ermessen unerschöpflich. Bereits vor 3500 Jahren gab es Windmühlen in Babylon. Seit Jahrtausenden nutzt der Mensch Windmühlen, angepasst an die die Gegebenheiten der Natur und den Zweck der Nutzung.

Windenergieanlagen - Historie

1887 errichtet der Schotte James Blyth die erste Anlage, die die Kraft des Windes zur Stromerzeugung nutzte.

Um 1920 zeigte der deutsche Physiker Albert Betz, dass sich mit einer Windkraftanlage maximal 59,3% (genau: 16/27) der Leistung des Windes nutzbringend umwandeln lassen (Betzsches Gesetz). Die gleichmäßig durch die gesamte Rotorfläche strömende Luft kann bis auf ein Drittel ihrer vorherigen Geschwindigkeit abgebremst werden, was zu einer Stauung der Luft führt, weshalb ein Teil der nachfolgenden Luft am Rotor vorbeiströmt. Um dieses grundlegende physikalische Prinzip im Unterschied zu anderen Maschinen auszudrücken spricht man bei Windkraftanlagen genaugenommen vom "Leistungsbeiwert" und nicht vom Wirkungsgrad.

Nach einigen praktischen Gehversuchen, u.a. mit Großprojekte in Deutschland und USA, sowie Versuchen mit Einblatt-, Zweiblatt, und Vierblattrotoren haben sich weltweit Windräder mit horizontaler Drehachse und drei Rotorblättern durchgesetzt, die den Flügel von Flugzeugen nachempfunden sind. Diese Bauform hat gegenüber anderen Bauformen wesentliche Vorteile: sie ist mechanisch am festesten, schwingungstechnisch einfach zu beherrschen, erzielt höhere Erträge aufgrund aerodynamischer Vorteile und hat eine geringere Blattgeschwindigkeit womit eine geringere Geräuschentwicklung einhergeht.

Erneuerbare Energie - 1990 bis heute

© Fraunhofer IWES
© Fraunhofer IWES

Mit dem Stromeinspeisungsgesetz von 1991 und in Folge des EEG begann der Aufschwung der Erneuerbaren Energien in Deutschland.

 

Seit 1990 ist der Beitrag der Wasserkraft zum Stromerzeugungsmix etwa konstant geblieben, während der Anteil von Photovoltaik, Biomasse und Windenergie zunahm. 2011 macht die Windenergie mit 38 % den größten Anteil der Erneuerbaren aus[1]

Windkraft onshore - Trends

© Fraunhofer IWES
© Fraunhofer IWES

Windkraftnutzung an Land (onshore) hat einen guten Reifegrad erreicht (siehe auch Windkraft und Wirtschaftlichkeit Energieträger). Die als Standorte für WEA nutzbaren Flächen Deutschlands onshore lassen sich in die Landschaftskategorien Küste, Norddeutsche Tiefebene und Mittelgebirge unterteilen, wobei in den südlichen Bundesländern Baden-Württemberg, Bayern, Rheinland-Pfalz und Hessen insbesondere auch die Nutzung von Waldflächen relevant ist[1]. Trends:

  • Rotordurchmesser und Turmhöhen wachsen weiter[1][3]
  • der Markt bewegt sich überwiegend in der 2- bis 3‑MW‑Klasse[1][3]
  • Spezialisierung der Anlagenkonzepte auf Stark- und Schwachwindstandorte[1]
  • Potential für den weiteren Ausbau der Windenergie besonders in den südlichen Bundesländern[1]
  • Potential des Repowering, insbesondere in Schleswig-Holstein, Niedersachsen und Nordrhein-Westfalen[1]
© Bundesverband WindEnergie (BWE)
© Bundesverband WindEnergie (BWE)
© Fraunhofer IWES (Größenentwicklung der Onshore-WEA, Datenquelle: IWET)
© Fraunhofer IWES (Größenentwicklung der Onshore-WEA, Datenquelle: IWET)

Die zunehmende Erschließung von Standorten im Binnenland ist mit dem Einsatz höherer Türme und größerer Rotordurchmesser verbunden. Gleichzeitig diversifiziert sich der Markt für WEA. Je größer die Dimensionen der Anlagen werden, desto weiter spreizt sich das Angebot auf. Es sind zwei Trends zu verzeichnen:

  • Binnenland-WEA mit hohen Türmen, großen Rotordurchmessern und Nennleistungen von 2 - 3 MW
  • weiter wachsenden Nennleistungen, Rotordurchmessern bis zu 126 m, Nabenhöhen von 100 - 120 m

Für die Leistung einer WEA ist neben der Windgeschwindigkeit, die in der dritten Potenz eingeht, ganz wesentlich auch der Rotordurchmesser und damit die überstrichene Rotorfläche, maßgebend. Die Vergrößerung des Rotordurchmessers ist neben der Erhöhung des Mastes eine wichtige Maßnahme um die Wirtschaftlichkeit im Binnenland und vor allem in Waldgebieten zu erreichen. Der Wind in Bodennähe ist turbulenter und damit langsamer als in Höhen über z.B. hundert Meter, dort herrscht nahezu laminare Windströmung. Die modernen Rotoren drehen sich heute zwischen 100 und 200 Meter über Grund. Der Trend in der Leistungsklasse 2,3 – 3,0 MW geht klar zu einer Diversifizierung in Küstenmaschinen und Binnenlandmaschinen bei identischer Nennleistung. Das durchschnittliche Rotorflächen / Nennleistung – Verhältnis betrug in 2011 (nur Neubau)[1]:

  • 2,18 m² / kW an der Küste
  • 2,59 m² / kW in der norddeutschen Tiefebene
  • 2,65 m² / kW im Mittelgebirge

 

Zentralen Themen bei der weiteren Entwicklung[1]:

  • weitere Reduzierung der mechanischen Beanspruchungen der Windenergieanlagen, um Gewicht- und Kosteneinsparungen zu ermöglichen
  • weitere Erhöhung der Lebensdauer und Verfügbarkeit
  • weitere Verbesserung der Logistik für Transport und Errichtung
  • Ertragssteigerung durch sehr große Nabenhöhen
  • verlässliche Bewertung der Standortbedingungen
  • sichere Einbindung in das elektrische Versorgungssystem

 

Instandhaltung, Verfügbarkeit: Ziel einer jeden Instandhaltung ist das Erreichen einer hohen technischen Verfügbarkeit der WEA bei gleichzeitig möglichst geringen Kosten. Moderne WEA erreichen an Land in der Regel eine Verfügbarkeit von 95% bis 99%[1].

 

Volllaststunden: Für die Bewertung und den Vergleich der Leistungsfähigkeit von WEA einschließlich der Standortbedingungen wird die Jahresenergielieferung auf die Nennleistung der Anlagen bezogen. An Küstenstandorten werden hohe Werte erreicht (einige Anlagen in einzelnen Jahren sogar Werte von über 3000 Stunden). Die Werte für WEA im Binnenland liegen im Mittel deutlich darunter. Durch den Einsatz von hohen Türmen und großen Rotorflächen können im Binnenland WEA wirtschaftlich betrieben werden. Der Mittelwert für Deutschland von 2008 - 2010 liegt je nach Zuordnung der jeweils in einem Jahr neu installierten WEA zwischen 1552 Volllaststunden und 1657 Volllaststunden[1].

 

Hersteller im deutschen Markt: Die in Deutschland installierte Windleistung teilt sich derzeit noch auf Anlagen einer Vielzahl von Herstellern auf. Die beiden Hersteller Enercon (41%) und Vestas (27%) stellten zusammen fast zwei Drittel der gesamten installierten Windkraftleistung Deutschlands. Diese Verteilung spiegelt sich auch in den absoluten Anlagenzahlen wieder. Bei den im Jahr 2011 in Deutschland errichteten Anlagen hat die Firma Enercon einen Marktanteil von 61%, gefolgt von Vestas mit 22%. Viele der im deutschen Markt nur noch geringfügig vertretenen Hersteller haben ihre Vertriebsaktivitäten auf Auslandsmärkte konzentriert[1].

Windkraft offshore - Status

Der Beitrag zur Energieversorgung durch Windkraft Offshore ist heute marginal (knapp 1% in Deutschland).  Windkraft offshore kann einerseits mit höheren Windgeschwindigkeiten und damit verbunden höheren Energieerträgen rechnen. Andererseits wirken die Betriebsbedingungen auf See nachteilig auf die Belastungen der Anlagen und verschlechtert die Instandhaltbarkeit aufgrund von begrenzter Zugänglichkeit der Anlagen. Offshore-WEA müssen sich daher in vielen technischen Details von den Anlagen an Land unterscheiden. Durch den hohen Salzgehalt von Luft und Wasser besteht starke Korrosionsgefahr der Außenwände von Turm, Gondel und Rotorblättern. Die hohe Luftfeuchtigkeit in Verbindung mit dem hohen Salzgehalt stellt für die elektrischen Kontakte eine enorme Korrosionsgefährdung dar und die mechanischen Komponenten unterliegen einem erhöhten Verschleiß. Durch das Zusammenspiel von Wind und Wellen wirken auf Offshore-WEA größere Kräfte als auf Anlagen an Land, sodass diese insgesamt robuster konzipiert werden müssen[1].

 

Zugänglichkeit: mit Ausnahme des Zugangs per Hubschrauber,
bestimmt die Wellenhöhe die Zugänglichkeit eines Offshore-Standorts. Bei Wettersituationen mit einer Wellenhöhe von mehr als 1,5 m können die WEA nicht mehr gefahrlos erreicht werden. Aufgrund des bestehenden Problems der begrenzten Zugänglichkeit müssen die bestehenden Zugangssysteme optimiert werden. In diesem Bereich muss noch verstärkt Forschung betrieben werden[1].

 

Verfügbarkeit: Für die Offshore-Windenergienutzung wird aufgrund der besonderen Standortsituation eine deutlich geringere Verfügbarkeit befürchtet als bei onshore WEA. Diese Befürchtung wird durch die bisher erzielten Ergebnisse von bereits realisierten Offshore-Windparks durchaus bestätigt. Windparks die sich relativ nah an der Küste befinden weisen derzeit Verfügbarkeiten auf, die sich in der Bandbreite der durchschnittlichen Onshore-Verfügbarkeit bewegen. Bei neueren, weiter entfernten Parks war die Verfügbarkeit deutlich niedriger[1].

 

Vollaststunden: Die hohen Windgeschwindigkeiten erlauben prinzipiell deutliche höhere Erträge als an Land. Die in der dena-Netzstudie simulierten Offshore-Windparks erreichen 3000 bis 4500 Volllaststunden je nach Standort und Windjahr. Diese hohen Werte werden von vielen Windparks in der Realität derzeit aber noch nicht erreicht[1].

 

Anlagenhersteller weltweit: bis 2011 wurden weltweit insgesamt 1589 WEA installiert. Mit 639 WEA stellt Siemens den größten Anteil der Offshore-Leistung bereit (44%). Ebenfalls einen großen Marktanteil von (34%) hat der dänische Hersteller Vestas. Weitere bedeutende Hersteller auf dem Offshore-Weltmarkt sind die Chinesischen Unternehmen Sinovel (5%) und Dongfang Electric (5%)[1].

 

Fazit: Aus all diesen Gründen wird Windkraft offshore immer komplexer, der Betrieb und Wartung aufwändiger und die Netzanbindung mit höheren Risiken behaftet sein als Windkraft onshore. Kurz- und mittelfristig ist deshalb Windkraft onshore unverändert die  wichtigste Technologie zur Umsetzung Energiewende.

China

China hat sich in den letzten Jahren zu dem Land mit der größten installierten Windleistung entwickelt und dabei Deutschland im Jahr 2010 und die USA im Jahr 2011 überholt. Das Wachstum fand und findet vor allem im Rahmen von sechs Großwindparkprojekten mit einer installierten Leistung zwischen 1 GW bis 10 GW statt, wobei die WEA nun zu über 90 % von chinesischen Herstellern stammen. Mit Goldwind, Sinovel, Guodian United Power und Mingyang hat China mittlerweile vier der weltweit zehn größten Anlagenhersteller aufgebaut. Zielmärkte sind derzeit der Heimatmarkt, Indien und die USA[1].

Mit etwa 97 % ist China weiterhin das wichtigste Abbaugebiet für seltene Erden. Damit hat China derzeit nahezu eine Monopolstellung auf dem Markt für Neodym und Dysprosium, die bei der Herstellung von Permanentmagneten verbaut werden[1].

Antriebskonzepte

Auf dem Weg vom Wind zum Wechselstrom wandelt eine WEA die Drehbewegung des Rotors in elektrische Energie um. Weltweit setzen die meisten Hersteller Anlagen mit Getrieben ein. Dort wird die Rotordrehzahl auf eine höhere Generatordrehzahl übersetzt, wodurch eine kompakte Bauform von Generator und Turbinenhaus begünstigt wird[1].

Auf dem deutschen Markt dominiert der Direktantrieb (getriebeloses System). Anlagen nach diesem Konzept kommen bisher weitgehend von dem Unternehmen Enercon. Das Unternehmen produziert getriebelose Anlagen seit Mitte der 90er Jahre und kann als Pionier dieses Konzepts angesehen werden. Das Konzept des Direktantriebs wird mittlerweile verstärkt auch von weiteren Herstellern aufgegriffen, aber größtenteils unter Verwendung von permanenterregten Generatoren umgesetzt. Anlagen mit Permanent-Magnet-Generatoren (PMG) haben Vorteile bei Platzbedarf und Gewicht, erfordern dafür jedoch den Einsatz von Seltenen Erden (Neodym und Dysprosium). Die bestehenden Abbaukapazitäten für diese Metalle befinden sich überwiegend in China. Die Ausfuhr ist staatlich limitiert[1].

 

Ein getriebeloses System ohne Permanent-Magnet-Generatoren (PMG) hat

  • kein Getriebe, kein Getriebeöl, weniger bewegliche Bauteile, langsame Rotationsgeschwindigkeit und damit
  • Vorteile bei Laufruhe, Brandschutz, Trinkwasserschutz, weniger Verschleiß, geringere Kosten bei Service und Wartung.

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