Auftriebsläufer
Windkraftanlagen an der dänischen Küste
Windkraftanlage in Deutschland, Baden-Württemberg
Windkraftanlage in Rebielice Krolewskie (Polen)

Eine Windkraftanlage (WKA) wandelt die kinetische Energie des Windes in elektrische Energie um und speist sie in das Stromnetz ein. Dies geschieht, indem die Bewegungsenergie der Windströmung auf die Rotorblätter wirkt und sie somit den Rotor in eine Drehbewegung versetzt. Der Rotor gibt die Rotationsenergie an einen Generator weiter, welche dort in elektrischen Strom umgewandelt wird.

In der Fachliteratur hat sich ebenfalls der Begriff Windenergieanlage (WEA) etabliert, manchmal wird auch als universeller Sammelbegriff Windkraftkonverter (WKK) verwendet. Ferner wird Windkraftwerk als Synonym verwendet. In der Umgangssprache findet sich meist der Begriff Windrad oder fälschlicherweise Windmühle.

Dieser Artikel befasst sich mit leistungsstarken Windkraftanlagen, die zur Stromerzeugung errichtet werden. Weitere Anwendungen werden unter Windrad und Windgenerator erläutert. Die Stromerzeugung durch Nutzung des Aufwindes mittels hoher Türme erfolgt in Thermikkraftwerken.

Die Betrachtung mehrerer Windkraftanlagen findet sich im Artikel Windpark. Energiepolitische Aspekte werden im Artikel Windenergie genannt.

Inhaltsverzeichnis

Geschichte der Windkraftanlagen

Windkraftanlage in Luxemburg
Hauptartikel: Geschichte der Windenergienutzung.

Die heutigen Windkraftanlagen entwickelten sich aus der Windmühlentechnik und dem Wissen über die Aerodynamik. Die ersten Anlagen zur Stromerzeugung sind Ende des 19. Jahrhunderts entstanden.

1920 zeigte Albert Betz, dass physikalisch bedingt höchstens 59,3 % der Energie des Windes nutzbar sind. Seine Theorie zur Formgebung der Rotorblätter ist auch heute noch Grundlage für die aerodynamische Auslegung der Anlagen.

1957 wurde von Ulrich W. Hütter die Grundlage für alle modernen Windkraftanlagen gelegt: das Windtestfeld, das später nach ihm benannt wurde, wurde in der Nähe von Geislingen an der Steige auf der Schwäbischen Alb in Betrieb genommen.

Anfang der 1980er Jahre setzte sich das Dänische Konzept bei Windkraftanlagen durch. Im Gegensatz zu anderen Versuchsanlagen wie beispielsweise GROWIAN wurde dabei auf eine einfache Konstruktion mit der heute allgemein üblichen horizontalen Rotationsachse, drei luvseitigen Rotorblättern und drehzahlstarrer Betriebsführung gesetzt, um so robuste Anlagen zu erhalten, deren Größe erst mit den Jahren immer weiter anstieg. In Dänemark wurden damals die Grundlagen für die moderne Windenergienutzung gelegt.

Mit dem Stromeinspeisungsgesetz von 1991 begann der Aufschwung der Windenergie auch in Deutschland. In den letzten Jahren des 20. Jahrhunderts sorgten die politischen Rahmenbedingungen für einen Boom der Windkraftanlagenhersteller und förderten die industrielle Fertigung. Die Entwicklung führte zu immer größeren Anlagen mit verstellbaren Rotorblättern und variabler Drehzahl, aber auch zu politischen Auseinandersetzungen zwischen Investoren, Gegnern und Befürwortern der Windenergienutzung.

Mit dem Nachfolgegesetz, dem Erneuerbare-Energien-Gesetz, setzte sich diese Entwicklung fort. Nach den Daten für das Jahr 2005 ist in Deutschland die weltweit größte Nennleistung installiert und erzeugt mehr elektrischen Strom aus Windenergie als aus Wasserkraft. Auch bei der Produktion der Anlagen und der Anlagenteile gehört Deutschland zu den Technologie- und Weltmarktführern. Die Marktführerschaft bei neu installierten Windkraftanlagen ging 2004 erstmals an Spanien.

Grundlagen und Energiewandlung

Energie des Windes

Hauptartikel: Windenergie.

Die kinetische Energie des Windes steigt mit der dritten Potenz seiner Geschwindigkeit – sie setzt sich zusammen aus der momentanen kinetischen Energie des Windes, die linear mit der Luftdichte (Masse pro Volumeneinheit) und mit der zweiten Potenz der Geschwindigkeit steigt, und einer weiteren Potenzierung durch den bei steigender Luftgeschwindigkeit zunehmenden Volumenstrom in der vom Rotor überstrichenen Querschnittsfläche. Die im Wind enthaltene Energie E bei einer Windgeschwindigkeit v und Luftdichte ρ, die senkrecht durch die kreisförmige Rotorfläche mit Radius r einer Windkraftanlage mit horizontaler Achse in der Zeit t strömt, ist durch folgende Formel gegeben:

E = \frac{\pi}{2} r^2 \cdot \rho \cdot v^3 \cdot t.

Aufgrund des starken Anstiegs der Windenergie bei zunehmender Windgeschwindigkeit sind windreiche Standorte besonders interessant. Bei einer Luftdichte von 1,22 kg/m3, einer Windgeschwindigkeit von 8 m/s (≈ Windstärke 4 Bft) und einem Rotordurchmesser von 100 m beträgt die kinetische Energie der innerhalb einer Sekunde durch die Fläche des Rotorkreises strömenden Luft 2,45 Megajoule. (1 MJ/s = 1 Megawatt).

Wirkungsgrad

Hauptartikel: Betzsches Gesetz.

Die Effizienz, mit der die Energie des Windes auf den Rotor übertragen wird, ist für eine Windkraftanlage eine wichtige Kenngröße. Durch die dem Luftstrom entnommene kinetische Energie sinkt die Windgeschwindigkeit am Rotor. Der Wind kann jedoch nicht bis zum Stillstand abgebremst werden, da sonst keine Luft mehr nachströmen könnte. So können theoretisch nur bis zu maximal 59,3 % der im Wind enthaltenen Energie entnommen werden. Dieser Wert wird nach dem Göttinger Physiker, der ihn ermittelte, Betzscher Leistungsbeiwert (cp,Betz) genannt. Bei einer im Wind enthaltenen Leistung (Leistung = Energie/Zeit) von P = 2,45 MW errechnet sich eine theoretisch nutzbare (maximale) Leistung Pn am Rotor von:

P_\mathrm{n} = 0{,}593 \cdot 2{,}45\ \mathrm{MW} = 1{,}45\ \mathrm{MW}.

Wie bei allen Maschinen kann auch bei Windkraftanlagen das theoretische Maximum nicht erreicht werden. Moderne Windkraftanlagen kommen auf einen Leistungsbeiwert von c_{p} = 0{,}45 \,\text{bis}\, 0{,}51. Der aerodynamische Wirkungsgrad einer Anlage kann über das Verhältnis des Leistungsbeiwertes der Maschine zum Betzschen Leistungsbeiwert ausgedrückt werden und liegt demnach bei etwa 70 % bis 85 % je nach Windverhältnissen und Auslegung. Zur Berechnung des Gesamtwirkungsgrades müssen zusätzlich noch die Wirkungsgrade aller mechanischen und elektrischen Maschinenteile berücksichtigt werden.

Der Betzsche Leistungsbeiwert stellt dabei keinen Wirkungsgrad dar. Es gehen nur etwa 12 % des Windimpulses durch ein ideales, nach Betz extensiv erntendes Einzelwindrad verloren. Die restlichen 29 %, die nicht geerntet werden können, sind darauf zurückzuführen, dass der Wind dem Windrad ausweicht und es verlustfrei umströmt. In Windparks, einer räumlichen Ansammlung vieler WEA, wird dem Rechnung getragen, indem die Auslegungsschnelllaufzahl auch an die Windschattenwirkung der Rotoren untereinander angepasst wird. Die Betzschen 59 % sind dann nicht mehr erreichbar.

Rotorgeschwindigkeit

Eine weitere wichtige Kennzahl ist die so genannte Schnelllaufzahl λ (lambda). Sie gibt das Verhältnis der Umfangsgeschwindigkeit des Rotors (Blattspitzengeschwindigkeit) zur Windgeschwindigkeit an. Dreiblattrotoren, wie sie heute bei großen Anlagen Standard sind, erreichen bei einer Schnelllaufzahl von 7 bis 8 den größten Wirkungsgrad. Daraus resultieren Blattspitzengeschwindigkeiten in der Größenordnung von etwa 250 bis 300 km/h unabhängig vom Rotordurchmesser. Durch den Betriebspunkt mit dem höchsten Leistungsbeiwert und der Auslegungsschnelllaufzahl ergibt sich auch die Auslegungswindgeschwindigkeit.

Die Regelung der Rotordrehzahl erfolgt entweder über den so genannten Stalleffekt (Strömungsabriss) oder über eine Veränderung des Anstellwinkels des Rotorblattprofils (Pitchen; von Englisch to pitch – neigen). Weitere Informationen dazu weiter unten im Abschnitt Drehzahlregelung.

Auftriebsläufer

Enercon E-40 (Auftriebsläufer, drehzahlvariabel und pitchgeregelt)

Moderne Windkraftanlagen zur Stromerzeugung sind aerodynamisch angetriebene Anlagen. Bei ihnen sind die Rotorblätter als aerodynamisches Profil ausgeprägt, das ähnlich wie bei Flugzeugen durch einen Druckunterschied, der aus einem Geschwindigkeitsunterschied zwischen Saug- und Druckseite des Flügels herrührt, einen Auftrieb erzeugt. Dieser Auftrieb wird in ein Drehmoment und in Drehzahl zum Antrieb des Generators umgesetzt.

Nur mit Auftriebsläufern können hohe Wirkungsgrade, die den Werten der Betzschen Theorie nahe kommen, erreicht werden.

Auch historische Windräder ohne aerodynamisch ausgebildete Flügelprofile zählen – mit einigen Ausnahmen, zu denen die Persische Windmühle gehört – zu den Auftriebsläufern. Beispiele dafür sind die mit Dreiecksegeln betriebenen Mühlen, wie man sie hauptsächlich im Mittelmeerraum beheimatet findet, und die Holländerwindmühle in allen ihren Varianten. Alle letztgenannten Typen zählen außer der persischen Windmühle zu der Kategorie der Rotoren mit horizontaler Drehachse. Es gibt aber auch eine chinesische[1] historische Windmühle, die wie das persische Modell mit vertikaler Rotordrehachse läuft, die – im Gegensatz zur persischen Version – ein Auftriebsläufer ist. Hier läuft eine Anzahl von Dschunkensegeln – bekannt dafür, dass sie sich von selbst an die Windrichtung anpassen können – aufrecht stehend um eine gemeinsame Drehachse. Dschunkensegel ähneln in dieser Eigenschaft dem bei uns bekannten Luggersegel. Man nutzte diese Technik, wie angenommen wird, in China zur Bewässerung der Felder.

Rotorblatt-Anzahl

Anlage mit Zweiblattrotor

Bei großen Windkraftanlagen haben sich luvseitige (dem Wind zugewandte) Dreiblatt-Rotoren etabliert. In der Aufbruchszeit, etwa seit Mitte der 1970er Jahre bis weit in die 1980er Jahre hinein, wurden auch größere Anlagen mit einem (z. B. Monopteros) oder zwei Rotorblättern gebaut. Diese Anlagen haben eine noch höhere Schnelllaufzahl (bis zu 15). Anlagen mit mehr als drei Rotorblättern wurden nur in sehr kleinen Bauformen entwickelt.

Dreiblatt-Rotoren sind schwingungstechnisch einfacher beherrschbar als Ein-, Zwei- oder Vierblatt-Rotoren. Wenn ein Rotorblatt vor dem Turm durchläuft, nimmt es durch den Luftstau vor dem Turm (luvseitiger Windschatten) für einen Moment deutlich weniger Energie auf, weshalb die Rotorachse ungleich belastet wird. Ein linear gegenüberliegendes Blatt würde diese Kippkraft noch verstärken und erhöhte Anforderungen an Mechanik und Material stellen. Hinzu kommt, dass die Windgeschwindigkeit mit zunehmender Höhe steigt, so dass ein Rotorblatt in der oberen Position ohnehin mehr Kraft aufnimmt. Bei den heute üblichen Rotordurchmessern ist dieser Effekt mittlerweile sehr ausgeprägt und wird bei der Auslegung berücksichtigt.

Im Sinne einer möglichst gleichmäßigen Druckbelastung von Achse und Turm sind Rotoren mit einer geraden Zahl an Rotorblättern oder gar einem einzigen Blatt daher ungünstig – ein großer Zweiblattrotor muss zur Dämpfung des Windschatteneffekts senkrecht schwenkbar ausgeführt werden (Pendelnabe). Fünf oder sieben Blätter würden zwar die Auswirkungen des Windschatteneffekts reduzieren, jedes weitere zusätzliche Blatt bedeutet aber Mehraufwand, der nicht durch die gewonnene Ertragsteigerung wieder eingebracht wird. Eine sehr hohe Blattanzahl führt daneben zu aerodynamischen Zuständen, die sich nur schwer mathematisch beschreiben lassen, da sich die Luftströmungen an den Blättern dann gegenseitig beeinflussen.

Widerstandsläufer

Parallel zu den Auftriebsläufern gibt es schon wesentlich länger die so genannten Widerstandsläufer. Bei diesen wird die Luftwiderstandskraft zum Antrieb genutzt, der ein umströmter Körper ausgesetzt ist. Die Kraft wirkt in Richtung der Anströmung und nicht senkrecht zur Anströmung wie die bei Auftriebsläufern genutzte Auftriebskraft. Ein Beispiel für einen Widerstandsläufer ist das zur Windmessung verwendete Schalenkreuzanemometer oder die vom Deutschen Museum als Horizontalwindmühle bezeichnete Persische Windmühle.

Widerstandsläufer haben einen niedrigeren Wirkungsgrad. Sie können theoretisch Leistungsbeiwerte bis cp = 0,2, also etwa ein Drittel des Betzschen Leistungsbeiwertes für Auftriebsläufer erreichen.

Leistung und Ertrag

Ihre Nennleistung, manchmal auch als installierte Leistung bezeichnet, gibt eine Windkraftanlage bei Nennwindgeschwindigkeit ab. Sie ist immer größer als die Auslegungswindgeschwindigkeit und liegt meist zwischen 12 m/s und 16 m/s (Windstärke 6 bis 7 Bft). Oberhalb der Nennwindgeschwindigkeit wird die Leistung der Anlage konstant gehalten, da sonst die Belastungen auf alle Anlagenkomponenten zu Überlastungen führen würden. Bei sehr großen Windgeschwindigkeiten (Sturm) wird die Anlage abgeschaltet, um Schäden zu vermeiden (Details siehe unten Abschnitt: Regelung und Betriebsführung).

Da der Wind keine konstante Größe ist, kann aus der Nennleistung nicht ohne weiteres auf den zu erwartenden Jahresertrag, also die von der WKA in das Stromnetz eingespeiste Strommenge, geschlossen werden. Hierzu müssen die lokalen Gegebenheiten des Windes, also Windstärke und Häufigkeitsverteilung, und die Eigenschaften der Anlage bekannt sein. Mit Hilfe eines Windgutachtens können die lokalen Windeigenschaften, einschließlich der zu erwartenden Unsicherheiten, routinemäßig ermittelt werden. Für eine überschlägige Abschätzung der erzeugten elektrischen Energie genügt es, die installierte Leistung mit der Anzahl der so genannten Volllaststunden zu multiplizieren. Bei Anlagen im Binnenland werden 2000 Volllaststunden als realistisch angesehen, bei Anlagen in Küstennähe ca. 2500 Stunden und für zukünftige Off-Shore-Anlagen werden 3400 Volllaststunden angegeben. Unter Volllaststunden wird diejenige Anzahl von Stunden verstanden, mit denen eine Anlage die Jahresstrommenge produziert hätte, wenn sie dauernd mit der installierten Leistung produziert hätte.

Zur Abschätzung des Jahresertrages wird für den Standort der WKA die so genannte mittlere Windgeschwindigkeit angegeben. Sie ist ein Durchschnittswert der über das Jahr auftretenden Windgeschwindigkeiten. Die untere Grenze für den wirtschaftlichen Betrieb einer Anlage liegt, abhängig von der Einspeisevergütung, bei einer mittleren Windgeschwindigkeit von etwa 5 bis 6 m/s. Dabei sind jedoch noch weitere Faktoren zu berücksichtigen. Siehe auch: Statistik.

Einrichtungen, die den Wind von einer größeren Fläche auf die Rotorfläche bündeln, so genannte Windkonzentratoren, haben in den modernen Megawatt-Windkraftanlagen aus wirtschaftlichen Gründen keinen Eingang gefunden. Es gibt sie allerdings bei einigen Kleinwindanlagen und als Forschungsanlagen. Eine gängige Form der Windkonzentration ist jedoch durch die günstige Wahl des Standortes möglich. So erreicht der Wind an Berghängen (Aufwind) oder in bestimmten Talformen höhere Geschwindigkeiten als in der Umgebung, er kann daher in diesen natürlichen Windkonzentratoren besser genutzt werden.

Bauformen

Montage

Zur Stromerzeugung haben sich heute Windkraftanlagen mit horizontaler Rotationsachse durchgesetzt. Daneben existieren noch andere Bauformen mit vertikaler Rotationsachse, welche je nach den vorherrschenden Standortbedingungen eine gute oder sogar bessere Alternative zu Anlagen mit horizontaler Rotordrehachse sein können. Sie werden im übernächsten Absatz kurz beschrieben. Die dort meist der Vollständigkeit halber auch aufgeführte Bauform des Flettner-Rotors in der Version mit vertikaler Rotationsachse hat in Anlagen, in denen die im Wind enthaltene Energie primär in Rotationskraft umgewandelt wird, heute noch keine Bedeutung, könnte jedoch rein technisch wegen seiner extrem hohen Auftriebsbeiwerte für eine Nutzung als Auftriebselement(Flügel) auf einer Kreisbahnlagerung in Frage kommen.

Horizontale Rotationsachse

Nahaufnahme Rotornabe

Windkraftanlagen mit horizontaler Rotorachse müssen der Windrichtung nachgeführt werden. Die Gondel ist mit einem so genannten Azimutlager horizontal drehbar auf dem Turm angebracht. Die Windrichtung wird bei großen Anlagen über die Windrichtungsgeber ermittelt. Die Ausrichtung des Rotors in den Wind erfolgt dann mittels Stellmotoren.

Es wird danach unterschieden, ob sich der Rotor auf der dem Wind zugewandten Seite (Luvläufer) oder auf der dem Wind abgewandten Seite (Leeläufer) des Turmes befindet. Ein Vorteil von Leeläufern ist, dass (bei kleinen Anlagen) auf einen Windnachführungsmechanismus verzichtet werden kann. Der Wind dreht den Rotor automatisch in die richtige Richtung und sorgt für eine so genannte passive Windnachführung.

Leeläufer haben den weiteren Vorteil, dass die Gefahr einer Rotorblattberührung mit dem Turm deutlich geringer ist, jedoch konnten sie sich bei großen Anlagen nicht durchsetzen, da es zu Unstetigkeiten in der Rotordrehzahl, zu mechanischen Schwingungserscheinungen und zu elektrischen Schwankungen kommt (Oberwellen), wenn ein Rotorblatt den Windschatten des Turmes durchquert und dabei kurz das Antriebsdrehmoment schwankt.

Vertikale Rotationsachse

H-Darrieus-Rotor
Als historisches Beispiel die Chinesische Windmühle mit vertikaler Rotationsachse, zur Bewässerung von Feldern genutzt
H-Darrieus-Rotor als Einflügler mit Kontergewicht in Galdar, Gran Canaria

Windkraftanlagen mit vertikaler Rotationsachse gibt es unter anderem als Savonius-Rotor oder Darrieus-Rotor.

Ein Beispiel für eine WKA des klassischen Darrieusrotors, der von dem Franzosen Georges Darrieus erfunden wurde, ist die 110 Meter hohe Anlage Éole in Le Nordais, Cap-Chat in Canada mit 4 MW Nennleistung.

Beispiele für den H-Darrieus Rotortyp waren vier Anlagen der Fa. Heidelberg Motors mit je 1 MW Leistung am Kaiser-Wilhelm-Koog neben der Elbmündung in Brunsbüttel. Letztere mussten zurückgebaut werden, weil ihr damals noch nicht ausgereifter getriebeloser Ringgenerator wegen Lärm nachts abgeschaltet werden musste. Das minderte den Ertrag und damit die Wirtschaftlichkeit der Anlagen.

Beim klassischen Savonius-Rotor des finnischen Erfinders Sigurd Savonius wurden in jüngerer Zeit Weiterentwicklungen bekannt, die einige weitere Verbesserungen und Vorteile erbrachten und zudem einstige Nachteile aufheben konnten.

Ein Beispiel für alte Windmühlen des Typs mit vertikaler Rotordrehachse ist die Persische Windmühle und die chinesische Windmühle, letztere auffindbar im Artikel Windmühle.

Ein Prototyp einer moderneren Version des Darrieusrotors mit 2,40 m Rotordurchmesser steht in Gáldar in der Provinz Las Palmas auf der Kanarischen Insel Gran Canaria. Diese Version, mit wie beim Heidelberg-Rotor getriebelosem Generator, benutzt auf einem H-Darrieus-Rotortyp nur einen angeströmten Flügel (mit entsprechendem Kontergewicht), der bei offener durchströmter Anordnung seiner Flügelkomponenten auch bei extremen Anstellwinkeln zur Strömung bedeutend mehr Drehkraft erzeugen kann als bisher übliche geschlossene, symmetrisch aerodynamische Profile. Sie läuft bei zugeschaltetem, kurzgeschlossenem, also bremsendem Generator ab einer Windgeschwindigkeit von etwa 3 Metern pro Sekunde ganz ohne jede Anfahrhilfe an. Der Wirkungsgrad ist im theoretischen Rahmen der Leistungsfähigkeit eines Rotors mit vertikaler Drehachse deutlich höher als in der Version mit umschlossenen, symmetrischen Flügelprofilen. Die Anzahl der Flügel ist dabei frei wählbar. Das dazugehörige Patent DP 41 20 908 ist lizenzfrei nutzbar.

Vorteile

Man muss bei vertikal stehender Rotationsachse den Rotor nicht zur Windrichtung nachführen. Der Rotor ist meist zweipunkt-gelagert, wodurch die Belastungen durch Gewicht, Schwingungen und andere mechanische im Betrieb auftretende Kräfte besser verteilt und aufgefangen werden können. Der Generator kann am Boden angeschlossen sein, was sowohl die Konstruktion vereinfacht, als auch den Betrieb sicherer macht. Die Flügel werden von der Schwerkraft immer gleichmäßig belastet, weshalb hierdurch keine materialbelastenden Schwingungen auftreten können. Der Geräuschpegel bewegt sich in tolerierbaren Grenzen. Bei direkter Nutzung mechanischer Kraft wie auch bei der Umwandlung in elektrische Energie kann diese an der am Boden gelagerten Rotorwelle leichter abgenommen bzw. erzeugt werden. Turbulenzen, wie sie an 80 % der möglichen Standorte mit guten Windverhältnissen vor allem in Bodennähe auftreten, werden von Läufern mit vertikaler Rotordrehachse hervorragend toleriert und genutzt, ohne nennenswerte Wirkungsgradverluste.

Die konstruktiven Vorgaben sind durch die Möglichkeit, Anlagen mit vertikaler Rotordrehachse auf einer Kreisbahnlagerung am Boden auf breiter Fläche zu lagern insofern stark erweitert, als damit Größenabmessungen realisierbar sind, die für Anlagen mit horizontaler Rotordrehachse heutzutage technisch unmöglich erscheinen. Dies wurde bereits als Konzept mit aerodynamischen Flügelprofilen genau so wie bei einem Darrieusrotor, den man mit zur Strömung nachgeführten Flügeln konzipiert, in England und Amerika als Patentanmeldung eingereicht (siehe im Artikel Kreisbahnlagerung). Ganz neuartig ist hingegen der Denkansatz, den Darrieusrotor gerade eben an der Wasseroberfläche aufschwimmend als WKA unter Wasser zu betreiben. Dies hätte den Vorteil, dass hier auf Fundamentbefestigungen am Meeres- oder Flussboden verzichtet werden könnte, kostenaufwendige Schwimmpontons wegfallen und sogar noch der Überwasserbereich bei entsprechender Auslegung für Energiegewinnung mit dem Wind genutzt werden kann. Allerdings ist hierbei wegen des Krängungsverhaltens (Lagewechsel mit Schieflage) eines einzeln vor Anker liegenden Rotors nur eine Bauweise im Verbund mit mindestens drei Rotoren unter einer dann dreieckigen Rahmenkonstruktion möglich. Günstig ist hierbei auch, dass nun im Gegensatz zu der gegenwärtig in New York angewandten „In Flow“-Technik die Generatoren über Wasser stationiert sein können. Insbesondere für Anwendungen an Land gilt des weiteren, dass eine Turbine mit vertikaler Rotationsachse wegen der dort gut aufgefangenen Lastverteilung durch Zweipunktlagerung vorteilhaft in Systeme integriert werden kann, die die Möglichkeit einer vorherigen Konzentration der Strömungsenergie durch speziell dafür entworfene feststehende Einleitflächen ähnlich einer Mantelturbine nutzt. Ein Beispiel ist hierzu der TMA-Rotor, der im Artikel Savonius-Rotor#Entwicklung beschrieben wird. Bei diesem Konzept kann man bei gleicher Leistung eine etwa nur halb so große Turbine wählen, was sich bei entsprechend stabiler Konstruktion sehr vorteilhaft sowohl auf die Herstellungskosten als auch die Lebensdauer einer Anlage auswirken kann. Der Strömungsdurchsatz der Turbine wird zudem nicht behindert, das Maschinenhaus befindet sich hier unten am Boden. Vorstellbar ist bei Rotoren mit vertikaler Drehachse auch die Möglichkeit, verstärkte Strömungen zu nutzen, wie sie sich beispielsweise hinter baulichen Hindernissen, in Bergschluchten, in Tunneln und in Hanglagen bilden können. Dort kommt in besonderem Maße die gute Turbulenzverträglichkeit aller Anlagen mit vertikalen Rotationsachsen zum Tragen. Nicht zuletzt mag es manchen Architekten vor eine besonders interessante Herausforderung stellen, seine baulichen Entwürfe so zu gestalten, dass diese ein besonders strömungsverstärkendes Profil erhalten, welches durch solche Turbinen dann zur Energieerzeugung genutzt werden kann.

Nachteile

Da sich die Flügel an einer Windkraftanlage mit vertikaler Rotordrehachse in einem etwa auf ein Viertel des Rotordrehkreises bezogenen Abschnitt im Arbeitsumlauf in einer zur Strömung ungünstigen und energetisch nicht nutzbaren Position befinden, können sie nur den Teil der Strömung in nutzbare Energie umwandeln, zu dem sie sich in einer dafür günstigen Stellung befinden. Also bestenfalls auf drei Vierteln ihres Drehkreises nutzen sie den Wind. Dies ist abhängig vom Rotortyp und der Art der Flügel, es kann bis zu einer Hälfte des Drehkreises der Flügel von diesem Nachteil betroffen sein, bei historischen Modellen dieser Bauart ist dies zum Beispiel bei der persischen Windmühle der Fall. Der Leistungsbeiwert um etwa 0,3 ist für einen Rotor mit vertikaler Drehachse also eine sehr gute Leistung. Verglichen mit Läufern, die nach dem Konstruktionsprinzip der horizontalen Rotordrehachse gebaut sind, gleicht sich dieser Nachteil des geringeren Wirkungsgrades dann aus, wenn der Standort eine turbulente Strömungscharakteristik aufweist. Dann nämlich werden die Flügel der horizontal liegenden Läufer von der wechselnden Strömung oft falsch angeblasen, wodurch wegen des falschen Anströmwinkels zum Blattprofil der Wirkungsgrad dann starke Differenzen zeigen kann. Ein weiterer Nachteil sind die Schwingungen und Belastungen der Flügelkonstruktion und deren Halterungen, die durch die zyklisch auftretenden Lastwechsel verursacht werden, die wiederum durch die unterschiedliche Reaktion der Blätter oder Flügel auf die Strömung im Drehkreis entstehen. Hinzu kommt, dass die Flügel bzw. Blätter, je nachdem, auf welcher Seite ihres Drehkreises sie gerade durch die Strömung laufen, sei es nun auf der Luv – oder auf der Leeseite des Rotors, auch die Seite wechseln, von der sie angeströmt werden. Der Effekt dieser Lastwechsel ähnelt oberflächlich betrachtet einer durch ungleichmäßige Masseverteilung verursachten Unwucht und kann relativ starke Belastungen auf die Konstruktion ausüben.

Technik von Windkraftanlagen

Da gegenwärtig im Wesentlichen nur Windkraftanlagen mit horizontaler Rotationsachse errichtet werden, beschränkt sich dieser Abschnitt auf Anlagen dieser Bauform.

Bestandteile einer Windkraftanlage

Schema einer Windkraftanlage

Eine Windkraftanlage besteht im Wesentlichen aus einem Rotor mit Nabe und Rotorblättern, und einer Maschinengondel, die den Generator und häufig ein Getriebe beherbergt. Es gibt auch Anlagen ohne Getriebe. Die Gondel ist drehbar auf einem Turm gelagert, dessen Fundament die notwendige Standsicherheit gibt. Dazu kommen die Überwachungs-, Regel- und Steuerungssysteme sowie die Netzanschlusstechnik in der Maschinengondel und im Fuß oder außerhalb des Turmes.

Rotorblätter

Die Rotorblätter sind elementarer und prägender Bestandteil einer WKA. Mit ihnen wird die Windenergie aus der Luft entnommen und dem Generator zugeführt. Sie sind für einen Teil der Betriebsgeräusche verantwortlich. Deshalb werden sie nicht nur stets auf einen höheren Wirkungsgrad, sondern auch auf Geräuschminderung hin optimiert. Die Rotordurchmesser bei den heute üblichen Anlagengrößen liegen etwa zwischen 40 und 90 m mit Trend zu größeren Durchmessern. Aktueller Spitzenreiter (Januar 2009) ist die Enercon E-126 mit einem Rotordurchmesser von 127 m.

Moderne Rotorblätter bestehen aus glasfaserverstärktem Kunststoff und werden in Halbschalen-Sandwichbauweise mit Versteifungsholmen oder -stegen im Inneren hergestellt. Auch Kohlenstofffasern haben bereits bei einigen Herstellern Eingang in die Fertigung gefunden. Die Rotorblätter sind mit einem Blitzschutzsystem ausgerüstet, das die Entladung an die Erdung des Maschinenhauses abgibt.

Ein mögliches Phänomen an den Blättern ist Eisbildung. Sie führt zu einer Wirkungsgradminderung, da sie die Form und damit das aerodynamische Profil der Blätter verändert. Auch Unwucht des Rotors ist eine Folge. Herabfallende Eisbrocken stellen eine mögliche Gefährdung unterhalb der Rotorblätter und in der näheren Umgebung dar. Eisabbruch wurde schon mehrfach dokumentiert, jedoch keine Personen- oder Sachschäden, da er wegen der verschlechterten Aerodynamik nur bei geringer Drehzahl oder im Trudelbetrieb nach Eisabschaltung auftritt. Eisbildung tritt jedoch nur selten und nur bei bestimmten Wetterlagen auf. Die Anlagen schalten sich bei Eisansatz automatisch ab, der in der Regel durch eine Änderung der intern aufgezeichneten Leistungskurve (Leistung und Wind passen wegen schlechterer Aerodynamik nicht mehr zusammen) und durch Beobachtung der Temperatur und/oder Unwucht am Rotor ermittelt wird. Die Rotorblätter einiger Firmen können mit einer Rotorblattheizung ausgerüstet werden. Diese soll Eisansatz an Blättern vermindern beziehungsweise das Abtauen beschleunigen. Die Heizung hat eine Leistung im ein- bis zweistelligen Kilowattbereich pro Rotorblatt, was jedoch wenig ist gegenüber der eingespeisten Leistung (mehrere hundert bis einige tausend Kilowatt). Bei einigen Anlagen wird zur Blattheizung die Abluft aus der Gondel (dem Generatorhaus auf dem Turm) durch die Rotorblätter gepumpt, so dass die Abwärme von Generator und Stromwandler genutzt wird.

Maschinenstrang

Für die Umwandlung mechanischer in elektrische Leistung werden Drehstrom-Asynchron- oder -synchron-Generatoren eingesetzt.

Die Drehzahl des Generators (und damit des Rotors) kann konstant, zweistufig (für niedrige und hohe Windgeschwindigkeit) oder stufenlos anpassbar sein. Es haben sich einerseits verschiedene Varianten von getriebegekoppelten Asynchrongeneratoren sowie andererseits direkt gekuppelte, vielpolige Synchrongeneratoren durchgesetzt.

Die einfachste Art eines Asynchrongenerators ist ein solcher mit Kurzschlussläufer. Ist er nicht polumschaltbar, kann man ihn direkt am Netz nur mit einer Drehzahl betreiben: bei einer Polpaarzahl von z. B. 2 (d. h. vier Pole) ergibt sich mit der Netzfrequenz von 50 Hertz eine Drehfelddrehzahl von 1500 U/min. Wenn die Läuferdrehzahl (Drehzahl des vom Getriebe übersetzten Rotors) über der Drehfelddrehzahl liegt, dann ist die Asynchronmaschine im Generatormodus, liegt sie darunter, dann arbeitet sie als Motor. Letzteres wird von der Steuerung nicht zugelassen.

E-112 in Egeln, getriebelos mit Synchrongenerator 4,5 MW

Bei polumschaltbaren Asynchrongeneratoren gibt es die Möglichkeit, die WKA wahlweise mit zwei festen Drehzahlen zu betreiben, entsprechend besitzt der Generator getrennte Wicklungen z.B. mit zwei oder drei Polpaaren. Damit liegen die Drehfelddrehzahlen bei 1.500 U/min und 1.000 U/min. Der Vorteil besteht darin, dass so der Generator sowohl bei niedrigen als auch bei hohen Windgeschwindigkeiten mit hohem Wirkungsgrad arbeiten kann.
Diese einfachen Varianten mit Asynchrongeneratoren kommen heute in der Regel nicht mehr zum Einsatz, sondern solche, die über einen weiten Drehzahlbereich an die Turbine anpassbar sind und so einen hohen Wirkungsgrad zeigen. Das ist beispielsweise mit doppelt gespeisten Asynchronmaschinen mit Schleifringläufer und läuferseitigem Frequenzumrichter möglich. Der Vorteil ist, dass der Frequenzumrichter nur eine vergleichsweise kleine Leistung liefern muss, es ist jedoch weiterhin ein Getriebe nötig.
Synchrongeneratoren mit Frequenzumrichter erlauben dagegen aufgrund ihrer wesentlich höheren Polpaarzahl von z. B. 36, dass auf ein Vorschaltgetriebe verzichtet werden kann – sie können mit der Drehzahl des Rotors betrieben werden. Allerdings wird dies mit Nachteilen erkauft: einem vergrößerten Generatordurchmesser (nennleistungsabhängig zwischen zirka 3 und 12 m, letzterer für Enercon E-112) und einem folglich höheren Generatorgewicht. Auch muss die mit der Drehzahl des Rotors schwankende Frequenz der erzeugten Spannung zunächst in Gleichstrom umgeformt (gleichgerichtet) und dann mit einem netzgeführten Wechselrichter wieder in einen Wechselstrom umgeformt werden, um mit den gewünschten Werten von Spannung, Frequenz und Phasenwinkel ins Netz zu gelangen. Der Umrichter muss die volle Generatorleistung verarbeiten; durch die Entkoppelung von Generator und Einspeisung erreichen diese Anlagen jedoch eine hohe Effizienz und beim heutigen Stand der Leistungselektronik auch eine gute Netzverträglichkeit.

Der Generator und ein eventuelles Getriebe werden auf Lebensdauer, Gewicht, Größe, Wartungsaufwand und Kosten optimiert. Ein weiterer Parameter ist die Polpaarzahl des Generators, womit das Übersetzungsverhältnis eines eventuellen Getriebes festgelegt ist.

Die Art der Bremse hängt von der Wahl der Rotorblattsteuerung ab. Bei Anlagen mit Stallregelung muss die Bremse in der Lage sein, die gesamte Bewegungsenergie des Rotors und des Generators im Notfall aufzunehmen. Sie muss deshalb sehr leistungsfähig sein. Teilweise wird sie auch als Betriebsbremse eingesetzt, um die Rotordrehzahl bei Windböen innerhalb der Toleranzen zu halten. Hierzu kommen meist große Scheibenbremsen zum Einsatz. Anlagen mit aktiver Stallregelung und Pitchregelung können die Rotorblätter aus dem Wind drehen und aerodynamisch abbremsen. Eine mechanische Bremsanlage fällt dann kleiner aus oder kann sogar ganz entfallen. Alle Anlagen müssen mit zwei voneinander unabhängigen Bremssystemen ausgerüstet sein. Dazu zählen auch unabhängig voneinander verstellbare Rotorblätter.

Zertifizierungsgesellschaften wie z. B. der Germanische Lloyd setzen Vorgaben fest für die Teile des Antriebsstranges in Bezug auf Geräusche, Schwingungsverhalten und Lastprofile. Dies ist von großer Bedeutung, da diese Teile außergewöhnlichen Beanspruchungen unterliegen.

Elektrik/Elektronik/Einspeisung

Die elektrische Ausrüstung lässt sich in den Generator, in das System zur Netzeinspeisung und in das Steuer- und Überwachungssystem für den Anlagenbetrieb unterteilen.

Bei den älteren, drehzahlstarren Anlagen ist der Generator, teils mit Zwischentransformator zur Spannungsanpassung, direkt an das öffentliche Stromnetz gekoppelt – er läuft mit Netzfrequenz. Bei einem Asynchrongenerator mit Kurzschlussläufer wird eine Vorrichtung zur Blindleistungskompensation parallel zum Generator geschaltet.

Bei modernen drehzahlvariablen Anlagen mit Synchrongenerator (z. B. von Enercon) schwankt der vom Generator erzeugte Wechselstrom in Frequenz und Betrag ständig. Deshalb wird er mit einem Gleichrichter in Gleichstrom umgewandelt, gefiltert und in einem Wechselrichter wieder in Wechselstrom zurückverwandelt.

Bei beiden Generatorvarianten wird die Spannung zuletzt ggf. auf das Netzanschlussniveau transformiert. Die WKA wird über eine Leistungsmesseinrichtung und einen Energiezähler ans Stromnetz angeschlossen.

Einspeisungen von Windkraftanlagen in das Bahnstromnetz wurden bisher nicht realisiert.

Der oft befürchtete „Stromüberlauf“, also eine Spannungsüberhöhung im Stromverbundnetz durch deutlich höher eingespeiste als abgenommene Leistung, wird von neueren Anlagen durch Herabregeln der Einspeiseleistung verhindert. Diese Anlagen sind in der Lage, Spannung und Frequenz im Verbundnetz zu stützen. Außerdem werden die Netzkapazitäten langsam den neuen Stromanbietern angepasst. Neuere Windparks sind auch in ihrer Gesamtheit regelbar.

Ein weiterer wichtiger Teil ist die Sensorik zur Anlagensteuerung und -überwachung. Die Windkraftanlagen besitzen eine permanente Überwachung ihrer mechanischen Komponenten, um Veränderungen zu erkennen und Schadensereignissen durch rechtzeitige Maßnahmen vorbeugen zu können (z. B. mittels Schwingungsdiagnose). Die Versicherer von Windkraftanlagen fordern solche Fernüberwachungs- oder auch Condition-Monitoring-Systeme, wenn die Anlagen günstig versichert werden sollen.

Die Anlagen sind an ein Ferndiagnosenetz angeschlossen, das alle Werte und Betriebszustände und eventuelle Störungen an eine Zentrale übermittelt. Von dort aus werden alle Wartungsarbeiten koordiniert. Die wichtigsten Kenndaten einer WKA können in speziellen Internet-Portalen den Eigentümern zur Ansicht gestellt werden. Es gibt auch Systeme, die die Eigentümer zusätzlich beim Anfahren, Abschalten oder bei Störungen per SMS informieren.

Turmvarianten

Leiter im Stahlturm einer WKA

Der Turm, auf den die bis zu mehreren hundert Tonnen schwere Maschinengondel aufgesetzt wird, ist ein hochbelastetes technisches Bauteil. Er muss unter allen Betriebsbedingungen den Schwingungen der Gondel und den auftretenden Windkräften sicher widerstehen. Die Berechnung der Türme erfolgt für die vorgesehene Lebensdauer der Anlage. Vorhandene Türme können daher nach Ablauf dieser Lebensdauer in aller Regel nicht weiter als Träger für modernere Anlagengenerationen genutzt werden und werden beim Abbau der Anlage mit demontiert.

Die Höhe des Turmes ist ein entscheidender Faktor für den Ertrag einer WKA, da in höheren Luftschichten die durch Bodenrauigkeit (Bebauung und Flora) hervorgerufen Turbulenzen wesentlich verringert sind und somit der Wind gleichmäßiger und stärker weht. Während an Küstenstandorten schon relativ kleine Türme ausreichen, werden im Binnenland zumeist höhere Türme aufgestellt. Die Hersteller bieten verschiedene Turmhöhen und Varianten für die gleiche Anlage an. Beispiele für Turmhöhen in Bezug auf Rotordurchmesser und Nennleistung:

  • etwa 40 m Rotordurchmesser, etwa 500 bis 600 kW Nennleistung, etwa 40 bis 65 m Nabenhöhe
  • etwa 70 bis 90 m Rotordurchmesser, etwa 1,5 bis 3 MW Nennleistung, etwa 65 bis 114 m Nabenhöhe
  • etwa 112 bis 126 m Rotordurchmesser, etwa 4,5 bis 6 MW Nennleistung, etwa 120 bis 130 m Nabenhöhe
Gittermastwindkraftanlage bei Tarifa

Stahltürme bestehen meist aus zwei bis vier Segmenten, die mit Flanschverbindungen verschraubt werden. Die Wandstärken betragen 20 mm bis 40 mm. Auch das Verschweißen von Segmenten auf der Baustelle wurde getestet.[2] Die 100-Meter-Türme wurden danach in einem Stück aufgerichtet und mit dem Fundament verschweißt. Vorteil dieser Variante ist der Wegfall der Schraubflansche. Es handelte sich jedoch noch um Prototypen.

Betontürme können in Gleitschalung, auch Ortbeton-Turm genannt, gebaut werden, da der Turm „vor Ort“ gebaut wird und der Beton von einem regionalen Zulieferer kommt. Der Bau von Betontürmen in Fertigteilbauweise ist ebenfalls möglich. Dabei werden vorgefertigte Elemente auf der Baustelle aufeinandergesetzt und mit Stahlseilen, die durch Leerrohre in der Wandung geführt werden, auf Vorspannung gebracht (Spannbeton).

Eine weitere Turmvariante ist der Gittermast.

Bei kleineren Anlagen (bis ca. 500 kW) wurden zum Teil Türme mit Außenaufstieg, also einer Leiter außen am Turm, verwendet. Dies erlaubte eine schlankere Gestaltung der Türme, da dann das Innere nicht begehbar sein musste. Größere Anlagen werden, mit Ausnahme von Gittermasten, grundsätzlich innerhalb des Turmes bestiegen. Große Türme (über 80 m) haben im Inneren in aller Regel einen Fahrkorb oder Aufzug, der den Aufstieg erleichtert. Daneben gibt es oft auch noch eine Materialwinde zum Transport von Ersatzteilen.

Fundamentvarianten

Die Windkraftanlage muss sicher im Boden verankert werden. An Land wird am häufigsten eine Flachgründung gewählt. Am Anlagenstandort wird auf einer Sauberkeitsschicht eine kreisförmige oder auch eine vier- oder mehreckige Fundamentplatte bewehrt, geschalt und dann mit Beton gegossen. Die Platte befindet sich in der Regel unter einer Erddeckschicht unterhalb der Geländeoberkante. Bei inhomogenen Bodenverhältnissen kann vor dem Fundamentbau ein Bodenaustausch zur Verbesserung der Tragfähigkeit notwendig sein. Stehen in der Gründungsebene nur sehr weiche Böden an, dann werden Pfähle in tragfähigere Schichten gebohrt oder gerammt und deren gekappte Köpfe mit der Fundamentbewehrung verflochten (Pfahlgründung oder Tiefgründung). Da die Pfähle Druck- und Zugkräfte abtragen können, sind Pfahlkopffundamente in der Regel kleiner als Flachgründungsfundamente.

Für die Gründung von Offshorebauwerken gibt es verschiedene bewährte Verfahren. So kann die Windkraftanlage auf einen dreibeinigen Fuß (Tripod), auf ein Bucket-Fundament oder auf einen einzelnen Mast (Monopile; pile: englisch für Pfahl, Pfosten) gestellt werden. Ebenfalls ist die Verwendung von Schwerkraftfundamenten möglich, bei denen beispielsweise Betongewichte auf dem Seeboden abgelegt werden. Diese sind so schwer und stabil, dass sie die Kräfte, die auf eine Windkraftanlage einwirken, ohne weitere Verankerungen am Seeboden aufnehmen können.

Es gibt Konzepte, eine Windkraftanlage auf Schwimmkörper zu stellen und nur diese über Stahlseile am Meeresboden zu verankern. Eine solche schwimmende Windkraftanlage könnte an besonders windreichen Standorten, in bisher nicht nutzbaren tieferen Gewässern, aufgestellt werden.

Fundament einer Enercon E-82 im niederländischen Eemshaven

Sonderausstattungen

Bei einer versicherten WKA ist in der Regel eine Feuerlöschanlage vorhanden, um Brände in der Mechanik und Elektronik bekämpfen zu können. Im Windpark Holtriem bei Westerholt gibt es eine WKA vom Typ E-66, die mit einer Aussichtsplattform ausgerüstet ist. Über eine Innenwendeltreppe mit 297 Stufen gelangen die Besucher zum verglasten Aussichtsrondell in 65 m Höhe unter dem Maschinenhaus. Weitere baugleiche WKA dieser Art stehen bei Aachen, nahe der Messe Hannover, in Österreich und in Swaffenham sowie in Großbritannien. Manche Windkraftanlagen dienen auch als Standort für Sendeantennen von Funkdiensten mit kleiner Leistung im Ultrakurzwellen-Bereich wie dem Mobilfunk.

Offshoreausrüstung

Prototyp einer 5-MW-Windkraftanlage für Offshore-Windparks (Multibrid 5000), gebaut 2004 nördlich von Bremerhaven.

Windkraftanlagen auf dem offenen Meer sind, wie alle Offshore-Installationen durch die aggressive, salzhaltige Meeresluft stark korrosionsgefährdet. Es werden daher zusätzliche Schutzmaßnahmen ergriffen. Dazu zählt unter anderem die Verwendung meerwasserbeständiger Werkstoffe, Verbesserung des Korrosionsschutzes und die vollständige Kapselung bestimmter Baugruppen.

Zum Aufbau, beim Austausch von Komponenten und bei der Wartung vor Ort muss auf die Offshore-Bedingungen Rücksicht genommen werden. So wird die Anlage auf durchschnittlich höhere Windgeschwindigkeiten (andere Windklasse) ausgelegt, was z. B. eine entsprechende Konstruktion des Rotors und seine Abstimmung auf den Generator notwendig macht. Ein weiteres Standortproblem sind die Schwingungen, zu denen eine WKA durch die See angeregt werden kann. Unter ungünstigen Bedingungen können sie selbstverstärkend wirken, so dass ihr Auftreten ebenfalls in der Konstruktion und Betriebsführung berücksichtigt werden muss.

Da deutsche Windkraftanlagen nicht in der Nähe der Küste, sondern in der Regel in der Ausschließlichen Wirtschaftszone des deutschen Festlandsockels weit draußen in tiefem Wasser geplant werden (siehe auch Seerecht), muss der Zugang zu den Anlagen ermöglicht werden. Einige Konzepte sehen dabei auch Hubschrauberplattformen vor. Auch der Transport der erzeugten elektrischen Energie bis zum Einspeisepunkt an der Küste bedarf gesonderter Vorkehrungen. Es werden Hochspannungsleitungen als Seekabel verlegt.

Typenklasse (Windklasse)

Vergleich verschiedener Typenklassen hinsichtlich der Windgeschwindigkeit
IEC Windklasse I II III IV
50-Jahres-Extremwert 50 m/s 42,5 m/s 37,5 m/s 30 m/s
durchschnittliche Windgeschw. 10 m/s 8,5 m/s 7,5 m/s 6 m/s

WKA können für verschiedene Windklassen zugelassen werden. International ist die Normung der IEC (International Electrotechnical Commission) am geläufigsten. In Deutschland gibt es zudem die Einteilung des Deutschen Institutes für Bautechnik (DIBT) in Windzonen. Die IEC-Windklassen spiegeln die Auslegung der Anlage für windstarke oder windschwache Gebiete wieder. Charakteristisch für Windkraftanlagen in höheren Klassen (weniger Wind) sind größere Rotordurchmesser bei gleicher Nennleistung und oft auch ein höherer Turm. Als Bezugswerte werden die durchschnittliche Windgeschwindigkeit in Nabenhöhe und ein Extremwert verwendet, der statistisch nur ein Mal im 10-Minuten-Mittel innerhalb von 50 Jahren auftritt.

Regelung und Betriebsführung

Für die Regelung der Anlagen existieren verschiedene Konzepte, die sich zum Teil auch auf die Anlagenkonstruktion und deren Bestandteile auswirken.

Anlauf- und Abschaltwindgeschwindigkeit

Die Windkraftanlagen werden von der Regelelektronik bei ertragsversprechenden Windgeschwindigkeiten (Anlaufwindgeschwindigkeit) angefahren und bei zu großen Windgeschwindigkeiten (Abschaltwindgeschwindigkeit) wieder abgeschaltet. Die Windgeschwindigkeit kann dabei von der Steuerung über das Anemometer ermittelt oder aus der Drehzahl des Rotors und der abgegebenen Leistung abgeleitet werden.

Montage einer WKA auf der Steinkopfinsel in Magdeburg

Ist die Windgeschwindigkeit für einen wirtschaftlichen Betrieb zu gering, wird die Anlage in Leerlauf- bzw. Trudelzustand versetzt. Dabei werden die Blätter bei Anlagen mit Pitchregelung in Segelstellung gedreht, Anlagen mit Stallregelung werden aus dem Wind gedreht. Ein Festsetzen des Rotors würde die Lager mehr belasten als der Trudelbetrieb mit leichter Bewegung. Der Generator beziehungsweise der Wechselrichter wird vom Stromnetz getrennt. Die Steuerelektronik und die Stellantriebe für Rotorblattverstellung und Windrichtungsnachführung beziehen dann ihre Energie aus dem Netz. Die Anlagen besitzen auch eine Notstromversorgung, um bei Netzausfall ein sicheres Abschalten (Blätter in Segelstellung drehen und/oder bremsen) zu gewährleisten.

Ab einer Windgeschwindigkeit von 2–4 m/s (Windstärke 2 bis 3 Bft) schaltet die Steuerung die WKA ein, da erst dann nennenswerte Energiemengen in das Stromnetz abgegeben werden können. Im normalen Betrieb wird die Anlage dann entsprechend den konstruktiv festgelegten Drehzahlregelkonzepten (siehe folgende Absätze) betrieben.

Bei sehr großen Windgeschwindigkeiten (typische Abschaltgeschwindigkeit 25 bis 35 m/s, Windstärke 10–12 Bft) wird die Anlage abgeschaltet, um Schäden durch mechanische Überbelastung zu vermeiden. Pitchgeregelte Anlagen drehen ihre Blätter in Segelstellung und gehen in den Trudelbetrieb, stallgeregelte Anlagen werden aus dem Wind gedreht und durch die Bremse festgesetzt.

Neuere Anlagen besitzen eine Sturmregelung. Diese schaltet die Anlage nicht einfach ab, sondern erlaubt den reduzierten sicheren Betrieb der Anlage bei fast jeder Windgeschwindigkeit, da sie bei Sturm die Rotorblätter so verstellt, dass die Anlage in einem sicheren Betriebszustand verbleibt. Sie sorgt auch für ein „sanfteres“ Ab- und wieder Zuschalten der Anlage, wenn der zu starke Wind ein wenig schwächer wird. Das schont das Spannungsniveau im Stromnetz.

Drehzahlregelung

Eine WKA ist nur dann optimal zu betreiben, wenn die Rotordrehzahl und die Generatordrehzahl auf die augenblicklich herrschende Windgeschwindigkeit abgestimmt sind. Dabei muss auf die Kombination der Regelkonzepte für Rotor (Stall, aktiven Stall oder Pitch) und Generator (drehzahlkonstant, zweistufig oder variabel) Rücksicht genommen werden.

Regelkonzepte
Rotorblatt bei unterschiedlichen Windgeschwindigkeiten je nach Regelkonzept

Bei einem Rotor mit Stallregelung tritt über der Nenngeschwindigkeit ein Strömungsabriss am Rotorblatt auf, der die Drehzahl und damit die Leistung begrenzt. Diese konstruktive Regelung ist sicher und einfach, bringt jedoch auch einige Nachteile mit sich. Bei Rotorblättern mit aktiver Stallregelung kann der Punkt des Strömungsabrisses zusätzlich über eine Veränderung des Rotorblattanstellwinkels gesteuert werden. Da diese Anlagen in der Regel mit netzsynchronen Generatoren arbeiten, muss die Rotationsgeschwindigkeit des Rotors sehr schnell auf die sich ständig ändernde Windgeschwindigkeit abgestimmt werden, um die Frequenz und den Betrag der Spannung innerhalb der geforderten Toleranzen zu halten.

Rotoren mit Pitchregelung werden ebenfalls durch Verstellen des Anstellwinkels an die momentane Windgeschwindigkeit angepasst. Jedoch arbeitet die Verstellung entgegengesetzt zu Anlagen mit Stallregelung. Durch die Drehung des Rotorblattes wird die Auftriebskraft verändert und kann die Rotationsgeschwindigkeit geändert werden. Diese Windkraftanlagen arbeiten zumeist drehzahlvariabel, d. h. die Rotordrehzahl schwankt in einem gewissen Toleranzbereich.

Der Generator bringt ein Gegenmoment zum Rotor auf. Es ist abhängig von der Leistungsabgabe des Generators. Bei einer Asynchronmaschine mit zwei fixen Drehzahlen muss die WKA je nach Windstärke zwischen diesen beiden Stufen umschalten.

Generatoren mit variabler Drehzahl, Asynchrongeneratoren und Synchrongeneratoren können sich ohne Zutun den wechselnden Rotationsgeschwindigkeiten des Rotors anpassen.

Drehzahlvariable pitchgeregelte Anlagen

Drehzahlvariable pitchgeregelte Anlagen stellen zur Zeit (2007) den aktuellen Stand der Technik im Windkraftanlagenbau dar.

Es wird zwischen zwei Betriebszuständen unterschieden: der Drehzahlregelung im Teillastbetrieb (Momentenregelung) und der Drehzahlregelung im Volllastbetrieb (Pitchregelung).

Momentenregelung
  • Um eine optimale Leistungsausbeute zu erreichen, wird die Drehzahl der Anlage im Teillastbereich auf das optimale Verhältnis zwischen Umfangsgeschwindigkeit des Rotors und Windgeschwindigkeit eingestellt (Schnelllaufzahl λ optimal). Die Blätter sind dabei auf den Blattwinkel eingestellt, der das höchste Antriebsmoment an der Rotorwelle erzeugt. Die Drehzahl wird über das Gegenmoment am Generator beeinflusst.
Pitchregelung
  • Ist bei der Nennwindgeschwindigkeit das maximale Gegenmoment am Generator (Nennleistung) erreicht, kann die Drehzahl durch weiteres Erhöhen des Generatormoments nicht mehr auf dem Arbeitspunkt gehalten werden. Daher wird der aerodynamische Wirkungsgrad der Blätter verschlechtert, indem sie aus ihrem optimalen Anstellwinkel herausgefahren werden. Diesen Vorgang nennt man Pitchen. Die Drehzahl der Anlage wird daher ab Erreichen des maximalen Generatormoments über den Anstellwinkel der Blätter beeinflusst. Böen werden durch kurzzeitige Erhöhung der Rotordrehzahl und Verstellung des Anstellwinkels besser ausgesteuert als bei anderen Anlagen. Die Trennung von Generator und Netzeinspeisung verhindert Rückwirkungen der Rotordrehzahl auf Netzfrequenz und Spannungsstabilität, diese Schwankungen werden durch Einspeiseleitungen aufgefangen.

Windkraftanlagen mit Pitchregelung werden zumeist ausschließlich aerodynamisch abgebremst. Dabei wirken die drei voneinander unabhängigen Blattverstellsysteme als Bremse. Sie besitzen keine mechanische Betriebsbremse. Der Rotor wird nur zu Wartungsarbeiten festgesetzt.

Netzsynchrone Anlagen mit Stallregelung

Dieser Anlagentyp wurde auch als „Dänisches Konzept“ bekannt und stellte lange Zeit den Stand der Technik im Windkraftanlagenbau bis zu einer Nennleistung von etwa 500 kW dar. Er besteht aus einem Dreiblattrotor mit nicht verstellbaren Rotorblättern, der sein Drehmoment über ein Stirnradgetriebe an den Generator weiterleitet. Der Generator läuft netzsynchron. Durch die Anwendung der Dahlander-Polumschaltung am Generator können zwei Drehzahlen im Verhältnis 1:2 gefahren werden, um den Teillast- und Volllastbereich abzudecken. Dieser Anlagentyp ist maßgeblich für den schlechten Ruf der WKA in Bezug auf die Netzverträglichkeit verantwortlich. Es ist nur in einem Toleranzbereich möglich, die Rotordrehzahl konstant zu halten. Windböen können kurzzeitige Einspeisespitzen verursachen, die zu Spannungsschwankungen, Spannungs- und Stromoberwellen im Stromnetz führen. Dieses Manko konnte erst durch drehzahlvariable Anlagen mit einem Wechselrichter ausgeglichen werden. Viele dieser Anlagen verfügen über eine mechanische Betriebsbremse, eine große Scheibenbremse zwischen Getriebe und Generator, die bei Überdrehzahl eingesetzt wird, um den Rotor wieder auf Nenndrehzahl zu bringen. Eine weitere Bremsmöglichkeit ist die so genannte Blattspitzenbremse. Dabei wird das Ende des Rotorblattes durch die Fliehkraft auf einer schneckenförmigen Welle aus dem Blatt herausgezogen und dabei quer zur Anströmung gestellt.

Die Anlagen waren teilweise durch die Rotorblattauslegung nicht in der Lage, bei wenig Wind selbständig anzulaufen. Daher wurde bei ausreichender Windgeschwindigkeit der Generator kurz als Motor verwendet, um den Rotor in Drehung zu versetzen.

Die Rotorblätter sind so geformt, dass im Nennlastbereich ein Strömungsabriss auftritt und so die Leistung auch bei starkem Wind auf die Nennleistung begrenzt. Dieser so genannte Stalleffekt bringt jedoch starke Geräuschentwicklungen mit sich.

Netzsynchrone Anlagen mit aktiver Stallregelung

Windkraftanlagen mit aktiver Stallregelung sind der Versuch, das Konzept der Stallregelung und des netzsynchronen Betriebs ohne teureren Gleich- und Wechselrichter auch auf größere Anlagen bis in den Megawattbereich zu übertragen. Bei diesen Anlagen lässt sich der Strömungsabriss an den Rotorblättern zusätzlich über eine Blattverstellung steuern. Schwankungen im Wind (Böen) können so besser als bei reinen Anlagen mit Stallregelung ausgeglichen werden. Die Blattverstellung arbeitet entgegengesetzt der Pitchregelung und erhöht den Anstellwinkel immer weiter, bis es zum Strömungsabriss kommt. Im Sturmfall können die Blätter mit der Hinterkante nach vorn gedreht werden. Die Anlage muss dann nicht aus dem Wind geschwenkt werden.

Windrichtungsnachführung

Die Windrichtungsnachführung erfolgt bei modernen Anlagen durch Stellmotoren (auch Azimutantrieb oder Giermotoren genannt). Die Windrichtung wird dabei über Sensoren, so genannte Windrichtungsgeber ermittelt. Um Schwingungen der Anlagen um die Turmachse zu vermeiden, werden die Stellmotoren (meist sind mehrere vorhanden) gegeneinander verspannt oder das gesamte Lager wird mit einer Bremse festgesetzt, wenn es nicht in Bewegung ist. Auch die natürliche Dämpfung von Gleitlagern wird genutzt. Bei Bewegungen um die Hochachse wirken starke Widerstandsmomente auf den Rotor und die übrige Struktur ein. Die Windrichtungsnachführung erfolgt daher langsam und stark gedämpft.

Die elektrische Anbindung der Gondel (Steuersignale und erzeugter Strom an der Turminnenseite nach unten) erfolgt über fest verbundene Kabel; Schleifkontaktringe sind bei den hohen elektrischen Strömen zu wartungsintensiv. Um diese Kabel nicht zu sehr zu verdrehen, ist die Anzahl der Gondelumdrehungen je Richtung auf bis zu fünf (anlagenabhängig) von der Mittelstellung begrenzt. Ein Verwindungszähler kontrolliert diese Position und sorgt bei Bedarf für Entdrillung, wobei sich die Gondel bei stehendem Rotor ein paar Mal um die Hochachse dreht.

Umweltauswirkungen

Begutachtung eines Rotorblattes und des Turmes einer Windkraftanlage

Wie auch andere Bauwerke und Anlagen zur Energieerzeugung stehen Windkraftanlagen in Wechselwirkungen mit der Umwelt. Dazu gehören Auswirkungen auf die Tierwelt, Geräuschentwicklung, Schattenwurf oder Beeinflussung des Landschaftsbildes. Bei der ästhetischen Bewertung von Windkraftanlagen spielen subjektives Empfinden, Gewöhnung und gesellschaftliche Einstellungen eine wichtige Rolle.

Vogel- und Fledermausschlag

Schon Anfang der 1980er Jahre wurde bei der deutschen Versuchsanlage GROWIAN darüber diskutiert, ob vermehrt Vögel an schnell rotierenden Flügeln zu Schaden kommen könnten. Zum Ausmaß dieser Fälle von Vogelschlag gibt es inzwischen kontroverse Untersuchungen. Nach einer Studie des NABU von 2005 sterben in Deutschland jährlich etwa eintausend Vögel durch Kollision mit einer WKA. Betroffen sind insbesondere Greifvögel. Dem gegenüber stehen etwa zehn Millionen getöteter Vögel durch Straßenverkehr und Stromleitungen (BUND-Schätzung). Der NABU hatte 127 internationale Studien ausgewertet und kam zum Schluss, dass Vögel der meisten in Deutschland vorkommenden Vogelarten nicht gefährdet seien. Allerdings bestehe eine Problematik im Hinblick auf den Rotmilan und den Seeadler.[3]

Seit einigen Jahren ist auch bekannt, dass Fledermäuse an Windkraftanlagen verunglücken können. Zunächst wurde dieses Phänomen in den USA sowie in Australien beobachtet. Inzwischen laufen auch in Europa eine Reihe von Untersuchungen, die versuchen, Umfang und Hintergründe zu beleuchten. In Deutschland sind bislang 13 Fledermausarten (Stand November 2005) mit mehreren Hundert Individuen an den Anlagen verunglückt, jedoch wurden nur wenige Zählungen veröffentlicht. Es häufen sich die Kollisionen während der Zugzeit im August und September. Betroffen sind vor allem Arten, die im freien Luftraum jagen und/oder über große Strecken ziehen, wie der Große Abendsegler, die Breitflügelfledermaus, der Kleine Abendsegler oder die Zweifarbfledermaus. Einige Standorte, zum Beispiel im Wald oder in dessen Nähe, sind besonders schlagträchtig. Auch bestimmte Witterungsbedingungen – Temperatur, Windgeschwindigkeit – begünstigen den Fledermausschlag. Fledermäuse sind in Deutschland nach dem Bundesnaturschutzgesetz „streng geschützte“ Tiere. Um Kollisionen mit Fledermäusen zu vermeiden, können verschiedene Strategien verfolgt werden. Dazu zählen der Verzicht auf besonders gefahrenträchtige Standorte oder auch das Abschalten der Anlagen zu bestimmten Jahreszeiten oder Witterungsbedingungen (Windgeschwindigkeiten). Voraussetzung hierfür ist jedoch, dass die Fledermausaktivität vor Ort und ihre Wechselwirkung mit WKA bekannt ist. Untersuchungen ergaben mittlerweile, dass kein direkter Kontakt zwischen Fledermaus und Windkraftanlage als Todesursache notwendig ist, sondern die Tiere ein Barotrauma erleiden. Dieses Platzen der Lungen wird durch Druckunterschiede in der Nähe der Anlagen ausgelöst.[4]

Die niedrigeren Umdrehungsraten neuerer Anlagen kommen auch fliegenden Tieren zugute, da hier die Bewegungen für die Tiere besser kalkulierbar sind.

„Landschaftsverbrauch“

Der überwiegende Anteil heute installierter Windkraftanlagen befindet sich auf landwirtschaftlich genutzten Flächen. Benötigt wird nur die Standfläche der WKA und ein Zuweg für die Wartung. Die gemeindliche Entwicklung kann durch eine WKA negativ beeinflusst werden, da genehmigte Anlagen Bestandsschutz genießen und die Ausweisung von neuen Gewerbe- und Wohngebieten, die in der Nähe von Windkraftanlagen aufgrund von Abstandsregelungen nicht mehr möglich sind, verhindern können. In Deutschland wird dieses Problem mit einem Flächennutzungsplan und in Österreich mit einem Flächenwidmungsplan angegangen, so dass auch ein „Wildwuchs“ von Einzelanlagen vermieden wird. Wurden in einem Flächennutzungsplan so genannte Vorrangflächen für die Windenergie aufgestellt, sind sie für die Windkraftanlagen zu nutzen. Die Errichtung an einem anderen Standort innerhalb der Gemeinde oder des Kreises ist dann unzulässig.

Ein fester bundeseinheitlicher Abstand von Windkraftanlagen zu Wohngebieten etc. existiert in Deutschland nicht, jedoch erfüllt man in den meisten Fällen mit einem Abstand von 500 m zu Wohngebieten alle gesetzlichen Auflagen (wie Obergrenzen für Lärm und Schattenwurf; siehe unten).

Auswirkungen auf Standorte im Meer

Windkraftanlagen vor Kopenhagen

Um die erheblich stärkeren Winde auf See nutzen zu können, wird in Deutschland vermehrt die Errichtung von Windparks auf dem offenen Meer, so genannte Offshore-Windparks, geplant. In anderen europäischen Ländern (Dänemark, Schweden, Großbritannien) sind sie bereits realisiert. Auch hier werden Bedenken vorgetragen: Befürchtet werden beispielsweise Kollisionen mit vom Kurs abgekommenen Schiffen und eine Beeinträchtigung der Meeresökologie (vornehmlich durch Geräuschentwicklung unter Wasser während des Fundamentbaus). Hinzu kommt, dass die Entfernung zu den Abnehmern länger ist als bei den Anlagen an Land und zudem neu verkabelt werden muss. Dies könnte zu Baumaßnahmen im Wattenmeer führen, das fast komplett als Biosphärenreservat und Nationalpark (wichtiges Gesetz hier: Eingriffsregelung) ausgewiesen ist.

Schattenwurf

Der Schattenwurf tritt unangenehm in Erscheinung, weil der Schatten einer WKA im Gegensatz zum Schatten von unbewegten Gegenständen periodische Helligkeitsschwankungen am Immissionsort hervorruft. Die Ursache ist der drehende Rotor. Der Schatten einer stehenden WKA ist hingegen nicht anders zu bewerten als der Schatten eines normalen Gebäudes. Das Auftreten des Schattenwurfes hängt von der Lage und Größe der WKA, der Lage des Immissionspunktes und vom Wetter ab.

Weitere Informationen im Artikel: Schattenwurf von Windenergieanlagen.

Nach dem Bundes-Immissionsschutzgesetz darf der Schattenwurf (auch Schlagschatten genannt) durch Windkraftanlagen auf (bestehende) Wohnhäuser jeweils nicht mehr als 30 Stunden pro Jahr und 30 Minuten pro Tag betragen. Diese Grenzwerte gelten unabhängig von Anlagenzahl und -größe. Bei dem Jahresgrenzwert handelt es sich um eine theoretisch Größe, die sich unter Annahme von stetigem Wind, Betrieb, Sonnenschein und maximaler Schattenprojektion ergibt. Dies führt zu realen Belastungen von etwa sieben bis acht Stunden im Jahr pro Immissionspunkt, die über Mess- und Steuerungseinrichtungen in den Anlagen eingehalten werden müssen. Insbesondere der flackernde Schatten des drehenden Rotors wird oft als belästigend empfunden. Anlagen, bei denen Gutachten zur Genehmigung eine Überschreitung der Grenzwerte zeigen, werden heute mit einer sonnenstands- und wetterabhängigen Schattenwurfregelung ausgerüstet, welche durch die automatische zeitweise Abschaltung der Anlagen für die Einhaltung der Grenzwerte sorgen.

Diskoeffekt

Der „Diskoeffekt“ bezeichnet periodische Lichtreflexionen durch die Rotorblätter, er wird häufig mit der Schattenwurferscheinung des Rotors verwechselt. Er trat vor allem bei Anlagen aus den Anfängen der Windenergienutzung auf, als noch glänzende Lackierungen an den Rotorblättern benutzt wurden. Mittlerweile werden die Oberflächen der Anlagen mit matten, nicht reflektierenden Lackierungen versehen. Daher spielt der Diskoeffekt bei der Immissionsbewertung durch moderne Windkraftanlagen keine Rolle mehr.

Hindernis-Befeuerung

Die auch bei Windkraftanlagen mit mehr als 100 Metern Höhe vorgeschriebene Hindernisbefeuerung dient der Sicherheit des Flugverkehrs. Sie arbeitet bei alten Anlagen mit Neonröhren, bei neueren mit Leuchtdioden (LED) oder Blitzlampen. Mit ihrem charakteristischen Blinkmuster können sie – besonders bei größeren Ansammlungen von Anlagen – störend auf Anwohner wirken und sind oftmals Grund für das Scheitern von Genehmigungsverfahren. Neuerdings dürfen die Warnlichter bei guter Sicht gedimmt werden.

Rundfunk-Interferenzen

Aufgrund der Reflexionen an den Rotorflügeln entstehen Interferenzen (Überlagerungen) der elektromagnetischen Wellen von Rundfunksendern, die lokal zu schwankenden Empfangsfeldstärken, Überreichweiten oder Mehrwegeempfang führen können. Die Auswirkungen beschränken sich im Wesentlichen auf den analogen Fernsehempfang bei schlechten Empfangsbedingungen.

Schall

Der Schall von Windkraftanlagen ist in der Hauptsache das Windgeräusch der sich im Wind drehenden Rotorblätter. Der A-bewertete Schallleistungspegel wird nach genormten Verfahren durch akustische Messungen bestimmt. Gängige Werte liegen zwischen 98 dB und 109 dB. Diese Werte stellen die rechnerische Konzentration der Schallenergie der Rotorfläche auf einen Punkt in der Rotormitte dar. An keinem Ort an der Windkraftanlage, zum Beispiel auf der Gondel, wird er tatsächlich erreicht. Für die Vorhersage der Schallimmission an weiter entfernten Orten ist diese Vereinfachung vollkommen ausreichend. Die stärkste Wahrnehmbarkeit wird bei 95 % der Nennleistung angenommen, also bei Windgeschwindigkeiten zwischen etwa 10 m/s und 12 m/s in Nabenhöhe. Bei niedrigeren Windgeschwindigkeiten sind die Schallleistungspegel geringer, bei höheren werden sie von natürlichen Windgeräuschen überlagert. Bei einer als Punkt betrachteten Schallquelle nimmt die Lautstärke bei Verdoppelung des Messabstandes jeweils um ca. 6 dB ab. Mit 500 m Abstand zum nächsten Wohngebäude ist der Schalleinfluss einer einzelnen Windkraftanlage in jedem Fall unter 45 dB(A), oft wird bereits bei 300 m dieser Wert unterschritten.

Besondere Schalleffekte durch Windkraftanlagen, wie etwa Innenraumgeräusche in Wohnungen, konnten bisher nicht durch wissenschaftliche Untersuchungen belegt werden (Infraschall).

Drehzahlvariable Windkraftanlagen, die in der Nähe von Wohngebieten stehen, können zu bestimmten lärmsensiblen Zeiten, beispielsweise nachts, in einen schallreduzierenden Betriebszustand gebracht werden. Da die Schallemission besonders von der Blattspitzengeschwindigkeit und dem Getriebe abhängt, wird dazu die Drehzahl der Anlage abgesenkt. Diese Maßnahme führt jedoch immer auch zu einem Ertragsverlust für den Betreiber. Die Verringerung von Schallemissionen ist eines der Hauptanliegen bei der Weiterentwicklung der Anlagen, bei der in den letzten Jahren große Fortschritte erzielt wurden. So wurde die Geräuschemission durch bessere Körperschallentkopplung, Schalldämpfung und Aerodynamik stark reduziert und damit der Schallleistungspegel der Anlagen im Verhältnis zu Leistung und Ertrag gesenkt.

Nach dem Bundes-Immissionsschutzgesetz (s. a.: Technische Anleitung Lärm) darf die von einer technischen Anlage verursachte Schallimmission in Deutschland in reinen Wohngebieten nachts einen A-bewerteten Dauerschalldruckpegel von 35 dB nicht überschreiten (allgemeines Wohngebiet 40 dB, Dorf- und Mischgebiet 45 dB, Gewerbegebiet 50 dB, Industriegebiet 70 dB). Für baurechtlich nicht festgesetzte Gebiete (z. B. Einzelgehöft im Außenbereich) werden nach aktueller Rechtsprechung die Werte für Mischgebiete angesetzt. Beim Bauantrag ist im Rahmen des Genehmigungsverfahrens eine rechnerische Vorhersage der erwarteten Schallimmissionen vorzulegen.

Rahmenbedingungen

Genehmigungsgrundlage

In Deutschland sind Windkraftanlagen nach § 35 Abs. 1 Nr. 5 Baugesetzbuch – BauGB[5] – als Vorhaben im Außenbereich „privilegiert“. Durch planungsrechtliche Instrumente (Regionalplanung, Flächennutzungsplanung bzw. Bebauungspläne) können Vorrangflächen festgelegt und damit auch andere Flächen von der Windenergienutzung ausgeschlossen werden. Die Genehmigung erfolgt in der Regel als immissionsschutzrechtliche Genehmigung, die gleichzeitig alle anderen erforderlichen Genehmigungen einbezieht.

In der Praxis wird oft versucht, politisch auf die Genehmigungsbehörden sowohl pro als auch contra Windenergienutzung Einfluss zu nehmen. Dies ist genauso wenig zulässig wie eine übermäßige Standardisierung der Verfahren durch Windenergieerlasse (vgl. z. B. Abstandsregelungen im Windenergieerlass NRW[6]).

Förderung

Da die Technologie von Windkraftanlagen relativ neu ist, entstehen immer noch relativ hohe Ausgaben für Forschung und Weiterentwicklung. Ebenfalls existiert nur eine sehr begrenzte Serienproduktion. Aus diesem Grund können Windkraftanlagen noch nicht auf derzeitigem Marktniveau mit konventionellen Kraftwerken konkurrieren. Da jedoch Investitionen in alternative Energiequellen, speziell auch die Windenergie, aus verschiedenen Gründen erwünscht sind, gibt es in vielen Ländern entsprechende Förderprogramme.

Weitere Informationen zur Förderung finden sich im Artikel Windenergie.

Energierücklaufzeit

Die Energierücklaufzeit (energetische Amortisationszeit) beschreibt die Zeit, die vergeht, bis ein Kraftwerk genauso viel Energie erzeugt hat, wie zu seiner Produktion, Transport, Errichtung, Betrieb usw. benötigt wurde. Die Energierücklaufzeit beträgt bei WKA etwa zwei bis sechs Monate, auch nach konservativen Schätzungen jedoch deutlich unter einem Jahr.

Der erzeugten Strommenge wird in der Regel die eingesparte Primärenergie gegenübergestellt. Eine erzeugte kWhelektrisch entspricht dabei je nach Vergleichsgrundlage 2 bis 3 kWhPrimärenergie. Energetisch können sich nur Kraftwerke amortisieren, die regenerative Energiequellen nutzen, da fossile Brennstoffe verwendende Kraftwerke ständig nicht-regenerative Energievorräte verbrauchen.

Während erste Untersuchungen aus der Pionierzeit der Windenergienutzung (1970er und frühe 1980er Jahre), beruhend auf unausgereiften Testanlagen, durchaus den Schluss zuließen, dass eine energetische Amortisation kaum möglich ist, belegen zahlreiche Studien seit Ende der 1980er Jahre, dass sich die heutigen ausgereiften Serienanlagen in wenigen Monaten energetisch amortisieren.

Bei den Ergebnissen der verschiedenen Untersuchungen gibt es allerdings gewisse Unterschiede. Dies hängt zum einen mit den stark unterschiedlichen, standortabhängigen Energieerträgen von Windkraftanlagen zusammen, zum anderen mit dem betrachteten Lebenszyklus. Zudem unterscheiden sich oft auch die Bilanzierungsmethoden. Teilweise wird nur die Herstellung der Anlage betrachtet (alte Untersuchungen), teilweise der Energieaufwand für Transport, Wartung über die Lebenszeit und Rückbau mit hinzugerechnet (neuere Untersuchungen).

Beispiele
Typ Offshore Küste Küstennah Binnenland
Windkraftanlage 200 kW, 25 m Rotordurchmesser Herstellung Anlage inkl. Fundament[7] - 4 Monate
Windkraftanlage Enercon E-32; 300 kW, 32 m Rotordurchmesser[8] - 2,1 Monate 2,5 Monate 4,3 Monate
Windkraftanlage Enercon E-66; 1.500 kW, 66 m Rotordurchmesser; Mischanalyse Herstellung, Auf- und Abbau, Wartung[9] - 3,7 Monate 4,7 Monate 6,1 Monate
Offshore-Windkraftanlage; 5 MW auf Tripod-Fundament; Erfassung gesamter Lebensweg, ohne Netzanbindung [10] 4 Monate - - -
Offshore-Windpark 2010; 200 MW (40 × 5 MW) Erfassung gesamter Lebensweg, inkl. Netzanbindung[10] 5 Monate - - -

Hersteller und Preise

Hauptartikel: Windkraftanlagenhersteller.

Die Preise für Windkraftanlagen unterliegen marktüblichen Schwankungen. Zum einen halten sich die Anbieter eher bedeckt, zum anderen müssen viele individuelle Rahmenbedingungen berücksichtigt werden. Dazu zählen beispielsweise die Art des Fundamentes, die Turmvariante, die Infrastruktur (Zuwegung zur Baustelle, Entfernung zum Stromnetz, Art der Einspeisung usw.) Die Deutsche Energie-Agentur GmbH gibt die Preise (Stand 2004) bei Nennleistungen von 100 bis 1.000 kW zwischen 615 und 870 Euro und bei großen Anlagen im Megawattbereich zwischen 770 und 1.025 Euro pro installiertem Kilowatt an (inklusive Montage und Abnahme).

Die Einspeisevergütungen sind in Deutschland im Erneuerbare-Energien-Gesetz festgeschrieben.

Unfallrisiken

Unglücksfälle kommen auch bei Windkraftanlagen vor, doch da sie meist fernab von Siedlungen stehen, kam es abgesehen von Arbeitsunfällen bei der Montage und Wartung nicht zu Personenschäden. Waren früher Blitzschläge und defekte Rotorblätter die Hauptursache, so waren es in letzter Zeit eher Turmberührungen bei extremen Windböen. Dabei kann eine Anlage umstürzen oder Teile der Rotorblätter verlieren. Die Unfälle an Windkraftanlagen sind spektakulär und relativ selten in Relation zur Zahl der Anlagen. Allerdings häufen sich die gemeldeten Fälle mittlerweile offenbar („Tausende teils schwere Schäden […] Kaum ein Getriebe […] trotzt der Dauerbelastung länger als fünf Jahre“; DER SPIEGEL 34/2007, S. 42). Der besonders hohe Sicherheitsstandard moderner Windkraftanlagen drückt sich sehr anschaulich in der Höhe der Betriebshaftpflichtversicherung aus, die unter anderem Unfälle und Personenschäden abdeckt. Für eine Windkraftanlage mit 2 bis 3 MW Nennleistung (entspricht dem Durchschnitt neu installierter Anlagen) beträgt diese nur 70 bis 90 Euro im Jahr.

Im Jahre 2003 gab es sechs Brände, die hauptsächlich durch Funkenflug wegen mangelhaft hergestellter elektrischer Verbindungen entstanden und weil hydraulische Leitungen brachen und sich das Hydrauliköl anschließend selbst entzündete. Brände können in der Regel durch die Feuerwehr nur im unteren Turmbereich bekämpft werden. Bei einigen der neuen Multimegawatt-Offshore-Anlagen wird inzwischen standardmäßig ein Brandschutzsystem eingebaut.

Die Rotorblätter von Windkraftanlagen können bei entsprechender Witterung Eis ansetzen, das sich bei Tauwetter bei stehender und - als Eiswurf – bei anlaufender Anlage ablösen kann. Alle modernen Anlagen verfügen über eine Eiserkennung, die, beruhend auf Temperatur, Windsensorstatus, Windgeschwindigkeits- und Leistungsdaten, bei Vereisung automatisch abschalten und erst bei Tauwetter wieder anlaufen. Einige Hersteller bieten auch Rotorblattheizungen an. Eisabfall wurde dabei schon oft beobachtet, es wurden jedoch noch keine Personen- oder Sachschäden dokumentiert. Die Fallweite (niedrige Anlaufdrehzahl und schlechte Aerodynamik bei Eisansatz) und Eisgröße ist meist gering. Bei Eiswetterlage oder Tauwetter sollte der Aufenthalt unter Windkraftanlagen ebenso wie unter anderen hohen Gebäuden oder Konstruktionen vermieden werden.

Statistik

Beitrag erneuerbarer Energien zum Primärenergieverbrauch – in PJ[11]
2004 2005 2006 2007a)
Wasserkraft 76 77 77 75
Windkraft 92 95 110 142
Photovoltaik 2 4 7 13
Holz, Stroh u. a. feste Stoffe 224 293 334 k. A.
Biodiesel u. a. flüssige Brennstoffe 42 85 163 167
Klärschlamm, Müll, Deponiegas 40 48 57 k. A.
Klärgas einschl. Biogas 28 39 66 k. A.
Sonstige Erneuerbare (1) 15 16 19 k. A.
Insgesamt 518 659 834 932
Prozentualer Anteil am
Primärenergieverbrauch
3,5 4,6 5,7 6,7
(1) Solarthermie, Geothermie, Wärmepumpen

Quelle: Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie;   a)BMU

Weitere Statistiken zum Thema sind unter Windkraftanlagenhersteller, Windenergie und Auslastung zu finden.

Die durchschnittliche jährliche Betriebsdauer einer Windkraftanlage, in der Strom ins Netz eingespeist wird, beträgt je nach Windangebot etwa 5.000 (schlechter Binnenlandstandort) bis 8.000 Stunden (guter Küstenstandort) pro Jahr (ein Jahr hat bei 365 Tagen 8.760 Stunden). Davon arbeitet die Anlage nur einen kleinen, standortabhängigen Anteil der Zeit mit Nennleistung und die restliche Betriebszeit im Teillastbereich. Dabei sind vor allem die Windverhältnisse und die Auslegung der Anlage auf die Standortbedingungen ausschlaggebend. Wird der Jahresertrag durch die Nennleistung geteilt, so ergeben sich die so genannten Jahresvolllaststunden.

Im Jahr 2007 lag die statistisch durchschnittliche Volllaststundenzahl deutschlandweit über alle Anlagen (laut Tabelle) bei ungefähr 1.775 Stunden. Dieser Wert ist jedoch geringer als in der Realität. Er berücksichtigt nicht, dass die in einem Jahr neu installierten Windkraftanlagen nicht ein volles Jahr zum gesamten Jahresgesamtenergieertrag beitragen konnten. Rund zwei Drittel der neuen Anlagen werden in der Regel während der zweiten Jahreshälfte installiert. Damit geht die Nennleistung der Neuanlagen in die Jahresstatistik ein, ohne dass diese ein volles Jahr Energie erzeugen konnten. Die zahlreichen kleineren Altanlagen haben nicht die Effizienz moderner Multimegawatt-Anlagen. Die Auslastung moderner Anlagen liegt zwischen 15 % und 25 %, im Offshorebereich sollen 40 % bis 50 % möglich sein. In der Statistik ergeben sich Veränderungen zudem aus dem schwankenden Windangebot.

Einige statistische Angaben zur Windenergie in Deutschland für die Jahre 2001 bis 2007
  2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
Stromverbrauch gesamt (TWh) 580,5 581,7 588,0 600,6a) 610,0 615,8e) 616,2e) 617,5e)
Windstromerzeugung (TWh)e) 10,5 15,8 18,9 25,5 27,2 30,5 39,5 43
Anteil an der Gesamtstromerzeugung (%) 1,8 2,8 3,2 4,2a) 4,3 5,0e) 6,4e) 7,0e)
installierte Anlagenleistung am Jahresende (GW) 8,7 11,8 14,6d) 16,6d) 18,4 d) 20,6d) 22,2d) 23,9d)
Anlagenzahl am Jahresended) 11.438 13.759 15.387d) 16.543d) 17.574d) 18.685d) 19.460d) 20.301d)
durchschnittl. Nennleistung pro Anlage (kW) 763 864 949d) 1.005d) 1.049 d) 1.103d) 1.143d) 1.177d)
scheinbare durchschnittl. Auslastung (% der Nennleistung)c) 14,0 16,0 14,5 17,1 16,6 17,3 20,27
Quelle: VDN/VdEW, DEWI,    a)Schätzung AGEE-Stat,    b)VDEW    c)Wert zu gering, da bei Jahreswerten der anteilige Beitrag der Neuinstallationen nicht korrigiert wird,     d)DEWI;   e)BMU

Forschung und Entwicklung

Prof. Ulrich Hütter etablierte an der Universität Stuttgart und später an der DFVLR (Vorgänger des DLR) in Stuttgart die Forschung an der Windenergietechnik. Er hatte bereits während des Zweiten Weltkriegs solche Anlagen konzipiert, damals noch im Umfeld des Generalplan Ost. Nachdem Ende der neunziger Jahre des 20. Jahrhunderts die Forschung an der Windenergie in Stuttgart eher abnahm, wurde sie 2004 durch die Gründung des Stiftungslehrstuhls Windenergie am Institut für Flugzeugbau an der Universität Stuttgart wiederbelebt.

Seit Windkraftanlagen in großer Zahl hergestellt werden, ist die staatliche Forschung in Universitäten und Forschungsinstituten verstärkt worden. Ein Beispiel ist die Gründung des Deutschen Windenergie-Institut, DEWI, mit Sitz in Wilhelmshaven im Jahr 1990, wo alle zwei Jahre die Deutsche Windenergie-Konferenz (DEWEK) stattfindet.

Als Nachfolger des Fraunhofer-Centers für Windenergie und Meerestechnik (CWMT) wurde im Januar 2009 das Fraunhofer-Institut Windenergie und Energiesystemtechnik (IWES) in Bremerhaven gegründet, das sich vor allem mit Offshorenutzung beschäftigt.

Ein Schwerpunkt der Forschung sind Offshore-Windkraftanlagen und deren Einfluss auf die Ökosysteme vor der Küste. Es wird auch das Zusammenspiel von Windstrom und konventionell erzeugtem Strom untersucht. Ein Aspekt ist dabei die Unstetigkeit der Windleistung, die mit Energiespeichern kompensiert werden könnte. Techniken existieren bereits in Form von Pumpspeicherkraftwerken, elektrochemischen Akkumulatorzellen und Verfahren, die überschüssige Energie in chemische Energieträger (beispielsweise Wasserstoff) umwandeln.

Auf der norwegischen Insel Utsira wurde im August 2004 das erste autarke Stromnetz eingeweiht, das ausschließlich von Windenergie als Primärenergie gespeist wird. In dem auf zwei bis drei Jahre angelegten Versuch, dem ersten in diesem Maßstab, sollen zehn der insgesamt siebzig Haushalte ihren Strom von zwei Enercon E-40-Anlagen beziehen. Kurzfristige Stromschwankungen werden durch einen Schwungradspeicher (5 kWh) ausgeglichen. Überschüssige Energie wird in Form von Wasserstoff in einem Druckspeicher mit einer Kapazität von maximal drei Tagen zwischengespeichert. Dieser wird bei Flaute oder Sturm, also dann, wenn die Anlagen nicht ausreichend Energie liefern, über eine 60-kW-Brennstoffzelle wieder in Strom umgesetzt. Ein Generator dient während der Erprobungsphase zur Absicherung gegen Stromausfall. Einer der Hauptinvestoren ist der norwegische (Öl-)Konzern Norsk-Hydro mit seiner Wasserstoffsparte.

Derzeit werden schwimmende Offshore-Windkraftanlagen weit ab von der Küste getestet.[12]

Internationale Rekorde

Darrieus-Rotor Eole, Cap-Chat, Canada
5M der REpower Systems in Brunsbüttel
DeWind D8.2 - 2000 kW in Veladero/ Argentinien
  • Mit 110 Metern Höhe und vier Megawatt installierter Leistung ist der Darrieus-Rotor EOLE in Le Nordais, Cap-Chat, Canada, unter den Windkraftanlagen mit vertikaler Rotordrehachse die größte und stärkste Anlage der Welt und war zum Zeitpunkt seiner Erstellung weltweit auch die leistungsstärkste Windkraftanlage insgesamt, alle Bautypen einbegriffen.
  • Die derzeit leistungsstärkste Windkraftanlage (Stand Dezember 2007) ist die E-126 von Enercon mit 6 MW installierter Leistung.
  • Die höchste Windkraftanlage der Welt ist die Fuhrländer FL2500 bei Laasow/Brandenburg. Sie wurde am 14. September 2006 fertiggestellt. Der Gittermastturm für diesen Prototyp erlaubt eine Nabenhöhe von 160 m. Bei einem Rotordurchmesser von 90 m erreicht die Anlage eine Gesamthöhe von 205 m[13].
  • Die weltweit höchstgelegene Windkraftanlage der Fa. DeWind steht in den argentinischen Anden auf 4.100 m. Es ist der Typ D8.2 – 2000 kW / 50 Hz. Diese Turbine hat ein neuartiges Triebstrangkonzept mit einem speziellen Drehmomentwandler (WinDrive) der Fa. Voith und einem Synchrongenerator. Die WKA wurde im Dezember 2007 in Betrieb genommen und versorgt seitdem die ansässige Goldmine im Inselnetz Betrieb mit Elektrizität.[14]
  • Die nördlichsten Windkraftanlagen der Welt (Stand August 2005) sind 16 Nordex N-80 mit jeweils 2,5 MW Nennleistung im Windpark Havøygavlen bei Hammerfest in Norwegen.
  • Die südlichsten Windkraftanlagen der Welt (Stand August 2005) sind zwei Enercon E-30 (je 300 kW) in der Antarktis. Zusammen mit Dieselaggregaten (zuvor nur Dieselaggregate) versorgen sie seit 2003 die Station Mawson Bay der Australian Research Division.

Siehe auch

Literatur

  • Robert Gasch (Hrsg.): Windkraftanlagen. Teubner, Stuttgart 2005, ISBN 3-519-36334-8.
  • Erich Hau: Windkraftanlagen. 3. Aufl. Springer-Verlag, Berlin – Heidelberg – New York 2003, ISBN 3-540-42827-5. (enthält auch einen recht ausführlichen Teil zur Geschichte der Windenergienutzung)
  • Albert Betz: Windenergie und ihre Ausnutzung durch Windmühlen. Vandenhoeck and Ruprecht, Göttingen 1926, Ökobuch, Kassel 1982 (Repr.), ISBN 3-922964-11-7.
  • Andreas Jungbauer: Windenergienutzung in einem regenerativen Energiesystem, Analyse der Windkraftanlagen Eberschwang und Laussa. Diplomarbeit Technischen Universität Graz, Institut für Hochspannungstechnik, Elektrotechnik-Wirtschaft und Energieinnovation. Graz 1998. (PDF-Datei)
  • Gerd Rosenkranz, Harald Schumann: Dokumentation. Was kostet die Windkraft? in: Netzeitung. Berlin 5. April 2004 (online-Magazin).
  • Craig Morris: Windenergie hat Zukunft. in: Telepolis. Heise, Hannover 30. März 2004 (Online-Magazin).
  • Werner Bennert: Windenergie. Verlag der Technik, Berlin 1989, ISBN 3-341-00627-3.

Einzelnachweise

  1. Caroline Draxl: Seminararbeit – Präsentation zur Theorie der Windenergienutzung – mit Fotografie der chinesischen Windmühle (etwas Ähnliches leider nur verfügbar, PDF-Datei, 2,03 MB)
  2. Enercon GmbH: Windblatt – 06-2004, S. 4 und 5
  3. Nabu: Windräder schaden vor allem Rastvögeln – Neue Studie des Michael-Otto-Instituts im NABU
  4. Badische Zeitung: Freiburg: Fledermäuse sterben an Barotrauma, Zugriff am 8. September 2008
  5. § 35 BauGB, Bauen im Außenbereich
  6. Grundsätze für Planung und Genehmigung von Windkraftanlagen, Windenergie-Erlass, 21. Oktober 2005 (PDF-Datei, 160 kB)
  7. W. Jensch: Energetische und materielle Aufwendungen beim Bau von Energieerzeugungsanlagen, zentrale und dezentrale Energieversorgung. FFE Schriftenreihe, Band 18, Springer Verlag 1987
  8. R. Domrös: Energetische Amortisationszeit von Windkraftanlagen auf der Basis der Prozesskostenanalyse, Diplomarbeit, TU Berlin, Fachgebiet für Energie und Rohstoffwirtschaft, 1992.
  9. Matthias Geuder: Energetische Bewertung von Windkraftanlagen. Diplomarbeit, 2004. (PDF-Datei, 2,03 MB)
  10. a b Tryfonidou, R., Wagner, H.-J.: Offshore-Windkraft – Technikauswahl und aggregierte Ergebnisdarstellung, Lehrstuhl für Energiesysteme und Energiewirtschaft, Ruhr-Universität Bochum, 2004 (Kurzfassung: PDF-Datei, 128 kB).
  11. BMWi-Energiestatistiken, Seite 20
  12. heise.de: Windenergie aus tiefen Gewässern
  13. Internetseite von Laasow http://home.arcor.de/laasow/index.htm (abgerufen am 21. Januar 2007; 01:00)
  14. Generador Eólico de Veladero (spanisch; PDF-Datei, 1,81 MB)

Weblinks

Forschungsinstitute

Technische Informationen

Interessengruppen

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