Die Abschaltung von Windenergieanlagen aufgrund von Netzengpässen ist im Vergleich zum Vorjahr um bis zu 69 Prozent gestiegen. Zu diesem Ergebnis kommt die Ecofys Studie 'Abschätzungen der Bedeutung des Einspeisemanagements nach EEG 2009', die im Auftrag des Bundesverbandes WindEnergie e.V. (BWE) erstellt wurde. Im Jahr 2010 sind bis zu 150 Gigawattstunden Windstrom verloren gegangen, weil die Netzbetreiber Anlagen abgeschaltet haben. Auch zahlenmäßig nahmen diese als Einspeisemanagement (EinsMan) im Erneuerbaren Energien Gesetz geregelten Abschaltungen massiv zu. Gab es 2009 noch 285 sogenannte EinsMan-Maßnahmen, waren es 2010 bereits 1085. Der durch Abschaltungen verlorengegangen Strom entspricht dabei einem Anteil von bis zu 0,4 Prozent an der in Deutschland im Jahr 2010 insgesamt eingespeisten Windenergie. Ursachen für EinsMan waren im Jahr 2010 überwiegend Überlastungen im 110 kVHochspannungsnetz und an Hochspannungs-/ Mittelspannungs-Umspannwerken, selten auch im Mittelspannungsnetz. In den nächsten Jahren ist von einem weiteren Anstieg der Ausfallarbeit bei Windenergieanlagen auszugehen, insbesondere weil sowohl 2009 mit 86Prozent als auch 2010 mit nur 74Prozent vergleichsweise sehr schlechte Windjahre gewesen sind. Mit dem Ziel, die Transparenz der EinsMan-Maßnahmen und deren Auswirkungen auf die Einspeisung aus Windenergieanlagen und anderer Anlagen zur Erzeugung von Strom aus Erneuerbaren Energien zu verbessern, sollte für jeden Einsatz von EinsMan ex-post im Internet in einem einheitlichen Datenformat aufgeschlüsselt nach Energieträgern - der Zeitpunkt und die Dauer, - die betroffene Netzregion inklusive der installierten und zum Zeitpunkt tatsächlich eingespeisten Leistung, die maximale Reduzierung je -Std. Zeitraum sowie - die Netzregion übergreifenden Korrekturfaktor, Ausfallarbeit und Entschädigungszahlungen und - der Grund für die Maßnahme veröffentlicht werden.
Diese im Auftrag des Bundesverbands WindEnergie e.V. erstellte Studie erläutert die Auswirkungen des Einspeisemanagements auf die Windenergieerzeugung in den Jahren 2010 und 2011. Ecofys analysierte das Einspeisemanagement, welches Verteilnetzbetreiber (VNB) anwenden, um die Netzsicherheit zu gewährleisten. Während des EinspeiseManagement-Vorgangs regelt der Verteilnetzbetreiber temporär die Erneuerbaren Energien (EE) Anlagen in der betroffenen Netzregion ab, um eine Überlastung des Netzes zu vermeiden. Wir führten eine Bestandsaufnahme zum Einspeisemanagement der deutschen Verteilnetzbetreiber durch und entwickelten eine Methode zur Abschätzung der dadurch abgeregelten Energiemenge. Die Ergebnisse der Ausfallarbeit eines Jahres vergleichen wir regelmäßig mit den Ergebnissen der vorangegangenen Jahre, um daraus den sich ergebenden Trend abzuleiten. Bislang veröffentlichen Netzbetreiber die durch Einspeisemanagement verloren gegangene Energie nicht. Darüber hinaus untersuchte Ecofys, ob in Engpasssituationen Einspeisemanagement nach Paragraph 11 EEG durchgeführt wurde und Entschädigungen nach Paragraph 12 EEG gezahlt wurden oder ob Maßnahmen nach Paragraph 13 Abs. 2 EnWG, ohne die Möglichkeit zur Entschädigung der Anlagenbetreiber, durchgeführt wurden.
<p>Kraftwerke: konventionelle und erneuerbare Energieträger </p><p>Die Energiewende ändert die Zusammensetzung des deutschen Kraftwerksparks. Die Anzahl an Kraftwerken zur Nutzung erneuerbarer Energien nimmt deutlich zu. Kraftwerke mit hohen Treibhausgas-Emissionen werden vom Netz genommen. Gleichzeitig muss eine sichere regionale und zeitliche Verfügbarkeit der Stromerzeugung zur Deckung der Stromnachfrage gewährleistet sein.</p><p>Kraftwerkstandorte in Deutschland</p><p>Die Bereitstellung von Strom aus konventionellen Energieträgern verteilt sich unterschiedlich über die gesamte Bundesrepublik. Das <a href="https://www.umweltbundesamt.de/service/glossar/u?tag=UBA#alphabar">UBA</a> stellt verschiedene Karten mit Informationen zu Kraftwerken in Deutschland zur Verfügung.</p><p>Kraftwerke und Verbundnetze in Deutschland, Stand August 2025.<br> Das Umweltbundesamt weist ausdrücklich darauf hin, dass diese Karte dem Urheberrecht unterliegt und nur zur nichtkommerziellen Nutzung verwendet werden darf.</p><p>Kraftwerke mit Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) in Deutschland, Stand August 2025<br> Das Umweltbundesamt weist ausdrücklich darauf hin, dass diese Karte dem Urheberrecht unterliegt und nur zur nichtkommerziellen Nutzung verwendet werden darf.</p><p>Karte Kraftwerke und Windleistung in Deutschland, Stand Juni 2025<br> Das Umweltbundesamt weist ausdrücklich darauf hin, dass diese Karte dem Urheberrecht unterliegt und nur zur nichtkommerziellen Nutzung verwendet werden darf.</p><p>Karte Kraftwerke und Photovoltaikleistung in Deutschland, Stand Juni 2025<br> Das Umweltbundesamt weist ausdrücklich darauf hin, dass diese Karte dem Urheberrecht unterliegt und nur zur nichtkommerziellen Nutzung verwendet werden darf.</p><p>Installierte Kraftwerksleistung in Deutschland 2024 (Stand: Januar 2025)<br> Das Umweltbundesamt weist ausdrücklich darauf hin, dass diese Karte dem Urheberrecht unterliegt und nur zur nichtkommerziellen Nutzung verwendet werden darf.</p><p>Kraftwerke auf Basis konventioneller Energieträger</p><p>Der deutsche Kraftwerkspark beruhte vor der Energiewende vor allem auf konventionellen Erzeugungsanlagen auf Grundlage eines breiten, regional diversifizierten, überwiegend fossilen Energieträgermixes (Stein- und Braunkohlen, Kernenergie, Erdgas, Mineralölprodukte, Wasserkraft etc.). Die gesamte in Deutschland installierte Brutto-Leistung konventioneller Kraftwerke ist basierend auf Daten des Umweltbundesamtes in der Abbildung „Installierte elektrische Leistung von konventionellen Kraftwerken ab 10 Megawatt nach Energieträgern“ dargestellt. Die aktuelle regionale Verteilung der Kraftwerkskapazitäten ist in der Abbildung „Kraftwerksleistung aus konventionellen Energieträgern ab 10 Megawatt nach Bundesländern“ dargestellt.</p><p>In den letzten Jahrzehnten hat sich die Energiebereitstellung aus erneuerbaren Energien sehr dynamisch entwickelt. Gleichzeitig wurden mit dem im Jahr 2023 erfolgten gesetzlichen Ausstieg Deutschlands aus der Nutzung der Kernenergie und dem fortschreitenden Ausstieg aus der Braun- und Steinkohle konkrete Zeitpläne zur Reduktion konventioneller Kraftwerkskapazitäten festgelegt (siehe Abb. „Installierte Leistung zur Stromerzeugung aus konventionellen Kraftwerken). Unabhängig davon übt der <a href="https://www.umweltbundesamt.de/service/glossar/c?tag=CO2#alphabar">CO2</a>-Preis einen wesentlichen Einfluss auf die Rentabilität und insofern den Einsatz fossiler Kraftwerke aus.</p><p>Kraftwerke auf Basis erneuerbarer Energien</p><p>Im Jahr 2024 erreichte der Ausbau der erneuerbaren Energien in Deutschland einen neuen Höchststand: In diesem Jahr wurden über 21 Gigawatt (GW) an erneuerbarer Kraftwerkskapazität zugebaut. Dieser Zubau liegt damit nochmals höher als die vorherige Ausbaurekord aus dem Jahr 2023. Insgesamt stieg damit die Erzeugungskapazität erneuerbarer Kraftwerke auf knapp 191 GW (siehe Abb. „Installierte Leistung zur Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien“).</p><p>Getragen wurde der Erneuerbaren-Zubau in den vergangenen Jahren vor allem von einem starken Ausbau der <strong>Photovoltaik</strong> (PV). Seit Anfang 2020 wurden mehr als 53 GW PV-Leistung zugebaut, damit hat sich die installierte Leistung in den letzten fünf Jahren mehr als verdoppelt. Mit einem Zubau von über 18 GW wurde im Jahr 2024 darüber hinaus ein neuer Zubaurekord erreicht. Nach den Ausbaustarken Jahren 2011 und 2012 war der Photovoltaikausbau zunächst stark eingebrochen, seit etwa 10 Jahren wächst der Zubau aber kontinuierlich mit einer deutlichen Beschleunigung innerhalb der letzten fünf Jahre. Um das im EEG 2023 formulierte PV-Ausbauziel von 215 GW im Jahr 2030 zu erreichen, wurde ein Ausbaupfad festgelegt. Das Zwischenziel von 89 GW zum Ende des Jahres 2024 wurde deutlich übertroffen. In den Folgejahren bis 2030 bleibt allerdings ein weiterer Zubau von jährlich fast 20 GW zur Zielerreichung notwendig.</p><p>Auch wenn das Ausbautempo bei <strong>Windenergie</strong> zuletzt wieder zugelegt hat, sind die aktuelle zugebauten Anlagenleistungen weit von den hohen Zubauraten früherer Jahre entfernt. Im Jahr 2024 wurden 3,3 GW neue Windenergie-Leistung zugebaut (2023: 3,2 GW; 2022: 2,4 GW). In den Jahren 2014 bis 2017 waren es im Schnitt allerdings 5,5 GW. Insgesamt lag die am Ende des Jahres 2024 installierte Anlagenleistung von Windenergieanlagen an Land und auf See bei 72,7 GW. Um die im EEG 2023 festgelegte Ausbauziele von 115 GW (an Land) und 30 GW (auf See) im Jahr 2030 zu erreichen, ist jeweils eine deutliche Beschleunigung des Ausbautempos notwendig.</p><p>Durch die Abhängigkeit vom natürlichen Energiedargebot unterscheidet sich die Stromerzeugung der erneuerbaren Erzeugungsanlagen teilweise beträchtlich. So kann eine Windenergieanlage die vielfache Menge Strom erzeugen wie eine PV-Anlage gleicher Leistung. Ein einfacher Vergleich der installierten Leistungen lässt deshalb noch keinen Schluss über die jeweils erzeugten Strommengen zu. Neben Photovoltaik- und Windenergieanlagen mit stark witterungsabhängiger Stromerzeugung liefern Wasserkraftwerke langfristig konstant planbaren erneuerbaren Strom, sowie Biomassekraftwerke flexibel steuerbare Strommengen. Beide Energieträger haben in Deutschland aber nur ein begrenztes weiteres Ausbaupotential.</p><p>Weitere Informationen und Daten zu erneuerbaren Energien finden Sie auf der <a href="https://www.umweltbundesamt.de/themen/klima-energie/erneuerbare-energien/erneuerbare-energien-in-zahlen">Themenseite „Erneuerbare Energien in Zahlen“</a>.</p><p>Wirkungsgrade fossiler Kraftwerke</p><p>Beim <a href="https://www.umweltbundesamt.de/service/glossar/b?tag=Brutto-Wirkungsgrad#alphabar">Brutto-Wirkungsgrad</a> ist im Vergleich zum Netto-Wirkungsgrad der Eigenverbrauch der Kraftwerke enthalten. Insgesamt verbesserte sich der durchschnittliche Brutto-Wirkungsgrad des eingesetzten deutschen Kraftwerksparks seit 1990 um einige Prozentpunkte (siehe Abb. „Durchschnittlicher Brutto-Wirkungsgrad des eingesetzten fossilen Kraftwerksparks“). Diese Entwicklung spiegelt nicht zuletzt die kontinuierliche Modernisierung des Kraftwerksparks und die damit verbundene Außerbetriebnahme alter Kraftwerke wider.</p><p>Der Brennstoffausnutzungsgrad von Kraftwerken kann durch eine gleichzeitige Nutzung von Strom und Wärme (Kraft-Wärme-Kopplung, KWK) gesteigert werden. Dies kann bei Großkraftwerken zur Wärmebereitstellung in Industrie und Fernwärme, aber auch bei dezentralen kleinen Kraftwerken wie Blockheizkraftwerken lokal erfolgen. Dabei müssen neue Kraftwerke allerdings auch den geänderten Flexibilitätsanforderungen an die Strombereitstellung genügen, dies kann beispielsweise über die Kombination mit einem thermischen Speicher erfolgen.</p><p>Obwohl bei konventionellen Kraftwerken in den letzten Jahren technisch eine Steigerung der Wirkungsgrade erreicht werden konnte, werden die dadurch erzielbaren Brennstoffeinsparungen nicht ausreichen, um die erforderliche Treibhausgasreduktion im Kraftwerkssektor für die Einhaltung der Klimaschutzziele zu erreichen. Dafür ist ein weiterer Ausbau der erneuerbaren Stromerzeugung notwendig.</p><p>Kohlendioxid-Emissionen</p><p>Folgende Aussagen können zum Kohlendioxid-Ausstoß von Großkraftwerken für die Stromerzeugung getroffen werden:</p><p>Weitere Entwicklung des deutschen Kraftwerksparks</p><p>Um die Klimaschutzziele zu erreichen, ist ein weiterer Ausbau der erneuerbaren Kraftwerkskapazitäten notwendig (siehe Tab. "Genehmigte oder im Genehmigungsverfahren befindliche konventionelle Kraftwerksprojekte").</p><p>Um den Herausforderungen der Energiewende begegnen zu können, wird es außerdem einen zunehmenden Fokus auf Flexibilisierungsmaßnahmen brauchen. Dabei handelt es sich um einen Ausbau von Speichern (etwa Pumpspeicher, elektro-chemische Speicher, thermische Speicher) sowie um den Ausbau der Strominfrastruktur (Netzausbau, Außenhandelskapazitäten) und Anreize zur Flexibilisierung des Stromverbrauchs („Demand Side Management").</p>
<p>Zentrale Voraussetzung für den Ausbau der Windenergie an Land sind ausreichend nutzbare Flächen. Im Windenergieflächenbedarfsgesetz ist verankert, dass 2 Prozent der Fläche Deutschlands für die Windenergie bis 2032 auszuweisen ist. Eine Studie für das Umweltbundesamt hat nun errechnet, dass dieses Flächenziel ausreicht, um die Ausbauziele für die Windenergie an Land zu erreichen.</p><p>Bis 2035 sollen laut Erneuerbare Energien Gesetz (EEG) in Deutschland 157 Gigawatt (GW) Windenergieleistung installiert sein. Dazu ist gesetzlich festgelegt, dass 2 Prozent der Fläche Deutschlands für Windenergieanlagen verfügbar sind. Laut Studie <a href="https://www.umweltbundesamt.de/publikationen/flaechenverfuegbarkeit-flaechenbedarfe-fuer-den">„Flächenverfügbarkeit und Flächenbedarfe für den Ausbau der Windenergie an Land“</a> reichen die 2 Prozent Landesfläche aus, um das Ausbauziel zu erreichen. Die Studie hat dazu die für den Ausbau ausgewiesenen Flächen und die ermittelten Einschränkungen der Nutzbarkeit analysiert und daraus den künftigen Flächenbedarf abgeleitet.</p><p>In 2021 waren laut Studie mit 0,79 Prozent der Landesfläche nicht genügend Flächen ausgewiesenen, um die künftig von der Bundesregierung geplante Windenergieleistung zu installieren. Würden 2 Prozent der Fläche Deutschlands für Windenergieanlagen zur Verfügung gestellt werden, lassen sich die Ausbauziele erreichen. Dies ist selbst dann noch möglich, wenn 30 Prozent der ausgewiesenen Flächen in ihrer Nutzbarkeit eingeschränkt wäre – etwa durch Vorgaben des Denkmal- oder Artenschutzes.</p><p><strong>Analyse der Flächen für Windenergieanlagen in 2021</strong></p><p>Zum Ende des Jahres 2021 waren 0,79 Prozent der Bundesfläche rechtskräftig als Flächen für die Windenergie an Land ausgewiesen. Etwa 40 Prozent dieser Flächen waren durch rechtliche oder planerische Vorgaben in ihrer Verfügbarkeit aber so eingeschränkt, dass lediglich 0,49 Prozent wirklich nutzbar blieb. Zudem waren etwa 30 Prozent der verbleibenden Flächen, beispielsweise aufgrund von Belangen des Arten- oder Denkmalschutzes, nicht nutzbar. Dies schränkte den Flächenumfang weiter ein.</p><p><strong>Ausbauziele für die Windenergieleistung bis 2030</strong></p><p>Mit dem EEG 2023 wurde das Ausbauziel für die Windenergie an Land für 2030 von 81 GW auf 115 GW angehoben. Um dieses Ziel zu erreichen, ist ein jährlicher Bruttozubau von etwa 10 GW Windenergie notwendig. Im Jahr 2022 sind laut Bundesnetzagentur 2,7 GW in Betrieb gegangen, in 2023 bis einschließlich April 860 Megawatt.</p><p><strong>Was muss nun passieren ?</strong></p><p>Die Zahlen verdeutlichen, dass die Ausbaugeschwindigkeit bislang nicht ausreicht, um die Ausbauziele und damit auch die Klimaziele zu erreichen. Laut Studie ist daher erforderlich, dass Einschränkungen der Nutzbarkeit von Flächen soweit möglich abgebaut werden. Dies wäre beispielsweise durch klare Priorisierungen im Denkmalschutzrecht möglich und durch eine zeitnahe Ausweisung von Windenergieflächen. Länder und Kommunen sollten die zeitliche Frist zur Ausweisung nicht bis 2027 ausreizen und Flächen bereits während des Aufstellungsprozesses nutzbar machen.</p><p>Zudem sollte der Bund die Entwicklungen der wesentlichen Einflussgrößen für den Flächenbedarf regelmäßig überprüfen. Hierzu zählen insbesondere die Nutzbarkeit, die Flächeneffizienz und die Technologieentwicklung.</p>
Der größte österreichische Energieerzeuger und Übertragungsnetzbetreiber Verbund verwendet seit diesem Jahr die Folgetagsprognose des WPMS, um die Windleistungseinspeisung für 361,23 MW installierte Windleistung am Neusiedler See (50 km südöstlich von Wien) vorherzusagen. Beim italienischen Übertragungsnetzbetreiber Terna kommt zur besseren Einschätzung der benötigten Regel- und Reserveleistung die Folgetagsprognose des WPMS zur Anwendung. Dabei ist das Hauptaugenmerk auf die Insel Sardinien gerichtet, die ein relativ schwaches Netz mit geringer Festlandskopplung besitzt und zusätzlich eine hohe installierte Windleistung von 346 MW aufweist. In Ägypten kommt die Folgetagsprognose des WPMS für vier Windparks mit einer installierten Gesamtleistung von 140 MW zur Anwendung. Das System erhält neben dem Berechnungskern eine grafische Benutzeroberfläche zur Visualisierung der Energieeinspeisungen.
Im Rahmen laufender Forschungsaufträge wurde aus dem Wind Power Management System (WPMS) ein sehr umfangreiches und flexibles Windleistungsprognosesystem, das den unterschiedlichen Anforderungen der Nutzer entspricht. Zurzeit ist das WPMS bei sechs Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB) in drei europäischen Ländern im operationellen Einsatz und findet zusätzlich in vielen Forschungsvorhaben wie dem 'Regenerativen Kombikraftwerk' und dem 'Wind on the Grid' Projekt seine Anwendung. Das WPMS liefert einen wertvollen Beitrag für den Handel mit Windenergie, für die wirtschaftliche und technische Einsatzplanung der zur Verfügung stehenden Kraftwerke sowie für die Gewährleistung der Netzstabilität. Das WPMS ist ein modular aufgebautes Softwaresystem, das die unterschiedlichsten Anforderungen der Nutzer erfüllt. Im Einzelnen erhält der Nutzer eine: - Folgetagsprognose bis zu 96 Stunden, - hoch aufgelöste Kurzzeitprognose bis zu 8 Stunden, - Istwert-Bestimmung der eingespeisten Windenergie aus Messwerten repräsentativer Windparks, . regionale Prognose mit einer begrenzten Anzahl prognostizierter Windparks. Um aus den vorhergesagten meteorologischen Daten und Messungen die zu erwartende Windleistung repräsentativer Windparks zu prognostizieren, verwendet das Wind Power Management System Künstliche Neuronale Netze (KNN). Die Hochrechnungsalgorithmen, mit deren Hilfe die gemessenen oder die durch KNN prognostizierten Leistungen repräsentativer Windparks auf größere Regionen umgerechnet werden, sind weitere wichtige Bestandteile des Systems. Für besondere Anwendungen erhält der Nutzer die Möglichkeit, die Prognosequalität des Systems durch ein Nachtraining der KNN mit erweiterten Daten selbstständig zu verbessern. Das WPMS zeichnet sich auch durch die gute Integrierbarkeit in die IT nfrastrukturdes Kunden aus. Je nach Kundenwunsch kann das WPMS mit und ohne grafische Oberfläche als eigenständige Anwendung oder auch als integraler Bestandteil der Leitwartensoftware laufen. Zusätzlich lassen sich, bedingt durch den modularen Aufbau des Systems, auch einzelne Einheiten extrahieren und bedarfsgerecht beim Kunden integrieren.
Zur Optimierung der Strömung um die Rotorblattgeometrie von Windkraftanlagen sind in jüngerer Zeit neue Technologien zur aktiven Strömungskontrolle entwickelt worden. In diesem Teilprojekt wird die Strömungskontrolle mittels sogenannter fluidischer Aktoren erreicht. Allerdings haben diese Aktoren derzeit noch einen Entwicklungsstand, der zwar die Funktion der Strömungskontrolle gewährleistet, aber andere Aspekte der praktischen Anwendung noch außen vor lässt. Diese Lücke soll nun in diesem Teilvorhaben geschlossen werden, indem die sogenannte Robustheit der Aktorik erforscht und - bei Bedarf - verbessert wird. Im Einzelnen werden dabei folgende Punkte durch IBK Innovation GmbH und Co. KG bearbeitet: - Entwicklung von Technologien zur Optimierung der Blattströmung an Windenergieanlagen mittels aktiver Strömungskontrolle mit fluidischen Aktoren unter besonderer Berücksichtigung der Robustheit. - z.B. Untersuchung der Einwirkung von (Regen)Wasser, Staub etc. auf die Funktionsfähigkeit und Optimierung der Technik um diese so unempfindlich wie möglich gegen diese Störeinflüsse zu machen - Numerische und experimentelle Analyse der Technologien und Optimierungshypothesen z.B. durch Erstellung und Validierung von Transferfunktionen für numerische Modelle (die Transferfunktion ermöglicht eine vereinfachte Modellbildung, und damit kürzere Entwicklungszyklen) oder durch die Durchführung und Auswertung von Experimenten mit prototypischen Komponenten - Entwicklung von Konzepten und Technologien zur Integration der fluidischen Aktorik in die faserverstärkte Rotorblattstruktur unter Berücksichtigung der Anforderungen an die Robustheit.
Das übergeordnete Ziel des Verbundvorhabens TOpWind ist die Entwicklung von neuen Ansätzen, wie die Integration aktiver Elemente, die in der Lage sind, die Strömung zu beeinflussen und somit auf die Aerodynamik der Rotoren einzuwirken. In diesem Rahmen beabsichtigt das vorliegende Verbundvorhaben die Entwicklung von Konzepten für die aktive Beeinflussung der Strömung um das Rotorblatt von WEA auf Basis neuartiger struktur-integrierter fluidischer Aktoren, die eine Adaption der Aerodynamik erlauben. Um derartige Aktoren zu entwickeln und deren Anwendung auf Rotoren von Windkraftanlagen zu validieren, beteiligt sich Fraunhofer mit vier Instituten am Verbundprojekt TOpWind. Dabei deckt Fraunhofer von der numerischen Untersuchung über die Entwicklung von Aktorik und Systemen bis hin zum Test alle Forschungsbereiche ab. Darüber hinaus leitet und koordiniert Fraunhofer das Gesamtvorhaben TOpWind. Fraunhofer ENAS hat sich als Institut im Bereich der smarten Systemintegration in Projekten wie beispielsweise CleanSky und AFloNext eine solide Expertise im Bereich der Aktorik für aktive Strömungsbeeinflussung aufgebaut. In TOpWind entwickelt das Fraunhofer ENAS Strömungskontrollaktoren für Windtunnel- und Robustheitstests. Fraunhofer LBF verfügt über Erfahrung im Bereich der Steuer- & Regelungskonzepte und -algorithmen und entwickelt im Projekt entsprechende Konzepte für die Ansteuerung der Strömungskontrollaktoren Fraunhofer IWU ist Motor für Neuerungen im Umfeld der produktionstechnischen Forschung und Entwicklung. Unter Nutzung einer innovativen Sticktechnologie zur Funktionalisierung von Faserverbundstrukturen bringt das IWU seine Expertise ins Projekt ein. Das Fraunhofer IWES sichert Investitionen in technologische Weiterentwicklungen im Bereich der Windenergie durch Validierung ab. Im Teilvorhaben TOpWind-Fraunhofer führt das Fraunhofer IWES vergleichende CFD-Analysen durch zur Kalibrierung und Validierung des Gesamtanlagenmodells mit und ohne Strömungskontrollaktorik.
Aktive fluidische Aktuatoren, mit denen die Strömung um Blätter einer Windenergieanlage (WEA) lokal beeinflusst werden kann, sollen im Rahmen des Gesamtprojektes 'TOpWind' entwickelt werden. Ziel des vorliegenden Teilprojektes ist es, die Entwicklung dieser Blattaktuatoren durch Einbezug des Gesamtsystems einer WEA so zu gestalten, dass die Aktuatoren nach Projektende prinzipiell in der Windkraft wirtschaftlich einsetzbar sind. Siemens Wind Power (SWP) forciert mit dem vorliegenden Teilprojekt die applikationsrelevante Erforschung und Entwicklung der Blattelemente und untersucht deren Einsatz im Gesamtkontext. Schwerpunkte bilden die Begleitung der aerodynamischen Entwicklung der Technologie im Anlagenkontext sowie ihrer wirtschaftlichen Evaluation im Gesamtlebenszyklus. Gleichzeitig kommuniziert SWP die applikationsrelevanten Anforderungen über Arbeitspaketgrenzen hinweg und fördert den Dialog der Projektpartner zur WEA-gerechten Entwicklung der Aktuatortechnologie.
| Organisation | Count |
|---|---|
| Bund | 50 |
| Europa | 2 |
| Kommune | 1 |
| Land | 2 |
| Weitere | 6 |
| Wissenschaft | 12 |
| Type | Count |
|---|---|
| Ereignis | 1 |
| Förderprogramm | 40 |
| Text | 16 |
| unbekannt | 1 |
| License | Count |
|---|---|
| Geschlossen | 17 |
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| Language | Count |
|---|---|
| Deutsch | 55 |
| Englisch | 9 |
| Resource type | Count |
|---|---|
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| Topic | Count |
|---|---|
| Boden | 15 |
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