Neben der Geschichte der heute kommerziell erfolgreichen Propeller-Windturbine mit horizontaler Achse (HAWT) gibt es auch die weniger bekannte Geschichte der Windturbine mit vertikaler Achse (VAWT). Einst als Konkurrent bei der Festlegung von Standards für die Konstruktion von Windturbinen angesehen, sind VAWTs im industriellen Maßstab immer seltener zu sehen. Dennoch tauchen von Zeit zu Zeit VAWT-Prototypen auf, da versucht wird, die Vertikalachsentechnologie auf einem Markt zu etablieren, der von Maschinen mit horizontaler Achse beherrscht wird. Dies ist ein Rückblick auf VAWT-Projekte im Versorgungsmaßstab mit Turbinen von 100 kW oder mehr.
Es gibt Aufzeichnungen über Windturbinen mit vertikaler Achse, die bis in das Persien des 9. Jahrhunderts oder sogar in das afghanische Hochland des 7. Diese frühen VAWTs waren einfache Geräte, die auf dem Luftwiderstand basierten; eine Seite der Turbine war abgedeckt, und der Wind trieb einfach die Flügel auf der anderen Seite an. Die weitaus effizientere, auf aerodynamischem Auftrieb basierende VAWT wurde erst in den 1920er Jahren von Georges Darrieus in Frankreich erfunden, der sowohl die VAWT mit gekrümmten Schaufeln (hier einfach Darrieus-Turbine genannt) als auch die VAWT mit geraden Schaufeln (hier H-Rotor genannt) patentieren ließ. Obwohl Darrieus selbst eine Reihe kleinerer Modelle mit gekrümmten und geraden Schaufeln baute, wurden die ersten auf aerodynamischem Auftrieb basierenden VAWTs von seinem französischen Landsmann Jean-Baptiste Morel konstruiert, der in den 1950er Jahren in Südfrankreich eine Reihe von Darrieus-Turbinen mit geraden Schaufeln und einer Leistung von bis zu 7 kW baute.
Forscher des National Research Council of Canada (CNCR) erfanden die VAWT Mitte der 1960er Jahre neu, offenbar in Unkenntnis der längst vergessenen früheren französischen Bemühungen.
Die kanadische Forschung wurde in den 1970er Jahren von den Sandia National Laboratories wiederentdeckt, die neben ihrer Hauptaufgabe, der Entwicklung von Kernwaffen, vom US-Energieministerium mit der Erforschung alternativer Energiequellen betraut worden waren.
Sandia baute 1976 in der Nähe von Albuquerque, NM, eine 60-kW-Darrieus-Turbine, die damals die größte je gebaute VAWT war. Obwohl Sandia in den 1970er und 1980er Jahren im Zentrum der nordamerikanischen VAWT-Entwicklung stand, baute das Unternehmen nur eine VAWT im Nutzmaßstab (d. h. ≥100 kW), eine 500-kW-Darrieus-Turbine, die 1988 in Bushland, TX, errichtet wurde. Diese Versuchsturbine war drehzahlvariabel, verstrebungsfrei und so konzipiert, dass die meisten Teile zu Forschungszwecken verändert werden konnten. Das Fehlen von Verstrebungen war wahrscheinlich der Hauptfaktor für das Erreichen eines Leistungskoeffizienten (Verhältnis zwischen elektrischer Leistung und Windenergiezufuhr) von 0,43, der wahrscheinlich immer noch als Rekord für VAWTs in Versorgungsgröße gilt.
Nordamerikanische Darrieus-Bestrebungen
In Zusammenarbeit mit dem CNRC oder Sandia oder unter Verwendung von Technologien von CNRC oder Sandia versuchten mehrere Unternehmen in den 1970er/80er Jahren, VAWTs vom Typ Darrieus zu kommerzialisieren.
In Kanada war der Aluminiumhersteller DAF Indal zum wichtigsten VAWT-Kooperationspartner des CNRC geworden und brach 1977 mit seiner 230-kW-Darrieus-Turbine, die auf Magdalen Island im Sankt-Lorenz-Golf in Quebec, Kanada, installiert wurde, den von Sandia im Jahr zuvor aufgestellten Größenrekord. Diese Turbine ist auch dafür berühmt, dass sie den Beweis erbrachte, dass VAWTs tatsächlich selbststartend sein können. Im Jahr 1978 ließen die Techniker den Rotor über Nacht vom Antriebsstrang abgekoppelt, aber starke Winde während der Nacht führten dazu, dass der Rotor auf Überdrehzahl ging, was zu einem Versagen der Abspannseile führte und der Rotor sich schließlich selbst auf den Boden korkte.
In den Jahren 1983-84 baute DAF-Indal drei 500-kW-Turbinen, bei denen es sich im Grunde um leistungsstärkere Versionen der 230-kW-Turbine handelte. Eine der Turbinen, die im San Gorgonio Pass in der Nähe von Palm Springs, Kalifornien, aufgestellt wurde, stürzte während eines Abspannungstests vor der Inbetriebnahme ein und kostete einem Ingenieur, der auf der Turbine stand, das Leben. Eine weitere Turbine, die sich auf Prince Edward Island befand, stürzte 1985 nach einem Schaufelbruch ebenfalls zu Boden. DAF-Indal stellte sein VAWT-Programm schließlich 1991 ein.
In den späten 1970er Jahren begann das Aluminiumunternehmen ALCOA aus Pittsburgh, PA, im Rahmen einer Technologietransfervereinbarung mit Sandia mit der Entwicklung von VAWTs. ALCOA baute eine Reihe großer Darrieus-Turbinen, darunter drei 500-kW-Maschinen, die 1980 zu den größten bis dahin gebauten VAWTs wurden. Eine der 500-kW-Turbinen, die sich am San Gorgonio Pass,
CA, befand, brach kurz vor der Konferenz der kalifornischen Energiekommission 1981 im benachbarten Palm Springs zusammen. Ein Stromausfall führte dazu, dass der Rotor überdrehte, die Blätter sich von ihrer unteren Befestigung lösten und die Abspannseile durchtrennten, bevor sie in eine Entfernung von etwa 300 m flogen und die Turbine zu Boden stürzte. Natürlich musste die geplante Vorführung abgesagt werden, aber stattdessen wurde während der Konferenz ein Video des Vorfalls gezeigt, das von den Zuhörern mit stehenden Ovationen bedacht wurde. Letztendlich stellte ALCOA sein VAWT-Programm ein, obwohl Teile davon an die neu gegründete VAWTPOWER Inc. verkauft wurden, die zwischen 1983 und 1984 40 Turbinen am San Gorgonio Pass installierte. Diese Anlage, die erste echte VAWT-Farm, war 1988 in Betrieb.
Wenn es um VAWT-Farmen geht, fällt einem sofort FloWind ein. FloWind installierte mehr als 500 Turbinen am Tehachapi-Pass bei Los Angeles und am Altamont-Pass in der San Francisco Bay Area. Die Modelle mit einer Leistung von 170 kW und 200 kW wurden zwischen 1983 und 1986 installiert, und die installierte Gesamtleistung belief sich auf etwa 95 MW. Als die letzten FloWind-Turbinen im Jahr 2004 in Betrieb genommen wurden, hatten sie während ihrer Lebensdauer insgesamt fast 1 TWh Strom erzeugt. Bis 2010 wurden alle FloWind-Turbinen entfernt, obwohl Überreste in Form einer Straßensperre an einer Bergkamm-Passage im Tehachapi-Pass zu finden sind.
Im Jahr 1986 kam es bei einer FloWind-19 zu einem katastrophalen Ausfall, bei dem ein Rotorblatt in einen benachbarten Messanhänger geschleudert wurde und den darin befindlichen DOE/Sandia-Computer zerstörte. Dies war der Anfang vom Ende, da dies die Investoren verschreckte und FloWind in Konkurs ging.
Wie die anderen oben erwähnten Darrieus-Turbinenentwickler verwendete FloWind Aluminiumblätter, die für eine Biegung ausgelegt waren. Da Aluminium zyklischen Belastungen nur schlecht standhalten kann, führte dies zu ermüdungsbedingten Ausfällen. Diese Probleme führten dazu, dass die FloWind-Turbinen länger ausfielen als die Horizontalachsen-Windturbinen, die zur gleichen Zeit in Kalifornien installiert wurden. Nach einer Umstrukturierung in den frühen 1990er Jahren wurden zwei Prototypen mit Glasfaserflügeln gebaut, doch erwies sich dies als zu wenig und zu spät, und eine der Glasfaserflügel-Turbinen brach bei starkem Wind zusammen.
Ein etwas ungewöhnliches Darrieus-Turbinendesign wurde von der kanadischen Firma Adecon verwendet, die ein externes Gittergerüst anstelle der Abspannseile einsetzte. 1984 errichtete sie auf Prince Edward Island eine 17 m hohe und 125 kW starke Turbine. Die Turbine, deren Rotor 17 m über dem Boden angebracht war, lief nur wenige Stunden, bevor sie überdrehte und sich selbst zerstörte.
Nach einer Umstrukturierung installierte Adecon zehn 150-kW-Turbinen in der Nähe von Pincher Creek, Alberta. Bei diesen Turbinen fehlte das Rotortragwerk, doch wurden Gittermasten anstelle von Abspannseilen verwendet. Die Gittermasten verursachten Resonanzen, die zu Komponentenausfällen führten. Dadurch stürzten zwei der Turbinen um und die meisten anderen waren die meiste Zeit über nicht betriebsbereit. Bis 2006 wurden alle zehn Turbinen entfernt.
Ein Muss ist die mächtige ÉOLE (französisch für Aeolus, der Herrscher des Windes in der griechischen Mythologie), die 1987 fertiggestellt wurde und in Cap-Chat am Südufer des Sankt-Lorenz-Stroms in Quebec steht. Mit einer Gesamthöhe von 110 m, einer rotierenden Masse von 880 Tonnen und einer Nennleistung von 3,8 MW brach ÉOLE alle bisherigen Rekorde und ist bis heute die bei weitem größte jemals gebaute VAWT.
Dieses stahlbeschaufelte, drehzahlvariable Ungetüm arbeitete bis 1993, als das untere Lager brach. Erfreulicherweise steht ÉOLE immer noch und bietet im Sommer Führungen an. Ein Besuch ist sehr empfehlenswert: ÉOLE ist eine Legende für Windkraftfans und die schöne Gaspé-Halbinsel ist insgesamt ein großartiger Ort. Praktischerweise ist es möglich, die Führung in englischer Sprache zu erhalten, und wenn man ein paar Dollar mehr bezahlt, kann man auf die oberste Plattform von ÈOLE gebracht werden, von wo aus man eine spektakuläre Aussicht hat.
Es gab noch andere Darrieus-Turbinen, von denen in den 1980er Jahren sogar einige in Europa gebaut wurden. Aber ernsthafte Versuche sind immer seltener geworden. Die Probleme mit der Ermüdung der Rotorblätter, die Notwendigkeit eines flachen Geländes für die Anbringung von Abspannseilen und die Nachteile des Rotors in Bodennähe waren alles Gründe dafür, dass sich die Darrieus-„Eierschläger“ nicht als Konkurrenz zu HAWTs durchsetzen konnten.
Zwischenzeitlich in Europa
Teilweise überschneidend mit den nordamerikanischen Darrieus-Entwicklungen wurden VAWTs auch in Europa untersucht, aber hier lag das Hauptaugenmerk auf dem H-Rotor-Konzept, das gegenüber der herkömmlichen Darrieus-Turbine einige Vorteile aufweist. Das bekannteste und vielleicht ehrgeizigste europäische VAWT-Projekt war das des britischen Unternehmens VAWT Ltd. in den 80er/90er Jahren, das aus der Forschung unter der Leitung von Peter Musgrove an der Universität Reading im Vereinigten Königreich hervorging.
Zunächst sah das Konzept von VAWT Ltd. eine variable Geometrie vor, die es ermöglichte, die Schaufeln zur Leistungsregulierung zu falten. Nach der Bewertung einer 130-kW-Turbine mit variabler Geometrie, die 1986 in der Carmarthen Bay in Wales errichtet wurde, kam man jedoch zu dem Schluss, dass die Leistung ebenso gut mit festen, geraden Schaufeln geregelt werden konnte. Der 1990 errichtete 500-kW-Prototyp hatte daher gerade Schaufeln. Bei dieser Turbine kam es zu mehreren Ausfällen im Zusammenhang mit der Leistungsübertragung und schließlich zu einem verheerenden Ausfall einer der Glasfaserschaufeln. Bald darauf wurde die staatliche Förderung eingestellt und das Projekt schließlich beendet.
In den 1990er Jahren begann der deutsche Erfinder und Unternehmer Götz Heidelberg bei der in München ansässigen Firma Heidelberg Motor GmbH mit der Entwicklung eines drehzahlvariablen PM-Magnet-H-Rotorkonzepts. Im Jahr 1991 wurde der erste große Prototyp (300 kW) in Kaiser-Wilhelm-Koog an der deutschen Nordseeküste installiert. Er verwendete einen bodenmontierten Generator und wurde durch Abspannseile gestützt, die mit einem oberen Lager verbunden waren, so dass sich der gesamte Turm drehen konnte (ähnlich wie eine Darrieus-Turbine). Nachdem der bodenmontierte Generator aufgegeben wurde, wurden fünf neue 300-kW-Prototypen entwickelt, bei denen der große mehrpolige Ringgenerator auf einem Dreibein-Turm angebracht war. Nachdem ein Schweißproblem dazu führte, dass eine Turbine Anfang 1995 zerstört wurde, wurden die anderen Maschinen außer Betrieb genommen und schließlich 1997 demontiert. Dies führte auch dazu, dass eine von der EU finanzierte Entwicklung einer 1,2-MW-Version des Konzepts aufgegeben wurde, und das war auch das Ende dieser VAWT-Bestrebungen.
Erwähnenswert ist, dass Heidelberg seine kleinere, 20 kW starke Version für extreme Umgebungsbedingungen in einer deutschen Forschungseinrichtung in der Antarktis installiert hat, die Berichten zufolge 15 Jahre lang in Betrieb war, bevor sie 2008 außer Betrieb genommen wurde.
Kontinuierliche Bemühungen
Wenn nicht einmal die deutsche Technik VAWTs zusammenhalten konnte, hätte man annehmen können, dass das Konzept nach Mitte der 1990er Jahre aufgegeben worden sein muss. Doch das war nicht der Fall, obwohl es bis 2010 dauerte, bis der nächste Prototyp eines H-Rotors für den industriellen Einsatz gebaut wurde, diesmal von der schwedischen Firma Vertical Wind AB.
Im Jahr 2010 wurde in der Nähe von Falkenberg an der schwedischen Westküste ein 200-kW-Prototyp mit Direktantrieb und variabler Drehzahl errichtet. Die Turbine mit einem Turm aus laminiertem Holz und einem hausintern hergestellten, direkt angetriebenen, mehrpoligen PM-Generator wurde hauptsächlich für Messungen verwendet, ist aber immer noch in Betrieb, wenn auch mit begrenzter Windgeschwindigkeit. Vertical Wind hat seine Entwicklung nach dem Verlust eines wichtigen Investors im Jahr 2010 eingestellt, stellt aber weiterhin Generatoren her.
Wie die VAWT-Programme von DAF Indal und ALCOA in den 1970er/80er Jahren, die von Aluminiumherstellern initiiert wurden, ist auch das polnische VAWT-Unternehmen Anew Institute, das heute noch aktiv ist, eine Tochtergesellschaft des Stahlherstellers Stalprodukt SA. Anew errichtete 2015 einen 200-kW-Prototyp und 2017 einen 1,5-MW-Prototyp, der in Bezug auf die installierte Leistung nach ÉOLE, der größten VAWT aller Zeiten, an zweiter Stelle liegt. Es überrascht nicht, dass bei der Konstruktion so viel Stahl wie möglich verwendet wird, aber zum Glück sind wenigstens die Flügel aus Glasfaser.
Wie sieht es mit schwimmenden VAWTs aus?
Schwimmende Windturbinen wurden (z. B. vom Branchenverband WindEurope) als Schlüsseltechnologie für den Ausbau der Offshore-Windenergie bezeichnet. Der niedrige Massenschwerpunkt der VAWT lässt sich gut mit einer schwimmenden Plattform kombinieren, was zu einer Wiederbelebung des Interesses an dem Konzept geführt hat, wobei in den 2010er Jahren eine Reihe von schwimmenden VAWT-Projekten initiiert wurden.
MODEC, ein japanisches Unternehmen, das auf schwimmende Plattformen für die Öl- und Gasindustrie spezialisiert ist, entwickelte beispielsweise ein schwimmendes Wind- und Gezeitenstrom-Hybridsystem namens skwid (Savonius Keel and Wind Turbine Darrieus). Das Konzept bestand aus einem H-Rotor über der Wasseroberfläche und einer Savonius-Turbine, die unter der Wasseroberfläche die Strömung aufnimmt. Der 500-kW-Prototyp sank jedoch während der Inbetriebnahme 2013/14 zweimal und MODEC gab seine VAWT-Ambitionen auf.
Ein weiterer Versuch, schwimmende VAWTs zu kommerzialisieren, wurde von dem französischen Unternehmen NENUPHAR unternommen, das eine schwimmende Offshore-Plattform mit zwei Turbinen und einer Leistung von mehreren MW entwickeln wollte.
Eine große schwimmende VAWT wurde nie in Betrieb genommen, aber NENUPHAR installierte 2014 einen 600-kW-Prototyp an Land in Fos-sur-Mer an der französischen Mittelmeerküste, für den verschiedene Blattkonfigurationen getestet wurden. Im Jahr 2018 wurde NENUPHAR jedoch aufgelöst, nachdem es von einem Industriepartner aufgegeben worden war.
Es könnten noch mehrere andere schwimmende VAWT-Entwicklungsprojekte erwähnt werden, die darauf abzielen, bald große Prototypen einzusetzen. Dieser kurze Rückblick beschränkt sich jedoch auf Projekte, die – unabhängig vom Endergebnis – den tatsächlichen Bau von Vertikalachsenturbinen im Nutzmaßstab umfassten. Daher werden diese „Papier“-Projekte hier ausgelassen, könnten aber Gegenstand eines künftigen Berichts sein.
Schwimmende Nische weckt Interesse
Zusammenfassend lässt sich sagen, dass das Konzept der Windenergieanlagen mit vertikaler Achse, das fast ausgestorben war, in den letzten Jahren wieder an Interesse gewonnen hat, insbesondere für schwimmende Offshore-Plattformen. Es ist immer schwieriger geworden, mit dem Konzept der horizontalen Achse zu konkurrieren, das technologisch immer weiter entwickelt ist, seit es in den 1980er Jahren die VAWTs als Standard-Windturbine ablöste, aber der schwimmende Nischenmarkt könnte die Gelegenheit sein, auf die Vertikalachsen-Windturbinen gewartet haben.
Autoreninformationen: Erik Möllerström The Rydberg Laboratory for Applied Sciences, Halmstad University, PO Box 823, SE-301 18 Halmstad, Sweden ()
Für weitere Einzelheiten zu den erwähnten VAWTs sowie zu anderen kleineren VAWT-Projekten, die hier nicht behandelt werden, ist das folgende Papier als Open-Access verfügbar: Möllerström E, Gipe P, Beurskens J, Ottermo F, ‚A historical review of installed vertical axis wind turbines rated 100 kW and above‘, Renewable & Sustainable Energy Reviews, Vol 105 (2019).