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Je höher der Turm, desto konstanter bläst der Wind. Schwachwindanlagen eignen sich für eher windarme Regionen im Süden Deutschlands. - Bild: Siemens

Der technische Fortschritt seit dem Aufkommen der ersten ernstzunehmenden Windenergieanlagen vor rund 20 Jahren ist bemerkenswert: Damals leisteten die typischen Anlagen bei einem Rotordurchmesser von 43 m gerade einmal 600 Kilowatt. Wie kam es zu diesen riesigen Dimensionen?

Ein starker Trend im Onshore-Bereich sind Schwachwindanlagen. Um diese rentabel und effizient betreiben zu können, werden sehr große Rotoren und hohe Türme benötigt. Sie können auch in relativ windarmen Regionen beispielsweise in Bayern oder Baden-Württemberg sinnvoll eingesetzt werden.

Siemens setzt auf Schwachwindanlagen

Auch die Windenergiesparte des Siemens-Konzerns setzt künftig verstärkt auf Schwachwindanlagen. Erst jüngst wurde eine Anlage mit einem Rotordurchmesser von 152 m und einer Turmhöhe von bis zu 165 m vorgestellt.

"Mit zunehmender Turmhöhe bläst der Wind konstanter. Große Turmhöhen verbessern deshalb insbesondere bei Schwachwindanlagen die Effizienz eines Windkraftwerks", bestätigt ein Mitarbeiter des Unternehmens den Trend zu riesigen Anlagen. Bei den Türmen selbst kommen überwiegend Hybridbauweisen zum Einsatz, bei denen die unteren Segmente aus Beton und die oberen aus Stahlrohr gefertigt sind.

Hinsichtlich der Konstruktionsweise des Maschinenraums gibt es zwei Möglichkeiten: Entweder wird der Generator direkt angetrieben oder ein Getriebe zwischengeschaltet.

Onshore-Anlagen mit Getriebe von Vorteil

"Bei den Onshore-Windenergieanlagen sind Anlagen mit Getriebe leicht im Vorteil. Sie kommen seit rund dreißig bis vierzig Jahren zum Einsatz und sind sehr ausgereift", berichtet Prof. Andreas Reuter, Institutsleiter am Fraunhofer Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik (IWES). Das Getriebe wird gebraucht, um die relativ niedrige Drehzahl des Rotors in eine für den Generator brauchbare Drehzahl zu übersetzen.

Bei einer großen Anlage dreht der Rotor mit etwa zwischen 10 und 12 Umdrehungen pro Minute, der Generator benötigt dagegen eine Drehzahl von rund 1 500 Umdrehungen pro Minute.

Anfang der 1990er-Jahre hat dann die Firma Enercon einen direkt angetriebenen Generator entwickelt. "Damit entfallen viele bewegte Teile, was sich günstig auf Lebensdauer und Wartung auswirkt", so Reuter.

Die direktangetriebenen Generatoren hätten aber einen gravierenden Nachteil: Sie werden mit zunehmender Kapazität schnell groß und schwer. Bei Generatoren mit Getriebe ist die Leistungsdichte deutlich höher und deshalb kommen sie bei Onshore-Anlagen überwiegend zum Einsatz.

Offshore mit Direktantrieb

Offshore sieht das etwas anders aus. Hier zahlt sich die weitgehende Wartungsfreiheit der Direktantriebe besonders aus, denn die Anlagen im Meer sind deutlich schlechter zugänglich und jede Wartung ist extrem aufwendig. Kleinste Probleme können dann massive Auswirkungen haben.

Laut Reuter gibt es aber bei den direktangetriebenen Generatoren einige vielversprechende Weiterentwicklungen: Permanenterregte Generatoren seien deutlich kompakter und das Unternehmen Siemens versuche gerade, diese Antriebe im Offshore-Bereich zu etablieren. Grundsätzlich sei die Akzeptanz von direkt angetriebenen Anlagen im Offshore-Bereich sehr groß. Dazu komme, dass die Getriebebauer bei sehr leistungsstarken Anlagen mit einer Kapazität von 6–8 Mega-Watt an ihre Grenzen stoßen.